Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento

Una innovadora herramienta de pruebas de formación perfora a través del revestidor

de acero, el cemento y la roca para medir las presiones del yacimiento y obtener

muestras del fluido de formación. A diferencia de otros dispositivos utilizados en

pozos entubados, esta nueva herramienta tapona el orificio que perfora, aislando la

formación del pozo después de realizadas las pruebas. Debido a esta singular capaci-

dad para sellar los orificios, los operadores pueden reanudar la producción sin nece-

sidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.

Módulo de probeta

Cartucho depotencia

Módulo de cámarapara muestras

Módulo de controlde la perforación

Nueva herramienta para pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos en pozos entubados. La herramientaCHDT tiene cuatro módulos, incluido un cartucho de potencia, un módulo de control, un módulo de probeta de pozoentubado y un módulo de cámara para muestras. El módulo de potencia suministra energía a través del cable. El módulode control controla las etapas de perforación y de pruebas de presión. El módulo de probeta ancla la herramienta, lasella contra el revestidor, perfora y tapona el orificio. La unidad de obtención de muestras recoge muestras de fluidos.En la fotografía superior derecha, se muestra una moneda junto a los tapones para indicar la escala de los mismos.

Keith BurgessTroy FieldsEd HarriganSugar Land, Texas, EUA

Greg M. GolichAera Energy LLCBakersfield, California, EUA

Tom MacDougallRosharon, Texas

Rusty ReevesStephen SmithKevin ThornsberryChevronTexacoNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Brian RitchieDevon Canada CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Roberth RiveroPetróleos de Venezuela S.A.Caracas, Venezuela

Robert SiegfriedInstituto de Tecnología del GasDesPlaines, Illinois, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Patricia Bonilla y Juan Ceballos, Caracas,Venezuela; Kimi Ceridon, Chuck Fensky, Mario Flores, GusMelbourne, Joe Nahas, Dwight Peters y Brian Sidle, SugarLand, Texas, EUA; Beth Clark, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA; Trent Hunter y Alan Salsman, Calgary, Alberta,Canadá; Mike Kasecky, Anchorage, Alaska, EUA; KarlKlaudi, Belle Chasse, Luisiana; y Alan Sibbit, Houston,Texas.ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), ARC (herramienta de Resistividad deArreglo Compensada), CBT (herramienta de Adherencia delCemento), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formaciónde Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación enPozo Entubado), CQG (Sensor de Cristal de Cuarzo),ELANPlus, GPIT, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT(Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OFA(Analizador Óptico de Fluidos), RFT (Multiprobador deFormaciones), RFT de Pozo Entubado, RSTPro (herramientade Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PSPlatform) y USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger. Monel es una marca de IncoAlloys Internacional, Inc.1. 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: Registrospara la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 64–84.

2. Schlumberger: Cased Hole Log InterpretationPrinciples/Applications. Houston, Texas, EUA:Schlumberger Educational Services, 1989.

3. El Instituto de Tecnología del Gas, formado en el año2000 mediante la combinación del Gas Research Institutey del Institute of Gas Technology, es una compañía tecnológica estadounidense independiente que ofrece servicios de investigación y entrenamiento en temasrelacionados con gas natural, energía y medio ambiente.Si desea obtener mayor información, consulte: http://www.gastechnology.org/.

Verano de 2002 51

Las compañías de exploración y producción eva-lúan los yacimientos de petróleo y de gas demuchas maneras. Quizás los métodos de evalua-ción más comunes son los registros geofísicos depozo abierto, introducidos por Schlumbergerhace 75 años. Estas técnicas emplean registra-dores y equipos de control en superficie conecta-dos mediante un cable conductor a dispositivosde medición bajados al fondo del pozo queenvían las señales a la superficie. La medición yel registro de datos se pueden efectuar durantela perforación mediante técnicas desarrolladasdurante la década de 1990.1 La evaluación de for-maciones con registros de pozos entubados esmenos común porque es más difícil medir las pro-piedades de la formación a través del revestidory el cemento. A pesar de estos obstáculos, lasmediciones en pozos entubados han aportadoinformación vital desde la década de 1930.2 Lomás reciente en materia de evaluación de forma-ciones en pozos entubados, radica en la capaci-dad de medir la presión y obtener muestras defluidos sin poner en peligro la integridad delrevestimiento y la producción futura del pozo.

La presión del yacimiento es una de las pro-piedades clave que emplean los ingenieros, geó-logos y petrofísicos para caracterizar zonas deinterés. Se puede medir de varias maneras, algu-nas de las cuales también permiten la obtenciónde muestras de fluidos de la formación. ElProbador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT, se utiliza rutinariamente para obtener mues-tras de fluidos y medir las presiones de la forma-ción en pozos abiertos. Al permanecer estáticosdurante la operación, estos dispositivos corren elriesgo de quedarse atascados en pozos difíciles osobrepresionados, o en pozos muy desviados.

Las pruebas de formación que se efectúan a tra-vés de la columna de perforación (DST, por sus siglasen inglés), que se utilizan para medir la capacidadproductiva, la presión, la permeabilidad y la exten-sión de un yacimiento, implican el aislamiento de lazona de interés con empacadores temporales.Posteriormente, se abren las válvulas de la herra-mienta de pruebas dejando fluir el pozo, para produ-cir fluidos del yacimiento a través de la columna deperforación. Por último, el especialista en pruebascierra el pozo y las válvulas, desancla los empacado-res y extrae las herramientas del pozo. Dependiendo

de los requerimientos y objetivos, las pruebas de for-mación pueden durar menos de una hora o exten-derse durante varios días o semanas; en algunoscasos, se pueden tener varios períodos de flujo y deincremento de presión. Al igual que las operacionesde pruebas de formación con cable, los DSTs en pozoabierto también presentan riesgos mecánicos, talcomo el atascamiento de la tubería.

Cuando los riesgos para las herramientas depruebas o las pruebas de formación en pozoabierto son demasiado altos, las compañías deexploración y producción prefieren bajar el reves-tidor para evitar las pruebas en pozo abierto. Poresta razón, la capacidad de obtener muestras defluidos y medir las presiones en pozos reciente-mente entubados se convierte en una actividadcrítica.

La medición de la presión y la determinacióndel tipo de fluido que hay detrás del revesti-miento también es importante en pozos más vie-jos. Las reservas, que pueden haberse pasadopor alto por diversas razones, deben evaluarsepara estudiar el desarrollo de los campos y evitarel abandono prematuro de algunos pozos.Además, los datos provenientes de pozos entu-bados ayudan a los operadores a planificar lospozos de relleno y monitorear el progreso de lasoperaciones de recuperación secundaria, talcomo la inyección de agua, gas o vapor.

