Evaporación

Transporte de partículasSedimentación

OcéanoLagoArrastre

superficial

Condensación

Capa freática

Estratificación

Flujo

26 Oilfield Review

Las presiones de las operaciones de perforación y producción

Yves BarriolKaren Sullivan GlaserJulian PopSugar Land, Texas, EUA

Bob BartmanDevon EnergyHouston, Texas

Ramona Corbiell Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Kåre Otto EriksenHarald LaastadStatoilStavanger, Noruega

James LaidlawAberdeen, Escocia

Yves ManinClamart, Francia

Kerr MorrisonBP Exploration and ProductionAberdeen

Colin M. SayersHouston, Texas

Martín Terrazas RomeroPetróleos Mexicanos (PEMEX)Poza Rica, México

Yakov Volokitin Shell E&P AmericasNueva Orleáns, Luisiana

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jeff Cordera y Aaron Jacobson, Clamart,Francia; Roger Goobie, Houston, Texas; José de JesúsGutiérrez, Ciudad de México, México; Martin Isaacs,Frederik Majkut y Lorne Simmons, Sugar Land, Texas; yPaula Turner, consultora externa, Houston.adnVISION675, AIT (herramienta de generación deImágenes de Inducción de Arreglo), arcVISION675, CHDT(Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado),CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FloWatcher, MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación),Platform Express, PowerDrive Xtra, PressureXpress,proVISION675, Sapphire, Smart Pretest, StethoScope,TeleScope, USI (herramienta de generación de ImágenesUltrasónicas), VISION y WellWatcher son marcas deSchlumberger.

La medición de la presión es esencial para optimizar la recuperación de hidrocar-

buros. Hoy podemos determinar las presiones de formación en forma precisa,

prácticamente en cualquier momento del ciclo de vida de un pozo. Ya sea durante la

perforación, cuando el pozo alcanza la profundidad final o algunos años después de

iniciada la producción, las técnicas actuales nos permiten adquirir datos de presión

precisos y económicamente efectivos. Éstos nos ayudan a reducir los riesgos y

mejorar la recuperación.

Muchos de los efectos de la presión pasan inad-vertidos en nuestra vida cotidiana. Rara vez nosplanteamos porqué fluye el agua desde un grifo ocómo vuela un avión. Y, sin lugar a dudas, cuandollenamos el tanque de combustible de nuestroautomóvil, no nos preocupa la naturaleza de lasgeopresiones que impulsan los hidrocarburoshacia la superficie. Nuestro mundo depende de lapresión de muchas maneras y la producción depetróleo y gas no escapa a esta regla.

La historia de la geopresión se remonta a loscomienzos de la Tierra. Al enfriarse el núcleoexterno de la Tierra, los movimientos tectónicosde las placas inducidos por la convección aca-ecida en el interior de la Tierra generaronesfuerzos en la corteza terrestre. El movimiento,torcedura y espiralado de estas placas de la cor-

teza terrestre sometidas a esfuerzos provocaronla formación de montañas y cuencas. Las erup-ciones volcánicas asociadas con las fuerzastectónicas de las placas arrojaron material desdeel interior de la Tierra, formando la atmósfera ylos océanos.

Conforme la actividad tectónica de las placasseguía incidiendo en las condiciones de presióndel subsuelo, se formaron los patrones cli-máticos. Los ciclos de evaporación oceánica,saturación atmosférica, condensación y precipi-tación continental alimentaron los ríos quedesembocan en los océanos, acarreando consigograndes volúmenes de rocas erosionadas y mate-rial terrígeno y orgánico marino. Al disminuir lavelocidad de transporte, estos materiales seasentaron en cuencas sedimentarias (abajo).

> El ciclo hidrológico. El agua que se evapora desde el océano forma nubes. Las nubes se acumulansobre la tierra y producen la lluvia, que fluye a lo largo de los ríos y regresa al océano transportandorocas y restos orgánicos que se depositan en las cuencas. El ciclo se repite, depositando capas dematerial macizas.

Invierno de 2005/2006 27

Datos degravimetríade aire libreen el AbanicoCongo

Grupos dechapopoteras

Curvasde nivelbatimétricas

Posteriormente, a lo largo de los ciclos continuosde enterramiento y compactación, estos materia-les fueron convertidos por la acción del calor, lapresión y la actividad orgánica en los diferentescompuestos de hidrocarburos que conocemos conel nombre de petróleo.

Así comienza la historia de la geopresión, loshidrocarburos y la producción. En este artículo,examinamos primero el desarrollo de los sistemasgeopresionados y luego analizamos los efectos dela presión de formación sobre la perforación, eva-

luación, producción y recuperación de hidrocar-buros. Algunos ejemplos del Golfo de México,México y el Mar del Norte, muestran cómo losperforadores, ingenieros y geocientíficos estánutilizando técnicas vanguardistas para pronosti-car, medir y manejar la presión, permitiendo quelos pozos sean perforados en forma más segura,que los agujeros sean colocados en forma másprecisa y que el contenido de los yacimientos seaevaluado y manejado de manera de maximizar larecuperación de petróleo y gas.

Desarrollo de los sistemas geopresionadosLa corteza terrestre externa alberga un complejosistema de esfuerzos y geopresiones que cons-tantemente procuran alcanzar un estado deequilibrio. Si bien el subsuelo comprende variosrasgos geológicos, bajo diferentes regímenes depresión y esfuerzo, una de las distribuciones depresión del subsuelo más comúnmente estudia-das es la que tiene lugar en los sedimentosrelativamente someros depositados en ambientessedimentarios deltaicos. Los ríos arrojan grandescantidades de arena, limo y arcilla en cuencasmarinas donde se acumulan y litifican a través demillones de años, y por último forman principal-mente arenisca, limolita y lutita.

Inicialmente, los sedimentos depositados enlas desembocaduras de los ríos son sedimentosno consolidados y no compactados, y poseen unaporosidad y una permeabilidad relativamentealtas que permiten que el agua de mar rema-nente, o el agua connata, presente en los porospermanezcan en total comunicación hidráulicacon el océano que la sobreyace. Con el tiempo yla compactación, conforme se deposita más sedi-mento, el agua sale con dificultad de los espaciosporosos y el contacto entre los granos soportauna carga sedimentaria cada vez más grande. Siexiste un conducto para que el agua salga, semantiene el equilibrio en los espacios porosos.

Una vez formados, el petróleo y el gas migranen dirección ascendente hacia zonas de menorpresión, alcanzando posiblemente la superficiepara formar chapopoteras (acumulación de ema-naciones) si no existe ninguna obstrucciónmecánica en el camino. Las evidencias geológicasy arqueológicas indican que existieron chapopote-ras naturales en varios lugares del mundo durantemiles de años. En ciertos casos, las presiones delsubsuelo hacen que grandes volúmenes de hidro-carburos alcancen la superficie. A lo largo de lacosta de California, cerca de Goleta Point, EUA,volúmenes comerciales de gas natural continúansaliendo de las fracturas naturales existentes enla corteza terrestre. Allí, los ingenieros diseñaronun singular sistema de recuperación de gas subte-rráneo que ha captado más de 113 millones de m3

[4,000 millones de pies3] de gas natural desde1982. Este gas natural es suficiente para satisfa-cer las necesidades anuales de más de 25,000consumidores residenciales típicos de California.1

Las chapopoteras se forman generalmentecuando la erosión produce la exposición de lasrocas con hidrocarburos en la superficie de laTierra o cuando una falla o una fractura permi-ten que los hidrocarburos, impulsados por lapresión, migren hacia la superficie. Los registroshistóricos indican que las chapopoteras superficia-

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> Chapopotera identificada en el área marina de Angola, África Occidental.Aproximadamente un 75% de las cuencas petrolíferas del mundo contienenchapopoteras de superficie. Saber dónde emergen las chapopoteras de pe-tróleo y gas ayuda a localizar las fuentes de las acumulaciones de petróleo ygas del subsuelo. Los científicos utilizan las imágenes satelitales para ayudara identificar yacimientos de hidrocarburos potenciales. En esta imagen, losvalores de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los datos del Saté-lite Europeo de Teledetección (ERS) permiten la identificación de áreas dealtos valores gravimétricos que son el resultado de los sedimentos emitidosdel Río Congo, conocidos como Abanico Congo. Los datos se utilizan tambiénpara ayudar a identificar áreas con chapopoteras de hidrocarburos, que semuestran como curvas de contorno delineadas en rojo. La fuente submarinade la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o sís-mica de reflexión somera. Luego, se pueden muestrear los hidrocarburos comoayuda para identificar el tipo de petróleo y el grado de madurez del campo,así como para su correlación con otras chapopoteras submarinas. (Imagen:cortesía del Grupo NPA; contornos de bloques: cortesía de IHS Energy.)

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les condujeron al descubrimiento de numerososyacimientos de petróleo.2 Hoy en día, las imáge-nes aéreas y satelitales ayudan a los geólogos adetectar emanaciones naturales de petróleo y gasque migran desde las grandes profundidades de losocéanos, ofreciendo la promesa de las reservas dehidrocarburos aún sin descubrir (página anterior).

Afortunadamente, la mayoría de los hidrocar-buros presentes en el subsuelo no escapan haciala superficie. A medida que el petróleo y el gasmigran en dirección ascendente, quedan entram-pados habitualmente debajo de las capas de bajapermeabilidad o los sellos. Estos sellos puedenestar constituidos por diversos tipos de rocas,incluyendo lutitas, lutitas calcáreas, areniscasbien cementadas, ceniza volcánica litificada, an-hidrita y sal.

Las trampas de hidrocarburos se agrupan fre-cuentemente de acuerdo con los procesosgeológicos que las originan, tales como los proce-sos de plegamiento y fallamiento y los cambiosestructurales causados por la actividad tectónicade las placas o la deformación plástica de lassales o las lutitas (arriba). Muchas trampas dehidrocarburos implican combinaciones de rasgosestructurales y estratigráficos pero, una vezentrampados debajo de un sello, los fluidos de

yacimiento no poseen comunicación hidráulicacon la superficie. Dado el tiempo y las circuns-tancias adecuadas, la presión aumenta en elespacio poroso de las rocas (véase “Causas de lapresión anormal,” página 30).

El primer petróleo y la incertidumbre de la presiónPoco tiempo antes del año 200 aC, los chinos uti-lizaron la geopresión para ayudar a explotar losprimeros pozos de gas.3 Otros registros indicanque ya en el año 1594, cerca de Bakú, Azerbaiján,se excavaron a mano agujeros o pozos someros dehasta 35 m [115 pies] de profundidad, lo queconvirtió a esta área en el primer campo petro-lero real.4

En EUA, la historia de las operaciones deperforación antes del siglo XIX es poco clara, sibien la utilización del petróleo de chapopoterasse destaca en varios de los primeros relatos his-tóricos. En 1821, los perforadores terminaron elprimer pozo de EUA, destinado específicamentea la producción de gas natural. Este pozo,situado en Fredonia, Nueva York, EUA, alcanzóuna profundidad de 8.2 m [27 pies] y produjosuficiente gas, por impulso de la presión natural,para encender docenas de quemadores en una

posada cercana. Posteriormente, en 1859, EdwinL. Drake perforó un pozo exploratorio cerca deTitusville, Pensilvania, EUA, para localizar el ori-gen de una chapopotera de petróleo.5 Al alcanzaruna profundidad de 21 m [69.5 pies], los perfora-dores extrajeron sus herramientas del pozo. A las24 horas, los efectos de la geopresión hicieronque el petróleo llegara a la superficie en formanatural. Afortunadamente para Drake, la presen-cia de chapopoteras de petróleo en el áreaimpidió el incremento de la presión anormal. Uti-lizando una bomba manual, los perforadoresprodujeron aproximadamente 3.9 m3/d [25 bbl/d]de petróleo. Si bien la producción pronto decayóa unos 1.5 m3/d [10 bbl/d], se dice que el pozocontinuó en producción durante un año o un pocomás de un año.6

Para comienzos de la década de 1900, losperforadores, geocientíficos e ingenieros recono-cieron la importancia de la geopresión en laproducción de petróleo y gas. El descubrimientode Spindletop, que experimentó un reventóndurante la perforación cerca de un domo salinosituado a 311 m [1,020 pies] de profundidad,produjo alrededor de 800,000 bbl [127,120 m3]de petróleo en ocho días y aportó a los científi-cos nuevos conocimientos acerca de los efectosde la geopresión anormal relacionada con la pre-sencia de domos salinos.7

Al aumentar la actividad de perforación, laexploración alcanzó territorios nuevos e inexplo-rados. Recordando los descontrolados pozossurgentes de petróleo del pasado, los perforado-res se mostraban siempre vigilantes ante elposible incremento de las geopresiones anorma-les. Los ingenieros y científicos comenzaron abuscar nuevas formas de pronosticar las presio-nes anormales durante la búsqueda de petróleo.

