factibilidad tÉcnico econÓmica del uso de …24:56z-525… · pasquel palma, oliver guillermo....
TRANSCRIPT
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
FACTIBILIDAD TÉCNICO ECONÓMICA DEL USO DE LA HERRAMIENTA DE REGISTROS ECOSCOPE, EN LOS POZOS DEL CAMPO MOPORO TIERRA
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Oliver Guillermo Pasquel Palma Tutor: Ing. Américo Perozo, MSc.
Maracaibo, abril de 2010
Pasquel Palma, Oliver Guillermo. Factibilidad técnico económica del uso de la herramienta de registros Ecoscope, en los pozos del campo Moporo Tierra. (2010) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela; 191 p. Tutor: MSc. Américo Perozo.
RESUMEN
Esta investigación tuvo como finalidad evaluar la factibilidad técnica y económica del uso de la herramienta Ecoscope, en los pozos inclinados del Campo Moporo Tierra. Para ello, se determinaron los tipos de registros tomados y la técnica de perfilaje utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en el hoyo de producción de los pozos en estudio; para luego establecer un análisis comparativo, entre las bondades técnicas; principio de medición; y posibles problemas operacionales de las herramientas de registros convencionales y la herramienta de registros de la técnica LWD, ECOSCOPE. Todo ello permitió comparar los costos actualizados, de los tiempos asociados a la toma de registros, de las diferentes técnicas de perfilaje agrupando primero los pozos, en tres casos posibles, como lo son: Pozos con registros LWD convencional más guaya; Pozos con registros LWD convencional más tubería; y Pozos solo con registros LWD con la herramienta especial ECOSCOPE. Así mismo, tomando en cuenta que hay pozos donde se incluyó otro accesorio en el BHA de perforación antes del LWD, como lo es el motor de fondo, lo cual trae como consecuencia que se tenga que cancelar el servicio de Perforación Direccional; se considerarán tres escenarios posibles para cada uno de los tres casos mencionados anteriormente; utilizar la herramienta de LWD después de perforar todo el hoyo de producción, avanzada la perforación ó desde el inicio de la misma. En este sentido, se demostró que en todos los casos, los pozos con registros LWD más tubería, son los más costosos; y por otro lado, los pozos solo con registros LWD con la herramienta especial Ecoscope, son los que tienen los costos más bajos; a excepción solamente de aquellos perforados hasta la Unidad B-4, con el uso del LWD desde el inicio de la perforación, donde sin embargo, muestran unos costos bastante parecidos al de los pozos con registros LWD más guaya.
Palabras claves: Ecoscope, técnica de perfilaje, LWD, Perforación Direccional. E-mail del autor: [email protected]
Pasquel Palma, Oliver Guillermo. Technical and economic feasibility of the use of the Ecoscope logging tool, in the wells of the Moporo Tierra field. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela; 191 p. Tutor: MSc. Américo Perozo.
ABSTRACT The purpose of this investigation was to evaluate the technical and economic feasibility for using the Ecoscope logging tool, in the inclined wells of the Moporo Tierra Field. With the aim of carrying out this study, both taken logs and logging technicians were determined into the production borehole of the study wells. This information allowed establishing a comparative analysis of the technical goodnesses, the principle of measurement; and possible operational problems, between the conventional register tools and the ECOSCOPE LWD register tools; as well as, it permitted to compare updated costs associated to the times of the different logging technicians. To do that, wells were gathered in the following three cases: wells with conventional LWD and wireline registers, wells with conventional LWD and pipe registers, and wells with ECOSCOPE LWD register. Then, taking into account that there are wells with a bottom power as an additional accessory in the perforation’s BHA, the last three cases were sub-divided into three possible scenarios: LWD tool used after to drill the whole production borehole; advanced the perforation or during all the perforation. On one hand, results showed that in each one of the cases the wells with conventional LWD and pipe registers are the costliest, while wells with ECOSCOPE LWD register are the cheapest one in the 92 per cent of the cases. On the other hand, in the case of the wells perforated until the Unity B-4 with the use of the LWD during all the perforation, the conventional LWD and wireline registers were the lowest one; nonetheless, this cost is quiet similar to the wells with ECOSCOPE LWD register. Key Words: Ecoscope, technical of perfilaje, LWD, Directional Drilling. Author's e-mail: [email protected]
ÍNDICE GENERAL
Página
RESUMEN……….……………………………………………………………….................................. 4
ABSTRACT..……………………………………………………………………………………………... 5
ÍNDICE GENERAL…………………………………………………….…………………………..……. 6
ÍNDICE DE FIGURAS…………………………………………………………………………………… 9
INTRODUCCIÓN……..…………………………………………………………………………………. 14
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema.................................................................................................. 15
1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación..................................................................... 16
1.3. Delimitación de la Investigación............................................................................................ 16
1.4. Objetivo general de la investigación...................................................................................... 16
1.5. Objetivos especifícos de la investigación............................................................................ 16
1.6. Metodología a utilizar………………………………………………………………………..…… 17
1.6.1. Fase I: Definición de la base teórica que sustente el trabajo de investigación…….. 17
1.6.2. Fase II: Recopilación y validación de la información existente……………….……... 17
1.6.3. Fase III: Determinación y Aplicación de la metodología de trabajo a seguir……….. 17
1.6.4. Fase IV: Evaluación de los resultados obtenidos. ………………………………….…. 17
1.7. Viabilidad de la investigación………………………………………………………………..…... 18
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1. Ubicación y Características del Campo………………………………………………………… 19
2.1.1 Área 8 Sur, Yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729……………………….……….. 19
Geología……………………………………………………………………….………. 20
A) Estructura………….………………………………………….……………………. 20
B) Estratigrafía…….………………………………………………..………………… 20
Propiedades de los fluidos………………………………………………..…………. 22
Estimación de Reservas……………………………………………………..………. 23
Comportamiento de Producción………………………………………………….…. 23
2.1.2. Área Franquera………………………………………………………………...………….. 24
Geología……………………………………………………………………….………. 25
A) Estructura………….………………………………………….……………………. 25
B) Estratigrafía…….………………………………………………..………………… 25
Propiedades de los fluidos………………………………………………..…………. 26
Estimación de Reservas……………………………………………………..………. 27
Comportamiento de Producción………………………………………………….…. 27
2.2. Antecedentes de la Investigación…………………………………………………………..…… 28
2.2.1. Una compañía operadora ahorró 750.000 $ en un pozo del golfo de Tailandia….... 28
2.2.2. La adquisición de datos con LWD, con el servicio multifuncional Ecoscope, ahorra
en Ecuador, 100.000 $....................................................................................………………. 29
Página
2.2.3. Incremento de la precisión de la evaluación de la saturación de un pozo con alto
ángulo. .................................................................................................................................. 31
2.2.4. Evaluación Petrofísica efectiva en Tiempo real con nuevas Tecnologías LWD……... 32
2.3. Descripción del ambiente del hoyo……………………………………………………………….. 33
2.4. Tipos de registros de pozos……………………………………………………………………….. 35
2.4.1. Registros eléctricos…………………………………………………………………………. 35
Registro de Inducción…………………………………………………………………. 38
2.4.2. Registros Nucleares……………………………………………………………………....... 41
Radioactividad natural de las rocas………………………………………………….. 41
El registro de rayos gamma…………………………………………………………… 43
Espectroscopia de rayos gamma…………………………………………………….. 45
Registro de densidad………………………………………………………………….. 49
Registro Neutrón……………………………………………………………………….. 54
2.5. Evaluación de Formaciones durante la Perforación……………………...…………………….. 59
2.5.1. Origen…………………………………………………...…………………………………… 59
2.5.2. Medición de los fluidos del yacimiento…………………………………………………… 62
2.5.3. Utilización de una fuente radioactiva……………………………………………………... 64
2.5.4. Desarrollo de Nuevas Tecnologías……………………………………………………..… 65
2.5.5. Principio de medición de porosidad, espectroscopia y el parámetro sigma………..… 67
2.5.6. Principio de medición de las herramientas de rayos gamma, densidad y
neutrón…………………………………………………………………………………………...….. 68
2.5.7. Mediciones nucleares LWD sin fuentes……………………………………………...…... 69
Antecedentes………………………………………………………………………….... 69
Riesgos………………………………………………………………………………….. 71
Ventajas y Desventajas en la Evaluación de Formaciones……………………….. 72
Ventajas y Desventajas en la Evaluación de la Perforación………………………. 75
Mediciones en el extremo de la barrena………………………………….…………. 77
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO.
3.1. Tipo de investigación………………..………………………………………………………......... 79
3.2. Nivel de la investigación………………………………………………..……………………..….. 79
3.3. Diseño de la investigación……………………………………………….…………….……....….. 80
3.4. Población y muestra…………………………………………………………………..………..….. 80
3.4.1. Población………………………………………………………………………………..…... 80
3.4.2. Muestra………………………………………………………………………………….…... 81
3.5. Técnicas de recolección de datos. ……………………………………………………………..... 81
3.5.1. Observación documental. …………………………………………………………………. 81
Discovery Geographix V 2007.1………………………………………….…………... 82
Página
A) WellBase ………………………………………………………………………... 82
B) PRIZM …………………………………………………………………………… 83
Centinela…….………………………………………………………………………….. 83
Dims…………….……………………………………………………………………...... 84
3.5.2. Observación directa…………………………………………………………………….…... 85
3.6. Recursos………………………………………………………………………………..….............. 85
3.6.1. Recursos humanos……………………………………………………………………..…... 85
3.6.2. Recursos financieros………………………………………………………………............. 85
3.6.3. Recursos materiales………………………………………………………………………... 86
CAPITULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS.
4.1. Objetivo Específico Nº 1. Determinar los tipos de registros tomados y la técnica de
perfilaje utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en el hoyo de producción de los pozos del área
en estudio…………………………………………………………………………………………….…... 87
4.2. Objetivo Específico Nº 2. Establecer un análisis comparativo, entre las bondades
técnicas, principios de medición y posibles problemas operacionales de las herramientas de
registros convencionales y la herramienta de registros de la técnica LWD,
ECOSCOPE……………………………………………………………………………………………… 100
4.2.1. Bondades Técnicas………………………………………………………………………… 105
Aplicaciones en la Construcción de
Pozos………………………………….............
105
Transmisión de
datos…………………………………………………………………..
106
Tiempo Real vs.
Memoria……………………………………………………………...
107
Medición de la Calidad del
Hoyo……………………………………………………...
114
4.2.2. Principios de Medición………………………………………………………………….….. 116
Invasión…………………………………………………………………………...
......... 116
Calidad en la Adquisición de la
Data…………………………………………………
119
Anisotropía…………………………………………………………………...…
……….
122
Principio de Medición de Porosidad y
Espectroscopia……………………………..
124
4.2.3. Posibles Problemas Operacionales………………………………………………………. 128
Velocidad de
Perfilaje…………………………………………………………………..
128
Profundidad………………………………………………………………………
……...
136
Utilización de una Fuente
Radioactiva……………………………………………….
139
Fuerzas de Choque y 141
Vibración………………………………………………………
4.3. Objetivo Específico Nº 3. Comparar los costos actualizados, de los tiempos asociados a
la toma de registros, de las diferentes técnicas de perfilaje utilizadas en el hoyo de producción
en los pozos del área en estudio………………………………………………………………………. 144
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……….………………………………………………... 179
ÍNDICE DE REFERENCIAS……………………………………………………………………………. 188
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Página
1. Ubicación geográfica del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729…………………………... 21
2. Límites y Regiones del Yac. B Sup. VLG-3729…………………………………………………... 22
3. Columna Estratigráfica Generalizada Área 8 Sur………………………………………………… 22
4. Comportamiento de Producción del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729……………... 25
5. Mapa Estructural Proyecto Franquera…………………………………………………………….. 27
6. Comportamiento de Producción del pozo FRA-1X………………………………………………. 29
7. El servicio multifuncional ECOSCOPE, de registrar mientras se perfora, logró los datos en
tiempo real para la correlación, seleccionando las profundidades de prueba para el servicio
de toma de presión mientras se perfora, STHETOSCOPE; y de evaluación del yacimiento... 31
8. En la parte alta de los pozos, cerca del intervalo vertical, las saturaciones (carril 2)
derivadas de la resistividad y del sigma son buenas porque no ocurren los efectos de la
polarización. Por otro lado, en la parte más baja de los pozos, en la sección del alto
ángulo, los efectos de la polarización de la resistividad causa altas lecturas de ésta que
imitan la presencia de hidrocarburos. La saturación derivada de las respuestas del sigma
del ECOSCOPE, no sufre de estos efectos y con precisión indican aquella presencia de
hidrocarburos. Las secciones oscuras en la imagen del registro de densidad (carril 3)
muestra la ubicación de las capas que causan la polarización de la resistividad…………….. 33
9. Representación esquemática del ambiente del hoyo………………………………................... 34
10. Perfil de invasión de un acuífero………………………………………………………................ 35
11. Perfil de invasión de arena petrolífera mostrando un ánulo…………………………………… 36
12. Configuración de los registros laterales y normales……………………………………………. 37
13. Esquema teórico (AMN) y real (MAB) del dispositivo lateral…………………………………... 38
14. Esquema básico de la herramienta de inducción………………………………………………. 40
15. Procesamiento del inducción Phasor (Rt) mostrando mejor resolución en capas finas que
el inducción normal (ID)…………………………………………………………………….............. 42
16. Registro ILD-GR del Norte de Monagas………………………………………………………… 47
17. Niveles de emisión de radiaciones del K, Th y K……………………………………………….. 47
18. GR espectral mostrando pseudolaminaciones de arcillas en intervalo
productor A……………………………………………………………………………………………. 49
19. Figura para identificar el tipo de arcilla con el NGT…………………………………................ 49
20. Diseño básico del registro de densidad FDC……………………………………………………. 51
21. Registro FDC del Campo Carito Norte, Norte de Monagas……………………………………. 53
22. Valores de Pe y U para sustancias más comunes……………………………………………… 54
23. Coeficiente de absorción fotoeléctrica, Pe, en función de la porosidad y tipo de fluido para
arenisca, dolomita y calcita………………………………………………………………................ 54
24. Esquema de la herramienta CNL…………………………………………………………………. 57
25. Comparación de dos porosidades de neutrón en arena de gas arcillosa……………………. 59
26. Tecnología de telemetría de ondas continúas LWD y MWD………………………………….. 61
Figura Página
27. Utilización de la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o
parámetro sigma, para calcular la saturación de agua………………………………………… 64
28. Mediciones de rayos gamma, densidad y neutrón……………………………………………… 69
29. Generador de neutrones pulsados……………………………………………………………….. 70
30. Comparación entre los datos obtenidos con la herramienta xPET y los datos derivados de
las herramientas operadas con cable……………………………………………...…………….. 72
31. Collar de mediciones integrado EcoScope. …………………………………………………….. 74
32. Comparación de las mediciones de porosidad neutrónica termal obtenidas con la
herramienta adnVISION previa y la nueva herramienta Ecoscope…………………………… 75
33. Programa de evaluación de formaciones independiente e integrado EcoView,
desarrollado específicamente para la visualización y el análisis de datos EcoScope……… 79
34. Estadística de los Pozos con y sin Registro de Presión del área en estudio………………… 96
35. Distribución de las Técnicas de guaya y/o tubería para la toma de registros de los pozos
del área en estudio………………………………………………………………………………… 97
36. Tipos de técnicas utilizadas en la toma de registros de los pozos del área en
estudio……………………………………………………………………………………………….. 97
37. Distribución de Pozos por Unidad Estratigráfica………………………………………………… 100
38. Longitud de los hoyos de producción de los pozos en estudio perforados hasta la unidad
B-1………………………………………………………………………………………….………... 101
39. Longitud de los hoyos de producción de los pozos en estudio perforados hasta la unidad
B-4…………………………………………………………………………………………………… 101
40. Presiones de los pozos de la región 1 a nivel de B-1 y B-4……………………………………. 102
41. Comparación de los últimos datos de Presiones de la región 1 a nivel de B-1 y B-4……….. 103
42. Presiones de los pozos de la región 3 a nivel de B-1 y B-4……………………………………. 103
43. Comparación de los últimos datos de Presiones de la región 3 a nivel de B-1 y B-4……….. 104
44. Registros LWD en Tiempo Real versus Memoria, a nivel de la Unidad B-1, de los pozos
del área en estudio………………………………………………………………………………… 108
45. Registros LWD en Tiempo Real versus Memoria, a nivel de la Unidad B-4, de los pozos
del área en estudio………………………………………………………………………………… 109
46. Registros LWD en Tiempo Real versus Memoria, a nivel de la Unidad B-1, del pozo
TOM-023-ST………………………………………………………………………………………... 110
47. Gráfico de Perforación (“Drillers Display”). Litología, Imágenes de Pozo, Caliper y
Registros Mecánicos de Perforación…………………………………………………………….. 111
48. Imagen de calidad de densidad, IDDQ…………………………………………………………… 112
49. Muestra del mayor contacto de la herramienta densidad en el cuadrante inferior…………... 114
50. Imagen derivada del procesamiento para mejorar las mediciones de densidad en las
secciones arcillosas donde el contacto con el hoyo es afectado por la ovalización………... 114
51. Sección de registro Caliper calculado a partir del densidad del pozo FRA-003……………... 115
52. Registro LWD con Marcadores y las Curvas de VP y TDB…………………………………….. 117
Figura Página
53. Registros LWD en Tiempo Real versus Guaya, a nivel de la Unidad B-1, de los pozos del
área en estudio……………………………………………………………………………………... 119
54. Registros LWD en Tiempo Real versus Guaya, a nivel de la Unidad B-4, de los pozos del
área en estudio…………………………………………………………………………………….. 120
55. Registro del pozo FRA-003. Ejemplo de Registro con Pico de Polarización………………… 121
56. Efectos de la Anisotropía en registros con cable y LWD……………………………………….. 123
57. El Por que, la Anisotropía afecta las herramientas de Resistividad…………………………… 124
58. Comparación entre la porosidad calculada a partir del registro de densidad usando una
densidad de matriz constante y usando la densidad de la matriz variable proveniente de
la Espectroscopía…………………………………………………………………………………... 126
59. Comparación de la Espectroscopía de los pozos TOM-13 (ECS con guaya) y FRA-003
(LWD-EcoScope)…………………………………………………………………………………… 127
60. Comparación del cálculo del volumen de arcilla mediante el parámetro sigma y el registro
GR……………………………………………………………………………………………………. 128
61. ROP Promedio de los Pozos en Estudio…………………………………………………………. 129
62. Velocidad de Perfilaje de los Pozos con registros LWD después de la
Perforación………………………………………………………………………………………….. 130
63. Velocidad de Perfilaje de los Pozos con registros de Guaya…………………………………... 131
64. Máximo Diámetro Externo de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de
Guaya………………………………………………………………………………………………... 131
65. Longitud de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de Guaya………….................. 132
66. Velocidad de Perfilaje de los Pozos con registros de Tubería……………………................... 133
67. Máximo Diámetro Externo de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de
Tubería………………………………………………………………………………………………. 133
68. Longitud de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de Tubería…………………….. 134
69. Características Resaltantes de las Diferentes Corridas de Perfilaje, de los Pozos con
registros de Tubería del área en estudio………………………………………………………… 135
70. Características Resaltantes de las Diferentes Corridas de Perfilaje, de los Pozos con
registros con Guaya del área en estudio………………………………………………………… 136
71. Diferencia entre la Profundidad según Guaya y la Profundidad según Tubería de
Perforación, de los Pozos en estudio con registros de Guaya………………………………... 137
72. Detalle de la Diferencia entre la Profundidad según Guaya y la Profundidad según Tubería
de Perforación, de los Pozos en estudio con registros de Guaya……………………………. 138
73. Mediciones de Profundidad Básicas……………………………………………………………… 139
74. Posición de los sensores de las herramientas LWD de los pozos del Área en estudio…….. 142
75. Intervalo de uso de la herramienta LWD de los Pozos del área estudio……………………… 143
76. Tiempos Totales, Espesor de la sección, ROP Promedio y Tiempos Improductivos de los
Pozos en estudio con registros de LWD a nivel de B-1………………………………………... 145
Figura Página
77. Tiempos Totales, Espesor de la sección, ROP Promedio y Tiempos Improductivos de los
Pozos en estudio con registros de LWD a nivel de B-4………………………………………... 147
78. Tiempos Totales y Tiempos Improductivos de los Pozos en estudio con registros de
Guaya y/o Tubería a nivel de B-1………………………………………………………………… 148
79. Tiempos Totales e Improductivos de los Pozos en estudio con registros de Guaya y/o
Tubería a nivel de B-4……………………………………………………………………………... 148
80. Tiempos Totales asociados al perfilaje de los Pozos en estudio con registros de
Guaya………………………………………………………………………………………….…….. 149
81. Tiempos Totales asociados al perfilaje de los Pozos en estudio con registros de
Tubería……………………………………………………………………………….……………… 150
82. Profundidad total de los pozos con registros LWD del área en estudio………..…………….. 152
83. Tiempos Productivos de los pozos con registro LWD a nivel de B-4, discretizados………… 153
84. Tiempos Productivos de los pozos con registro LWD a nivel de B-1………………………..... 154
85. Tiempos Productivos de los pozos con registro de guaya, discretizados…………………….. 155
86. Tiempos Productivos de los pozos con registro de tubería, discretizados……….................. 156
87. Tiempos Productivos del viaje de calibración de los pozos con registro de guaya y/o
tubería……………………………………………………………………………………………..… 157
88. Tiempos Productivos de las diferentes Técnicas de Perfilaje de los Pozos del área en
estudio……………………………………………………………………………………………….. 158
89. Resumen de los Factores que generan Costos durante el Proceso de Perfilaje de los
Pozos del área en estudio………………………………………………………………………… 160
90. Resumen de los Tiempo Totales Asociados al Perfilaje de los Pozos del área en estudio. 160
91. Resumen del Cálculo de los Costos del Perfilaje con Guaya de los Pozos perforados
hasta la Unidad B-1………………………………………………………………………………… 163
92. Resumen del Cálculo de los Costos del Perfilaje con Tubería de los Pozos perforados
hasta la Unidad B-1………………………………………………………………………………… 164
93. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Cabina de Mud Logging, de los
Pozos LWD más Registros con Guaya, perforados hasta la Unidad B-1……………………. 166
94. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Equipo de Control de Sólidos, de
los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1……………….. 168
95. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio del Control y Monitoreo del Fluido
de Perforación, de los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad
B-1......................................................................................................................................... 169
96. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Manejo, Tratamiento y Desecho
de Ripios, de los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1.. 171
97. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Perforación Direccional, de los
Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1……………………. 172
98. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Perforación Direccional, de los
Pozos con Registros LWD con la herramienta Ecoscope, perforados hasta la Unidad B-1. 173
Figura Página
99. Resumen de la Estimación de los Costos de los Servicios que se utilizan durante el
proceso de perfilaje; de acuerdo a si el pozo tiene registros con LWD convencional más
guaya y/o tubería ó solo LWD con la herramienta especial Ecoscope; si fue perforado
hasta la Unidad B-1 ó B-4; y si el uso del LWD se hizo después de la perforación del
hoyo de producción, avanzada la misma ó desde el inicio; todo ello tomando en cuenta
los Tiempo Totales Asociados al Perfilaje de los Pozos del área en estudio……………….. 175
100. Comparación de los costos finales, del proceso de perfilaje de las diferentes técnicas de
toma de registros, en los pozos del área en estudio…………………………………………… 176
101. Tiempos Adicionales del Proceso de Perfilaje de los Pozos con Registros de Guaya y/o
Tubería………………………………………………………………………………………………. 176
102. Ingresos Adicionales del uso de la herramienta de registros LWD, sustituyendo los
Registros de Guaya y/o Tubería………………………………………………………………….. 177
103. Ahorro de los costos por el uso de la herramienta de registros LWD, sustituyendo los
Registros de Guaya y/o Tubería………………………………………………………………….. 178
INTRODUCCIÓN
Las empresas a nivel mundial, cada día buscan mejorar, disminuir u optimizar los costos asociados a
sus operaciones ó a las actividades que realizan; con la intención de ser cada vez más productivas.
En este sentido, se deben analizar cada uno de los detalles que inciden sobre las estructuras de
costos de los diferentes procesos, para disminuirlas hasta el mínimo posible, y así conseguir que
estos sean más rentables.
PDVSA es una compañía que busca ese objetivo, analizando y/o optimizando, cada uno de los
procesos que están relacionados directa o indirectamente en sus operaciones; para lo cual, la
empresa realiza y promueve la elaboración de manuales de procedimientos que permiten
estandarizar los procesos propios de la industria petrolera, así como la realización de diversos
estudios económicos que así lo permitan; porque la inversión de dinero de la empresa esta
representada por cifras bastante altas, así como los riesgos ergonómicos asociados a los trabajos
que se ejecutan.
En este sentido, si el objetivo de PDVSA es producir hidrocarburos, al menor costo posible, entonces
se deben analizar más a detalle precisamente esos procesos que tienen mayor incidencia sobre los
costos finales; entre los cuales se puede mencionar el proceso de perfilaje de los pozos, que es una
tarea fundamental durante el proceso de construcción de los pozos, principalmente en el hoyo de
producción, ya que de ello depende la buena selección del cañoneo y por ende la vida productiva del
pozo.
Ante lo expuesto anteriormente, y dado los problemas más comunes que pueden presentarse durante
las operaciones de perfilaje de pozos, como lo es la pega de la sarta de registros, lo cual trae como
consecuencia el aumento de los tiempos improductivos de los procesos de construcción de pozos; la
Gerencia de Desarrollo de Yacimientos que maneja el Campo Moporo Tierra en PDVSA
OCCIDENTE, planteó la toma de registros del área durante la perforación del pozo, es decir, bajo la
técnica LWD.
En ese caso, se seleccionó el pozo FRA-0003 para la prueba de la herramienta de registros con LWD
llamada ECOSCOPE, de la empresa de servicios SCHLUMBERGER; para posteriormente evaluar los
resultados que permitan determinar la factibilidad técnico-económica del uso de esta herramienta en
los pozos del área.
En ese caso, se desea analizar la factibilidad técnica, para poder obtener la mayor productividad
posible de los pozos; y la económica, para disminuir, como se comentó anteriormente, el costo de
extracción por barril, que estaría representado por la disminución en los costos del proceso de
perfilaje, el cual debe incluir todos los procesos involucrados al respecto.
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA.
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema.
Obtener la información de los registros eléctricos en los pozos de petróleo es una tarea
fundamental durante su proceso de construcción, principalmente en el hoyo de producción, ya que de
ello depende la buena selección del cañoneo y por ende la vida productiva del pozo; pero esta
actividad puede tener complicaciones dependiendo del tipo de pozo a construir, ya que existen
condiciones que pueden dificultar la obtención de tan importante información, que en muchos casos
no es posible recopilar, teniendo que seleccionar los intervalos de cañoneo de acuerdo a una data
muy reducida y por supuesto generando mayor incertidumbre sobre la escogencia de las mejores
zonas productoras.
Entre los problemas más comunes que pueden presentarse durante las operaciones de perfilaje
de pozos, se tiene la pega de la sarta de registros, la cual puede suceder debido a diferentes causas
tales como: longitud excesiva de la sarta, alta presencia de derrumbes en el hoyo, grandes
profundidades, altas desviaciones, elevada tortuosidad del hoyo, excesivos diferenciales de presión
entre las formaciones perforadas, entre otras.
Este problema es una de las principales causas del aumento de los tiempos improductivos de los
procesos de construcción de pozos, generando la actividad de pesca enhebrada (registro con guaya
y/o tubería) de la herramienta de registro y en algunos casos la decisión de realizar un viaje de
acondicionamiento y la corrida posterior de los registros con tubería, lo cual es muy lento, generando
(en ambos casos) tiempo adicionales en la perforación del pozo y trayendo como consecuencia la
producción diferida del mismo.
Lo anteriormente expuesto, representa uno de los problemas que se presentan durante la
construcción de los pozos del Campo Moporo Tierra, cuyos yacimientos principales son el Eoceno
B-Superior VLG-3729 y Franquera, donde hasta el momento de plantear esta investigación se han
perforado 22 pozos (19 en el VLG-3729 y 3 en Franquera), 6 verticales y 16 inclinados, en los cuales
solo se han podido tomar registros con guaya ó tubería con éxito en 8 de ellos, generando situaciones
como la descrita en el párrafo precedente, y al inicio de este planteamiento.
Ante tal situación la Gerencia de Desarrollo de Yacimientos que maneja el Campo Moporo Tierra,
planteó la toma de registros del área durante la perforación del pozo, es decir, bajo la técnica LWD.
En ese caso, se seleccionó el pozo FRA-0003 para la prueba de la herramienta de registros con LWD
llamada ECOSCOPE, de la empresa de servicios SCHLUMBERGER; para posteriormente evaluar los
resultados que permitan determinar la factibilidad técnico-económica del uso de esta herramienta en
los pozos del área.
1.2. Justificación de la Investigación.
Durante la realización de la mayoría de los registros de los pozos inclinados del Campo Moporo
Tierra, se han presentado constantemente problemas de pega de sarta de registros teniendo que
seleccionar los intervalos de cañoneo de acuerdo a una data muy reducida y por supuesto generando
mayor incertidumbre sobre la escogencia de las mejores zonas productoras de petróleo y conllevan al
aumento de los costos totales y los tiempos improductivos en la construcción de los pozos; por lo que
la realización de este estudio permitirá obtener criterios técnicos económicos que permitan realizar la
toma de los registros de pozos en el menor tiempo posible y al menor costo.
1.3. Delimitación de la Investigación.
Espacial: El estudio propuesto se realizará en las instalaciones del Edif. El
Menito, y en el Campo Moporo Tierra, el cual es manejado por la Unidad de Explotación Moporo,
Gerencia de Tierra Este Liviano, Distrito Tierra de la División Occidente de Petróleos de
Venezuela, S.A; el mismo abarca el análisis de 22 pozos, 19 pertenecientes al yacimiento Eoceno
B-Superior VLG-3729 y 3 al área de Franquera.
Temporal: El tiempo estimado para realizar el estudio es de seis meses, comprendidos entre Abril
y Septiembre de 2009.
1.4. Objetivo General de la Investigación.
Comparar Técnico y Económicamente, el uso de la Herramienta de Registros ECOSCOPE, Bajo la
Técnica LWD; contra las herramientas convencionales de registros, en los Pozos del Campo Moporo
Tierra.
1.5. Objetivos específicos de la investigación.
Determinar los tipos de registros tomados y la técnica de perfilaje utilizada (con guaya,
tubería ó LWD) en el hoyo de producción de los pozos del área en estudio.
Establecer un análisis comparativo, entre las bondades técnicas, principio de medición y
posibles problemas operacionales de las herramientas de registros convencionales y la
herramienta de registros de la técnica LWD, ECOSCOPE.
Comparar los costos actualizados, de los tiempos asociados a la toma de registros, de las
diferentes técnicas de perfilaje utilizadas en el hoyo de producción en los pozos del área en
estudio.
1.6. Metodología a utilizar.
Para llevar a cabo este estudio se realizarán una serie de pasos y procedimientos, de acuerdo a los
objetivos específicos planteados; la secuencia de estos se describe a continuación:
1.6.1. Fase I: Definición de la base teórica que sustente el trabajo de investigación.
Características y principio de medición de los registros convencionales de pozos.
Características y principio de medición de la herramienta ECOSCOPE, bajo la técnica LWD, para
la obtención de los registros de pozos.
1.6.2. Fase II: Recopilación y validación de la información existente.
Tipos de registros y técnicas utilizadas (con guaya, tubería ó LWD) para la toma de registros en el
hoyo de producción en el área en estudio.
Tiempos totales, productivos e improductivos asociados a la toma de registros en el hoyo de
producción de los pozos del área en estudio.
1.6.3. Fase III: Determinación y Aplicación de la metodología de trabajo a seguir.
Determinación de los tiempos y costos promedios, asociados a la toma de registros en el hoyo de
producción de los pozos del área en estudio.
Determinación de los tiempos y costos estimados para la toma de registros de manera
convencional en el hoyo de producción de los pozos del área en estudio.
Determinación de los tiempos y costos de la toma de registros con la herramienta ECOSCOPE,
bajo la técnica LWD.
1.6.4. Fase IV: Evaluación de los resultados obtenidos.
Comparar los tiempos y costos promedios, asociados a la toma de registros en el hoyo de
producción de los pozos del área en estudio contra la toma de registros con la herramienta
ECOSCOPE, bajo la técnica LWD.
Comparar los tiempos y costos estimados para la toma de registros de manera convencional
contra la toma de registros con la herramienta ECOSCOPE, bajo la técnica LWD.
Elaboración del Trabajo Especial de Grado y Presentación Final.
1.7. Viabilidad de la investigación.
Para la realización del presente trabajo, se cuenta con toda la información necesaria para realizar un
estudio de factibilidad técnico y económica del uso de la herramienta de registros ECOSCOPE, bajo
la técnica LWD, en los pozos del Campo Moporo Tierra; entre las cuales se puede mencionar lo
siguiente: material bibliográfico y técnico de las herramientas de registros; base de datos de registros
de los pozos del área; informes finales de la perforación y completación de los pozos donde se puede
determinar los costos y tiempos totales de los mismos, entre otras. Así mismo, se cuenta con la
asesoría de un tutor académico que tiene una amplia y excelente experiencia del tema de
investigación.
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Ubicación y Características del Campo.
El Campo Moporo Tierra comprende las áreas de La Ceiba, Franquera y el Bloque XII en Ceuta,
específicamente el Área 8, parte sur, la cual tiene como principal yacimiento el Eoceno B-Superior
VLG-3729; este último como el más importante para el Campo. Es importante mencionar, que solo se
tomarán en cuenta para este estudio, los yacimientos del área Franquera y el Eoceno B-Superior
VLG-3729, porque son los que aportan más del 90% de producción total del campo.
Ante lo descrito anteriormente, se hará una descripción completa de cada uno de estos
yacimientos, la cual se explica a continuación:
2.1.1 Área 8 Sur, Yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729
El yacimiento "B Superior VLG-3729", se encuentra ubicado hacia el sureste del Campo Ceuta,
Bloque VII de la Cuenca de Maracaibo. Se extiende sobre las subdivisiones del campo denominado
Área 8 Sur como se muestra en la Figura N° 1.
El Área 8 Sur de Ceuta fue descubierta en el año 1988 con la perforación en el lago del pozo
VLG-3729 a nivel de Lago, revelando un gran potencial de hidrocarburos a nivel de las arenas B
Superior de la Formación Misoa. Sin embargo, la perforación en tierra de los pozos TOM-0007,
TOM-0008 y TOM-0009, ha llevado su extensión hacia lo que se conoce como Área Tomoporo Sur,
constituyendo así el Campo Ceuta-Tomoporo, con un área total aproximada de 188 Km2. El
yacimiento posee un POES de 5217,1 MMBls de crudo mediano (22,5 °API), unas reservas
recuperables de 1147,7 MMBls, unas reservas remanentes de 862 MMBls y un factor de recobro de
22%.1
Hasta el presente se han perforado 93 pozos (18 en Tierra y 75 en el Lago), de los cuales se encuentran 83 pozos
activos, 4 inactivos y 6 abandonados los cuales aportan una producción de 120 MBNPD, confirmando la elevada
potencialidad del área.
Geología.
A) Estructura.
El yacimiento "B Sup VLG-3729" ha sido dividido estructuralmente en seis (6) regiones, delimitadas
por fallas como puede observarse en la figura 2.
B) Estratigrafía.
La secuencia estratigráfica en el área donde se ubica el yacimiento B Sup. VLG-3729, se describe en
la columna estratigráfica mostrada en la Figura N° 3. La Columna Estratigráfica está constituida de tope a
base, por las formaciones El Milagro y Onia, de edad Pleistoceno-Plioceno, de ambientes fluvio-deltaico y
lacustre, respectivamente.1
C.A.P.O @ -17380
C.A.P.O @ -17150
C.A.P.O @ -17150
D
L
D
L
L D
L
D
L D
Falla VLG 3729
Falla V
LG
3686
AREA 2 SUR
Falla VLG 3783
TOM0001
TOM0007
TOM0008
TOM0009TOM0009 ST
TOM0010
TOM0011
TOM0012
TOM0013
TOM0014
TOM0015
TOM0016 TOM0017
VLG3729
VLG3744
VLG3765
VLG3779
VLG3783
VLG3819
VLG3822
VLG3825
VLG3827
VLG3829
VLG3830
VLG3831
VLG3832
VLG3833
VLG3835
VLG3837
VLG3839
VLG3840
VLG3842
VLG3844
VLG3845
VLG3845 ST
VLG3846
VLG3847
VLG3848
VLG3849
VLG3850
VLG3851
VLG3852
VLG3854
VLG3855
VLG3856
VLG3857
VLG3858
VLG3859AVLG3860
VLG3861
VLG3862
VLG3863
VLG3864
VLG3865
VLG3866
VLG3868
VLG3869
VLG3870
VLG3871
VLG3872
VLG3873
VLG3875
VLG3876
VLG3877
VLG3878
VLG3879
VLG3881
VLG3882
VLG3883
VLG3884
VLG3886
VLG3889
VLG3890
VLG3891
VLG3893
VLG3894
VLG3895
VLG3896
VLG3897VLG3898
VLG3899VLG3900
VLG3901
VLG3902
VLG3904
VLG3908
FRANQ-1
-16619
-16058
-16991-16974
-16424
-16252
-15965
-16567
-15913
-16135
-16586 -16956
-15274
-15268
-15475
-15605
-15720
-15644
-16256
-15441
-15425
-15883
-15200
-15890
-15214
-15812
-15606
-15377
-15598
-15991
-15341
-15810
-15810
-15829
-16726
-15834
-16823
-15779
-15694
-16935
-15936
-15584
-16048
-16349
-15692
-15932
-16671-16516
-15777
-16830
-16062
-16555
-16897
-15507
-16218
-16111
-16357
-16026
-15766
-15687
-15554
-15438
-15756
-16638
-15427
-16531
-15696
-15369
-16792
-16327
-16728
-15579
-15273
-15542
-16046
-15505
-15579
-15590
-15740
-15750
-15368
-15297
-15393
-16686
CYZ-1
-16150
DPB-2-15860
DSD-1
-16460
DYD-3
-16840
E-DYA-1
-16495
E-DYA-2
-16300
E-DYA-3-16460
W-CABU-2-14575
W-CQY-1
-15470
W-DTC-1
-16360
W-DVD-4
-16490
W-DVD-6
-16620
W-DWB-1-16470
PLAT
BES
1052000 1052000
1054000 1054000
1056000 1056000
1058000 1058000
1060000 1060000
1062000 1062000
1064000 1064000
1066000 1066000
264000
264000
266000
266000
268000
268000
270000
270000
272000
272000
274000
274000
276000
276000
278000
278000
280000
280000
1 0 1 2 km
1:20000
DISTRITO TOMOPORO. U.E. MOPORO
MAPA ESTRUCTURAL
FORMACIÓN MISOA - TOPE UNIDAD B-4
PDVSA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Fecha: Diciembre 2006 AREA 8 SUR
YAC. B SUP. VLG-3729Escala: 1: 20.000
Realizado por:
Ing. Geólogos U. E. Moporo
Región 1
Región 3Región 6
Región 2
Región 4
Pozo en Fondo
Pozo en Superficie
Trayectoria del Pozo
LEYENDA
Múltiple de Gas
Plataforma BES
Estación de Flujo
Profundidad del Lago
Línea de Costa
Intercepción con B-4
Falla en B-4
16000’ Tope Estructural
Contorno Estructural B-4
Contorno Estructural B-1
Localizaciones 2007
CWZ-6
DYD-3
Localizaciones B-1
Localizaciones B-4
Región 5
Yac. B Superior VLG-3729Dtto. Tomoporo, U.E. Moporo
Limite Norte
Falla VLG-3729
Figura 1. Ubicación geográfica del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729.1
La secuencia prosigue con las formaciones La Puerta y Lagunillas, de edad Mioceno, compuestas por
depósitos continentales y marinos deltaicos respectivamente y culmina con la Formación La Rosa,
también de edad Mioceno y representada por sedimentos de origen marino. Luego en la parte
infrayacente en forma discordante se encuentran las lutitas de la Formación Paují, de edad Eoceno
Medio, la cuál se encuentra parcialmente erosionada. En contacto concordante se encuentra la secuencia
completa de la Formación Misoa (Eoceno Inferior a Medio) integrada por areniscas y lutitas de ambiente
fluvio-deltaicos.
La sección superior de la Formación Misoa la integran las arenas "B" clasificadas informalmente en B
superior (B-1 a B-5) y B-Inferior (B-6 a B-7); mientras que la sección inferior la conforman las arenas C"
Figura 3. Columna Estratigráfica Generalizada Área 8 Sur.1
Figura 2. Límites y Regiones del Yac. B Sup. VLG-3729.1
con los intervalos C-Superior (C-1 a C-3) y C-Inferior (C-4 a C-7). Subyacente y en contacto discordante
encontramos las calizas de la Formación Guasare de edad Paleoceno.
Los objetivos geológicos del yacimiento B Sup. VLG-3729 comprenden las Arenas B Superior de la Formación
Misoa, específicamente las Unidades B-1 y B-4. La sección geológica que conforma el Yac. B Sup. VLG-3729,
Unidades B-1, B-2, B-3 y B-4 fue subdividida, a gran escala, en tres entidades sedimentarias mayores bien
diferenciadas: una inferior, que correspondería a la unidad estratigráfica informal B-4, dominantemente
retrogradante; otra intermedia, que correspondería a las unidades estratigráficas informales B-2 y B-3,
dominantemente arcillosas y sin una tendencia clara; y finalmente, una superior que se corresponde con la unidad
estratigráfica informal B-1, con un claro carácter progradante. Estas entidades sedimentarias corresponden a
asociaciones de facies que coexisten en equilibrio producto de un evento de sedimentación mayor. Las unidades B-4
y B-1, debido a su carácter de yacimientos; han sido subdivididas estratigráficamente en unidades sedimentarias
menores (B-4.8 a B-4.0 y B-1.6 a B-1.0), a objeto de mostrar una evolución más detallada de los sistemas
sedimentarios interpretados para dichas unidades.1
Propiedades de los fluidos.
En el yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, se han realizados 11 análisis PVT, de los cuales 4 se realizaron
para la evaluación de las arenas de B-1 (TOM-0007, TOM-008, VLG-3886 y VLG-3882), uno para las arenas de B-
6 (VLG-3839) y el resto para las arenas de B-4 (TOM-0007, TOM-0008, TOM-0011, VLG-3744, VLG-3848, VLG-
3822), posterior a la realización de estos PVT’s, se procedió a la validación de los mismos arrojando las siguientes
propiedades de los fluidos:
Análisis Fluido “B-4” Análisis Fluido “B-1”
°API 24,300 19,700
Bob (by/bn) 1,426 1,260
Boi (by/bn) 1,351 1,201
Pi (lpca) 7100 7216
Pb (lpca) 1716 1263
Rsi (pc/bn) 348 228
Cw (1/lpc) 8,37x10-6 6,99x10-6
Cf (1/lpc) 1,257x10-5 9,94x10-6
Estimación de Reservas.
En el yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, se estimaron las siguientes reservas, utilizando las siguientes
propiedades:
Comportamiento de Producción.
El yacimiento "B-Superior VLG-3729", como se comentó anteriormente, fue descubierto en Mayo de 1988 con la
perforación y completación del pozo VLG-3729, cuyo objetivo primario fue el "Eoceno C", de donde aportó una
tasa inicial de 1200 BNPD, la misma declinó bruscamente como consecuencia de severos problemas de arenamiento
que conllevó al abandono de esta zona, recompletando el pozo en las arenas de B-4 (B Superior VLG-3729) a
finales del mismo año, con una prueba inicial de 550 BNPD, 2% de AyS y 530 PCN/BN, entre los años 1988 y 1996
solo se perforaron 5 pozos en el área del lago teniendo como objetivo primario las arenas del Eoceno C.
En el año 1997 se inicia el desarrollo del yacimiento cuando se realizó un cañoneo adicional, a través de
tubería al pozo VLG-3783, en la arena B-4 arrojando una producción de 6033 BNPD, este resultado satisfactorio
permitió afianzar la campaña de explotación de mencionada arena. Hasta la fecha, Agosto 2006, se han
perforado/completado un total de 92 pozos de los cuales se encuentra 82 activos, 4 inactivos y 6 están
abandonados.1
En la Figura 4, se observa un significativo aumento de la producción diaria de petróleo a partir del año 1999, lo
cual es producto de la incorporación de puntos de drenaje y reparaciones al yacimiento.
AREA (acres) 32738
VOLUMEN (acres/pie) 7786799
POROSIDAD (Fracción) 15,3
Sw (Fracción) 79
Boi (by/bn)) 1,4006
POES (MMBN) 670
Fr Primario (%) 22
B-SUP/VLG-3729
2.1.2. Área Franquera.
La exploración del área de Franquera se inició en el año 2005 con la perforación del pozo exploratorio
FRA-1X dentro del área denominado Prospecto Franquera, en el cual se visualizaron muy buenas
oportunidades de conseguir hidrocarburos en las secciones de las formaciones Paují y Misoa, como
continuación hacia el este del yacimiento Eoceno B Superior VLG-3729. Adicionalmente la existencia de
reservas probadas a nivel de las Arena de B-Inferior, en el Campo la Ceiba ubicado al Sur del prospecto
apalancaba estos indicios.
El campo Franquera, está ubicado al Sureste del parcelamiento Tomoporo, 6 Km. al Este de la Costa
del Lago de Maracaibo. Con la perforación del pozo exploratorio FRA-1X se descubrieron reservas a nivel
de las unidades B-1, B-3 y B-4 de la Formación Misoa, oficializándose los yacimientos B-1 FRA0001, B-3
FRA0001 y B-4 FRA0001, con un POES asociado en conjunto de 913.259 MMBN.
Dentro del Campo Franquera, hasta Agosto de 2009, solo se han perforado tres (03) pozos, dos verticales, el
FRA-1X y FRA-002, y luego el pozo inclinado FRA-003, donde se utilizó la herramienta de perfilaje con LWD,
llamada ECOSCOPE, perteneciente a la empresa Schlumberger. Todos estos pozos fueron completados sencillos
selectivos a nivel de la unidad B-1 y B-4. Es importante destacar, que el pozo FRA-002, se perforó hacia la parte
sureste del pozo FRA-1X como pozo delineador del yacimiento, corroborándose la existencia de hidrocarburos a
nivel de las unidades B-1 y B-4.1
Geología.
Figura 4. Comportamiento de Producción del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729.1
A) Estructura.
Estructuralmente, el campo Franquera (B-1 FRA-0001) esta constituido por un homoclinal contra la
falla normal VLG-3729, la cual fue parcialmente invertida durante el Eoceno Medio y Mioceno. De rumbo
NO-SE con un buzamiento suave de 3 a 5 grados hacia el Sur. Las fallas que lo cruzan son normales y
desplazamientos que varían de 50’ y 200’. Las fallas principales tienen una dirección preferencial de
Norte - Sur. La figura 5 muestra la estructura del campo.1
B) Estratigrafía.