El Probador de la Dinámica de la Formaciónde Pozo Entubado CHDT es la primera herra-mienta capaz de penetrar el revestimiento, medirla presión del yacimiento, obtener muestras defluidos de formación y taponar los orificios deprueba en un solo viaje (página anterior).Schlumberger y el Instituto de Tecnología del Gas(GTI, por sus siglas en inglés) desarrollaron con-juntamente la herramienta CHDT como parte deuna iniciativa del GTI dirigida a desarrollar nue-vas formas de evaluar los pozos entubados.3

En este artículo se examinan los dispositivosprecursores de la herramienta CHDT, se describecómo opera la nueva herramienta y se discutenalgunos de los desafíos que supone desarrollaruna herramienta de pruebas de pozo entubado.Algunos ejemplos de campo demuestran laamplia variedad de aplicaciones en las cualesesta herramienta contribuye a la evaluación deformaciones.

Pruebas en pozos entubadosEn un primer intento por satisfacer las necesida-des de los operadores con respecto a la obtenciónde muestras de fluidos y a la medición de presiónen pozos entubados, Schlumberger modificó elMultiprobador de Formaciones RFT en la décadade 1980.4 El resultado fue la herramienta RFT dePozo Entubado que perfora el revestimiento conuna carga explosiva hueca (premoldeada). Aligual que sucede con todos los disparos, no esposible controlar ni predecir la longitud del túneldejado por el disparo sin conocer detalles acercadel revestidor, la cementación, la presión y la lito-logía de la formación; datos que generalmente nose encuentran disponibles (arriba a la izquierda).Después de haber realizado las pruebas y extra-ído la herramienta RFT del pozo, el túnel dejadopor el disparo se puede tapar con un parche, untapón o una cementación forzada (a presión). Estaherramienta puede hacer pruebas en dos zonaspor carrera.

Aunque este probador de pozo entubado per-mite a los operadores obtener importantes datosde presión, la calidad de las muestras de fluidosno es tan buena puesto que no se efectúan medi-ciones de las propiedades del fluido antes de laobtención de la muestra, y no hay control de lacaída de presión una vez que se abre la válvulade la cámara para muestras. El retorno del pozoa su estado productivo, puede ser difícil porqueel logro de un sello de alta calidad puede resul-tar complicado y consumir mucho tiempo.Además, la rebaba que queda en el revestidor enlos orificios de entrada del disparo puede dificul-tar operaciones futuras (arriba a la derecha). Laherramienta RFT de Pozo Entubado tiene un diá-metro externo más amplio que la herramientaCHDT, por lo que no se puede bajar en pozos dediámetro pequeño. Adicionalmente, la herra-mienta RFT de Pozo Entubado no se puede com-binar con módulos MDT.

Recientemente, la herramienta MDT se uti-lizó para obtener muestras de fluidos a través dedisparos en pozos entubados.5 Los multiprobado-res RFT de Pozo Entubado y MDT marcaronimportantes hitos en el desarrollo de la herra-mienta CHDT, ya que éstas dieron respuesta amuchos problemas de los probadores operados acable y de los DSTs en pozo abierto.

La herramienta CHDT supera las limitacionesdel probador RFT de Pozo Entubado porque per-fora túneles precisos y consistentes para laobtención de muestras de fluidos (arriba). Almismo tiempo, la herramienta CHDT permite eva-luar hasta seis zonas por carrera, triplicando asíla capacidad de la herramienta anterior. Ésta esla primera herramienta diseñada específica-mente para pruebas de formación a través delrevestimiento, capaz de medir múltiples datos depresión de formación, obtener muestras de flui-

52 Oilfield Review

> Modelo de probador de pozo entubado y resultados de la herramientaCHDT. Se perforó una sección entubada y cementada de arenisca Berea conun probador tradicional (FT) de pozo entubado y también se taladró con laherramienta CHDT (arriba). Las longitudes de los túneles dejados por los dis-paros de la herramienta RFT de Pozo Entubado no se pueden controlar. Encontraste, la herramienta CHDT crea túneles precisos y consistentes (abajo).

> Orificios de entrada dentados causados por unprobador de pozo entubado.

> Túneles y tapones CHDT. La herramienta CHDTperfora orificios de bordes lisos a través delrevestidor, el cemento y la formación. Los tapo-nes de la herramienta CHDT encajan perfecta-mente en los orificios.

Verano de 2002 53

dos de alta calidad y restablecer la integridad delrevestimiento; todo en una única operación efec-tiva en materia de costos (arriba). La herramientase puede bajar al pozo con cable, con tubería deperforación o con un tractor; dispositivo utilizadopara bajar herramientas en pozos muy desviados.

La calidad de la adherencia del cemento esuna consideración clave cuando se preparan ope-raciones con la herramienta CHDT. Si la adheren-cia es deficiente, la comunicación entre zonaspodría afectar los resultados. También es impor-tante conocer el estado del revestidor y la posi-ción de accesorios externos del revestidor, talescomo los centralizadores. Estos factores se pue-den valorar utilizando el generador de ImágenesUltrasónicas USI en combinación el registradorde la Adherencia del Cemento CBT, para evaluarla calidad del cemento y los parámetros del

revestidor. El espesor del revestidor y de la capade cemento, así como el tipo de roca afectan lafacilidad y velocidad con que se pueden perforarlos orificios de prueba.

La operación comienza con la bajada de laherramienta CHDT hasta la profundidad objetivo.Las zapatas de anclaje empujan al empacador dela herramienta contra el revestidor, a fin de crearun sello entre la superficie interna del revestidor yla herramienta. Una prueba de sello de empacadorasegura que el sello se ha establecido apropiada-mente antes de perforar el revestimiento.

Una vez verificado el sello, se comienza a per-forar con una barrena (mecha, broca, trépano)híbrida montada sobre un eje flexible. El meca-nismo de perforación está hidráulicamente ais-lado del pozo; la posición de la barrena y lapresión del fluido circundante se monitoreandesde la superficie. El fluido que rodea la barrenapuede ser fluido de terminación, como aguasalada, o fluido de perforación base aceite o baseagua. A medida que la barrena avanza a travésdel revestidor hacia el cemento, hay pequeñasvariaciones de presión que se originan por lasdiferencias de los cambios volumétricos y de lapresión de poro del cemento. A medida que laperforación penetra el cemento, se efectúanciclos de limpieza para eliminar efectivamentelos escombros existentes en el túnel, los cualesson aspirados dentro de la herramienta. Este pro-cedimiento mejora el rendimiento de perforacióny reduce el esfuerzo de torsión en la barrena. Labarrena es versátil y duradera, y está diseñadapara perforar acero, cemento y roca en una solaoperación.