Gas

Petróleo

Agua salada

1. Natural Oil and Gas Seepage in the Coastal Areas ofCalifornia; Departamento del Interior de EUA, Servicio deAdministración de Minerales. http://www.mms.gov/omm/pacific/enviro/seeps1.htm (Se accedió el 8 de octubre de2005).

2. Para obtener más información sobre chapopoteras yexploración de petróleo, consulte:http://www.npagroup.co.uk/oilandmineral/offshore/oil_exploration/ (Se accedió el 8 de octubre de 2005).

3. Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-ZeghatySZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F,Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento:construcción de pozos de gas,” Oilfield Review 15, no. 3(Invierno de 2003/2004): 70–85.

4. Para obtener más información sobre la cronología de loseventos petroleros, consulte: http://www.sjgs.com/history.html#ancient_to_present (Se accedió el 8 deoctubre de 2005).

5. Para ver una cronología de la perforación de pozos depetróleo y gas en Pensilvania, consulte:http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/reclaiMPa/interestingfacts/Chronlogyofoilandgas (Se accedió el 8 de octubre de 2005).

6. Yergin D: The Prize. New York City: Simon & Schuster, 1992.7. Para obtener más información sobre la historia del campo

petrolero Spindletop, consulte:http://www.tsha.utexas.edu/handbook/online/articles/SS/dos3.html (Se accedió el 8de octubre de 2005).

(continúa en la página 32)

> Trampas estructurales. El peso de los sedimentos sobreyacentes hace que las capas de sal se deformen plásticamente, creando diapiros. Conforme evo-lucionan los diapiros, los sedimentos traslapan sus márgenes, formando trampas que habitualmente alojan hidrocarburos (izquierda). Cuando los estratosse han deformado para formar un anticlinal (centro), el petróleo (verde) y el gas (rojo) pueden quedar entrampados debajo de un sello. La presencia de fallastambién puede producir el entrampamiento de los hidrocarburos (derecha), mediante el sellado del margen echado (buzamiento) arriba de un yacimiento.

Causas de la presión anormal

Las formaciones de presión normalgeneralmente poseen una presión de poroequivalente a la presión hidrostática del aguaintersticial. En las cuencas sedimentarias, elagua intersticial normalmente posee unadensidad de 1,073 kg/m3 [8.95 lbm/galónamericano], lo que establece un gradiente depresión normal de 0.465 lpc/pie [10.5 kPa/m].La desviación significativa con respecto a estapresión hidrostática normal se conoce comopresión anormal.

En muchos yacimientos productores dehidrocarburos se observan geopresionesanormales, por encima o por debajo delgradiente normal. Si bien el origen de estaspresiones no se conoce en forma exhaustiva,el desarrollo de la presión anormal seatribuye normalmente a los efectos de lacompactación, la actividad diagenética, ladensidad diferencial y la migración de losfluidos.1 La presión anormal implica eldesarrollo tanto de acciones físicas como deacciones químicas en el interior de la Tierra.Las presiones superiores o inferiores algradiente normal pueden ser perjudicialespara el proceso de perforación.

Las presiones subnormales, es deciraquellas presiones que se encuentran pordebajo del gradiente normal, pueden producirproblemas de pérdida de circulación en lospozos perforados con lodo de perforaciónlíquido. Las condiciones de presiónsubnormales se generan frecuentementecuando la cota de superficie de un pozo esmucho más elevada que la capa freática delsubsuelo o el nivel del mar. Esto se observacuando se perforan pozos en serranías o enzonas montañosas, pero también puedeocurrir en regiones áridas donde es posibleque la capa freática tenga más de 305 m[1,000 pies] de profundidad.

Las presiones anormalmente bajas tambiénse observan con frecuencia en los yacimientosagotados. Se trata de yacimientos cuya presiónoriginal ha sido reducida como resultado de laproducción o de pérdidas. El fenómeno deagotamiento no es inusual en los yacimientosmaduros en los que se han producidovolúmenes significativos de petróleo y gas sin

la implementación de programas de inyecciónde agua o de mantenimiento de la presión.

Por el contrario, las presionesanormalmente altas son características de lamayoría de las regiones productoras depetróleo. Las sobrepresiones anormalessiempre involucran una zona particular quese sella o aísla. La magnitud de lasobrepresión depende de la estructura, el

ambiente sedimentario y los procesos y tasade sedimentación.

Uno de los mecanismos más comunes quegenera presiones anormalmente altas es elentrampamiento del agua intersticial duranteel proceso de sedimentación. Si se forma unsello antes de que se desplace el aguaintersticial, no se establece el contacto granoa grano entre los sólidos. Con el tiempo, y con

30 Oilfield Review

> Aislamiento de la presión por desplazamiento de las fallas. En áreas con fallas, laszonas presionadas (pardo) pueden desplazarse a lo largo de un plano de falla. Si seencuentra adecuadamente sellada, la zona desplazada mantiene su presión anormal.Si bien es posible definir el tope de una zona de presión anormal en un área o estruc-tura dada, la presencia de fallas puede producir cambios significativos en la profun-didad de la formación, a poca distancia. Para el perforador, esto no sólo creaconfusión sino que plantea mayores riesgos de perforación.

Pozo 1 Pozo 2

Arenisca presionada

Arenisca presionada

Pressured sand

Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5

Arenisca presionada

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los incrementos producidos en la compac-tación debido a la presión ejercida por losestratos de sobrecarga, el agua contenida enel espacio poroso se comprime, generandouna presión de poro anormalmente alta.

Otra de las causas de la presiónanormalmente alta es el levantamientogeológico y el desplazamiento de unaformación, que reubica físicamente unaformación de presión más alta, trasladándolade una profundidad a otra (página anterior).Cuando una zona de presión previamentenormal, situada a gran profundidad, esdesplazada por la actividad tectónica haciauna profundidad más somera permaneciendointactos los sellos, la presión resultante seráanormalmente alta.

La subcompactación producida durante lasedimentación es otro mecanismo degeneración de presión de poro alta. En elGolfo de México y en otras cuencassedimentarias, el desequilibrio de lacompactación se considera la causa másimportante de la sobrepresión. Para que elsedimento se compacte, el agua intersticialdebe ser expulsada. No obstante, si lasedimentación es rápida en comparación conel tiempo requerido para que el fluido seaexpulsado del espacio poroso, o si se formansellos que impiden la deshidratación y lacompactación durante el enterramiento, elfluido poroso se vuelve sobrepresionado ysoporta parte del peso de los sedimentossobreyacentes.

Los sistemas artesianos constituyen unafuente única de presiones anormalmentealtas. En estos sistemas, la cota de superficiedel pozo se encuentra por debajo del nivel delmar o de la capa freática, condición quepodría existir si se perforara en un valleintermontañoso (arriba).

El mismo principio rige para las situacionesestructurales en las que las formacionespermeables de gran inclinación permiten latransmisión de la presión desde una zona

profunda de presión más alta a unaprofundidad más somera. Las presionesanormales causadas por los efectosestructurales son comunes en las adyacenciasde los domos salinos, donde la sal que seeleva y migra ha levantado las formacionesadyacentes, volcando y sellando lasformaciones permeables.

También pueden producirse sobrepresionesen areniscas someras si los fluidos de presiónmás alta migran desde las formacionesinferiores como resultado de la presencia defallas o a través de un sello en una red demicrofracturas (derecha)2. Además, lasacciones creadas por el hombre puedenprovocar la carga de las areniscas superiores.Los problemas de cementación pobre de lastuberías de revestimiento y de pérdida decirculación, el fracturamiento hidráulico y losreventones subterráneos pueden hacer quezonas que de lo contrario exhibirían presiónnormal, se conviertan en zonas anormalmentepresionadas.

Otra de las causas de la sobrepresión es laactividad química. Si la sedimentación masivade material orgánico se sella con el tiempo yse expone a temperaturas más elevadas, estamateria orgánica genera metano y otroshidrocarburos que constituyen la carga de laformación. El incremento de la profundidad,la temperatura y la presión puede hacer queel yeso se convierta en anhidrita, liberandoagua que carga una formación.

Contrariamente, la anhidrita que se expone alagua puede formar yeso, lo que se traduce enun aumento de hasta el 40% del volumen,fenómeno que incrementa las presioneszonales. La presión de poro también puedeincrementarse a través de la conversión de la esmectita en ilita, al aumentar la tempe-ratura y la profundidad. Conforme el agua esexpulsada de la red cristalina de la arcilla, lapresión de poro se incrementa.

> Sistema de presión artesiano. En estos sistemas, la cota superficial del pozo se encuentra por de-bajo del nivel del mar o debajo de la capa freática. Esto se produce comúnmente cuando se perforaen un valle o en una cuenca rodeada por sierras o montañas; sitios en los que la capa freáticaconectada se carga con agua proveniente de zonas más elevadas.

Nivel del suelo

Pozo artesiano

Cota del pozo por debajo de la capa freáticaLluvia Lluvia

Sello Arenisca permeable

> Migración de las fracturas. Los planos defalla pueden permitir la transmisión de la pre-sión desde una zona de presión más alta hastauna zona más somera, de menor presión. Estose traduce en una arena de presión anormal oarena cargada. Estos efectos son comunes enlos ambientes con esfuerzos tectónicos yadyacentes a los domos salinos.

Zona demayor presión

Arenisca cargada

1. Bourgoyne AT, Millheim KK, Chenevert ME y Young FS: Applied Drilling Engineering, Primera Edición, Richardson, Texas: Sociedad de Ingenieros de Petróleo, 1986.

2. Para obtener más información sobre la presencia defallas, consulte: Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R,Kaufman P, Knipe R y Krantz B: “Menor incertidumbrecon el análisis de fallas que actúan como sello,”Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.

Aproximadamente para la misma época enque Drake perforó su primer pozo, comenzaron adesarrollarse y utilizarse los equipos de sismolo-gía para registrar y medir los movimientos de laTierra durante los sismos. Los investigadoresdesarrollaron las tecnologías que constituyen labase de la sismología de reflexión. En la sismolo-gía de reflexión, las formaciones del subsuelo semapean mediante la medición del tiempo quetardan los impulsos acústicos transmitidos haciael interior de la Tierra en volver a la superficiedespués de ser reflejados por las formacionesgeológicas con propiedades físicas variables.8

Con el tiempo, la tecnología sísmica se trasladóal campo petrolero, proporcionando a los geofísi-cos, geólogos e ingenieros de perforación lasherramientas para evaluar los yacimientos yregímenes de presión antes de perforar un pozo.

Si bien las primeras estimaciones de la geo-presión basadas en el análisis de imágenessísmicas eran rudimentarias, los perforadoresnecesitaban contar con estimaciones de la pre-sión previas a la perforación para la selección dela densidad del lodo, el diseño la tubería derevestimiento y la estimación del costo del pozo,entre otras aplicaciones. Los ingenieros observa-

ron que las primeras estimaciones de la presióneran demasiado inciertas, especialmente en losyacimientos de petróleo y gas complejos. Paracomprender y visualizar con más facilidad elambiente de la geopresión, los geocientíficos uti-lizan ahora sofisticadas técnicas de adquisicióny procesamiento de datos sísmicos, modelosmecánicos del subsuelo y cubos de presión deporo que les permiten estudiar, evaluar y visuali-zar los ambientes de presión dentro de unacuenca o un área dada.

Los ingenieros emplean la técnica de tomo-grafía de reflexión que brinda mayor resoluciónespacial que las técnicas sísmicas convencionalespara predecir la presión de poro con precisión, apartir de los datos sísmicos. Este nivel de altaresolución también ayuda a diferenciar las va-riaciones de la presión de poro a partir de lasvariaciones en la litología y en el contenido defluidos.9

La tomografía de reflexión ofrece ventajassignificativas, en comparación con los datos sís-micos convencionales. El procesamiento de losdatos sísmicos convencionales suaviza las fluc-tuaciones de la velocidad y los picados de losintervalos de velocidad suelen ser demasiadotoscos para generar una predicción precisa de lapresión de poro. La tomografía de reflexiónreemplaza al análisis de velocidad convencionalde baja resolución por un enfoque generalbasado en el modelado de las trazas de rayos. Sibien se puede obtener una imagen interpretableutilizando un campo de velocidad sísmica con-vencional relativamente pobre pero suave, laresolución es a veces demasiado baja como parapronosticar la presión de poro en forma exacta,con fines de planeación de pozos. Contraria-mente, el modelo de velocidad refinado pormedios tomográficos conduce a una mejor com-prensión de la magnitud y distribución espacialde la presión de poro, reduciendo la incertidum-bre asociada con las predicciones de la presiónde poro (izquierda).