La secuencia estratigráfica en el campo Franquera, esta constituida de base a tope por la Formación Misoa,
(Eoceno Inferior a Medio) integrada por areniscas y lutitas, conformadas en la sección inferior por las arenas “C”
con los intervalos C-Inferior (C-4 a C-7) y C-Superior (C-1 a C-3); es decir, la columna estratigráfica de está área
es la misma que corresponde al yacimiento VLG-3729, la cual se explicó anteriormente.1
Propiedades de los fluidos.
Durante la fase de evaluación del pozo FRA-1X se tomaron muestras de fluidos de las unidades B-1, B-3 y B-4
para el posterior análisis PVT, cuyos resultados arrojaron las siguientes propiedades de los fluidos:
Figura 5. Mapa Estructural Proyecto Franquera.1
Análisis Fluido “B-1” Análisis Fluido “B-3” Análisis Fluido “B-4”
°API 20.0 22.2 24.6
Bob (by/bn) 1.188 1.185 1.250
Boi (by/bn) 1.139 1.127 1.152
Pi (lpca) 6874 7262 7320
Pb (lpca) 1500 1405 1447
Rsi (pc/bn) 186 166 190
Cw (1/lpca) 3.8856x10-6
3.8356x10-6
3.71491x10-6
Cf (1/lpca) 4.066x10-6
4.378x10-6
4.211x10-6
Estimación de Reservas.
En el Campo Franquera se estimaron reservas a nivel B-1, B-3 y B-4, utilizando las siguientes propiedades para
cada unidad respectivamente:
Comportamiento de Producción.
La explotación de este campo comenzó con el pozo FRA-1X, el cual se abrió a producción por Flujo Natural de
la zona II, unidad B-1 inferior, con reductor de 9/32” con un solo brazo abierto aportando 2600 bnpd con 1% de
AyS. Para el día 04-06-05 se realizó cambio de reductor a ¾” aportando una tasa de 4000 bnpd y luego se cambió a
3/8” reportando una producción de 3400 bnpd, condición que se mantuvo hasta 04/02/06 cuando se abrieron los
B-1 B-3 B-4
AREA (acres) 2977 3,183 3,74
VOLUMEN (acres-pie) 627327 127528 562947
Porosidad (fracción) 0,16 0,14 0,15
Sw (fracción) 0,31 0,37 0,36
Boi (by/bn) 1,139 1,129 1,152
POES (MMBN) 471,73 77,29 363,95
Fr Primario (%) 8,06 9,86 12,53
dos brazos de producción. En vista de la declinación de producción, el 19/03/08 con el objetivo de incrementar la
producción se realizó tubing punch a nivel de la manga de circulación a 14521’, quedando el pozo produciendo de
ambas zonas de B-11. A continuación se presenta el historial de producción del pozo en mención:
2.2. Antecedentes de la Investigación.
A continuación se presentarán varios casos del uso de la herramienta Ecoscope a nivel mundial, que sirven como
referencia, en cuanto a los resultados de la herramienta:
2.2.1. Una compañía operadora ahorró 750.000 $ en un pozo del golfo de Tailandia.
La adquisición de datos con LWD (Logging While Drilling, siglás en inglés; y Registrar Mientras se
Perfora en español) con la herramienta Ecoscope, eliminó el alto riesgo y la necesidad de realizar los
registros a hoyo abierto al reducir el tiempo de taladro en tres días. Además, eso permitió potencialmente,
que la producción empezará 3 días antes de lo normal.2
Figura 6. Comportamiento de Producción del pozo FRA-1X.1
Una operadora perforó en forma direccional un pozo en el golfo de Tailandia.
La compañía quería reducir el riesgo de inestabilidad del la sección de 8-1/2”, al minimizar el tiempo
de exposición antes de ejecutar la operación. Para lograr esto, perforó la sección de los 6630 pies de una
vez y eliminó la corrida de registros a hoyo abierto para la evaluación del yacimiento; con un promedio de
ROP de 113 pies por hora. El tiempo total para la ejecución fue de 13,25 horas.2
Esta compañía utilizó un BHA diseñado para maximizar el control direccional, limpieza del pozo y la
adquisición de datos LWD. El BHA incluyó:
Powerdrive X5, sistema rotativo dirigible
Servicio LWD multifuncional, ECOSCOPE.
StethoScope, servicio de toma de presión mientras se perfora.
TeleScope, servicio MWD de alta velocidad.
Seismicvisión, servicio de sísmica mientras se perfora.2
2.2.2. La adquisición de datos con LWD, con el servicio multifuncional Ecoscope, ahorra en Ecuador,
110.000 $.
Por el reto de una perforación productiva en un hoyo desviado, la compañía ecuatoriana City Oriente
Limited ahorró 110.000 $, en una cuenca sedimentaria de este país, donde existe de manera persistente
la inestabilidad del hoyo y un alto riego de quedarse hundido, debido a diversos ambientes de
acumulación y tensiones tectónicas, lo cual dificulta la realización de los registros de manera
convencional a hoyo abierto; que cuando han sido ejecutados por dicho método, han consumido mucho
tiempo, a parte de ser muy costosos y a menudos incompletos.3
El servicio multifuncional Ecoscope, permitió a la empresa City Oriente Limited, adquirir eficientemente
los datos para la evaluación del yacimiento que se necesita, en tiempo real, para una perforación mas
productiva; incluso intervalos de zonas lavadas en una zona de transición, que normalmente, causa
dificultades en la perforación y en los registros a hoyo abierto; las cuales fueron identificadas
exitosamente, usando caliper e imágenes del ECOSCOPE.3
El objetivo principal de evaluar el yacimiento, es conocer la saturación de hidrocarburos, que en este
caso fue determinada usando los servicios del ECOSCOPE, mediante la captura transversal de la
formación volumétrica, llamada Sigma. Otra unidad de medida del ECOSCOPE, es la captura elemental
de espectroscopia, que proporciona un indicador independiente de litología, que se usa para derivar la
matriz corregida de los registros de densidad y porosidad. La permeabilidad fue estimada de las medidas
de ECOSCOPE, usando el sistema ECOVIEW.3
Figura 7. El servicio multifuncional ECOSCOPE, de registrar mientras se perfora, logró los datos en
tiempo real para la correlación, seleccionando las profundidades de prueba para el servicio de toma de
presión mientras se perfora, STHETOSCOPE; y de evaluación del yacimiento.3
Al usar el servicio LWD de ECOSCOPE, en lugar de los registros a hoyo abierto convencionales, la
empresa City Oriente Limited, tuvo un ahorro estimado de 2 días de tiempo de taladro y de
110.000 $, además de proporcionar las respuestas petrofisicas necesarias para el desarrollo optimizado
del campo. Las medidas en tiempo real del ECOSCOPE, reducen la incertidumbre de
interpretación, permitiendo la confirmación de zona de hidrocarburos y ayuda a definir las zonas
potencialmente productivas al permitir la estimación de permeabilidad con el sistema ECOVIEW. Las
medidas de adquisición en tiempo real, ayudó a la toma de decisiones y evitó dificultades inherentes a los
registros a hoyo abierto y a la inestabilidad del hoyo.3
2.2.3. Incremento de la precisión de la evaluación de la saturación de un pozo con alto ángulo. Las medidas del sigma permitieron identificar el contacto agua-petróleo en un pozo inyector de agua,
ahorrando aproximadamente 200.000 $.4
Una compañía operadora que estaba perforando un pozo horizontal de inyección de agua en un
campo del Medio Oriente, tuvo que colocar el pozo debajo del contacto agua-petróleo (OWC). Los
llamado efectos de hombro de la capa, hacen que sea más difícil identificar a dicho contacto, usando las
medidas de resistividad, por lo que la operadora decidió escoger un método más exacto de evaluación de
la saturación de fluidos.4
Para obtener la medida más exacta de la saturación, primero la compañía operadora perfora y toma
un núcleo en el hoyo piloto vertical del pozo, que analizado, mejora para que ningún aceite este presente
en la capa objetivo de la inyección. Solo así, la sección de 8-1/2”, fue perforada dentro de la capa
objetivo, usando el servicio de LWD multifuncional ECOSCOPE. Este servicio proporciona una medida
llamada sigma, que se realiza anterior a cualquier invasión significativa, tanto como las medidas de triple
combo standar, que pueden hacerse más cercanas a la mecha que como son las medidas
convencionales.4
La saturación derivada del sigma, proporcionada por el servicio de ECOSCOPE, evitó los efectos de la
polarización que complica la evaluación de la saturación basada en la resistividad, y muestra la parte
despreciable contentiva de hidrocarburos. Esto fue un buen acuerdo con la evaluación del pozo vertical y
de los resultados del análisis del núcleo tomado en el hoyo piloto.4
En término generales, el servicio Ecoscope permitió en este tipo de pozos, obtener la medida precisa
de la saturación de fluidos, eliminar el pozo piloto y principalmente ahorrar un estimado de 200.000 $;
además que reduce la incertidumbre de la evaluación de la formación. Por otro lado, mejora la colocación
de los pozos inyectores y la gerencia del yacimiento.4
2.2.4. Evaluación Petrofísica efectiva en Tiempo real con nuevas Tecnologías LWD. PDVSA utilizó por primera vez LWD en Tiempo Real para Análisis Petrofísico en un exitoso trabajo de perforación.
5
Experiencias de alto riesgo de pérdidas de productividad debido a la cercanía del reservorio con el
acuífero se han suscitado anteriormente en la región de Centro Lago. PDVSA utilizaba
convencionalmente servicios de Mud logging y Wireline para perforar hasta TD y evaluar los pozos
respectivamente.5
En el pozo CLA-419, a 8500 pies fue desplazado 230 pies en dirección este desde el plan inicial, en
este punto se trató de corregir la trayectoria del pozo; para lo cual, se organizó un equipo de trabajo entre
PDVSA y Schlumberger para monitorear el pozo, evaluar y tomar las decisiones en Tiempo Real.5
En este sentido, el servicio EcoScope en conjunto con el software de evaluación en tiempo real
EcoView, ofreció una opción para evitar la pérdida de producción, al poder optimizar las decisiones en
Figura 8. En la parte alta de los pozos, cerca del intervalo vertical, las saturaciones (carril 2) derivadas de la resistividad y del sigma son buenas porque no ocurren los efectos de la polarización.
Por otro lado, en la parte más baja de los pozos, en la sección del alto ángulo, los efectos de la polarización de la resistividad causa altas lecturas de ésta que imitan la presencia de
hidrocarburos. La saturación derivada de las respuestas del sigma del ECOSCOPE, no sufre de estos efectos y con precisión indican aquella presencia de hidrocarburos. Las secciones oscuras en
la imagen del registro de densidad (carril 3) muestra la ubicación de las capas que causan la polarización de la resistividad.
4
tiempo real y completar exitosamente el aterrizaje del pozo en el yacimiento; esto gracias a las distancias
cercanas entre los sensores y la mecha.5
Por otra parte, el uso del RSS PowerDrive, y el equipo direccional de Schlumberger corrigieron el pozo
satisfactoriamente y alcanzaron el target propuesto, monitoreando el pozo desde el centro de Soporte a
Operaciones y constantemente mantuvo al personal de campo y de oficina informados.
La combinación de estos factores dio la ventaja a PDVSA de alcanzar la PT antes de entrar a una
zona de riesgo evitando la pérdida de productividad y alcanzando la Evaluación Petrofísica en Tiempo
real del pozo.5
2.3. Descripción del ambiente del hoyo.
Antes de tratar lo concerniente a los registros eléctricos es necesario describir el ambiente del hoyo.
La figura 9 muestra la representación esquemática de un pozo.
La resistividad del lodo que llena el hoyo de diámetro dh se expresa como Rm. Rmc es la resistividad
del revoque o costra de lodo, cuyo espesor se representa como hmc. El diámetro de la zona lavada por
el filtrado del lodo con resistividad Rmf se denomina di y la resistividad de esta zona es Rxo. En la zona
no invadida o virgen de la formación la resistividad verdadera Rt depende de la fracción del volumen
poroso saturada de agua, Sw, y de su resistividad, Rw. Entre ambas zonas existe una zona de transición
o ánulo de diámetro dj hasta donde se extiende la influencia del filtrado, cuya resistividad se expresa
como Ri, la cual depende de la resistividad Rz de la mezcla de filtrado de lodo y fluidos de formación,
Figura 9. Representación esquemática del ambiente del hoyo.6
siendo la saturación de agua de esta zona Si. La resistividad de las capas adyacentes es denotada con el
símbolo Rs.6
La figura 10 muestra el perfil de invasión de una arena acuífera perforada con un lodo a base de agua
dulce, más resistivo que el agua de la formación. La resistividad del lodo y del revoque tiene
aproximadamente el mismo orden de magnitud. La resistividad Rxo de la zona lavada es de tres a cuatro
veces mayor que Rm, y a veces considerablemente mayor dependiendo de la porosidad. Como el agua
de formación es más salada que el lodo y la arena es 100% acuífera, la resistividad verdadera Rt=Ro
será correspondientemente menor que Rxo, y su orden de magnitud también depende de la porosidad.
Entre ambas zonas se produce una transición gradual de resistividad a través de la zona invadida, a
medida que disminuye la proporción del fluido invasor.6
En el caso de una formación parcialmente saturada de hidrocarburos bajo las mismas relaciones de
resistividades de lodo y agua de formación, el perfil de invasión sería como se muestra en la figura 11. La
resistividad de la zona lavada, Rxo, será mayor que en el caso anterior por la presencia en esta zona de
petróleo residual. La resistividad Rt es también bastante alta por igual motivo y en muchos casos mayor
que Rxo dependiendo de la saturación de petróleo. Entre las dos zonas ya no existe una zona de
transición con disminución gradual de resistividad, pues el filtrado tiende a empujar el agua movible de
la formación creando un banco de agua salina enfrente de la zona lavada, de menor resistividad que Rt y
Rxo. Esto es lo que se conoce como un ánulo o anillo (Allen et al., 1991).La saturación de agua en la
zona lavada puede ser calculada sustituyendo los parámetros de filtrado de lodo en la ecuación de
Archie:
Sxon = aRmf / mRxo
Figura 10. Perfil de invasión de un acuífero.6
2.4. Tipos de registros de pozos.
2.4.1. Registros eléctricos.
Una de las propiedades físicas más importantes que se pueden medir en las rocas perforadas es
la resistividad. Las mediciones de resistividad en conjunto con la porosidad y la resistividad del
agua se usan en los cálculos de saturación de agua y, en consecuencia, en la estimación de la
saturación de hidrocarburos.6
El registro eléctrico basado en el diseño básico de los hermanos Schlumberger fue el más utilizado
hasta mediado de los años cincuenta. Todavía se usa en muchas partes del mundo, aunque existen
métodos de registro más modernos y más complicados; además, miles de ellos se interpretan cada año
en campos viejos.
El registro muestra una combinación de curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o
lateral según la configuración de los electrodos. Su funcionamiento básico consiste en enviar corrientes a
Figura 11. Perfil de invasión de arena petrolífera mostrando un ánulo.6
la formación usando dos electrodos y midiendo los potenciales eléctricos en otros dos electrodos
(Schlumberger, 1972). La medida de este potencial permite determinar las resistividades. Para que la
corriente fluya entre los electrodos es necesario que el lodo sea conductivo, por lo tanto debe ser en base
a agua.6
La configuración básica de los registros normales y laterales se muestra en la figura 12. En los
dispositivos normales una corriente eléctrica de intensidad constante circula entre los electrodos A y B.
La herramienta mide la diferencia de potencial resultante entre los electrodos M y N. Los electrodos A y M
están en la sonda, mientras que B y N están teóricamente situados a una distancia infinita. En realidad B
es la armadura del cable y N es un electrodo en la manga, es decir la parte inferior del cable del registro
recubierta con material aislante.6
La distancia AM es el espaciamiento, el cual es de 16" (0.4 m) para la normal corta y de 64 pulgadas
(1.6 m) para la normal larga. El punto de registro para la medición está en O, situado equidistante entre A
y M. El radio de investigación de las curvas normales es de aproximadamente dos veces el
espaciamiento entre electrodos.6
Los registros laterales también están conformados por dos electrodos A y B por donde circula una
corriente constante y se mide la diferencia de potencial entre los electrodos M y N, los cuales están
colocados dentro del pozo sobre dos superficies equipotenciales esféricas concéntricas con centro en A.
También el punto de registro es O ubicado en el punto medio entre M y N. (Fig. 12). El espaciamiento
AO es de 18 pies con 8 pulgadas (15.5 m), y su radio de investigación es aproximadamente igual a dicho
espaciamiento. En la práctica se utiliza por conveniencia un arreglo recíproco de los electrodos de
corriente y de medición del dispositivo lateral (Figura 13).6
lateral normal
Figura 12. Configuración de los registros laterales y normales.6
En términos generales, a mayor espaciamiento mayor profundidad de investigación dentro de la
formación. De tal manera que la curva lateral de 18 pies 8 pulgadas tiene la mayor profundidad de
investigación y la normal de 16 pulgadas tiene la menor profundidad de investigación. En la práctica la
resistividad medida por cada dispositivo es afectada por las resistividades de los medios que rodean a la
herramienta; es decir el lodo en el pozo, la zona invadida y las capas adyacentes.6
Las curvas laterales no son simétricas y presentan distorsiones como resultados de estratos
adyacentes delgados, pero son muy efectivas en la medición de la resistividad real en formaciones
gruesas y homogéneas. Los registros eléctricos eran difíciles, y algunas veces imposibles de interpretar,
ya que requerían del uso extensivo de cartas de correcciones por efecto de pozo, espesor de capa y
capas adyacentes (Schlumberger, 1958, Hilchie, 1979 y Hung, 1991). En particular las curvas eran
inoperantes para capas con espesores menores que 1.5 veces el espaciamiento de electrodos; es decir,
28 pies para el lateral y 8 pies para la normal larga. La normal corta era la curva más aprovechable, pero
era afectada severamente por la invasión. El problema básico era que la dirección de las corrientes de
medición no era controlable, favoreciendo los lodos conductivos y las capas adyacentes conductivas
sobre las capas resistivas objeto de los perfiles.6
Registro de Inducción.
Figura 13. Esquema teórico (AMN) y real (MAB) del dispositivo lateral.6
El primer perfil de corriente inducida, prototipo de los modernos perfiles de inducción, fue introducido
en 1948 para medir resistividad en pozos perforados con lodos a base de petróleo. El perfil de inducción
opera con ventajas cuando el fluido del pozo no es conductor, como es el caso con lodos a base aceite y
aún en aire o gas, pero también funciona cuando el pozo tiene lodo conductor, siempre que éste no sea
muy salado, y que la formación no sea muy resistiva y el diámetro del pozo no sea muy grande. En
realidad aún no se ha inventado una herramienta de resistividad que garantice la lectura de Rt bajo todas
las condiciones posibles de invasión, manteniendo al mismo tiempo buena resolución de espesor de
capa. Por lo tanto, desde el inicio los registros de resistividad han consistido de tres curvas con diferentes
profundidades de investigación, lo que garantiza una apropiada corrección de Rt asumiendo un perfil de
invasión escalonado.6
Sin embargo, muchos registros han sido corridos con sólo dos curvas de resistividad somera y
profunda, lo que no permite una corrección apropiada de la curva profunda, la cual se asume igual a Rt.
La asunción es razonable en zonas de alta porosidad, en las cuales la invasión es somera, pero puede
conducir a errores significantes en zonas de baja porosidad donde la invasión puede ser profunda. Por tal
razón, a través de los años se han realizado modificaciones a las herramientas de resistividad en procura
de lograr una lectura más apropiada de la elusiva Rt. Este punto tratará sobre los registros más
empleados en el mundo en la obtención de medidas de resistividad, el registro de inducción, y las
combinaciones diferentes que se han hecho con registros normales, enfocados y microresistivos en la
búsqueda de la resistividad verdadera de las formaciones.6
En el registro de inducción (Figura 14) una corriente alterna de 20 Khz. de frecuencia se hace circular
por una bobina transmisora aislada. Esto genera un campo magnético alterno que induce corrientes en
forma de anillos circulares que fluyen coaxialmente en el medio que rodea a la sonda. Esta corriente a su
vez crea un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. El voltaje inducido es
proporcional a la conductividad del medio circundante. Así que la herramienta lee la conductividad de la
formación, derivándose de ella la resistividad. El esquema de dos bobinas es la base del principio de
inducción. En la práctica se utiliza una sonda de bobinas múltiples, cuya respuesta se obtiene
descomponiendo todas las contribuciones de las combinaciones de pares de bobinas transmisoras-
receptoras. Las bobinas transmisoras y receptoras están acopladas entre sí, utilizándose bobinas
compensadoras para eliminar la señal que se origina por este acoplamiento. El espaciamiento entre las
bobinas transmisoras y receptoras es un compromiso entre la profundidad de investigación y la resolución
vertical de la herramienta.6
Debido a que en sus inicios la herramienta fue diseñada para ser corrida en lodos a base de petróleo,
lo que no involucra la presencia de filtrado de agua, su profundidad de investigación no era un aspecto
crítico, así que el espaciamiento entre bobinas era de 10". Diseños posteriores aumentaron el
espaciamiento entre las bobinas, incrementando así la profundidad de investigación y permitiendo
registrar pozos perforados con lodos a base de agua fresca. Las denominaciones de estas herramientas
son 5FF27, 6FF27, 6FF28, 5FF40 y 6FF40, denotando el primer dígito el número de bobinas y el
segundo el espaciamiento nominal en pulgadas entre las bobinas transmisoras y receptoras. De estas
herramientas las que son utilizadas actualmente son la 6FF40, que es la curva de resistividad profunda
del registro de inducción moderno, y la 6FF28 que es una herramienta de 2 5/8" de diámetro para pozos
de pequeño diámetro.6
Durante los últimos cuarenta años el registro de inducción ha sido la herramienta más utilizada en la
industria, con ligeras modificaciones en los tipos de equipos y en las combinaciones realizadas. A
continuación se reseñan los más utilizados en el país durante los últimos treinta años:
Figura 14. Esquema básico de la herramienta de inducción.6
El registro de inducción eléctrica (IEL), como su nombre lo indica, es una combinación de curva
eléctrica y de inducción, generalmente la normal corta de 16" o 18" y el 6FF40, además de un
electrodo de SP. Este conjunto se introdujo a finales de los años cincuenta y fue el dispositivo
estándar de los sesenta. El registro presenta la curva del SP en el primer carril, la normal corta y
la curva de inducción profunda en el segundo y la conductividad en el tercero. En aquellas áreas
donde la resistividad es baja es común presentar en el segundo carril la curva normal expandida.
El sistema de inducción enfocado (ISFL) tiene un dispositivo 6FF40, uno de enfoque esférico
(SFL) y un SP.
El sistema IEL-6FF28, como ya apuntamos, es una versión más pequeña a escala del 6FF40 con
apenas 2 5/8" de diámetro que se utiliza en pozos de pequeño diámetro o a través de la sarta de
perforación. Incluye una normal corta de 16" y un electrodo de SP.
El sistema inducción Phasor es la última versión del registro de inducción, e incluye un
dispositivo de investigación profunda (IDPH), otro de lectura media (IMPH), uno enfocado (SFL) y
un electrodo de SP.
Esta herramienta utiliza un sistema digital de transmisión y procesamiento, así como un sistema de
verificación de calibración continua, que permite una respuesta vertical constante en función de los
cambios de conductividad de las formaciones y respuestas radiales casi enteramente lineales,
obteniéndose así mejores correcciones por efectos de capas adyacentes.6
Además de las lecturas de resistividades (o conductividad) de la fase, la herramienta mide la
cuadratura fuera de la fase, la señal X. La existencia de esta señal mejora la exactitud de la respuesta en
las capas delgadas y permite una mejor desconvolución.6
La figura 15 muestra la mejor resolución obtenida en capas delgadas con la herramienta inducción
Phasor.
2.4.2. Registros Nucleares.
Radioactividad natural de las rocas.
Casi toda la radiación gamma en la tierra es emitida por el isótopo radioactivo del potasio de peso
atómico 40 y por elementos radioactivos de la serie del uranio y torio, emitiendo cada uno de estos
elementos rayos gamma cuyo número y energía son distintivos de cada elemento.6
Las rocas contienen variables proporciones de elementos radioactivos dependiendo de su origen. Las
rocas ígneas ácidas, como riolitas y granitos contienen cantidades apreciables de potasio radioactivo,
mientras que las ígneas básicas son pobres en contenido de potasio, por lo tanto su radioactividad
natural es decididamente inferior a las ígneas ácidas. Los silicatos de potasio son los minerales
radioactivos más abundantes, pero también los más inestables. La ortosa, o feldespato potásico, común
en las rocas ígneas de composición intermedia y ácidas es descompuesta fácilmente durante la
Figura 15. Procesamiento del inducción Phasor (Rt) mostrando mejor resolución en capas finas que el inducción normal (ID).
6
meteorización, dando origen a minerales micáceos o a soluciones de potasio fácilmente hidratables que
pasan a constituir parte de los minerales de arcillas y fosfatos (Adams, 1955). Ciertos minerales micáceos
ricos en potasio también pueden constituir concentraciones significativas de rocas ígneas y metamórficas,
aportando por meteorización fuentes adicionales de potasio al ciclo de las rocas sedimentarias. En
regiones áridas donde la descomposición química de los minerales es ínfima en relación a la denudación,
los minerales de potasio son acarreados inalterados para así constituir parte de la matriz de rocas
sedimentarias como arcosas y grauvacas.6
La proporción de uranio y torio aumenta generalmente con la fraccionalización del magma. Ambos
elementos están en estado tetravalente durante el ciclo magmático, con trayectorias de cristalización
paralelas debido a similaridades en sus radios iónicos. Debido a la pequeña proporción de estos
elementos en los magmas, parte del U4+ y del Th4+ presente entran en la composición de minerales
huéspedes apropiados, sustituyendo por ejemplo al zirconio en el mineral circón o al Ca2+ en la apatita o
en el esfeno (Ahrens, 1955). En un estado magmático más tardío, a medida que aumenta la
concentración relativa de los dos elementos y la cantidad de agua por fraccionalización del magma,
puede ocurrir cristalización de minerales de torio y uranio, pero ellos son muy raros.6
El rango del contenido de uranio de las rocas ígneas más comunes está en el orden de 0.01 a 5 ppm,
salvo el caso de algunos granitos en los que puede exceder de 100 ppm. El contenido de torio por lo
general está en el orden de tres a cuatro veces el contenido de uranio. Las rocas metamórficas de origen
ígneo reflejan proporcionalmente las relaciones de minerales radioactivos de las rocas originarias.6
La meteorización de las rocas libera uranio que es posteriormente depositado singenéticamente, y
algunas veces epigenéticamente, con los sedimentos. Los minerales uraninita y pechblenda son
susceptibles a la alteración meteórica, formando óxidos hidratados, fosfatos y silicatos, con parte del
uranio lixiviado como uranilos complejos. Tanto el torio como el uranio son insolubles en su estado
tatravalente, pero el uranio tetravalante por oxidación se hace hexavalente y soluble, siendo más ubicuo
que el torio en las rocas sedimentarias. El uranio soluble puede ser redepositado cerca de su fuente o
puede ser transportado por las cuencas de drenaje hacia lagos y océanos, precipitándose como
compuestos insolubles, por absorción en varias clases de sedimentos o por sustitución isomórfica del
calcio y posiblemente otros elementos en sedimentos químicos. Las sales de uranio se precipitan en
ambientes altamente reductores, y son comunes en capas de fosfatos y glauconita. El uranio puede ser
absorbido por geles precipitados de hierro, aluminio, manganeso y sílice, así como minerales de arcilla y
algunos compuestos orgánicos. Las aguas subterráneas pueden acarrear sales solubles de uranio que
pueden precipitarse a lo largo de planos de fallas o fracturas y espacios porosos mayores por cambios
de las condiciones físico-químicas locales.6
Debido a que algunos de los minerales conteniendo torio, tales como el circón y la monacita, son
resistentes a la descomposición química, parte del torio se deposita con estos minerales pesados en
suelos residuales o clásticos gruesos, mientras que el torio restante removido durante la meteorización
es acarreado por el agua de escorrentía superficial. Este torio es fácilmente hidrolizable y se acumula con
sedimentos hidratados como las arcillas.6
En resumen tanto el K, como el Th y el U productos de la descomposición química de rocas
preexistentes tienden a sedimentarse preferencialmente con clásticos finos como las arcillas, o minerales
de ambientes reductores como la glauconita y fosfatos.6
El registro de rayos gamma.
El registro de rayos gamma mide la radioactividad natural de las formaciones. Los rayos gamma son
emisiones de ondas electromagnéticas de alta energía emitidas espontáneamente por elementos
radioactivos naturales. Estos elementos radioactivos son residuos solubles producto de la meteorización
de rocas ígneas y metamórficas que tienden a concentrarse preferencialmente en las arcillas, por lo tanto
en formaciones sedimentarias este perfil nos indica el contenido relativo de arcilla de las rocas.
Formaciones de areniscas y carbonatos limpios tienen normalmente un nivel bajo de radioactividad, a
menos que estén contaminadas con minerales radioactivos o que las aguas de formación contengan
sales disueltas de minerales radioactivos.6
La herramienta moderna de rayos gamma contiene un detector de centelleo para medir la radiación
originada en el volumen de formación cercano a la sonda, ya que es mucho más eficaz que el contador
Geiger-Mueller utilizado en las primeras herramientas. Los rayos gamma pueden penetrar unas pocas
pulgadas de roca. Una fracción de los rayos originados cerca del hoyo viajan a través del lodo y son
detectados por la herramienta, la cual emite un pulso eléctrico discreto por cada rayo detectado. El
parámetro registrado es el número de pulsos detectados por unidad de tiempo. Debido a la naturaleza
estadística del fenómeno el número de rayos gamma que llegan al contador fluctúa incluso cuando la
sonda está inmóvil en el pozo. Las fluctuaciones son más grandes para un número bajo de cuentas. Sin
embargo, el número de rayos gamma contados por segundo en un período de tiempo suficientemente
largo será prácticamente constante. Así que para evitar que la curva tenga mucha dispersión estadística,
se recomienda una velocidad de registro máxima de 1800 pies por hora. La profundidad de investigación
del registro es de 6" y su resolución vertical de 3 pies.6
El registro de GR nunca repite exactamente debido a las fluctuaciones estadísticas de la emisión de
radiaciones de los elementos, las cuales se realizan al azar y son por lo tanto impredecibles. Lo mismo es
cierto para todos los tipos de registros nucleares. Cuando se comparan dos corridas de GR sobre un
mismo intervalo se observan diferencias en la forma e intensidad de la curva cruda no promediada, las
cuales obedecen a las fluctuaciones estadísticas de las radiaciones por unidad de tiempo, y no
representan en sí variaciones formacionales o defectos de la herramienta. Por esta razón los primeros
registros de GR eran tan "ruidosos". Modernamente el uso de detectores más sensibles y de
computadores en los camiones permite obtener mejores promedios estadísticos de lecturas de las
formaciones.6
Hoy en día los registros de rayos gamma se calibran en unidades API y no en cuentas por segundo
como en los primeros registros. Una unidad API (UAPI) es 1/200 de la respuesta generada por un
calibrador estándar, el cual es una formación artificial conteniendo cantidades conocidas de uranio, torio y
potasio creada por el American Petroleum Institute en Houston. La respuesta generada por este estándar
es definida como 200 UAPI. Por diseño el estándar de calibración contiene dos veces la radioactividad de
una lutita típica, la cual se considera que contiene 6 ppm de uranio, 12 ppm de torio y 2% de potasio.
Consecuentemente, las lutitas leen cerca de 100 UAPI, con fluctuaciones entre 75 y 150 unidades.
Algunas lutitas muy radioactivas pueden tener valores que oscilan entre 200 y 300 UAPI. Generalmente
las anhidritas y calizas tienen las menores lecturas, de 10 a 15 UAPI, mientras que las arenas limpias y
las dolomitas tienen lecturas un poco mayores, de 15 a 30 UAPI.6
El registro GR es calibrado en un hoyo de 8" de diámetro con lodo de 10 libras por galón, con la
herramienta de 3 1/4" de diámetro descentrada en el hoyo de calibración. Bajo estas condiciones no se
requieren correcciones. Para hoyos de mayor diámetro y lodos más pesados, o con la herramienta
centralizada, existe más material que absorbe rayos gamma entre la formación y la herramienta, por lo
que las lecturas se atenúan. Inversamente la respuesta aumenta en hoyos de menor diámetro o en hoyos
vacíos o con lodos de muy baja densidad. Existen cartas especiales para corregir las mediciones de
gamma Ray por efectos del hoyo. Para los registros modernos dichas correcciones se hacen a través del
computador.6
El perfil de rayos gamma es muy útil para diferenciar estratos lutíticos de estratos de arena o caliza y
puede ser usado cuantitativamente como un indicador del contenido de arcilla. Es muy usado en la
correlación de pozos y tiene la ventaja de que puede ser corrido en pozos revestidos, aunque con un
poco de atenuación de los rayos gamma debido al cemento y a la tubería.
El efecto de absorción de radiaciones de la tubería y del volumen de cemento alrededor del pozo hace
que las radiaciones recibidas por la herramienta de gamma Ray se amortigüen en cierta medida. Por lo
tanto al correr un registro de este tipo en un hueco entubado obtendremos mediciones afectadas por la
presencia de estos materiales, y si queremos correlacionarlo con un registro tomado en hueco abierto
tendremos que hacerle correcciones.6
El registro se presenta en la primera pista, generalmente con un rango entre 0 y 150 UAPI. En esta
misma pista suele estar acompañado de un registro SP o un caliper. Forma parte de corridas con
cualquier tipo de registros y es la herramienta que se usa principalmente para correlación y puesta en
profundidad de los demás registros.
Debido a que el K, Th y U están principalmente concentrados en los minerales de arcilla, el GR es
utilizado extensivamente en la estimación del volumen de arcilla de las formaciones. Básicamente se trata
de una interpolación lineal entre un valor de GR para formaciones limpias y un valor de GR representativo
de 100% de arcilla frente a las lutitas, para determinar el volumen de arcilla en un intervalo parcialmente
arcilloso.6
La Figura 16 presenta un registro ILD-GR del Norte de Monagas que incluye una sección entubada.
Note que el GR sufre una atenuación de cerca del 40% en las lutitas por efecto del casing y el cemento
en relación a las lecturas a hueco abierto, mientras que en las arenas la atenuación es de apenas un
10%. Esto obedece a que existe seguramente menos cantidad y cohesión de cemento frente a las arenas
que frente a las lutitas.
Espectroscopia de rayos gamma.
La versión moderna del registro GR es la herramienta de espectroscopia natural de rayos gamma
(NGT). Esta herramienta utiliza un detector de centelleo de rayos gamma de yoduro de sodio. Los
elementos K, U y Th emiten rayos gamma de diferentes energías, como se muestra en la Figura 17. El K
tiene una energía simple a 1.46 mev (millones de electrón voltios), mientras que el Th y el U emiten rayos
gamma de variable energía, siendo la mayor distinción una energía prominente de Th a 2.62 mev y una
de U alrededor de 0.6 mev.6
Aunque existe sobreposición en los bajos niveles de energía de las emisiones de Th y U, en principio
es posible distinguir las contribuciones de las tres emisiones al analizar las energías de los rayos
gammas detectados. Esto es posible utilizando ventanas específicas de medición de energía, en las
Figura 16. Registro ILD-GR del Norte de Monagas.6
Figura 17. Niveles de emisión de radiaciones del K, Th y K.6
cuales estadísticamente se calculan las concentraciones de cada elemento a partir de las cuentas por
segundos. Las variaciones estadísticas de esta herramienta son mayores que las del GR total, ya que los
pulsos por segundo en cada canal son de 3 a 10 veces más débiles dependiendo de los instrumentos de
cada empresa de servicio. Esto significa que los tiempos promediados deben ser incrementados y la
velocidad de registro reducida.
A grosso modo los tres elementos contribuyen igualmente a la tasa de conteo total de la herramienta,
aunque el potasio está presente en mayores concentraciones. El contenido de potasio de las formaciones
se expresa en tanto por ciento y el de torio y uranio en partes por millón en la presentación final del
registro.6
Junto con las curvas originales de los elementos, generalmente se presentan las relaciones Th/U y
U/K, las cuales son muy útiles para identificar discordancias cuando la fuente y/o el grado de diagénesis
de las formaciones son contrastantes, como es el caso en el Norte de Monagas.
Este perfil es muy útil en la interpretación de la mineralogía de las formaciones y, por ende, en
sedimentología si se tiene un buen conocimiento de la geoquímica de deposición de los compuestos de
potasio, torio y uranio. En algunas regiones para interpretar la arcillosidad de las formaciones es
necesario remover el contenido de uranio del GR total. Esto se debe a que las sales solubles de uranio
pueden ser transportadas por el agua de formación y precipitadas en zonas muy permeables como
fracturas, bajo condiciones físico-químicas adecuadas.6
La Figura 18 muestra en la pista izquierda el GR total de lo que parece una secuencia de lutitas y un
yacimiento A con laminaciones de arcillas separando tres intervalos. Sin embargo, las curvas de K y Th
en la pista de la derecha claramente muestran que el yacimiento es un cuerpo continuo, interpretándose
las anomalías de laminaciones de arcilla dentro del intervalo como precipitaciones de sales de uranio en
zonas fracturadas. En otras áreas donde las arenas están asociadas a micas y minerales potásicos,
como el Cretáceo del Norte de Monagas y ciertas formaciones del Mar del Norte, la curva de torio por sí
sola es el mejor indicador de la arcillosidad de las formaciones.
Otra aplicación de este registro es la identificación del tipo de arcilla mediante ploteos cruzados de Th
versus K como lo muestra la Figura 19.
Los valores de torio y potasio del registro se plotean directamente en la figura para determinar el tipo
de arcilla en las formaciones. Aplicaciones como estas tienen gran significado en la estimación de la
productividad de las formaciones, ya que diferentes tipos de arcillas tienen diferentes relaciones de área
superficial por volumen, y por lo tanto diferentes capacidades de retención de agua y de reducción de
permeabilidad.
Figura 18. GR espectral mostrando pseudolaminaciones de arcillas en intervalo productor A.6
Figura 19. Figura para identificar el tipo de arcilla con el NGT.6
Los mismos principios básicos de espectrometría del NGT son aplicados en el diseño de la
herramienta del registro geoquímico (GLT), pero en este caso una fuente neutrónica de Cf252 combinada
con una herramienta de espectrometría de rayos gamma de captura de pulsos neutrónicos (GST),
permiten estimar los espectros de aluminio, sílice, calcio, hierro, azufre, titanio y gadolinio de las
formaciones. La combinación de las concentraciones de estos elementos con los resultados del NGT
permite el modelaje geoquímico de las formaciones en situaciones de alta complejidad mineralógica de
los yacimientos (Schlumberger, 1988).6
Registro de densidad.
El primer registro de densidad, o perfil gamma-gamma, introducido por la empresa McCullogh para
medir variaciones de la densidad de las formaciones con la profundidad para aplicaciones en gravimetría,
medían la densidad de la formación a partir de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un
detector. Este diseño simple fue posteriormente modificado al descubrirse que el registro tenía aplicación
en la estimación de la porosidad.6
La Figura 20 muestra el diseño básico de la herramienta moderna compensada. Una fuente y dos
detectores blindados, con un espaciamiento fijo, están colocados en una almohadilla de cerca de un
metro de longitud, la cual es forzada contra la formación por un brazo mecánico ubicado en la parte
posterior de la herramienta. Los rayos gamma emitidos continuamente por una fuente radioactiva de
Cs137 viajan a través del hoyo y penetran en la formación. En ella los rayos gamma sufren colisiones
múltiples con los electrones que encuentran a su paso, perdiendo energía y dispersándose en todas
direcciones. Con cada choque los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al
electrón y continúan con energía disminuida. Esta clase de interacción entre partículas elementales se
conoce como efecto Compton. Cuando sus energías caen por debajo de 0.1 mev, los rayos gamma son
absorbidos fotoeléctricamente.
El efecto Compton depende del número de electrones por unidad de volumen de la formación, el cual
depende de la densidad de la formación, y es el principio de los registros compensados de densidad
(FDC). Por otra parte, la absorción fotoeléctrica depende tanto de la densidad de electrones como del
promedio de los números atómicos de los elementos que constituyen la formación. Este principio es
utilizado por el registro de litodensidad (LDT) para indicar el tipo de roca.
Para el FDC la lectura de rayos gamma inducidos es proporcional al número de electrones por
volumen de formación, la que a su vez se relaciona con la densidad de masa del sólido en la matriz de la
roca, b, la porosidad y la densidad del fluido que ocupa el espacio poroso. El blindaje de los detectores
los hace inmunes a los rayos gamma de menor energía, lo que los hace insensibles al efecto de
absorción de las formaciones. El resultado neto es que la tasa de conteo depende solamente de la
densidad de electrones.6
En las formaciones de alta densidad el número de electrones por unidad de volumen es
considerablemente grande y los rayos emitidos por la fuente no viajan muy lejos dentro de la formación
antes de ser absorbidos fotoeléctricamente; de manera tal que sólo un pequeño número de rayos gamma
de baja energía retorna al detector largo, que es el principal instrumento de medición y el cual emite
pulsos eléctricos discretos por cada rayo gamma detectado. Por el contrario, en las formaciones de baja
densidad, o alta porosidad, un mayor número de rayos gammas dispersos llega hasta el detector.
La función del detector de espaciamiento corto es compensar por los efectos del revoque y del lodo
entre la herramienta y la formación en zonas de derrumbe del hoyo. Este detector también provee tasas
Figura 20. Diseño básico del registro de densidad FDC.6
de conteos inversamente proporcionales a la densidad, pero con una profundidad de investigación menor
que el otro detector, lo que lo hace más sensible a los efectos del revoque y rugosidad del hoyo,
suministrando así un medio de estimar la contribución de estos a la lectura del detector principal.6
Las tasas de conteos enviadas a superficie por los dos detectores son procesadas en el computador
para proveer dos curvas del registro: la densidad total corregida, b, y la corrección aplicada al
detector de espaciamiento largo para eliminar los efectos del revoque y de las irregularidades del hoyo.
La distancia entre el frente del patín y la extremidad del brazo excéntrico se graba como una curva de
calibre, que ayuda a evaluar la calidad del hoyo y la calidad de contacto entre el cartucho y la formación.
El registro de densidad se usa principalmente para calcular la porosidad. Otros usos incluyen
identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas, determinación de la densidad
de hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y litologías complejas, para el cálculo de presión de
sobrecarga y de propiedades mecánicas de las rocas.6
La información del registro se presenta como en la Figura 21. La curva de la densidad total, b, se
registra en las pistas 2 y 3 como una escala de densidad lineal en gramos por centímetro cúbico.
También se puede registrar una curva de porosidad del neutrón en las pistas 2 y 3, como se ilustra en la
figura. El por lo general se registra en la pista 3. El caliper y la curva de rayos gamma se grafican
simultáneamente en la primera pista.
En este caso ilustrado de un pozo del Norte de Monagas se observa en el intervalo de 16.743 a
16.780' una zona de alta radioactividad según el registro GR, con densidad total b oscilando entre 2.70 y
3.12 gr/cc, el cual en un núcleo cortado en este pozo está constituido principalmente por una capa de
glauconita, con ma de 2.85 gr/cc, y siderita, con ma=3.91 gr/cc (Schlumberger, 1990) que representa
una superficie de máxima inundación (MFS) hacia la base del Oligoceno y tope del Eoceno en lo que
localmente en el subsuelo se denomina Formación Naricual. La porosidad aparente de las arenas va de
7 a 15% según el registro de densidad. Obsérvese que la corrección aplicada al densidad aumenta en
función de las irregularidades de la pared del hoyo, con una corrección máxima de -0.11 aplicada a la
profundidad de 16.590' donde el pozo presenta el mayor derrumbe. Este intervalo lutítico, con b leído de
2.80 gr/cc, según el núcleo es calcáreo y pirítico, lo que explica la alta densidad registrada, ya que la
caolinita, principal mineral de arcilla presente en la lutita tiene una densidad de apenas 2.62 gr/cc.
El registro de litodensidad (LDT) es un dispositivo de tercera generación que provee, además de un
perfil de densidad total de la formación b, una curva de absorción fotoeléctrica, Pe. Esta curva refleja el
número atómico promedio de la formación y es, por lo tanto, un buen indicador del tipo de matriz de la
roca, lo que lo convierte en un registro. La Figura 22 da los valores efectivos de Pe para las sustancias
sedimentarias más comunes.
Nombre Fórmula Peso Molecular Pe b U
Figura 21. Registro FDC del Campo Carito Norte, Norte de Monagas.6
Anhidrita Barita Calcita Dolomita Yeso Halita Cuarzo Agua Petróleo Carbón
CaSO3
BaSO4
CaCO3 MgCO3
CaSO4
NaCl SiO2
H2O
136.146 233.366 100.090 184.420 172.180 58.450 60.090 18.006
5.055 266.800 5.084 3.142 3.420 4.650 1.806 0.358 0.120 0.180
2.96 4.50 2.71 2.87 2.32 2.16 2.65 1.00 0.85 1.40
14.95 1070.00 13.77 9.00 8.11 9.65 4.79 0.40 0.11 0.26
Los valores de Pe para el cuarzo, la calcita y la dolomita, los minerales sedimentarios con mayor
interés petrolífero, son bastante diferentes entre sí. La Figura 23 muestra los valores para formaciones
puras de esos minerales en un rango de porosidad de 0 a 35%, conteniendo agua fresca o metano de
densidad 0.1 gr/cc. Obsérvese que, independientemente de la porosidad o tipo de fluido, los valores de
Pe para los tres tipos de rocas son diferenciables. Consecuentemente, cuando sólo una matriz está
presente en la formación, el valor de Pe servirá para distinguirla.6
Registro Neutrón.
Figura 22. Valores de Pe y U para sustancias más comunes.
Figura 23. Coeficiente de absorción fotoeléctrica, Pe, en función de la porosidad y tipo de fluido para arenisca, dolomita y calcita.
6
En su forma más simple un registro de neutrón está constituido por una fuente continua de neutrones
de alta velocidad (5 mev) que viajan en todas direcciones dentro de la formación. A medida que ellos
progresan dentro de la formación y chocan con los núcleos de los elementos presentes van perdiendo
energía. Cuando alcanzan una energía muy baja o termal (0.025 ev), ellos se desplazan en zigzag o se
propagan sin dirección hasta ser capturados o absorbidos por los núcleos presentes, con la consecuente
emisión de rayos gamma secundarios por el núcleo absorbente.6
El elemento más efectivo en disminuir la velocidad o energía de los neutrones es el hidrógeno, ya que
su núcleo y el neutrón tienen la misma masa. En una colisión directa el neutrón transferirá toda su
energía al núcleo de hidrógeno y se detendrá, como lo que ocurre en un choque frontal de dos bolas de
billar. Por otra parte, otros núcleos comunes de los elementos presentes en las rocas sedimentarias, tales
como silicio, calcio, carbono y oxígeno, son mucho más masivos que los neutrones, y por lo tanto muy
efectivos en la dispersión de neutrones, absorbiendo solamente una pequeña fracción de sus energías
aún en las colisiones frontales.