Una vez que la barrena se encuentra con laformación, la presión medida se equilibra con laexistente en el yacimiento y entonces se puededetener la perforación. Si se reduce la presióndel fluido que rodea la barrena antes de la perfo-ración, se mejora la respuesta a la presióncuando se establece comunicación con la forma-ción, lo que facilita la detección de dicha res-puesta. Si se extiende el túnel perforado másadentro en la formación, se incrementa el áreade flujo para evaluar formaciones de baja perme-abilidad y aumentar la posibilidad de interceptarfracturas naturales. La herramienta puede perfo-rar hasta 15 cm [6 pulgadas] desde la superficieinterna del revestidor.

Para analizar la caída de presión, la herra-mienta CHDT puede realizar pre-ensayos múlti-ples a diversos gastos (tasas, ratas, caudales,velocidades de flujo) con volúmenes de hasta 100cm3 [6 pulgadas3]. Se realiza un pre-ensayo conel objetivo de obtener registros precisos de lapresión de formación. Este pre-ensayo tambiénindica si es posible obtener una muestra de fluidode buena calidad mediante una prueba prelimi-nar del sello hidráulico y de movilidad de pre-ensayo. La cámara de pre-ensayo de laherramienta CHDT puede llenarse, purgarse y lle-narse nuevamente. Si se realizan pre-ensayosmúltiples a diferentes profundidades de penetra-ción, es posible detectar la presencia de microa-nillos y asegurar que las mediciones de presiónde formación son repetibles. La interpretación delos pre-ensayos en el pozo tiene en cuenta la pro-fundidad de penetración en la formación en elanálisis e incluye las respuestas de presión, yasean de sensores de deformación o de cristal decuarzo CQG.

Las muestras de fluidos de la herramientaCHDT se obtienen una vez que se ha establecidouna comunicación adecuada entre la herramientay la formación. La herramienta monitorea laresistividad para la tipificación del fluido y sepuede combinar con el Analizador Óptico deFluidos OFA, el Analizador de Fluidos Vivos LFA ylos módulos de bombeo de la herramienta MDTpara realizar la tipificación avanzada del fluido yel monitoreo de la contaminación (abajo).6

4. Burgess KA, MacDougall TD, Siegfried RW y Fields TG:“Wireline-Conveyed Through-Casing Formation TesterPreserves Casing Integrity,” artículo de la SPE 72371,presentado en el Congreso de la SPE de la Región

Oriental, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.5. Para mayor información sobre la obtención de muestras

de fluidos utilizando la herramienta MDT en pozos entu-bados, consulte: Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole Tester Provides Field Testing Alternative,” Oil & GasJournal 99, no. 24 (11 de junio de 2001): 49–52.

Longitud (sin módulo de muestreo)

Cámara para muestras (opcional)

Diámetro externo de la herramienta

Diámetro del revestidor

Temperatura

Presión

Apto para servicio H2S

Bajo balance máximo

Número máximo de orificios perforados y sellados†

Diámetro del orificio perforado

Penetración máxima

Resistencia a la presión del tapón

Volumen del pre-ensayo

Sensores de presión

Presión estándar del CQG

Muestreo

Identificación de fluidos

Combinable con el probador MDT

31.2 pies

9.7 pies

4 1⁄4 pulg

5 1⁄2 pulg a 9 5⁄8 pulg

350°F

20,000 lpc

Si

4000 lpc

6 por carrera

0.28 pulg

6 pulg

10,000 lpc,bidireccional

100 cm3

Sensores dedeformación y CQG

15,000 lpc

PVT y convencional

Resistividad y módulo LFA

Si‡

†Dependiente de la formación ‡Combinable con módulos MDT en revestidores de 7 pulgadas y de mayor diámetro(bombeo, OFA y cámaras para muestras PVT)

> Especificaciones de la herramienta CHDT. Estacompleja pero robusta herramienta opera enambientes de hasta 350ºF [177ºC] y 20,000 lpc [138MPa]. Su diseño modular hace que se adaptefácilmente a numerosas aplicaciones.

Cartuchode potencia

Módulo de cámaraspara muestrasmúltiplesMódulo de cámarapara muestras

Módulo decámara paramuestras

Cartuchode potencia

Módulo decontrol de laperforaciónMódulo deprobeta

Módulo de bombeo

Módulo OFA

Módulo de controlde la perforación

Módulo de probeta

> Combinaciones de la herramienta CHDT. Loscuatro módulos de la herramienta CHDT estándarse muestran a la izquierda. Los módulos del dis-positivo MDT se pueden combinar con la herra-mienta CHDT, tal como se ilustra a la derecha.

Hurst S, Hows M y Kurkjian A: “Cased-Hole TesterProvides Field Testing Alternative,” Oil & Gas Journal 99,no. 25 (18 de junio de 2001): 50–52.

6. Para mayor información sobre obtención de muestras defluidos utilizando la herramienta MDT, consulte: AndrewsRJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH,Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, JamaluddinA, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y VanDusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizandoel color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13,no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

La herramienta CHDT puede incorporar cáma-ras para muestras aptas para fluidos con H2S de1 galón [3.8 litros] de capacidad, las cuales seajustan bien a casi todos los revestimientos de51⁄2 pulgadas. El diámetro externo de las cámaraspara muestras de la herramienta MDT es de 43⁄4pulgadas; estas cámaras pueden bajarse enpozos con revestimientos de 7 pulgadas o demayor diámetro. Las cámaras para muestrasincluyen el módulo para muestras múltiples, quepuede contener seis botellas. Las botellas paramuestras múltiples son sólo para una fase y susvolúmenes son de 450 cm3 [27 pulg3] o 250 cm3

[15 pulg3]. También hay cámaras para muestrasde 1, 23⁄4 y 6 galones [3.8, 10.4 y 22.7 litros] decapacidad. Cuando se utilizan varias cámaras almismo tiempo aumenta la eficiencia.

Luego de las pruebas de formación y obten-ción de muestras de fluidos de un objetivo en par-ticular, la herramienta CHDT inserta un tapónMonel resistente a la corrosión para sellar el ori-ficio perforado en el revestimiento (arriba). Estesello metal-metal restablece la integridad delrevestimiento y es capaz de resistir una presióndiferencial de 10,000 lpc [69 MPa]. El cambio enel diámetro interno original del revestimientodespués de colocado el tapón es de sólo 0.8 mm[0.03 pulgadas]; este espesor extra, o protube-rancia, se puede eliminar sin reducir la resisten-cia a la presión del tapón.

