22 Oilfield Review

Mejoras en la colocación de pozos con el modelado durante la perforación

Daniel BourgeoisIan TribeAberdeen, Escocia

Rod ChristensenOilexco North Sea LimitedCalgary, Alberta, Canadá

Peter DurbinIkon Science LimitedTeddington, Inglaterra

Sujit KumarBogotá, Colombia

Grant SkinnerStavanger, Noruega

Drew WhartonHouston, Texas, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Adrian Kemp, Houston.Drilling Office, ECLIPSE, GeoFrame, InterACT, Osprey, PERFORM, PeriScope, PeriScope 15 y Petrel son marcas de Schlumberger.Windows es una marca registrada de Microsoft Corporation.

El incremento de la capacidad computacional, el crecimiento de las funcionalidades

de las aplicaciones de modelado y simulación, y el ingenio humano, puesto de mani-

fiesto en múltiples disciplinas, anuncian el advenimiento de una nueva era en el

manejo de yacimientos. La capacidad para actualizar los modelos de yacimientos en

tiempo real se traducirá en avances importantes en materia de colocación de pozos,

ayudando a los ingenieros y geocientíficos a mejorar las operaciones de desarrollo

de campos petroleros.

Nuevas y sofisticadas herramientas LWD, queayudan a definir el yacimiento, están siendocombinadas con aplicaciones de modelado deyacimientos rápidas para optimizar la coloca-ción del pozo durante la perforación. Estaadición incrementa en forma asombrosa los usostradicionales de las herramientas de modelado ysimulación de yacimientos, incluyendo la evalua-ción del desempeño de los yacimientos, elpronóstico de la producción y la estimación delas reservas. Ahora, esta combinación ayuda amejorar la recuperación de hidrocarburos ya queindica a los perforadores dónde perforar pozosmás productivos. Además, los datos adquiridosdurante la perforación pueden incorporarse enel modelo para proveer actualizaciones rápidas.

A través de los años, la industria de E&P haexperimentado los beneficios de establecer unavisión holística del yacimiento. Esta visión serefleja en las aplicaciones modernas de mode-lado y simulación de yacimientos. Uno de losroles fundamentales de estas herramientas desoftware consiste en simplificar los temas com-plejos relacionados con las escalas, los datos y laincertidumbre.

Los datos sísmicos después del apilamiento,utilizados en los procesos de modelado, definen elvolumen y las características del yacimiento entrelos pozos y representan una toma estática delmismo. Los datos de pozos, obtenidos de las ope-raciones de perforación y adquisición de registros,proveen información detallada de la región vecina

al pozo, que puede ser interpolada lejos del pozo ya lo largo del volumen del yacimiento.

Los volúmenes sísmicos adquiridos con la téc-nica de repetición, o 4D, se utilizan ahora paramonitorear los cambios producidos en el ya -cimiento a través del tiempo, examinando ladinámica del mismo. Esto implica a menudo elmapeo de los atributos sísmicos obtenidos a par-tir de la amplitud, fase y contenido de frecuencia,para destacar los cambios producidos en el yaci-miento entre un levantamiento y el siguiente.

Los modelos y simuladores ayudan en laevaluación y predicción del desempeño del yaci-miento y en la identificación de los problemasde producción. Si bien en el negocio de E&P lostérminos “modelado” y “simulación” a menudose utilizan en forma indistinta, existen diferen-cias importantes entre los mismos. Los modelos,o modelos conceptuales, procuran representarsistemas reales y son en gran medida estáticos,pero pueden actualizarse con nueva informa-ción. Los simuladores, o modelos de simulación,buscan describir cómo cambia un sistema con eltiempo. A pesar de sus diferencias, tanto losmodelos de yacimientos como los simuladores deflujo de fluidos ayudan a los ingenieros y geo-científicos a desarrollar planes de perforaciónexitosos, escoger terminaciones de pozos, de -terminar planes de reparación y formularestrategias de recuperación secundaria. El éxitode estas aplicaciones depende de la precisión delos modelos de yacimientos.

1. Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou JM, Griffiths R, Hart N,McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson Ky Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,”Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71.

Primavera de 2007 23

En la última década, las capacidades de per-foración, junto con los avances tecnológicosMWD y LWD, han superado en gran medida lacapacidad de la industria para manejar y explo-tar rápidamente los datos en tiempo real, tantoen los procesos de modelado como en los desimulación. Los adelantos registrados en materiade perforación incluyen la colocación precisa dela barrena (mecha, broca, trépano) utilizandouna diversidad de nuevas tecnologías, tales comolos sistemas rotativos direccionales acoplados alos sistemas LWD de avanzada.1 Las tecnologíasde geonavegación y de perforación de pozos dealcance extendido y multilaterales, han incre-mentado la capacidad para contactar un volumenmayor del yacimiento con pozos complejos.Ahora se adquieren volúmenes enormes de datosde alta calidad con herramientas MWD y LWDmodernas. Los datos pueden transmitirse a lasuperficie y enviarse de inmediato a los centrosde servicios de expertos para su interpreta-ción en tiempo real. En muchos casos, la coloca-ción de pozos podría optimizarse en forma adi-cional si la nueva información pudiera integrarse

rápidamente en losmo delos de yacimientosdurante la perforación.

Para el desarrollo de esta apli-cación resultan cruciales las nuevasherramientas de software, que favorecen unenfoque multidisciplinario para la construccióny actualización de los modelos, permiten pro -cesos de simulación más rápidos utilizandomodelos actualizados, y ayudan a los equipos acargo de los activos de las compañías a evaluarel riesgo conforme se modifican los modelos ylos diseños de pozos propuestos con la incorpo-ración de nueva información.