Así pues que uno puede imaginarse una nube de neutrones rodeando la fuente de emisión, no
extendiéndose más allá de dos pies. En la medida que el contenido de hidrógeno de la formación varía, el
tamaño de la nube aumenta o se reduce. A mayor contenido de hidrógeno menor tamaño de la nube y
viceversa. La población de la nube, que consiste principalmente de neutrones termales, depende de la
capacidad de absorción de los elementos de la formación. La población en un instante de tiempo dado es
tal que el número de neutrones termales siendo absorbidos es igual a la tasa de emisión de neutrones de
alta velocidad de la fuente. Consecuentemente, mientras mayor sea el coeficiente de absorción de
neutrones de la formación menor será la población de la nube y viceversa. Al extremo de la nube se
encuentra el detector que envía pulsos eléctricos a la superficie en función de la tasa de cuentas por
segundos.6
Los detectores de neutrones pueden ser de tres tipos: un detector de neutrones termales que mide la
densidad de los neutrones de más baja energía, un detector epitermal que mide la densidad de neutrones
por encima del nivel de energía termal o un detector de radiación de rayos gamma producidos por la
captura de neutrones termales. Algunos de ellos identifican aquellos neutrones cuya velocidad está
escasamente por encima de la de captura (epitermal), otros identifican aquellos neutrones cuya velocidad
es igual a la de captura, y finalmente otros miden la radiación gamma producida por la captura. El punto
básico es que cada uno de estos instrumentos responde a la cantidad de hidrógeno presente en la
formación; en otras palabras, el registro de neutrón mide la cantidad de hidrógeno presente en la
formación, llamada índice de hidrógeno. Como en las formaciones limpias todo el hidrógeno está
asociado al fluido en los poros, la tasa de conteo de la herramienta es inversamente proporcional a la
porosidad.6
En la interpretación de los registros de neutrón existen dos factores adicionales que deben tenerse en
cuenta. En primer lugar, las lutitas y zonas con un alto contenido de arcillas mostrarán una porosidad muy
alta debido al agua adsorbida por las arcillas y al radical OH presente en la composición química de los
minerales de arcilla. En segundo lugar, debido a la baja concentración de hidrógeno en el gas, las zonas
ricas en gas mostrarán una porosidad muy baja. Estos dos factores en realidad constituyen una ventaja,
pues la comparación de estas porosidades con las determinadas con otro tipo de registro suministra un
método conveniente para determinación de los volúmenes de arcilla y la distinción entre zonas de gas o
petróleo y agua. La herramienta de neutrones también mide el agua de cristalización. Por ejemplo el yeso
que no es poroso tiene mucha porosidad aparente, por su importante contenido de hidrógeno.
La primera generación de herramientas de neutrón, muy utilizada en los años cincuenta, era de un
diseño simple de una fuente y un detector. Utilizaban un detector de neutrones termales o un detector de
rayos gamma de captura, y en algunos casos una combinación de los dos. Estas herramientas eran muy
sensibles a los efectos del hoyo y la conversión de las lecturas a porosidad estaba sujeta a errores
considerables. Podía ser corrida en huecos entubados.6
La segunda generación de herramientas, popular en los años sesenta, fue la SNP (Sidewall Neutron
Porosity), cuya configuración es similar a la de la sonda del densidad, y utilizaba un detector epitermal.
Aunque era menos sensible que la anterior a los efectos del hoyo, la profundidad de investigación era
menor y no podía ser utilizada en huecos entubados.
La tercera generación de herramientas, el neutrón compensado CNL, fue introducida en 1970, y es la
versión en uso actualmente. Utiliza un par de detectores termales espaciados 1-2 pies de la fuente. La
relación entre las cuentas de los detectores cercano y lejano, Nn / Nf, es medida y relacionada a la
porosidad de la formación, lo que reduce significativamente los efectos del hoyo y aumenta la
profundidad de investigación de la herramienta en relación a un solo detector 6. La configuración
esquemática de la herramienta se muestra en la Figura 24. La herramienta es descentralizada por medio
de un arco de metal flexible para minimizar efectos del hoyo. La parte posterior del arreglo fuente-
detectores es protegida en lo posible para evitar influencia de la columna de lodo.
La relación de cuentas de los detectores es enviada a superficie, donde la relación Nn / Nf es
procesada por medio de un computador y convertida directamente a porosidad, utilizando para ello datos
de los laboratorios de calibración de estándares de la herramienta y presentando la curva en matriz caliza
o arenisca dependiendo de las características geológicas del área.
Las herramientas actuales utilizan una fuente de americio-berilio para la generación de neutrones con
energías iniciales de varios millones de electrón voltios (Schlumberger, 1989). El estándar de calibración
es una caliza de 19% de porosidad saturada de agua fresca en una fosa del AIP en Houston. La
respuesta de la herramienta para esta formación se define como 1000 unidades API. Antes de este
procedimiento de calibración API se utilizaban directamente las cuentas por segundo de la herramienta
para estimar porosidad.6
Aunque la relación Nn / Nf depende primariamente de la porosidad, también tiene cierta dependencia
de la litología debido a que la matriz también contribuye algo a la disminución de velocidad y a la captura
de los neutrones. Está claro que para derivar porosidad de la relación debe conocerse la matriz de la
formación. Como este no es el caso común, el ploteo de las porosidades equivalentes para arenisca,
caliza y dolomita, derivadas de las relaciones de los detectores para un diseño específico de herramienta,
Figura 24. Esquema de la herramienta CNL.6
permite la elaboración de las cartas de equivalencias de porosidades que proporcionan las compañías de
servicios.6
Para las herramientas de neutrón la profundidad de investigación decrecerá ligeramente a mayores
porosidades (más hidrógeno) y aumentará a mayores porosidades (menos hidrógeno). Lo inverso es
norma para el densidad.
La resolución vertical del CNL a una velocidad de registro de 1.800 ft/hr es de
aproximadamente 3', con fluctuaciones estadísticas de 1 unidad de porosidad a porosidades bajas y 3
unidades a porosidades altas, lo contrario de las variaciones estadísticas del densidad.
Consecuentemente, lecturas pico no deberían ser tomadas en cuenta, sino promedios cada tres pies.
La herramienta de neutrón es raramente corrida por sí sola debido a los efectos substanciales de la
arcillosidad y de matriz. Generalmente se corre con el GR y el densidad. El neutrón es ubicado por
encima del densidad para que los efectos de su fuente no afecten la lectura de éste. Es posicionado con
su arco flexible alineado con el brazo mecánico del patín del densidad de forma tal que ambos
dispositivos forzan al arreglo de herramientas contra la formación.6
Aparte de los efectos de arcillosidad y matriz la herramienta de neutrón las herramientas de neutrón
son afectadas por el tamaño del hoyo, la densidad del lodo y su salinidad y la del agua de formación, así
como por la temperatura. Como algunas de las correcciones son positivas y otras negativas la corrección
neta tiende a ser muy pequeña. En las herramientas actuales se hace automáticamente la corrección por
diámetro del hoyo a partir de la lectura del caliper del densidad, con el que se corre la herramienta. Los
modernos programas computarizados de evaluación de formaciones proveen medios de corrección
aplicables a la mayoría de los registros de porosidad.
Los registros de neutrón presentados en las Figuras 21 y 23 muestran los dos tipos de presentaciones
del registro de neutrón. En la primera se presentan tanto el perfil de densidad como el neutrón en matriz
de arenisca, litología característica de los intervalos productores del Norte de Monagas. El registro de
neutrón está en escala fraccional de 0.45 a -0.15 de porosidad, con el de densidad en escala equivalente
de arenisca de 1.9 a 2.9 gr/cc. La porosidad fraccional aparente leída por el neutrón oscila entre 0.30 y
0.45 en las lutitas, respuesta típica en ellas cundo no muy compactadas, ya que aún retienen agua de
adsorción que aumenta su índice de hidrógeno. En las arenas se observa un cruce inverso de
porosidades del neutrón y densidad que obedece a falta de corrección del neutrón por temperatura y
densidad del lodo y al petróleo liviano presente en las profundidades de investigación respectivas de las
dos herramientas.
Una cuarta generación de herramientas de neutrón la constituye la CNT-G, la cual consta de dos
detectores termales encima de la fuente de neutrones y dos detectores epitermales por debajo. Las
cuentas de cada par de detectores termales y epitermales son procesadas en el computador de
superficie con correcciones por efecto de revoque y rugosidad, proveyendo mejores resultados que la
relación de cuentas clásica de receptores. Esta herramienta tiende a eliminar los efectos opuestos del
gas y la arcilla en arenas gasíferas arcillosas, en las cuales la herramienta CNL puede no presentar
claramente el efecto de cruce de porosidades esperado. Esto se ilustra en la Figura 25.
En la arena arcillosa A el registro epitermal de la parte inferior de la figura lee mucho menos porosidad
que el CNL de la parte superior, evidenciando la presencia de gas en la arena y aún en el lente inmediato
inferior. Obsérvese que el neutrón epitermal lee consistentemente menos porosidad que el termal aún en
las arcillas, ya que él es insensitivo a los elementos absorbentes de neutrones presentes en la matriz de
cualquier tipo de roca. El boro y el galodinio, que tienen una alta sección transversal de captura de
neutrones térmicos, son comunes como trazas en ciertos tipos de arcillas. El CNT-G es también una
herramienta muy utilizada en la detección de hidrocarburos en huecos entubados y de gas detrás de
revestidores en el monitoreo de inyección de gas.6
2.5. Evaluación de formaciones durante la Perforación.
Figura 25. Comparación de dos porosidades de neutrón en arena de gas arcillosa.
6
2.5.1. Origen.
La evaluación de formaciones precisa y oportuna constituye un elemento esencial del negocio de
exploración y producción. En el pasado, los operadores debían adoptar soluciones intermedias entre las
ventajas de las herramientas de adquisición de registros durante la perforación en tiempo real y la
evaluación de formaciones más global de las técnicas aplicadas en herramientas operadas con cable.
Una nueva herramienta integrada de adquisición de registros durante la perforación, junto con un potente
programa de interpretación, establece un nuevo estándar en términos de seguridad y eficiencia y reduce
la incertidumbre asociada con la evaluación de formaciones.7
Las compañías de exploración y producción han estado anticipando una forma más rápida, más
segura y más global de evaluar el potencial productivo de los yacimientos de petróleo y gas y posicionar
correctamente los pozos productivos mediante la utilización de herramientas de adquisición de registros
durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés). Hasta no hace mucho, las propiedades básicas de
las formaciones, tales como la resistividad y la porosidad, además de las mediciones relacionadas con las
operaciones de perforación, tales como la inclinación, la vibración y la presión anular, se adquirían
apilando las herramientas de medición individuales en largos arreglos de fondo en el pozo (BHA’s, por
sus siglas en inglés). La conexión y desconexión de estos arreglos pueden implicar un tiempo
considerable durante los viajes de entrada y salida de un pozo. Quizá más importante es el hecho de que
las distancias más largas existentes entre la barrena y los sensores provocan demoras con las
mediciones y obligan a los ingenieros y geocientíficos a esperar la información que, en muchos casos,
podría incidir en forma inmediata en los procedimientos de perforación y en la identificación de objetivos.7
Entre las prioridades de la técnica de adquisición de registros durante la perforación, identificadas
durante una encuesta llevada a cabo en la industria petrolera, se encuentra justamente la reducción de la
distancia existente entre la barrena y los sensores LWD. La reducción de esta distancia mitiga los efectos
ambientales sobre las mediciones y reduce el tiempo de espera para la adquisición e interpretación de los
datos necesarios para la toma de decisiones clave.8 Además del mejoramiento de la confiabilidad de la
herramienta y del incremento de las velocidades de transmisión de los datos a la superficie en tiempo
real, los encuestados manifestaron su deseo de eliminar las fuentes radioactivas químicas de las
herramientas LWD.
El tiempo que debimos esperar para ver mejoradas estas capacidades ha llegado a su fin. Los
científicos e ingenieros de Schlumberger han desarrollado una herramienta LWD integrada que satisface
estas necesidades y provee importantes mediciones de perforación y adquisición de registros. Éstas
incluyen mediciones ya obtenidas con las herramientas LWD existentes, previamente sólo provistas
mediante el empleo de herramientas operadas con cable que proporcionan información sobre la litología
y los fluidos de las formaciones. Un innovador diseño de herramienta reduce la longitud de toda la
sección de medición a un solo collar de 7.9 m [26 pies] y ofrece una opción de adquisición de registros
sin fuentes radioactivas que mitiga el riesgo para el personal, el medio ambiente y el pozo.7
Este artículo examina brevemente la historia de las tecnologías de adquisición de mediciones durante
la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y LWD, junto con sus ventajas y limitaciones. Además
introducimos el nuevo servicio multifunción de adquisición de registros durante la perforación EcoScope y
describimos sus mediciones y los obstáculos superados durante su desarrollo. Algunos ejemplos de
campo demuestran los primeros impactos de esta tecnología y del programa de interpretación que trae
asociado en la explotación de yacimientos del Golfo de México, el Mar del Norte y Medio Oriente.
La progresión tecnológica de la obtención de mediciones durante la perforación ha sido constante
pero se ha visto un tanto limitada por las dificultades que implica la transmisión de datos a la superficie en
el ambiente del pozo. Normalmente, los datos analógicos de los sensores LWD son convertidos en datos
binarios en el fondo del pozo. A través de la utilización de un mecanismo de restricción del flujo en la
corriente de flujo del fluido de perforación, los datos son transmitidos mediante la generación de pulsos
de presión positivos o negativos. Estos pulsos de presión que se transmiten a través de la columna de
lodo, en el interior de la columna de perforación, son leídos en la superficie por los sensores de presión y
luego son registrados y procesados.
El collar de telemetría durante la perforación, de alta velocidad (Figura 26), TeleScope contiene una
turbina que genera la potencia para la herramienta multifunción de adquisición de registros durante la
perforación EcoScope y elimina la necesidad de disponer de baterías de litio. Cuando la válvula rotativa
Figura 26. Tecnología de telemetría de ondas continúas LWD y MWD.
7
del modulador TeleScope gira, restringe y abre alternadamente el flujo del lodo de perforación a través
del collar, generando una onda de presión continua que transmite la señal telemétrica.
Otro tipo de mecanismo de transmisión de datos utiliza válvulas rotativas con un modulador que
genera una onda de presión continua para transmitir la información. Los avances recientes registrados en
esta tecnología se tradujeron en velocidades de transmisión de datos que llegan a cuadruplicar el
promedio de la industria y son mucho menos susceptibles al ruido de las operaciones de perforación y las
bombas de lodo, y a las pérdidas de velocidad de los motores de fondo. Esta tecnología se aplica en la
plataforma de telemetría de alta velocidad Orion y en el servicio de telemetría durante la perforación, de
alta velocidad, TeleScope (Figura 26).
Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir
las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales
en las operaciones de perforación direccional.9 Importantes mediciones adicionales, tales como el
esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés) y la temperatura, permiten a
los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de
desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las
mediciones de superficie. En general, las mediciones MWD obtenidas en tiempo real son monitoreadas
para ayudar a optimizar el proceso de perforación, evitar problemas de perforación y monitorear la
trayectoria del pozo para asegurar que se alcance el presunto objetivo.10
Estas primeras mediciones mejoraron el conocimiento de los procesos de perforación dinámica que
poseía la industria. Como resultado, las operaciones de perforación se volvieron más eficaces, menos
riesgosas, y a menudo menos costosas. Por ejemplo, ahora existen menos fallas catastróficas de pozos
que obliguen a las compañías a perforar pozos de re-entrada o a abandonar pozos existentes. La calidad
de los pozos ha mejorado, reduciéndose los costos y los problemas asociados con la cementación. La
reducción de la rugosidad del pozo también mejora la calidad de la evaluación de formaciones tanto con
dispositivos operados con cable como con herramientas LWD.
Las primeras mediciones LWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1980 para
identificar los estratos penetrados y, en muchos casos, para confirmar la posición de la barrena con
respecto a la formación, en lugar de basarse únicamente en la profundidad medida. Esta capacidad
facilitó la implementación de cambios en la trayectoria del pozo para sortear peligros y penetrar el
yacimiento objetivo.11
La tecnología LWD servía además como forma alternativa de adquirir datos de
formaciones básicos en zonas en las que la adquisición de registros con herramientas operadas con
cable resultaba dificultosa, tales como en pozos altamente desviados y horizontales, o en pozos con
agujeros problemáticos. Otro objetivo importante de la técnica de registrar el pozo durante la perforación
era medir las propiedades de los fluidos de formación antes de que el proceso de perforación—
particularmente la invasión de los fluidos de perforación—perturbara significativamente el yacimiento, en
la zona vecina al pozo.
Las técnicas de generación de imágenes de la pared del pozo han sido desplegadas con herramientas
operadas con cable desde la década de 1960. Con el mejoramiento de las velocidades de transmisión de
datos durante la perforación, que tuvo lugar durante la última década, técnicas similares se han
convertido en una parte importante de las operaciones LWD.12
Por ejemplo, las imágenes en tiempo real
provenientes de las herramientas LWD, tales como la herramienta de Resistividad frente a la Barrena
RAB y la herramienta de resistividad geoVISION GVR, se utilizan para evaluar la estratificación de las
formaciones, identificar fracturas, asistir en la evaluación de formaciones y dirigir las operaciones de
geonavegación y geodetención.13
A medida que mejoraron y aumentaron en número las mediciones
LWD, se incrementó también su utilización para ayudar a los operadores a tomar decisiones de
perforación cruciales y determinar el estado de esfuerzos alrededor del pozo.14
Además, la tecnología
LWD está desempeñando un rol importante tanto en el diseño de las operaciones de terminación como
en el diseño de los tratamientos de estimulación de pozos.
2.5.2. Medición de los fluidos del yacimiento.
Los cambios producidos en el ambiente de la zona vecina al pozo desde el momento en que se inicia
la perforación hasta el momento de la adquisición de registros con herramientas operadas con cable, y
las diferencias propias de los diseños de las herramientas, deben tomarse en cuenta cuando se
comparan las mediciones LWD con las de los registros adquiridos con herramientas operadas con
cable.15
No obstante, existe comúnmente un hecho indiscutido: la región vecina al pozo es menos
perturbada inmediatamente después de la penetración de la barrena que luego de transcurridos varios
días o semanas, cuando tiene lugar la adquisición de registros con herramientas operadas con cable.
El número de mediciones LWD continúa creciendo, pero en muchas áreas aún se prefieren los
registros adquiridos con herramientas operadas con cable, especialmente cuando los costos de los
equipos de perforación son moderados, la inclinación del pozo es baja y las condiciones de pozo son
satisfactorias. Además, el rango y la versatilidad de las capacidades de medición y muestreo de las
herramientas operadas con cable constituyen razones imperiosas para la utilización de tales
herramientas.
Hasta hace poco, muchas mediciones que ayudan a identificar los fluidos de formación—gas, petróleo
y agua—no se desplegaban en los sistemas LWD. Un ejemplo lo constituye la medición de la sección
transversal de captura de neutrones termales que determina la probabilidad de que un neutrón termal sea
capturado por los núcleos de la formación. La captura de neutrones produce la emisión de rayos gamma.
La medición del decaimiento de la señal de rayos gamma con el tiempo se utiliza comúnmente para
determinar la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o parámetro sigma, de la
formación, lo que ayuda a caracterizar los fluidos del espacio poroso en las proximidades del pozo.16
Las formaciones que contienen un porcentaje considerable de agua de alta salinidad poseen valores
termales grande, mientras que las formaciones que contienen petróleo, gas o agua dulce exhiben valores
de sigma más bajos. Se trata de algo similar a la respuesta de la conductividad típica, lo que permite a
los petrofísicos utilizar el valor de sigma para el cálculo de la saturación de agua, Sw. Esto resulta de
particular utilidad en las zonas productivas de baja resistividad, donde los cálculos basados en la
resistividad son a menudo engañosos y pueden hacer que se omita la zona productiva (Figura 27).
El valor de sigma aumenta al aumentar el contenido de cloro [Cl] presente en la formación, por
ejemplo en aguas de formación de alta salinidad. El parámetro sigma resulta útil para el cálculo de la
saturación de agua, Sw porque ofrece un contraste en las lecturas, entre el hidrocarburo y el agua de
formación típica (extremo superior). Mientras la ecuación de Archie se obtuvo empíricamente y utiliza
exponentes que deben ser estimados, la ecuación de respuesta del parámetro sigma es simple y lineal
(extremo inferior). El parámetro sigma volumétrico, ∑volumétrico, se mide, y el parámetro sigma para el
agua, ∑agua, puede ser calculado a partir de la concentración de Cl en el agua de formación. El
parámetro sigma para el hidrocarburo, ∑HC, normalmente se estima o se toma de los datos del análisis
de petróleo. El parámetro sigma para los granos sólidos, ∑grano, puede determinarse si se conocen las
diversas fracciones de minerales. La porosidad, se calcula a partir de los datos de los registros. La
utilización de los datos de espectroscopía de captura obtenidos de los registros provee información sobre
la fracción de minerales.
La medición del parámetro sigma es relativamente somera, comparada con las mediciones de
resistividad profunda, de manera que la invasión del filtrado de lodo con frecuencia reduce su efectividad.
Figura 27. Utilización de la sección transversal de captura de neutrones termales promedio, o parámetro sigma, para calcular la saturación de agua.
7
Por lo tanto, la medición del parámetro sigma antes de que se produzca una invasión significativa da
como resultado una descripción más representativa de los fluidos de yacimiento y, en consecuencia, un
mejor punto de referencia para el valor de sigma, información muy conveniente para los petrofísicos.
Otro método de evaluación de los fluidos de formación es la medición del índice de hidrógeno (IH); el
fundamento de las mediciones del registro de porosidad neutrón. El tamaño del agujero, su temperatura y
las propiedades del lodo pueden tener efectos significativos sobre las lecturas del registro de porosidad
neutrón. Las técnicas aplicadas en las herramientas operadas con cable utilizan dispositivos excéntricos
para minimizar estos efectos de pozo. No obstante, las herramientas LWD típicamente se centran en el
pozo, lo que hace que las correcciones por los efectos del pozo se vuelvan aún más importantes en lo
que respecta a la determinación del valor de porosidad neutrón correcto. En ausencia de datos precisos
de calibre o de separación de la herramienta (stand off), las correcciones por el tamaño del agujero son
imprecisas en el mejor de los casos, lo que hace que el valor de porosidad neutrón calculado sea
demasiado bajo.
2.5.3. Utilización de una fuente radioactiva.
Hasta hace poco tiempo, las fuentes químicas de americio-241 berilio [AmBe] eran la única fuente de
neutrones de las herramientas LWD. A medida que la industria de perforación alcanza velocidades de
penetración (ROP, por sus siglas en inglés) más altas, la precisión estadística de las mediciones
nucleares LWD y las velocidades de registración asociadas pueden ser factores limitantes en la
explotación de los incrementos potenciales de la ROP. Además, la utilización de fuentes químicas
conlleva problemas relacionados con la salud, la seguridad y el medio ambiente.17
Las primeras fuentes radioactivas fueron utilizadas en la adquisición de registros de pozos a mediados
del siglo XX para medir las propiedades de las formaciones subterráneas y permitir el cálculo de la
porosidad.18
Durante los últimos 50 años, las compañías de servicios de campos petroleros adoptaron
medidas extraordinarias para limitar la exposición a emisiones radioactivas a través del desarrollo de
procedimientos detallados de almacenamiento, manipuleo y utilización de fuentes radioactivas.19
El
almacenamiento, verificación regular y disposición futura de estas fuentes son temas intensamente
regulados por las autoridades nucleares.20
Ocasionalmente, las herramientas de adquisición de registros que alojan estas fuentes se atascan en
los pozos debido a la presencia de problemas o irregularidades en los mismos, tales como la formación
de canaletas (enchavetamientos). Cuando las fuentes radioactivas no pueden ser recuperadas y quedan
en el pozo, se requiere que los operadores empleen procedimientos de taponamiento y monitoreo de
pozos especiales para minimizar el impacto ambiental. La pérdida del pozo y las operaciones en sí,
incluyendo la eventual perforación de un pozo de observación, pueden resultar extremadamente
costosas. Se prevé que la regulación mundial de las fuentes de adquisición de registros radioactivas se
volverá más rigurosa y que se incrementarán los costos asociados con su utilización.
La utilización de fuentes de adquisición de registros radioactivas en los collares LWD plantea otros
problemas más complicados. El proceso de carga y descarga de la fuente es más lento que con las
herramientas operadas con cable, lo que incrementa el tiempo de operación. Además, habitualmente se
requiere más personal para conectar y desconectar el equipo LWD.
Los diseños de las herramientas LWD de Schlumberger incluyen un sistema de carga anular que
permite que las fuentes sean recuperadas a través de la columna de perforación utilizando cable, lo que
elimina la necesidad de dejar las fuentes en la herramienta cuando ésta se atasca en el fondo del pozo.
Si bien este procedimiento suma tiempo a las operaciones de recuperación, también reduce el riesgo de
daño de la fuente, mitigando así el riesgo para el medio ambiente. Este diseño anular permite la
recuperación de un 85% de las fuentes, mientras que los BHA’s sólo se recuperan un 35% de las
veces.21
Aún con la reducción de este riesgo, los operadores debieron optar entre recuperar las fuentes y
pasar más tiempo tratando de recuperar todo el BHA.
2.5.4. Desarrollo de Nuevas Tecnologías.
El avance tecnológico es básicamente un proceso evolutivo pero a veces resulta revolucionario.22
Los
dispositivos operados con cable y las herramientas LWD mejoran con cada generación a medida que se
desarrollan tecnologías habilitadoras y se captan y aplican conocimientos.
A diferencia de los dispositivos de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, los
sensores y dispositivos electrónicos de las herramientas LWD deben tolerar las enormes fuerzas de
choque y vibración asociadas con las operaciones de perforación. La confiabilidad de las herramientas ha
mejorado en forma continua a través de los años porque los sofisticados métodos de prueba redujeron
considerablemente las fallas de las herramientas causadas por choques y vibraciones.
Hoy en día, el monitoreo de choques y vibraciones en tiempo real permite a los ingenieros de
perforación modificar los parámetros de perforación y las configuraciones de los BHAs con el fin de
reducir estas fuerzas, prolongando así la vida útil de la barrena y evitando daños al BHA, incluyendo el
equipo LWD.23
Otra forma en que los responsables del desarrollo de herramientas reducen las fallas de
los equipos LWD es a través de la reducción del número de collares LWD, lo que a su vez minimiza el
número de puntos débiles y las conexiones requeridas en la sarta. Esto puede lograrse a través de
diseños que integren los sensores para reducir las longitudes de las herramientas, lo que posibilita la
inclusión de múltiples sensores en un solo collar.
Los avances en materia electrónica y el mayor conocimiento de la física de las mediciones se
tradujeron en logros importantes en términos de eficiencia y confiabilidad, tales como son los avances
registrados con la herramienta integrada de adquisición de registros con herramientas operadas con
cable Platform Express. Recientemente, las tecnologías LWD también evolucionaron hacia la integración
de más mediciones en herramientas más cortas. Los resultados incluyen la confiabilidad mejorada de las
herramientas, los avances en lo que respecta a eficiencia en la colocación del pozo y las mediciones
obtenidas más cerca de la barrena.
La brecha existente en términos de tiempo y distancia entre la barrena y los sensores LWD a menudo
obliga a los petrofísicos y los geólogos a esperar horas para poder utilizar los datos de todos los sensores
disponibles con el fin de efectuar una interpretación exhaustiva. Además, se plantean cuestiones
importantes en relación con la evaluación de formaciones. Las grandes diferencias existentes entre los
tiempos en que los diversos sensores atraviesan una profundidad dada pueden conducir a discrepancias
de profundidad entre las mediciones y a ambigüedades en las interpretaciones. Además, los efectos de la
invasión cambian durante el período en que las diversas mediciones escalonadas pasan un determinado
punto del pozo. Los cambios producidos en la región vecina al pozo por la invasión de los fluidos de
perforación pueden volverse significativos en pocos minutos, lo que torna más atractiva la posibilidad de
“posicionar” las mediciones. Las mediciones adquiridas a la misma profundidad, en el mismo tiempo y
bajo las mismas condiciones, posibilitan una comparación directa más válida y con menos incertidumbre
asociada con los efectos ambientales. Las operaciones de geonavegación y geodetención también
mejoran cuando los sensores se ubican más cerca de la barrena.
La geonavegación efectiva depende de la disponibilidad de información oportuna, proveniente de los
sensores del subsuelo, para guiar las decisiones relacionadas con la trayectoria del pozo. Por ejemplo,
durante las operaciones destinadas a mantener un pozo horizontal por encima del contacto
agua/petróleo, la perforación de varias decenas de pies sin disponer de información crucial puede hacer
que se perfore en el agua, lo que se traduce en la producción prematura de agua. Por otra parte, cuando
un pozo alcanza la profundidad total (TD, por sus siglas en inglés), la gran distancia existente entre la
barrena y los sensores superiores extremos exige la perforación de pies adicionales para alojar el largo
BHA de modo de poder adquirir todas las mediciones. Si bien esta práctica permite la registración de
estratos importantes—a menudo roca yacimiento— también suma tiempo, riesgo y costos a las
operaciones de perforación.
Una de las principales motivaciones que llevan a correr los dispositivos LWD es la obtención de
información sobre el yacimiento lo más temprana posible. No obstante, en el pasado se carecía de
programas de computación que efectúan el control de calidad de los datos y la evaluación integral de
formaciones utilizando datos LWD en tiempo real. Igualmente importante es la necesidad de utilizar los
parámetros de las formaciones—profundidad, espesor neto, porosidad, Sw y permeabilidad—para
caracterizar los yacimientos potenciales, incluyendo el espesor productivo neto, así como las
estimaciones de reservas y la definición de los intervalos de terminación.
Desde el desarrollo de las primeras mediciones LWD, se han hecho avances sostenidos en lo que
respecta a encarar las limitaciones de las herramientas. Muchos de estos problemas fueron superados
recientemente mediante el desarrollo de la innovadora tecnología LWD.
2.5.5. Principio de medición de porosidad, espectroscopia y el parámetro sigma.
Los neutrones de alta energía emitidos por el generador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas
en inglés) pierden energía a través de la difusión elástica e inelástica con los núcleos de la formación. Si
bien la difusión inelástica desempeña un rol importante en la moderación inicial de los neutrones, la
pérdida de energía subsiguiente es dominada por la presencia de hidrógeno. Los neutrones pierden
rápidamente una gran fracción de su energía en las colisiones con el hidrógeno y se reducen a niveles de
energía térmica, que son nueve órdenes de magnitud menores que sus niveles de energía iniciales.
Los neutrones de baja energía dispersados son contados por dos equipos de detectores de neutrones,
con diferentes espaciamientos con respecto a la fuente. Estos detectores registran su número como una
función del tiempo. El contenido de hidrógeno de la formación domina las velocidades de conteo del
detector. Un neutrón termal continúa migrando a través de la formación, experimentando múltiples
colisiones con los núcleos de la formación. Finalmente, una colisión producirá la absorción del neutrón
por un núcleo de la formación, lo que se conoce como captura de neutrones, y conducirá a la emisión de
rayos gamma de captura.
Las energías de los rayos gamma de captura dependen del tipo de núcleo que capturó el neutrón. Por
lo tanto, las energías de los rayos gamma medidos por los dos detectores de rayos gamma reflejan los
elementos presentes en la formación. Los datos de estos detectores son registrados como una función
del tiempo y la energía. Los espectros de rayos gamma de captura, registrados por el detector de rayos
gamma posicionado más cerca de la fuente, se analizan y se obtienen así las concentraciones de los
elementos de la formación. El espectro de decaimiento de tiempo de los rayos gamma de captura del
mismo detector se utiliza para determinar el parámetro sigma. A diferencia de la mayoría de las
herramientas operadas con cable que utilizan un método consistente en dos detectores para la corrección
por los efectos del pozo, el revestimiento y la cementación, el nuevo método LWD emplea un solo
detector.
Esto es posible porque el collar LWD básicamente llena el pozo y desplaza el fluido de perforación,
reduciendo los efectos del pozo. Además, la mayoría de las herramientas operadas con cable de
obtención de sigma se corren fundamentalmente en pozos entubados y, en consecuencia, requieren
procedimientos de corrección y compensación por la presencia del revestimiento y la cementación.
2.5.6. Principio de medición de las herramientas de rayos gamma, densidad y neutrón.
La física de las mediciones de rayos gamma, densidad y neutrón (NGD, por sus siglas en inglés) es
similar a la de las mediciones de los registros gamma-gamma densidad. En el caso de las mediciones
NGD, los neutrones de alta energía emitidos desde el PNG crean una fuente secundaria, o nube, de
rayos gamma a partir de las reacciones inelásticas producidas en la formación que rodea a la fuente.
Esto sirve como fuente de rayos gamma para una medición convencional de gamma-gamma densidad.
Estos rayos gamma son detectados por un detector lejano. Dos efectos dominantes, que compiten entre
sí, inciden en la señal de rayos gamma observada en el detector de rayos gamma lejano. El primer efecto
se relaciona con el transporte de los neutrones rápidos desde la fuente hasta los puntos de generación
de rayos gamma en la formación. En consecuencia, el alcance de la fuente de rayos gamma varía como
una función del tamaño de la nube de neutrones rápidos en torno a la fuente de neutrones. El tamaño de
esta nube es determinado fundamentalmente por el contenido de hidrógeno de la formación. Por lo tanto,
es necesario corregir las velocidades de conteo observadas en el detector de rayos gamma por el
alcance variable de la nube de neutrones.
Esto se realiza midiendo el flujo de neutrones epitermales a una distancia que es comparable a la
longitud de moderación de los neutrones provenientes del PNG.23
El flujo epitermal es un excelente
indicador del tamaño de la nube de neutrones. El segundo efecto se asocia con el transporte de los rayos
gamma en la formación (Figura 28). Una vez que los rayos gamma han sido generados en la formación,
son atenuados a medida que viajan hacia el detector lejano a través del mismo mecanismo físico—
difusión Compton—que determina la respuesta en las mediciones de los registros gamma-gamma
densidad tradicionales. En consecuencia, esta respuesta es afectada fundamentalmente por la densidad
de la formación.
La física de las mediciones NGD es similar a la de las mediciones de los registros gamma-gamma
densidad tradicionales. Los neutrones rápidos provenientes del PNG crean una fuente secundaria de
rayos gamma inelásticos en la formación que rodea a la fuente. Esto sirve como fuente de rayos gamma
para las mediciones de los registros gamma-gamma densidad. El tamaño de la fuente secundaria
depende del transporte de los neutrones rápidos hacia el interior de la formación. En consecuencia, la
señal de rayos gamma observada en el detector lejano exhibe efectos de transporte de neutrones que
deben ser compensados cuando se obtiene una medición de rayos gamma, densidad y neutrón. Esta
compensación se obtiene midiendo la velocidad de conteo de los neutrones epitermales a una distancia
comparable con la longitud de moderación típica de los neutrones de alta energía.
2.5.7. Mediciones nucleares LWD sin fuentes.
Antecedentes.
En el año 1995, Schlumberger y Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
previamente Japan National Oil Corporation (JNOC), colaboraron para desarrollar una medición de
neutrones pulsados extremadamente innovadora para aplicaciones LWD.24
El diseño del generador de
neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés) fue robustecido a comienzos de la década de 1990.
Además de la posibilidad de eliminar una fuente de adquisición de registros nucleares, el PNG provee
numerosas mediciones LWD importantes, muchas de las cuales fueron establecidas en la evaluación de
formaciones utilizando herramientas operadas con cable (Figura 29). A partir de esta colaboración, se
posibilitó la obtención de nuevas mediciones LWD, incluyendo la medición del parámetro sigma, las
mediciones de las herramientas de rayos gamma, densidad y neutrón (NGD, por sus siglas en inglés) y la
espectroscopía de captura para calcular en forma precisa las fracciones de minerales.
Figura 28. Mediciones de rayos gamma, densidad y neutrón.7
En lugar de una fuente AmBe radioactiva, en ciertos dispositivos de adquisición de registros se utiliza
un generador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés) para generar neutrones de alta
energía. Dentro del PNG, el dispositivo generador de neutrones Minitrón (extremo superior) comprende
un depósito de deuterio, una fuente de iones, una columna de aceleración y un objetivo. El yacimiento
libera gas de deuterio al ser calentado. La fuente de iones utiliza una fuente de electrones catódicos de
alta energía y una grilla pulsada para ionizar y disociar en forma parcial el deuterio y el tritio. El alto
voltaje acelera los iones, obligándolos a colisionar con un objetivo impregnado con tritio. Cuando el
deuterio bombardea el tritio, la reacción de fusión resultante (extremo inferior) produce neutrones de 14-
MeV. El alto voltaje de aceleración, del orden de 100 kV, requiere técnicas especiales para proteger al
PNG de los arcos eléctricos destructivos y los choques mecánicos. Para evitar la formación de arcos, el
espacio que rodea al dispositivo Minitrón en el arreglo PNG se llena con hexafluoruro de azufre.
Los cinco años de colaboración entre Schlumberger y JOGMEC comenzaron con el modelado nuclear,
un modelo a escala y una herramienta operada con cable experimental, que imitaban en conjunto un
sistema de neutrones pulsados en la geometría del collar o portabarrena. Se ejecutaron unas 12 pruebas
de campo en agujero descubierto de la herramienta operada con cable experimental para verificar el
desempeño modelado y explorar las capacidades de la herramienta. En base al éxito del esfuerzo de
investigación, el equipo de colaboración ingresó en la etapa siguiente—el desarrollo de una herramienta
LWD prototipo experimental. El ambiente exigente que se genera durante la perforación requiere un
desarrollo de ingeniería significativo, incluso para las herramientas prototipos experimentales. El equipo
de desarrollo produjo la herramienta de Evaluación de la Porosidad Experimental LWD (xPET) utilizando
un PNG como fuente de neutrones.
Figura 29. Generador de neutrones pulsados.7
En un pozo de prueba (arriba), las mediciones xPET se aproximan significativamente a las mediciones
de la herramienta Platform Express y de la sonda de Porosidad de Aceleración de Neutrones APS, en las
areniscas de porosidad media y en las calizas de porosidad baja (Figura 30). En el mismo pozo de
prueba, los datos de espectroscopía xPET se ajustan bastante a las salidas de la herramienta de
Espectroscopía de Captura Elemental ECS (Figura 30). La estrecha coincidencia observada entre los
conjuntos de datos alentó a los científicos de Schlumberger y de JOGMEC.
Riesgos.
Para poder trasladar la tecnología PNG al ambiente de alto riesgo del BHA LWD, las consideraciones
de seguridad radioactiva requirieron una evaluación extensiva y un análisis de riesgo completo. Entre las
dos fuentes de adquisición de registros más comunes—la fuente AmBe que emite neutrones y la fuente
de celsio que emite rayos gamma [137Cs]—la fuente AmBe planteaba un riesgo significativamente mayor
durante las operaciones (Figura 29)26
. La vida media del americio [241Am] es de 432 años, comparados
con los 30.2 años del 137Cs. Además, el 241Am decae en neptunio [Np], que continúa emitiendo
partículas alfa de alta energía y posee una vida media de más de 2 millones de años.
En casos excepcionales, las herramientas que contienen fuentes de adquisición de registros
radioactivas deben abandonarse en el pozo. La fuente, o su isótopo radioactivo, se convierte en un
problema ambiental de consideración cuando su vida media excede la resistencia a la corrosión y al daño
a largo plazo de la cápsula de protección de la fuente y el BHA. Los neutrones emitidos por la fuente
AmBe son más difíciles de proteger y resultan más perjudiciales para las células vivas que los rayos
gamma y las partículas beta de baja energía emitidos por el 137Cs. Por estos motivos, la fuente de
neutrones AmBe presenta mayores riesgos para el medio ambiente en las operaciones LWD que la
fuente de rayos gamma 137Cs. Por lo tanto, el reemplazo de la fuente AmBe por el PNG constituye una
gran ventaja.
Si bien este reemplazo requirió el desarrollo de una medición de la porosidad con la misma respuesta
que la medición de porosidad neutrón basada en la fuente AmBe LWD estándar, también posibilitó la
incorporación de mediciones nuevas que mejoran significativamente la evaluación de formaciones. Como
quedó claramente demostrado con el esfuerzo de colaboración entre Schlumberger y JOGMEC, el PNG
exhibía un buen desempeño en el ambiente LWD. Además, la densidad de la formación ahora podía
medirse utilizando sólo una fuente PNG, lo que proporciona evaluaciones de formaciones nucleares para
LWD, sin fuentes de adquisición de registros químicas.
Ventajas y Desventajas en la Evaluación de Formaciones.
Figura 30. Comparación entre los datos obtenidos con la herramienta xPET y los datos derivados de las herramientas operadas con cable.
7
En enero de 2001, un equipo de Schlumberger puso en marcha un proyecto para incorporar este
concepto de adquisición de registros LWD “sin fuentes” en un collar de medición LWD integrado. Esta
nueva herramienta LWD ahora provee datos en tiempo real para lograr evaluaciones de formaciones
globales, operaciones de perforación eficientes y seguras y colocaciones precisas de los pozos.27
El
servicio multifunción de adquisición de registros durante la perforación EcoScope elimina muchas de las
desventajas asociadas con las tecnologías LWD previas. Este servicio permite la adquisición de nuevas
mediciones para petrofísicos y geólogos y proporciona un nivel de seguridad y eficiencia inigualable para
el personal de perforación (Figura 31).28
El collar LWD EcoScope mide 26 pies de largo y posee un
diámetro nominal de 17.15 cm [63⁄4 pulgadas]. Su tasa de flujo máxima es de 3.03 m3/min [800 galones
americanos/min], puede tolerar una severidad de pata de perro máxima durante la rotación de 8º/30.5 m
[100 pies], una severidad de pata de perro máxima durante el deslizamiento de 16º/100 pies y puede
operar en tamaños de pozos que oscilan entre 21.3 y 25.1 cm [83⁄8 a 97⁄8 pulgadas].
Las nuevas mediciones EcoScope incluyen mediciones sin fuentes radioactivas de rayos gamma,
densidad y neutrón, datos de espectroscopía, mediciones del parámetro sigma, y mediciones de choques
y vibraciones, inclinación, presión anular y rayos gamma azimutales. El collar posee una longitud de 26
pies y la medición más lejana se encuentra a menos de 4.9 m [16 pies] de distancia de la base del collar.
Los especialistas de Schlumberger comprendieron la importancia de establecer una compatibilidad
retroactiva para lograr la aceptación industrial, de manera que la opción de adquirir una medición de
densidad estándar fue incluida en el diseño de la herramienta.29
La opción de medición de la densidad
basada en la fuente Cs permite la medición del factor fotoeléctrico (PEF, por sus siglas en inglés) para la
determinación de la litología. También se adquieren un registro de calibre de densidad para el control de
la calidad de los registros y el volumen del pozo e imágenes de densidad y PEF para el análisis
Figura 31. Collar de mediciones integrado EcoScope.7
estructural. La medición de rayos gamma, densidad y neutrón es una medición nueva que se ajusta a las
mediciones de densidad previas.
Los riesgos asociados con la utilización de fuentes químicas LWD, especialmente la fuente AmBe,
ponen de manifiesto la importancia de contar con una fuente PNG viable. La seguridad del PNG es
inherente al diseño de la herramienta EcoScope, ya que el PNG es alimentado en forma directa y
exclusiva por un turbo generador de la herramienta TeleScope que es energizada mediante circulación
de lodo.
Los desafíos del desarrollo de este tipo de dispositivo eran considerables. En una primera etapa, los
científicos e ingenieros de Schlumberger analizaron los riesgos y decidieron incluir una fuente 137Cs en
la herramienta EcoScope para proporcionar mediciones de densidad y PEF estándar y las imágenes de
pozo asociadas. La posición de la fuente 137Cs se modificó para facilitar la carga rápida de la fuente y
mejorar la precisión y la exactitud de las mediciones de densidad. La fuente 137Cs se carga desde el
costado del collar EcoScope, procedimiento que insume, en promedio, un tercio del tiempo necesario
para la carga con el método anular. Además, no existe fuente AmBe alguna para cargar. La posición de
la fuente 137Cs ha sido optimizada para incrementar las velocidades de conteo y mejorar la respuesta de
la densidad a ROP elevadas.30
El PNG produce los neutrones de alta energía necesarios para medir la porosidad neutrónica termal
(TNPH, por sus siglas en inglés), la mejor porosidad neutrónica termal (BPHI, por sus siglas en inglés) y
el parámetro sigma de la formación o volumétrico. Para lograr consistencia y compatibilidad
retroactiva, la respuesta TNPH de la herramienta EcoScope es similar a la respuesta TNPH de la
herramienta adnVISION (Densidad–Neutrón Azimutal) y estas dos mediciones mostraron buena
concordancia durante las pruebas. No obstante, dado que el PNG produce el quíntuplo de neutrones con
el triple de energía de la fuente AmBe, la medición TNPH de la herramienta EcoScope es
estadísticamente más precisa, provee una lectura más profunda de la formación y resulta menos afectada
por la rugosidad del pozo. Tanto las porosidades neutrónicas TNPH de la herramienta EcoScope como
las de la herramienta adnVISION exhiben los mismos efectos de densidad de la formación. Ésta es la
causa principal de las conocidas lecturas de porosidad neutrónica alta de la lutita.
La porosidad neutrónica termal de la herramienta EcoScope, TNPH, se ajusta a la medición TNPH de
la herramienta adnVISION, incluso en las lutitas densas, que son simuladas por la formación de alúmina
(extremo superior). La mejor porosidad neutrónica termal, BPHI, es una medición del IH que exhibe un
rango dinámico más amplio que la medición TNPH previa (extremo inferior) y proporcionará una lectura
más baja en las lutitas que la medición TNPH estándar
Debido a la mayor energía neutrónica y el incremento de la distancia del detector lejano con respecto
a la fuente neutrónica, las mediciones de la porosidad neutrónica de la herramienta EcoScope son más
influenciadas por la densidad de la formación que las mediciones adnVISION. En el cálculo BPHI, la
mayor parte de los efectos de la densidad se eliminan, lo que se traduce en una medición del IH que
posee un rango dinámico más amplio, es más precisa ante la existencia de altas porosidades y posee
efectos litológicos más limitados que la respuesta TNPH (Figura 32) La medición BPHI de la herramienta
EcoScope coincide con la respuesta TNPH en las zonas limpias y muestra mayor consistencia entre un
pozo y otro. Los datos de entrada requeridos para la corrección de la densidad BPHI, pueden obtenerse
ya sea a partir de la densidad de la fuente Cs o a partir de las mediciones NGD. Las mediciones de
neutrones avanzadas de la nueva herramienta LWD otorgan a los operadores más flexibilidad en lo que
respecta al diseño de los programas de adquisición de registros LWD. El PNG provee la opción de
eliminar las fuentes de adquisición de registros radioactivas químicas de toda la operación.
Figura 32. Comparación de las mediciones de porosidad neutrónica termal obtenidas con la herramienta adnVISION previa y la nueva herramienta Ecoscope.
7
La herramienta EcoScope incluye además una medición de la resistividad de la propagación, que
posee el mismo principio de medición que la herramienta de resistividad LWD de previa generación, la
herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada arcVISION. La medición se obtiene en dos
frecuencias diferentes—2 MHz y 400 kHz—utilizando dos receptores y cinco transmisores con
espaciamientos que oscilan entre 41 y 102 cm [16 y 40 pulg]. La similitud existente entre la medición de
la resistividad de la herramienta EcoScope y las de las herramientas previas, ofrece claras ventajas en lo
que respecta a la evaluación de formaciones y permite que la industria explote los avances existentes en
términos de modelado de la resistividad. En la herramienta EcoScope, las secciones de medición de la
resistividad y las secciones de mediciones nucleares se intercalan, lo que constituye una innovación
importante en cuanto al diseño que posibilitó la implementación del collar integrado más corto.