Con el restablecimiento de la integridad delrevestimiento luego de las operaciones con laherramienta CHDT, se eliminan los costos y tiem-pos de equipo de perforación asociados con ope-raciones convencionales de carreras paraasentar tapones, cementaciones forzadas, prue-bas de presión y carreras de raspadores delrevestidor. Durante la vida de un pozo, la herra-mienta CHDT puede proporcionar informacióncapaz de confirmar o descartar la necesidad deun programa completo de disparos, porque per-

mite la realización de pruebas efectivas en mate-ria de costos, antes de efectuar operaciones dereparación o de abandono de pozos.

Los resultados de las operaciones con laherramienta CHDT se pueden integrar con losresultados de otras herramientas de evaluaciónde formaciones a través del revestimiento, talescomo los registros de Resistividad de laFormación en Pozo Entubado CHFR y los deControl de Saturación del Yacimiento RSTPro. Laevaluación de formaciones a través del revesti-miento, realizada con la integración de estosrecursos, elimina la necesidad de efectuar conje-turas que pueden desembocar en decisiones irre-versibles, costosas o subóptimas. El servicioCHDT proporciona un método efectivo en materiade costos para optimizar los planes de retermi-nación, mejorar datos de registros viejos oincompletos, valorar zonas desconocidas y eva-luar el potencial económico de los yacimientos.

La herramienta CHDT—incluso en estas pri-meras etapas de su utilización—tiene un índicede éxito de 93% en el taponamiento de orificios.Esta confiabilidad significa que las acciones deremediación pueden ser necesarias sólo en 7%de las ocasiones. Las técnicas de remediación,tales como el aislamiento con un tapón puente,la instalación de un parche en el revestimiento olas cementaciones forzadas, son típicos planesde contingencia para cuando los orificios perfora-dos por la herramienta CHDT no se pueden tapo-nar. El aumento de la confiabilidad operacional esun desafío permanente (abajo). La preparaciónprevia al trabajo es clave para alcanzar los obje-tivos planificados. Las preparaciones se planifi-can para cada trabajo en particular debido a laamplia gama de aplicaciones en las cuales seemplea la herramienta CHDT.7

54 Oilfield Review

Efic

ienc

ia, %

5010 15 20 25 30 35 40 45

Número de carreras de la herramienta

50

Índice de éxito respecto al taponamiento acumulado

55 60 65 70 75 80 85 90

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

> Mejoras de la confiabilidad de la herramienta CHDT.

> Tapones de la herramienta CHDT. Estas fotografíasmuestran la precisión con que los tapones encajan en losorificios de prueba.

Verano de 2002 55

Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos en pozos exploratoriosChevronTexaco perforó un pozo exploratorio en elGolfo de México en Estados Unidos que repre-sentó un verdadero desafío (derecha). La planifi-cación del pozo de acuerdo con la iniciativa dePerforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglasen inglés) aseguró que el pozo se perforaría yevaluaría con la mayor seguridad y minuciosidadposibles.8

ChevronTexaco decidió correr los registros deResistividad de Arreglo Compensada ARC yDensidad-Neutrón Azimutal ADN durante la per-foración. Las condiciones subóptimas del pozoimpidieron la utilización de otras herramientaspara la evaluación de formaciones en pozoabierto, pero había dos interrogantes para res-ponder: si dos lóbulos de arenisca estaban conec-tados entre sí y con un pozo productivo cercano, ysi la zona objetivo más profunda tenía un contactoagua-petróleo.

A fin de realizar una evaluación completa,ChevronTexaco corrió la herramienta CHDT con elmódulo OFA, bajándola por primera vez con lacolumna de perforación. Con estas herramientassería posible valorar la compartimentalizacióndel yacimiento a través de las mediciones depresión, y evaluar el fluido contenido en la for-mación mediante la obtención de muestras.También fue el primer trabajo en que se bajó laherramienta CHDT desde una torre articulada(flexible) de 610 m [2001 pies] de altura en 535 m[1754 pies] de agua. La torre articulada se encon-traba en constante movimiento. Además, fue laprimera vez que la herramienta CHDT perforó através de una tubería en espiral.

El ambiente operativo generó preocupacionesimportantes a los ingenieros de ChevronTexaco.La herramienta CHDT perfora orificios de 0.71 cm[0.28 pulgadas] de diámetro, de modo que elmovimiento de la herramienta durante las opera-ciones que siguen a la perforación del orificiopodría crear suficiente desalineación como paraimposibilitar la operación de taponamiento. Laprincipal inquietud era que la columna de perfo-ración se moviera y la herramienta cambiara deposición, por lo que los ingenieros dedicaron

grandes esfuerzos a desarrollar planes alternati-vos. Por ejemplo, bajar un empacador de inyec-ción forzada con la columna de perforación porencima de la herramienta CHDT, lo que permitiríaque el empacador fuese anclado en el revestidorpara soportar el peso de la herramienta y asíminimizar las posibilidades de que ésta semoviese.

Finalmente, ChevronTexaco desechó todoslos planes alternativos, y optó por monitorear losacelerómetros de fondo de pozo durante 30minutos antes de comenzar el proceso de perfo-ración. Los acelerómetros X, Y y Z son parte del

inclinómetro GPIT, el cual se puede incluir en lasarta de la herramienta CHDT. Estos aceleróme-tros monitorean la aceleración de la herramientaen el fondo del pozo en las direcciones X, Y y Z.Mediante la observación del eje Z en particular,el ingeniero a cargo de la operación puede adver-tir si la herramienta está en movimiento.Además, el personal de operaciones monitoreó latensión de cabeza del pozo y la presión hidrostá-tica, y se aseguró que hubiera condiciones depeso neutro sobre la columna de perforaciónantes de que la herramienta CHDT iniciara lasecuencia de perforación.

LUISIANA

MISSISSIPPI ALABAMA

FLORIDA

G o l f od e

Mé

x

ic

o

> Ubicación del pozo de exploración de ChevronTexacoen el Golfo de México junto a una fotografía de la plata-forma articulada (flexible).

7. Para mayor información sobre las aplicaciones de laherramienta CHDT, consulte: Burgess et al, referencia 4.

8. Para mayor información sobre la iniciativa Perforaciónsin Sorpresas, consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J,Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J,Nicholson H, Standifird W y Wright B: “Prevención deproblemas durante la perforación,” Oilfield Review 13,no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

ChevronTexaco deseaba perforar, realizarpruebas y taponar tres orificios (derecha). El pri-mer punto de prueba sería perforado para medirla presión con el objetivo de determinar si ellóbulo superior de arenisca encontrado en estepozo era el mismo que se había hallado en elpozo productivo vecino. La presión de formaciónmedida en el segundo punto de prueba indicaríasi el lóbulo inferior de la arenisca superior tam-bién estaba conectado a la zona productiva delpozo vecino. El tercer punto de prueba mostraríasi había un contacto agua-petróleo en la areniscainferior o si la medición decreciente de resistivi-dad se debía sólo a cambios en la litología. Lamuestra de fluido del tercer punto se enviaría allaboratorio para efectuar el análisis de la relaciónpresión-volumen-temperatura (PVT).