Este artículo investiga los avances registradosen las técnicas de modelado y simulación de yaci-mientos y su potencial para mejorar la colocaciónde pozos. Los roles contrastantes de las técnicasde modelado en el pasado, el presente y el futuro,se analizan sucintamente, junto con el conceptovisionario de efectuar simulaciones durante la

perforación (SiWD).Demostramos cómo la

actualización rápida de losmodelos ya ha ayudado a los

operadores a colocar sus pozoscon más éxito en el Mar del Norte.

Luego describimos una pruebareciente de las capacidades SiWD y las

mejoras que se requieren para lograr mayoresavances. Finalmente, examinamos las aplicacio-nes potenciales de las técnicas de modelado ysimulación en tiempo real.

Avances en las técnicas de modeladoUno de los tantos desafíos que plantea el desa-rrollo de un modelo, es el logro de un equilibrioentre el riesgo de tener un alto grado de incerti-dumbre y el costo y el tiempo necesarios paraaumentar la precisión. A la hora de crear y man-tener un modelo optimizado, los ingenieros deyacimientos deben considerar la calidad, canti-

dad e incertidumbre de los datos. El tiempo y lafrecuencia de la incorporación de los nuevosdatos en un modelo tienen un impacto sobre losusos de los modelos y las simulaciones, in -cluyendo los pronósticos de producción, lasestimaciones de reservas o la planeación de lasoperaciones de desarrollo de campos petroleros.Por ejemplo, si se incorporaran datos LWDcríticos de la región vecina al pozo, las actuali -zaciones necesitarían ser frecuentes parabeneficiar la perforación del pozo en cuestión.Durante la creación y actualización del modeloes necesario evaluar la incertidumbre.2

El modelado de yacimientos tiene lugar enmuchos niveles; existen modelos dentro de otrosmodelos. Los modelos geológicos se centranprincipalmente en el espesor, la profundidad y elalcance de las capas geológicas, pero ademásincluyen las fallas; una fuente de discontinuidady compartimentalización de los yacimientos. Losdatos sísmicos y los datos de pozos a menudoproveen el grueso de la información con queconstruir y actualizar un modelo geológico, in -clu yendo los límites de formaciones o las capas.Con los datos de registros y núcleos de pozos, losmodelos petrofísicos describen las litologías delas formaciones y las propiedades de los yaci-mientos, tales como porosidad, permeabilidad ycontenido de fluidos. Esta misma informaciónprovee a los geocientíficos una apreciación de lavariabilidad del yacimiento. Por ejemplo, con-forme aumenta la complejidad de un yacimiento,en el caso de yacimientos naturalmente frac -turados o heterogéneos, la relación entre los

sistemas de porosidad y permeabilidad se vuelvemás difícil de modelar.3

A medida que la industria desplaza sus ope-raciones de perforación hacia ambientes másdesafiantes, los modelos mecánicos del subsuelo(MEMs) se vuelven vitales; fundamentalmentepara sortear los riesgos de per foración presentesen el subsuelo.4 Además, se emplean modelosPVT para representar las propiedades de los flui-dos a través de un rango de condiciones deyacimiento con cambios de fases. Estos modelosrequieren datos de entrada ob tenidos principal-mente de las mediciones de laboratorio, demanera que la actualización rápida de estainformación en los modelos de yacimientospuede resultar dificultosa.

Además, la simulación rigurosa del flujo defluidos ayuda a describir los fenómenos com ple josde flujo de fluidos multifásicos en el yacimiento.Los simuladores de producción también consi -deran el comportamiento del flujo fuera delyacimiento, tal como el deslizamiento entre fasesque se produce en el pozo.

Los modelos y simuladores de yacimientoshan contribuido al conocimiento mejorado y aléxito de la industria del petróleo y el gas en yaci-mientos cada vez más complejos. No obstante, laconstrucción, mantenimiento y actualización delos modelos son procesos lentos, que puedeninvolucrar varias personas de diversas discipli-nas. Los cambios recientes, producidos en losmétodos y herramientas de modelado, han hechoposible la actualización de los modelos durantela perforación para influir en tales operaciones.

Enfoques contrastantesLos roles establecidos de las técnicas de mode-lado y simulación incluyen la predicción deldesempeño de los yacimientos, los pronósticos deproducción y las estimaciones de las reservas.Los procesos de modelado y simulación tambiénse llevan a cabo comúnmente para determinar laefectividad de las operaciones de terminación yreparación de pozos, así como para diagnosticarproblemas de productividad mediante la compa-ración de la producción real con la producciónpronosticada, especialmente en los pozos hori-zontales. Por otra parte, la simulación del flujo defluidos es crucial para la elaboración de planesde perforación de pozos de relleno y la formula-ción de estrategias de recuperación secundaria.Si bien estas tareas importantes no necesaria-mente requieren que se adopten decisionesrápidas, la precisión es vital para reducir la incer-tidumbre. Una forma de reducir la incertidumbredurante la perforación consiste en incorporar lainformación más reciente lo más rápido posible.Para explotar la nueva información mientras seperfora un pozo, fue necesario introducir mejorasen varias áreas, incluyendo el software y el hard-ware de modelado y simulación, y la adquisición yentrega de datos MWD y LWD.

En el pasado, la velocidad de los proce -sadores para computadoras había limitado lacapacidad para actualizar los modelos y correrlas simulaciones en forma rápida y frecuente;especialmente en el caso de las simulaciones decampo completo que a menudo insumen sema-nas de tiempo de computadora y de personal.Además, la construcción y actualización de losmodelos se veía afectada por otros factores. A lolargo de gran parte de la década de 1980 y 1990,el empleo de datos MWD y LWD en los procesosde modelado era ineficiente, sobre todo porquelas tecnologías de adquisición y el software demodelado y simulación no estaban correcta-mente integrados. Además, a menudo el procesono era automatizado y requería los conocimien-tos técnicos especiales de los seres humanos.