La interpretación de los datos de resistividad es mucho más compleja en los pozos altamente
desviados y horizontales que en los pozos verticales. Por este motivo, se ha dedicado un enorme
esfuerzo al desarrollo de técnicas de procesamiento de avanzada para la obtención de datos de
resistividad LWD, tales como la aplicación de técnicas de inversión para resolver la resistividad de la
formación verdadera (Rt) y mejorar el cálculo de las fracciones de volumen de fluidos presentes en el
yacimiento.31
La resistividad de la formación se puede combinar con las mediciones nucleares nuevas y
tradicionales de la herramienta EcoScope para generar una evaluación de formaciones integral y más
cuantitativa.
Ventajas y Desventajas en la Evaluación de la Perforación.
La herramienta LWD EcoScope adquiere datos de choques y vibraciones triaxiales, datos de presión
anular, datos de inclinación continua y datos de calibre ultrasónico y de densidad. Estas mediciones son
monitoreadas en tiempo real, lo que permite la evaluación constante del desempeño de la perforación y la
calidad del pozo.
El análisis de las vibraciones y choques de fondo de pozo resulta esencial para la optimización de las
operaciones de perforación y para la extensión de la vida útil de los componentes del BHA, incluyendo
barrenas, motores de fondo y sistemas LWD y MWD. En las herramientas MWD, los medidores de
deformación miden el esfuerzo de torsión mientras que los acelerómetros miden el choque axial y lateral,
lo que en conjunto permite el cálculo de la vibración.33
Los datos de las vibraciones ayudan a caracterizar
el mecanismo de vibración, o la combinación de mecanismos, que provocan los choques. Estos
mecanismos pueden incluir el rebote de la barrena, su atascamiento/deslizamiento, el giro de la barrena y
el giro del BHA. Una vez identificada la causa principal de la vibración, se pueden modificar los
procedimientos o los parámetros de perforación para corregir los problemas. Por ejemplo, la modificación
del peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés) o de la velocidad de rotación puede tener un
efecto enorme sobre las vibraciones. Las vibraciones también pueden ser reducidas modificando el BHA,
por ejemplo a través de la utilización de una barrena diferente o del agregado de ensanchadores a rodillo,
o modificando el sistema de inyección a través del incremento de la lubricidad del lodo. Los esfuerzos por
minimizar las vibraciones y los choques a menudo mejoran la ROP y la calidad del pozo.
La medición de la presión anular con la herramienta EcoScope ayuda a los perforadores y a los
ingenieros de perforación a identificar y evitar potenciales problemas de perforación.34
En ambientes de
perforación complejos, tales como los pozos de alcance extendido y de aguas profundas, los datos de
presión anular en tiempo real ayudan a manejar la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus
siglas en inglés). Manteniendo el valor de la ECD dentro de una ventana tolerable, los ingenieros de
perforación pueden prevenir los problemas de pérdida de circulación e inestabilidad del pozo. Estos
problemas pueden ocasionar costos superiores a los previstos y la pérdida potencial de un pozo.
Además, el monitoreo continuo de la presión anular provee información sobre suspensión de sólidos,
golpes de presión y presiones de flujo y oleada inicial, lo que fomenta la implementación de prácticas
específicas para optimizar adicionalmente las operaciones de perforación.35
Las mediciones del diámetro del pozo (calibre) obtenidas durante la perforación ofrecen
retroalimentación inmediata y crucial sobre la estabilidad del pozo y la forma del agujero. Los datos de
calibre también se utilizan para evaluar las condiciones del agujero antes de la entubación y para los
cálculos del volumen del pozo que se utilizan para estimar el volumen de cemento requerido.
Históricamente, ha sido difícil adquirir datos del tamaño del agujero a partir de una plataforma LWD
porque los medidores de calibre mecánicos, como los utilizados por las herramientas operadas con cable,
no resultan prácticos en el ambiente de perforación.
La herramienta EcoScope adquiere dos conjuntos de datos de calibre independientes. Dos sensores
ultrasónicos obtienen una medición de la separación de la herramienta, de 16 sectores, que se utiliza
para proveer el diámetro azimutal del pozo mientras rota el BHA. Cuando la herramienta se encuentra en
modo de deslizamiento, la medición se obtiene en direcciones opuestas, perpendiculares al eje de la
herramienta. También se genera una medición azimutal de calibre, de 16 sectores, a partir de la medición
de la separación de la herramienta, basada en la densidad, que se adquiere durante la rotación de la
columna de perforación. La medición del calibre basada en la densidad requiere la utilización de una
fuente de 137Cs.
Además de evaluar el desempeño de la perforación, el equipo de desarrollo de la herramienta
EcoScope se concentró en la colocación del pozo. Las necesidades de exploración hoy en día exigen
que los perforadores accedan a los objetivos de los yacimientos con precisión y eviten los riesgos de
perforación y producción y que lo hagan en forma eficiente. Dadas estas demandas, las mediciones MWD
más importantes están relacionadas con la posición del pozo. Los datos de azimut e inclinación del pozo
resultan cruciales para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos
para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de las mediciones LWD en tiempo real.36
Para un control direccional óptimo, las mediciones de la trayectoria del pozo deben obtenerse lo más
cerca posible de la barrena. La reducción del retraso de tiempo existente entre la adopción de acciones y
la visualización de los efectos cuantitativos de esas acciones, otorga retroalimentación inmediata a los
perforadores direccionales y mejora el control de la perforación. Por este motivo, la nueva herramienta
EcoScope mide la inclinación continua, a 2.1 m [7 pies] encima de la base del collar. Los datos de
orientación del agujero ahora llegan más rápido y son más relevantes con respecto a la posición de la
barrena, lo que se traduce en un mejor control de la perforación direccional.
Mediciones en el extremo de la barrena
El desarrollo de la herramienta LWD EcoScope ha acercado a la industria a la meta final de lograr un
proceso de evaluación de formaciones independiente del modo de operación de la herramienta. Esta
herramienta aumenta la eficiencia, mejora la seguridad y reduce la incertidumbre asociada con la
evaluación de formaciones para las compañías operadoras. El diseño integrado del collar unitario, el
incremento de las ROP’s admisibles y la operación más rápida de carga de la fuente mejoran la
eficiencia. El diseño del collar unitario y la eliminación de la fuente de AmBe reducen los requisitos de
manipuleo de herramientas y fuentes, además de mitigar los riesgos en términos de seguridad y medio
ambiente. Las nuevas mediciones nucleares LWD introducidas con la tecnología EcoScope emplean un
PNG accionado por una turbina de lodo de fondo de la herramienta MWD TeleScope. La tecnología
EcoScope ahora permite que la evaluación de formaciones cuantitativa tenga lugar mucho más cerca de
la barrena que con las herramientas LWD previas. Por otra parte, el programa de computación interactivo
EcoView, facilita la interpretación inmediata e integrada de los datos Ecoscope (Figura 33). Debido a
estas ventajas, la herramienta EcoScope está produciendo un impacto considerable en las regiones
productoras de petróleo a nivel mundial y ha sido corrida más de 100 veces en todo el mundo.
Desde el comienzo, el desarrollo del collar LWD EcoScope se basó en aportes de datos de la industria
de exploración y producción. La colaboración entre Japan Oil, Gas and Metals National Corporation y
Schlumberger ayudó a producir el primer dispositivo de medición de la porosidad basado en el PNG para
aplicaciones LWD. Los ingenieros y científicos de Schlumberger diseñaron un collar de mediciones
integrado que contribuye a la ejecución de operaciones de perforación más seguras y más eficaces. Los
equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras ahora reciben datos de evaluación de
formaciones y perforación de alta calidad, que se adquieren más cerca de la barrena que antes y los
operadores ya no tienen que esperar respuestas que, hasta no hace mucho, provenían solamente del
extremo de un cable eléctrico.
Figura 33. Programa de evaluación de formaciones independiente e integrado EcoView, desarrollado específicamente para la visualización y el análisis de datos EcoScope.
7
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de investigación.
En este proyecto de estudio, se ha realizado una investigación de tipo evaluativa, porque ésta
permitió evaluar la factibilidad Técnico-Económica del uso de la Herramienta de Registros ECOSCOPE,
bajo la Técnica LWD; contra las herramientas convencionales de registros, en los Pozos del Campo
Moporo Tierra.
El propósito de esta investigación es ser aplicada, pues el estudio realizado no sólo va ser tomado en
cuenta como base teórica, sino que de acuerdo a los resultados obtenidos serán llevados a la práctica
para la solución de los problemas del área en estudio, en este caso las disminución de los tiempos
productivos y de los costos totales asociados a la corrida de registros.
3.2. Nivel de la investigación.
Chamorro y Fernández, (1996) una investigación es de tipo descriptiva “cuando estudia situaciones,
eventos o procesos haciendo un análisis de sus características, propiedades y elementos constitutivos.
Valero, (1997) expresa que una investigación es descriptiva “cuando su objeto es describir
situaciones, hechos, sucesos y características con un alto grado de precisión”.
Sabino, (1994) expresa que la investigación descriptiva “propone conocer grupos homogéneos de
fenómenos, de acuerdo a criterios sistemáticos, para poner de manifiesto su comportamiento”.
Seguidamente señala que “no se ocupa de la verificación de hipótesis, sino de la descripción de hechos a
partir de un criterio o de una teoría previamente definida”.
Por lo tanto, esta investigación es de carácter descriptivo; y se llevó a cabo en tres (3) fases. Una
primera fase que permitió establecer una comparación, desde el punto de vista técnico, entre las
herramientas de registros convencionales y la herramienta de LWD, Ecoscope; definiendo las
características, bondades técnicas, principios de medición y posibles problemas operacionales entre
ambas técnicas de toma de registros.
La segunda fase consistió en determinar los tipos de registros tomados y la técnica de perfilaje
utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en el hoyo de producción de los pozos del área en estudio, para
poder definir los tiempos y los costos totales asociados a cada método de perfilaje.
Finalmente, se llevó a cabo una tercera fase que permitió comparar los costos actualizados, de los
tiempos asociados a la toma de registros, de las diferentes técnicas de perfilaje utilizadas en el hoyo de
producción en los pozos del área en estudio, lo cual permitió definir la factibilidad Técnico-Económica del
uso de la Herramienta de Registros ECOSCOPE, bajo la Técnica LWD en los Pozos del Campo Moporo
Tierra.
3.3. Diseño de la investigación.
Según Bavaresco, (1994) “la investigación documental es aquella que permite un conocimiento previo
o bien el soporte documental o bibliográfico vinculante al tema objeto de estudio, conociéndose los
antecedentes y quienes han escrito sobre el tema”.
Por consiguiente, el diseño de esta investigación será clasificado dentro del grupo de investigación de
campo documental, debido a que a través de esta se logró recabar directamente de la realidad y sin
manipular o controlar ninguna variable, en este caso la información de los datos generales del área en
estudio; las características, bondades técnicas, principios de medición y posibles problemas
operacionales entre la técnica de toma de registros convencionales y la herramienta de registros LWD,
Ecoscope; los tipos de registros tomados y la técnica de perfilaje utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en
el hoyo de producción de los pozos del área en estudio; y los costos actualizados, de los tiempos
asociados a la toma de registros, de las ambas técnicas de perfilaje. Todo ello, enmarcado bajo un
esquema bibliográfico y documental que contribuyo con la elaboración del marco teórico y el análisis de
los resultados obtenidos.
3.4. Población y muestra.
3.4.1. Población.
La población es el conjunto de elementos o unidades a las cuales se refiere la investigación y para el
cual serán validadas las conclusiones que se obtengan.
La población está conformada por 22 pozos (19 del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729 y 3 en
Franquera); de los cuales 6 son verticales y 16 inclinados; todos pertenecientes al área del campo
Moporo Tierra.
El campo Moporo Tierra, como se mencionó anteriormente, comprende las áreas de La Ceiba,
Franquera y el Bloque XII en Ceuta, específicamente el Área 8, parte sur, la cual tiene como principal
yacimiento el Eoceno B-Superior VLG-3729; este último como el más importante para el Campo. Por lo
que es importante mencionar, que solo se tomarán en cuenta para este estudio, los yacimientos del área
Franquera y el Eoceno B-Superior VLG-3729, porque son los que aportan más del 90% de producción
total del campo; y por otro lado, solo serán estudiados los pozos inclinados porque son los presentan
problemas durante la corrida de registros.
3.4.2. Muestra.
La muestra es una parte representativa de la población. El tipo de muestra seleccionado para la
investigación fue no probabilística ya que la elección estuvo sujeta a la decisión del investigador.
La muestra de la población para este proyecto de investigación, la constituye el pozo FRA-0003,
porque fue el pozo donde se probó la herramienta de registros bajo la técnica LWD, Ecoscope; y los
pozos inclinados (15, del TOM-010 al TOM-024) del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, porque
son los pozos donde se presentan los problemas en las corridas de registros.
3.5. Técnicas de recolección de datos.
Para alcanzar los objetivos propuestos en este proyecto, fue necesario implementar técnicas de
investigación que permitieran obtener y recopilar información sobre el problema en estudio. A
continuación se presentan las técnicas de recolección de datos utilizados en la investigación.
3.5.1. Observación documental.
Para esta investigación se hará uso de la observación documental la cual según Chamorro y
Fernández, (1996) “se basa en el estudio analítico de la documentación bibliográfíca, hemerográfica,
cartográfica e icnográfica referida al problema de investigación. Además expresa que este tipo de
observación permite al investigador economizar esfuerzos, ya que, a través de la revisión de la literatura,
se puede evitar repetir estudios ya realizados y validados.
Por ello, para esta investigación se hará uso de la información de los datos generales del área en
estudio; las características, bondades técnicas, principios de medición y posibles problemas
operacionales entre la técnica de toma de registros convencionales y la herramienta de registros LWD,
Ecoscope; los tipos de registros tomados y la técnica de perfilaje utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en
el hoyo de producción de los pozos del área en estudio; y los costos actualizados, de los tiempos
asociados a la toma de registros, de las ambas técnicas de perfilaje.
En este sentido, se procedió a la búsqueda de los datos referentes al área en estudio, que
contemplará todo lo relacionado a ubicación de los pozos, perfiles de pozos (LWD en memoria y Tiempo
Real, registros con guaya), y petrofísicos, entre otros; con la finalidad de seleccionar los pozos a analizar
en cada punto. Para ello se contó con la ayuda de los diferentes paquetes computarizados e información
de registros de pozos, entre los cuales se pueden mencionar los siguientes:
Discovery Geographix V 2007.1
La plataforma Discovery Geographix es un sistema de computación basado en Microsoft Windows,
que incorpora el manejo compartido de datos de interpretación geológica, petrofísica y geofísica.
En este sistema se pueden integrar varios módulos, herramientas y aplicaciones juntas para que un
equipo de desarrollo o de exploración, puedan trabajar juntos para organizar, examinar, filtrar e
interpretar fácilmente datos sísmicos y de pozos. El Release de Discovery 2007.1 es una suite de
productos que incorpora el manejo compartido de datos y herramientas de interpretación geológica,
petrofísica y geofísica.
Las aplicaciones ó módulos empleados en este estudio fueron las siguientes:
A) WellBase.
Es el administrador relacional de base de datos para data geológica de pozos, incluyendo información
de localización, topes de formación, fallas, surveys, DSTs y núcleos. WellBase permite importar y
exportar datos fácilmente. El proyecto puede ser multiplicado con datos de pozos a través de la
importación de archivos ASCII, a través de un spreadsheet (Spreadsheet Importer) o copiando
información del pozo dentro de la base de datos. El Administrador de Información de WellBase (WellBase
Information Manager) permite varias vistas de los mismos sets de datos usando una variedad de filtros.
En adición, las columnas estratigráficas pueden ser creadas; los símbolos de pozos y colores pueden ser
administrados en WellBase. Pueden ser generadas secciones seleccionando pozos de las capas de
mapas visualizadas y si los registros de pozos están disponibles la data puede ser vista para los pozos
seleccionados.
Se utilizó principalmente para visualizar los registros de guaya ó LWD que tenían los pozos en
estudio, al momento de realizar esta investigación.
B) PRIZM.
Es un comprensivo paquete diseñado para asistir a geocientíficos y petrofísicos en el análisis e
interpretación de datos de registros de pozos. PRIZM soporta data digital importante de numerosas
fuentes; provee vista y análisis de data integrada. PRIZM también permite análisis rápidos de data de
registros de pozos usando estándares industriales y algoritmos petrofísicos creados a la medida. Usando
PRIZM, las plantillas de registros pueden ser generadas para ser visualizados en el modulo de cross
section. Los registros de pozos y registros anotados pueden ser generados en PRIZM y exportados como
meta archivos para verlos en GeoAtlas.
Se usó para el despliegue de los distintos registros, visualizados en el estudio.
Centinela.
Es el visualizador de información de la producción petrolera de la corporación, ya que es el primer
producto a nivel mundial que tiene como objetivo principal el incrementar y afirmar las fortalezas
existentes en los procesos de petróleo y gas, con una alta capacidad de repuestas y así ser más flexible
y compatible operacionalmente, para satisfacer las distintas necesidades que puedan presentarse en el
negocio petrolero. Este programa funciona en una verdadera arquitectura Cliente/Servidor, con una
interfaz gráfica, amigable y adaptable a las necesidades requeridas en el mundo petrolero.
Estructura general: Centinela es un sistema corporativo, conformado por once (11) módulos, tal como se
observa en el diagrama siguiente:
De toda esa estructura, solo se utilizó el módulo pozo, el cual se explica a continuación:
Pozo
Facilita el control y seguimiento diario de los parámetros del comportamiento de producción de los
pozos, y mantiene la actualización de los datos históricos de sus pruebas y muestras.
Consolida los resultados contables del resto de los Módulos para realizar los balances oficiales de
crudo y gas. Adicionalmente posee una herramienta para calcular y mostrar gráficamente la declinación
de producción total y/o energética para cada uno de los yacimientos y/o segregaciones, durante un
período determinado. Este programa fue usado para la determinación de los datos de producción usados
en la presente investigación
Dims.
El programa DIMS (Data Information Management System) For Windows, de la empresa LANDMARK;
es un programa diseñado para operar con el sistema Windows de Microsoft que permite almacenar toda
la información inherente a las operaciones de perforación, completación y rehabilitación de pozos. El
sistema se alimenta desde terminales remotas ubicadas en cada uno de los taladros donde se ejecutan
las operaciones. Los supervisores o jefes de equipos introducen los datos y los transmiten a una base de
datos central la cual almacena la información de todas las áreas operacionales de la corporación con el
SEGURIDAD
ESTADISTICA
CENTINELA
GAS
AGUA
PETROLEO
SEILA
VAPOR
POZO
TABLA
fin de facilitar la búsqueda de información. Este programa fue utilizado para la obtención de los
parámetros operacionales, información y reportes diarios de perforación, como por ejemplo reportes de
lodo, entre otros.
En el caso de este estudio, se usó para la visualización de los sumario de operaciones de todos los
pozos del área en estudio, de donde se extrajo la información necesaria para el desarrollo del tercer
objetivo específico.
3.5.2. Observación directa.
Bavaresco, (1994) considera la observación directa como “la técnica de mayor importancia por cuanto
es la que conecta al investigador con la realidad, es decir, al sujeto con el objeto o problema”.
Para la realización de esta investigación se utilizó la observación directa como fuente complementaria
en la recolección de información. Esta técnica permitió establecer un análisis comparativo, entre las
bondades técnicas, principio de medición, posibles problemas operacionales, tiempo y costos totales de
la toma de registros convencionales y bajo la técnica LWD, con la herramienta Ecoscope.
3.6. Recursos.
3.6.1. Recursos humanos.
Se contó con el apoyo del personal que labora en la U.E. Moporo Tierra y de la gerencia de
Perforación de PDVSA OCCIDENTE; así como del personal de ventas y asesoramiento técnico de LWD,
de la empresa de servicios SCHLUMBERGER. Adicionalmente, se contó con la asesoría del tutor
académico, además de la correspondiente revisión de contenido por parte del personal docente de la
Universidad del Zulia.
3.6.2. Recursos financieros.
Este proyecto de investigación fue financiado por la Mision Ciencia a través del Fondo Nacional de
Ciencia, Tecnología e Innovación (FONACIT), dependencia del Ministerio del Poder Popular para Ciencia,
Tecnología e Industrias Intermedias.
3.6.3. Recursos materiales.
La información necesaria para el buen desarrollo de la investigación, fue recopilada de las bases de
datos de PDVSA, DIVISIÓN OCCIDENTE.
CAPITULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. Objetivo Específico Nº 1. Determinar los tipos de registros tomados y la técnica de perfilaje
utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en el hoyo de producción de los pozos del área en estudio.
Para cumplir con este objetivo, fue necesario revisar el resumen de operaciones de cada de los pozos
en estudio, en la base de datos de PDVSA, en este caso a través del programa DIMS 32; de la misma
manera, se utilizó la información de los informes postmorten y de las reuniones de completación de cada
pozo. A continuación se presentan los resultados de dicha revisión:
POZO TOM-010-ST
Luego de perforar el hoyo de producción, se decidió bajar el revestidor por lo múltiples problemas
operacionales y no tomar registros con guaya en el pozo, con el objetivo de garantizar la integridad del
hoyo. En ese caso, se decidió completar el mismo, con los registros de LWD de GR / Resistividad, los
cuales fueron realizados por la compañía de servicios Precisión Drilling, tomados después de perforar el
hoyo hasta 17688’.
POZO TOM-011-ST
Debido a los problemas operacionales presentados durante la perforación del hoyo (se perdió el hoyo
original), se decidió no tomar registros con guaya en el pozo, con el objetivo de garantizar la integridad
del hoyo. En ese caso, se decidió completar el mismo, con los registros de LWD de GR / Resistividad, los
cuales fueron realizados por la compañía de servicios Sperry Sun, después de perforar el hoyo hasta
17530’.
- 88 -
POZO TOM-012-ST
Debido a los múltiples problemas operacionales que ocurrieron durante la perforación del hoyo, se
decidió realizar los registros del pozo con LWD, una vez terminado de perforar el mismo. En este caso, se
realizó la corrida de registros con la compañía Sperry Sun, compuesto por GR / Resistividad / Densidad /
Sónico a una velocidad promedio de 120 PPH, sin problemas.
POZO TOM-013
En primer lugar y debido a los problemas operacionales que ocurrieron durante la perforación del hoyo,
se realizó un registro con LWD con la compañía Schlumberger, compuesto de GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón / Sónico, realizado después de la perforación del hoyo.
Luego se realizó una segunda corrida de registros, en este caso con guaya, en hoyo desnudo,
compuesta por las herramientas GR Espectral / ECS / Caliper de 6 Brazos, sin problemas. Después, se
realizó la segunda corrida de registros con guaya, en este caso, el registro de presiones, de los cuales se
pudieron tomar con éxito un total de 18 puntos.
POZO TOM-014-ST
Realizó primera corrida de registros con guaya con la compañía de servicios Halliburton, compuesta
por GR / Resistividad, con éxito; pero al intentar realizar la sección repetida observó sarta pegada,
intentando liberar con tensión varias veces sin éxito, por lo que se decidió realizar pesca enhebrada de la
herramienta de registro.
Luego, debido a los problemas operacionales ocurridos con los registros con guaya, se decidió
realizar una nueva corrida de registros, en este caso, con LWD con la compañía Sperry Sun; la cual
- 89 -
estuvo compuesta por GR / Densidad / Sónico / Caliper, presentándose varios puntos de apoyo y arrastre
que ameritó múltiples repasos del hoyo.
Después, se decidió realizar una segunda corrida de registros con guaya, en este caso, el registro
Caliper de 6 brazos, para determinar las condiciones del hoyo y evaluar la toma del registro de presión;
presentándose problemas de pega de la herramienta en los últimos 400’, por lo que se decidió sacar a
superficie y suspender el registro de presión planificado.
POZO TOM-015-ST
Se realizó el registro GR / Resistividad con LWD con la compañía Halliburton, luego de perforar el hoyo
hasta 17322’; después debido a los múltiples problemas operacionales (numerosos apoyos, arrastres y
altos torques), se intentó realizar otro registro con LWD, pero esta vez después de la perforación;
compuesto por GR / Densidad / Caliper / Sónico y Presiones, presentándose pérdida de señal del pulso
de MWD, por lo que se decidió sacar a superficie, realizar un viaje de limpieza y volver a bajar la
herramienta, logrando esta vez registrar sólo 800’ del hoyo y un punto de presión, debido a una nueva
falla de la herramienta (pérdida de señal).
POZO TOM-016
Se realizó el registro GR / Resistividad con LWD, con la compañía Halliburton, después de perforar el
hoyo hasta 16250’; luego con esta misma compañía de servicios se realizó una primera corrida de
registros con guaya constituida por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón observándose la sarta pegada
a la profundidad de 17246’ (solo se lograron registrar 300’ del hoyo), donde se encontraba la máxima
severidad del pozo, 3.26°, por lo que se procedió a realizar operaciones de pesca enhebrada de la
herramienta, pero durante las operaciones de pesca, se quedó en el fondo la herramienta de Resistividad
con los accesorios de la punta de la sarta (Longitud: 17.5 pies), logrando sacar a superficie sólo 66.5 pies
de la sarta original.
- 90 -
Luego, se decidió realizar un viaje de acondicionamiento del hoyo y posteriormente otra corrida de
registros con guaya, pero en este caso, se realizaron cambios en la configuración de la sarta de registros,
disminuyendo la longitud de la misma de 84’ a 56’, ya que esta vez solo se bajaron las herramientas de
registros GR / Caliper de 6 Brazos, para verificar la geometría del hoyo; sin embargo, nuevamente se
observó la sarta pegada, en este caso, a la profundidad de 16720’, teniéndose nuevamente que realizar
la pesca enhebrada de la herramienta, en este caso totalmente.
POZO TOM-017
Inicialmente, se realizó un registro GR / Resistividad con LWD, con la compañía de servicios
Weatherford, después de perforar el hoyo hasta 17599’. Seguidamente, la compañía Baker Atlas, realizó
la primera corrida de registros del pozo, en este caso se realizó con tubería, cuyo set de herramientas
constó de una sarta con una longitud de 120’, compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Registro de
presión, la cual se probó a nivel de la zapata del Rev. de 9-5/8”, pero la herramienta GR, perdió señal
unos pies más abajo, y después la de presión; por lo que se decidió terminar de realizar la corrida de
registros del pozo, solo con los registros de Resistividad y Densidad.
POZO TOM-018
Primeramente se realizaron los registros con LWD de GR / Resistividad, con la Empresa de Servicios
Weatherford, después de perforar el hoyo hasta 17147’; con el objetivo de optimizar la PT del pozo y de
afinar la ubicación de la falla encontrada en el pozo TOM-013 (Pozo vecino). Luego, se corrieron los
registros con guaya, perfilados por la empresa Baker Hughes; donde dicho perfilaje consistió en una
primera corrida compuesta por los registros GR / Resistividad / GR Espectral / Caliper de 6 Brazos.
En la primera corrida compuesta por el set descrito anteriormente, se observó que a nivel de 10500’
comenzaron a fallar las herramientas debido a problemas con el cable, por lo cual solo se pudo tomar
información de los registros Resistividad / Caliper bajando y GR / Caliper subiendo. Luego, debido a los
grandes derrumbes observados en el registro Caliper de 6 brazos, se decidió suspender la segunda
corrida de registros con guaya planificada (Densidad), y así minimizar riesgos operacionales, ya que
dicha herramienta tiene una alta superficie de contacto con la formación.
- 91 -
Seguidamente, se intentó realizar una segunda corrida de registros con guaya, en este caso, con el
registro de presión (RCI), logrando bajar hasta 17070' observando apoyos puntuales en varias
profundidades; y después de intentar tomar fallidamente la presión en el primer punto planificado (se
esperó alrededor de 7 minutos sin lograr la estabilización), se continuó con las operaciones de registro
con el propósito de seguir tomando información en las arenas siguientes, encontrando nuevamente
apoyos, y luego de realizar varios intentos de bajada de la herramienta, presentando altas tensiones, se
decidió sacarla a superficie debido a los altos riesgos de pega de la misma.
POZO TOM-019-ST
Debido a los problemas operacionales presentados durante la perforación del hoyo (se perdió el hoyo
original y se dejó un pez ubicado hacia la base de la Sub-unidad B-1.2), se decidió no tomar registros
con guaya, con el objetivo de garantizar la integridad del mismo. En ese caso, se decidió completar el
pozo con los registros de LWD de GR / Resistividad, los cuales fueron realizados por la compañía de
servicios Weatherford, después de perforar el hoyo hasta 17161’.
POZO TOM-020
Inicialmente, se realizó un registro GR / Resistividad con LWD, con la compañía de servicios
Schlumberger, durante toda la perforación del hoyo. Luego, la empresa Halliburton, ejecutó la primera
corrida de registros con guaya en el hoyo de producción, compuesta por los registros de GR /
Resistividad, ejecutada sin problemas.
Después, esta misma compañía de servicios intentó realizar una segunda corrida de registros con
guaya, esta vez compuesta por GR Espectral / Densidad / Neutrón, pero se quedó pegada la herramienta
durante el perfilaje subiendo; sin poder sacar en varios intentos, ante tal situación se decidió realizar la
pesca enhebrada de la misma, con éxito.
- 92 -
Ante los eventos con la compañía Halliburton descritos anteriormente, se decidió realizar un viaje de
acondicionamiento del hoyo y continuar con la corrida de registros; en este caso con la empresa
Schlumberger; todo ello tomando en cuenta que se tomaron varias medidas para evitar otra pega de la
herramienta, como lo es la disminución de la longitud de la sarta de 82’ a 28’, el incremento de la
velocidad de perfilaje de 2400 pie/hr a 3600 pie/hr y el acondicionamiento del lodo de perforación
agregando grafito y otros componentes que permitieran mejorar el revoque y así obtener un buen sello
entre el pozo y la formación.
En este sentido, se realizó la segunda corrida de registros compuesta por GR / Densidad / Neutrón, y
una tercera compuesta por GR Espectral / Caliper de 6 Brazos, ambas sin problemas. Luego se realizó
un viaje de acondicionamiento del hoyo y posteriormente el registro de Presión; donde en un principio se
tomaron 5 puntos válidos, pero se decidió cambiar la herramienta porque no se estaba logrando el sello
en forma óptima con la formación. Al cambiar la herramienta se intentó tomar 4 puntos de presión sin
éxito, porque no estabilizaron o no hizo sello la herramienta, y aunado a que se observó un aumento de
tensión, se decidió sacar a superficie.
POZO TOM-021-ST3
Primeramente se realizaron los registros con LWD de GR / Resistividad, con la empresa de servicios
Schlumberger, durante la perforación del hoyo; con el objetivo de optimizar la PT del pozo. Luego, la
compañía Baker Atlas, intentó realizar la primera corrida de registros con guaya, compuesta por GR /
Resistividad / Caliper, sin éxito; ya que la herramienta no pasó de la profundidad de 15700’; pudiendo
registrar solo 200’ por debajo de la zapata del revestidor de 9-5/8”.
Por lo antes expuesto se decidió realizar la corrida de registros con tubería, en este caso, compuesto
por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón / GR Espectral / Caliper de 6 Brazos; realizándose la misma
sin problemas. Luego, se realizó un viaje de acondicionamiento al hoyo y posteriormente el registro de
Presión nuevamente con tubería; donde se tomaron 16 puntos con éxito.
- 93 -
POZO TOM-022-ST4
Debido a los múltiples problemas que se presentaron durante la perforación del hoyo de producción, y
al exceso de tiempo (334 días reales contra 125 días planificados) que representó la construcción del
pozo; se decidió suspender las corridas de registros planificadas y realizar la evaluación petrofísica y
selección de cañoneo en base al registro GR/Resistividad obtenido bajo la técnica LWD, realizado por la
compañía Schlumberger durante la perforación del hoyo.
POZO TOM-023-ST
Inicialmente, se realizó un registro GR / Resistividad con LWD, con la compañía de servicios
Weatherford, durante la perforación del hoyo; donde se visualizó poca atenuación en la curva de GR y
bajos valores de resistividad (menores a 50 Ohm-m, cuttoff del área), observándose poca prospectividad
en la sección del hoyo perfilada; razón por la cual se decidió realizar una corrida de registros con guaya
de GR / Resistividad, con la Compañía de Servicios Halliburton, que arrojó mejores resultados en cuanto
a la respuestas de las curvas; sin embargo, persistió la baja prospectividad de la sección, por lo que se
decidió profundizar el pozo hasta la unidad B-4 (estaba planificado solo llegar hasta la Unidad B-1).
La profundización del pozo se llevó a cabo en dos (2) fases; la primera hasta el tope de B-4, donde se
realizó una corrida de registros con guaya, compuesta por GR / Caliper de 6 Brazos y una segunda
corrida con tubería, en este caso, el registro de Presión, donde se lograron tomar 17 puntos sin
problemas.
Seguidamente se reinició la profundización del pozo, en su segunda fase, llegando hasta la base de la
unidad B-4, logrando terminar el hoyo de 8-1/2”, con una inclinación de 37.56°. Luego, se logró realizar
una corrida de registros compuesta por GR / Resistividad / Caliper / Densidad / Neutrón con tubería; y
otra corrida adicional con el registro de presión, donde se lograron tomar 5 puntos con éxito. Es
importante mencionar, que en ambas fases se realizó un registro de GR / Resistividad con LWD, durante
la perforación del hoyo.
- 94 -
POZO TOM-024-ST
No se realizaron los registros con LWD de GR / Resistividad, porque la información de los pozos
vecinos permitió optimizar la PT del pozo sin la necesidad de dicho registro. Por lo que, luego de la
perforación del hoyo, la compañía Schlumberger, realizó dos corridas de registros con guaya con éxito y
sin problemas; la primera corrida compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón / Caliper de 6
Brazos, y la segunda por el registro de presión, logrando tomar con éxito 10 puntos.
POZO FRA-003
Inicialmente los registros de este pozo se habían planificado con guaya o tubería, una vez perforado el
hoyo de producción, pero debido a los múltiples problemas operacionales que se han presentado en los
pozos inclinados del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, donde se han tenido distintos problemas
por pega de la sarta de registros y/o imposibilidad de realizar los registros planificados, teniendo que
completar el pozo con solo la información de GR / Resistividad obtenida de la herramienta LWD
convencional; el Departamento de Desarrollo de Yacimientos de Tierra Este Liviano, decidió obtener los
registros del pozo a través de la herramienta ECOSCOPE de la compañía de servicios
SCHLUMBERGER, bajó la técnica LWD.
Esta herramienta, como se comentó anteriormente, permite obtener los principales registros para
realizar una evaluación petrofísica convencional como lo son GR / Resistividad / Densidad Neutrón, esto
permitió obtener la información de registros del hoyo mientras se perforaba, minimizando la entrada con
guaya al pozo y los tiempos asociados a dicha actividad. Adicionalmente también se pueden obtener los
registros de Espectroscopía y un Caliper a partir del registro de Densidad como se comentó
anteriormente.
Por otro lado, tomando en cuenta que la herramienta ECOSCOPE se utilizaba por primera vez en los
pozos del área y dada la necesidad de establecer un control de calidad (al igual que en los registros con
guaya ó tubería) sobre la información obtenida a partir de dicha herramienta, se decidió realizar una
sección repetida sobre los intervalos registrados, aprovechando que se hizo un cambio de la herramienta,
porque se cambió la sarta de perforación, y de igual forma aprovechar la toma del registro Caliper a partir
- 95 -
del Densidad, en aquellas zonas donde no se pudo obtener, por el efecto stick slip que se mencionará
más adelante; los resultados de esa sección repetida se muestran a continuación:
Dicha sección repetida se realizó en el intervalo de 15000’-15400’, observándose un mismo patrón de
comportamiento entre las distintas curvas de los registros.
Por otro lado, con respecto al registro de presión planificado, se decidió realizarlo con guaya,
intentando bajar la herramienta tres veces a diferentes velocidades sin éxito, no logrando pasar de 14830'
(por debajo de la zapata del revestidor de 9 5/8"), observando sarta pegada en el tercer intento
tensionando hasta 4500 lbs, logrando afortunadamente liberar con mucha dificultad; suspendiéndose la
toma del registro de presión.
No obstante, es importante mencionar, que se buscó la forma de tomarlo bajó la técnica LWD debido a
las mismas razones de los otros registros; en ese caso con la herramienta STETHOSCOPE de la misma
compañía SCHLUMBERGER; pero debido a limitaciones administrativas por la falta de contrato para esta
herramienta, no se pudo probar en este pozo.
GR RESISTIVIDAD DENSIDAD NEUTRÓN
SE
CC
IÓN
RE
PE
TID
A
SE
CC
IÓN
R
EP
ET
IDA
SE
CC
IÓN
RE
PE
TID
A
SE
CC
IÓN
PR
INC
IPA
L
SE
CC
IÓN
PR
INC
IPA
L
SE
CC
IÓN
PR
INC
IPA
L
- 96 -
Sin embargo, se recomienda continuar los esfuerzos por probar la toma de registros de presión bajo la
técnica LWD, ya que como puede observarse en la Figura 34, solo a 5 de los 16 pozos en estudio del
área, se le han podido tomar registros de presión, que representa tan solo un 45% del total; debido a
múltiples razones tales como pega de la herramienta de toma de presiones ó de otros registros que
conllevaron a la eliminación de la corrida de registros de presión, así como por múltiples problemas
operacionales durante la perforación del hoyo que conllevaron a la suspensión de los registros del pozo,
tal y como se ha comentado desde un principio en la redacción de este objetivo.
5
11
0
2
4
6
8
10
12
N°
DE
PO
ZOS
Pozos Con Registro de
Presión
Pozos Sin Registro de
Presión
En este mismo orden de ideas, cabe destacar el hecho que del total de 16 pozos inclinados del área en
estudio, solo un 50% de los mismos se ha logrado perfilar con guaya ó tubería, tal y como puede
observarse en la Figura 35; quedando el resto solo con la información de los registros GR / Resistividad
del LWD, teniendo que seleccionar los intervalos de cañoneo de acuerdo a una data muy reducida y por
supuesto generando mayor incertidumbre sobre la escogencia de las mejores zonas productoras.
Figura 34. Estadística de los Pozos con y sin Registro de Presión del área en estudio.
- 97 -
De la misma manera, de los 8 pozos que tiene registros con guaya y/o tubería, la mayoría (5) se han
registrado solo con guaya, el resto se perfiló solo con tubería (2) ó con ambas técnicas de perfilaje (1), lo
cual puede observarse en la Figura 36.
2
5
10
1
2
3
4
5
N°
DE
PO
ZOS
Pozos Perfilados
Con Tubería
Pozos Perfilados
Con Guaya
Pozos Perfilados
Con Guaya y
Tubería
Para finalizar lo concerniente al cumplimiento del segundo objetivo especifico, a continuación se
muestra una tabla resumen con la técnica de perfilaje utilizada (con guaya, tubería ó LWD) en el hoyo de
producción de los pozos del área en estudio:
Figura 36. Tipos de técnicas utilizadas en la toma de registros de los pozos del área en estudio.
Figura 35. Distribución de las Técnicas de guaya y/o tubería para la toma de registros de los pozos del área en estudio.
8 8
0
1
2
3
4
5
6
7
8
N°
DE
PO
ZOS
Pozos Perfilados Con
Guaya y/o Tubería
Pozos Perfilados Solo
Con LWD
- 98 -
POZOInclinación
a la PT
TIPO DE REGISTRO
(GUAYA Ó LWD)HOYO REGISTRO COMENTARIOS
TOM-010-ST 41° LWD PROD. 8-1/2" GR / ResistividadUNA VEZ QUE SE TERMINÓ DE PERFORAR EL HOYO, SE TUVO QUE BAJAR REVESTIDOR POR
LOS MÚLTIPLES PROBLEMAS OPERACIONALES DURANTE LA PERFORACIÓN.
TOM-011-ST 41° LWD PROD. 8-1/2" GR / Resistividad
DEBIDO A LOS PROBLEMAS OPERACIONALES PRESENTADOS DURANTE LA PERFORACIÓN
DEL HOYO (SE PERDIÓ EL HOYO ORIGINAL), SE DECIDIÓ NO TOMAR REGISTROS CON
GUAYA EN EL POZO CON EL OBJETIVO DE GARANTIZAR LA INTEGRIDAD DEL HOYO.
TOM-012-ST 43º LWD PROD. 8-1/2"GR / Resistividad /
Densidad / Sónico
DEBIDO A LOS PROBLEMAS OPERACIONALES PRESENTADOS DURANTE LA PERFORACIÓN
DEL HOYO, SE DECIDIÓ REALIZAR LOS REGISTROS GR / RESISTIVIDAD / DENSIDAD / SÓNICO
CON LWD LUEGO DE TERMINAR DE PERFORAR EL POZO.
LWDGR / Res. / Dens. /
Neutron / Sónico
GR Spectral / ECS /
Caliper de 6 Brazos
Reg de Presión.
LWDGR / Densidad /
Sónico / Caliper
GR / Resistividad
Caliper de 6 Brazos
GR / Resistividad
GR / Densidad /
Sónico / Caliper
LWD GR / Resistividad
GR / Res. / Dens. /
Neutron
GR / Caliper de 6
Brazos
LWD GR / Resistividad
Tubería Resistividad / Densidad
LWD GR / Resistividad
GR / Resistividad / Gr
Spectral /
Caliper de 6 Brazos
Reg de Presión.
PROD. 8-1/2"
Guaya
PROD. 8-1/2"
TOM-018 43°
TOM-013 45°
Guaya
34° PROD. 8-1/2"
TOM-016
TOM-014-ST
TOM-017
TOM-015-ST
SE REALIZÓ EL REGISTRO GR-RESISTIVIDAD CON LWD, DURANTE LA PERFORACIÓN DEL
HOYO; LUEGO DEBIDO A LOS MÚLTIPLES PROBLEMAS OPERACIONALES SE INTENTÓ
REALIZAR OTRO REGISTRO CON LWD EN DOS OCASIONES, PERO ESTA VEZ DESPUÉS DE
LA PERFORACIÓN; COMPUESTO POR GR / D
EN LA REALIZACIÓN DE LA PRIMERA CORRIDA DE LOS REGISTROS CON GUAYA SE QUEDÓ
PEGADA LA HERRAMIENTA GR / RESISTIVIDAD. LUEGO SE REALIZÓ UNA CORRIDA CON
LWD DEBIDO A LOS PROBLEMAS CON LA PRIMERA CORRIDA CON GUAYA, ESTA
PRESENTÓ VARIOS PUNTOS DE APOYO Y ARRAS
DEBIDO A LOS PROBLEMAS OPERACIONALES QUE OCURRIERON DURANTE LA
PERFORACIÓN DEL HOYO, SE REALIZÓ UN REGISTRO CON LWD, COMPUESTO DE GR /
RESISTIVIDAD / DENSIDAD / NEUTRÓN / SÓNICO, DESPUÉS SE REALIZARON DOS CORRIDAS
DE REGISTROS CON GUAYA CON ÉXITO, LA PRIM
SE REALIZÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO.
SEGUIDAMENTE, SE REALIZÓ UN REGISTRO CON TUBERÍA, CUYO SET DE HERRAMIENTAS
CONSTÓ DE UNA SARTA CON UNA LONGITUD DE 120’, COMPUESTA POR GR / RESISTIVIDAD
/ DENSIDAD / REGISTRO DE PRESI
SE CORRIÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO SE
REALIZÓ LA PRIMERA CORRIDA DE REGISTROS CON GUAYA, COMPUESTA POR GR /
RESISTIVIDAD / GR SPECTRAL / CALIPER DE 6 BRAZOS. SE OBSERVÓ QUE COMENZARON A
FALLAR LAS HERRAMIENTAS DEBIDO A
SE CORRIÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO. EN LA
REALIZACIÓN DE LA PRIMERA CORRIDA DE LOS REGISTROS CON GUAYA COMPUESTA
POR GR / RESISTIVIDAD / DENSIDAD / NEUTRÓN SE PEGÓ LA HERRAMIENTA, AL IGUAL QUE
EN LA SEGUNDA CORRIDA, EN E
29°
LWD
Guaya
PROD. 8-1/2"
PROD. 8-1/2"
PROD. 8-1/2"
40°
47°
Guaya
- 99 -
POZOInclinación
a la PT
TIPO DE REGISTRO
(GUAYA Ó LWD)HOYO REGISTRO COMENTARIOS
TOM-019-ST 46° LWD PROD. 8-1/2" GR / Resistividad
DEBIDO A LOS PROBLEMAS OPERACIONALES PRESENTADOS DURANTE LA PERFORACIÓN
DEL HOYO (SE PERDIÓ EL HOYO ORIGINAL), SE DECIDIÓ NO TOMAR REGISTROS CON
GUAYA EN EL POZO CON EL OBJETIVO DE GARANTIZAR LA INTEGRIDAD DEL HOYO.
LWD GR / Resistividad
GR / Resisitividad
GR / Densidad /
Neutrón
GR Spectral / Caliper
de 6 Brazos
Reg de Presión.
LWD GR / Resistividad
GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón /
GR Spectral / Caliper
Reg. de Presiones
TOM-022-ST4 29° LWD PROD. 4-1/2" GR / Resisitividad
DURANTE EL VIAJE DE ACONDICIONAMIENTO SE QUEDÓ PEGADA LA SARTA Y SE PERDIÓ
EL HOYO. DEBIDO A LOS PROBLEMAS OPERACIONALES CON EL PRIMER HOYO SE DECIDIÓ
NO CORRER REGISTROS CON GUAYA.
LWD GR / Resisitividad
GR / Resisitividad
GR / Caliper de 6
Brazos (1era fase)
Registro de Presiones
(1era fase)
GR / Resisitividad /
Densidad / Neutron /
Caliper de 6 Brazos.