ChevronTexaco estaba dispuesta a asumir elriesgo de que la herramienta no fuera capaz detaponar los orificios porque necesitaba medicio-nes de presión de los primeros dos puntos paraplanificar el desarrollo del yacimiento. Antes decomenzar el trabajo, la compañía decidió que sino se podían colocar los tapones, entonces inyec-taría cemento en los primeros dos orificios y deja-ría el tercero abierto.

La operación se realizó de forma impecable ysin pérdida de tiempo: se perforaron los tres ori-ficios, se realizaron las pruebas y se colocaron lostapones con todo éxito. ChevronTexaco logró ter-minar el pozo como estaba planeado y realizar untratamiento de estimulación por fracturamientohidráulico en la zona inferior. El pozo se puso enproducción y, cinco meses más tarde, continuabaproduciendo 10,000 bppd [1600 m3/d]. Más aún,el operador obtuvo respuesta a los interrogantespertinentes al yacimiento. La primera prueba con-firmó que la arenisca estaba conectada con el

56 Oilfield Review

Velocidad de penetración,promediada sobre los

últimos 5 pies

Tiempo de resistividad ARC,después de la berrena

Tiempo de densidad,después de la berrena

Rayos gamma ARC

1000 pies/h 0

Prof.,pies

rpm

0 200

Veloci-dad de

rotacióndel ADN(RPM_ADN)

0 h 40

0 h 40

0 API 150

Resistividad de cambio defase ARC de 40 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 28 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 22 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 10 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

Resistividad de cambio defase ARC de 34 pulg a

2 MHz, sin corrección porefectos de pozo

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

0.2 ohm-m 20

Calibre diferencial

Corrección de la densidadvolumétrica, fondo

Densidad volumétrica

Densidad volumétrica, fondo

Porosidad neutrón termal

0 pulg 20

0.8 g/cm3 -0.2

1.85 g/cm3 2.85

1.85 g/cm3 2.85

60 u.p. 0

Prim

er p

unto

de

prue

baSe

gund

o pu

nto

de p

rueb

aTe

rcer

pun

to d

e pr

ueba

Conector eléctrico de fondopara carrera con la columnade perforación

Unión giratoria

Medición de tensióno compresión

Módulo de telemetría

Rayos gamma

Cartucho de potencia CHDT

Módulo OFA

Módulo de bombeo

Reducción

Módulo de probeta CHDT

Cartucho electrónicoy de control CHDT

Módulo de cámaras paramuestras múltiples

Inclinómetro que mide laaceleración en los ejes X, Y y Z

> Objetivos profundos. La trayectoria del pozosuperó los 7315 m [24,000 pies] de profundidadmedida y atravesó dos secciones de arenisca. Se esperaba que la arenisca superior, que habíasido anticipada en el pronóstico del pozo, fuese lamisma arenisca que se encontró en un pozo pro-ductivo cercano (primer punto de prueba). La pre-sión de la formación medida en el segundo puntode prueba indicaría si el lóbulo inferior de la are-nisca superior también tenía conexión con la zonaproductiva del pozo vecino. El tercer punto deprueba mostraría si había un contacto agua-petróleo en la arenisca inferior, o si la resistividaden descenso se debía a cambios en la litología. La muestra de fluido obtenida en el tercer puntose enviaría al laboratorio para su análisis de larelación presión-volumen-temperatura (PVT). Lasarta de la herramienta CHDT empleada en estaoperación se muestra a la derecha del registro.

Verano de 2002 57

pozo vecino (izquierda). El segundo intervalo, quemostró contener agua, probó no estar conectadocon la arenisca superior ni con el pozo vecino.Sorprendentemente, la tercera prueba indicó quela arenisca más profunda contenía petróleo y noagua en la porción más profunda del intervalo.

Si bien las operaciones CHDT tuvieron éxito,el trabajo resultó bastante exigente. Por ejemplo,ChevronTexaco deseaba obtener seis muestrasde fluidos del tercer punto. El plan era perforar elorificio, tomar muestras a intervalos de 30 minu-tos y obtener una muestra con mínima contami-nación y retener siempre una muestra en caso deque se taponara la probeta. La probeta se taponóa causa de la naturaleza no consolidada de laarenisca. El ingeniero revirtió la bomba para des-tapar la probeta. Esta operación bombeó fluidodel pozo hacia la formación, pero no era desea-ble sacar la probeta del revestimiento. La retrac-ción y reinserción de la probeta podría haberimpedido la realineación exitosa del tapón con elorificio de perforación. No obstante, las muestrasobtenidas sugirieron que la zona contenía petró-leo y no agua.

La gente de ChevronTexaco quedó impresio-nada con el desempeño de la herramienta CHDTy con la información recibida. El hecho de que lostres orificios quedaran sellados con todo éxito yque pasaran las pruebas de presión fue especial-mente importante para el operador. El siguientepozo perforado en el yacimiento presentó proble-mas similares, y la herramienta CHDT se corriónuevamente; esta vez para perforar, efectuarpruebas y taponar cinco orificios. La gente deChevronTexaco cree que la herramienta CHDTbrinda la oportunidad de adquirir datos clave delyacimiento en pozos en los cuales no es posibleobtener datos a pozo abierto.

En Alaska, EUA, se empleó la herramientaCHDT para medir la presión y obtener cinco mues-tras de fluidos de un pozo de exploración duranteel invierno de 2000 a 2001, después que las con-diciones del pozo impidieron la utilización de unaherramienta de obtención de muestras de fluidosen pozo abierto. Todos los orificios se taponaroncon éxito, y la integridad del revestimiento severificó mediante pruebas de integridad mecá-nica. En Alaska, al igual que en el Golfo deMéxico, la herramienta CHDT ha ayudado a losoperadores a adquirir datos de presión y muestrasde fluidos de alta calidad para análisis PVT; datossumamente útiles para una evaluación integral deáreas prospectivas problemáticas.