La mayoría de los modelos se construyeronen silos de disciplinas. Algunas disciplinas impo-nían mayor prioridad sobre el modelado porqueempleaban modelos en forma más regular yapro vechaban su uso con más frecuencia. Losperforadores utilizaban los modelos con menosfrecuencia y, como resultado, sus modelos no seoptimizaban para resolver asuntos relacionadoscon las operaciones de perforación. Pero esto hacambiado; la falta general de integración entrelas distintas disciplinas ha dado lugar al enfoquemultidisciplinario de los equipos a cargo de los

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> Visualización tridimensional. Las primeras tecnologías de visualización se utilizaron principalmentepara interpretar volúmenes sísmicos 3D. Hoy en día, el énfasis se pone en la colaboración entre múl ti -ples disciplinas para la visualización en el manejo de pozos, de yacimientos y de campos, incluyendo lacolocación de pozos.

Primavera de 2007 25

activos de las compañías, a la visualización delos yacimientos y a la entrega de datos en tiem -po real (página anterior).

Trayectorias de pozos basadas en modelosEl Campo Brenda del Mar del Norte producepetróleo de un sistema de turbiditas canalizadas(arriba). Individualmente, sus areniscas pros-pectivas son con frecuencia demasiado delgadaspara resolverlas explícitamente por métodossísmicos , lo cual complica los esfuerzos de explo-tación. Para la evaluación del campo se disponíade dos conjuntos de datos sísmicos 3D e in -formación de 13 pozos, que se utilizaron paragenerar un modelo de yacimiento. El modeladodel flujo de fluidos en el yacimiento, realizadocon el software de simulación de yacimientosECLIPSE, indicó que sería necesario implemen-tar un programa de desarrollo de cuatro pozospara optimizar la recuperación de las reservas.Para localizar las areniscas petrolíferas pre -sentes en el campo, Oilexco, e Ikon Scienceutilizaron técnicas de procesamiento sísmico 3Dcon datos antes del apilamiento, incluyendocómputos especializados de impedancia elásticay el análisis de variación de la amplitud con eldesplazamiento (AVO).

Durante el año 2006, Oilexco perforó trespozos de producción e inició la perforación de

un cuarto pozo en el Campo Brenda. Este pro-yecto de cuatro pozos tenía como objetivo tresareniscas del miembro Balmoral Superior, deedad Paleoceno, correspondiente al GrupoMontrose . En los primeros tres pozos, las profun-didades verticales verdaderas oscilaban entre1,829 y 1,981 m [6,000 y 6,500 pies], mientras quelas profundidades medidas totales alcanzaron4,176 m [13,700 pies]. El espesor total del yaci-miento en estos pozos oscilaba entre 12 y 18 m[40 y 60 pies]. La arenisca superior, denominadaUB3, suele ser de buena calidad pero delgada, yconstituye un objetivo al que resulta difícilacceder y en el que resulta difícil permanecerdurante la perforación. La arenisca inferior,denominada UB1, también es de buena calidadpero a veces se encuentra debajo del contactoagua/petróleo. La unidad intermedia, UB2, esmás espesa y potencialmente arcillosa y no cons-tituye un objetivo prospectivo primario en todoslos sectores del campo.

Los datos sísmicos fueron utilizados paradefinir el punto óptimo a partir del cual se ini-ciaría la porción horizontal del pozo. Dadas lascaracterísticas desafiantes del objetivo, la reso-lución relativamente baja de los datos sísmicos,las variaciones locales de echado (buzamiento)del tope del yacimiento y los pozos horizontaleslargos utilizados para explotarlo, la precisión de

la profundidad durante la perforación constituíauna inquietud importante. Más específicamente,los errores de profundidad entre la barrena y elmodelo tenían que resolverse antes de colocar elpozo cerca del objetivo propuesto. Los objetivosse encontraban en áreas que, de acuerdo con lasimágenes sísmicas, exhibían baja impedanciaelástica, lo que constituía una buena indicaciónde la presencia de acumulaciones de hidrocar-buros en el Campo Brenda.

Para resolver los errores de profundidad, ungeólogo de operaciones de Oilexco estableceríalas profundidades de perforación reales de dosmarcadores—los topes de las Formaciones Sele yLista—situados justo por encima de las areniscasdel miembro Balmoral Superior; luego compara-ría las profundidades de perforación con lasprofundidades determinadas sísmicamente y con-secuentemente ajustaría la trayectoria de laperforación. Oilexco quería que los pozos dierancon el yacimiento mientras se mantenían casihorizontales—desviación de 89°—para garanti-zar la ubicación óptima de su trayectoria dentrodel yacimiento. Para ello, se colocó la tubería dereves timiento de 121⁄2 pulgadas inmediatamentedebajo del tope del yacimiento. Era esencial unacolocación exitosa para alcanzar el objetivo deperforación final: maximizar el contacto con elyacimiento más prometedor. El tramo horizontalse perforó utilizando una barrena de 81⁄2 pulgadas.

A medida que se perforaban los pozos, losdatos de los levantamientos de pozos transmiti-dos a la superficie en tiempo real se entregabana Oilexco en Aberdeen, utilizando el sistema demonitoreo y entrega de datos en tiempo realInterACT y luego se enviaban electrónicamentea Ikon Science, en Londres. Estos nuevos datosse incorporaron en el modelo de la aplicaciónPetrel—que incluye las secuencias de tareasdesde la sísmica hasta la simulación—de modoque pudiera exhibirse la posición de la barrenacon respecto a los objetivos deseados delmodelo. Utilizando estas visualizaciones, el per-sonal de operaciones de la oficina de Oilexco enAberdeen pudo enviar los cambios de trayectoria

> Localización del Campo Brenda en el Mar del Norte. Los objetivos de per -foración potenciales del Campo Brenda fueron identificados utilizando unatécnica de pre-procesamiento sísmico de avanzada, un modelo de velo ci dadde alta resolución, la generación de imágenes sísmicas antes del apila mien -to, y el análisis de la impedancia elástica. Tres pozos fueron terminados enlas areniscas del miembro Balmoral Superior y los resultados de las pruebasde producción fueron alentadores. Un cuarto pozo perforado en el yaci mien -to ha sido entubado y se aguarda la perforación del tramo horizontal.