Reducción de la incertidumbreEn áreas en las que la geología se desconoce yen donde el número de pozos perforados esescaso o nulo, la predicción sísmica de la geo-presión quizás sea la única herramienta deplaneación de que dispone el ingeniero. Sinembargo, los datos provenientes de fuentes múl-tiples, especialmente de las operaciones deperforación, pueden utilizarse junto con la tomo-grafía sísmica para refinar los modelos y reducirel riesgo y el costo, mejorando al mismo tiempola eficiencia de la perforación.

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Presión de poro derivadas de velocidades tomográficas

> Tomografía sísmica. En los métodos previos, los intérpretes apilaban lasvelocidades sísmicas para mejorar la resolución; a partir de esto, genera-ban un cubo de presión de poro que representaba las presiones de poroen un área dada (extremo superior). Ahora, las técnicas tomográficasmejoran asombrosamente la resolución de la presión de poro, reduciendola incertidumbre y aumentando la precisión en la planeación de pozos(extremo inferior).

Invierno de 2005/2006 33

Una vez perforados los pozos, los perforado-res y los ingenieros a cargo de la planeacióntienen acceso a datos adicionales, incluyendoregistros de inyección, información sobre adqui-sición de registros de inyección, muestras deformación, registros adquiridos con cable yregistros adquiridos durante la perforación, ydatos de pruebas de formaciones. Herramientastales como el Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT muestrean los fluidos deformación y proveen presiones de yacimientoprecisas.10

Las presiones en las secciones de lutita que seencuentran por encima de un yacimiento puedenestimarse en base a los valores de densidad dellodo de los pozos vecinos. Los informes de perfo-ración diarios de problemas tales como golpes depresión, pérdida de circulación, atascamientodiferencial y otros problemas de perforación tam-bién pueden indicar la presencia de presionesanormales. Los ingenieros a cargo de la planea-ción generalmente utilizan los datos de pozosvecinos con precaución. La utilización de las den-sidades del lodo para estimar la presión de laformación puede dar lugar a confusiones, particu-larmente cuando los datos provienen de pozosmás viejos.

La mayoría de los pozos se perforan en con-diciones de sobrebalance, con densidades delodo de 1,200 kg/m3 [10 lbm/gal americano] osuperiores a la presión de formación real. Losperforadores con frecuencia incrementan lasdensidades del lodo para controlar las lutitasproblemáticas o las lutitas desmoronables.

Se puede obtener una evaluación más deta-llada de la geopresión mediante la combinaciónde los datos de perforación con datos de regis-tros eléctricos, acústicos y de densidad de pozosvecinos. Para predecir la presión de poro enbase a registros adquiridos con herramientasoperadas con cable o registros adquiridosdurante la perforación, los analistas a menudocorrelacionan los cambios observados en laporosidad de las lutitas con la existencia poten-cial de presión anormal. Esto es posible porquelas lutitas generalmente se compactan en formauniforme con el incremento de la profundidad.Debido a esta compactación, la porosidad y la

conductividad eléctrica se reducen a un ritmouniforme al aumentar la profundidad y la pre-sión de los estratos de sobrecarga. No obstante,si hay un sello presente, pueden existir nivelesde agua connata conductiva superiores a los nor-males, lo que incrementa la conductividad eindica la existencia de presión anormal (arriba).Si bien la conductividad es un buen indicador,numerosas variables tales como la salinidad delagua connata, la mineralogía, la temperatura yel filtrado del lodo de perforación también pue-den afectar la respuesta del registro eléctrico.

La velocidad acústica obtenida de los regis-tros sónicos provee otra herramienta para ladeterminación de la presión de poro, que esmenos afectada por las condiciones del pozo.Las herramientas acústicas miden el tiempo que

tarda el sonido en recorrer una distancia especí-fica. A medida que cambian las característicasde la formación, también lo hacen la velocidad yel tiempo de tránsito de intervalo.

Las lutitas con porosidades casi nulas puedentransmitir el sonido a velocidades del orden de4.88 km/s [16,000 pies/s] y con tiempos de trán-sito de 205 µs/m [62.5 µs/pie].11 Las lutitas conporosidades más altas poseen más espacio porososaturado de agua de formación, hidrocarburos oambos elementos. Con una porosidad del 30%, lavelocidad se reduce a 3.87 km/s [12,700 pies/s],y el tiempo de tránsito de intervalo se incrementahasta alcanzar aproximadamente 338 µs/m[103 µs/pie]. Las lutitas de presión normal exhi-ben tiempos de tránsito de intervalo que sereducen con la profundidad. No obstante, si se

8. Para obtener más información sobre la evolución de latecnología sísmica, consulte: http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,1104_1714_1004089,00.html (Se accedió el 8de octubre de 2005).

9. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “SeismicPore-Pressure Prediction Using Reflection Tomographyand 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2(Febrero de 2002): 188–192.

Tope de la zona de presión anormal

16

0.5

Profundidad,km 15

14

13

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lbm

/gal

am

eric

ano

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10

9

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1.01.52.02.53.03.5

1412

10y, km x, km

86

200

Prof

undi

dad

400 600 1,000 2,000

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1012

1416

Conductividad, mS

Potencialespontáneo

(SP)

Prof

undi

dad

Resistividad

Línea de tendencia de presión normal

> Análisis de registros eléctricos para reducir la incertidumbre de las predicciones de la presión deporo basadas en la sísmica. En los sedimentos con compactación normal, la conductividad eléctricase reducirá con la profundidad al ser expulsada el agua de los espacios porosos. Una deflexión de lacurva de conductividad con respecto a la tendencia normal (círculo de guiones, izquierda y centro)puede indicar un cambio en la concentración del agua intersticial y, en consecuencia, el potencialpara el desarrollo de presión anormal. Mediante la utilización de datos sísmicos y datos de registroseléctricos, el procesamiento computacional refina los datos y genera modelos predictivos tridimen-sionales que ayudan a los ingenieros y perforadores a visualizar las tendencias de la presión de poro(derecha).

10. Para obtener más información sobre la herramienta MDT,consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R,Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations inWireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoñode 1998): 26–41.

11. La unidad µs significa un microsegundo o una millonésima de segundo.

observa un incremento de la presión de poro latendencia se invertirá (arriba).

Las herramientas de adquisición de registrosde densidad también ayudan a los ingenieros apredecir las geopresiones. La herramienta irradiaen la formación con rayos gamma que interac-túan con los electrones que rodean al pozo. Laintensidad de los rayos gamma retrodispersadosvaría con la densidad volumétrica. Dado que ladensidad volumétrica de la lutita de presión anor-mal es menor que la densidad de la lutita depresión normal, los ingenieros pueden combinarlas predicciones obtenidas con las mediciones dedensidad, eléctricas y acústicas con los datos sís-micos de superficie para refinar mejor losmodelos y perfiles de presión de yacimiento.

Mejoramiento de las predicciones de la presión de poro en la Cuenca de VeracruzLas imprecisiones de la predicción de las presio-nes de poro pueden ocasionar problemas decontrol de pozos, exponiendo a los operadores ariesgos indebidos y a costos excesivos. Los proble-mas de perforación existentes en la Cuenca deVeracruz, situada en México, condujeron a Petró-leos Mexicanos (PEMEX), a reevaluar laspredicciones de la presión de poro.12 Los ingenie-ros de PEMEX y Schlumberger observaron que lasdensidades del lodo pronosticadas en el CampoCocuite eran superiores a las requeridas, lo que

ocasionaba problemas de pérdida de circulación ycostos superiores a los previstos. Para mejorar laeficiencia de la perforación y reducir el riesgo, losingenieros y geocientíficos utilizaron los datossísmicos de superficie tridimensionales (3D)adquiridos previamente, junto con los registrossónicos, las densidades del lodo, los levantamien-tos con tiros de pruebas de velocidad y laspruebas de presión de pozos vecinos para mejorarlas predicciones de la presión de poro.13

Para estimar la presión de poro a partir delas velocidades sísmicas, se debe obtener unconocimiento local del esfuerzo vertical total.En el área cubierta por el levantamiento sísmico3D del Campo Cocuite, el único registro de den-sidad disponible correspondía al Pozo Cocuite402, que cubría un rango de profundidad osci-lante entre 196 y 2,344 m [643 y 7,690 pies].Para estimar el esfuerzo de sobrecarga hasta laprofundidad requerida de más de 3,962 m[13,000 pies], los datos de densidad del registrode densidad del Pozo Cocuite 402 se combinaroncon otra información de densidad de la Cuencade Veracruz en un registro de densidad com-puesto. Esta información se utilizó luego paracalcular un gradiente de esfuerzo de sobrecargageneral para el área. Las velocidades de forma-ción calculadas se verificaron mediante sucomparación con los registros sónicos, reescala-dos con respecto a las longitudes de ondas

sísmicas, y con las velocidades sísmicas de inter-valo obtenidas mediante la inversión de lospares de tiempo de tránsito-profundidad deriva-dos de los tiros de prueba de velocidad.

Si bien se notó una concordancia razonable alo largo de los intervalos para los cuales se dispo-nía de registros sónicos e información de tiros deprueba de velocidad, se observaron variacionesdel campo de velocidad entre una localización yotra (próxima página). También se notaron varia-ciones similares para los otros pozos del área deestudio. Con el fin de mitigar estas variaciones depequeña escala, los geocientíficos suavizaronlateralmente las velocidades antes de convertirlas velocidades sísmicas de intervalo en presiónde poro. Esta técnica se traduce en modelos 3Dcon gran densidad de datos, que son menosinciertos que los modelos adquiridos con las téc-nicas convencionales.

Mediante la utilización de las velocidadessísmicas del levantamiento 3D del CampoCocuite y una transformada de velocidad a pre-sión de poro, los ingenieros optimizaron lasoperaciones de perforación a través del ajustede las densidades del lodo. Los ingenieros consi-deran que es posible una refinación ulterior deesta predicción de la presión de poro mediantela utilización de la técnica de tomografía dereflexión para mejorar la resolución lateral delas velocidades sísmicas.14

34 Oilfield Review

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lbm

/gal

am

eric

ano

0.5

Profundidad, km15

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9

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1.01.52.02.5

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10y (km)

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Línea de tendencia de presión normal

Tope de la zonade presión anormal

Cambio del tiempo de tránsitode intervalo, µs/pie

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Conductividad, mS

Prof

undi

dad,

1,0

00 p

ies

10 3.0

> Registros acústicos para la predicción de la presión de poro. Las ondas acústicas reducen la velo-cidad cuando encuentran rocas con concentraciones de agua intersticial más elevadas. El tope deuna zona de presión anormal se puede predecir en base al cambio en el tiempo de tránsito de inter-valo (círculo de guiones, a la derecha) y correlacionarse con los cambios producidos en la conducti-vidad (izquierda). Ambas mediciones pueden utilizarse para reducir la incertidumbre del cubo sísmicode presión de poro (centro).

Invierno de 2005/2006 35

Ajuste de las predicciones de la presión de poro durante la perforaciónLa progresión de las técnicas sísmicas conven-cionales de predicción de la presión de poro alas técnicas tomográficas de reflexión redujo sig-nificativamente la incertidumbre y mejoró laprecisión de las estimaciones de la presión deporo. No obstante, las operaciones de perfora-ción en las profundidades de la Tierra siguieroncargadas de incertidumbre.

Durante las operaciones de construcción depozos, los perforadores se esfuerzan por ba-lancear la densidad del lodo y la presión deformación, a menudo basados exclusivamente enmediciones o indicadores indirectos. Los pará-metros de perforación en tiempo real sonmonitoreados (vigilados rutinariamente) atenta-mente para detectar cambios en la velocidad depenetración, rastros de gas y la existencia derecortes que retornan a la superficie, además delas señales transmitidas por las herramientas de

mediciones durante la perforación y registrosdurante la perforación (MWD y LWD, por sussiglas en inglés respectivamente).