(2da fase)
Registro de Presiones
(2da fase)
LWD GR / Resisitividad
GR / Resistividad /
Densidad / Neutron /
Registro de Presiones
FRA-003 21º LWD PROD. 8-1/2"
GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón /
ECS / Caliper del
Densidad
SE UTILIZÓ LA HERRAMIENTA ECOSCOPE DE LA COMPAÑÍA DE SERVICIOS
SCHLUMBERGER, BAJÓ LA TÉCNICA LWD; LA CUAL PERMITIÓ OBTENER LOS
PRINCIPALES REGISTROS PARA REALIZAR UNA EVALUACIÓN PETROFÍSICA
CONVENCIONAL COMO LO SON GR / RESISTIVIDAD / DENSIDAD NEUTRÓN, ES
SE CORRIÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO. REALIZÓ
DOS CORRIDAS DE REGISTROS CON GUAYA CON ÉXITO Y SIN PROBLEMAS; LA PRIMERA
CORRIDA COMPUESTA POR GR / RESISTIVIDAD / DENSIDAD / NEUTRÓN / CALIPER DE 6
BRAZOS Y LA SEGUNDA POR EL
SE CORRIÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO. EJECUTÓ
LA PRIMERA CORRIDA DE REGISTROS CON GUAYA EN EL HOYO DE PRODUCCIÓN,
COMPUESTA POR LOS REGISTROS DE GR / RESISTIVIDAD, SIN PROBLEMAS. INTENTÓ
REALIZAR UNA SEGUNDA CORRIDA DE RE
SE CORRIÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO, Y DEBIDO
A QUE SE VISUALIZÓ POCA PROSPECTIVIDAD EN LA SECCIÓN DEL HOYO PERFILADA; SE
DECIDIÓ REALIZAR UNA CORRIDA DE REGISTROS CON GUAYA DE GR / RESIS. PERÓ
PERSISTIÓ LA BAJA PROSPECT
TOM-020
TOM-021-ST3 39°
TOM-024-ST 15º
TOM-023-ST 38°
SE CORRIÓ EL REGISTRO GR / RES. CON LWD PARA OPTIMIZAR LA PT DEL POZO. EN LOS
REGISTROS CON GUAYA COMO NO PASÓ LA HERRAMIENTA SE DECIDIÓ CORRERLOS CON
TUBERÍA. REALIZANDOSE DOS CORRIDAS CON ÉXITO, UNA COMPUESTA POR GR /
RESISTIVIDAD / DENSIDAD / NEUTRÓN /Tubería
Tubería
Guaya
29° PROD. 8-1/2"
PROD. 8-1/2"
PROD. 8-1/2"
Guaya
Guaya
PROD. 8-1/2"
- 100 -
4.2. Objetivo Específico Nº 2. Establecer un análisis comparativo, entre las bondades técnicas,
principios de medición y posibles problemas operacionales de las herramientas de registros
convencionales y la herramienta de registros de la técnica LWD, ECOSCOPE.
Para realizar esta comparación, es necesario cumplir con varias premisas que permitan que la misma
sea representativa para el objeto de esta investigación; en este sentido, tomando en cuenta que los
pozos en estudio tienen hoyos de producción de distintas longitudes, ya que hay pozos que se perforaron
hasta la base de la Unidad Estratigráfica B-1 y otros a la de la Unidad B-4; se realizó una sub-división de
la siguiente manera:
En este sentido, en las Figuras 38 y 39, se muestran las longitudes de los hoyos de producción de los
pozos en estudio, de acuerdo a dicha subdivisión; en dichas gráficas se observa una longitud promedio
de 707’ para los pozos perforados hasta la base de la Unidad B-1 (el TOM-022 presenta una notable
diferencia con respecto a los otros porque se perforó hasta la Sub-unidad B-1.3 por la baja prospectividad
por debajo de la misma); y de 2170’ para los pozos perforados hasta la base de la Unidad B-4.
GRUPO Nº 1: POZOS A B-1 GRUPO Nº 2: POZOS A B-4
TOM-020 TOM-010-ST2
TOM-021-ST2 TOM-011-ST
TOM-022-ST3 TOM-012-ST
TOM-024-ST TOM-013-ST
-
TOM-014
TOM-015-ST
TOM-016
TOM-017
TOM-018
TOM-019-ST
TOM-023-ST
FRA-003
TOTAL POZOS A B-1 = 4 TOTAL POZOS A B-4 = 12
Figura 37. Distribución de Pozos por Unidad Estratigráfica.
- 101 -
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
TOM-020 TOM-021-ST2 TOM-022-ST3 TOM-024-ST
83
8
75
8
52
2 71
0
ES
PE
SO
R D
E L
A S
EC
CIÓ
N (P
ies
)
POZOS A LA UNIDAD B-1
0
500
1000
1500
2000
2500
2167
2403
2494
2081
2390
2434
1911
1843
1876
1989
2279
2171
ES
PE
SO
R D
E L
A S
EC
CIÓ
N (P
ies)
POZOS A LA UNIDAD B-4
Sin embargo, se redimensionó el plan de explotación, perforando primero pozos a B-1, para drenar
dicha Unidad y disminuir la presión de la misma, ya que es mayor que en la Unidad B-4, lo cual será
demostrado más adelante. Este redimensionamiento, fue debido a todos los problemas operacionales
Figura 38. Longitud de los hoyos de producción de los pozos en estudio perforados hasta la unidad B-1.
Figura 39. Longitud de los hoyos de producción de los pozos en estudio perforados hasta la unidad B-4.
- 102 -
que se han presentado en la perforación de los pozos del área, donde se han tenido que hacer varios
desvíos, causados principalmente a la diferencia de presiones entre ambas unidades.
Para demostrar lo expuesto anteriormente, se graficaron las presiones de cada Unidad, pero en este
caso discretizándolas por las regiones más importantes del yacimiento, como lo son las regiones 1 y 3,
debido a que son las regiones que agrupan la mayor producción del yacimiento (más del 99%, de
acuerdo a los datos suministrado por el Departamento de Producción de la Unidad; tomando en cuenta
que el yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729, hasta la completación del pozo TOM-024, producía
50500 BNPD en diciembre de 2008, de los cuales 50200 BNPD pertenecen a estas regiones, y los otros
300 BNPD corresponden al pozo TOM-017, el único activo de la región 6); y debido a que tienen distintos
mecanismos de empuje de yacimiento, como lo son gas en solución y empuje hidráulico,
respectivamente; ambos en combinación con el empuje por expansión roca fluido.
En este sentido, en la Figura 40, puede observarse el comportamiento de presión de ambas unidades
a nivel de la región 1 del yacimiento VLG-3729, donde se nota primero una notable caída de presión
desde la perforación del primer pozo, TOM-008 en Agosto de 2001 con 7946 Lpca para B-1 y 7103 Lpca
para B-4, hasta las últimas mediciones de presión; TOM-024-ST en Septiembre de 2008 con 5365 Lpca
para la Unidad B-1 y TOM-023-ST en Abril de 2008 con 4942 Lpca para la Unidad B-4, en este último
caso, debido principalmente a que los primeros pozos de esta región fueron completados en dicha
Unidad.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
TOM-008, Ago 2001
TOM-020, Ago 2007
TOM-021-ST2, Sep 2007
TOM-023-ST; Abril 2008
TOM-024-ST; Sep 2008
74
96
59
77
59
74
65
27
53
65
PRESIONES EN LA UNIDAD B-1, REGIÓN 1
PRES
IÓN
AL
DA
TUM
(Lpc
a)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
TOM-008, Ago 2001
TOM-012-ST, Ago 2006
TOM-014, Ago 2006
TOM-015-ST, Ago 2006
TOM-023-ST, Abril 2008
71
03
58
60
52
03
52
66
49
42
PRESIONES EN LA UNIDAD B-4, REGIÓN 1
PR
ESIÓ
N A
L D
ATU
M (L
pca
)
Así mismo, se observa una diferencia notable entre la última presión medida en la Unidad B-1 y la de
la Unidad B-4, a nivel de esta región; para lo cual se muestra la Figura 41 que permite visualizar de mejor
Figura 40. Presiones de los pozos de la región 1 a nivel de B-1 y B-4.
- 103 -
manera dicha diferencia. Esto representa, como se comentó anteriormente, la mayor causa por la cual se
han tenido problemas durante la construcción de los pozos del área en estudio.
4000
4500
5000
5500
6000
TOM-024-ST;
Sep 2008
TOM-023-ST,
Abril 2008
5365 Lpca, B - 1 4942 Lpca,
B - 4
PRES
IÓN
AL
DA
TUM
(Lpc
a)
Por otra parte, en la Figura 42, puede observarse el comportamiento de presión de ambas unidades a
nivel de la región 3 del yacimiento VLG-3729, donde se nota primero un mantenimiento de la presión
desde la perforación del primer pozo, TOM-007 en Octubre de 2001 con 7694 Lpca en B-1 y 7047 Lpca
en B-4, hasta las últimas mediciones de presión; TOM-013-ST en Junio de 2005 con 7079 Lpca para la
Unidad B-1 y TOM-010-ST2 en Abril de 2006 con 6239 Lpca para la Unidad B-4 (mediante una prueba de
presión estática); debido principalmente al empuje hidráulico que se ha identificado en esta región del
yacimiento.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
TOM-007, Oct 2001
TOM-013-ST, Junio 2005
76
94
70
79
PRESIONES EN LA UNIDAD B-1, REGIÓN 3
PR
ESIÓ
N A
L D
ATU
M (L
pca
)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
TOM-007, Oct 2001
TOM-013-ST, Junio 2005
TOM-010-ST2, Abril 2006
70
47
62
39
56
22
PRESIONES EN LA UNIDAD B-1, REGIÓN 3
PR
ESIÓ
N A
L D
ATU
M (L
pca
)
Figura 41. Comparación de los últimos datos de Presiones de la región 1 a nivel de B-1 y B-4.
Figura 42. Presiones de los pozos de la región 3 a nivel de B-1 y B-4.
4
- 104 -
Así mismo, se observa poca diferencia entre la última presión medida en la Unidad B-1 y B-4 a nivel de
esta región, para lo cual se muestra la Figura 43 que permite visualizar de mejor manera dicha diferencia.
Por otra parte, cuando se visualizan por primera vez los registros de LWD, normalmente se percibe
que no son exactamente iguales a los datos a los que se esta acostumbrado a ver en los registros
eléctricos con guaya convencionales. Esto provoca diversas reacciones, pero siempre requiere de
bastante explicación y comparación para dejar totalmente claro exactamente como y por que, los datos
adquiridos por LWD pueden parecer diferentes a los de registros eléctricos con guaya.
En este sentido, para resaltar algunos de los problemas y preocupaciones que se pueden encontrar al
manejar ambos datos, por lo que a continuación se describirán cada uno de ellos en función de tres
aspectos importantes: bondades técnicas, principios de medición y posibles problemas operacionales de
las herramientas.
Figura 43. Comparación de los últimos datos de Presiones de la región 3 a nivel de B-1 y B-4.
- 105 -
4.2.1. Bondades Técnicas.
Aplicaciones en la Construcción de Pozos.
Para explicar las aplicaciones de ambas técnicas de perfilaje, es necesario recurrir a los orígenes e
historia de ambas. En ese sentido, desde el descubrimiento del petróleo por el coronel Drake en 1869,
y antes del advenimiento de los perfiles de pozos, la industria petrolera dependía casi exclusivamente
de la descripción y análisis de núcleos y muestras de canal, que los geólogos hacían a boca de pozo,
para seleccionar los intervalos a completar. Estas eran tareas laboriosas que exigían dedicación y
sacrificio por parte del geólogo, sobre cuyos hombros descansaba la responsabilidad de decidir la
completación o abandono del pozo.
Inicialmente la perforación se realizaba por el método de percusión, el cual permitía, por su lentitud
relativa y por aportar buen muestreo de las rocas penetradas, un buen control geológico de las
formaciones afectadas. Con el desarrollo de la perforación rotatoria los ripios de perforación pasaron a
ser más fragmentados, dificultando la descripción del subsuelo y haciendo más necesaria la toma de
núcleos continuos para medir porosidad y permeabilidad de las rocas del reservorio. Esta situación
perduró hasta los años treinta, época en la que el perfilaje de pozos pasa a ser una técnica
complementaria del geólogo en la descripción del subsuelo.
Casi al mismo tiempo que Drake hacía su descubrimiento revolucionario del petróleo en 1869, Lord
Kelvin hacía interpretaciones de flujo de calor del subsuelo en Inglaterra, en pozos muy someros,
mediante la medición de temperatura en profundidad. Esta es la primera actividad documentada en la
literatura de medición de propiedades de las rocas por medio de un instrumento bajado en un pozo.
En 1919 Conrad Schlumberger, físico francés, y su hermano Marcel, ingeniero mecánico, crearon
una pequeña empresa para aplicar a la prospección minera los principios de medidas de resistividad
aparente que ellos venían desarrollando experimentalmente desde 1912. De esta manera se sentaron
las bases de dos disciplinas que, con el correr del tiempo, llegarían a jugar papeles muy importantes en
la exploración del subsuelo, como lo son los métodos potenciales de superficie y los registros de pozos.
- 106 -
En 1921 Marcel realizó varias medidas de resistividad en unos pocos pies del fondo de un pozo
somero de exploración de carbón, siendo éste el primer registro corrido en un pozo. La siguiente
operación de esta clase la realizó H. G. Doll el 5 de Septiembre de 1927 en el campo de Pechelbronn,
Francia, en la cual las medidas de resistividad se registraron en un gráfico, dándose origen al primer
perfil eléctrico del subsuelo.
Por otra parte, las primeras mediciones LWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de
1980 para identificar los estratos penetrados y, en muchos casos, para confirmar la posición de la
barrena con respecto a la formación, en lugar de basarse únicamente en la profundidad medida. Esta
capacidad facilitó la implementación de cambios en la trayectoria del pozo para sortear peligros y
penetrar el yacimiento objetivo.11
La tecnología LWD servía además como forma alternativa de adquirir datos de formaciones básicos
en zonas en las que la adquisición de registros con herramientas operadas con cable resultaba
dificultosa, tales como en pozos altamente desviados y horizontales, o en pozos con hoyos
problemáticos. Otro objetivo importante de la técnica de registrar el pozo durante la perforación era
medir las propiedades de los fluidos de formación antes de que el proceso de perforación
(particularmente la invasión de los fluidos de perforación) perturbara significativamente el yacimiento,
en la zona vecina al pozo, pero esto será explicado a detalle más adelante.
Transmisión de datos.
En el caso de los registros con guaya, la transmisión de datos se hace a través de la misma, por medio
de cables conductores que transportan las señales de corriente desde las herramientas de perfilaje en el
pozo hasta la superficie. Por otro lado, en cuanto a las herramientas de LWD, la progresión tecnológica
de la obtención de mediciones durante la perforación ha sido constante, pero se ha visto un tanto limitada
por las dificultades que implica la transmisión de datos a la superficie en el ambiente del pozo.
Normalmente, los datos analógicos de los sensores LWD son convertidos en datos binarios en el fondo
del pozo. A través de la utilización de un mecanismo de restricción del flujo en la corriente de flujo del
fluido de perforación, los datos son transmitidos mediante la generación de pulsos de presión positivos o
- 107 -
negativos. Estos pulsos de presión que se transmiten a través de la columna de lodo, en el interior de la
columna de perforación, son leídos en la superficie por los sensores de presión y luego son registrados y
procesados.
Otro tipo de mecanismo de transmisión de datos en la técnica LWD, utiliza válvulas rotativas con un
modulador que genera una onda de presión continua para transmitir la información. Los avances
recientes registrados en esta tecnología se tradujeron en velocidades de transmisión de datos que llegan
a cuadruplicar el promedio de la industria y son mucho menos susceptibles al ruido de las operaciones de
perforación y las bombas de lodo, y a las pérdidas de velocidad de los motores de fondo. Esta tecnología
se aplica en la plataforma de telemetría de alta velocidad durante la perforación, llamada TeleScope.
El TeleScope contiene una turbina que genera la potencia para la herramienta multifunción de
adquisición de registros durante la perforación, EcoScope; y elimina la necesidad de disponer de baterías
de litio. Cuando la válvula rotativa del modulador TeleScope gira, restringe y abre alternadamente el flujo
del lodo de perforación a través del collar, generando una onda de presión continua que transmite la
señal telemétrica.
Tiempo Real vs. Memoria.
Los registros de LWD son casi siempre de dos tipos: Tiempo Real y Memoria, es muy importante saber
con cual de los dos es, con el que se esta trabajando. Los registros en tiempo real contienen solo la
información que ha sido enviada a la superficie mientras se perfora. La mayoría de las mediciones
hechas por las herramientas son almacenadas en la memoria de la misma, y por lo tanto no están
disponibles sino hasta que las herramientas salen a superficie. Los registros de tiempo real pueden
parecer un poco cuadriculados en comparación con los de memoria (dependiendo de la velocidad de
perforación, pero eso se discutirá mas adelante), y también se verán afectadas por cualquier cambio en
la profundidad que se haya hecho manualmente durante la perforación.
Por otro lado, los registros de memoria se ven como los registros de cable, generalmente tienen mas
datos desplegados, y cualquier cambio que se haya efectuado en la profundidad durante la perforación,
ya habrá sido incorporado. Comparar los registros de tiempo real y memoria es un paso primario de
control de calidad para confirmar que cualquier corrección haya sido bien manejada.
- 108 -
Generalmente, los registros en tiempo real son usados durante la perforación para tomar decisiones
relacionadas con desviaciones, identificar puntos de interés para la toma de Núcleos, reconocer zonas de
sobrepresión, definir finalización de pozos, entre otras. Los registros de memoria son usados para el
proceso final de Evaluación Geológica de la formación.
En el caso de los pozos en estudio en las Figuras 44 y 45, se muestra una comparación entre los
registros LWD a tiempo real (línea continua azul) y los de memoria (línea a trazos roja) a nivel de la
Unidad B-1 y B-4; respectivamente; donde se puede observar, en ambos casos, prácticamente el mismo
registro en todos los pozos. Sin embargo, en el pozo TOM-022-ST3, Figura 62, se observa que a partir de
la Sub-unidad B-1.0, los registros adquieren un desfase.
Es importante resaltar que en las Figuras 44 y 45, no se compararon los registros LWD en Tiempo
Real y Memoria de todos los pozos en estudio, porque en el caso del pozo TOM-019 no se recuperó la
sarta de registros y por ende la memoria del LWD, en el TOM-014 no se realizó el registro de resistividad
Figura 44. Registros LWD en Tiempo Real versus Memoria, a nivel de la Unidad B-1, de los pozos del área en estudio.
FRA-
003
TOM-011-
ST TOM-
018 TOM-021-
ST2
TOM-023-
ST
TOM-022-
ST3
- 109 -
con LWD, en el TOM-024-ST no se realizó ningún registro LWD y en los casos de los pozos TOM-010-
ST, TOM-013-ST, TOM-015-ST, TOM-016, TOM-017 y TOM-020, no se dispone del registro en tiempo
real, ya que las compañías de servicios, lo que entregan como producto final, es el registro en memoria, y
sino se guardó la información durante la perforación del pozo, la misma se pierde.
Por otro lado, cabe destacar los primeros registros LWD del pozo TOM-023-ST, ya inicialmente este
se perforó hasta la base de la Unidad B-1, pero debido a la baja prospectividad observada en los
registros, se decidió profundizar hasta B-4. En este sentido, al comparar los registros LWD a tiempo real
(línea continua azul) y los de memoria (línea a trazos roja) en la Figura 46, puede observarse como el
registro a Tiempo Real ofrece menor resolución en el registro GR, mostrando arenas con mayor grado de
arcillosidad, y por otra parte en el registro de Resistividad, se observa un comportamiento que muestra
menores valores y por ende menor prospectividad del registro en Tiempo Real con respecto al de
Memoria.
Figura 45. Registros LWD en Tiempo Real versus Memoria, a nivel de la Unidad B-4, de los pozos del área en estudio.
- 110 -
En otro orden de ideas, es importante resaltar que la última tecnología en herramientas LWD
(ECOSCOPE), está caracterizada por su capacidad de generar mediciones azimutales. Esta herramienta
tiene la misma motivación de la herramienta de imágenes de registros de cable, para proveer una más
completa “fotografía” de la formación. En este orden de ideas, se quiere dejar atrás las líneas de los
registros y moverse hacia la visualización del ambiente del hoyo, ¿pero esto, como se relaciona con la
rotación?; la mayoría de las herramientas de cable adquieren una imagen del agujero desplegando
brazos con sensores. Estos sensores exploran las paredes del agujero a diferentes puntos alrededor de
una circunferencia, construyendo una imagen.
Con las herramientas de LWD como parte de la sarta, no es posible desplegar brazos, es por ello que
se usa la rotación y las herramientas tienen una serie de sensores azimutales enfocados que registran la
formación en una sola dirección. Entonces cuando la herramienta esta rotando (debido a la rotación
misma de la sarta al perforar) los sensores registran la formación circunferencialmente.
Cabe destacar, que existen dos tipos de herramientas que entran en esta categoría: las de resistividad
(Laterolog), y las de densidad, que incluye la medición del PEF y el Caliper procesado a partir del
densidad. Así que se puede tomar una imagen de resistividad (como el registro FMI de Cable) o también
una imagen de densidad (la cual no puede ser obtenida por registros de cable).
En este sentido, debido a que las imágenes adquiridas con LWD son orientadas, se puede procesar el
buzamiento estructural de la formación a partir de ellas, e incluso se puede hacer lo mismo con las
imágenes de resistividad; de hecho estas imágenes son mejores que las de densidad porque su
resolución azimutal es más alta. Esto se explica en función de que las imágenes de densidad, dividen la
circunferencia del agujero en 16 sectores (de alrededor de 22 grados cada uno), mientras que las de
resistividad tienen una resolución de 56 sectores (alrededor de 6 grados).
Figura 46. Registros LWD en Tiempo Real versus Memoria, a nivel de la Unidad B-1, del pozo TOM-023-ST.
- 111 -
En este mismo orden de ideas, los resultados obtenidos de las imágenes de densidad de la
herramienta EcoScope en el pozo FRA-003, muestran que el hoyo está afectado debido a dos formas de
degradación. En primer lugar, las arenas y las zonas más competentes de la formación muestran
evidencias de un hoyo en forma de espiral, probablemente causado por la cubierta (“bent-housing”) del
motor de perforación. El espiral tiene una longitud de onda de aproximadamente 3 pies, y afecta
levemente las mediciones de DRHO y PEF.
De los registros mecánicos de perforación, la forma en espiral del hoyo también puede asociarse a la
vibración creciente de la sarta de perforación y a los arrastres (“sticks & slips”, ver Figura 47, carril 6),
donde se observa el aumento de la vibración en frente de los intervalos de arena que son precisamente
las zonas donde se visualiza la forma en espiral del hoyo.
De lo contrario, la densidad y otras mediciones no están afectadas por el hoyo en forma de espiral.
Este efecto se ilustra en la Figura 48, que es la imagen de calidad de la densidad (IDDQ, Image Derived
Density Quality), y muestra claramente el espiral, pero la imagen de densidad ROSI no se encuentra
afectada.
Figura 47. Gráfico de Perforación (“Drillers Display”). Litología, Imágenes de Pozo, Caliper y Registros Mecánicos de Perforación.
ARENA
ARENA
G
R
CALIP
ER
IMAGEN
PEF
- 112 -
En segundo lugar, las secciones arcillosas del hoyo muestran ovalizaciones o “breakout” hacia el tope
y hacia el fondo del hoyo. Las ovalizaciones o “breakouts” se asocian normalmente al peso del lodo
cuando este es muy bajo para prevenir que el hoyo se deforme; si esta no es la causa principal, se le
atribuyen a un incremento en la carga de ripios. La dirección de las ovalizaciones o “breakouts” están
orientados aproximadamente SW-NE, y esto puede estar asociado a la dirección del esfuerzo mínimo.
Las imágenes de densidad en tiempo real muestran la evidencia de la ovalización o “breakout” durante
la perforación, lo cual podría utilizarse para calcular los pesos de lodo óptimos y guiar los procedimientos
de limpieza del hoyo. La ovalización o “breakout” en las secciones arcillosas afecta a las medidas de
densidad.
Normalmente la densidad de fondo (ROBB) es la mejor medida en pozos desviados (ver Figura 49),
debido a que la gravedad asegura el contacto efectivo de la herramienta con el hoyo. En este pozo, la
ovalización o “breakout” está causando daño al fondo del hoyo y la curva ROBB se encuentra a afectada
en las lutitas por el standoff de la herramienta. Un procesamiento basado en la imagen fue aplicado para
extraer la mejor densidad (IDRO), el mejor PEF (IDPE) y el mejor DRHO (IDDR) a partir de los 16
Figura 48. Imagen de calidad de densidad, IDDQ.
G
R RESISTIVIDA
D
IMAGEN
ROSI
IMAGEN
IDDQ
DENSIDAD -
NEUTRÓN
CALIP
ER
- 113 -
sectores de la medición de densidad, las cuales pueden observarse en la Figura 50, curvas negras en el
carril 6.
Medición de la Calidad del Hoyo.
Figura 50. Imagen derivada del procesamiento para mejorar las mediciones de densidad en las
secciones arcillosas donde el contacto con el hoyo es afectado por la ovalización.
Figura 49. Muestra del mayor contacto de la herramienta densidad en el cuadrante inferior.
G
R RESISTIVID
AD
IMAGEN
ROSI IMAGEN
IDDQ DENSIDAD -
NEUTRÓN CALIPER
MEJOR DENSIDAD
(IDRO),
MEJOR PEF (IDPE),
MEJOR DRHO (IDDR)
- 114 -
Las mediciones del diámetro del pozo (calibre) obtenidas durante la perforación ofrecen
retroalimentación inmediata y crucial sobre la estabilidad del pozo y la forma del agujero. Los datos de
calibre también se utilizan para evaluar las condiciones del agujero antes del revestimiento, y para los
cálculos del volumen del pozo que se utilizan para estimar el volumen de cemento requerido.
Históricamente, ha sido difícil adquirir datos del tamaño del agujero a partir de una plataforma LWD,
porque los medidores de calibre mecánicos ó patines, como los utilizados por las herramientas operadas
con cable, no resultan prácticos en el ambiente de perforación.
La herramienta EcoScope adquiere dos conjuntos de datos de calibre independientes. Dos sensores
ultrasónicos obtienen una medición de la separación de la herramienta, de 16 sectores, que se utiliza
para proveer el diámetro azimutal del pozo mientras rota el BHA. Cuando la herramienta se encuentra en
modo de deslizamiento, la medición se obtiene en direcciones opuestas, perpendiculares al eje de la
herramienta. También se genera una medición azimutal de calibre, de 16 sectores, a partir de la medición
de la separación de la herramienta, basada en la densidad, que se adquiere durante la rotación de la
columna de perforación. La medición del calibre basada en la densidad requiere la utilización de una
fuente PNG, que fue explicada en el capítulo II.
En el caso del pozo FRA-003, donde se usó la herramienta Ecoscope; el caliper del densidad en
tiempo real, fue afectado por arrastre en los intervalos con hoyo en forma de espiral, obteniéndose
algunos puntos con datos ruidosos, como puede observarse en la Figura 51; donde el caliper presentó
problemas en varios intervalos, como por ejemplo 14980’-15090’ y 15140’-15160’ (curva azul del cuarto
track de izquierda a derecha). Los registros caliper y las imágenes del mismo en modo memoria muestran
claramente la condición del hoyo, tal como se explicó anteriormente. En este sentido, el caliper del
EcoScope provee buena información del hoyo, siendo esta una opción conveniente para el cálculo del
tamaño del hoyo.
- 115 -
Esto se debió a que en esas zonas se tuvo un efecto de stick slip severo, lo cual puede observarse en
la siguiente gráfica, generada durante la perforación del pozo FRA-003 por el MWD:
Donde las revoluciones por minuto (rpm) del motor de fondo (eje de las ordenadas) aumentaron
considerablemente en los intervalos indicados (profundidad, eje de las abcisas). De la misma manera en
las siguientes profundidades donde se detectó el aumento de las rpm del motor de fondo, el Caliper
también se observó afectado.
Figura 51. Sección de registro Caliper calculado a partir del densidad del pozo FRA-003.
- 116 -
4.2.2. Principios de Medición.
Invasión.
Cada medición que se hace al registrar se hace a un tiempo diferente, con los registros de cable se
ignora esto, por que los registros son tomados rápido aunque bastante tiempo después de haber sido
perforado el pozo. Para el LWD ese no es el caso, y el tiempo se puede convertir en un factor muy
significativo para la interpretación de los registros. Esto debido a que se esta registrando la formación
muy poco tiempo después de haber sido perforada, por lo que muchos de los cambios que ocurren
después de la perforación, no han ocurrido aún. Ese es un buen punto a favor de las herramientas de
LWD, porque tienen una mayor posibilidad de leer las características verdaderas de la formación, sin ser
afectado por: el lavado del hoyo, alteración de las lutitas y/o en particular por la invasión.
Como se aprecia en la Figura 52, en el carril 1 además de la curva de ROP ó VP (siglas en español),
se incluye la de Tiempo Después de la Barrena, TDB (Time After Bit, TAB en inglés). La curva de TDB
indica cuanto tiempo ha pasado entre la perforación y el registro de la formación. Ya que cada sensor
esta a una posición diferente dentro de la sarta (y puede haber una distancia relativamente amplia entre
ellos) existe una curva de TDB para cada uno de los sensores. En el caso raro y poco común, de que en
una corrida, una sección de la formación que ha sido registrada por un sensor (comúnmente resistividad)
varias horas o incluso días antes de ser registrada por otro sensor (usualmente nuclear), el efecto más
obvio de este escenario es que la porción de la formación que se dejo abierta, pero parcialmente sin
registrar tendrá un tiempo significativamente mayor de invasión. Esto se manifestará en una mayor
invasión en el registro de resistividad, o quizás un cambio en la medición de la porosidad.
RO
P
TAB
- 117 -
Los cambios producidos en el ambiente de la zona vecina al pozo desde el momento en que se inicia
la perforación hasta el momento de la adquisición de registros con herramientas operadas con cable, y
las diferencias propias de los diseños de las herramientas, deben tomarse en cuenta cuando se
comparan las mediciones LWD con las de los registros adquiridos con herramientas operadas con
cable.9 No obstante, existe comúnmente un hecho indiscutido: la región vecina al pozo es menos
perturbada inmediatamente después de la penetración de la barrena que luego de transcurridos varios
días o semanas, cuando tiene lugar la adquisición de registros con herramientas operadas con cable.
Este es un punto particularmente medular, por lo que las compañías de perfilaje han dedicado mucho
tiempo y esfuerzo en el diseño de herramientas de registros con cable, para que se sobrepongan a los
efectos de la invasión filtrada. Y si se puede evitar sus efectos, se puede entonces al menos cuantificarla,
ya que lo que se quiere medir son las características de la formación libre de invasión. En este sentido,
cualquier cosa que se pueda hacer para eliminar o reducir la invasión son generalmente buenas noticias
para la interpretación de los registros.
Es precisamente en este punto en el que las herramientas de registros LWD tienen una ventaja
significativa sobre los registros de cable. Ya que con el LWD se toman los registros casi inmediatamente
después de haber sido perforada, por lo que hay nula o casi nula invasión, y se puede medir
directamente a la formación. Esto es muy bueno por que las herramientas de LWD leen menos profundo
en la formación, particularmente en las herramientas de resistividad.
Figura 52. Registro LWD con Marcadores y las Curvas de VP y TDB.
- 118 -
Pero esta es un área que causa confusión y discusión. Los analistas que están acostumbrados a ver
registros de cable, normalmente encuentran a primera vista diferencias con un registro de LWD, como por
ejemplo; de vez en cuando los registros de densidad y neutrón pueden parecer confusos. Solo recuerde
que las herramientas nucleares de cable leen una formación ya invadida en la que los espacios de los
poros ya se han llenado al menos parcialmente con filtrado del lodo de perforación. Por el contrario, las
herramientas de LWD registraran una formación virtualmente libre de invasión. En una zona de Gas o
Hidrocarburos ligeros esto puede provocar una respuesta particularmente diferente.
Las Figuras 53 y 54, muestran una comparación entre los registros LWD (línea roja discontinua) y los
de guaya (línea azul continua) a nivel de la Unidad B-1 y B-4, respectivamente; la diferencia entre ellos es
el tiempo después de la perforación, y por lo mismo el grado de invasión; lo cual puede observarse en los
registros de los pozos FRA-003, TOM-020, TOM-018 y TOM-016, porque los valores de resistividad
leídos por la herramienta LWD, son menores que los registros con guaya, y tomando en cuenta que el
lodo con que se perforaron estos pozos es base aceite, el fluido que se encuentra en los poros de la
formación cercana al hoyo después de la perforación (lo que lee el registro de guaya) es el filtrado del
lodo, o sea aceite, que es más resistivo que el agua ó la combinación de agua y crudo (lo que lee el
registro LWD).
De la misma manera, cabe destacar que en las Figuras 44 y 45, se observa también que en los pozos
TOM-021-ST2 y TOM-013-ST, no existe diferencia entre el registro LWD y el de guaya, por lo que se
intuye que en estos casos, no debería haber invasión del filtrado del lodo, lo cual podría ser entre otras
cosas debido a que el fluido de perforación generó un buen revoque entre el hoyo y la formación; sin
embargo, para poder demostrar esto, se debería realizar una prueba de presión después de completar el
pozo y cuantificar el daño.
- 119 -
Asi mismo, cabe resaltar que a pesar que el pozo TOM-023ST, llegó hasta la Unidad B-4, no se
muestra en la Figura 54, por que solo se dispone de la información del registro LWD hasta la Unidad B-3.
De la misma manera, tanto los pozos TOM-018, TOM-016 y TOM-013, no se mostraron en la Figura 53,
porque no existió diferencia entre ambos tipos de registros, lo cual concluye, como se dijo anteriormente
que no debería haber invasión del filtrado del lodo hacia la formación.
Por otro lado, es importante resaltar que en ambos casos de las dos figuras anteriores, no se
presentaron todos los pozos del área en estudio porque no todos tienen registro con guaya, sin embargo
más adelante se presentará una clasificación más específica para estos casos.
Calidad en la Adquisición de la data.
En este caso, se refiere a los picos de polarización, en específico de las curvas de resistividad de
herramientas de propagación. Al igual que los registros de cable, las herramientas de LWD pueden medir
Figura 53. Registros LWD en Tiempo Real versus Guaya, a nivel de la Unidad B-1, de los pozos del área en estudio.
- 120 -
la resistividad usando dos métodos diferentes: Laterolog e Inducción. En lugar de usar el termino
“Inducción”, se usará el término “Propagación”, debido a la física de la medición a las frecuencias que se
usa (2 MHz y 400 Khz.). Se puede pensar en las herramientas de propagación como similares a las de
inducción, y funcionan bien en ambientes similares, es decir, con baja conductividad de fluidos de
perforación y formaciones altamente conductivas.
Las herramientas de propagación proveen dos diferentes tipos de resistividad: la resistividad de fase y
la de atenuación. Dicho de manera más simple, son mediciones del cambio de fase y la atenuación de las
ondas electromagnéticas transmitidas por la herramienta y que viajan a través de la formación.
Cuando la herramienta atraviesa un limite del buzamiento de la formación en la que hay un significativo
contraste en la resistividad (por ejemplo de una lutita poco resistiva a un reservorio altamente resistivo) la
resistividad de fase responde como una lectura muy alta de resistividad esto es un “Pico de Polarización”,
y es causado por un incremento a lo largo del límite debido a la discontinuidad del campo eléctrico en él
(ver Figura 55), así como por un incremento en la vibración de la sarta de perforación.
Figura 54. Registros LWD en Tiempo Real versus Guaya, a nivel de la Unidad B-4, de los pozos del área en estudio.
- 121 -
El pico es un útil identificador de límite de capas, por que el pico es provocado por él limite entre estas,
de hecho esta localizado exactamente en la frontera entre ambas. De cualquier manera el valor de la
curva de Resistividad en el pico no es verídico. El tamaño del pico si esta en función del contraste de
resistividad que exista entre las dos formaciones. También es función del ángulo relativo entre el pozo y
la formación, además del valor absoluto de las resistividades de las formaciones. (Nota: Los picos de
polarización también se pueden encontrar en los registros de cable en formaciones con un alto
buzamiento).
Figura 55. Registro del pozo FRA-003. Ejemplo de Registro con Pico de Polarización.
- 122 -
Anisotropía.
Probablemente ya le sea familiar el término de Permeabilidad Anisotrópica, (Cuando las
permeabilidades horizontales y verticales de la formación son diferentes). Puede pasar que las
formaciones puedan exhibir anisotropía (donde una propiedad varía dependiendo de la dirección) en
términos de otras propiedades, en particular de la resistividad.
De hecho muchas formaciones sedimentarias exhiben anisotropía de algún tipo. Debido a que las
formaciones se depositan en capas, no es fuera de lo común que sean diferentes las propiedades de la
formación en el sentido vertical del horizontal. La permeabilidad y la resistividad muestran este fenómeno
y de hecho están relacionados.
Lo que usualmente no es considerado es que todas las herramientas de resistividad (tanto de LWD
como de cable) son afectadas por la anisotropía de la resistividad, vea en la Figura 56 como la
resistividad aparente vista por ambas, “LWD” y “Cable”, varían en función de la inclinación del pozo. (ó en
función del ángulo entre el pozo y la formación). Por ejemplo una herramienta de cable de inducción leerá
cerca de tres veces la resistividad real en un pozo horizontal, mientras que la herramienta LWD de fase
leerá 30 veces la resistividad real en la misma situación. Por cierto estas gráficas son válidas para una
relación especifica (Res-vertical / Res-horizontal) pero la tendencia es la misma cualquiera que sea la
relación. Mientras más alto sea el rango de la resistividad vertical (Rv) a la resistividad horizontal (Rh),
más grande será el efecto.
Algo que quizás note en la Figura 56, es el hecho de que las herramientas de resistividad Laterolog no
miden la Resistividad Real (Rt) aunque el pozo sea vertical. Por ejemplo en el caso mostrado, la
herramienta de cable Laterolog sigue leyendo 1.3 ohm-m en lugar de 1 ohm-m cuando el pozo es vertical.
- 123 -
En este mismo orden de ideas, la Figura 57 trata de ilustrar como una herramienta del tipo de
inducción respondería en un ambiente anisotrópico. Cuando el pozo es vertical los ciclos de corriente
(que son diseñados para ser perpendiculares a la herramienta) son paralelos a las capas de la formación,
y por ello responden de manera efectiva la resistividad horizontal. Es esta resistividad horizontal a la que
se refiere como resistividad verdadera Rt.
Por otro lado, cuando la herramienta esta inclinada, los ciclos de corriente cruzan las capas, y en
general la respuesta es una combinación de la resistividad vertical y horizontal. Para las herramientas del
tipo Laterolog, la forma en la que se realiza la medición envuelve ambas direcciones horizontal y vertical
cualquiera que sea la inclinación del pozo, de ahí que la influencia de la resistividad vertical en la
medición de un pozo vertical.
Figura 56. Efectos de la Anisotropía en registros con cable y LWD.
- 124 -
Efectos como los picos de polarización y la anisotropía se acentúan más a medida que aumenta la
inclinación del pozo, y son máximos en pozos horizontales. Ya que los pozos horizontales son
generalmente registrados usando LWD, se puede esperar ver mas registros ejemplificando estos efectos
y siempre es mejor saber de antemano que se puede encontrar con este tipo de registro. Por otra parte,
no se debe olvidar que las herramientas de registro de cable también sufren de picos de polarización y
anisotropía cuando la inclinación del pozo aumenta.
Principio de Medición de Porosidad y Espectroscopia.
En el año 1995, Schlumberger y Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
previamente Japan National Oil Corporation (JNOC), colaboraron para desarrollar una medición de
neutrones pulsados, tecnología extremadamente innovadora para aplicaciones LWD.
El diseño del generador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés), además de la
posibilidad de eliminar una fuente de adquisición de registros nucleares, provee numerosas mediciones
LWD importantes, muchas de las cuales fueron establecidas en la evaluación de formaciones utilizando
Figura 57. El Por que, la Anisotropía afecta las herramientas de Resistividad.
- 125 -
herramientas operadas con cable. A partir de esta colaboración, se posibilitó la obtención de nuevas
mediciones LWD, incluyendo la medición del parámetro sigma, las mediciones de las herramientas de
rayos gamma, densidad y neutrón (NGD, por sus siglas en inglés) y la espectroscopía de captura para
calcular en forma precisa las fracciones de minerales de la roca yacimiento.
Los espectros de rayos gamma de captura, registrados por el detector de rayos gamma posicionado
más cerca de la fuente, se analizan y se obtienen así las concentraciones de los elementos de la
formación. El espectro de decaimiento de tiempo de los rayos gamma de captura del mismo detector se
utiliza para determinar el parámetro sigma. A diferencia de la mayoría de las herramientas operadas con
cable que utilizan un método consistente en dos detectores para la corrección por los efectos del pozo, el
revestimiento y la cementación; el nuevo método LWD emplea un solo detector.
Esto es posible porque el collar LWD básicamente llena el hoyo y desplaza el fluido de perforación,
reduciendo los efectos del pozo. Además, la mayoría de las herramientas operadas con cable de
obtención de sigma se corren fundamentalmente en pozos entubados y, en consecuencia, requieren
procedimientos de corrección y compensación por la presencia del revestimiento y la cementación.
En este sentido, en la Figura 58, se muestra la porosidad calculada a partir del registro de densidad
usando una densidad de matriz constante de 2.65 gr/cc (DPHI - en azul) comparada con la porosidad
densidad calculada usando la densidad del grano (RHGE) proveniente de la espectroscopía
(DPHI_MAT – en rojo). En las arenas limpias o sin material calcáreo, los resultados son bastante
similares; pero donde existe presencia de arcilla o minerales pesados, la porosidad de la matriz corregida
puede ser hasta 2 pu mayor.
Es recomendable comparar la densidad del grano proveniente de la espectroscopía con data de núcleo
(si esta se encuentra disponible) para confirmar su validez. La densidad de grano puede ser fácilmente
incorporada en la ecuación de porosidad a partir del registro de densidad reemplazando la densidad de
matriz constante por la curva de densidad variable, RHGE; e incluirlo luego en el flujo de trabajo estándar
de petrofísica.
Por otra parte, es importante mencionar, que la espectroscopía de captura de rayos gamma provee
mediciones independientes del volumen de arcilla, así como también los volúmenes de QFM
- 126 -
(Cuarzo+Feldespato+Mica), carbonato y elementos pesados tales como pirita y siderita. En las
interpretaciones que se muestran a continuación se observa la petrofísica con el volumen de arcilla de la
espectroscopía.
El volumen de arcilla calculado a partir de la espectroscopía, normalmente es menor que el volumen
de arcilla calculado a partir del registro de rayos gamma. El volumen de arcilla de la espectroscopia del
EcoScope pareciera ser consistente con el volumen de arcilla de la herramienta ECS de guaya tal como
se muestra en la Figura 59. No es posible una comparación directa, y los dos pozos tienen cierta
distancia entre ellos, además que pertenecen a distintos yacimientos, pero los volúmenes calculados en
los pozos FRA-003 y TOM-13 muestran un rango dinámico similar, y valores similares en las arenas
correlacionadas y en los intervalos de lutita como se muestra.
G
R
RESISTIVID
AD
POROSIDAD CON ρ = 2.65 gr/cc vs.
POROSIDAD CON ρ = RGHE
DENSIDAD -
NEUTRÓN CALIP
ER
DPHI (AZUL),
DPHI_MAT
(ROJO)
Figura 58. Comparación entre la porosidad calculada a partir del registro de densidad usando una densidad de matriz constante y usando la densidad
de la matriz variable proveniente de la Espectroscopía.
- 127 -
Por otro lado, es importante mencionar que el sigma puede ser utilizado como un indicador
independiente del volumen de arcilla, que no está afectado por los elementos radioactivos que aumentan
las mediciones de rayos gamma. El volumen de arcilla puede ser fácilmente calculado usando la misma
ecuación lineal que es usada para el cálculo del volumen de arcilla a partir del registro de rayos gamma,
colocando como datos de entrada los valores de sigma en las zonas más limpias y más arcillosas.
En este sentido, en el pozo, FRA-003, se calculó el contenido de arcilla presente a través del
parámetro sigma, donde una parte de los resultados se pueden observar en la Figura 60, la cual muestra
los resultados del volumen de arcilla proveniente del registro de rayos gamma, (para un GRlimpio de 10
GAPI, GRlutita de 130 GAPI) y el volumen de arcilla calculado a partir del sigma, (Sigma limpio de 7.6 cu,
Sigma lutita de 26 cu).
Figura 59. Comparación de la Espectroscopía de los pozos TOM-13 (ECS con guaya) y FRA-003 (LWD-EcoScope).
- 128 -
A lo largo de la sección del pozo mostrada, se observa buena correlación entre las curvas; únicamente
en la arena B-1.0 donde el GR está afectado por elementos radioactivos presentes, el registro de rayos
gamma sobreestima el volumen de arcilla presente. Como la sigma de lutita cambia con la profundidad y
la consolidación más que GR, la sigma requiere más división por zonas. Para poder utilizar la Sigma en el
flujo de trabajo petrofísico, la recomendación es calcular el volumen de arcilla de ambas curvas y tomar el
valor mínimo para las ecuaciones de saturación.
4.2.3. Posibles Problemas Operacionales.
Velocidad de Perflaje.
Las herramientas de LWD hacen sus mediciones a intervalos constantes de tiempo, no de profundidad.
Esa es una importante diferencia con los registros de cable, que normalmente son muestreados a
intervalos fijos de profundidad. Esto significa que mientras más rápido se perfore, más separados entre sí
van a estar las mediciones. Por ejemplo, si se hace una medición de densidad cada 60 segundos, y se
esta perforando a una velocidad de 60 Pies Por Hora (PPH), se hará una medición de densidad cada 1
Figura 60. Comparación del cálculo del volumen de arcilla mediante el parámetro sigma y el registro GR.
G
R
SIGM
A
VSH SIGMA (ROJO),
VSH GR (VERDE),
B 1 0
- 129 -
pie. En este caso, si la tasa de perforación se incrementa, los datos se separarían mas entre sí,
resultando esto en un registro con muestras distantes.
En este sentido, en la Figura 61 puede observarse la ROP promedio de cada uno de los pozos en
estudios, la cual oscila entre 5 y 17 PPH; con un promedio de 11.1 PPH, para todos los pozos, lo cual
debería indicar una muy buena calidad de obtención de la data.
16,3
7,8 8,2 9,1 10,8
8,5 1
1,4
9,3 1
1,9
7,4
14,2 15,6
4,5
14,2 16,6
12,1
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
RO
P P
RO
ME
DIO
(P
PH
)
TOM
-010
-ST2
TOM
-011
-ST
TOM
-012
-ST
TOM
-013
-ST
TOM
-014
TOM
-015
-ST
TOM
-016
TOM
-017
TOM
-018
TOM
-019
-ST
TOM
-020
TOM
-021
-ST2
TOM
-022
-ST3
TOM
-023
-ST
TOM
-024
-ST
FRA-0
03
Sin embargo, cabe destacar que no todos los registros LWD de los pozos en estudio se realizaron
durante la perforación, sino luego de perforar el hoyo; por lo que pueden presentar menor calidad en el
registro, ya que la velocidad de perfilaje utilizada, es significativamente mayor a la de la rata de
perforación (ROP); tal y como puede observarse en la Figura 62; donde es importante mencionar que
desde el pozo TOM-015-ST al TOM-019-ST solo una parte del hoyo fue registrada luego de la
perforación, el resto fue durante la misma, al igual que el resto de los pozos en estudio que no aparecen
en dicho gráfico.
Figura 61. ROP Promedio de los Pozos en Estudio.
- 130 -
10
4
10
6
11
8
67
20
1
11
7
81
20
9
80
19
4
90
0
50
100
150
200
250
VE
LO
CID
AD
DE
PE
RF
ILA
JE
PR
OM
ED
IO (
PP
H)
TOM
-010
-ST2
TOM
-011
-ST
TOM
-012
-ST
TOM
-013
-ST
(1)
TOM
-013
-ST
(2)
TOM
-014
TOM
-015
-ST
TOM
-016
TOM
-017
TOM
-018
TOM
-019
-ST
De la misma manera, cabe destacar la velocidad de perfilaje de los registros con guaya ó tubería de
los pozos en estudio; en este sentido, en las Figuras 63 y 66, pueden observarse las velocidades de cada
una de las corridas realizadas en los pozos que fueron perfilados bajo alguna de las dos técnicas.