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millas0

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100

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Edimburgo

Bergen

Stavanger

NORUEGA

REINOUNIDO

Brenda

2. Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J, Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 2–17.

3. Bratton T, Cahn DV, Que NV, Duc NV, Gillespie P, Hunt D, Li B, Marcinew R, Ray S, Montaron B, Nelson R, Schoderbek D y Sonneland L: “La naturalezade los yacimientos naturalmente fracturados,” OilfieldReview 18, no. 2 (Otoño de 2006): 4–25.

4. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N,Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de lasrocas: modelado mecánico del subsuelo,” OilfieldReview 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22–41.

de los pozos propuestos, nuevamente al equipode perforación para optimizar la colocación delpozo en el yacimiento, previo a la perforación dela porción horizontal del mismo (arriba).

Una vez que los pozos fueron colocados conéxito en el tope del yacimiento, Oilexco nece sitabauna forma más precisa de evaluar las areniscasprospectivas y localizar la lutita no productivasituada inmediatamente alrededor del pozo. Paraalcanzar esta meta, Oilexco utilizó la herramientadireccional de generación de imágenes profundasdurante la perforación PeriScope 15 de Schlum-berger (próxima página, arriba). La herramientaPeriScope 15 es un dispositivo de resistividadelectromagnético, de lectura profunda, que deter-mina la dirección y la distancia existente hasta loslímites de capas mediante el despliegue de los con-trastes de conductividad. Con un espaciamientotransmisor-receptor de 244 cm [96 pulgadas], la

herramienta posee la capacidad teórica paradetectar límites de hasta 4.6 m [15 pies] con res-pecto al pozo. No obstante, la distancia resueltareal depende de la resistividad de las capas cir-cundantes y adyacentes, y de la complejidad de laestratificación geológica.

La herramienta PeriScope registró datos delos alrededores del pozo y ayudó a identificarcon éxito la cima del yacimiento y la presenciade zonas de menor calidad en el mismo, lo queayudó a Oilexco a refinar la perforación del pozohorizontal. Luego se realizaron ajustes en eldireccionamiento del pozo para maximizar sulongitud en el yacimiento de alta calidad, mante-niendo al mismo tiempo la mayor separaciónposible con respecto a las paredes del pozo y porencima del contacto agua/petróleo situado en labase del yacimiento.

Los resultados de las gráficas polares azimu-tales generadas con la herramienta PeriScopemuestran la posición de la barrena con respectoa los límites de las capas cercanas, lo que per-mite al equipo de geonavegación realizar ajustesde la trayectoria en tiempo real a fin de optimi-zar la colocación del pozo.5 Los límites de capas,definidos con las imágenes PeriScope, pudieronconvertirse luego en superficies Petrel y mape-arse dentro del modelo de yacimiento (próximapágina, abajo).

El uso de la aplicación Petrel para modelar elCampo Brenda utilizando datos geológicos y geo-físicos, facilitó el mapeo rápido del yacimiento y

26 Oilfield Review

> Planeación y visualización del Pozo D3 del Campo Brenda con la aplicación Petrel. El mapa del extremo superior, utilizado por el geólogo de operacio nespara colocar el pozo, muestra las curvas de contorno de la estructura del yacimiento en blanco y negro. Las zonas de baja impedancia elástica están som -breadas en celeste. Los pozos existentes son azules y muestran el tope del yacimiento como puntos naranjas. La trayectoria del pozo horizontal D3 pro -puesto se muestra en verde claro y la trayectoria del pozo horizontal D3 real en rojo. Una retícula en proyección Universal Transversa de Mercator (UTM)sobre el mapa, permite el tra zado manual directo de las coordenadas del pozo. La imagen inferior muestra la trayectoria del pozo horizontal D3 propuesto(verde claro) en 3D junto con los pozos existentes (azul y rojo), que muestran los topes de las formaciones. Las esferas rosas indican el tope de la Forma ciónBalder, las esferas celestes muestran el tope de la Formación Sele, las esferas amarillas marcan el tope de la Formación Lista y las esferas naranja iden -tifican el tope del yacimiento. Los cuadrados naranja, que representan los objetivos, definen el punto de colocación y los límites XY de la trayectoria hori -zon tal, y los contornos blancos rodean áreas de baja impedancia elástica que indican una alta probabilidad de que existan hidrocarburos. Estas zonas sedisponen en forma de cortina sobre la superficie 3D contorneada del tope del yacimiento. La flecha, en el ángulo inferior derecho, muestra la dirección norte.

5. Chou et al, referencia 1.6. http://www.oilexco.com/news/060622.pdf (Se accedió el

29 de septiembre de 2006).

Primavera de 2007 27

el diseño de las trayectorias de pozos en unpaquete de programas ejecutable en una compu-tadora portable estándar. La aplicación Petrelresultó esencial para la secuencia de tareas deperforación del Campo Brenda porque confirió atodo el personal involucrado la capacidad paraobservar la posición del pozo con respecto alyacimiento, antes y después de la colocación,posibilitando la ejecución eficiente de cambiosen el diseño de las trayectorias de los pozos, evi-tando taponamientos de fondo y pozos dere-entrada, y maximizando la productividad.