Los geofísicos de Schlumberger desarrollaronuna técnica para actualizar las incertidumbresasociadas con las velocidades pronosticadas y lamedición de la presión de poro durante la perfo-

ración.15 Esta técnica evalúa las incertidumbresde las presiones de poro pronosticadas, sobre labase de las mediciones de sísmica de pozo, laadquisición de registros de pozos y las medicio-nes de presión adquiridas durante la perforación.La técnica fue evaluada en dos pozos del Golfo deMéxico, EUA.

M É X I C O

E U A

G o l f o d e M é x i c o

Campo Cocuite

4.0

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Velo

cida

d, k

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1Cuatas N° 1

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600600

400Número de líneas sísmicas

paralelas a la dirección de

adquisición (in-lines)Pr

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d, k

m

Número de líneas sísmicas

perpendicular a la dirección

de adquisición (cross-lines)

400200 200

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1.6

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1.2 Grad

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e de

pre

sión

de

poro

, g/c

m3

Prof

undi

dad,

km

> Comparación de las velocidades de intervalo de ondas P. Los datos (extremo superior derecho) obtenidos mediante el reescalado del registro sónico(curva verde) y la inversión de los pares de tiempo de tránsito-profundidad tomados de las pruebas de tiros de prueba de velocidad (curva roja) del PozoCocuite 101 se comparan con las velocidades sísmicas de intervalo (puntos azules) para todas las localizaciones registradas en el estudio del CampoCocuite. A partir de esta información, los ingenieros generaron un cubo sísmico 3D de velocidades de intervalo (izquierda) y un cubo de gradientes depresión de poro (extremo inferior derecho) que muestran una zona de transición de aproximadamente 3 km [9,843 pies]. Este cubo ayudó a definir loslímites inferior y superior de la presión de formación.

12. Sayers CM, Hooyman PJ, Smirnov N, Fiume G, Prince A,de Leon Mojarro JC, Romero MT y Gonzales OM: “PorePressure Prediction for the Cocuite Field, VeracruzBasin,” artículo de la SPE 77360, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

13. Los perforadores a menudo obtienen mediciones sísmi-cas de fondo de pozo con el fin de proporcionar datospara la correlación de los datos sísmicos de superficiecon las condiciones de fondo de pozo reales. Un tiro deprueba de velocidad mide el tiempo de tránsito sísmicodesde la superficie hasta una profundidad conocida enel pozo. La velocidad de las ondas compresionales, uondas P, de las formaciones, observada en un pozo,puede medirse directamente bajando un geófono encada formación de interés, enviando una fuente de ener-gía desde la superficie terrestre y registrando la señalresultante. Los datos se correlacionan luego con los

datos sísmicos de superficie previos a la perforación delpozo, mediante la corrección del registro sónico y lageneración de un sismograma sintético para confirmar omodificar las interpretaciones sísmicas. Luego, se pue-den actualizar los modelos mecánicos del subsuelo y laspredicciones de la presión de poro.

14. Sayers et al, referencia 12. 15. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC:

“Integrating Diverse Measurements to Predict Pore Pressures with Uncertainties While Drilling,” artículo dela SPE 90001, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de2002/2003): 2–17.

El proceso consistió en establecer las incerti-dumbres básicas asociadas con los coeficientesde la relación velocidad/presión de poro, a partirde la velocidad de las ondas compresionales y ladensidad. Cuando comenzó la perforación, lasincertidumbres fueron definidas completamentecon los valores básicos (arriba).

Conforme avanzaba la perforación en el pri-mer pozo de evaluación, un levantamiento detiros de prueba de velocidad proporcionó losdatos para la calibración de la estructura de velo-cidad, permitiendo que los geofísicos refinaran

las proyecciones básicas y redujeran la incerti-dumbre asociada con las predicciones develocidad y de presión de poro. Se produjo unareducción relativamente pequeña de la incerti-dumbre asociada con la velocidad, debido altamaño reducido del conjunto de datos de tirosde prueba de velocidad, que consistió en medicio-nes del tiempo de tránsito adquiridas a intervalosvariables de 50 a 200 m [164 a 656 pies].

Después de la adquisición inicial de registros,los ingenieros incorporaron los datos de registrossónicos para refinar aún más el perfil de presión.

Esta información adicional redujo notablementela incertidumbre asociada con la velocidad y setradujo en una predicción de la presión de porocorrespondientemente más detallada. La pre-dicción mejorada de la presión de poro seguíateniendo un nivel de incertidumbre que sólopodía reducirse mediante la incorporación de losdatos de presión de poro medidos. Ante la ausen-cia de mediciones de presión de poro directas, seutilizó la densidad del lodo para representar loslímites de dicha presión.

36 Oilfield Review

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1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

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1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

3,000

2,000

2,500

3,000

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Sónico

Densidades del lodo

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1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

3,000

2,000

2,500

3,000

Prof

undi

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Sónico

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1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro,

lbm/gal americano

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3,000

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Sónico

Densidades del lodo

Datosde presión

de poro

4

> Reducción de la incertidumbre. El grado de incertidumbre asociado con un gradiente de presión de poro se ejemplifica con el ancho y la baja resolución delas curvas de velocidad de ondas compresionales (Vp) y de gradiente de presión de poro (1). Los datos Vp del sónico, provenientes de los tiros de prueba develocidad, se agregan al modelo, reduciendo de alguna manera la incertidumbre asociada con la presión de poro (2). El agregado de las densidades del lododerivadas de los informes de perforación (3) y de las mediciones físicas de la presión de poro (4) refina las estimaciones y mejora sorprendentemente laresolución de la presión de poro.

Invierno de 2005/2006 37

En el segundo pozo de prueba, se infirieronvelocidades relativamente bajas a partir de losdatos sísmicos de superficie, por debajo de 1,500a 2,000 m [4,921 a 6,562 pies], correspondientes ala sobrepresión pronosticada. Los geofísicosincorporaron los datos de los registros sónicospara reducir la incertidumbre. Si bien las pre-dicciones de la presión de poro mejoraron, lainclusión de las densidades del lodo y de lasmediciones directas de la presión de poro ayudó acalibrar los coeficientes de la relación veloci-dad/presión de poro e imponer un límite superiorsobre las presiones de poro pronosticadas.

Inicialmente, el gradiente de presión de poroentre 1,500 y 2,000 m se estimó superior a1,560 kg/m3 [13 lbm/galón americano], utili-zando las predicciones de la presión de porobasadas exclusivamente en los datos sísmicos desuperficie, los valores de los tiros de prueba develocidad y los registros sónicos. Con la inclu-sión de las mediciones de la presión de poroMDT, la predicción calibrada de la presión deporo restringió la presión de poro equivalente amenos de 13 lbm/gal americano. La incertidum-bre se redujo, permitiendo a los perforadorescontrolar las densidades del lodo, definir las pro-fundidades de entubación en forma optimizada ymejorar la eficiencia general de la perforación.

Medición de las presiones de yacimientosDespués de la perforación, las preocupacionesexistentes en torno a la presión normalmente setrasladan a las operaciones de manejo de yaci-mientos y producción. La comprensión de laspresiones presentes en el yacimiento incide enúltima instancia en la producción y la recupera-ción de la inversión y, hoy en día, puede inclusoproporcionar directrices para colocar pozos adi-cionales con miras a optimizar la producción.Las demandas operacionales dictaminan cómo ycuándo se obtienen las mediciones de presión,disponiéndose de numerosos métodos y herra-mientas para medir y monitorear (vigilar) laspresiones de yacimiento prácticamente en cual-quier momento durante el ciclo de vida de unpozo. Como se describió precedentemente, lacomprensión de la presión comienza con lasestimaciones previas a la perforación basadas endatos sísmicos y en pozos vecinos y se refina adi-cionalmente durante la perforación. Losingenieros de yacimientos y producción obtie-nen mediciones adicionales mediante lautilización de herramientas de adquisición deregistros o sensores permanentes en el pozo o enla superficie.

Entre los diversos fines con que los ingenie-ros de yacimientos utilizan las mediciones depresión precisas se encuentran la identificacióny tipificación de objetivos, la definición de loscontactos de fluidos y la evaluación de la conti-nuidad de los yacimientos. La obtención de laprecisión requerida en las mediciones implica lautilización de servicios tales como los de laherramienta MDT, el servicio de medición de lapresión de yacimiento durante la adquisición deregistros PressureXpress o las herramientas demedición de la presión de formación durante laperforación. En estos servicios, se obtienendatos de alta calidad durante las pruebas cono-cidas como pre-ensayos, si se espera suficientetiempo para la estabilización de la presión antesde la medición, de manera que la presión exis-tente en el interior de la herramienta seequilibre con la presión de la formación. Ade-más, mediante la ejecución de un gran númerode pre-ensayos es posible establecer los gradien-tes de fluidos.

Más adelante, en los ambientes de yacimien-tos maduros en los que la producción ha sidosustancial, las mediciones de la presión de forma-ción se utilizan para cuantificar el agotamiento,evaluar el soporte de la presión o analizar enmayor detalle la continuidad del yacimiento. Sibien los requisitos de precisión de las medicio-nes de presión quizá no sean tan estrictos en losyacimientos maduros, la capacidad de medir laspresiones a lo largo de una amplia gama de per-meabilidades de formación puede resultarcrucial para el incremento de la recuperación dehidrocarburos.

Medición de la presión durante la perforación en NoruegaSi bien las técnicas de sísmica de pozo han acer-cado al perforador a la posibilidad de comprendery pronosticar las presiones de poro en tiemporeal, los científicos e ingenieros continúan desa-rrollando herramientas para la obtención demediciones de presión directas durante la perfo-ración. A medida que avanzaba la tecnologíaLWD, los ingenieros adaptaron el Sensor de Cris-tal de Cuarzo CQG y las tecnologías de lossensores de deformación, utilizadas en otrasherramientas de medición de la presión talescomo el sistema MDT, a las herramientas demedición de la presión durante la perforación, entiempo real (véase “Sensores de presión decuarzo,” página 41).

Los ingenieros de Statoil y Schlumbergerprobaron el nuevo servicio StethoScope de medi-ción de la presión de formación durante laperforación en el año 2004, en varios camposubicados en el área marina de Noruega.16 Elobjetivo de las pruebas de campo era establecersi una medición de la presión de formacióndurante la perforación podía ser de calidad com-parable con las mediciones del probador MDToperado con cable, dado el rango de permeabili-dades, condiciones de pozo y propiedades dellodo observado en estos campos.

Todos los probadores de formaciones midenla presión de poro en la interfase existente entreel revoque de filtración externo y la pared delpozo, o la formación. Si la presión en la forma-ción es una buena estimación de la presión deformación de campo lejano verdadera o no lo es,no sólo depende de las propiedades del lodo, delrevoque de filtración y de la formación sino tam-bién de la historia del régimen de circulacióndel fluido de perforación.

Si el revoque de filtración es totalmente ine-ficaz en lo que respecta a la provisión del selloentre la formación y la probeta de prueba, semedirá la presión del pozo; si el revoque de fil-tración provee un sello perfecto, dado suficientetiempo, el probador debería medir la presión deformación verdadera.

En la mayoría de las situaciones de perfora-ción, los revoques de filtración no son perfectosni uniformes en lo que respecta a composición.Durante el curso normal de las operaciones deperforación, el revoque de filtración es ero-sionado por la circulación del lodo, raspadodurante los viajes, y luego reconstruido en lapared del pozo. Los experimentos de laboratoriorealizados con lodos a base de agua y a base deaceite indican que las condiciones dinámicas delpozo inciden en la velocidad de filtración dellodo en la formación y, en consecuencia, en lapresión medida en la formación. Un revoque defiltración con pérdidas suele ser un problema ypuede generar diferencias significativas entrelas presiones de formación medidas y las pre-siones de formación verdaderas. Cuando ladiferencia entre la presión de formación mediday la presión de formación verdadera es significa-tiva, se dice que la formación está sobrecargada.

16. Pop J, Laastad H, Eriksen KO, O’Keefe M, Follini J-M yDahle T: “Operational Aspects of Formation PressureMeasurements While Drilling,” artículo de las SPE/IADC92494, presentado en la Conferencia de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

Esta situación puede producirse tanto en elmétodo de medición durante la perforacióncomo en el método de medición con herramien-tas operadas con cable convencional, pero puedeser más común en un método de obtención demediciones durante la perforación debido alcarácter dinámico del ambiente.