En la Figura 63, se muestra que la mayoría de los pozos solo tienen dos corridas; en ese caso, la
primera casi siempre compuesta por (ver Figura 69) GR / Resistividad / Densidad / Neutrón (barra
blanca) que presenta un promedio de velocidad de registro de 2470 pie/min; y otra de GR / Caliper de 6
brazos ó el del Registro de Presión (barra gris clara), (ver Figura 69), cuyo promedio de velocidad de
perfilaje es 1890 pie/min; donde varios pozos como el TOM-016 y FRA-003 presentaron problemas de
arrastre y tensión, al igual que para el TOM-020, el cual tiene más corridas debido a que se realizó en
tres fases, ya que inicialmente se perforó hasta la base de B-1, luego hasta el tope de B-4 y se finalizó
hasta la base de dicha Unidad.
Figura 62. Velocidad de Perfilaje de los Pozos con registros LWD después de la Perforación.
- 131 -
Es importante resaltar, que las bajas velocidades de perfilaje visualizadas en los pozos TOM-013 y
TOM-014 (1800 pie/min), se debe principalmente al máximo diámetro externo (ver Figura 64) que
presentaron las herramientas de registros de dichos pozos (7.75 pulg. y 5.5 pulg, respectivamente), con
respecto al promedio del resto de los pozos (5 pulg). En este sentido, las longitudes de las herramientas
de perfilaje, en estos casos, no debió haber afectado; porque de acuerdo al tipo de corrida (Registro de
GR / Resistividad / Densidad / Neutrón o el de Presión), se observan similares longitudes (ver Figura 65).
Figura 63. Velocidad de Perfilaje de los Pozos con registros de Guaya.
Figura 64. Máximo Diámetro Externo de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de Guaya.
- 132 -
Para el caso de los pozos perfilados con tubería; en la Figura 66, se presenta el pozo TOM-017, con
una velocidad de perfilaje de 1560 pie/min, solamente con una corrida donde se intentó tomar toda la
información, sin embargo no se pudo tomar el registro de presión por falla de la herramienta. Asi mismo,
se muestra el pozo TOM-021 con dos corridas, pero solo se muestra la velocidad de perfilaje de la
primera (1560 pie/min) porque no se dispone la de la información de la otra; y por último, se muestran las
tres corridas de registros del pozo TOM-023, que es el que tiene más corridas, porque se perforó en tres
fases como se comentó anteriormente.
Figura 66. Velocidad de Perfilaje de los Pozos con registros de Tubería.
Figura 65. Longitud de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de Guaya.
- 133 -
Cabe destacar, que la diferencia de las velocidades de perfilaje que se observa entre los pozos
TOM-017 y TOM-021, con respecto a las corridas de registros del TOM-023 (1560 versus 720 pie/min).
En la primera y tercera corrida se debe principalmente a que estas fueron las del registro de presión y por
ende son más lentas; adicionalmente, también se debe al máximo diámetro externo (ver Figura 67) que
presentaron las herramientas de registros de dicho pozo en estas corridas (6.5 pulg), con respecto al
promedio del resto de los pozos (4.88 y 5 pulg, respectivamente). Por otra parte, para el caso de la
segunda corrida, debido a la longitud excesiva (136.08 pies del TOM-023 versus 104 pies de los otros
pozos; ver Figura 68) de la sarta de registros.
Figura 67. Máximo Diámetro Externo de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de Tubería.
- 134 -
De la misma manera, es importante mencionar que de acuerdo a la Figura 67, los pozos con registro
de tubería, básicamente tienen dos corridas de registro, la primera casi siempre compuesta por (ver
Figura 69) GR / Resistividad / Densidad / Neutrón / Caliper de 6 Brazos (barra blanca) y otra del Registro
de Presión (barra gris clara).
POZOCORRIDAS DE
REGISTROSCOMENTARIOS
TÉCNICA DE
PERFILAJE DE
GUAYA O
TUBERÍA
LONG. DE
LA SARTA
(PIES)
MAX. OD DE
LA SARTA
(PULG)
VELOCIDAD
DE PERFILAJE
(PIES/MIN)
TOM-017Resistividad /
Densidad
EL REGISTRO SE REALIZÓ SOLO CON
RESISTIVIDAD Y DENSIDAD PORQUE LOS
SENSORES DE GR Y PRESIÓN
PERDIERON SEÑAL
TUBERÍA 114,66 4,88 1560
GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón /
GR Spectral / Caliper
de 6 Brazos
104,09 4,88 1560
Reg. De Presión 66,3 5
NO SE TIENE
EL INDICADOR
DE
VELOCIDAD
Reg. De Presión (1era
fase)47,89 6,5 720
GR / Resistividad /
Caliper / Densidad /
Neutrón
(2da fase)
136,08 5 1200
TOM-023-STSE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO,
SIN PROBLEMAS
Reg. De Presión (2da
fase)
TOM-021-ST2
51,02 6,5 720
TUBERÍASE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO,
SIN PROBLEMAS
TUBERÍA
POZOS CON REGISTRO DE TUBERÍA
Figura 68. Longitud de la Sarta de Perfilaje de los Pozos con registros de Tubería.
Figura 69. Características Resaltantes de las Diferentes Corridas de Perfilaje, de los Pozos con registros de Tubería del área en estudio.
- 135 -
De acuerdo a lo comentado anteriormente, en las Figuras 69 y 70, se muestra un resumen de cada
uno de los aspectos mencionados; tanto para los pozos perfilados con registros de tubería, como el de
los registrados con guaya.
Por otro lado, es importante mencionar que en todos los registros de LWD, se pueden ver los
“Marcadores de Muestreo” (Ticks) a lo largo del borde de cada carril. Estos marcadores se colocan a la
misma profundidad a la que fueron tomadas, y cuando la Velocidad de Perforación (VP) aumenta, los
marcadores se separan entre sí; de forma opuesta cuando la VP disminuye los marcadores se acercan
más. También siempre se presenta una curva de VP, llamada “Rate of Penetration, ROP” o Velocidad de
Perforación, siempre en el carril 1 (ver nuevamente la Figura 52). Esta curva es esencial para poder
interpretar los registros de manera correcta, de lo contrario los cambios que se deban a los cambios en la
velocidad de perforación se pueden malinterpretar como cambios en la formación.
Debido a que los sensores están posicionados a diferentes profundidades en la sarta, los marcadores
aparecerán a diferentes profundidades, debido a que están situados a distintas profundidades. Un cambio
en la VP afectará diferentes mediciones a diferentes profundidades y por lo mismo diferentes
formaciones. Esto es similar a la tensión al jalar que afecta las mediciones de los registros de cable en la
misma corrida a diferentes profundidades (ver Figura 55).
- 136 -
POZOCORRIDAS DE
REGISTROSCOMENTARIOS
TÉCNICA DE
PERFILAJE DE
GUAYA O TUBERÍA
LONG. DE LA
SARTA (PIES)
MAX. OD DE LA
SARTA (PULG)
VELOCIDAD
DE PERFILAJE
(PIES/MIN)
GR Spectral /
ECS / Caliper de
6 Brazos
47,4 7 1800
Reg. De Presión 39,7 7,75 1200
GR / Resistividad
SE REALIZÓ LA SECCIÓN PRINCIPAL SIN
PROBLEMAS, PERO EN LA SECCIÓN
REPETIDA SE PEGÓ LA HERRAMIENTA, LO
CUAL AMERITÓ LA PESCA ENHEBRADA.
51,92 3,625 1800
GR / Caliper de 6
Brazos
SE REALIZÓ PARA EVALUAR LAS
CONDICIONES DEL HOYO Y LA
REALIZACIÓN DEL REGISTRO DE PRESIÓN
48,17 5,5 1560
GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón
SOLO SE LOGRARON REGISTRAR 300’ DEL
HOYO84' 4,5 2780
GR / Caliper de 6
Brazos
NO SE PUDO REALIZAR EL REGISTRO
PORQUE LA SARTA SE PEGÓ DURANTE LA
BAJADA LA HERRAMIENTA
55,97 5,5
NO SE TIENE
EL INDICADOR
DE
VELOCIDAD
GR / Resistividad /
GR Spectral / Caliper
de 6 Brazos
SE REALIZÓ LUEGO DE LA CORRIDA CON
LWD61,72 3,63 2820
Reg. De Presión NO SE PUDO REALIZAR 58,44 4,75 1440
GR / ResistividadSE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO, SIN
PROBLEMAS CON HALLIBURTON74,96 3,625 2700
GR Espectral /
Densidad / NeutrónNO SE PUDO REALIZAR 72,27 4,5 600
GR / Densidad /
Neutrón,
SCHLUMBERGER REALIZÓ SEGUNTO
INTENTO DE REGISTRO DE DENSIDAD CON
ÉXITO, SIN PROBLEMAS
28 4,63 3360
GR Espectral /
Caliper de 6 Brazos
SE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO, SIN
PROBLEMAS CON SCHLUMBERGER33,8 7 1740
Reg. De Presión SOLO ESTABILIZARON ALGUNOS PUNTOS 33,2 5,43
NO SE TIENE
EL INDICADOR
DE
VELOCIDAD
TOM-021-ST2
Resistividad/ Gr
Spectral/ Caliper de
6 Brazos
NO SE PUDO REALIZAR GUAYA 58 3,675 2100
GR / Resistividad
SE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO, SIN
PROBLEMAS, PERO SE HIZO EN FORMA
ADICIONAL PARA VERIFICAR LA
PROSPECTIVIDAD DE LA ZONA
72,97 3,625 3240
GR / Caliper de 6
Brazos (1era fase)
SE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO, SIN
PROBLEMAS, CON EL OBJETO DE
VERIFICAR LAS CONDICIONES DEL HOYO
68,41 5,5 3300
GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón
/ Caliper de 6 Brazos
SE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO, SIN
PROBLEMAS59,3 6,88 3180
Reg. De PresiónSE REALIZÓ EL REGISTRO CON ÉXITO, SIN
PROBLEMAS CON SCHLUMBERGER36,8 4,75 1200
FRA-003 Reg. De Presión NO SE PUDO REALIZAR GUAYA
NO SE DISPONE
DE LA
INFORMACIÓN
NO SE DISPONE
DE LA
INFORMACIÓN
6000 - 1800
POZOS CON REGISTROS CON GUAYA
TOM-016
TOM-020
TOM-014
TOM-024-ST
GUAYA
GUAYA
GUAYA
GUAYA
TOM-013-ST GUAYA
TOM-018
TOM-023-ST
SE REALIZÓ LUEGO DE LA CORRIDA CON
LWD
GUAYA
GUAYA
Profundidad.
Es un hecho que al ser la profundidad una medición, es susceptible a una variedad de errores. A pesar
de ello, la mayoría de los analistas toma los valores de profundidad de los registros como una especie de
verdad absoluta, y generalmente no toman en consideración que pudo haber pasado al haber obtenido
eso valores. En los registros eléctricos de cable, la profundidad se obtiene midiendo la cantidad de cable
utilizado, y es corregido hasta cierto punto por el estiramiento sufrido por el mismo. A esta profundidad se
le conoce como “Profundidad de Registros de Cable”, para distinguirla de la profundidad asociada al pozo
“Profundidad del Perforador”.
Figura 70. Características Resaltantes de las Diferentes Corridas de Perfilaje, de los Pozos con registros con Guaya del área en estudio.
- 137 -
Estas dos profundidades son raramente o quizás nunca las mismas; como por ejemplo, ¿Cuantas
veces se ha encontrado la zapata según registro, exactamente a la misma profundidad a la que el
perforador la señaló?; por lo que sin adentrar demasiado en explicar a que se debe esto, el punto
importante a recordar es que los registros de LWD se representan siempre en la profundidad del
perforador, porque obviamente son medidos según la tubería de perforación.
En este sentido, en la Figura 71 se muestra la diferencia entre la profundidad medida con guaya y la
profundidad medida con la tubería de perforación, de las diferentes corridas de registros de los pozos en
estudio que tiene registros con guaya; donde se observa la situación descrita anteriormente, con una
diferencia promedio entre ambas mediciones de 17 pies, y donde es importante resaltar que la diferencia
entre ambas no se muestra uniforme en los distintos pozos en estudio, lo cual se recomienda estudiar a
profundidad.
En este mismo orden de ideas, tomando en cuenta que en el gráfico anterior, hay pozos como el
TOM-013, que muestra 0’ de diferencia en las tres corridas, a pesar que tiene una corrida de registros
con guaya, esto es debido a que en este caso, en dicha corrida no se pudo tocar el fondo. Por otro lado,
en otros casos, como el de la corrida de registro de presión, no se reporta la medida del fondo según
guaya, porque no se llega al fondo del pozo. Para visualizar mejor el detalle de lo anteriormente
Figura 71. Diferencia entre la Profundidad según Guaya y la Profundidad según Tubería de Perforación, de los Pozos en estudio con registros de Guaya.
- 138 -
expuesto, a continuación se muestra la Figura 72, que presenta el pormenor de cada una de las corridas
de los pozos en estudio.
POZO CORRIDAProf. Según
Guaya (pies)
Prof. Según
Tubería (pies)Diferencia
TOM-013-ST 1 NO SE TOCÓ FONDO 17810 -
1 17432 17440 8
2 17432 17440 8
1 NO SE TOCÓ FONDO 17679 -
2 17636 17679 43
TOM-018 1 17668 17669 1
1 17133 17123 10
2 17130 17123 7
3 17132 17123 9
1 16445 16420 25
2 16445 16420 25
TOM-024-ST 1 15833 15800 33
TOM-023-ST
POZOS CON REGISTROS DE GUAYA
TOM-014
TOM-016
TOM-020
Lo comentado anteriormente, permite enseñar que antes de empezar a hacer interpretaciones o
comparar y correlacionar datos de uno a otro pozo, se tiene que asegurar que los registros están
basados en el mismo tipo de profundidad. Algunas veces pero no siempre, coincidirán las profundidades
de los registros de LWD y cable, escogiendo la profundidad de cable como referencia. El proceso es solo
una correlación de profundidades rutinaria con los registros de cable de diferentes corridas, o incluso con
diferentes sensores de la misma corrida.
Pero realmente, ¿Cómo se mide la profundidad de los registros LWD?, en ese caso, se colocan dos
sensores: uno de profundidad que mide la rotación del malacate, y el sensor de peso, que indica cuando
la tubería se encuentra en cuñas. El sensor del malacate simplemente indica el movimiento del gancho,
por lo que la información del sensor de peso, se usa para saber cuando en realidad se esta moviendo la
tubería, para no solo medir el movimiento del bloque, ver Figura 73.
Figura 72. Detalle de la Diferencia entre la Profundidad según Guaya y la Profundidad según Tubería de Perforación, de los Pozos en estudio con registros de Guaya.
- 139 -
Cada vez que el Kelly esta abajo, se compara la profundidad con el registro que lleva el perforador
metro a metro ó pie a pie según sea el caso; y se asegura que concuerden, en caso de ser necesario y
justificado, se vuelve a fijar la profundidad a la del perforador, lo que puede resultar en espacios vacíos o
traslapes en los Registros de Tiempo Real.
Utilización de una fuente radioactiva.
Hasta hace poco tiempo, las fuentes químicas eran la única fuente de neutrones de las herramientas
LWD. A medida que la industria de perforación alcanza velocidades de penetración (ROP, por sus siglas
en inglés) más altas, la precisión estadística de las mediciones nucleares LWD y las velocidades de
Figura 73. Mediciones de Profundidad Básicas.
- 140 -
registro asociadas pueden ser factores limitantes en la explotación de los incrementos potenciales de la
ROP. Además, la utilización de fuentes químicas conlleva problemas relacionados con la salud, la
seguridad y el medio ambiente.17
Las primeras fuentes radioactivas fueron utilizadas en la adquisición de registros de pozos a mediados
del siglo XX para medir las propiedades de las formaciones subterráneas y permitir el cálculo de la
porosidad.18
Durante los últimos 50 años, las compañías de servicios de campos petroleros adoptaron
medidas extraordinarias para limitar la exposición a emisiones radioactivas a través del desarrollo de
procedimientos detallados de almacenamiento, manipuleo y utilización de fuentes radioactivas.19
El
almacenamiento, verificación regular y disposición futura de estas fuentes son temas intensamente
regulados por las autoridades nucleares.20
Ocasionalmente, las herramientas de adquisición de registros que alojan estas fuentes se atascan en
los pozos debido a la presencia de problemas o irregularidades en los mismos, tales como la formación
de canaletas (enchavetamientos). Cuando las fuentes radioactivas no pueden ser recuperadas y quedan
en el pozo, se requiere que los operadores empleen procedimientos de taponamiento y monitoreo de
pozos especiales para minimizar el impacto ambiental. La pérdida del pozo y las operaciones en sí,
incluyendo la eventual perforación de un pozo de observación, pueden resultar extremadamente
costosas. Se prevé que la regulación mundial de las fuentes de adquisición de registros radioactivas se
volverá más rigurosa y que se incrementarán los costos asociados con su utilización.
La utilización de fuentes de adquisición de registros radioactivas en los collares LWD plantea otros
problemas más complicados. El proceso de carga y descarga de la fuente es más lento que con las
herramientas operadas con cable, lo que incrementa el tiempo de operación. Además, habitualmente se
requiere más personal para conectar y desconectar el equipo LWD.
Los diseños de las herramientas LWD incluyen un sistema de carga anular que permite que las
fuentes sean recuperadas a través de la columna de perforación utilizando cable, lo que elimina la
necesidad de dejar las fuentes en la herramienta cuando ésta se atasca en el fondo del pozo. Si bien este
procedimiento suma tiempo a las operaciones de recuperación, también reduce el riesgo de daño de la
fuente, mitigando así el riesgo para el medio ambiente. Este diseño anular permite la recuperación de un
85% de las fuentes, mientras que los BHA’s sólo se recuperan un 35% de las veces.15 Aún con la
- 141 -
reducción de este riesgo, los operadores debieron optar entre recuperar las fuentes y pasar más tiempo
tratando de recuperar todo el BHA.
Sin embargo con el uso de la herramienta Ecoscope se evitó cualquiera de los escenarios
comentados anteriormente, ya que en lugar de usar una fuente radioactiva, esta herramienta utiliza un
generador de neutrones pulsados (PNG, por sus siglas en inglés como se comentó anteriormente) para
las mediciones nucleares.
En este sentido, para poder trasladar la tecnología PNG al ambiente de alto riesgo del BHA LWD, las
consideraciones de seguridad radioactiva requirieron una evaluación extensiva y un análisis de riesgo
completo. Entre las dos fuentes de adquisición de registros más comunes; la fuente radioactiva que emite
neutrones y la fuente PNG que emite rayos gamma; la radioactiva planteaba un riesgo significativamente
mayor durante las operaciones.26
La vida media del americio (241Am, elemento principal de la fuente
radioactiva) es de 432 años, comparados con los 30.2 años del Celsio (137Cs, elemento principal de la
fuente PNG). Además, el 241Am decae en neptunio [Np], que continúa emitiendo partículas alfa de alta
energía y posee una vida media de más de 2 millones de años.
Fuerzas de Choque y Vibración.
A diferencia de los dispositivos de adquisición de registros con herramientas operadas con cable, los
sensores y dispositivos electrónicos de las herramientas LWD deben tolerar las enormes fuerzas de
choque y vibración asociadas con las operaciones de perforación. La confiabilidad de las herramientas ha
mejorado en forma continua a través de los años porque los sofisticados métodos de prueba redujeron
considerablemente las fallas de las herramientas causadas por choques y vibraciones.
Hoy en día, el monitoreo de choques y vibraciones en tiempo real permite a los ingenieros de
perforación modificar los parámetros de perforación y las configuraciones de los BHA’s con el fin de
reducir estas fuerzas, prolongando así la vida útil de la barrena y evitando daños al BHA, incluyendo el
equipo LWD.23
Otra forma en que los responsables del desarrollo de herramientas reducen las fallas de
los equipos LWD es a través de la reducción del número de collares LWD, lo que a su vez minimiza el
- 142 -
número de puntos débiles y las conexiones requeridas en la sarta. Esto puede lograrse a través de
diseños que integren los sensores para reducir las longitudes de las herramientas, lo que posibilita la
inclusión de múltiples sensores en un solo collar.
En el caso de los pozos en estudio, no se dispone en todos, de la información detallada sobre la
configuración de la sarta de perforación que permita conocer el número de Drill Collar’s utilizados, ya que
no en todos los registros en físico se puede observar. Lo que si se puede visualizar, es la posición de los
sensores de la herramienta LWD, lo cual se muestra en la Figura 74; donde se puede observar la
posición del sensor del registro GR, entre 40 y 60 pies de la mecha de perforación; y el del sensor del
registro de resistividad, entre 50 y 60 pies; para el caso del grupo de pozos del TOM-018 al TOM-023 y el
FRA-003. Para el resto de los pozos (TOM-010 al TOM-017), se observan distancias significativamente
menores (10 a 30 pies).
CORRIDA INTERVALO PERFILADOPOSICIÓN DEL
SENSOR DE GR (PIES)
POSICIÓN DEL SENSOR
DE RESIST. (PIES)COMPAÑÍA
TOM-020 1 16280'-17073' 50.6 50.5 SCHLUMBERGER
1 15540'-15567' 53.6 53.6
2 15540'-16267' 53.5 53.5
TOM-022-ST2 1 15595'-16043' 56.28 49.08
TOM-022-ST3 1 15595'-16078' 48.58 41.38
TOM-010-ST2 1 15923'-18080' 11.5 21.1COMPUTALOG
(DRILLING SERVICES)
TOM-011-ST 12 17758'-17828' 20.23 10.27 HALLIBURTON
TOM-012-ST 1 14878'-17353' 12.27 20.93 HALLIBURTON
TOM-013-ST 1 15720'-17802' 12.2 36.9 SCHLUMBERGER
TOM-014 1 15047'-17440' 10.79 NO TUVO HALLIBURTON
1 15820'-17392' 59.7 49.74
2 14953'-15820' 11.64 19.36
1 17102'-17229' 29.9 29.7
2 17229'-17246' 30 29.8
3 17246'-17393' 30 29.8
4 17391'-17560' 30 29.8
5 17558'-17647' 31.5 31.4
TOM-017 1 15842'-17710' 33 43 WEATHERFORD
TOM-018 1 15790'-17599' 70.42 80.01 WEATHERFORD
TOM-019-ST 1 15278'-17307' 51.23 60.82 WEATHERFORD
1 15822'-15907' 57.81 67.4
2 15907'-16359' 60.59 70.18
3 16359'-17485' 41.16 50.75
4 17485'-18072' 42.95 52.52
1 14820'-16371' 50.31 60.29
2 16379'-16490' 41.88 51.86
3 16489'-16969' 43.09 53.07
SCHLUMBERGER
TOM-016 SCHLUMBERGER
TOM-015-ST HALLIBURTON
POZO
S A
B-4
PO
ZOS
A B
-1
POZOS
TOM-023-ST WEATHERFORD
FRA-003 SCHLUMBERGER
TOM-021-ST2 SCHLUMBERGER
Lo anteriormente expuesto, se debe a que en el resto de los pozos en estudio se incluyó otro
accesorio en el BHA de perforación antes del LWD como lo es el motor de fondo, porque estos se
registraron durante el proceso de perforación y el resto luego de perforar casi todo el hoyo de producción.
Un ejemplo de ello es el pozo TOM-023 donde antes de la herramienta LWD, se colocó un motor de
Figura 74. Posición de los sensores de las herramientas LWD de los pozos del Área en estudio.
- 143 -
fondo más un estabilizador que generan una longitud de 36.98’. Sin embargo, en la Figura 75, se muestra
un resumen del intervalo de registro con LWD, para poder visualizar mejor lo comentado anteriormente.
POZOINTERVALO DE REGISTRO CON
LWD
PROF. HOYO
INT. SEGÚN
TUB. (pies)
POZOINTERVALO DE REGISTRO CON
LWD
PROF. HOYO
INT. SEGÚN
TUB. (pies)
TOM-010-ST2
Se perforó el hoyo hasta 17688', luego
se bajó herramienta LWD y se perforó
hasta la PT ubicada a 18091'.
15924 TOM-018
Se perforó el hoyo hasta 17147',
luego se bajó herramienta LWD y se
perforó hasta la PT ubicada a 17669'.
15793
TOM-011-ST
Se perforó el hoyo hasta 17530', luego
se bajó herramienta LWD y se perforó
hasta la PT ubicada a 17828'.
15425 TOM-019-ST
Se perforó el hoyo hasta 17161',
luego se bajó herramienta LWD y se
perforó hasta la PT ubicada a 17358'.
15369
TOM-012-ST 14870 TOM-020 16285
TOM-013-ST (1) TOM-021-ST2 15563
TOM-013-ST (2) TOM-022-ST3 15598
TOM-014 15050 TOM-023-ST 15836
TOM-015-ST
Se perforó el hoyo hasta 17322', luego
se bajó herramienta LWD y se perforó
hasta la PT ubicada a 17392'.
14958 TOM-024-ST NO SE REALIZÓ REGISTRO LWD 15090
TOM-016
Se perforó el hoyo hasta 16250', luego
se bajó herramienta LWD y se perforó
hasta la PT ubicada a 17679'.
15768
TOM-017
Se perforó el hoyo hasta 17599', luego
se bajó herramienta LWD y se perforó
hasta la PT ubicada a 17743'.
15900
Se perfiló con LWD, despues de
perforar el hoyo.
FRA-003SE REALIZÓ DURANTE LA
PERFORACIÓN14841
SE REALIZÓ DURANTE LA
PERFORACIÓN15729
Por otra parte, es importante resaltar que el nuevo servicio multifunción de adquisición de registros
durante la perforación EcoScope elimina muchas de las desventajas asociadas con las tecnologías LWD
previas. Este servicio permite la adquisición de nuevas mediciones para petrofísicos y geólogos, y
proporciona un nivel de seguridad y eficiencia inigualable para el personal de perforación.28
El collar
LWD EcoScope mide 26 pies de largo y posee un diámetro nominal de 17.15 cm [63⁄4 pulgadas]. Su tasa
de flujo máxima es de 3.03 m3/min [800 galones americanos/min], puede tolerar una severidad de pata
de perro máxima durante la rotación de 8º/30.5 m [100 pies], una severidad de pata de perro máxima
durante el deslizamiento de 16º/100 pies y puede operar en tamaños de pozos que oscilan entre 21.3 y
25.1 cm [83⁄8 a 97⁄8 pulgadas].
Figura 75. Intervalo de uso de la herramienta LWD de los Pozos del área estudio.
- 144 -
4.3. Objetivo Específico Nº 3. Comparar los costos actualizados, de los tiempos asociados a la
toma de registros, de las diferentes técnicas de perfilaje utilizadas en el hoyo de producción en
los pozos del área en estudio.
Para cumplir con este objetivo específico y llevar a cabo la comparación de los costos actualizados, de
los tiempos asociados a la toma de registros, de las diferentes técnicas de perfilaje; se agruparon los
pozos en tres casos posibles de acuerdo al procedimiento de toma de registros en el hoyo de producción
de los pozos del área en estudio, los cuales son los siguientes:
1) Pozos con registros LWD convencional (GR / Resistividad) y Registro con guaya (2 corridas:
una compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón y otra por GR / Caliper de 6 Brazos).
2) Pozos con registros LWD convencional (GR / Resistividad) y Registro con tubería (1 sola
corrida compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón / Caliper de 6 Brazos).
3) Pozos con registros LWD con la herramienta especial ECOSCOPE, y sin registros con guaya y/o
tubería.
Así mismo, se consideró la sub-división mostrada en la Figura 37 del desarrollo del objetivo específico 2;
es decir, en el análisis de cada uno de los casos planteados anteriormente, se consideró si el pozo fue
perforado hasta la Unidad B-1 ó a B-4.
En este sentido, primeramente se calcularon los tiempos asociados a la toma de registros, de las
diferentes técnicas de perfilaje, presentando, para el caso de los pozos con registros LWD; los tiempos
totales e improductivos de la perforación del hoyo de producción de 8-1/2” asociados al uso de la
herramienta LWD, el espesor de la sección perforada y la ROP promedio; de acuerdo a dicha
sub-división. En ese sentido, se calcularon los tiempos de acuerdo a lo estipulado en los distintos
contratos de servicios, es decir, se considera el pago de la herramienta LWD por debajo de la mesa
rotaria; en ese caso los resultados para los pozos completados en B-1, se muestran en las gráficas de la
Figura 76.
- 145 -
14
.2
15
.6
4.5
0
5
10
15
20
RO
P P
RO
ME
DIO
(pp
h)
TOM -020 TOM -021-ST2 TOM -022-ST3
POZOS CON REGISTROS LWD A
LA UNIDAD B-1
Donde puede observarse, una mayor cantidad de tiempo total de los pozos TOM-020 (101.5 hrs) y
TOM-021 (112.5 hrs), con respecto al TOM-022 (65.5 hrs), lo cual es debido principalmente a que el
espesor de la sección perforada en dichos pozos es mayor (838 y 758 pies, respectivamente) en
comparación con el otro (522 pies); a pesar que la ROP promedio del pozo TOM-022 es mucho menor
(4.5 pph) que la del TOM-020 (14.2 pph) y TOM-021 (15.6 pph); siendo está última ROP motivo para que
el tiempo de construcción de dicho pozo disminuya; sin embargo, al compararlo con el TOM-020, tiene los
tiempos totales muy parecidos, a pesar que tiene casi 100 pies menos de sección perforada y más 1 pph
de menor ROP, pero esto se debe a que los tiempos improductivos son mayores (27 hrs), en
comparación con el TOM-020 (0.5 hrs) y el TOM-022 (0 hrs). Por otra parte, es importante mencionar que
el pozo TOM-024-ST no tiene registro LWD, por eso no fue incluido en el análisis anterior.
Con respecto a los pozos completados en B-4, las gráficas mostradas en la Figura 77, presentan una
discretización de los pozos por las regiones de los yacimientos del área en estudio; donde se observa
bastante variación en los tiempos totales de construcción del hoyo de producción, resaltando los bajos
tiempos mostrados en los pozos TOM-012 (79 hrs), TOM-014 (94 hrs), TOM-019 (123 hrs), TOM-010 (79
Figura 76. Tiempos Totales, Espesor de la sección, ROP Promedio y Tiempos Improductivos de los Pozos en estudio con registros de LWD a nivel de B-1.
- 146 -
hrs), TOM-018 (152 hrs) y TOM-017 (79 hrs) con respecto al promedio (240 hrs) de esta clasificación;
debido principalmente a varias causas, entre las cuales se puede mencionar el menor espesor de la
sección perforada (TOM-019: 1989 pies y TOM-017: 1843 pies), mayor ROP promedio (TOM-010: 16.3
pph), y menores tiempos improductivos durante la construcción (TOM-012: 6 hrs, TOM-014: 8.5 hrs,
TOM-019: 39 hrs, TOM-010: 60 hrs, TOM-018: 0 hrs y TOM-017: 2.5 hrs); todas con respecto al promedio
(2170 pies, 10.6 pph y 60 hrs; respectivamente) de esta clasificación.
Por otra parte, los altos tiempos totales asociados al uso de la herramienta LWD mostrados en los
pozos TOM-011 (373 hrs), TOM-015 (317 hrs), TOM-023 (508 hrs), TOM-013 (308 hrs), TOM-016 (328
hrs) y FRA-003 (362.5 hrs) con respecto al promedio (240 hrs) de esta clasificación; son debido
principalmente a los altos tiempos improductivos (TOM-011: 190 hrs, TOM-015: 143 hrs, TOM-023: 110
hrs y TOM-013: 82.5 hrs) y al uso adicional de la herramienta LWD (121 hrs del pozo TOM-023 por la
profundización a B-4, del pozo FRA-003 por la utilización de la herramienta desde el inicio de la
perforación del hoyo de 8-1/2” y del pozo TOM-016 casi desde el inicio de la perforación del hoyo de
producción como puede observarse en la Figura 76, mostrada anteriormente).
En este mismo orden de ideas, se hizo el mismo análisis anterior, pero en este caso para los pozos
perfilados bajo la técnica de guaya y/o tubería, presentando los tiempos totales asociados al perfilaje del
hoyo de producción de los pozos en estudio y los tiempos improductivos asociados a las diferentes
técnicas de registros; de la misma manera de acuerdo a la sub-división de la Figura 37.
Es importante resaltar que no se tomó en cuenta el espesor de la sección perforada, porque este
aspecto no tiene incidencia significativa sobre el tiempo total; ni la ROP promedio, porque esto es un
parámetro propio del proceso de perforación, cuyo parámetro equivalente en los registros con guaya,
sería la velocidad de perfilaje, pero evidentemente no se podría comparar si los registros se realizaron
con guaya ó con tubería.
En este sentido, para el caso de los pozos con registros de guaya y/o tubería, completados en la
Unidad Estratigráfica B-1, en las gráficas de la Figura 78 puede observarse (a pesar que los registros del
pozo TOM-020 fueron realizados con guaya y los del TOM-021 con tubería) una mayor cantidad de
tiempo total del pozo TOM-020 (175 hrs), con respecto al TOM-021 (87.5 hrs) y mayor aún que el
TOM-022 (21.5 hrs), esto es debido principalmente a que los tiempos improductivos son mayores (147
hrs versus 12 hrs).
- 147 -
REGIÓN 1 REGIÓN 3
, REGIÓN 6 FRANQUERA
Figura 77. Tiempos Totales, Espesor de la sección, ROP Promedio y Tiempos Improductivos de los Pozos en estudio con registros de LWD a nivel de B-4.
REGIÓN 1 REGIÓN 3
, REGIÓN 6 FRANQUERA
REGIÓN 1 REGIÓN 3
, REGIÓN 6 FRANQUERA
REGIÓN 1 REGIÓN 3
, REGIÓN 6 FRANQUERA
- 148 -
175
87.5 21.5
0
50
100
150
200
TIE
MP
O T
OT
AL
(hrs
)
TOM-020 TOM-021-ST2 TOM-024-ST
POZOS C ON R EGISTR OS D E GU A Y A
Y / O TU B ER Í A A LA U N ID A D B - 1
En lo que respecta a los pozos completados en la Unidad Estratigráfica B-4, en las gráficas de la
Figura 79 puede observarse una mayor cantidad de tiempo total de los pozos TOM-023 (183.5 hrs) y
TOM-016 (268.5 hrs), con respecto al promedio (106 hrs) de esta clasificación; esto es debido, para el
caso del pozo TOM-016, principalmente a que los tiempos improductivos son los mayores de todos los
pozos completados en esta Unidad (253.5 hrs, que representa el 94% del total), por los problemas de
pega de la herramienta de registros. Y para el caso del pozo TOM-023, debido a que los registros se
realizaron con guaya y tubería (en su mayoría), y adicionalmente se realizaron en 2 fases, porque
inicialmente el pozo se perforó y perfiló hasta B-1.
Figura 78. Tiempos Totales y Tiempos Improductivos de los Pozos en estudio con registros de Guaya y/o Tubería a nivel de B-1.
REGIÓN 1 REGIÓN 3
. REGIÓN 6
REGIÓN 1 REGIÓN 3
. REGIÓN 6
Figura 79. Tiempos Totales e Improductivos de los Pozos en estudio con registros de Guaya y/o Tubería a nivel de B-4.
- 149 -
Por otra parte, en las Figuras 80 y 81, se muestra la estadística de los tiempos totales asociados al
perfilaje de los pozos en estudio, de la técnica de de registros con guaya y tubería, respectivamente;
donde se observa para el caso de los pozos con registros de guaya, altos valores de los pozos TOM-020
(175 hrs), TOM-016 (268.5 hrs) y en menor medida el TOM-014 (56.5 hrs), con respecto al promedio
(22.5 hrs) de los pozos perfilados en menor tiempo, como lo son el TOM-024, TOM-023, TOM-013 y
TOM-018; esto se debe a los altos tiempos improductivos de dichos pozos (TOM 020: 147 hrs, TOM-016:
253.5 hrs y TOM-014: 39 hrs).
Cabe resaltar, que al descontar los tiempos improductivos de los totales, se observa bastante similitud
en los tiempos resultantes de los pozos mostrados anteriormente, a pesar que hay pozos con notable
diferencia en la sección perfilada (ver las Figuras 38 y 39), debido a que hay unos perforados hasta la
Unidad B-1 (TOM-020) y otros hasta B-4 (TOM-014, TOM-023, TOM-013, TOM-016 y TOM-018); aunado
al hecho que cada pozo tiene un número de corridas distinto (ver Figuras 63 y 66); sin embargo, este
aspecto casi no tiene incidencia sobre el perfilaje, porque la velocidad de registros con guaya es alta
(aproximadamente 3600 pies/hora), lo cual permite realizar la operación de manera más rápida.
REGIÓN 1, B-1 REGIÓN 1, B-4
, REGIÓN 3, B-4
Figura 80. Tiempos Totales asociados al perfilaje de los Pozos en estudio con registros de Guaya.
- 150 -
Con respecto a los pozos con registros de tubería, la Figura 81 presenta alto valores en el pozo
TOM-023 (162.5 hrs), con respecto al TOM-021 (87.5 hrs) y TOM-017 (78 hrs), lo cual se debe a que
dicho pozo se perfiló en 2 fases, la primera hasta B-1, y la segunda hasta B-4, después que se decidió
profundizar hasta dicha Unidad.
Tomando en cuenta lo comentado anteriormente, en toda la redacción de este objetivo; y ante el
hecho que los costos actualizados de las diferentes técnicas de perfilaje, no solo tienen asociados los
costos de los registros, sino que existen factores a considerar que influyen sobre los costos actualizados,;
a continuación se presentará un promedio de dichos factores, los cuales se presentarán de acuerdo a la
Unidad Estratigráfica hasta la que se perforó el pozo, porque el espesor de la sección, es el parámetro
que más tiene incidencia sobre el estimado final.
En este sentido, existen varios factores a tomar en cuenta; como lo son los registros a tomar, el
espesor de la sección a registrar, la profundidad total del pozo, el tiempo de taladro asociado al perfilaje y
los servicios asociados ó conexos al taladro que generan costos durante los registros; los cuales se
explicarán a continuación:
a) Registros a tomar:
REGIÓN 1, B-1 REGIÓN 1, B-4
, REGIÓN 3, B-4
Figura 81. Tiempos Totales asociados al perfilaje de los Pozos en estudio con registros de Tubería.
- 151 -
Con respecto a los registros con guaya, de acuerdo a lo analizado anteriormente, los pozos del área en
estudio básicamente tienen dos corridas; la primera casi siempre compuesta por GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón y otra de GR / Caliper de 6 brazos ó el del Registro de Presión.
En el caso de los registros con tubería, de igual forma se analizó la realización de dos corridas, GR /
Resistividad / Densidad / Neutrón / Caliper de 6 brazos y el Registro de Presión, sin embargo, está última
no será tomada en cuenta (para ninguno de los 2 casos) en el análisis comparativo con la herramienta
ECOSCOPE, porque la misma no permite medir dicha información. Por otro lado, en cuanto a los
registros convencionales con LWD, básicamente siempre se toma el registro GR / Resistividad.
b) Espesor de la sección a registrar:
En la Unidad B-1, se determinó un espesor promedio de 707 pies, y para la Unidad B-4 de 2170 pies,
de acuerdo a las conclusiones de las Figuras 38 y 39, respectivamente.
c) Profundidad Total del pozo:
Tomando en cuenta que no existe mucha diferencia entre la profundidad medida entre los registros con
guaya y el de tubería (como se demostró anteriormente), la profundidad total promedio de los pozos del
área en estudio a considerar, será la medida con la tubería de perforación, en ese caso la obtenida luego
del registro LWD, para lo cual se muestra la Figura 82, donde se observa un promedio de 16544 pies
para la Unidad B-1, y de 17649 pies para B-4.
- 152 -
Cabe destacar, que la diferencia de profundidad observada entre los pozos de dicho gráfico, es debido
principalmente a que esos pozos alcanzaron el yacimiento a distintas profundidades, unos en la parte
baja y otros en la parte alta de la estructura.
d) Tiempo de taladro asociado al perfilaje:
En este caso, se debe tomar en cuenta el Tiempo Productivo que generó la operación, que sería el
Tiempo Total menos los Tiempos Improductivos; que se pueden calcular a partir de los datos utilizados
para generar la Figura 76 (Pozos con registro LWD a B-1), 77 (Pozos con registro LWD a B-4), 80 (Pozos
con registros de guaya) y 81 (Pozos con registros de tubería); los cuales están referidos a los tiempo
totales e improductivos de los pozos con registros LWD, guaya ó tubería, del área en estudio.
En este mismo orden de ideas, existen pozos que se deben excluir de dichos datos, porque no
cumplen con el comportamiento normal de los pozos en estudio; como lo son en el caso de la Figura 76,
los siguientes:
Figura 82. Profundidad total de los pozos con registros LWD del área en estudio.
B-1
, B-4
- 153 -
TOM-011, por la utilización de otra corrida de registros, porque en la primera se presentaron
problemas de comunicación entre el equipo de geonavegación (geo-pilot) y el LWD, que generó
la pérdida de señal del registro de Resistividad (propició un tiempo adicional de 86.5 hrs)
TOM-013, porque se realizó una corrida de registros adicional de LWD de GR / Densidad /
Neutrón / Sónico (generó un tiempo adicional de 75.5 hrs);
TOM-015, al igual que el TOM-013, por la ejecución de un registro adicional de LWD, en ese caso
de GR / Densidad / Caliper / Sónico / Presión (generó un tiempo adicional de 63 hrs).
TOM-017 y TOM-019, porque solo se perforaron hasta la Sub-unidad B-4.3 (uno por baja
prospectividad por debajo de dicha Sub-unidad y el otro por problemas operacionales,
respectivamente),
TOM-016, TOM-023 y FRA-003, por el uso adicional de la herramienta LWD (del pozo TOM-016
casi desde el inicio de la perforación del hoyo de producción, del pozo TOM-023 por la
profundización a B-4 y del pozo FRA-003 desde el inicio de la perforación).
En este sentido, en la Figura 83 se muestran los Tiempos Productivos de los pozos con registro LWD a
nivel de B-4, excluyendo los pozos comentados en el punto anterior; donde se observa un promedio de
101.1 hrs en lo que respecta al uso de estas herramientas en dicha Unidad Estratigráfica.
73
.0
85
.5
94
.5
15
1.5
0
20
40
60
80
100
120
140
160
TIE
MP
O P
RO
DU
CT
IVO
(h
rs)
TOM-012-ST TOM-014 TOM-010-ST2 TOM-018
POZOS CON REGISTROS LWD A LA UNIDAD B-4
Figura 83. Tiempos Productivos de los pozos con registro LWD a nivel de B-4, discretizados.
REGIÓN 1
, REGIÓN 3
- 154 -
10
1
85
.5
65
.5
0
20
40
60
80
100
120
TIE
MP
O P
RO
DU
CT
IVO
(hrs
)
TOM-020 TOM-021-ST2 TOM-022-ST3
POZOS CON REGISTROS LWD A LA UNIDAD B-1
Para los pozos con registros LWD a nivel de B-1, se mantienen los mismos; los cuales presentaron un
promedio de 84 hrs de utilización de dichas herramientas y en la Figura 84 se muestran los datos
correspondientes; cabe destacar que dichos pozos pertenecen a la región 1 del yacimiento VLG-3729.
Para el caso de los datos utilizados para generar la Figura 80 (Pozos con registros de guaya), tomando
en cuenta lo comentado en el primer factor (registros a tomar) a considerar para calcular el monto de los
costos actualizados, se deben descartar varios pozos de dichos datos, porque no cumplen con las dos
corridas de registros mencionadas en dicho punto (Una de GR / Resistividad / Densidad / Neutrón y otra
de GR / Caliper de 6 brazos); todo ello de acuerdo a los siguientes criterios de discretización:
TOM-013, TOM-018 y TOM-024, porque tienen una sola corrida y la otra es del registro de
presión; y esta no se está tomando en cuenta para efectos comparativos con las diferentes técnicas
de perfilaje.
TOM-020, a pesar de que a este pozo se le realizaron tres corridas de registro, solo se tomarán
en cuenta las dos últimas realizadas con la compañía Schlumberger, porque después de la primera
que se hizo con Halliburton, se presentaron varios problemas de pega de la herramienta. El tiempo
productivo a descontar por dicha corrida es de 8 hrs.
Los resultados de los Tiempos Productivos de los pozos con registro de guaya, luego de la
discretización anterior se muestran en la Figura 85, donde se observa un promedio de 18.4 hrs en lo que
Figura 84. Tiempos Productivos de los pozos con registro LWD a nivel de B-1.
- 155 -
respecta a la realización de dos corridas para las dos unidades; pero de 20 y 17.8 hrs, en el caso de B-1
y B-4, respectivamente.
20
17
.5 21
.0
15
.0
0
5
10
15
20
25T
IEM
PO
PR
OD
UC
TIV
O (
hrs
)
TOM-020 TOM-014 TOM-023-ST TOM-016
POZOS CON REGISTROS DE GUAYA
En lo que respecta a los datos de la Figura 81 (Pozos con registros de tubería), se deben excluir los
del pozo TOM-023 por dos razones; la primera es porque la profundización a B-4, propició utilizar este
tipo de registro en dos fases, generándose dos corridas adicionales; y la otra es del registro de presión, la
cual no se debe tomar en cuenta para efectos comparativos con las diferentes técnicas de perfilaje,
porque como se comentó anteriormente, la herramienta ECOSCOPE no permite medir dicha información.
En este sentido, a continuación se muestra la Figura 86, que presenta los resultados de los Tiempos
Productivos de los pozos con registro de tubería; donde se observa un promedio de 69.3 hrs en lo que
respecta a la realización de una corrida de registros, para las dos unidades (de 75.5 y 63 hrs, en el caso
de B-1 y B-4, respectivamente); tal y como se estableció en el punto “a” (registros a tomar; en este caso,
con tubería), de esta sección.
Figura 85. Tiempos Productivos de los pozos con registro de guaya, discretizados.
REGIÓN 1, B-1 REGIÓN 1, B-4
, REGIÓN 3, B-4
- 156 -
75
.5
63
55
60
65
70
75
80
TIE
MP
O P
RO
DU
CT
IVO
(hrs
)
TOM-021-ST2 TOM-017
POZOS CON REGISTROS DE TUBERÍA
De la misma manera, tomando en cuenta la agrupación de los tres casos posibles comentados
anteriormente, de acuerdo al procedimiento de toma de registros en el hoyo de producción de los pozos
del área en estudio; es necesario determinar el tiempo involucrado en el viaje de calibración, que se
realiza luego de la corrida de registros con guaya y/o tubería.
En ese caso, el cálculo se debe hacer solamente en función de los dos primeros grupos de pozos; es
decir, los que tienen registros LWD convencional más los de guaya y/o tubería, porque son los que
necesitan un viaje de calibración luego de realizar estos últimos registros; en cambio en los pozos que
tienen solo los registros LWD con la herramienta especial ECOSCOPE, se puede sacar la sarta de
perforación a superficie y bajar el revestidor de producción, una vez de terminar de perforar el hoyo.
Tomando en cuenta lo analizado en los dos párrafos anteriores, se verificó en el sumario de
operaciones de los pozos con registros de guaya y/o tubería, el tiempo productivo empleado en el viaje
de calibración después de la última corrida de registros, cuyos resultados se muestran en la Figura 87,
donde se observa un promedio de 31 hrs para los pozos perforados hasta la Unidad B-1, y de 37.1 hrs
para B-4.