Oilexco ha terminado tres pozos de pro -ducción en el Campo Brenda, que actualmenteestán siendo conectados al colector del campo.Las pruebas de flujo realizadas durante la termi-nación de los primeros tres pozos superaron lasexpectativas de Oilexco. Los índices de producti-vidad y los cálculos de flujo normalizadosindican una tasa teórica de producción combi-nada de 6,995 m3/d [44,000 b/d] de petróleo.6 Laprimera producción de petróleo estaba previstapara fines de 2006 o principios de 2007.

Las compañías operadoras de todo el mundoestán utilizando la aplicación Petrel cada vez conmás frecuencia para visualizar el yacimiento, rea-lizar interpretaciones, evaluar riesgos y actualizarrápidamente el modelo durante la perforación, loque les permite optimizar el posicionamiento dela barrena y producir más hidrocarburos. Lassecuencias de tareas del proceso de modelado

> Sección tipo cortina PeriScope para el Pozo D1 del Campo Brenda. Esta visualización en sección tipo cortina del Pozo D1, situado en el Campo Brenda,fue utilizada por el equipo de geonavegación para optimizar la colocación del tramo horizontal de 549 m [1,800 pies] (rojo, de izquierda a derecha) en unageología compleja. La misma posibilitó que permanecieran predominantemente dentro de los 3 m [10 pies] por debajo del tope del yacimiento BalmoralSuperior. Los colores más claros representan la arenisca de mayor resistividad y los colores más oscuros indican una lutita de menor resistividad. Sin lainformación proporcionada por la herramienta PeriScope, gran parte de la trayectoria del pozo propuesta (azul-verde) se habría desviado hacia la lutita,haciendo improductiva la segunda mitad del tramo horizontal. La imagen destaca además una zona de baja resistividad entre 10,750 y 11,050 pies deprofundidad medida. La pérdida del yacimiento en esta sección permitió a los perforadores optimizar el contacto de la zona productiva en las zonas dealta resistividad.

11.271.612.042.583.274.155.256.668.4420.7013.5617.1921.7927.6135

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Longitud horizontal verdadera, pies

> Creación de una superficie mapeable a partir de los resultados PeriScope.Es posible convertir los resultados PeriScope que definen el tope del yaci -miento, en una superficie mapeable, utilizando las distancias exis tentes entreel pozo y los límites de capas calculados con la herramienta PeriScope ylos datos de levantamientos de pozos. En este ejemplo, los datos se utilizanpara crear bastones de superficie (rosa) que representan el límite identi fi -cado con las lecturas PeriScope. A partir de esto se crea una superficie(líneas de contorno rojas y negras). La superficie no se muestra en las zonasdonde buza por debajo del pozo.

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durante la perforación también resultaron exito-sas en los campos del área marina de Vietnam,India y Malasia.

Inicialmente, la visualización se refería a lainterpretación de los volúmenes sísmicos con laayuda de computadoras de gran capacidad y nose conectaba con los modelos de yacimientos.No obstante, para comprender totalmente losyacimientos y los campos petroleros, se debenanalizar varios datos e involucrar múltiplesdisciplinas . Con la aplicación Petrel, ahora esposible implementar secuencias de tareas másglobales, utilizando computadoras personalesWindows en ambientes multidisciplinarios decolaboración. Esto permite que los equipos acargo de los activos de las compañías visualicen,evalúen y valoricen las relaciones complejas en3D y a través del tiempo, entiendan mejor elriesgo y la incertidumbre asociados con escena-rios múltiples, y puedan predecir el compor-tamiento de la producción en forma más precisa.

El futuro del modeladoLas herramientas especializadas de la aplicaciónPetrel se adaptan a las aplicaciones de mo deladodurante la perforación. Por ejemplo, el móduloProcess Manager de Petrel facilita la rapidez enla carga de datos y actualización del modelo,mediante el establecimiento de secuencias detareas automatizadas. Esto reduce el tiempo aso-ciado con la toma de decisiones y el tiem po deciclo, y permite ahorrar tiempo y dinero. Lastrayectorias de los pozos pueden diseñarse yactualizarse utilizando la herramienta Well Designde Petrel, lo que incrementa la eficiencia de laperforación y la precisión del posicionamientode la barrena. Las secuencias de tareas integra-das pueden modelar, además, las respuestas delos registros adelante de la barrena y a lo largode la trayectoria del pozo propuesta. La genera-ción de respuestas petrofísicas modeladasadelante de la barrena ayuda a los equipos acargo de los activos de las compañías a entenderel yacimiento en forma más exhaustiva y les per-

mite seleccionar la trayectoria óptima del pozoen 3D, reduciendo la incertidumbre en ambien-tes complejos.

Si bien algunas de estas capacidades hoyposeen un uso limitado, la generalización de suempleo es inminente. Muchos avances han posi-bilitado la transición a la técnica de modeladodurante la perforación. Por ejemplo, los sistemasSCADA de control, supervisión y adquisición dedatos, implantados desde hace muchos años, per-miten el acceso inmediato a los datos de fondo depozo y el control de los equipos de fondo. Además,la nueva generación de simu ladores de yacimien-tos, que explotan procesadores más rápidos y mássofisticados, ha incrementado la capacidad com-putacional disponible para los equipos a cargo delos activos de las compañías. Los modelos de yaci-mientos ahora son herramientas verdaderamentemultidisciplinarias que evolucionan a medida quese adquiere nueva in for mación de yacimientos ode campos, tal como nuevos volúmenes sísmicos3D, registros de pozos, datos de núcleos, datos depruebas de pozos o información de historia deproducción. La estructura y funcionalidad sin -gulares de la aplicación Petrel, sumadas a sucompatibilidad con las computadoras personales,facilitan las secuencias de tareas integradas enlas disciplinas de geología, geofísica, ingenieríade pozos e ingeniería de yacimientos (izquierda).