Para aumentar la confiabilidad en las medi-ciones de presión, la herramienta StethoScopefue diseñada con una probeta de medición de lapresión encastrada en una aleta del estabilizador,rodeada por un elemento de sello de elastómero oun empacador (izquierda). El diseño del estabili-zador maximiza el área de flujo en la seccióntransversal de la probeta, desvía el flujo fuera dela interfase existente entre la probeta y la for-mación y minimiza la velocidad del lodo en lasproximidades de la probeta, ayudando de estemodo a reducir la erosión del revoque de filtra-ción y la pérdida de filtrado en el interior de laformación durante la prueba. Se emplea un pis-tón de ajuste perforable para empujar elestabilizador que contiene la probeta contra lapared del pozo.

La herramienta recibe potencia de una tur-bina de fondo MWD. La potencia adicional esprovista por una batería, con capacidad para ope-rar la herramienta de medición de la presión deformación durante la perforación completa-mente; por ejemplo durante las pruebas, en quelas bombas están fuera de servicio. Las presionesde formación son medidas con dos manómetrosde presión aptos para operaciones de perfo-ración: un sensor de presión CQG reforzadopatentado y un sensor de deformación. Unsegundo sensor de deformación, instalado cercade la probeta, mide la presión de pozo en formacontinua. Todos los datos adquiridos durante laspruebas de formación son almacenados en lamemoria de la herramienta, incluyendo las pre-siones, temperaturas, volúmenes reales de lospre-ensayos y las velocidades de caída de pre-sión, así como la información sobre estado yoperación relacionada con la herramienta. Lasherramientas poseen memoria suficiente comopara almacenar más de 80 pruebas de presión decinco minutos.

A la hora de adquirir presiones de formación ymovilidades de fluidos, los ingenieros puedenoptar entre dos modos diferentes de operación delos pre-ensayos: una secuencia de pre-ensayosoptimizada o una secuencia de pre-ensayos demodo fijo.17 Un pre-ensayo optimizado o de tiempolimitado consiste en un pequeño pre-ensayo ini-cial durante el cual se prueba la formación paradeterminar sus propiedades dinámicas, seguidode uno o más pre-ensayos optimizados, preferen-temente de mayor volumen. Los pre-ensayos

38 Oilfield Review

> Datos de presión en tiempo real. En este ejemplo de prueba de campo, losdatos de presión, presentados como triángulos abiertos, se muestran en tiemporeal, en la superficie, durante un pre-ensayo limitado a un tiempo de 5 minu-tos, realizado con las bombas de lodo en funcionamiento, circulando a unavelocidad de aproximadamente 2,271 L/min [600 galones americanos/min]. Lavelocidad de transmisión del sistema de telemetría para esta prueba fue de 6bits/s. Los círculos coloreados representan los marcadores de eventos prin-cipales identificados a medida que se adquieren los datos. El primer marcador(1) identifica la presión de pozo antes de la prueba, el segundo marcador (2)indica el inicio del incremento de presión para la etapa de investigación; eltercer marcador (3) muestra la estimación de la presión de formación de laetapa de investigación; el cuarto marcador (4) identifica el inicio del incremen-to de presión para la etapa de medición; y el quinto marcador (5) representa lapresión de formación, determinada durante la etapa de medición. Se determinóque la movilidad del fluido de formación era de aproximadamente 1.4 mD/cP.

2,000

1,000

00 100 200 300

Tiempo, s400 500

Pres

ión,

lpc

Pre-ensayocorrespondiente

a la fase deinvestigación

Datosde presión

1

2

3

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5

Pre-ensayocorrespondiente

a la fasede medición

Primera estimación dela presión de formación

Estimación final dela presión de formación

> La herramienta StethoScope 675. La herramienta tiene una longitud de 9.1 m [31 pies]; posee un collarde 6.75 pulgadas con un estabilizador de 8.25 pulgadas o un estabilizador opcional de 9.25 pulgadas. Elestabilizador está compuesto por una sección en espiral de cuatro aletas en el extremo inferior y dosaletas rectas en el extremo superior. El empacador y la probeta están instalados en la aleta del estabi-lizador (negro). La aleta del estabilizador descansa, o se presiona, contra la formación por acción de lafuerza de gravedad o por la fuerza aplicada por el pistón de ajuste perforable (que no se muestra en lagráfica), eliminando la necesidad de orientación del estabilizador de 8.25 pulgadas en agujeros de hasta10.5 pulgadas. La probeta puede extenderse fuera de la aleta 3⁄4 de pulgada, pero normalmente sólo sedesnivela con respecto a la superficie de la aleta y se comprime contra la formación para formar el sello.Luego la probeta se abre a la formación para obtener una medición de presión. El aro de retención (unapieza en forma de Q situada alrededor del empacador negro) minimiza la deformación del empacadordurante una prueba, ayudando a mantener un sello efectivo (inserto).

Invierno de 2005/2006 39

optimizados son diseñados en el fondo del pozopor los sistemas lógicos de la herramienta queutilizan la información obtenida de pruebas pre-vias, de modo que al cabo de un tiempo de pruebaprescripto se hayan alcanzado múltiples presio-nes de formación estabilizadas. Se realizarántantas pruebas como sean necesarias para al-canzar presiones estabilizadas en el tiempoprescripto; para las formaciones con bajas movili-dades, esto puede resultar en un solo período deflujo (caída de presión).

En la etapa correspondiente a las pruebas decampo, en el área marina de Noruega, se emplea-ron pre-ensayos de modo fijo. En la herramientaStethoScope, se dispone de cuatro secuencias depre-ensayos de modo fijo que utilizan diferentesparámetros de pruebas pre-establecidos (dere-cha). Cada secuencia de pre-ensayos de modofijo comprende dos pares de caída e incrementode presión diseñados para proveer dos presionesde formación estabilizadas, dentro de un períodoespecificado, que en general es de 5 minutos. Sison consistentes, estas dos mediciones de pre-sión independientes por localización, o estación,de prueba junto con una estimación de la mo-vilidad del fluido de formación, generanconfiabilidad en el resultado final de la presión.La comparación de las dos presiones obtenidas,junto con la movilidad computada, permite reve-lar los efectos de un ambiente de presiónestático o dinámico. Una estimación de la movi-lidad del fluido de formación, de un orden demagnitud, ayuda a decidir qué secuencia demodo fijo particular utilizar en cualquier situa-ción dada; sin embargo, existe suficientesuperposición en sus rangos de aplicación, demodo que esta decisión no es crítica.

La comunicación hacia y desde la herra-mienta se realiza por medio del servicio detelemetría de alta velocidad durante la perfora-ción TeleScope, diseñado específicamente paraproporcionar un incremento de la velocidad detransmisión de datos y del ancho de banda parala entrega de datos. Un protocolo de telemetríaespecial para ser utilizado con el sistema de tele-metría Telescope permite que un dispositivounitario, tal como la herramienta StethoScope,monopolice la transmisión de datos cuando poseeun gran volumen de datos para transmitir a lolargo de un intervalo de tiempo corto. La combi-nación del sistema TeleScope con la transmisión

de datos en función de la demanda permite visua-lizar los datos StethoScope en la superficie, entiempo real (página anterior, abajo).

Durante la ejecución de las pruebas decampo, se evaluó el desempeño de la herra-mienta tanto en formaciones de baja movilidad(menos de 0.2 mD/cP) como en formaciones dealta movilidad (más de 350 mD/cP), comparán-dose la mayoría de los datos adquiridos con datosde presión y núcleos obtenidos con la herra-mienta MDT operada con cable. Las pruebas sellevaron a cabo en un pozo vertical, en pozosaltamente desviados (con ángulos de hasta 75°) yen un pozo horizontal, con velocidades de circu-lación que oscilaron entre la puesta fuera deservicio de las bombas y 2,300 L/min [600 galo-nes americanos/min]. Para evaluar los efectosdel tiempo transcurrido desde la perforación, las

mediciones de presión se obtuvieron entre una y43 horas después de que la barrena penetrara laprofundidad de la prueba. Las presiones medidasdurante la perforación se compararon con lasobtenidas con un probador MDT hasta 24 díasdespués de obtenidas las mediciones durante laperforación.

Las pruebas de campo llevadas a cabo enNoruega establecieron que las mediciones de pre-sión en tiempo real obtenidas con la herramientaStethoScope son comparables con las adquiridascon los probadores MDT operados con cable, bajocondiciones similares de permeabilidad, tipo delodo y pozo. En general, las mediciones de pre-sión más precisas se obtuvieron en lasformaciones con valores de movilidad más eleva-dos, con las bombas fuera de servicio, o cuando seutilizó una velocidad de circulación lo más baja y

17. Pop J, Follini J-M y Chang Y: “Optimized Test Sequencesfor Formation Tester Operations,” artículo de la SPE97283, presentado en la Reunión de 2005 del Área Marinade Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

Pre-ensayo 1

Tasa de flujo,cm3/s

Volumen,cm3

Tiempo deincremento

de presión, s

Tasade flujo,cm3/s

Volumen,cm3

Tiempototal, s

0.2

0.3

0.5

1.0

2

5

10

10

450

100

100

60

0.2

0.3

1.0

2.0

0.5

6.0

15.0

15.0

900

300

300

180

Pre-ensayo 2

Movilidad K/µ, (mD/cP)

A:

B:

C:

D:

≥ 0.1

≥ 1≥ 10

≥ 100

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

Pres

ión,

lpc

Tiempo transcurrido, s100 200 300 400 500 600 700 800

Presión de pozo

Bombas fuera de servicio

Pre-ensayo 1 Pre-ensayo 2

Bombas en funcionamiento

> Pre-ensayos de modo fijo, A a D, con dos pares de períodos de caída e in-cremento de la presión. Los parámetros se eligen de modo de cubrir un ampliorango de movilidad de los fluidos de formación (extremo superior). Los pará-metros especifican los volúmenes empleados y la duración de los períodos deincremento de presión para el Pre-ensayo 1 (el pre-ensayo correspondiente ala “investigación”) y el Pre-ensayo 2 (el pre-ensayo correspondiente a la “me-dición”). La gráfica (extremo inferior) demuestra la respuesta de la herramien-ta StethoScope durante la prueba de una formación de caliza de 1.5 mD/cPutilizando una secuencia de pre-ensayos similar a la de modo fijo, Tipo B.Durante esta prueba, se extendió el segundo período de incremento de pre-sión, lo que permitió a los ingenieros observar el tiempo de estabilización de lapresión mediante una secuencia de prueba más larga que la normal. Existe unavariación en la medición de la presión de formación cuando se obtienen lasmediciones con las bombas en funcionamiento (rojo), a una velocidad de 1,363L/min [360 galones americanos/min], y con las bombas fuera de servicio (azul).

5004003002001000200

250

300

350

400

450450

500

550

600

Pres

ión,

bar

es

Tiempo, s

Herramienta demedición durantela perforaciónPrueba 7: Sin circulación

Herramienta de medición durante la perforaciónPrueba 6: 1,850 a 2,250 L/min

Herramienta demedición durante la perforaciónPrueba 5: 2,262 L/min

Prueba MDT: 20 cm3 a 20 cm3/min

Comienzo del cambioen la circulación

401

402

403

404

405

406

407

Pres

ión,

bar

es

Tiempo, s

450150 200 250 300 350 400

Herramienta de medición durante la perforaciónPrueba 6: 1,850 a 2,250 L/min

Comienzo delcambio en la

circulación

Herramienta de medición durante la perforaciónPrueba 5: 2,262 L/min

Herramienta de medicióndurante la perforaciónPrueba 7: Sin circulación

Prueba MDT

constante posible, y durante los viajes de salidadel pozo (abajo). Las mediciones obtenidasdurante el proceso de perforación deberían reite-rarse en las estaciones seleccionadas durante losviajes de salida del pozo para confirmar los valo-res de presión obtenidos, especialmente si sesospecha la existencia de sobrecarga.

Los ingenieros determinaron que para las for-maciones con movilidades de fluido por debajode 5 mD/cP, existe una clara ventaja con respecto

a la adquisición de las presiones de formacióncon las bombas fuera de servicio. El grado desobrecarga como una función de la velocidad decirculación depende directamente del tiempotranscurrido desde la perturbación mecánica delrevoque de filtración. Las velocidades de circula-ción elevadas pueden favorecer la erosión de unrevoque de filtración establecido, lo que se tra-duce en sobrepresiones de formación aún cuandotranscurra un período prolongado entre la perfo-

ración y la prueba de presión. No siempre esseguro asumir que el efecto de sobrecarga sereduce con el tiempo después de la perforación.Los datos obtenidos con la técnica de repetición(o técnica de lapsos de tiempo) son importantespara la identificación de procesos de sobrecargadinámicos en formaciones con bajas movilidades.