B-1
, B-4
Figura 86. Tiempos Productivos de los pozos con registro de tubería, discretizados.
- 157 -
Es importante destacar, que en los datos del gráfico anterior, se excluyó el pozo TOM-023, tomando en
cuenta, que la profundización a la Unidad B-4, generó la realización de dos viajes de calibración, en
contraposición a los otros pozos, donde solo se realizó uno.
Para visualizar mejor, lo comentado en este punto, a continuación se muestra la Figura 88, donde se
presenta un resumen de Tiempos Productivos asociados a las actividades de perfilaje de los pozos en
estudio; de los cuales puede observarse un promedio en los pozos perforados hasta la Unidad B-1 de 20
hrs para el perfilaje con guaya, 75.5 hrs para el de tubería, de 84 hrs para los registros de LWD y de 31
hrs para el viaje de calibración. Por otro lado, para la Unidad B-4, se observa un promedio de 17.8, 63,
101.1 y 37.1 hrs, para los registros con guaya, tubería, LWD y el viaje de calibración; respectivamente.
e) Servicios asociados ó conexos al taladro que generan costos durante los registros:
Son los servicios de Cabina de Mud Logging; Equipo de Control de Sólidos; Control y Monitoreo del
Fluido de Perforación; y el de Manejo, Tratamiento y Desecho de Ripios; que se utilizan durante el
proceso de perforación, pero no durante el perfilaje; sin embargo, en vista que se van a utilizar después
de este paso; para lo que es el viaje de calibración ó limpieza, la bajada del revestidor y la completación
del pozo, los mismos deben estar disponibles, por lo que se debe pagar el llamado “stand by” del equipo.
Figura 87. Tiempos Productivos del viaje de calibración de los pozos con registro de guaya y/o tubería.
B-1
, B-4
- 158 -
UNIDAD POZOS
TIEMPO PRODUCTIVO
REGISTRO CON
GUAYA (HRS)
TIEMPO PRODUCTIVO
REGISTRO CON
TUBERÍA (HRS)
TIEMPO PRODUCTIVO
REGISTRO LWD (HRS)
TIEMPO
PRODUCTIVO VIAJE
DE CALIBRACIÓN
(HRS)
TOM-020 20 - 101 30
TOM-021-ST2 - 75,5 85,5 30,5
TOM-022-ST3 - - 65,5 32,5
PROMEDIO 20,0 75,5 84,0 31,0
TOM-010-ST2 - - 94,5 -
TOM-012-ST - - 73 -
TOM-013-ST - - - 33,5
TOM-014 17,5 - 85,5 34
TOM-016 15 - - 40,5
TOM-017 - 63 - 39
TOM-018 - - 151,5 38,5
TOM-023-ST 21 - - -
PROMEDIO 17,8 63,0 101,1 37,1
B-1
B-4
De la misma manera, para el caso de los grupos de pozos que tienen registros LWD convencional más
los de guaya y/o tubería, se debe adicionar el costo que generan estos servicios durante el tiempo en que
se realiza el viaje de calibración, porque ello genera costos adicionales que en los pozos con registros
LWD con la herramienta Ecoscope no se generan, porque no se realiza este viaje, ya que se saca la
sarta de perforación a superficie e inmediatamente se baja el revestidor al hoyo.
Por otra parte, cabe destacar el hecho de que en los análisis anteriores, se observó que del pozo
TOM-018 al TOM-023 y el FRA-003, se incluyó otro accesorio en el BHA de perforación antes del LWD
como lo es el motor de fondo, porque estos se registraron durante el proceso de perforación, y el resto
(TOM-010 al TOM-017) luego de perforar casi todo el hoyo de producción; lo cual trae como
consecuencia que en dichos pozos se tenga que cancelar el servicio de Perforación Direccional, adicional
a los comentados anteriormente.
Por lo expuesto en el párrafo anterior, en la estimación de los costos finales para cada uno de los tres
casos posibles del grupo de pozos, definido de acuerdo al procedimiento de toma de registros en el hoyo
de producción; se considerarán tres escenarios posibles: utilizar la herramienta de LWD después de
perforar todo el hoyo de producción, avanzada la perforación ó desde el inicio de la misma; para verificar
la viabilidad de obtener la información de los registros al menor costo posible.
Figura 88. Tiempos Productivos de las diferentes Técnicas de Perfilaje de los Pozos del área en estudio.
- 159 -
En este sentido, para el caso de los pozos perforados solo hasta la Unidad Estratigráfica B-1; que
resultaron después de la discretización anterior (TOM-020, TOM-021 y TOM-022); solo se tomará en
cuenta el tiempo de registro con LWD desde el inicio de la perforación (84 hrs), porque el espesor de la
sección a perforar (707 pies) es muy corto, por lo que se realiza en un solo viaje, y amerita un control y
monitoreo para la estimación de la profundidad final del pozo.
Así mismo, no es posible determinar el tiempo de registro con esta herramienta en los otros casos
(después de la perforación ó avanzada la misma), porque en todos los pozos que se perforaron hasta
esta Unidad, se utilizó el LWD desde el inicio de la perforación.
Por otro lado, cabe destacar que el planteamiento anterior está dirigido a los grupos de pozos con
registros LWD más guaya y/o tubería; por lo que para el caso de los pozos con registros LWD con la
herramienta especial Ecoscope; tomando en cuenta que dicha herramienta solo se usó en el pozo
FRA-003, y el mismo llegó hasta B-4; se calculó el tiempo de uso (102 hrs) como si se hubiese perforado
el pozo hasta la base de la Sub-unidad B-1.6 (15654’), adicionando por supuesto, la sacada de la
herramienta a superficie.
De la misma manera, se realizó el análisis para los pozos perforados hasta la Unidad Estratigráfica
B-4, que resultaron después de la discretización del punto anterior (TOM-010, TOM-012, TOM-014,
TOM-018 y FRA-0003); pero en este caso si se tomará en cuenta el tiempo de registro con LWD con los
tres escenarios posibles; después de la perforación (79.3 hrs), avanzada la misma (123 hrs) ó desde el
inicio (309.5 hrs); porque se dispone de la información para tal fin y el espesor de la sección, amerita que
la perforación del hoyo se realice en varias fases.
Es importante resaltar, que para el caso de los pozos a tomar en cuenta, para el cálculo de los tiempos
del uso de la herramienta LWD después de la perforación y específicamente para los grupos de pozos
con registros LWD más guaya y/o tubería; se tomaron los pozos TOM-012 y TOM-014, porque fueron en
los que se utilizó dicha herramienta en esta condición. Por otro lado, en los del uso del LWD avanzada la
perforación, fueron el TOM-010 y TOM-018; donde se usó la herramienta después de un avance de 81%
(a partir de 17688’ hasta la PT de 18091’; Rev. Intermedio a 15924’) y 72% (a partir de 17147’ hasta la PT
de 17669’; Rev. Intermedio a 15793’) en la construcción del hoyo de producción; respectivamente.
- 160 -
En lo que respecta a los pozos con registros LWD después de la perforación, se tomó el tiempo de uso
de dicha herramienta en el pozo FRA-003 (309.5 hrs), porque es el único donde se ha utilizado la
herramienta en esa condición y está precisamente perforado hasta B-4.
Finalmente, para la estimación de los costos finales para cada uno de los tres casos posibles
mencionados anteriormente, a continuación se presenta la Figura 89, donde se muestra un resumen de
la estimación de los factores que generan costos durante la realización de los registros a los grupos de
pozos definidos en el presente objetivo.
DESPUES DE LA
PERFORACIÓN
AVANZADA LA
PERFORACIÓN
DESDE EL INICIO DE
LA PERFORACIÓN
B-1 707 16544 20 - 31 - - 84
B-4 2170 17649 17,8 - 37,1 79,3 123 309,5
B-1 707 16544 - 75,5 31 - - 84
B-4 2170 17649 - 63 37,1 79,3 123 309,5
B-1 707 16544 - - - - - 102
B-4 2170 17649 - - - 79,3 123 309,5
GR /
RESISTIVIDAD /
DENSIDAD /
NEUTRÓN /
CALIPER DE 6
BRAZOS
GR /
RESISTIVIDAD
POZOS CON REGISTROS LWD +
GUAYA
TIEMPOS DE REGISTROS CON LWD (HRS)PROFUNDIDAD
TOTAL DEL POZO
(PIES)
UN
IDA
D
ES
TR
AT
IGR
ÁF
ICA
TIEMPOS DEL
REGISTRO CON
TUBERÍA (HRS)
TIEMPOS DEL
REGISTRO CON
GUAYA (HRS)
TIEMPOS DEL VIAJE
DE CALIBRACIÓN
(HRS)
TIEMPOS DE TALADRO ASOCIADO AL PERFILAJETIPO DE GRUPO DE POZOS DEFINIDO
DE ACUERDO AL PROCEDIMIENTO DE
TOMA DE REGISTROS EN EL HOYO DE
PRODUCCIÓN
REGISTROS A
TOMAR
ESPESOR DE LA
SECCIÓN A
REGISTRAR
(PIES)
POZOS CON REGISTROS LWD +
TUBERÍA
POZOS CON REGISTROS LWD CON LA
HERRAMIENTA ESPECIAL ECOSCOPE
FACTORES QUE GENERAN COSTOS DURANTE LOS REGISTROS
Así mismo, se muestra la Figura 90, donde se observan los tiempos totales asociados al taladro,
tomando en cuenta la suma de los tiempos generados por los registros con guaya, lo de los registros con
tubería, los del uso de la herramienta LWD y los del viaje de calibración; de acuerdo ha sí el LWD se
utilizó después de la perforación, avanzada la misma ó desde el inicio.
DESPUES DE LA
PERFORACIÓN
AVANZADA LA
PERFORACIÓN
DESDE EL INICIO
DE LA
PERFORACIÓNB-1 - - 135
B-4 134,2 177,9 364,4
B-1 - - 190,5
B-4 179,4 223,1 409,6
B-1 - - 102
B-4 79,3 123 309,5
POZOS CON REGISTROS LWD +
GUAYA
POZOS CON REGISTROS LWD +
TUBERÍA
POZOS CON REGISTROS LWD CON
HERRAMIENTA ESPECIAL ECOSCOPE
TIPO DE GRUPO DE POZOS DEFINIDO
DE ACUERDO AL PROCEDIMIENTO DE
TOMA DE REGISTROS EN EL HOYO DE
PRODUCCIÓN
UNIDAD
ESTRATIGRÁFICA
TIEMPOS TOTALES DE TALADRO ASOCIADOS AL
PERFILAJE (HRS)
Figura 89. Resumen de los Factores que generan Costos durante el Proceso de Perfilaje de los Pozos del área en estudio.
Figura 90. Resumen de los Tiempo Totales Asociados al Perfilaje de los Pozos del área en estudio.
- 161 -
Tomando en cuenta, los factores que generan costos durante la realización de los registros, mostrados
en la Figura 89, se procedió al cálculo de los costos finales, de acuerdo a la discretización explicada en
los análisis previos, considerando primero si el pozo fue perforado hasta la Unidad B-1 ó B-4; y segundo
si el uso del LWD fue después de la perforación, avanzada la misma ó desde el inicio.
En ese caso, se comenzó por los costos que generan los registros a tomar con guaya, para lo cual a
continuación se muestran los criterios a tomar en cuenta para este caso:
Cargos básicos: corresponde al servicio de registro como tal, en cada pozo en el cual se le va a
realizar registros con guaya, se debe cancelar 1 unidad de este cargo.
Cargo bajada: son las corridas de registros que se realizaron en el pozo, en este caso, de
acuerdo a los análisis anteriores en cuanto a los registros con guaya, son 2 para los pozos
perforados a ambas Unidades.
Cargo formato cliente operación dato digital y copia a color: son los productos finales que se
entregan al cliente; para lo cual se tiene estipulado 2 CD’s con la información en digital y 5 copias
en físico de cada presentación; para el caso de los registros a tomar en los pozos en estudio se
entregarán 50 copias; que corresponden a las presentaciones del registro GR / Resistividad en
escalas 1:200 y 1:500, MD y TVD, Lineal y Logaritmica; y de los registros Caliper de 6 Brazos y
Densidad / Neutrón en escala 1:200 en MD.
Cargo formato cliente pie de registro acumulado: se trata de la sumatoria de los pies de registro
de los distintos servicios tomados en el pozo, que en este caso es de 6363’ y 17360’, para B-1 y
B-4, respectivamente; que corresponde a la sumatoria de los pies de registro de los servicios de
GR (servicio GAMMA RAY COMBINADO – CONVENCIONAL), Resistividad (servicio
INDUCCIÓN ALTA RESOLUCIÓN >= 5 CURVAS); Densidad, Neutrón y el Caliper de 6 Brazos.
De la misma manera, para el cálculo de dicha sumatoria, se toma en cuenta el servicio de SENSOR
DE TENSIÓN, TEMP Y RESISTIVIDAD DEL LODO, pero en ese caso solo los de tensión y temperatura,
porque el lodo de perforación que se utiliza en los pozos del área es base aceite y por ende no se le mide
la resistividad para estimación de propiedades petrofísicas.
- 162 -
Ingeniero especialista: se cancela por cada día del especialista en la operación de perfilaje; en
este caso como la operación de registros con guaya debe durar 20 y 17.8 hrs (para B-1 y B-4,
respectivamente), se cancela lo correspondiente a un día.
Cargo por profundidad simple, doble y triple: corresponde a la profundidad de de registros en los
intervalos entre 0’ y 12000’; entre 12000’ y 17000’; y más de 17000’; respectivamente. Todo ello,
para los distintos servicios de gamma Ray combinado – convencional, inducción alta resolución
>= 5 curvas, Densidad, Neutrón, Caliper de 6 Brazos; y los sensores de tensión y temperatura.
Para el caso de los pozos en estudio a nivel de B-1, se tomó 12000’ por profundidad simple y
4544’ por la doble, porque la PT promedio de los pozos perforados hasta esta Unidad es 16544’.
En lo que respecta a los pozos en B-4, tomando en cuenta que la PT promedio de los pozos
perforados hasta esta Unidad, es 17649’; se tomó 12000’ por profundidad simple, 5000’ por la
doble y 649’ por la triple, para totalizar el valor de dicha PT.
Gamma Ray combinado – convencional: el mismo se calcula de acuerdo al número de corridas a
realizar, tomando en cuenta que cada viaje amerita el uso de un registro GR para la correlación
de la profundidad. En este caso, se canceló el correspondiente a dos corridas, porque son las
planificadas para los registros con guaya; por ello se observa 24000’ en la profundidad simple;
9088’ y 10000’, en la doble, para B-1 y B-4, respectivamente; y 1298’ para la profundidad triple en
los pozos perforados hasta B-4. Por otro lado, en cuanto al espesor, se consideró 1414’ y 4340’,
para B-1 y B-4, respectivamente; porque en todos los casos amerita el pago del servicio dos
veces, porque son dos corridas las planificadas.
Cargo volumen integrado: se utiliza como cargo adicional a la PT del pozo y al espesor a
registrar, y es específicamente en el servicio del caliper de 6 brazos; y el mismo se calcula de
acuerdo al espesor de la sección; que fue de 707’ y 2170’, para B-1 y B-4, respectivamente.
Servicios de interpretación: se utiliza de acuerdo a la necesidad de interpretación de los registros
del pozo y generalmente es en aquellos registros especiales. Este servicio genera dos cargos,
uno básico que es por el número de servicios, y otro por pies de registro que depende del
espesor de la sección a registrar (707’ y 2170’, para B-1 y B-4, respectivamente). En este caso,
solo se utilizó la interpretación de ANÁLISIS DE OVALIDAD DE HOYO, que corresponde al del
registro caliper de 6 brazos; para definir la dirección de los esfuerzos a los que está sometido el
yacimiento.
Para finalizar lo concerniente a la estimación de costos, de los registros a tomar con guaya, en los
pozos del área en estudio; en la Figura 91, se muestra el detalle de cada uno de los factores que generan
costos en este tipo de registros, en este caso, para la Unidad B-1; donde se observa un costo total de los
- 163 -
registros con guaya de 747.592 BsF equivalentes; representados por 195.096,08 BsF más 128.487,39 $,
transformados a BsF, con una tasa de cambio de 4,3 BsF por $.
Servicio:
UND.
TOTAL
BOLIVAR DÓLAR
BOLIVARES PUROS TOTAL DÓLARES
1 PERFIL 1 100% Bs.F US $ 100% 100%
2 CARGO BASICOS
3 CARGO BASICOS SERVICIO 1 2,383.92 1,278.00 2,383.92 1,278.00
9 CARGO BAJADA BAJADA 2 817.46 718.00 1,634.92 1,436.00
10 CARGO FORMATO CLIENTE OPERACION DATO DIGITAL CD 2 425.02 297.00 850.04 594.00
11 CARGO FORMATO CLIENTE PIE DE REGISTRO ACUMULADO PIE 6,363 0.28 0.20 1,781.64 1,272.60
13 CARGO POR COPIA A COLOR UNIDAD 50 37.39 28.00 1,869.50 1,400.00
14 CUSTODIA DE EXPLOSIVOS OPE - 213.63 0.00 - -
15 INGENIERO ESPECIALISTA DIA 1 702.33 611.00 702.33 611.00
57 PERFIL 10 - - -
58 INDUCCION ALTA RESOLUCION > = 5 CURVAS - - -
59 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.59 1.05 19,080.00 12,600.00
60 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 3.18 2.10 14,449.92 9,542.40
61 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 4.77 3.15 - -
62 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 1.59 1.05 1,124.13 742.35
75 PERFIL 13 - -
76 NEUTRON - -
77 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.12 0.73 13,440.00 8,760.00
78 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 2.24 1.46 10,178.56 6,634.24
79 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 3.36 2.19 - -
80 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 1.12 0.73 791.84 516.11
81 PERFIL 14 - -
82 GAMMA RAY COMBINADO -CONVENCIONAL - -
83 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 24,000 0.39 0.29 9,360.00 6,960.00
84 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 9,088 0.77 0.58 6,997.76 5,271.04
85 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 1.16 0.87 - -
86 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 1,414 0.37 0.29 523.18 410.06
97 PERFIL 16 - -
98 DENSIDAD - -
99 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.27 0.83 15,240.00 9,960.00
100 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 2.54 1.66 11,541.76 7,543.04
101 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 3.82 2.49 - -
102 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 1.27 0.83 897.89 586.81
470 PERFIL 36 - - -
471 CALIPER DE SEIS BRAZOS - - -
472 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.08 0.71 12,960.00 8,520.00
473 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 2.16 1.42 9,815.04 6,452.48
474 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 3.24 2.13 - -
475 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 3.24 2.13 2,290.68 1,505.91
476 CARGO VOLUMEN INTEGRADO PIES 707 0.19 0.13 134.33 91.91 492
CARGO REGISTRO TRIPLE > 17000 PIE-
2.87 1.53- -
493 PERFIL 39 - - -
494 SENSOR TENSION ,TEMP, RESISTIVIDAD DE LODO - - -
495 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 24,000 0.66 0.40 15,840.00 9,600.00
496 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 9,088 1.33 0.80 12,087.04 7,270.40
497 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 1.99 1.20 - -
498 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 1,414 0.66 0.40 933.24 565.60
522 PERFIL 43 - - -
523 SERVICIOS DE INTERPRETACION - - -
596 ANALISIS DE OVALIDAD DE HOYO - - -
597 CARGO BASICO SERVICIO 1 493.35 336.00 493.35 336.00
598 CARGO POR PIE PIE 707 0.33 0.22 233.31 155.54
N/A 195,096.08 128,487.39 BsF Totales 747,592
ESTIMADO DE COSTOS DE REGISTROS CON GUAYA DE POZOS A B-1
SERVICIO TECNICO
En el caso de los pozos perforados hasta B-4, tomando en cuenta los valores de los factores que
afectan dichos registros, el costo total es de 789.114 BsF equivalentes; representados por 205.527,87
BsF más 135.717,8 $.
De la misma manera, fue realizado el análisis de costos, para los registros con tubería; en este sentido,
se tomó en cuenta todos los costos que generan los registros tomados bajo esta técnica, considerando
los mismos factores explicados anteriormente para los registros con guaya; a excepción del ítem
Figura 91. Resumen del Cálculo de los Costos del Perfilaje con Guaya de los Pozos perforados hasta la Unidad B-1.
- 164 -
INSTALACIÓN DE EQUIPO DE PRESIÓN, que solo aplica en los registros tomados con tubería, y en el
caso de los pozos en estudio, se toma un solo servicio.
N° ACTA
EQUIPO CAMPO CARGO
UND. TOTAL BOLIVAR DÓLAR BOLIVARES PUROS TOTAL
DÓLARES
1 PERFIL 1 100% Bs.F US $ 100% 100%
2 CARGO BASICOS
3 CARGO BASICOS SERVICIO 1 2,383.92 1,278.00 2,383.92 1,278.00
5 INSTALACION DE EQUIPO DE PRESION SERVICIO 1 800.28 703.00 800.28 703.00
9 CARGO BAJADA BAJADA 1 817.46 718.00 817.46 718.00
10 CARGO FORMATO CLIENTE OPERACION DATO DIGITAL CD 2 425.02 297.00 850.04 594.00
11 CARGO FORMATO CLIENTE PIE DE REGISTRO PIE 4,949 0.28 0.20 1,385.72 989.80
12 CARGO POR COPIA ADICIONAL B/W > 3 UNIDAD 50 17.74 13.00 887.00 650.00
15 INGENIERO ESPECIALISTA DIA 4 702.33 611.00 2,809.32 2,444.00
36 PERFIL 7 - -
37 PERFILAJE ASISTIDO POR TUBERIA DE PERFORACION - -
38 CARGO POR SERVICIO SERVICIO 1 5,357.27 4,292.00 5,357.27 4,292.00
39 CARGO POR CONEXION O POSICIONAMIENTO CONEXION 1 2,031.60 1,326.00 2,031.60 1,326.00
42 OPERADOR ESPECIALISTA DIA 4 263.86 223.00 1,055.44 892.00
57 PERFIL 10 - -
58 INDUCCION ALTA RESOLUCION > = 5 CURVAS - -
59 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.59 1.05 19,080.00 12,600.00
60 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 3.18 2.10 14,449.92 9,542.40
61 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 4.77 3.15 - -
62 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 1.59 1.05 1,124.13 742.35
75 PERFIL 13 - -
76 NEUTRON - -
77 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.12 0.73 13,440.00 8,760.00
78 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 2.24 1.46 10,178.56 6,634.24
79 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 3.36 2.19 - -
80 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 1.12 0.73 791.84 516.11
81 PERFIL 14 - -
82 GAMMA RAY COMBINADO -CONVENCIONAL - -
83 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 0.39 0.29 4,680.00 3,480.00
84 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 0.77 0.58 3,498.88 2,635.52
85 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 1.16 0.87 - -
86 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 0.37 0.29 261.59 205.03
97 PERFIL 16 - -
98 DENSIDAD - -
99 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.27 0.83 15,240.00 9,960.00
100 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 2.54 1.66 11,541.76 7,543.04
101 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 3.82 2.49 - -
102 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 1.27 0.83 897.89 586.81
470 PERFIL 36 - -
471 CALIPER DE SEIS BRAZOS - -
472 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 12,000 1.08 0.71 12,960.00 8,520.00
473 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 4,544 2.16 1.42 9,815.04 6,452.48
474 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 3.24 2.13 - -
475 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 707 3.24 2.13 2,290.68 1,505.91
476 CARGO VOLUMEN INTEGRADO PIES 707 0.19 0.13 134.33 91.91
493 PERFIL 39 - -
494 SENSOR TENSION ,TEMP, RESISTIVIDAD DE LODO - -
495 CARGO PROFUNDIDAD SIMPLE PIE 24,000 0.66 0.40 15,840.00 9,600.00
496 CARGO PROFUNDIDAD DOBLE > 12K<17K PIE 9,088 1.33 0.80 12,087.04 7,270.40
497 CARGO PROFUNDIDAD TRIPLE > 17K PIE - 1.99 1.20 - -
498 CARGO REGISTRO SIMPLE PIE 1,414 0.66 0.40 933.24 565.60
522 PERFIL 43 - - -
523 SERVICIOS DE INTERPRETACION - - -
596 ANALISIS DE OVALIDAD DE HOYO - - -
597 CARGO BASICO SERVICIO 1 493.35 336.00 493.35 336.00
598 CARGO POR PIE PIE 707 0.33 0.22 233.31 155.54 N/A 172,158.94 114,071.79
BsF Totales
SERVICIO TECNICO
PAGO TOTALCANTIDAD
662,668
ESTIMADO DE COSTOS DE REGISTROS CON TUBERÍA DE POZOS A B-1
DESDE HASTA
PRECIO UNITARIO
PERIODO
EMPRESA / Nº CONTRATO: POZO
Figura 92. Resumen del Cálculo de los Costos del Perfilaje con Tubería de los Pozos perforados hasta la Unidad B-1.
- 165 -
En la Figura 92, se muestra el detalle de cada uno de los factores que generan costos en los registros
con tubería; en este caso, para la Unidad B-1; donde se observa un costo total de los registros con
tubería de 662.668 BsF equivalentes; representados por 172.158,94 BsF más 114.071,79 $,
transformados a BsF, con una tasa de cambio de 4,3 BsF por $.
El mismo análisis anterior, se realizó para los servicios asociados ó conexos al taladro, que generan
costos durante los registros; en este sentido, a continuación se muestran los criterios a tomar en cuenta
para:
La Cabina de Mud Logging.
→ Servicio integral de Mud Logging: Se refiere al uso de la cabina en especifico así se estén o no
llevando a cabo actividades de perforación, y en el caso de los pozos perforados hasta B-1, como
todos son desde el inicio de la perforación se debe cancelar este servicio; que en este caso, de
acuerdo a los valores de la Figura 89, le corresponden 135, 190.5 y 102 hrs; para los pozos con
registros LWD más guaya, con LWD más tubería y con LWD con la herramienta especial
Ecoscope, respectivamente; equivalentes a un aproximado de 6, 8 y 5 días en cada caso.
Así mismo, con respecto a los pozos perforados hasta B-4, tomando en cuenta de igual forma los
valores de la Figura 89, les corresponden 134.2, 177.9 y 364.4 hrs; con el uso del LWD después
de la perforación, avanzada la misma ó desde el inicio, respectivamente; para todos los pozos
con registros LWD más guaya. En este sentido, se aproximaron a 6, 8 y 16 días, en cada caso.
Para los pozos con registros LWD más tubería, le corresponden 7, 10 y 17 días; y para los que
tiene registros LWD con la herramienta especial 4, 6 y 13 días; respectivamente, en lo que se
refiere a la clasificación de pozos con el uso del LWD después de la perforación, avanzada la
misma ó desde el inicio.
→ Movilización: corresponde a la mudanza del equipo al taladro ó a otra localización, pero en este
caso no aplica, porque durante el proceso de perfilaje no se movilizan los equipos.
→ Transporte de muestras: solo se debe tomar en cuenta, cuando se están llevando a cabo
actividades de perforación y en el viaje de calibración; en ese caso para los pozos perforados a
B-1 le corresponden solo 115 hrs, para los pozos con registros LWD más guaya y/o tubería; y de
102 hrs para los que tienen solo registros con LWD con la herramienta especial Ecoscope;
equivalentes a un aproximado de 5 días en cada caso; sin incluir el tiempo del perfilaje con
guaya, porque en ese momento no se utiliza este servicio.
- 166 -
De la misma manera, bajo el mismo criterio anterior, para los pozos perforados hasta B-4, se
tomaron 160.1 y 346.6 hrs; con el uso del LWD avanzada la perforación ó desde el inicio de la
misma, respectivamente; para todos los tipos de pozos (con registros LWD más guaya y/o tubería
ó LWD con la herramienta especial). En este sentido, se aproximaron a 7 y 15 días, en cada
caso. Es importante destacar que no se tomó en cuenta este servicio para los pozos con la
utilización del LWD después de la perforación, porque en ese momento no se requiere ya que no
se propicia el manejo de ripios en el taladro.
→ Suministro de 3 comidas por día a cada trabajador: se debe tomar en cuenta así se estén o no,
llevando a cabo actividades de perforación. Los tiempos a tomar en cuenta, para cada uno de los
casos de los pozos estudiados son los mismos de la clasificación del servicio integral de Mud
Logging.
→ Cargo toma de muestras/sample catcher: en este servicio se toman en cuenta los mismos
criterios que en el servicio de transporte de muestras, para lo cual le corresponden los mismos
valores para todos los casos mencionados en dicho servicio.
EMPRESA / Nº CONTRATO: EQUIPO POZO CAMPO CARGO DESDE HASTA
SERVICIO TECNICO UND. CANTIDAD BOLIVAR DÓLAR BOLIVAR DÓLAR
CABINA DE MUGLOGGING
SERVICIO INTEGRAL DE MUD
LOGGINGDÍA 6,000 1.744,440 864,000 10.466,640 5.184,000
MOVILIZACION ACT 0,000 1.485,000 0,000 0,000 0,000
TRANSPORTE DE MUESTRAS ACT 5,000 101,250 0,000 506,250 0,000
SUMINISTRO DE 3 COMIDAS POR
DIA A CADA TRABAJADORCOMIDA 6,000 81,000 0,000 486,000 0,000
CARGO TOMA DE
MUESTRAS/SAMPLE CATCHERDIA 5,000 355,759 60,750 1.778,797 303,750
TOTAL DEL SERVICIO 13.237,69 5.487,750
ESTIMADO DE COSTOS PARA POZOS CON REGISTROS LWD MÁS GUAYA A B-1 (CABINA DE MUD LOGGING)
N° ACTA
PERIODO
36.835,01
PRECIO UNITARIO TOTAL
Bs. Equivalente (4.30 Bsf/$)
Los resultados de la estimación de costos de este servicio asociado ó conexo al taladro, para los pozos
con registros con LWD más guaya y/o tubería y solo con registros LWD de la herramienta especial
Ecoscope, tanto a B-1 como B-4; se mostrarán más adelante en una tabla resumen, en conjunto con los
Figura 93. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Cabina de Mud Logging, de los Pozos LWD más Registros con Guaya, perforados hasta la Unidad B-1.
- 167 -
otros servicios. Sin embargo, con el objeto de mostrar un ejemplo que permita visualizar la estimación de
dichos costos, a continuación se presenta la Figura 93, donde se observa el detalle de cada uno de los
factores que generan costos por el servicio de la Cabina de Mud Logging, en este caso, para los pozos
con registros LWD más guaya, perforados a la Unidad B-1.
El Equipo de Control de Sólidos.
→ Equipos: se refiere a todos aquellos equipos tales como Bombas centrifugas, Zaranda
vibratoria, Desgasificador, Mud cleaner, entre otros; que se utilizan durante el proceso de
perforación y en el viaje de calibración; en este sentido, el tiempo de este servicio en los pozos a
B-1, para el caso de los que tienen registros LWD más guaya es 115 hrs ≈ 5 días; los de LWD
más tubería: 115 hrs ≈ 5 días; y con registros LWD con la herramienta especial: 102 hrs ≈ 5 días.
Por otra parte, para los pozos perforados a B-4, en todos los tipos de pozos (con registros LWD
más guaya y/o tubería ó LWD con la herramienta especial) solo se tomarán en cuenta los que
tienen el uso del LWD avanzada la perforación (160.1 hrs ≈ 7 días) y desde el inicio de la misma
(346.6 hrs ≈ 15 días); porque en los pozos con el uso de esta herramienta después de la
perforación, no se requiere; ya que no hay manejo de ripios en el taladro.
→ Personal y Servicios ó Equipos Adicionales (Trailer Vivienda): este servicio se refiere a la
utilización de un técnico y un jefe de equipo de control de sólidos, y el mismo se debe tomar en
cuenta así se estén o no, llevando a cabo actividades de perforación. Los tiempos a tomar en
cuenta, para cada uno de los casos de los pozos estudiados son los mismos de la clasificación
del servicio integral del uso de la cabina de Mud Logging.
→ Consumibles: corresponde a aquellos equipos ó utensilios de uso limitado, como lo son
las mallas de 80-84, 110, 140, 175, 210, 250 y 325 Mesh; cuyo período de vida útil, obliga la
utilización de una, de cada una de ellas durante el proceso de perfilaje.
→ Logística (Transporte Terrestre ó Lacustre): corresponde a la mudanza del equipo al taladro ó a
otra localización, pero en este caso no aplica, porque durante el proceso de perfilaje no se
movilizan los equipos.
De la misma manera, que para el servicio de la cabina de Mud Logging, los resultados de la estimación
de costos de este servicio asociado ó conexo al taladro, para los pozos con registros con LWD más
guaya y/o tubería y solo con registros LWD de la herramienta especial Ecoscope, tanto a B-1 como B-4;
se mostrarán más adelante en una tabla resumen, en conjunto con los otros servicios.
- 168 -
N° ACTA
EQUIPO POZO CAMPO CARGO DESDE HASTA
UND. CTD. BOLIVAR DÓLAR BOLIVAR DÓLAR
EQUIPOS
1,1 BOMBA CENTRIFUGA DIA 5,00 - 64,00 0,00 320,00
1,2 ZARANDA VIBRATORIA DIA 5,00 - 125,00 0,00 625,00
1,3 DESGASIFICADOR DIA 5,00 - 46,00 0,00 230,00
1,4 MUD CLEANER ( 3 EN 1 ) DIA 5,00 - 180,00 0,00 900,00
1,5 TORNILLO TRANSPORTADOR ( SIN FIN ) DIA 5,00 - 90,00 0,00 450,00
1,6 CENTRIFUGA DE ALTA RPM DIA 5,00 - 350,00 0,00 1.750,00
1,7 SARANDA SECADORA DIA 5,00 - 130,00 0,00 650,00
1,8 CENTRIFUGA SECADORA DIA 5,00 - 310,00 0,00 1.550,00
1,9 INSTALACIÓN DE EQUIPOS SG - 40.176,00 - 0,00 0,00
1,10 DESINSTALACIÓN DE EQUIPOS SG - 23.040,00 - 0,00 0,00
1,11 TANQUE DE ALMACENAMIENTO 5 BLS DIA 5,00 - 15,00 0,00 75,00
1,12 TANQUE DE ALMACENAMIENTO 25 BLS DIA 5,00 - 35,00 0,00 175,00
1,13 TANQUE ALIMENTADOR DE CENTRIFUGA 15 BLS DIA 5,00 - 20,00 0,00 100,00
1,14 TANQUE MEZCLADO DE RIPIOS 400 BLS DIA 5,00 - 80,00 0,00 400,00
1,15 ANALISIS DE LABORATORIO DEC. 883 ACT 5,00 1.537,92 - 7.689,60 0,00
1,16 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES DIA - 272,16 - 0,00 0,00
PERSONAL
2,10 TECNICO DE CONTROL DE SOLIDOS DIA 6,00 633,60 3.801,60 0,00
2,20 JEFE DE EQUIPOS DE CONTROL DE SOLIDOS DIA 6,00 652,32 3.913,92 0,00
3 CONSUMIBLES
3,1 MALLA DE 80- 84 MESH PZA 1,00 - 275,00 0,00 275,00
3,2 MALLA DE 110 MESH PZA 1,00 - 275,00 0,00 275,00
3,3 MALLA DE 140 MESH PZA 1,00 - 275,00 0,00 275,00
3,4 MALLA DE 175 MESH PZA 1,00 - 275,00 0,00 275,00
3,5 MALLA DE 210 MESH PZA 1,00 - 285,00 0,00 285,00
3,6 MALLA DE 250 MESH PZA 1,00 - 310,00 0,00 310,00
3,7 MALLA DE 325 MESH PZA 1,00 - 365,48 0,00 365,48
LOGISTICA
4,1 TRANSPORTE TERRESTRE KM - 0,72 - 0,00 0,00
4,2 TRANSPORTE LACUSTRE DIA - - - 0,00 0,00
SERVICIOS Y/O EQUIPOS ADICIONALES
5,1 TRAILER VIVIENDA DIA 6,00 331,20 - 1.987,20 0,00
TOTAL DEL SERVICIO 17.392,32 9.285,48
SERV INTEGRAL DE CONTROL DE SOLIDOS
ESTIMADO DE COSTOS PARA POZOS CON REGISTROS LWD MÁS GUAYA A B-1 (EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS)
PRECIO UNITARIO TOTAL
EMPRESA / Nº CONTRATO:
PERIODO
Sin embargo, con el objeto de mostrar un ejemplo que permita visualizar la estimación de dichos
costos, a continuación se presenta la Figura 94, donde se observa el detalle de cada uno de los factores
que generan costos por el servicio del Equipo de Control de Sólidos; en este caso, para los pozos con
registros LWD más guaya, perforados a la Unidad B-1.
Control y Monitoreo del Fluido de Perforación.
Figura 94. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Equipo de Control de Sólidos, de los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1.
- 169 -
En este caso, solo se considera el ítem correspondiente al Servicio Técnico de Fluidos, y el mismo se
debe tomar en cuenta así se estén o no, llevando a cabo actividades de perforación. Los tiempos a tomar
en cuenta, para cada uno de los casos de los pozos estudiados son los mismos de la clasificación del
servicio integral del uso de la cabina de Mud Logging.
Los otros ítems, que corresponden a los diferentes aditivos del fluido de perforación, no se toman en
cuenta para el proceso de perfilaje, porque tienen la misma incidencia para cualquier pozo,
independientemente del tiempo de construcción del mismo.
Por otra parte, así como para los otros servicios asociados ó conexos al taladro, los resultados de la
estimación de costos de este servicio, tanto para los pozos con registros con LWD más guaya y/o tubería
y solo con registros LWD de la herramienta especial Ecoscope, tanto a B-1 como B-4; se mostrarán más
adelante en una tabla resumen, en conjunto con los otros servicios.
N° ACTA
EQUIPO POZO CAMPO CARGO DESDE HASTA
CANTIDAD
UND.
TOTAL 100%
BOLIVAR Bs.F. DÓLAR
BOLIVARES PUROS DÓLARES
PUROS
CODIGO
SERVICIO TÉCNICO FLUIDOS DIA 6 2.715,48 0,00 16.292,88 -
HOYO INTERMEDIO BASE AGUA SEMI DISPERSO 17 1/2 PULG BBLS 0 51,23 14,65 - -
FLUIDO HOYO DE SUPERFICIE 26 PULG VASE AGUA BBLS 0 0,72 3,20 - -
HOYO INTERMEDIO BASE AGUA SEMI DISPERSO 12 1/4 BBLS 0 67,86 50,47 - -
FLUIDO BASE ACEITE PRIMARIO DRILL IN FASE V BBLS 0 93,10 74,67 - -
SERVICO DE LOGISTICA HOYO 26 PULG UNICO 0 0,00 0,00 - -
SERVICO DE LOGISTICA HOYO 17 1/2 PULG UNICO 0 0,00 0,00 - -
SERVICIO LOGISTICO HOYO DE PRODUCCION UNICO 0 0,00 0,00 - -
FIBRA FINA LIBRA 0 0,00 0,86 - -
FIBRA MEDIA LIBRA 0 0,00 0,86 - -
FIBRA GRUESA LIBRA 0,00 0,00 0,86 - -
DETERGENTE GALON 0 11,43 0,00 - -
ASFALTO SULFONADO EN AGUA LIBRA 0 0,00 1,18 - -
MONOETANOLAMINA GALON 0 22,77 0,00 - -
ASFALTO SOPLADO SOLUB AGUA LIBRA 0 0,00 0,74 - -
CARBONATO DE CALCIO GRUESO LIBRA 0 0,36 0,00 - -
CARBONATO DE CALCIO FINO LIBRA 0 0,36 0,00 - -
POLIMERO HTHP LIBRA 0 0,00 2,80 - -
LUBRICANTE MECANICO LIBRA 0 0,00 1,80 - -
BARITA LIBRA 0 0,00 0,22 - -
16.292,88 -
TOTAL DEL SERVICIO Bs. Equivalentes (4,3 Bs/$)
SERVICIO TECNICO
ESTIMADO DE COSTOS PARA POZOS CON REGISTROS LWD MÁS GUAYA A B-1 (CONTROL Y MONITOREO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN)
EMPRESA / Nº CONTRATO:
PERIODO
PAGO TOTAL
16.292,88
PRECIO UNITARIO
Sin embargo, con el objeto de mostrar un ejemplo que permita visualizar la estimación de dichos
costos, en la Figura 95, se puede observar el detalle de cada uno de los factores que generan costos por
Control y Monitoreo del Fluido de Perforación; en este caso, para los pozos con registros LWD más
guaya, perforados a la Unidad B-1.
Figura 95. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio del Control y Monitoreo del Fluido de Perforación, de los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1.
- 170 -
Manejo, Tratamiento y Desecho de Ripios.
Solo se recomienda tomar en cuenta, los el ítems correspondientes al Servicio técnico y al Suministro
Retro-excavadora así se estén o no, llevando a cabo actividades de perforación. Los tiempos a
considerar, para cada uno de los casos de los pozos estudiados son los mismos de la clasificación del
servicio anterior.
Por otro lado, los ítems de Tratamiento y disposición final de residuos base aceite > 5% de humedad
(p/p) en centros de acopios, Transporte de residuos sólidos distancias mayores a 20 km, Tratamiento de
fluidos base agua en centros de acopio, Transporte de fluidos de 101 hasta 150 km (vaccums 150 bls) y
Saneamiento; no se tomarán en cuenta para el proceso de perfilaje, porque no va a tener incidencia
significativa sobre el costo final y por otro lado, se tendría que verificar las estadísticas del uso de cada
uno en todos los pozos del área en estudio, y ello no es objeto de esta investigación.
De la misma manera, que para los otros servicios asociados ó conexos al taladro, los resultados de la
estimación de costos de este servicio, para los pozos con registros con LWD más guaya y/o tubería y
solo con registros LWD de la herramienta especial Ecoscope, tanto a B-1 como B-4; se mostrarán más
adelante en una tabla resumen, en conjunto con los otros servicios.
Sin embargo, con el objeto de mostrar un ejemplo que permita visualizar la estimación de dichos
costos, a continuación se presenta la Figura 96, donde se observa el detalle de cada uno de los factores
que generan costos por el servicio de Manejo, Tratamiento y Desecho de Ripios; en este caso, para los
pozos con registros LWD más guaya, perforados a la Unidad B-1.
- 171 -
N° PROV. RIF Nº CONTR: N° DE PEDIDO EVALUACION
GERENCIA EQUIPOS POZO CUENTA KILOMETRAJE NOT.DE ENTR DESDE HASTA
152
N° PART. UND. CTD PREC.UNIT. TOTAL BS
A5 MTS³ 0,00 72,09 0,00
A11 MTS³/KM 0,00 0,93 0,00
A14 BLS 0,00 11,71 0,00
A21 ACTIVIDAD 0,00 1.609,21 0,00
A26 ACTIVIDAD 0,00 5.296,48 0,00
A31 DIA 6,00 1.725,28 10.351,68
A35 DIA 6,00 1.750,00 10.500,00
20.851,68
ESTIMADO DE COSTOS PARA POZOS CON REGISTROS LWD MÁS GUAYA A B-1 (MANEJO, TRATAMIENTO Y DESECHO DE RIPIOS)
TRATAMIENTO DE FLUIDOS BASE AGUA EN CENTROS
DE ACOPIO
EMPRESA DE CIA
SERVICIO TECNICO
TRANSPORTE DE RESIDUOS SOLIDOS DISTANCIAS
MAYORES A 20 KM
TRATAMIENTO Y DISPOSICION FINAL DE RESIDUOS
BASE ACEITE > 5% DE HUMEDAD (P/P) EN CENTROS DE
ACOPIOS
TOTAL DEL SERVICIO Bs.
SERVICIO TECNICO
TRANSPORTE DE FLUIDOS DE 101 HASTA 150 KM
(VACCUMS 150 BLS)
SUMINISTRO RETRO - EXCAVADORA
SANEAMIENTO
Perforación Direccional.
Tomando en cuenta que se realizó una sub-división para evaluar los costos del proceso de perfilaje, de
acuerdo a si dicho proceso se llevó a cabo después de la perforación, avanzada la misma ó desde el
inicio; y ante el hecho que en los análisis anteriores, se observó que hay pozos donde se incluyó otro
accesorio en el BHA de perforación antes del LWD, como lo es el motor de fondo; se debe incluir el costo
de dicho servicio, pero solo en los casos en que la perforación este avanzada ó desde el inicio de la
misma porque después de perforado el pozo no se utiliza este equipo direccional.
En este sentido, es importante destacar que el resto de los elementos que conforman el BHA, si se
deben tomar en cuenta porque de igual forma se utilizan después de la perforación, por razones de
seguridad, en caso que la sarta intente pegarse. Entre los elementos más comunes que conforman dicha
sarta, se pueden mencionar los estabilizadores, el Float Sub, LWD (GR / Resistividad), MWD, Martillo y
Cabina de MWD/LWD; todos de 7” porque son para el hoyo de producción que es de 8-1/2”; así mismo el
uso de los perforadores direccionales. Los tiempos a considerar son los mismos explicados en el ítem
Equipos, del Servicio Equipo de Control de Sólidos.
Figura 96. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Manejo, Tratamiento y Desecho de Ripios, de los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1.
- 172 -
Por otra parte, con respecto a los ítems de transporte de personal y transporte terrestre de materiales,
no se tomarán en cuenta, porque corresponden a la mudanza del equipo al taladro ó a otra localización,
pero en este caso no aplica, porque durante el proceso de perfilaje no se movilizan los equipos.
De la misma manera, el uso de los trailers, solo se toma en cuenta si se está llevando a cabo
actividades de perforación, al igual que el uso del operador MWD/LWD; porque son servicios que se van
a utilizar solo durante dichos procesos; y los tiempos a considerar para estos dos casos, son los mismos
del servicio anterior.
Los resultados de la estimación de costos de este servicio, al igual que para los otros servicios
asociados ó conexos al taladro; para los pozos con registros con LWD más guaya y/o tubería y solo con
registros LWD de la herramienta especial Ecoscope, tanto a B-1 como B-4; se mostrarán más adelante
en una tabla resumen, en conjunto con los otros servicios.
Sin embargo, con el objeto de mostrar un ejemplo que permita visualizar la estimación de dichos
costos, a continuación se presenta la Figura 97, donde se observa el detalle de cada uno de los factores
que generan costos por el servicio de Perforación Direccional; en este caso, para los pozos con registros
LWD más guaya, perforados a la Unidad B-1.
N° ACTA
EQUIPO CAMPO CARGO
UND.
TOTAL
100%
$ PUROS
100%
$ EQUIV.
0% BOLIVAR DÓLAR
BOLIVARES
PUROS
DÓLARES
PUROS
DÓLARES
a Bs. Equiv.