La mayoría de los modelos de yacimientosincorporan la porosidad y la permeabilidad sóloen las secciones prospectivas e ignoran los efec-tos de los estratos de sobrecarga. Los modelosmecánicos del subsuelo (MEM) contienen pre-dicciones de esfuerzos, propiedades mecánicasde las rocas y presión de poro desde el yaci-miento hasta la superficie. En consecuencia, lassecuencias de tareas con frecuencia se desglosancuando el MEM es inadecuado o inexistente. Elconocimiento de la geomecánica de los estratosde sobrecarga mejora considerablemente el pro-ceso de construcción de pozos porque, en parte,permite que los equipos a cargo de los activos delas compañías evalúen los riesgos a lo largo deuna trayectoria de pozo propuesta y eviten lospeligros presentes.

En el pasado, la explotación de la informa-ción contenida en los modelos mecánicos delsubsuelo y en los modelos de yacimientos, in -cluyendo las incertidumbres para aplicacionesde perforación prácticas, no era directa. Sinembargo, en el año 2000, el Centro de Inves -tigaciones de Schlumberger en Cambridge,Inglaterra, como parte del consorcio industrialMoBPTeCh que comprende a Mobil Oil, BPAmoco, Texaco y Chevron, finalizó el desarrollode un prototipo de simulador de perforación.

28 Oilfield Review

> Desde los datos sísmicos hasta la simulación. En este ejemplo, la aplica -ción Petrel ha sido utilizada para visualizar los datos de producción y rea -lizar un ajuste histórico, mejorando la simulación y el desarrollo del campo.La imagen superior izquierda muestra el modelo de simulación de yaci mien -tos con un refinamiento local de la retícula alrededor del pozo. El extremosuperior derecho muestra un pozo horizontal a través del modelo de yaci -miento, donde el volumen sísmico se exhibe en el fondo. El extremo inferiorizquierdo muestra el posible resultado del perfil de producción, derivado delsimulador de yacimientos ECLIPSE. Cada una de las curvas representa dife -rentes realizaciones del modelo, creadas para un estudio de incertidumbre.En el extremo inferior derecho se muestra una gráfica de producción acumu -lada en cada pozo. El tamaño de las burbujas representa el volumen deproducción relativo. La secuencia de tareas Petrel no sólo permite que losespecialistas de múltiples dominios combinen la información y el cono ci -miento específicos de su dominio en una sola representación, centrada enel modelo, sino que además sustenta la capacidad para actualizar y vi -sualizar fácilmente la comprensión colectiva tan pronto como se dispone de nueva información. Ahora es posible visualizar, evaluar y valorar lasrelaciones complejas en el espacio 3D y el tiempo, para comprender mejorel riesgo y la incertidumbre en escenarios múltiples, y predecir con mayorprecisión el comportamiento del flujo del yacimiento.

Primavera de 2007 29

Esta aplicación establece las bases para la eje-cución de estudios de riesgo más automatizadosen condiciones de perforación difíciles.7

Hoy, el programa de predicción de riesgos deperforación Osprey de Schlumberger y los progra-mas en línea que expanden las capacidades delnavegador de la aplicación Petrel, posibilitan laevaluación de riesgos críticos y las estimacionesde costos y tiempos de perforación, además deproveer un enlace de colaboración entre perfo -radores, geofísicos y geólogos.8 Siguiendo unasecuencia de tareas eficiente, las herramientasOsprey y Petrel permiten que los equipos a cargode los activos de las compañías diseñen trayecto-rias de pozos y actualicen los planes de diseño depozos a medida que se modifica el modelo o latrayectoria de pozo propuesta (izquierda). Otraventaja de este programa es que los ingenieros deperforación pueden diseñar el sistema a medidade las necesidades, a fin de que incorpore lasregulaciones y requisitos de las compañías, ade-más de la experiencia local e histórica.

La industria está considerando ahora la posi-bilidad de simular la respuesta del yacimiento alos pozos nuevos durante su perforación. Ade-más de la integración de los datos en tiemporeal dentro de los modelos y la actualizaciónrápida de los mismos, la industria de E&P tam-bién está aprovechando los simuladores másveloces. Esto resulta de particular importancia ala hora de simular el comportamiento complejodel flujo de fluidos y la producción en yaci -mientos grandes, porque los mismos requierenmodelos de yacimientos grandes. La necesidadde contar con una evaluación dinámica durantela perforación se intensifica al aumentar la com-plejidad. Por ejemplo, las simulaciones durantela perforación (SiWD) en yacimientos hetero -géneos trifásicos ya afectados por los pozosproductores cercanos, serían más beneficiosasque durante la perforación de yacimientos mono-fásicos o bifásicos homogéneos con un grado deechado nulo; en este caso sólo el uso de la expe-riencia de campo podría ser suficiente.