La prueba de campo realizada por Statoil ySchlumberger en el Mar del Norte arrojó resulta-dos positivos. La herramienta StethoScopedemostró su capacidad para medir con precisiónlas presiones de formación en tiempo real, sinnecesidad de orientar la herramienta o incurriren un tiempo improductivo excesivo. En lasformaciones en las que la movilidad es suficien-temente alta, 5 mD/cP o un valor superior, lasmediciones de la herramienta StethoScope sonde igual calidad que las adquiridas con la herra-mienta MDT. Hoy en día, ambas herramientasestán ayudando a los ingenieros, geólogos y per-foradores a tomar decisiones rápidas, reducir laincertidumbre asociada con la perforación ygenerar ahorros de tiempo y dinero.

Mediciones de presión de formación durante la perforación en el Golfo de MéxicoEn los ambientes de perforación y producción deaguas profundas, los operadores se esfuerzan porreducir el riesgo, la incertidumbre y el costo. Unejemplo lo constituye la Unidad de ProducciónRam Powell, operada por Shell Offshore.Cubriendo ocho bloques del área Viosca Knoll, enel sector oriental del Golfo de México, EUA, lospozos se localizan en profundidades de agua queoscilan entre 609 y 1,219 m [2,000 y 4,000 pies], aunos 200 km [125 millas] al este-sudeste deNueva Orleáns. La producción comenzó en sep-tiembre de 1997, convirtiéndolo en uno de loscampos de petróleo más maduros del área deaguas profundas del Golfo de México.18

Cinco areniscas comerciales situadas a unaprofundidad vertical verdadera (TVD, por sussiglas en inglés) que oscila entre 1,676 y 4,114 m[5,500 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar son lasque aportan la mayor parte de la producción deRam Powell. Los geólogos e ingenieros reevalua-ron el campo entre 2001 y 2003, incluyendolevantamientos sísmicos repetidos que identifi-caron oportunidades para la perforación depozos de relleno potencialmente sin drenar.

En enero de 2004, Shell puso en marcha acti-vidades de re-desarrollo. Los ingenierosobservaron un alto grado de riesgo e incertidum-bre en los nuevos proyectos de perforación. Losnuevos objetivos requerían la perforación depozos direccionales complicados. Como conse-cuencia de la producción, se habían agotado

40 Oilfield Review

> Medición de la presión en una formación de baja movilidad. Se realizaron tres secuencias de pruebasStethoScope (extremo superior), a la misma profundidad pero bajo diferentes velocidades de circula-ción de lodo en una formación de 3 mD/cP: una velocidad de 2,262 L/min [597 galones americanos/min](Prueba 5); una velocidad que cambió de 1,850 a 2,250 L/min [489 a 594 galones americanos/min](Prueba 6); y una prueba con las bombas fuera de servicio (Prueba 7). Todas las pruebas realizadasdurante la perforación corresponden al pre-ensayo Tipo C. Con fines comparativos, se muestran losdatos de un probador MDT para un pre-ensayo realizado unos 24 días después de las pruebasStethoScope. La gráfica (extremo inferior) muestra los detalles del incremento de presión final. Aquí,los efectos dinámicos del pozo pueden observarse claramente mediante la comparación de las prue-bas durante la perforación, con las bombas en funcionamiento y las bombas fuera de servicio, con laprueba de la herramienta MDT, en la que el revoque de filtración debería haber alcanzado una resis-tencia máxima.

Invierno de 2005/2006 41

además numerosas areniscas productivas, lo quelas hacía inestables y difíciles de perforar. Sibien estas circunstancias dificultaban aún másla evaluación de formaciones, la incertidumbreadicional aumentaba la necesidad de disponerde evaluaciones de formaciones durante la per-foración.

Para reducir el costo y mejorar la eficiencia,los ingenieros de Shell y Schlumberger planifica-ron utilizar las tecnologías LWD y MWD paraevaluar el yacimiento y el ambiente de perfora-ción en tiempo real, en el Pozo 2 de la campañade re-desarrollo. Los ingenieros seleccionaronun arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglasen inglés) compuesto por un sistema rotativodireccional PowerDrive Xtra, una serie de herra-mientas de Evaluación de Formaciones y degeneración de Imágenes durante la PerforaciónVISION de 6.75 pulgadas y los componentes de laherramienta StethoScope; todos posicionadosdebajo de un agujereador. La serie VISION inclu-yó una herramienta de resistividad con un collar(portamecha) de 63⁄4 pulgadas arcVISION675,una herramienta de Densidad-Neutrón Azimutalde 6.75 pulgadas adnVISION675 y una herra-mienta de resonancia magnética nuclear (RMN)de 6.75 pulgadas proVISION675. El servicio detelemetría TeleScope proporcionó la transmisióny el control de datos en tiempo real.

Los ingenieros planearon utilizar los datosde presión adquiridos con la herramientaStethoScope para el diseño de la terminación depozos y la verificación de los modelos de yaci-miento dinámicos. La obtención de medicionesde presión de formación durante la perforaciónredujo tanto el costo del equipo de perforacióncomo los tiempos de exposición del pozo, y per-mitió que los ingenieros de yacimiento y losgeólogos tomaran decisiones de colocación depozos oportunas.

Después de que el perforador asentara la tube-ría de revestimiento de 113⁄4 pulgadas a 3,192 m[10,474 pies] de profundidad medida (MD, porsus siglas en inglés), se perforó la sección inicialdel pozo de 105⁄8 pulgadas, con una inclinación deaproximadamente 45° entre 3,205 y 4,782 m[10,514 y 15,688 pies] MD. El petrofísico de Shellseleccionó los puntos de medición de la presiónde formación utilizando los datos de la herra-mienta de densidad-neutrón para determinar laubicación de las areniscas objetivo. Una vez en la

18. Volokitin Y, Stachowiak J y Bourgeois T: “Value ofSpecialized While Drilling Measurements: RecentExperience in Ram/Powell, GOM,” Transcripciones del46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,artículo C.

El cuarzo es uno de los diversos mineralesque posee propiedades piezoeléctricas.Cuando se aplica presión a un cristal decuarzo, se crea una carga eléctrica positivaen uno de los extremos del cristal y unacarga negativa en el otro. Los cristales decuarzo también son intensamentefotoeléctricos; los cambios de temperaturaproducen el desarrollo de cargas positivas ynegativas dentro del cristal.

Un cristal de cuarzo correctamentecortado posee una frecuencia resonante devibración, similar a un diapasón. Cuando elcuarzo vibra, se produce una variaciónsinusoidal detectable en la carga eléctricasobre su superficie. El esfuerzo inducido porla presión, aplicado al cristal, hace que lafrecuencia de la onda senoidal varíe enforma predecible y precisa. Estas propieda-des convierten al cuarzo en un elementovalioso para muchas aplicaciones relaciona-das con dispositivos electrónicos y aplicacio-nes de detección, incluyendo los sensores depresión utilizados en los campos petroleros.

Los investigadores del Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, EUA, comenzaron atrabajar en un manómetro de presiónaltamente sensible basado en laspropiedades singulares de los cristales decuarzo en el año 1980 y propusieron elconcepto de oscilación de modo dual queresultó esencial para el desarrollo del Sensorde Cristal de Cuarzo CQG (arriba, a laderecha).1 El proyecto fue transferido aSchlumberger-Flopetrol, Melun, Francia, en1982. El equipo de desarrollo contó con elsoporte de los investigadores de la ÉcoleNationale Supérieure de Mécanique et desMicrotechniques de Besançon, Francia.

Los sensores de presión son sensibles a lasvariaciones de temperatura y presión y

deben ser corregidos por las fluctuacionesde temperatura. El sensor CQG mejoró conrespecto a los transductores de presión decristal previos, ya que provee mediciones detemperatura y presión simultáneas a partirde un solo elemento sensible, lo que eliminalos problemas asociados con el retardo ter-mal existente entre los sensores de presión ytemperatura separados. Este sensor produceun error pico pequeño, inducido por condi-ciones transitorias. Los errores transitoriosse minimizan ulteriormente a través de laaplicación de un algoritmo de compensaciónde temperatura dinámico, basado en unmodelo simple del sensor. Los sensores CQGoperan en forma eficaz a presiones que os-cilan entre 14.5 y 15,000 lpc [0.1 y 103.4MPa] y en un rango de temperatura quefluctúa entre 25 y 150°C [77 y 300°F].

En 1989, el sensor CQG fue optimizadopara su fabricación comercial y se utilizó ennumerosas aplicaciones de detección de lapresión en campos petroleros, incluyendo laherramienta MDT. Más recientemente, elsensor CQG fue robustecido para aplicacio-nes LWD y MWD y, hoy en día, constituye elsensor de presión por excelencia tanto en elprobador StethoScope como en laherramienta PressureXpress.

Sensores de presión de cuarzo

1. Los dispositivos electrónicos de la placa deresonancia del sensor CGQ excitan y mantienen dosmodos de oscilación mecánica. Uno es más sensiblea los esfuerzos laterales causados por la presiónaplicada en el sensor, el otro es más sensible a lasvariaciones de temperatura. Estas dos frecuenciasde resonancia proveen información simultáneasobre presión y temperatura y permiten el cómputode una medición de presión corregida por latemperatura.

> Sensor para obtener mediciones de presióncompensadas por la temperatura. El sensorCQG de aletas, de cristal (dorado), es unresonador de modo dual en el que un mododepende de la presión aplicada y el otromodo, de la temperatura aplicada. Lasmediciones de presión y temperatura seobtienen exactamente al mismo tiempo.

estación, la herramienta StethoScope inició auto-máticamente una secuencia de flujo (caída depresión)–espera (incremento de presión)–retrac-ción. Después de cada medición de presión, laprobeta se replegaba y la herramienta se despla-zaba hacia la siguiente estación. El tiempopromedio transcurrido en cada estación fue deunos 10 minutos o menos por medición.

Las mediciones de la presión de formación entiempo real mostraron un buen soporte de la pre-sión dentro del yacimiento y confirmaron que lazona de baja resistividad en la base de la areniscaobjetivo correspondía a petróleo barrido, lo queindicaba un contacto agua/petróleo más elevadoque lo esperado. Mediante la utilización de estosdatos en tiempo real, los ingenieros de Shell deci-dieron desviar la trayectoria del pozo. El pozonuevo se colocó en una posición estructural másalta del yacimiento, perforando echado (buza-miento) arriba entre 3,506 y 5,167 m [11,501 y16,952 pies] MD, con una inclinación de 58°. Lasmediciones de presión confirmaron la existenciade buena conectividad dentro del yacimiento, demodo que el pozo se entubó hasta la profundidadfinal.

Los datos de RMN proVISION675 ayudaron alos ingenieros a calibrar los cálculos de las arenis-cas netas y mejorar la evaluación petrofísica de lasareniscas laminadas. La combinación de los datosRMN obtenidos durante la perforación con losdatos de otras herramientas LWD proporcionóinformación importante sobre la textura de lasrocas, permeabilidad, tamaño de grano y areniscaneta. Los datos de propiedades de fluidos RMN seutilizaron en conjunto con la presión de formacióny las movilidades de los fluidos para estimar lapermeabilidad de la formación.

En total, se obtuvieron 26 mediciones de pre-sión; 13 durante la perforación de la seccióninicial y las otras 13 durante la perforación delpozo de re-entrada. Las mediciones de presiónproporcionaron información crítica para la tomade decisiones de perforación de pozos de re-entrada y el diseño de las terminaciones. Laspresiones se obtuvieron con éxito tanto en lasareniscas masivas como en las areniscas lamina-das (derecha).

Los avances registrados en las tecnologíasMWD ahora proveen mediciones de presión ymovilidad de fluidos de las que previamente sólose disponía con los registros adquiridos conherramientas operadas con cable. Los ingenie-ros pueden realizar evaluaciones complejas enbase a los datos MWD únicamente, lo que reducesignificativamente el riesgo, el costo y la incerti-dumbre asociados con la perforación de pozos dedesarrollo en aguas profundas.