TOTAL
DÓLARES
CODIGO 100,0% 0,0% 100%
DIR.T.C.1 ESTABILIZADORES DE 7" @ 6 3/4" HR 115,000 115 0,000 20,41 6,64 2.347,15 763,60 - 763,60
DIR.T.C.2 MOTOR DE FONDO DE 7" @ 6 3/4" HR 115,000 115 0,000 264,34 127,30 30.399,10 14.639,50 - 14.639,50
DIR.T.C.3 FLOAT SUB DE 7" @ 6 3/4" HR 115,000 115 0,000 5,50 2,15 632,50 247,25 - 247,25
DIR.T.C.4 LWD (GR-RES) DE 7" @ 6 3/4" HR 115 115 0,000 0,32 326,00 36,80 37.490,00 - 37.490,00
DIR.T.C.5 MWD DE 7" @ 6 3/4" HR 115,000 115 0,000 165,50 105,00 19.032,50 12.075,00 - 12.075,00
DIR.T.C.6 MARTILLO DE 7" @ 6 3/4" HR 115,000 115 0,000 14,99 15,00 1.723,85 1.725,00 - 1.725,00
DIR.T.C.7 MONEL DE 7" @ 6 3/4" HR 115,000 115 0,000 23,62 7,43 2.716,30 854,45 - 854,45
DIR.T.E.1 CABINA MWD / LWD DÍA 4,792 5 0,000 600,00 0,00 2.875,00 - - -
DIR.T.E.2 TRANSPORTE DE PERSONAL. VIAJE 0,000 0 0,000 478,29 0,00 - - - -
DIR.T.E.3 TRANSPORTE TERRESTRE DE MATERIALES. VIAJE 0,000 0 0,000 2.301,76 0,00 - - - -
DIR.T.E.4 TRAILERS DÍA 4,792 5 0,000 390,00 0,00 1.868,75 - - -
DIR.T.E.5 PERFORADOR DIRECCIONAL (2) HORA 230,000 230 0,000 190,00 0,00 43.700,00 - - -
DIR.T.E.6 OPERADOR MWD/LWD (2) HORA 230,000 230 0,000 170,00 0,00 39.100,00 - - -
144.431,95 67.794,80 - 67.794,80
144.432 67.795
ESTIMADO DE COSTOS DE POZOS CON REGISTROS LWD MÁS GUAYA A B-1 (PERFORACIÓN DIRECCIONAL)
MONTO A PAGAR ACTA DE INSPECCIÓN
CANTIDAD PRECIO UNITARIO
N/A
SERVICIO TECNICO
PAGO TOTAL
PERIODO
DESDE HASTAEMPRESA / Nº CONTRATO: POZO
435.949,59
Figura 97. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Perforación Direccional, de los Pozos con Registros LWD más Guaya, perforados hasta la Unidad B-1.
- 173 -
Con respecto al cálculo de los costos que genera el uso de la herramienta Ecoscope, existen
limitaciones, porque su utilización en el pozo FRA-0003 se tuvo que pagar de manera convencional, ya
que no se disponía de un contrato administrativo que permitiera la cancelación del servicio; para lo cual
se hizo un convenimiento con la empresa Schlumberger, de realizar el pago de esa forma, tomando en
cuenta que está era la primera vez que se probaba dicha herramienta en el Occidente del país, y más
aún en los pozos del Campo Moporo Tierra; y de esta manera generar un contrato de servicio, que
permitiera su uso en las futuras perforaciones de los pozos del área.
Por lo anteriormente expuesto; y tomando en cuenta que hasta la fecha no se ha podido firmar un
contrato para el uso de herramientas LWD con las características de la herramienta Ecoscope en los
pozos de PDVSA Occidente; y de acuerdo a los criterios de discretización del presente estudio; se realizó
el cálculo de los costos que representa la utilización de dicha herramienta; en este caso, se solicitó el
estimado de costos actualizado hasta Febrero de 2010, a la empresa Schlumberger, en lo que
corresponde al uso de dicha herramienta.
En ese sentido, en la Figura 98, se muestra el detalle de cada uno de los factores que generan costos
por el servicio de Perforación Direccional con el uso de la herramienta LWD Ecoscope; en este caso, para
los pozos solo con registros LWD con dicha herramienta, perforados a la Unidad B-1; tomando en cuenta
lo explicado anteriormente.
N° ACTA
EQUIPO CAMPO CARGO
UND.
TOTAL
100%
$ PUROS
100%
$ EQUIV.
0% BOLIVAR DÓLAR
BOLIVARES
PUROS
DÓLARES
PUROS
DÓLARES
a Bs. Equiv.
TOTAL
DÓLARES
CODIGO 100,0% 0,0% 100%
DIR.T.C.1 ESTABILIZADORES DE 7" @ 6 3/4" HR 102 102 0,000 20,41 6,64 2.081,82 677,28 - 677,28
DIR.T.C.2 MOTOR DE FONDO DE 7" @ 6 3/4" HR 102 115 -13,000 264,34 127,30 26.962,68 14.639,50 (1.654,90) 12.984,60
DIR.T.C.3 FLOAT SUB DE 7" @ 6 3/4" HR 102 102 0,000 5,50 2,15 561,00 219,30 - 219,30
DIR.T.C.4 LWD (GR-RES) DE 7" @ 6 3/4" HR 102 102 0,000 60,88 314,53 6.209,76 32.082,06 - 32.082,06
DIR.T.D.5 LWD (DENSIDAD/NEUTRON) TODOS LOS DIAMETROS HR 102 102 0,000 172,75 967,65 17.620,50 98.700,30 - 98.700,30
DIR.T.D.6 Cargo Basico Actividad 1 1 0,000 11.741,00 69.538,84 11.741,00 69.538,84 - 69.538,84
DIR.T.C.5 MWD DE 7" @ 6 3/4" HR 102 102 0,000 165,50 105,00 16.881,00 10.710,00 - 10.710,00
DIR.T.C.6 MARTILLO DE 7" @ 6 3/4" HR 102 102 0,000 14,99 15,00 1.528,98 1.530,00 - 1.530,00
DIR.T.C.7 MONEL DE 7" @ 6 3/4" HR 102 102 0,000 23,62 7,43 2.409,24 757,86 - 757,86
DIR.T.E.1 CABINA MWD / LWD DÍA 4,3 4 0,000 600,00 0,00 2.550,00 - - -
DIR.T.E.2 TRANSPORTE DE PERSONAL. VIAJE 0 0 0,000 478,29 0,00 - - - -
DIR.T.E.3 TRANSPORTE TERRESTRE DE MATERIALES. VIAJE 0 0 0,000 2.301,76 0,00 - - - -
DIR.T.E.4 TRAILERS DÍA 4,3 4 0,000 390,00 0,00 1.657,50 - - -
DIR.T.E.5 PERFORADOR DIRECCIONAL (2) HORA 204 204 0,000 190,00 0,00 38.760,00 - - -
DIR.T.E.6 OPERADOR MWD/LWD (2) HORA 204 204 0,000 170,00 0,00 34.680,00 - - -
163.643,48 228.855,14 (1.654,90) 227.200,24
163.643 227.200
N/A
MONTO A PAGAR ACTA DE INSPECCIÓN 1.140.604,51
CANTIDAD PRECIO UNITARIO PAGO TOTAL
SERVICIO TECNICO
ESTIMADO DE COSTOS DE POZOS SOLO CON REGISTROS LWD A B-1 (PERFORACIÓN DIRECCIONAL)PERIODO
EMPRESA / Nº CONTRATO: POZO DESDE HASTA
Figura 98. Resumen de la Estimación de los Costos del Servicio de Perforación Direccional, de
los Pozos con Registros LWD con la herramienta Ecoscope, perforados hasta la Unidad B-1.
- 174 -
En dicha Figura, puede también observarse que los ítems a considerar para el cobro del servicio de
perforación direccional cuando se utiliza la herramienta Ecoscope, son prácticamente los mismos que los
de las herramientas LWD convencionales, a excepción de los ítems LWD (DENSIDAD-NEUTRÓN)
TODOS LOS DIÁMETROS y Cargo Básico; que corresponden al otro tipo de registros que se toma con el
Ecoscope y a los servicios de interpretación de toda la información y los registros que captura dicha
herramienta, respectivamente.
Para finalizar la estimación de costos desarrollada a lo largo de todo este objetivo, a continuación se
presentará la Figura 99, que muestra un resumen de todos los montos de los distintos factores que
generan costos durante el proceso de perfilaje, considerando los criterios de discretización explicados
anteriormente; es decir, primero de acuerdo a si el pozo tiene registros con LWD convencional más guaya
y/o tubería ó solo LWD con la herramienta especial Ecoscope; segundo si fue perforado hasta la Unidad
B-1 ó B-4; y por último, si el uso del LWD se hizo después de la perforación del hoyo de producción,
avanzada la misma ó desde el inicio.
Considerando los resultados mostrados en la Figura 99, se puede realizar la comparación planteada
en este objetivo específico, pero de acuerdo a los criterios de discretización comentados anteriormente;
para ello se generaron las gráficas de la Figura 100. En dichas gráficas se puede observar, que en todos
los casos, los pozos con registros LWD y tubería, son los más costosos; y por otro lado, los pozos solo
con registros LWD con la herramienta especial Ecoscope, son los que tienen los costos más bajos; a
excepción solamente de aquellos perforados hasta la Unidad B-4, con el uso del LWD desde el inicio de
la perforación, donde sin embargo, muestran unos costos bastante parecidos al de los pozos con
registros LWD más guaya.
Es importante destacar, que adicional al ahorro en costo, que se demostró anteriormente, cuando el
proceso de perfilaje se realiza solo con registros LWD con la herramienta especial Ecoscope; se tiene el
adelanto en la terminación del pozo que permite obtener la producción del mismo con anticipación; en
ese caso, los tiempos adicionales que genera el perfilaje con guaya ó tubería en los pozos del área en
estudio (incluyendo el viaje de calibración que propicia este tipo de técnica) se muestran en la Figura 101.
- 17
5 -
D ESPU ES D E LA
PER FOR A C IÓN
A V A N ZA D A LA
PER FOR A C IÓN
D ESD E EL IN IC IO D E LA
PER FOR A C IÓN
D ESPU ES D E LA
PER FOR A C IÓN
A V A N ZA D A LA
PER FOR A C IÓN
D ESD E EL IN IC IO D E LA
PER FOR A C IÓN
D ESPU ES D E LA
PER FOR A C IÓN
A V A N ZA D A LA
PER FOR A C IÓN
D ESD E EL IN IC IO D E
LA PER FOR A C IÓN
Costo de Registro con
Guaya747.592 789.114 789.114 789.114 - - - - - - - -
Costo de Registro con
tubería- - - - 662.668 796.052 796.052 796.052 - - - -
Servicio de Cabina de
Mud Logging 36.835 33.244 49.353 99.424 47.916 38.784 60.434 110.505 31.294 22.163 37.553 81.365
Servicio del Equipo de
Control de Sólidos57.320 9.703 76.057 151.005 60.554 11.320 79.291 154.240 55.703 6.468 65.071 130.651
Servicio de Control y
Monitoreo del Fluido de
Perforación
16.293 16.293 21.724 43.448 21.724 19.008 27.155 48.879 13.577 10.862 16.293 35.301
Servicio de Manejo,
Tratamiento y Desecho de
Ripios
20.852 20.852 27.802 55.604 34.753 24.327 34.753 62.555 17.376 13.901 20.852 45.179
Servicio de Perforación
Direccional (incluye LWD)435.950 302.539 606.918 1.313.914 435.950 302.539 606.918 1.313.914 1.140.605 1.595.781 1.311.455 2.828.773
Costo de la Tasa Diaria
del TALADRO1.205.609 1.198.465 1.588.725 3.254.253 1.701.249 1.602.121 1.992.381 3.657.908 910.905 708.184 1.098.444 2.763.971
TOTAL 2.520.450 2.370.210 3.159.693 5.706.762 2.964.813 2.794.152 3.596.984 6.144.053 2.169.460 2.357.359 2.549.669 5.885.240
B-1
(DESDE EL INICIO DE
LA PERFORACIÓN)
B-4
COSTOS DE LOS POZOS CON REGISTROS LWD CON LA
HERRAMIENTA ESPECIAL ECOSCOPE (BsF)
B-1
(DESDE EL INICIO DE
LA PERFORACIÓN)
B-4
COSTOS DE LOS POZOS CON REGISTROS
LWD + TUBERÍA (BsF)
COSTOS DE LOS POZOS CON REGISTROS LWD +
GUAYA (BsF)TIPO DE
SERVICIO A
CANCELARB-1
(DESDE EL INICIO DE
LA PERFORACIÓN)
B-4
Figura 99. Resumen de la Estimación de los Costos de los Servicios que se utilizan durante el proceso de perfilaje; de acuerdo a si el pozo tiene registros con LWD convencional más guaya y/o tubería ó solo LWD con la herramienta especial Ecoscope; si fue perforado hasta la Unidad B-1 ó B-4; y si el uso del LWD se hizo después de la perforación del hoyo de producción, avanzada la misma ó desde el inicio; todo ello tomando en cuenta los Tiempo Totales Asociados al Perfilaje de los Pozos del área en estudio.
19
9
Figura 100. Comparación de los costos finales, del proceso de perfilaje de las diferentes técnicas de toma de registros, en los pozos del área en estudio.
20
0
51 54.9
106.
5
100.
1
0
20
40
60
80
100
120
TIE
MP
O (
hrs
)
POZOS CON REGISTROS LWD +
GUAYA
POZOS CON REGISTROS LWD +
TUBERÍA
CLASIFICACIÓN DE POZOS DE ACUERDO A LA
TÉCNICA DE PERFILAJE
B-1
B-4
En ese caso, los ingresos adicionales que se obtienen realizando el perfilaje solo con registros
LWD con la herramienta especial Ecoscope, serían los mostrados en la Figura 102; tomando en
cuenta un precio de 66.69$ por barril, de acuerdo al precio promedio de la cesta venezolana en la
última semana de enero del año 2010 (según la página Web del MPPEP); y que los pozos del área en
estudio, para finales de enero de 2010, tenían un potencial promedio de aproximadamente 4080
BNPD para los completados en B-1, y 2360 BNPD los de B-4.
El cálculo de la producción promedio de los pozos en estudio, se realizó considerando solo los
pozos en estudio de la región 1, del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729; porque hacia esta
zona, como se comentó anteriormente, es hacia donde esta dirigido el plan de explotación. Así
Figura 101. Tiempos Adicionales del Proceso de Perfilaje de los Pozos con Registros de Guaya y/o Tubería.
Figura 102. Ingresos Adicionales del uso de la herramienta de registros LWD, sustituyendo los Registros de Guaya y/o Tubería.
20
1
mismo, se consideró el ahorro de los costos por el uso de los servicios de Cabina de Mud Logging;
Equipo de Control de Sólidos; Control y Monitoreo del Fluido de Perforación; Manejo, Tratamiento y
Desecho de Ripios; y la Tasa Diaria del Taladro durante dichos tiempos. El ahorro en costos por
dicho concepto se muestra en la Figura 103.
Cabe destacar, que el análisis de comparación de costos entre las diferentes técnicas de perfilaje;
se realizó tomando en cuenta que las operaciones de registro con guaya ó tubería, se llevarán a cabo
sin ningún problema operacional, como los descritos anteriormente.
B-1 B-4 B-1 B-4
Costo de Registro con
Guaya747.592 789.114 - -
Costo de Registro con
tubería- - 662.668 796.052
Servicio de Cabina de
Mud Logging 16.622 16.622 27.703 27.703
Servicio del Equipo de
Control de Sólidos4.851 4.851 8.086 8.086
Servicio de Control y
Monitoreo del Fluido de
Perforación
8.146 8.146 13.577 13.577
Servicio de Manejo,
Tratamiento y Desecho
de Ripios
10.426 10.426 17.376 17.376
Costo de la Tasa Diaria
del TALADRO455.452 490.281 951.092 893.937
TOTAL 1.243.090 1.319.441 1.680.502 1.756.732
COSTOS DE LOS POZOS CON
REGISTROS
LWD + GUAYA (BsF)
COSTOS DE LOS POZOS CON
REGISTROS
LWD + TUBERÍA (BsF)
TIPO DE SERVICIO A
CANCELAR
Figura 103. Ahorro de los costos por el uso de la herramienta de registros LWD, sustituyendo los Registros de Guaya y/o Tubería.
20
2
CONCLUSIONES
De acuerdo con los resultados obtenidos en la evaluación técnico-económica del uso de la
herramienta de registros con LWD, Ecoscope; se emiten las siguientes conclusiones:
Los sumarios de operaciones de cada uno de los pozos en estudio, no presentaban el detalle
de la sarta de registros (longitud y OD de la sarta, entre otros) con el cual se realizó el
perfilaje del pozo; e incluso en algunos casos no presentan el detalle de los registros que se
tomaron en cada corrida; así mismo, en los registros de presión, algunas veces no se
reportan los puntos tomados, ni los valores de de presión obtenidos. De la misma manera, en
la realización de los registros LWD, se presentan casos en que el mismo se realizó después
de la perforación y la velocidad de perfilaje no es reportada.
Siempre se debe realizar una sección repetida en todo proceso de perfilaje de pozos, con el
objetivo de establecer un control de calidad, sobre la data que se está obteniendo, tal y como
se hizo en los pozos en estudio, y especialmente en el pozo FRA-003: por supuesto, siempre
y cuando las operaciones lo permitan y no se ponga en riesgo la integridad del pozo.
Solo a 5 de los 16 pozos en estudio del área, se le han podido tomar registros de presión, que
representa tan solo un 45% del total; debido a múltiples razones tales como pega de la
herramienta de toma de presiones ó de otros registros que conllevaron a la eliminación de la
corrida de este registro, así como por múltiples operacionales durante la perforación del hoyo
que conllevaron a la suspensión de los registros del pozo.
Del total de 16 pozos inclinados del área en estudio, solo un 50% de los mismos se ha
logrado perfilar con guaya ó tubería; quedando el resto solo con la información de los
registros GR / Resistividad del LWD, teniendo que seleccionar los intervalos de cañoneo de
acuerdo a una data muy reducida y por supuesto generando mayor incertidumbre sobre la
escogencia de las mejores zonas productoras. Y de los 8 pozos que tiene registros con guaya
y/o tubería, la mayoría (5) se han registrado solo con guaya, el resto se perfiló solo con
tubería (2) ó con ambas técnicas de perfilaje (1).
Los pozos del área en estudio se deben analizar de acuerdo a si se perforaron hasta la
Unidad B-1 ó a B-4, porque presentan una longitud de hoyo bastante diferente (707 y 2170
pies, respectivamente); en ese caso, se determinó que hay 12 pozos a B-1 y 3 a B-4. La
20
3
notable mayoría de los pozos a la Unidad B-4, se debe a que inicialmente el plan de
explotación del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-3729 contemplaba perforar todos los
pozos hasta esta Unidad Estratigráfica, sin embargo, se redimensionó perforando primero
pozos a B-1, para drenar dicha Unidad y disminuir la presión de la misma, ya que es mayor
que en la Unidad B-4.
Se analizaron las presiones de cada Unidad, pero en este caso discretizándolas por las
regiones más importantes del yacimiento, como lo son las regiones 1 y 3, debido a que son
las regiones que agrupan la mayor producción del yacimiento (más del 99%). A nivel de la región
1, se observó una diferencia notable entre la última presión medida en la Unidad B-1 y la de la
Unidad B-4. Por otra parte, en la región 3, se nota un mantenimiento de la presión desde la
perforación del primer pozo, debido principalmente al empuje hidráulico que se ha identificado en
esta zona del yacimiento.
La transmisión de datos, en el caso de los registros con guaya, se hace a través de la misma; por
medio de cables conductores que transportan las señales de corriente desde las herramientas de
perfilaje en el pozo hasta la superficie. Por otro lado, en cuanto a las herramientas de LWD, en
algunos casos son transmitidos mediante la generación de pulsos de presión positivos o
negativos, que son leídos en la superficie por sensores de presión, luego son registrados y
procesados. En el caso de la herramienta Ecoscope, esta utiliza otro tipo de mecanismo de
transmisión de datos llamada TeleScope, que consiste de válvulas rotativas con un modulador
que genera una onda de presión continua para transmitir la información, lo cual permite obtener
velocidades de transmisión de datos que llegan a cuadruplicar el promedio de la industria y son
mucho menos susceptibles al ruido de las operaciones de perforación y las bombas de lodo; y a
las pérdidas de velocidad de los motores de fondo.
Los registros LWD a tiempo real y los de memoria a nivel de la Unidad B-1 y B-4; son
prácticamente los mismos en todos los pozos. Sin embargo, en el pozo TOM-022-ST3, se
visualiza que a partir de la Sub-unidad B-1.0, los registros adquieren un desfase.
En la revisión de la data de los registros LWD de todos los pozos del área en estudio, se observó
que ninguna compañía de servicio, entrega la data en tiempo real, solo hace llegar la información,
en memoria.
La herramienta para la toma de registros con LWD, Ecoscope, se caracteriza por su capacidad
de generar mediciones azimutales, para proveer una más completa “fotografía” de la formación; y
en el caso del pozo FRA-003, las imágenes de densidad muestran que el hoyo está afectado
debido a dos formas de degradación. En primer lugar, las arenas y las zonas más competentes
de la formación muestran evidencias de un hoyo en forma de espiral, probablemente causado por
la cubierta (“bent-housing”) del motor de perforación. El espiral tiene una longitud de onda de
aproximadamente 3 pies, y afecta levemente las mediciones de DRHO y PEF. Y en segundo
lugar, las secciones arcillosas del hoyo muestran ovalizaciones o “breakout” hacia el tope y hacia
el fondo del hoyo
Las mediciones del diámetro del pozo (calibre) obtenidas durante la perforación ofrecen
retroalimentación inmediata y crucial sobre la estabilidad del pozo y la forma del agujero. La
herramienta EcoScope adquiere dos conjuntos de datos de calibre independientes. Dos sensores
ultrasónicos obtienen una medición de la separación de la herramienta, de 16 sectores, que se
utiliza para proveer el diámetro azimutal del pozo mientras rota el BHA. En el caso del pozo FRA-
- 210 -
- 21
0 -
003, donde se usó la herramienta Ecoscope; el caliper del densidad en tiempo real, fue afectado
por arrastre en los intervalos con hoyo en forma de espiral, obteniéndose algunos puntos con
datos ruidosos.
Los registros con cable son tomados rápido aunque bastante tiempo después de haber sido
perforado el pozo. Para el LWD ese no es el caso, debido a que se esta registrando la formación
muy poco tiempo después de haber sido perforada, por lo que muchos de los cambios que
ocurren después de la perforación, no han ocurrido aún. Ese es un buen punto a favor de las
herramientas de LWD, porque tienen una mayor posibilidad de leer las características verdaderas
de la formación, sin ser afectado por: el lavado del hoyo, alteración de las lutitas y/o en particular
por la invasión.
Cuando la herramienta Ecoscope, atraviesa un límite del buzamiento de la formación en la que
hay un significativo contraste en la resistividad (por ejemplo de una lutita poco resistiva a un
reservorio altamente resistivo) la resistividad de fase responde como una lectura muy alta de
resistividad esto es un “Pico de Polarización”, y es causado por un incremento a lo largo del límite
debido a la discontinuidad del campo eléctrico como se pudo observar en varias secciones del
registro de resistividad del pozo FRA-0003, así como por un incremento en la vibración de la
sarta de perforación.
La herramienta para la toma de registros con LWD, Ecoscope, utiliza como principio de medición,
para los registros de porosidad y espectroscopia, una medición de neutrones pulsados (PNG, por
sus siglas en inglés), que además ofrece la posibilidad de eliminar una fuente de adquisición de
registros nucleares y provee numerosas mediciones LWD importantes, muchas de las cuales
fueron establecidas en la evaluación de formaciones utilizando herramientas operadas con cable;
incluyendo la medición del parámetro sigma, las mediciones de las herramientas de rayos
gamma, densidad y neutrón (NGD, por sus siglas en inglés) y la espectroscopía de captura para
calcular en forma precisa las fracciones de minerales de la roca yacimiento.
El volumen de arcilla calculado a partir de la espectroscopía, normalmente es menor que el
volumen de arcilla calculado a partir del registro de rayos gamma. El volumen de arcilla de la
espectrocopia del EcoScope pareciera ser consistente con el volumen de arcilla de la
herramienta ECS. No es posible una comparación directa, y los dos pozos tienen cierta distancia
entre ellos, además que pertenecen a distintos yacimientos, pero los volúmenes calculados en
los pozos FRA-003 y TOM-13 muestran un rango dinámico similar, y valores similares en las
arenas correlacionadas y en los intervalos de lutita como se muestra.
El sigma puede ser utilizado como un indicador independiente del volumen de arcilla, que no está
afectado por los elementos radioactivos que aumentan las mediciones de rayos gamma. En el
pozo FRA-003, se calculó el contenido de arcilla presente a través del parámetro sigma, y a lo
largo de la sección del pozo mostrada, se observa buena correlación entre las curvas;
- 211 -
- 21
1 -
únicamente en la arena B10 donde el GR está afectado por elementos radioactivos presentes, el
registro de rayos gamma sobreestima el volumen de arcilla presente. Como la sigma de lutita
cambia con la profundidad y la consolidación más que GR, la sigma requiere más división por
zonas.
Las herramientas de LWD hacen sus mediciones a intervalos constantes de tiempo, no de
profundidad. Esa es una importante diferencia con los registros de cable, que normalmente son
muestreados a intervalos fijos de profundidad. Esto significa que mientras más rápido se perfore,
más separados entre sí van a estar las mediciones. En este sentido, la ROP promedio de cada
uno de los pozos en estudios, oscila entre 5 y 17 PPH; con un promedio de 11.1 PPH, lo cual
debería indicar una muy buena calidad de obtención de la data.
No todos los registros LWD de los pozos en estudio, se realizaron durante la perforación, sino
luego de perforar el hoyo; sin embargo, la calidad es la misma.
La mayoría de los pozos perfilados con guaya solo tienen dos corridas; en ese caso, la primera
casi siempre compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón que presenta un promedio de
velocidad de registro de 2470 pie/min; y otra de GR / Caliper de 6 brazos ó el del Registro de
Presión cuyo promedio de velocidad de perfilaje es 1890 pie/min. Por otra parte, los pozos con
registro de tubería, básicamente tienen dos corridas de registro, la primera casi siempre
compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón / Caliper de 6 Brazos y otra del Registro
de Presión.
Las bajas velocidades de perfilaje en los pozos con registros guaya, visualizadas en algunos
pozos (1800 vs 2470 pie/min que es el promedio), se debe principalmente al máximo diámetro
externo que presentaron las herramientas de registros (7.75 pulg. y 5.5 pulg), con respecto al
promedio del resto (5 pulg). Al igual que las bajas velocidades de perfilaje en los pozos con
registros de tubería (720 vs 1560 pie/min) se debe al máximo diámetro externo que presentaron
las herramientas de registros en estas corridas (6.5 pulg), con respecto al promedio del resto de
los pozos (4.88 y 5 pulg,), y en otros casos, debido a la longitud excesiva (136.08 pies versus 104
pies de otros pozos) de la sarta de registros.
La diferencia entre la profundidad medida con guaya y la medida con la tubería de perforación, de
las diferentes corridas de registros de los pozos que tienen registros con guaya; es en promedio
bastante baja (17 pies), y es importante resaltar que dicha diferencia no se muestra uniforme en
los distintos pozos en estudio.
No se dispone de la información detallada sobre la configuración de la sarta de perforación que
permita conocer el número de Drill Collar’s utilizados. Lo que si se puede visualizar, es la posición
de los sensores de la herramienta LWD, observando la posición del sensor del registro GR, entre
40 y 60 pies de la mecha de perforación; y el del sensor del registro de resistividad, entre 50 y 60
- 212 -
- 21
2 -
pies, para un grupo de pozos; y para otros, se observan distancias significativamente menores
(10 a 30 pies); debido principalmente a la utilización de un motor de fondo en la sarta de
perforación en el primer grupo de pozos, porque estos se registraron durante el proceso de
perforación y el resto luego de perforar casi todo el hoyo de producción.
Se observó una variación del tiempo total de los pozos con registros LWD, a nivel de B-1 y B-
4, debido principalmente a cambios en el espesor de la sección perforada; a la ROP promedio y a
los tiempos improductivos. Así mismo, para los pozos con registros de guaya y/o tubería, no se
tomó en cuenta el espesor de la sección perforada, porque este aspecto no tiene incidencia
significativa sobre el tiempo total; ni la ROP promedio, porque esto es un parámetro propio del
proceso de perforación, cuyo parámetro equivalente en los registros con guaya; lo cual se
demuestra al descontar los tiempos improductivos de los totales, observándose en ese caso,
bastante similitud en los tiempos resultantes, a pesar que hay pozos con notable diferencia en la
sección perfilada.
La comparación de los costos actualizados, de los tiempos asociados a la toma de registros, de
las diferentes técnicas de perfilaje; se realizó agrupando los pozos en tres casos posibles de
acuerdo al procedimiento de toma de registros como lo son: Pozos con registros LWD
convencional (GR / Resistividad) y Registro con guaya; Pozos con registros LWD convencional
(GR / Resistividad) y Registro con tubería; y Pozos con registros LWD con la herramienta
especial ECOSCOPE, pero sin registros con guaya y/o tubería.
Los costos actualizados de cada uno de los grupos de pozos comentados en la conclusión
anterior, se calcularon en función de los registros a tomar, el espesor de la sección a registrar, la
profundidad total del pozo, el tiempo de taladro asociado al perfilaje, y de los servicios asociados
ó conexos al taladro que generan costos durante los registros.
Los registros con guaya a tomar, se realizarán en dos corridas; la primera casi siempre
compuesta por GR / Resistividad / Densidad / Neutrón y otra de GR / Caliper de 6 brazos. En el
caso de los registros con tubería, se realizará una sola corrida, compuesta por GR / Resistividad /
Densidad / Neutrón / Caliper de 6 brazos. Cabe destacar que el Registro de Presión, no fue
tomado en ninguno de los 2 casos, en el análisis comparativo con la herramienta ECOSCOPE,
porque la misma no permite medir dicha información. Por otro lado, en cuanto a los registros
convencionales con LWD, básicamente siempre se toma el registro GR / Resistividad.
Tomando en cuenta que no existe mucha diferencia entre la profundidad medida entre los
registros con guaya y el de tubería, la profundidad total promedio de los pozos del área en
estudio a considerar, será la medida con la tubería de perforación, en ese caso la obtenida luego
del registro LWD, la cual resultó como promedio 16544 pies para la Unidad B-1, y de 17649 pies
para B-4.
- 213 -
- 21
3 -
El Tiempo de taladro asociado al perfilaje, será el Tiempo Productivo que generó la operación,
que sería el Tiempo Total menos los Tiempos Improductivos. En ese caso, para el cálculo de
dichos tiempos, existen pozos que se deben excluir de estos datos, porque no cumplen con el
comportamiento normal de los pozos en estudio, por distintas razones, como lo son: la utilización
de otra corrida de registros con LWD, la perforación del hoyo no llegó hasta la base de la Unidad
Estratigráfica objetivo, no tienen las corridas de registros con guaya y/o tubería establecidas para
los pozos en estudio.
En el cálculo de los costos, se incluyó el viaje de calibración, que se realiza luego de la corrida de
registros con guaya y/o tubería; porque aumenta el valor de los pozos que incluyen este tipo de
registros, ya que necesitan un viaje de este tipo, luego de realizar los registros; en cambio en los
pozos que tienen solo los registros LWD con la herramienta especial ECOSCOPE, se puede
sacar la sarta de perforación a superficie y bajar el revestidor de producción, de una vez, luego
de terminar de perforar el hoyo.
Los Tiempos Productivos asociados a las actividades de perfilaje de los pozos en estudio, de
acuerdo a lo comentado anteriormente, son para los pozos perforados hasta la Unidad B-1 de 20
hrs para el perfilaje con guaya, 75.5 hrs para el de tubería, de 84 hrs para los registros de LWD y
de 31 hrs para el viaje de calibración. Por otro lado, para la Unidad B-4, se observa un promedio
de 17.8, 63, 101.1 y 37.1 hrs, para los registros con guaya, tubería, LWD y el viaje de calibración;
respectivamente.
Tomado en cuenta que hay pozos donde se incluyó otro accesorio en el BHA de perforación
antes del LWD, como lo es el motor de fondo, porque que algunos se registraron durante ó
avanzado el proceso de perforación; se realizó otra subdivisión para el cálculo de los costos
finales en los pozos en estudio, considerando primero si el pozo fue perforado hasta la Unidad B-
1 ó B-4; segundo, de acuerdo al procedimiento de toma de registros, ya sea con LWD
convencional más guaya y/o tubería, ó si se registró con LWD con la herramienta especial
ECOSCOPE; y tercero, si el uso del LWD fue después de la perforación, avanzada la misma ó
desde el inicio.
Los servicios asociados ó conexos al taladro que generan costos durante los registros son el de
Cabina de Mud Logging; Equipo de Control de Sólidos; Control y Monitoreo del Fluido de
Perforación; Manejo, Tratamiento y Desecho de Ripios y el de Perforación Direccional. El tiempo
productivo a considerar para el cálculo de los costos finales es primero, así se están o no
llevando a cabo actividades de perforación, y en el caso de los pozos perforados hasta B-1,
le corresponden 135, 190.5 y 102 hrs; para los pozos con registros LWD más guaya, con LWD
más tubería y con LWD con la herramienta especial Ecoscope. Con respecto a los pozos
perforados hasta B-4, les corresponden 134.2, 177.9 y 364.4 hrs; con el uso del LWD después de
la perforación, avanzada la misma ó desde el inicio, respectivamente; para todos los pozos con
registros LWD más guaya. Para los pozos con registros LWD más tubería, le corresponden
- 214 -
- 21
4 -
179.4, 223.1 y 409.6 hrs; y para los que tiene registros LWD con la herramienta especial 79.3,
123 y 309.5 hrs; respectivamente, en lo que se refiere a la clasificación de pozos con el uso del
LWD después de la perforación, avanzada la misma ó desde el inicio.
Si los servicios asociados ó conexos al taladro que generan costos durante los registros, solo se
toman en cuenta, cuando se están llevando a cabo actividades de perforación y en el viaje de
calibración el tiempo productivo a considerar para el cálculo de los costos finales es, para los
pozos perforados a B-1, de 115 hrs, para los pozos con registros LWD más guaya y/o tubería; y
de 102 hrs para los que tienen solo registros con LWD con la herramienta especial Ecoscope. De
la misma manera, para los pozos perforados hasta B-4, se tomaron 160.1 y 346.6 hrs; con el uso
del LWD avanzada la perforación ó desde el inicio de la misma, respectivamente; para todos los
tipos de pozos (con registros LWD más guaya y/o tubería ó LWD con la herramienta especial). Es
importante destacar que no se tomaron en cuenta estos servicios (a excepción del de Perforación
Direccional) para los pozos con la utilización del LWD después de la perforación, porque en ese
momento no se requieren, ya que no se propicia el manejo de ripios en el taladro.
Los pozos con registros LWD y tubería, son los más costosos; y por otro lado, los pozos solo con
registros LWD con la herramienta especial Ecoscope, son los que tienen los costos más bajos; a
excepción solamente de aquellos perforados hasta la Unidad B-4, con el uso del LWD desde el
inicio de la perforación, donde sin embargo, muestran unos costos bastante parecidos al de los
pozos con registros LWD más guaya.
Cuando el proceso de perfilaje se realiza solo con registros LWD con la herramienta especial
Ecoscope; se tiene el adelanto en la terminación del pozo que permite obtener la producción del
mismo con anticipación; en ese caso, los tiempos e ingresos adicionales, así como el ahorro de
los costos por el no uso de los servicios conexos al taladro, que genera el perfilaje con guaya ó
tubería en los pozos del área en estudio (incluyendo el viaje de calibración que propicia este tipo
de técnica) es de 51 y 106.5 hrs, para los tiempos de los pozos perforados hasta B-1, con
registros LWD más guaya ó tubería, respectivamente; de 2981.8 y 6209.8 MBsF para los
ingresos; y de 1243.1 y 1680.5 MBsF como ahorro. Así mismo, para los pozos perforados hasta
B-4, se tiene un ahorro en tiempo de 54.9 hrs, un ingreso adicional de 2078.4 MBsF y un ahorro
de 1319.4 MBsF para los que tienen registros LWD más guaya, así como de 100.1 hrs, 3783.4 y
1756.7 MBsF para los que tienen registros LWD más tubería.
RECOMENDACIONES
- 215 -
- 21
5 -
De acuerdo a las conclusiones anteriores, se emiten las siguientes recomendaciones:
Incluir en los reportes de sumarios de operaciones de los pozos, el detalle de la sarta de registros
(longitud y OD de la sarta, entre otros) con el cual se realizó el perfilaje; así como el detalle de los
registros que se tomaron en cada corrida. De la misma manera, incluir en los registros de
presión, los puntos tomados y los valores de de presión obtenidos. Así mismo, si los registros con
LWD, se realizan después de la perforación, reportar la velocidad de perfilaje.
Realizar siempre una sección repetida en todo proceso de perfilaje de pozos, con el objetivo de
establecer un control de calidad, sobre la data que se está obteniendo.
El proceso de perfilaje con LWD de un pozo, se debe analizar de acuerdo a la longitud de hoyo
de la sección perforada, porque este parámetro tiene notable incidencia sobre el costo final.
Se deben agotar todos los recursos administrativos y/o operacionales, para la toma de los
registros convencionales y de presión, en los pozos nuevos; con el objetivo de establecer un
control y monitoreo de la energía del yacimiento y así poder establecer políticas de explotación
racionales.
Utilizar la mejor técnica de transmisión de datos de los registros realizados a los pozos, de
acuerdo a la técnica de perfilaje utilizada.
Solicitar a todas las compañías de servicios que toman registros con la técnica LWD, entregar la
data en tiempo real, en conjunto con la de memoria.
Desde el punto de vista técnico, se recomienda seguir utilizando la herramienta para la toma de
registros con LWD, Ecoscope; porque se caracteriza por:
□ Generar mediciones azimutales, para proveer una más completa “fotografía” de la
formación, pudiéndose observar ovalizaciones o “breakout” en la sección perforada;
□ Proveer el diámetro azimutal del pozo mientras rota el BHA, utilizando dos sensores
ultrasónicos que obtienen una medición de la separación de la herramienta de 16 sectores;
□ Tener una mayor posibilidad de leer las características verdaderas de la formación, sin ser
afectado por: el lavado del hoyo, alteración de las lutitas y/o en particular por la invasión;
□ Ofrecer la posibilidad de eliminar una fuente de adquisición de registros nucleares y provee
numerosas mediciones LWD importantes, muchas de las cuales fueron establecidas en la
evaluación de formaciones utilizando herramientas operadas con cable; incluyendo la
medición del parámetro sigma, las mediciones de las herramientas de rayos gamma,
- 216 -
- 21
6 -
densidad y neutrón, y la espectroscopía de captura para calcular en forma precisa las
fracciones de minerales de la roca yacimiento.
Determinar porque el volumen de arcilla calculado a partir de la espectroscopía, normalmente es
menor que el volumen de arcilla calculado a partir del registro de rayos gamma. Tomando en
cuenta la comparación realizada entre los pozos FRA-003 y TOM-13.
Estudiar la posibilidad de tomar el parámetro sigma como un indicador independiente del
volumen de arcilla, porque no está afectado por los elementos radioactivos que aumentan las
mediciones de rayos gamma., considerando que en el pozo FRA-003, se calculó el contenido de
arcilla presente a través del parámetro sigma, y a lo largo de la sección del pozo mostrada, se
observa buena correlación entre las curvas.
Tratar de utilizar herramientas de perfilaje que tengan un diámetro externo no mayor de 5”, para
el caso de los registros con guaya, y para el caso de los registros con tubería, una longitud no
mayor de 100’; porque en ambos tipos de registros, se observó que las herramientas con
especificaciones mayores a las comentadas, propician bajas velocidades de perfilaje en los
pozos.
Determinar porque la diferencia entre la profundidad medida con guaya y la medida con la tubería
de perforación, no se muestra uniforme en los distintos pozos en estudio.
Solicitar la información detallada sobre la configuración de la sarta de perforación que permita
conocer el número de Drill Collar’s utilizados a las compañías de servicio, así como seguir
reportando la posición de los sensores de la herramienta LWD.
Discretizar, la población de pozos en estudio, bajo un mismo criterio de comparación, para el
cálculo de los tiempos y costos, que permitan que esta sea representativa.
Realizar el proceso de perfilaje de los pozos en estudio solo con registros LWD con la
herramienta especial Ecoscope, tomando en cuenta que es la técnica que presenta los costos
más bajos para la clasificación de pozos mostrada en esta investigación; además que se tiene el
adelanto en la terminación del pozo que permite obtener la producción del mismo con
anticipación, lo cual permite obtener tiempos e ingresos adicionales, así como el ahorro de los
costos por el no uso de los servicios conexos al taladro.
- 217 -
- 21
7 -
ÍNDICE DE REFERENCIAS
1. Perdomo, José y Col. 2008. Informe Técnico del Sometimiento de Reservas por Reinterpretación
Geológica y Parámetros de Yacimiento del Reservorio “B-SUP-VLG-3729”. Maracaibo, Venezuela.
PDVSA, División Occidente. Departamento de Estudios Integrados.
2. Schlumberger. Marzo, 2007. An Operator Saves USD 750,000 on Gulf of Thailand Well.
www.slb.com/casestudies. Documento N° 07-DR-006.
3. Schlumberger. Marzo, 2007. LWD Data Acquisition Saves City Oriente Limited USD 110,000.
www.slb.com/casestudies. Documento N° 07-DR-139.
4. Schlumberger. Marzo, 2007. High-Angle-Well Saturation Evaluation Accuracy Increased.
www.slb.com/casestudies. Documento N° 07-DR-146.
5. Schlumberger. 2009. High Evaluación Petrofísica efectiva en Tiempo real con nuevas Tecnologías
LWD. www.slb.com/casestudies.
6. PDVSA CIED. 1997. Registros de Pozos. Capítulo 3.
7. Archer Mike y Col. 2005 – 2006. Evaluación de formaciones durante la perforación. Oilfield Review.
8. Weller G, Griffiths R, Stoller C, Allioli F, Berheide M, Evans M, Labous L, Dion D y Perciot P: “A New
Integrated LWD Platform Brings Next-Generation Formation Evaluation Services” Transcripciones del 46º
- 218 -
- 21
8 -
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 26 al 29 de junio de 2005,
artículo H.
9. http://www.oilonline.com/news/features/dc/20050118. BACK_TO_.16901.asp (Se accedió el 17 de
agosto de 2005). Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J, Prevedel B, Lüling M y White J:
“Measurements at the Bit: A New Generation of MWD Tools,” Oilfield Review 5, no. 2/3 (Abril/Julio de
1993): 44–54.
10. http://www.oilonline.com/news/features/oe/20050314. Scope_of.17389.asp asp (Se accedió el 17 de
agosto de 2005).
219
11. Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T, Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford
G, Hartner J, Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registros para la perforación,” Oilfield Review
12, no. 3 (Invierno de 2001): 64–84. Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C, Hashem M,
Hewett V, Jackson M, Meehan R y Tweedy M: “Real-Time Answers to Well Drilling and Design
Questions,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 2–15.
12. Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G, Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li
B, Larsen M, Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos base aceite,” Oilfield Review 13, no. 4
(Primavera de 2002): 2–27. Pike B: “Logging History Rich with Innovation,” Harts E&P 75, no. 9
(Septiembre de 2002): 52–55.
13. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Use of Real-Time and Time-Lapse Logging-
While-Drilling Images for Geosteering and Formation Evaluation in the Breitbrunn Field, Bavaria,
Germany,” artículo de la SPE 71733, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
14. Bargach et al, referencia 11.
15. Hansen P y Shray F: “Unraveling the Differences Between LWD and Wireline
Measurements,”Transcripciones del 37° Simposio Anual de Adquisición de Registros, Nueva Orleáns, 16
al 19 de junio de 1996: T1–T12.
16. Para más información sobre la medición del parámetro sigma, consulte: Adolph B, Stoller C, Brady J,
Flaum C, Melcher C, Roscoe B, Vittachi A y Schnorr D: “Saturation Monitoring With the RST Reservoir
Saturation Tool,” Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de 1994): 29–39.
17. Kurkoski PL, Holenka JM y Evans ML: “Radiation Safety and Environment for Measurement-While-
Drilling: A Different Approach,” artículo de la SPE 23264, presentado en la Conferencia sobre Salud,
Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas de la SPE, La Haya, 11 al
14 de noviembre de 1991.
18. http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,,1104_1714_1003934,00.html (Se accedió el 9 de agosto de
2005).
220
19. Aitken JD, Adolph R, Evans M, Wijeyesekera N, McGowan R y Mackay D: “Radiation Sources in
Drilling Tools: Comprehensive Risk Analysis in the Design, Development and Operation of LWD Tools,”
artículo de la SPE 73896, presentado en la Conferencia Internacional sobre Salud, Seguridad y Medio
Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas de la SPE, Kuala Lumpur, 20 al 22 de marzo
de 2002.
20. http://www.nssihouston.com/disposal.html (Se accedió el 17 de agosto de 2005).
21. Aitken et al, referencia 18.
22. Zimmerman T: “The Innovator’s Choice,” Oilfield Review 14, no. 1 (Primavera de 2002): página
editorial.
23. Ashley DK, McNary XM y Tomlinson JC: “Extending BHA Life with Multi-Axis Vibration
Measurements,” artículo de las SPE/IADC 67696, presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1º de marzo de 2001.
24. Evans M, Adolph R, Vildé L, Morriss C, Fisseler P, Sloan W, Grau J, Liberman A, Ziegler W, Loomis
WA, Yonezawa T, Sugimura Y, Seki H, Misawa RM, Holenka
J, Borkowski N, Dasgupta T y Borkowski D: “A Sourceless Alternative to Conventional LWD Nuclear
Logging,” artículo de la SPE 62982, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.
25. Evans et al, referencia 24.
26. Aitken et al, referencia 19.
27. El PNG contiene tritio y existen pequeñas fuentes de estabilización en algunos de los detectores.
Estas pequeñas fuentes no requieren ningún tratamiento especial mientras se encuentran en el interior
de la herramienta.
28. Weller G, el-Halawani T, Tribe I, Webb K, Stoller C, Galvin S y Scott G: “A New Integrated LWD
Platform Delivers Improved Drilling Efficiency, Well Placement and Formation Evaluation Services,”
artículo de la SPE 96652, presentado en la Conferencia de Áreas Marinas de Europa, Aberdeen, 6 al 9
de septiembre de 2005.
221
29. Aitken et al, referencia 19.
30. Weller et al, referencia 14.
31. Li Q, Liu CB, Maeso C, Wu P, Smits J, Prabawa H y Bradfield J: “Automated Interpretation for LWD
Propagation Resistivity Tools Through Integrated Model Selection,” Transcripciones del 44º. Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Galveston, Texas, 22 al 25 de junio de 2003, artículo
UU.
32. Barson D, Christensen R, Decoster E, Grau J, Herron M, Herron S, Guru UK, Jordán M, Maher TM,
Rylander E y White J: “Spectroscopy: The Key to Rapid, Reliable Petrophysical Answers,” Oilfield Review
17, no. 2 (Verano de 2005): 14–33.
33. Ashley el al, referencia 23.
34. Hutchinson M y Rezmer-Cooper I: “Using Downhole Annular Pressure Measurements to Anticipate
Drilling Problems,” artículo de la SPE 49114, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de
la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B,
Hutchinson M, Lovell J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole Annular Pressure Measurements
to Improve Drilling Performance,” Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998/1999): 40–55.
35. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J, Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes
de la pared del pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): 24–39. Breton P, Crepin S, Perrin J-C,
Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T y Raikes S:
“Mediciones sísmicas bien posicionadas,” Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 34–63. Bargach et
al, referencia 11.
36. Weller et al, referencia 28.
222