La idea de efectuar simulaciones de yaci-mientos, o evaluaciones dinámicas, durante laperforación no es nueva. Uno de estos esfuerzos

> Ahorro de tiempo y dinero combinados con la reducción del riesgo. La aplicación interactiva OspreyRisk fue diseñada para asistir a los equipos a cargo de los activos de las compañías en la planeaciónde pozos, a través de la provisión de evaluaciones probabilísticas de costos, tiempo y riesgos, a la vezque se incorporan los modelos geológicos y geomecánicos en el proceso. Identificados los objetivosdel subsuelo, se diseña la trayectoria del pozo en la herramienta Well Design de Petrel (extremo su pe -rior) y se ingresa en la aplicación Osprey como un levantamiento de desviación. Los datos del modelodel subsuelo—como mínimo, presiones de poro, gradientes de fracturamiento y resistencias a la com -presión no confinadas del modelo MEM de Petrel—también son datos de entrada requeridos. La apli -cación propone el tamaño óptimo del pozo, el tipo de barrena, las densidades máximas del lodo, y lostamaños, pesos y profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento, teniendo en cuentalos requerimientos de producción, la estabilidad del pozo y muchos otros factores. Utilizando los datosdisponibles y el método de simulación de Monte Carlo, se calculan los tiempos y costos de perfo ra ciónen profundidades clave para un conjunto de probabilidades definidas (extremo inferior). Esta salidapuede utilizarse como plan operacional de trabajo. Se generan riesgos de perforación significativospara el diseño técnico, que pueden exhibirse en forma individual o agruparse en categorías de in cre -mentos de fluidos, pérdidas de lodo, atascamiento de tuberías y problemas mecánicos. Además, secomputa un índice de riesgo total, que puede utilizarse para clasificar los escenarios. En la visua liza -ción de riesgos, el color verde oscuro indica un índice de riesgo bajo, el verde claro muestra un índicede riesgo de bajo a intermedio, el amarillo significa riesgo intermedio, el naranja indica un índice deriesgo de intermedio a alto y el rojo muestra un índice de riesgo alto. La aplicación Osprey Risk y suplug-in son aplicaciones de respuesta rápida, de manera que los ingenieros y geocientíficos de perfo -ración pueden modificar fácilmente el diseño y comparar los resultados en minutos. Este proceso con -duce a la reducción del riesgo técnico y señala dónde se necesitarán estrategias de mitigación paraimplementar el plan operacional.

7. Booth J, Bradford IDR, Cook JM, Dowell JD, Ritchie G y Tuddenham I: “Meeting Future Drilling Planning andDecision Support Requirements: A New DrillingSimulator,” artículo SPE/IADC 67816, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC,Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo de 2001.

8. Givens K, Luppens C, Menon S, Ritchie G y Veeningen D:“Geomechanics-Based Automatic Well-PlanningSoftware Provides Drilling Decision Support to AssetTeams,” artículo SPE 90329, presentado en laConferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

El método SiWD aún no ha sido adoptado porvarios motivos. La industria recién se percata delas ventajas de la obtención de datos MWD yLWD en tiempo real, para la construcción depozos y para la ingeniería de yacimientos ysimula ciones.11 Además, la integración fluida delas mediciones obtenidas durante la perforaciónen las herramientas de las aplicaciones demodelado y simulación ha resultado dificultosa.Hasta hace poco, la adopción de un enfoqueintegrado se vio obstaculizada por la falta de unaplataforma adecuada desde la cual pudieranoperar múltiples disciplinas. Por otra parte, sepercibió que la actualización de los modelos enel marco temporal adecuado no era posible. Porúltimo, para ser factibles, las secuencias detareas complicadas necesarias para la evalua-ción en tiempo real de trayectorias yconfiguraciones de pozos múltiples requeriránprocesos de optimización automatizados.

Hoy, la geonavegación implica la colocacióninteractiva del pozo en base a la geología y lanecesidad de entrar en contacto con el mayorvolumen de yacimiento posible, con el objeto deoptimizar la productividad inicial del pozo. Sibien esta técnica ha sido exitosa, los escenarioscomplicados requieren un enfoque más rigurosopara reducir efectivamente el riesgo. Dada lacapacidad computacional de nuestros días y lamayor habilidad para modelar factores críticosdurante la perforación, los especialistas estánconsiderando la posibilidad de simular la pro-ductividad del pozo adelante de la barrena. Losfactores críticos que impactan la productividaden el corto y largo plazo incluyen opciones determinación de pozos, fenómenos de flujo multi-fásico en el yacimiento y en el pozo, los efectosde la caída de presión en el pozo, y los cambiosde presión y de fluidos producidos en el yaci-miento provenientes de los pozos de produccióno inyección vecinos.

No obstante, los modelos grandes, de capasmúltiples, hacen difícil, por no decir imposible,los procesos de actualización, re-escalado y laejecución de simulaciones de campo completo, atiempo para incidir en las operaciones de simula-ción simultáneas. Este problema se atenúa por elhecho de que no es esencial examinar todas lasregiones del yacimiento por igual a la hora deevaluar el desempeño futuro de un solo pozo. Porejemplo, los cambios producidos en la presióndel yacimiento o en la saturación de hidrocarbu-ros a grandes distancias o en capas aisladas,podría tener un efecto mínimo sobre el pozo encuestión. También pueden registrarse efectosmínimos cuando la distribución de la permea -bilidad en la región vecina al pozo domina el

30 Oilfield Review

> Proceso cerrado para la simulación durante la perforación. Definido por lafrecuencia de las mediciones y la velocidad de la optimización, el procesocíclico incluye la adquisición e interpretación de datos, las actua lizacionesde los modelos, los cambios de parámetros y la simulación hasta determinaruna solución óptima; en el último paso, se adoptan las medidas apropiadas.

Acción Proponer

Simular

ActualizarInterpretar

comenzó en 1997 como parte de un proyecto demodelado de la región vecina al pozo, encaradopor BP, Schlumberger GeoQuest, Norsk Hydro ySaudi Aramco.9 Este primer proyecto determinóque la optimización de una trayectoria de pozo entiempo real es un verdadero ejercicio multidisci-plinario, que requiere que los equipos a cargo delos activos de las compañías comprendan clara-mente el objetivo común y estén preparados paraoperar en escenarios cambiantes.