7000

6000Pr

esió

n, lp

cPr

esió

n, lp

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esió

n, lp

c

Tiempo, seg

Tiempo, seg

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:Movilidad del período de flujo, mD/cp:

5739.75 5740.62 4772.89 833.1

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

Primer punto

Volumen del pre-ensayo: 31.3 cm3

Pruebade

sello Pruebade

sello

Pruebade

sello

Prueba de sello

Pruebade

selloPrueba de sello

Retracción dela herramienta

Retracción dela herramienta

Taponado

Taponado

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Perfo

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cm

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2.1

pulg

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ensa

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cm

37000

6000

5772.82 5773.36 5335.95 175

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000

Segundo punto

Volumen del pre-ensayo: 21.7 cm3

Estabilización de la presión

Perfo

raci

ón d

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5 pu

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Perfo

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7000

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5927.71 5926.31 5569.57 24.6

5000

4000

3000

2000

1000

0 1000 2000 3000 4000 50000

Tercer punto

Volumen del pre-ensayo: 20.0 cm3

Estabilización de la presión

Comienzo del bombeo

Perfo

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Perfo

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cm

3

Anclaje de la herramienta

Anclaje dela herramienta

Anclaje de la herramienta

< Gráficas de presión de la herramienta CHDT delpozo del Golfo de México. Todas las pruebas se realizaron sin incidentes.

Pruebas en pozos entubados para el manejo de yacimientosLos datos de presión son especialmente valiososcuando los operadores formulan planes demanejo de yacimientos de largo plazo. En estassituaciones, las compañías desean obtener datossin alterar permanentemente el revestidor o lacementación de sus pozos productivos. Los dis-paros efectuados con cargas explosivas y luegoreparados con inyecciones forzadas decemento—procedimientos comunes cuando seutilizan otras herramientas de pruebas de forma-ciones en pozo entubado—son menos deseablesque la perforación y posterior taponamiento deorificios lisos. Aera Energy LLC empleó la herra-mienta CHDT en cinco pozos para determinar laspresiones de la formación, evaluar el agota-miento del yacimiento y planificar pozos derelleno. Estos pozos producen petróleo de unaformación de diatomita en el campo Belridge Sur,California, EUA (izquierda).9

En todas las operaciones de la herramientaCHDT, Aera ejecutó una intensa planificaciónprevia al trabajo. Se corrieron registros CBT enpozo entubado y se obtuvieron imágenes ultrasó-nicas para determinar la condición del cemento yla integridad del revestidor. También se bajaronuna canasta de chatarra y un anillo de calibraciónpara asegurar que la herramienta CHDT bajarasin problemas hasta las zonas objetivo. Los pre-ventores de reventón y las bombas para matar elpozo estaban disponibles en todo momento, porsi al perforar el orificio se encontraba una presiónmás alta de la esperada y el taponamiento delrevestimiento no fuera posible. En este caso, seescogió no obtener muestras de fluidos.

En cada uno de los tres pozos, las seis prue-bas se realizaron en un solo viaje. En dos pozosadicionales, se llevaron a cabo doce pruebas endos viajes. Todos los orificios se taponaron conéxito. Se determinaron los gradientes de presiónen cada pozo para comprobar la existencia dezonas pasadas por alto y la conectividad entrezonas (izquierda). A medida que se extraía fluidode la formación hacia la cámara de pre-ensayo auna velocidad de flujo determinada, la herra-mienta también midió el incremento y la caída depresión. Estas mediciones permitieron realizaranálisis en tiempo real de todos los pre-ensayospara estimar la movilidad a partir de la caída depresión de las zonas específicas en las que se

58 Oilfield Review

Los Ángeles

Condadode Kern

San Francisco

CALIFORNIAEUA

Bakersfield

Campo Belridge Sur

0

0 100 200 300 km

100 200 millas

> Campo Belridge Sur, California, EUA. El campo produce petróleo de ladiatomita de la formación Belridge.

1200

1600

2000

2400

Pres

ión,

lpc

2800

32000 25 50 75 100 300 700 1100

Presión, lpcAPI1500 1900 0 60 120

Rayos gamma Perfil de presión Perfil de movilidad

Movilidad, mD/cp180 240

> Registro de rayos gama de pozo abierto, perfil de presión, y perfil de movilidad determinada a partirde la caída de presión durante el período de flujo de los pre-ensayos en un pozo del campo BelridgeSur. La comparación entre el perfil de presión medida (curva azul de la gráfica central) con el perfil depresión inicial (línea roja) ilustra zonas con agotamiento que varía de significativo a pequeño. El perfilde movilidad (derecha) confirmó la existencia de zonas potenciales de productividad alta y baja.

9. La diatomita es una roca sedimentaria blanda, rica ensílice que comprende restos de sedimentos de diato-meas. La diatomita, que se forma por lo común en lagosy áreas marinas profundas, puede ser una excelenteroca yacimiento.

10. Para mayor información sobre la interpretación técnica,consulte: Burgess et al, referencia 4.

Verano de 2002 59

hicieron pruebas. La interpretación de la presiónde pre-ensayo supone un flujo esférico de unlíquido levemente compresible en una formaciónhomogénea.10 Hubo buena repetibilidad entre lospre-ensayos sucesivos, efectuados en cada pro-fundidad de prueba de presión (arriba).

El agotamiento medido con las pruebas de laherramienta CHDT está siendo utilizado para guiarel emplazamiento de pozos de relleno (abajo).Sobre la base de los datos CHDT, Aera está recon-siderando actualmente el espaciamiento entrepozos en esa porción del campo.

Monitoreo de la presión del yacimiento en pozos de rellenoLa determinación del nivel de agotamiento enzonas definidas del yacimiento es una tarea difí-cil, pero es vital para optimizar la producción. Enel pasado, las presiones del yacimiento se obte-nían utilizando el probador RTF para pozo abierto,o terminando y probando individualmente unida-des separadas del yacimiento en pozos entuba-dos. En algunos campos en Alberta, Canadá,estos métodos son muy costosos.

Recientemente, se evaluó un yacimiento car-bonatado en un campo gasífero maduro deAlberta con la herramienta CHDT. El yacimientoDunvegan Debolt comprende 240 m [800 pies] decapas interestratificadas de piedra caliza, rocadolomita, lutita y anhidrita. La producción pro-viene de 15 zonas de roca dolomita que típica-mente tienen menos de 10 m [30 pies] deseparación vertical. Todas las zonas de gas seterminan al mismo tiempo y la producción es con-junta; los datos de la historia de presión del pozorepresentan un valor promedio de todas laszonas productivas en el mismo.

1600

1400

Pres

ión,

lpc

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc:Presión del lodo después de la prueba, lpc:Último valor del período de incremento de presión, lpc:

1041.11 1040.98 1002.07

1200

1000

800

600

400

0 500 1000 1500 2000 2500 30000

Retracción dela herramientaTaponado

Reciclaje del pre-ensayoReciclaje del pre-ensayo

Anclajede laherramienta

Prueba de sello del revestidor

Prueba de sellodel revestidor

Perforaciónde 2.52 pulg

Pre-ensayode 40 cm3

> Operaciones con la herramienta CHDT en el campo Belridge Sur. La repetibilidad de múltiples pre-ensayos en un punto de este pozo muestra que las operaciones progresaron sin incidentes. El análisisen tiempo real de los datos de presión de la herramienta CHDT ayudó a Aera a evaluar el agotamientopara optimizar el programa de perforación de pozos de relleno.