42 Oilfield Review

Porosidad neutrónica

% 00.6

Porosidad neutrónica

% 00.6

Rayos gamma

°API 1500

Rayos gamma

°API 1500

Factor fotoeléctrico

b/e 200

Factor fotoeléctrico

b/e 200

Densidad del cuadranteinferior adnVISION

g/cm3 2.651.65

Densidad del cuadranteinferior adnVISION

g/cm3 2.651.65

100

Resistividad de atenuacióncombinada de 40 pulgadas

Resistividad de atenuacióncombinada de 40 pulgadas

Pozo de re-entrada Pozo original

100

XX,800

Prof.Presión de formación200 lpc por división

Presiónhidrostática

30 lpc por división

XX,900

Pozo de re-entradaPozo original

4 43 35 56 67 78 8

9 911 12 11 111012

13

1 1

2 2

5 56 6

7 7

9 9 8

13 13

11 11

10 10

13

XY,000

> Utilización de los datos adnVISION para ayudar a seleccionar las estaciones de medición de la pre-sión. Los datos de densidad de la herramienta de adquisición de registros adnVISION675 (Carriles 3 y4 - rojo) ayudaron a seleccionar las estaciones a ser probadas con la herramienta de medición de pre-sión StethoScope. Los Carriles 1 y 2 muestran la presión de formación y la presión hidrostática, respec-tivamente, del agujero original (círculos rojos) y del pozo de re-entrada (círculos verdes). Las zonascon menor densidad poseen mayor porosidad y movilidad de fluidos.

Invierno de 2005/2006 43

Los ingenieros estiman que la obtención demediciones de presión de formación durante laperforación y sus mediciones asociadas posibili-taron un ahorro de más de US$ 1 millón (dólaresestadounidenses), mediante la eliminación dedos carreras de mediciones de presión conherramientas operadas con la columna de perfo-ración. Además, los datos RMN obtenidosdurante la perforación proporcionaron informa-ción importante sobre la viscosidad del fluido yla textura de las rocas para el cálculo de las are-niscas netas, además de estimaciones de lapermeabilidad y del tamaño de grano, que se uti-lizaron en el diseño de la terminación de pozos.Shell tiene previsto continuar utilizando las tec-nologías de medición de presión durante laperforación y otras tecnologías de medición entiempo real para mejorar la eficacia y reducir elriesgo, particularmente en los proyectos deaguas profundas que plantean serios desafíos.

Presiones de yacimiento precisas y obtenidas rápidamenteLas pruebas de formaciones efectuadas conherramientas operadas con cable han sido reco-nocidas durante mucho tiempo como claves parala recolección de información esencial queayuda a identificar los fluidos en sitio, la distri-bución de la presión y las propiedades dinámicasde un yacimiento. Si bien medían las presiones

de formación con precisión, las técnicas previasrequerían que una herramienta operada concable permaneciera fija por períodos relativa-mente largos, mientras se probaba la formación.Esto resulta particularmente cierto en zonas debaja movilidad en las que los tiempos de evalua-ción más prolongados incrementan el costo yriesgo de atascamiento de las herramientas.19

Ahora, los ingenieros de yacimiento poseenopciones que proveen mediciones de presiónaltamente precisas y obtenidas rápidamente conherramientas tales como las proporcionadas porel servicio PressureXpress.

Los ingenieros del Centro de ProductosRiboud de Schlumberger en Clamart, Francia,integraron versiones avanzadas del sensor CQG ydel manómetro de presión Sapphire en la herra-mienta PressureXpress. Estos sensores depresión proveen mediciones de presión de altaresolución, compensadas dinámicamente por latemperatura (arriba).

Las herramientas para pruebas de formacio-nes utilizadas previamente dependían desistemas de pre-ensayos de accionamientohidráulico que se monitoreaban y controlabandesde la superficie. El tiempo de retardo exis-tente entre los comandos de superficie y loscambios introducidos en el accionador de mues-treo hidráulico de fondo limitaba el control delvolumen del pre-ensayo. El sistema fue redise-

ñado, reemplazándose el componente hidráulicopor un motor electromecánico acoplado a unmecanismo planetario de tornillos de rodillo y auna caja de engranajes de alta reducción, lo quemejoró significativamente la estabilidad y preci-sión tanto de la velocidad como del volumen delpre-ensayo. La transferencia de los controles ylos comandos desde la superficie hasta el cartu-cho electrónico de fondo de pozo mejoró eltiempo de respuesta, posibilitando volúmenes depre-ensayo de tan sólo 0.1 cm3 [0.006 pulg.3].

Los probadores de formaciones han sidocorridos tradicionalmente solos o en la parteinferior de una sarta de herramientas operadascon cable, debido a su incapacidad para transmi-tir la telemetría de otras herramientas operadassimilarmente. La implementación del nuevohardware cableado y de un sistema de teleme-tría de software nuevo ahora permite realizarcombinaciones con todas las demás herramien-tas operadas con cable, que pueden ser corridasen cualquier lugar, por encima o por debajo de lanueva herramienta.

19. Manin Y, Jacobson A y Cordera J: “A New Generation of Wireline Formation Tester,” Transcripciones del 46o Simposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005, artículo M.

> Herramienta de medición de presión operada con cable. El diámetro y el perfil de la herramienta PressureXpressestán diseñados para reducir el riesgo de atascamiento. Aquí se muestra el sistema de sello de muestreo (negro) y lospistones de anclaje de seguridad (imagen superior – lado inferior) utilizados para empujar y mantener la herramientaen su posición frente a la formación.

A lo largo del año 2004, el servicio PressureXpress fue probado en el campo en untotal de 57 operaciones y se realizaron más de1,300 pre-ensayos en una amplia gama de ambien-

tes, incluyendo areniscas y formaciones carbona-tadas (arriba). Estas formaciones estabancompuestas por fluidos que oscilaban entre gas ypetróleo pesado, bajo proyectos de recuperación

por inyección de vapor. Las temperaturas defondo de pozo fluctuaban entre aproximadamente38 y 154°C [100 y 310°F], a presiones hidrostáti-cas de 0 a 13,000 lpc [0 a 90 MPa].

Los ingenieros incorporaron el sistema depruebas de presión inteligente, controlado diná-micamente, para hallar en forma automática lamejor solución de compromiso posible entre elvolumen producido por la formación y el tiempode incremento de la presión. En formaciones conmovilidades de fluidos superiores a aproximada-mente 1 mD/cP, la nueva herramienta puederealizar una prueba de presión y movilidad enmenos de un minuto: esto representa una mejorade unos cuatro a cinco minutos con respecto aotros probadores. En formaciones compactas, elsistema de pre-ensayo puede seleccionar volúme-nes de fluido de tan sólo 0.1 cm3, posibilitandotiempos de prueba mínimos (próxima página,arriba).

En ciertas áreas de Texas, los yacimientos deareniscas gasíferas compactas pueden exhibirpermeabilidades que oscilan entre algunosmicrodarcies y decenas de milidarcies. En estoscampos, la producción de gas depende de tra-tamientos de fracturamiento hidráulico paraproveer el conducto para el flujo de los fluidos deyacimiento. En muchos casos se trata de áreasmaduras y parcialmente agotadas, lo que se tra-duce en grandes diferencias de presión entre losestratos del yacimiento. La determinación exactade estas presiones es clave para la optimizaciónde los programas de fracturamiento hidráulico.

Los intentos fallidos de medición de laspresiones con herramientas convencionales con-dujeron al fracturamiento de todo el espesorprospectivo, incluyendo las zonas agotadas, loque se tradujo en costos de terminación innece-sarios y pérdidas de producción. Para un pozo,los ingenieros de Schlumberger utilizaron el ser-vicio PressureXpress; hubo 58 intentos depre-ensayos y se midieron 56 presiones de forma-ción en menos de siete horas. Los datos obtenidosdel programa de pruebas permitieron identificarzonas en la sección prospectiva intermedia agota-das con presiones de 4,000 lpc [27.6 MPa],mientras que los últimos 152 m [500 pies] dezona productiva aún se encontraban a una pre-sión relativamente alta (próxima página, abajo).Los ingenieros diseñaron un procedimiento deestimulación por fracturamiento hidráulico decuatro etapas. Si bien se bombearon seis etapasmenos que en los pozos previos, la producción seincrementó en más del 50%. Esto representó unahorro de más de US$ 400,000 en costos de frac-turamiento para el operador.

44 Oilfield Review

Saturaciónde aguaAIT H

Micro inversacomputadaRayos gamma

°API 1500

Calibre

Pulgadas 200

ohm.m 100

Micro normalcomputada

Permeabilidad

No se recomienda prueba

Pre-ensayo lento

Efecto del gas entre DPHZ y TNPH

Compacto

Pre-ensayo normal

Pre-ensayo rápido

ohm.m 100

Volumen de arcilla

— 10

Investigación de 90 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

Investigación de 20 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2Porosidad Densidad con

Resolución Estándar (DPHZ)

% 00.6

Porosidad Neutrón Termal conCorrección por Efectos Ambientales (TNPH)

% 00.6

Investigación de 10 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

Investigación de 60 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

Investigación de 30 pulgadas AIT H

ohm.m 2,0000.2

20. Para obtener más información sobre monitoreo sísmicocon la técnica de repetición, consulte: Alsos T, Eide A,Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, MallickS, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M,Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, SoldoJC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de lavida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 54–71; y Aronsen HA, Osdal B, Dahl T,

Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P:“El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datossísmicos de repetición,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoñode 2004): 6–17.

21. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougallT, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero Ry Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos a través del revestimiento,” OilfieldReview 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.

> Localización de las estaciones de pruebas de presión durante la adquisición de registros. Durante labajada de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable PlatformExpress, combinadacon la herramienta PressureXpress, se obtiene como salida una estimación en tiempo real de lamovilidad de los fluidos de formación utilizando la correlación k-lambda; un estimador de la permea-bilidad para formaciones siliciclásticas. Los ingenieros utilizan esta información con el fin de ayudar aseleccionar zonas para la ejecución de pruebas de presión (Carril 5). Los datos de salida también ayu-dan a seleccionar una tasa de flujo y un volumen de pre-ensayos apropiados que minimizan el tiempotranscurrido en la estación durante las operaciones de pruebas de presión de formación subsiguientes.

9,000

8,500

10,000

Prof

undi

dad,

pie

s

0 2,000Presión, lpc

Gradiente del lodo, 0.493 lpc/pie

4,000 6,000

9,500

11,000

10,500

Invierno de 2005/2006 45

Manejo de las presiones de yacimientoLas geopresiones llevan el petróleo desde un yaci-miento hasta un pozo productor. Cuandocomienza la producción, una caída de presiónproducida en la formación que rodea al pozo haceque el petróleo fluya a través de las redes deporos presentes en el yacimiento hacia el puntode extracción. Con la extracción del petróleo y lasubsiguiente caída de presión que se produce enel yacimiento, el petróleo, el agua y la roca seexpanden. Los cambios de presión, la expansión yel movimiento de todos estos materiales incidenen la producción de petróleo.

Una vez que un yacimiento se encuentra enproducción, los ingenieros y geofísicos utilizandiversas técnicas para monitorear el movimientode los fluidos y los cambios de presión. Los avan-ces registrados recientemente en las imágenessísmicas permiten la adquisición de levanta-mientos 3D con el tiempo, que se conocen comolevantamientos sísmicos de repetición o levanta-mientos sísmicos de cuatro dimensiones (4D).20

La comprensión del movimiento de los fluidos yde los cambios producidos en las presiones delyacimiento permite a los ingenieros modelarmejor el comportamiento del yacimiento y mejo-rar la eficiencia de la recuperación.

Desde un punto de vista puramente mecá-nico, los datos de geopresión son relativamentefáciles de obtener durante o inmediatamentedespués de la operación de perforación. Como seanalizó previamente, las herramientas de medi-ción de la presión durante la perforación, entiempo real, tales como el sistema StethoScope,están proporcionando a los ingenieros valiososdatos de geonavegación y yacimientos para eldiseño de terminaciones de pozos, mientras quelas herramientas operadas con cable, tales comoel servicio PressureXpress, proveen datos depresión y movilidad precisos inmediatamentedespués de perforado el pozo. Pero se plantea unproblema: una vez que se entuba el pozo, estasherramientas no pueden acceder a la formacióndonde no existe ningún disparo. En consecuen-cia, con el tiempo, las presiones conocidas pasana ser desconocidas y las decisiones de produc-ción se vuelven más inciertas.

Mediante la utilización de sensores similaresa los instalados en las herramientas de mediciónde la presión durante la perforación y de medi-ción de la presión mediante herramientasoperadas con cable, los ingenieros de Schlumber-ger diseñaron el Probador de la Dinámica deFormación de Pozo Entubado CHDT, que es capazde medir la presión y extraer muestras de fluidosdesde la parte posterior de un pozo entubado.21

Pres

ión,

lpc

3,2000 100 200 300 400

Tiempo, s500 600 700 800

3,400

3,600

3,800

4,000

4,200

4,400

4,600

Presión de lodo antes de la prueba, lpc:Presión de lodo después de la prueba, lpc:Último incremento de presión, lpc:Movilidad durante la caída de presión, mD/cP:

4,436.224,428.863,809.330.01

> Identificación de zonas agotadas. La comparación entre las presiones de for-mación (rojo) y el gradiente dado por el lodo (verde) permite identificar zonasagotadas en 4,000 lpc [27.5 MPa], en la porción intermedia del yacimiento,mientras que los últimos 500 pies de zona productiva aún se encuentran auna presión relativamente alta.