2500

2000

1500

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión

Pozo A Pozo B Pozo C Pozo D

1000

500

0

> Comparación de perfiles de presión medida (azul) e inicial (rojo) en cuatropozos de estudio. En un quinto pozo, la herramienta CHDT se utilizó en unaformación diferente luego de que la compañía revisara los perfiles de presióny de movilidad de los cuatro pozos que se muestran en la gráfica. En elmanejo del yacimiento, las pruebas con la herramienta CHDT arrojaron infor-mación valiosa para las estrategias de recuperación secundaria.

El campo Dunvegan, descubierto en la décadade 1960 y desarrollado en la década de 1970,tiene un agotamiento cercano al 50%. La optimi-zación de las ubicaciones de los pozos de relleno,representa un desafío clave en todos los progra-mas subsiguientes de perforación de estos pozos.Actualmente, la ubicación correcta de los pozosde relleno se escoge sobre la base de las predic-ciones de presión o velocidad de agotamiento, demanera que el conocimiento de la presión encada zona es importante para el operador,Anderson Exploration Ltd., actualmente DevonCanada Corporation.

Devon perforó el Pozo 7-3 como parte de suprograma de perforación de pozos de relleno delaño 2001 en el campo Dunvegan (derecha). Lacompañía decidió medir la presión en ocho zonasutilizando la herramienta CHDT. A diferencia desus contrapartes de pozo abierto, los dispositivosde pozo entubado como la herramienta CHDT sepueden correr desde una grúa o un equipo dereparación, y no requieren mantener un equipo deperforación en espera, lo que significa que, eneste campo maduro, la adquisición de los datoscon la herramienta CHDT resulta práctica desdeel punto de vista económico.

Antes de correr la herramienta en el pozo, seexaminaron los registros CBT y USI a fin de eva-luar la calidad del cemento y se confirmó el aisla-

60 Oilfield Review

Presión hidrostática en el pozoPrueba de presión CHDTRango de presión anticipado

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión, kPa

Litología

Hidrocarburomovible

Agua

Gas

Dolomita

Calcita

Anhidrita

Arcilla

VolúmenesELAN

1 vol/vol 0

XX30

XX40

XX50

Prueba 16409

Prueba 77419

Prueba 69446

Prueba 413,704

Prueba 514,015

Prueba 86888

Prueba 25949

Prueba 35043

XX60

XX70

XX80

XX904000 6000 8000 10,000 12,000 14,000 16,000

> Agotamiento del yacimiento. Las mediciones de presión con la herramienta CHDT (símbolos verdes) de ocho zonas del pozoDunvegan 7-3 indican diversas etapas de agotamiento en el yacimiento Debolt del campo Dunvegan. La litología, determinada conla ayuda de la aplicación ELANPlus, se muestra a la derecha. La línea roja indica la presión hidrostática en el pozo. Se esperabaque las mediciones de presión cayesen en la zona sombreada en color lavanda. Las pruebas 4 y 5 fueron afectadas posiblementepor la naturaleza compacta de la formación, o podrían estar sobrecargadas. Las mediciones tomadas con la herramienta CHDTdemuestran claramente un intervalo agotado en la Prueba 3 y una presión superior a la esperada en la Prueba 6.

Edmonton

Campo Dunvegan

Calgary

ALBERTA

0

0 200 400 600 km

200 400 millas

> Ubicación del campo Dunvegan, Alberta, Canadá.

Verano de 2002 61

miento entre las zonas a probar. Las medicionesde presión de ocho zonas se obtuvieron en dosbajadas de la herramienta CHDT. Las medicionesdemostraron que seis de las ocho zonas en elpozo de relleno correspondían a roca yacimiento;los otros dos intervalos—Pruebas 4 y 5—arroja-ron resultados no conclusivos porque las zonaseran de relativamente muy baja permeabilidad opodían estar sobrecargadas (página anterior,abajo).

Puesto que la composición del gas del yaci-miento era bien conocida, no hubo incentivo parala obtención de muestras de fluidos. Luego demedir la presión de la formación, se taponarontodos los orificios con éxito. Dado que todas laszonas potencialmente productivas del yacimientoserían disparadas después de las pruebas con laherramienta CHDT, el taponamiento exitoso noera un aspecto crucial de este trabajo.

Los datos de presión revelaron que unazona—Prueba 3—estaba más agotada de lo queDevon sospechaba, lo que sugirió el drenaje porparte de un pozo vecino. Otra zona—Prueba 6—tenía una presión más alta de la esperada. Devonincorporó estos resultados en su modelo del yaci-miento, dando lugar a nuevas oportunidades paraoptimizar la ubicación de los pozos de relleno amedida que proseguía el programa de perfora-ción de estos pozos.

El valor de los datos de la herramienta CHDTen el campo Dunvegan es alto: Devon puedemejorar el número y las ubicaciones de los pozosde relleno de manera continua. La compañía aho-rra cerca de 1 millón de dólares canadiensescada vez que evita perforar innecesariamente unpozo. Devon también busca incorporar datos nue-vos lo más rápido posible para mejorar sus ope-raciones de perforación de pozos de relleno en

lugar de esperar hasta el final de una campañade perforación; los datos CHDT ofrecen informa-ción inmediata para los modelos de yacimiento.Dado que las ubicaciones de pozos de relleno delcampo Dunvegan se basan en las interpretacio-nes de ingeniería de yacimiento y no en datos desísmica, los datos de la herramienta CHDT sonimportantes para analizar el desempeño de lospozos y efectuar los cálculos de balance de mate-ria. Puesto que la herramienta CHDT proveyó losdatos necesarios al mismo tiempo que minimizócostos y riesgos, es probable que en el futuro seconvierta en un componente estándar en las eva-luaciones de pozo del campo Dunvegan.

Pruebas en pozos viejos en SudaméricaEn una arenisca no consolidada en el campo Sur,ubicado al sur de Venezuela, se evaluaron doszonas penetradas por un pozo ligeramente des-viado con la herramienta CHDT (izquierda). Eloperador, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),deseaba determinar la presión de la formación.Para preparar las operaciones de prueba y obten-ción de muestras de fluidos, el equipo evaluó laintegridad del cemento y confirmó que habíabuen aislamiento entre las zonas a ser evaluadas.

PDVSA también deseaba obtener muestrasde fluidos, pero dada la naturaleza poco consoli-dada de la formación, la recuperación de mues-tras de fluidos era improbable. El operador creíaque el valor de las mediciones de presión justifi-caría las operaciones CHDT, pero decidió incre-mentar la posibilidad de obtener una muestra defluidos mediante la aplicación de la técnica deobtención de muestras con choque bajo.11

Una desventaja de los probadores de forma-ción convencionales, es que el proceso de obten-ción de muestras de fluidos puede crear unchoque de presión en la formación y el fluido. Enel momento en que la cámara se abre, se produceuna caída súbita de presión y comienza una olea-da de fluido cuando se abre la formación a lascámaras para muestras que se encuentran a pre-sión atmosférica. Además, las altas velocidadesde flujo pueden aflojar los granos de la matriz, loque puede ocasionar el taponamiento de la líneade flujo.12

Co

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Gu

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VENEZUELA

TRINIDAD YTOBAGO

San Cristóbal

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M a r

C a r i b e

Campo Sur

0

0 300 600 km

200 400 millas

> Ubicación del yacimiento Sur, Venezuela.

11. Para mayor información sobre la técnica de obtenciónde muestras de fluidos con choque bajo, consulte:Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998):26–41.

12. Las herramientas CHDT más recientes, desarrolladasdespués de las pruebas realizadas en el pozo deVenezuela, incorporan un filtro para eliminar los proble-mas de taponamiento de la línea de flujo con arenadurante la obtención de muestras de fluidos en forma-ciones no consolidadas.

La técnica de obtención de muestras de flui-dos con choque bajo se desarrolló para limitar lacaída de presión durante las operaciones deobtención de muestras de fluidos. El choque seminimiza bombeando fluidos de la formaciónhacia la herramienta de pruebas contra cámarasde pistón mantenidas a la presión del pozo, enlugar de succionar fluido de la formación hacialas cámaras con presión atmosférica. Antes deque se abra la cámara para muestras, el módulode bombeo descarga el filtrado de la formación alpozo. El líquido de la línea de flujo se puedemonitorear utilizando el módulo OFA para deter-minar cuándo se puede recuperar una muestra defluido con baja contaminación y el flujo puedeentonces derivarse hacia la cámara para mues-tras sin interrupción.

El pozo probado se perforó en marzo de 1998y originalmente se terminó en una sola zona. Acausa de la elevada producción de agua, PDVSAdecidió probar una zona adicional para determi-nar la presión de la formación y el tipo de fluidospresentes en la zona. Una muestra de arena delpozo indicó que la formación era altamenteporosa, pobremente consolidada y que probable-mente taponaría la herramienta de prueba.

Se intentó obtener muestras de fluidos en dosocasiones, pero sin éxito porque la herramientase taponó con arena. Se registraron las medicio-nes de presión y ambos orificios se taponaroncon éxito (arriba). Los datos de presión resultaronútiles inmediatamente para PDVSA porque unamedición de presión inferior a la esperada indicóque los pozos vecinos estaban agotando una delas zonas (derecha). Al no perforar la zona de bajapresión, la compañía se ahorró más de 250,000dólares estadounidenses. Luego de esta opera-ción, las presiones de formación de otros dospozos viejos de la misma área fueron evaluadascon la herramienta CHDT con una eficiencia detaponamiento del 100%.

62 Oilfield Review

13. Para mayor información sobre la herramienta CHFR,consulte: Aulia K, Poernomo B, Richmond WC,Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, RouaultG, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougallA, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividaddetrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1(Verano de 2001): 2–25.

4000

Pres

ión,

lpc

Tiempo, seg

Presión del lodo antes de la prueba, lpc: Presión del lodo después de la prueba, lpc: Último valor del período de incremento de presión: Movilidad del período de flujo, mD/cp:

3095.52 3088.742023.24 938

1000

1500

2000

2500

3000

3500

500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 70000

Volumen del pre-ensayo: 30.8 cm3

Pruebade sello

Prue

ba d

e se

llo

Presión hidrostática

Perforación y prueba de presión

Presión hidrostática

Taponamiento dela línea de flujo

Perforación de 2.5 pulg

Perfo

raci

ón d

e 1

pulg

Prueba deaislamientodel cemento

> Pruebas en Venezuela. En esta gráfica de presión en función del tiempo semuestra que la presión del yacimiento era inferior a la esperada. En unaetapa más avanzada de la prueba se produjo el taponamiento de la línea deflujo, lo que impidió obtener muestras de fluidos.

0 Rayos gamma, API Resistividad, ohm-m200 0.2 2000

> Puntos de prueba de la herramienta CHDT (círculos rojos) en un pozo productor de Venezuela.

Verano de 2002 63

Principios de la evaluación de formaciones detrás del revestimientoLa herramienta CHDT ha estado en operacióndurante más de un año, incluyendo una etapa derigurosas pruebas de campo durante las cualesdemostró sus capacidades en varios ambientesdifíciles (izquierda). El desarrollo exitoso de estecomplejo sistema electromecánico refleja años detrabajo en equipo e innovación en ingeniería.

La evaluación de formaciones detrás delrevestimiento en la actualidad incluye porosidadnuclear y acústica, resistividad, propiedadesmecánicas de la roca, litología, análisis elemen-tal y mediciones de sísmica de pozo. Estas medi-ciones, junto con los datos obtenidos con lasherramientas CHDT, CHFR y RSTPro, formanparte de la gran iniciativa de Análisis Detrás delRevestimiento ABC, la cual ofrece una completaevaluación de formaciones en pozos entubados.13

Estos servicios permiten a los operadores obte-ner datos en pozos nuevos, en los cuales no seencuentran disponibles datos adquiridos durantela perforación o datos de registros geofísicosobtenidos a pozo abierto, o estos datos son ina-decuados para valorar reservas pasadas por altoen pozos viejos, así como para monitorear perfi-les de agotamiento y cambios de saturación o depresión de los yacimientos.

En la medida en que los servicios de evalua-ción de formaciones en pozo entubado maduren ysea más fácil disponer de ellos en todo el mundo,la industria seguirá buscando nuevas y más diver-sas aplicaciones para estas mediciones. —GMG

25,000

20,000

15,000

10,000

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

5 10 15 20 25 30 35 40

Desv

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ón d

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gra

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5000

0

100

80

60

40

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0

90

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20

10

0.6

0.5

0.4

0.3

Espe

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pulg

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5

Bloque estándar y barrena

10 15 20 25 30 35 40

0.1

0.2

0

Espesor del revestidor CHDT

Temperatura350

300

250

200

Tem

pera

tura

, °F

5

0

0

0 10 15 20

Número de trabajos

Número de trabajos

Número de trabajos25 30 35 40

100

50

150

0

Profundidad CHDT y desviación

> Diversas condiciones en las cuales la herramienta CHDT ha operadocon éxito, incluyendo profundidad y desviación (arriba), espesor delrevestidor (centro) y temperatura (abajo).