> Sistema de pre-ensayo electromecánico para reducir el tiempo transcurrido en la estación. En el tiem-po 0 s, la herramienta PressureXpress se encuentra en la estación y como aún no está fijada, la presiónen la línea de flujo lee la presión de lodo del pozo; es decir, aproximadamente 4,430 lpc [30.5 MPa] (cua-drado negro, a la izquierda). La herramienta se coloca luego hidráulicamente, lo que corresponde a unincremento de la velocidad de bombeo hidráulico (verde). La curva de presión (negro) mide una caídade presión de pre-ensayo en una formación de 0.01-mD/cP a aproximadamente 45 s, seguida de unincremento de presión gradual. Después de unos 200 s, la herramienta inició una segunda caída depresión (triángulos rojos), extrayendo un volumen de 0.1 cm3 de fluido de la formación. Entre 280 s y680 s, la presión de yacimiento se estabilizó, luego la herramienta se retiró hidráulicamente de la for-mación (curva verde) y la presión en la línea de flujo aumentó hasta alcanzar la presión de lodo del pozo.Mediante la utilización de un motor electromecánico, la herramienta de prueba de presión controla conprecisión el volumen y gasto (tasa de flujo) de los pre-ensayos para mantenerlos bajos (0.1 cm3), redu-ciendo en forma efectiva la duración del incremento de presión y el tiempo transcurrido en la estación.

La herramienta CHDT puede perforar a travésde la tubería de revestimiento y el cemento yluego penetrar en la formación, obtener medicio-nes de presión múltiples, recuperar muestras defluido y taponar los agujeros practicados en latubería de revestimiento, todo en un solo des-censo (arriba). La capacidad de volver a sellar losagujeros perforados hace que el probador resultesingularmente adecuado para varias aplicacionesde yacimiento y producción: por ejemplo, la loca-lización de hidrocarburos pasados por alto, laevaluación de zonas productivas desconocidas, laproducción o inyección a través de algunos aguje-ros y la determinación de los parámetros deevaluación de formaciones cuando no se disponede registros adquiridos a agujero descubierto.Luego, los ingenieros pueden optimizar los planesde reterminación de pozos, mejorar datos deregistros viejos o incompletos, evaluar zonas pro-ductivas desconocidas y evaluar los pozos paraconocer su potencial económico. Esta herra-mienta reduce el costo del equipo de perforaciónmediante la eliminación de los costos de las ope-raciones de colocación de tapones e inyecciónforzada de cemento convencionales.

Un operador del sur de Texas solicitó unaevaluación de un pozo perforado en 1941. Lasherramientas de adquisición de registros enpozo entubado identificaron zonas múltiples conhidrocarburos potenciales. Los ingenieros utili-

zaron un dispositivo de generación de ImágenesUltrasónico USI para evaluar el estado de latubería de revestimiento y la calidad delcemento y luego la herramienta CHDT paramedir la presión de yacimiento y confirmar eltipo de fluido.

Durante la prueba, se obtuvieron siete presio-nes de formación. Cuatro muestras confirmaronla presencia de hidrocarburos. La herramientaCHDT taponó con éxito todos los agujeros. Enbase a los datos de la prueba, el operador pudoplanificar un programa de recuperación para loshidrocarburos pasados por alto.

Si bien los ingenieros pueden evaluar las pre-siones de yacimiento detrás de la tubería derevestimiento mucho después de haber comen-zado la producción, correr las herramientas enel pozo constituye un procedimiento costoso einvasivo. Los problemas asociados con el pozo seencaran en forma más eficaz cuando se actúacon rapidez. Los desarrollos registrados en lossistemas de telemetría de fondo de pozo, los sen-sores de presión y los sistemas de terminaciónde pozos de avanzada ofrecen al ingeniero deyacimiento la flexibilidad para tomar decisionesde producción en tiempo real.

Los sensores de presión de fondo de pozopermanentes y las herramientas de monitoreo,tales como el sistema de monitoreo e inspecciónde la producción en tiempo real WellWatcher,

proveen una fuente continua de medición de lapresión de fondo a lo largo de toda la vida produc-tiva del pozo.22 Con mucha frecuencia colocadosen el pozo junto con el equipo de terminación, lossensores instalados en forma permanente monito-rean constantemente las presiones de producción(próxima página). Cuando estos sensores se utili-zan con otros equipos de monitoreo en tiemporeal, tales como los sensores de temperatura defibra óptica, los ingenieros pueden actualizarconstantemente los modelos de yacimiento yoptimizar todo el sistema de yacimiento en suconjunto.

Antes de la introducción de estos sistemas,los datos adquiridos mediante las operaciones deintervención de pozos proporcionaban sólo unaimagen instantánea del desempeño del pozo enel momento en que se medían los parámetros.Ahora, los sistemas de monitoreo de fondo depozo altamente confiables resultan sustentablesen la mayoría de los ambientes de fondo de pozo.

El sistema WellWatcher ha estado operandoen 15 activos que posee BP en el Mar del Norte,durante más de ocho años.23 Entre 1995 y 2003,BP instaló 75 sistemas de monitoreo en proyec-tos de plataformas y proyectos submarinos,basados en su totalidad en sensores de presiónpermanentes. BP informa que durante este perí-odo, sólo fallaron cuatro de los sistemas, lo queimplica un índice de éxito del 95%.24

46 Oilfield Review

> Herramienta de muestreo en pozo entubado. Los ingenieros utilizan la herramienta CHDT para obtener mediciones de presión múltiples y recolectar mues-tras de fluido desde la parte posterior de un pozo entubado. Alimentados por un cable de acero, los patines de contrapresión (lado inferior de la herramienta)empujan la herramienta para colocarla en una posición excéntrica (la herramienta se muestra excentrada contra la estructura azul de la tubería derevestimiento), la probeta (que se muestra en el lado superior de la herramienta) se sella contra la tubería de revestimiento y luego perfora un agujero ymide la presión, muestrea los fluidos y tapona el agujero. A medida que la barrena (mecha) penetra el objetivo, el paquete integrado de instrumentos de abordo monitorea la presión, la resistividad del fluido y los parámetros de perforación.

Invierno de 2005/2006 47

En el Campo Madoes de BP, un campo satélitedel proyecto Eastern Trough Area Project (ETAP)implementado en el sector central del Mar delNorte, tres pozos productores se empalman a lolargo de 20 km [12.5 millas] a la plataforma prin-cipal. Durante las operaciones de terminación,los especialistas de campo instalaron un sistemaintegrado de monitoreo permanente de la produc-ción FloWatcher en cada uno de los pozos, paramonitorear la presión, la temperatura, la tasa deflujo absoluta y la densidad del fluido en los flujosde agua-petróleo. Los datos obtenidos en tiemporeal con el sistema de monitoreo permitieron alos ingenieros de producción de BP reaccionar enforma rápida, disminuyendo la velocidad de pro-ducción de agua mediante la reducción delrégimen de producción. Si se hubieran basado enlas mediciones de superficie solamente, el pro-blema habría sido mucho más complejo.

Los ingenieros involucrados en el desarrollosubmarino de aguas profundas del Campo Foina-ven, situado al oeste de las Islas Shetlands, en elMar del Norte, están utilizando sensores de pre-sión en tiempo real para comprender mejor ladinámica de flujo del yacimiento, ajustar los regí-menes de levantamiento artificial por gas ymaximizar la producción. Antes del adveni-miento de las mediciones de presión de fondo depozo en tiempo real, los ingenieros dependían delos programas de modelado para ayudar a optimi-

zar los regímenes de levantamiento artificial porgas y, en consecuencia, el régimen de producciónglobal. Estos modelos requerían de datos provis-tos por costosos y lentos procedimientos depruebas de pozos y, en general, proporcionabanresultados de precisión limitada. Los sistemas demonitoreo de presión de fondo de pozo en tiemporeal ahora permiten a los ingenieros de BP ajus-tar los regímenes de levantamiento artificial porgas para lograr una presión de flujo de fondo depozo mínima y de este modo maximizar los regí-menes de producción.

La capacidad de rastrear el desempeño delpozo en base al establecimiento de parámetrosbásicos en las primeras etapas de la vida produc-tiva del pozo y luego obtener, con la técnica derepetición, mediciones periódicas de índices depermeabilidad y factores de daño mecánicomediante el análisis de los incrementos de presio-nes transitorias, agrega un valor adicional. Estacapacidad ha permitido la identificación tem-prana de problemas de desempeño de pozos, laejecución de evaluaciones más detalladas y laoptimización de los métodos de intervención depozos, con los ahorros de tiempo y costo que todoesto conlleva.

El equipo del Campo Foinaven también hautilizado los datos de los sensores de fondo depozo permanentes para mejorar significativa-mente la comprensión de la conectividad del

yacimiento y luego optimizar las diversas estrate-gias de inyección de agua y de reemplazo delagotamiento asociadas. Los ingenieros involucra-dos en el proyecto estiman que durante unperíodo de tres años, que comenzó en el año 2000,el beneficio combinado de estos sistemas demonitoreo dio cuenta de un porcentaje de pro-ducción incremental que osciló entre el 1 y el 3%.

Los datos de los sensores continuos en tiemporeal proveen a los ingenieros la información nece-saria para optimizar el desempeño del yacimientoy la recuperación mediante la detección tempranade problemas y la definición de soluciones demanejo de yacimientos oportunas y preventivas.

Manejo del sistema de presiónEl mantenimiento de la presión de yacimiento yla optimización de la recuperación de petróleo ygas han pasado a formar parte de un desafío glo-bal. La medición de la presión a lo largo del ciclode vida de un yacimiento es clave para el manejodel mismo. La medición precisa y eficaz de la pre-sión ayuda a los ingenieros y geofísicos a manejarla subsidencia, aumentar la eficiencia de barridoen las operaciones de recuperación secundaria ymejorar el desempeño de los activos.

Algunos casos prácticos demuestran que losingenieros pueden refinar los modelos sísmicosde presión de poro, previos a la perforación, uti-lizando datos de fondo de pozo y luego ajustaresos modelos con datos obtenidos en tiemporeal, permitiendo operaciones de perforación depozos más rápidas y menos costosas, colocacio-nes de pozos optimizadas y un mejor manejo delos yacimientos. Conforme se siguen realizandoesfuerzos para definir la próxima revoluciónenergética, los ingenieros de yacimientos, losgeólogos y los geofísicos están combinando losdesarrollos actuales de las herramientas demedición de la presión con los avances registra-dos en las técnicas de interpretación y modeladosísmicos para optimizar la recuperación y pro-longar la vida productiva de las reservas dehidrocarburos conocidas. — DW

Centralizadores y electrodos Empaque de grava

Cedazos (filtros) de arena Cable de resistividad Línea hidráulica al ECP

Cedazos de arena

Agua

Petróleo

Empacadorde producción

Zona 1 Zona 2 Zona 3

ECPECP

Válvula cubierta(WRFC-E)

Línea eléctricaa las válvulas

Empacador externopara tubería

de revestimiento (ECP)

22. Para obtener más información sobre sensores de fondode pozo permanentes, consulte: Bates R, Cosad C,Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y ShanmugamV: “Examinando los pozos productores: Supervisión delos sistemas ESP,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de2004): 18–29.

23. “Keeping Watch on Production, Deepwater,” Unsuplemento de Hart’s E&P, Hart Energy Publishing,agosto de 2004.

24. Para obtener más información sobre manómetros depresión y sistemas de monitoreo de fondo de pozo, consulte: Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R,Ford J, Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T yVeneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,”Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33.

> Instalación de sensores y control de alta complejidad. Conforme evoluciona la tecnología de los sis-temas de control de fondo de pozo, la complejidad de los componentes de terminación de pozos, moni-toreo y control continúa aumentando. Los sistemas de terminación de horizontes múltiples que constande empacadores, filtros (cedazos) de control de la producción de arena, válvulas de control de flujo(WRFC-E) y paquetes de sensores para medición de temperatura, presión, resistividad y otros paráme-tros no son inusuales.