Otro hallazgo fue que la actualización delmodelo en tiempo real debía centrarse en elvolumen correspondiente a la región vecina alpozo, donde los datos MWD y LWD son los máspertinentes. La distribución de la permeabilidada lo largo del pozo es crítica para el desempeñoprevisto del mismo. No obstante, para captar conexactitud los fenómenos de flujo en la regiónvecina al pozo se requiere una retícula de menortamaño y el refinamiento local de la retícula, loque reduce el intervalo de tiempo de procesa-miento, incrementando a la vez el tiempo deprocesamiento. Además, la ejecución de si -mulaciones de campo completo durante laperforación fue considerada irrealista en lamayoría de los casos debido a las restriccionesde tiempo impuestas durante las operaciones deperforación. Como parte de este trabajo, se desa-

rrolló un programa que creó un modelo reducidode la región vecina al pozo, dentro del modelo decampo completo y sirvió como primera herra-mienta prototipo de simulaciones durante laperforación.

Desempeño de pozos para definir colocaciones de pozosEn el año 2006, las simulaciones durante la per-foración (SiWD) fueron definidas como unproceso de optimización en tiempo real paramejorar en forma dinámica el diseño de la tra-yectoria y la estrategia de configuración yterminación de un pozo durante su perforación.10

Este concepto se ha vuelto más conveniente ennuestros días con el surgimiento de las tecnolo-gías innovadoras de perforación, MWD y LWD,que posibilitaron la geo navegación y la construc-ción de pozos avanzados , con trayectoriaselaboradas, ramificaciones múltiples o ambascosas a la vez. Sin embargo, una de las principa-les desventajas planteadas por la perforación deestos pozos avanzados fue el nivel de incerti-dumbre propio de la descripción inicial delyacimiento, incluyendo la determinación de losfluidos presentes. Esta incertidumbre acentuó lanecesidad de recolectar, integrar e interpretarlos datos en tiempo real.

Primavera de 2007 31

análisis. Aquí, los métodos semi-analíticos pue-den proporcionar resultados rápidos y precisos ala hora de modelar pozos no convencionales; sinembargo, son menos rigurosos cuando se tratadel flujo de fluidos multifásicos y de la heteroge-neidad del yacimiento.12

Se probó un proceso cerrado para diseñar,optimizar y configurar los pozos avanzados entiempo real (página anterior). Para demostrareste concepto, los especialistas en yacimientos ysoftware de Schlumberger, junto con SpectrumConsultores, comenzaron con un modelo basado

en datos de un campo del Mar del Norte. Con latécnica de refinamiento local de la retícula y lascondiciones de borde adecuadas, el modelo origi-nal de 600,000 celdas se redujo a 30,000 celdas,lo que posibilitó su simplificación (arriba, a laizquierda).

Con un modelo de la región vecina al pozo deretícula reducida, se simularon varias opciones detrayectorias de pozos diferentes a lo largo de unperíodo de producción de seis años y se compa -raron en base a tres salidas de pronóstico: cortede agua, tasa de producción de petróleo y re -lación gas/petróleo (RGP) (arriba, a la derecha).

9. Bøe Ø, Flynn J y Reiso E: “On Near Wellbore Modelingand Real Time Reservoir Management,” artículo SPE66369, presentado en el Simposio de Simulación deYacimientos de la SPE, Houston, 11 al 14 de febrero de2001.Bøe Ø, Cox J y Reiso E: “On Real Time ReservoirManagement and Simulation While Drilling,” artículoSPE 65149, presentado en la Conferencia Europea delPetróleo de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.

10. Primera A, Pérez-Damas C, Kumar S y Rodríguez JE:“Simulation While Drilling: Utopia or Reality?” artículo

SPE 99945, presentado en la Conferencia y Exhibición dela Energía Inteligente de la SPE, Ámsterdam, 11 al 13 deabril de 2006.

11. Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B,Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nuevaforma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de2005): 48–55.

12. Wolfsteiner C: “Modeling and Upscaling ofNonconventional Wells in Heterogeneous Reservoirs,”Tesis Doctoral, Universidad de Stanford, California, 2002.

> Obtención de simulaciones más rápidas. Se utilizan técnicas de engro sa -miento de retículas, refinamiento local de retículas y condiciones de bordeadecuadas para reducir el tiempo de simulación, preservando a la vez unsuficiente grado de resolución para caracterizar las heterogeneidades delyacimiento y posibilitando múltiples realizaciones geoestadísticas. En esteejemplo del Mar del Norte, el modelo de simulación de un yacimiento cana -lizado (extremo superior) es optimizado mediante el re-escalado de cadacelda hasta alcanzar un grado de resolución dado, el que queda definidopor las heterogeneidades geológicas locales, el grado de actividad del flujode fluidos y la distancia al pozo en cuestión (extremo inferior).

> Evaluación de trayectorias de pozos alterna ti -vas. Para tres trayectorias de pozos propuestas,se utilizaron tres predicciones del comporta mien -to del pozo con el fin de determinar la trayectoriadel pozo optimizada: corte de agua (extremo su -perior), tasa de producción de petróleo (centro) y RGP (extremo inferior). En este ejemplo, la si -mu lación de la Trayectoria 1-2 (azul) termina pre -maturamente porque el corte de agua más altoha excedido las capacidades de manejo del aguade superficie asumidas. La Trayectoria 1-1 (verde)es óptima porque muestra el volumen de pro duc -ción acumulado de petróleo más grande y condu -ce al valor actual neto más elevado.

01/04 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08 12/090

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Fecha

Fecha

Fecha

Trayectoria 1-1Trayectoria 1-2Trayectoria 2-2

A continuación, utilizando la trayectoria óptimadel pozo elegida y una computadora de un soloprocesador, se verificó la simulación con la retí-cula reducida frente a una simulación de campocompleto. Si bien la simulación con la retículareducida arrojó una predicción del corte de agualevemente más alta con el tiempo, la predicciónde la producción acumulada de petróleo y laRGP resultaron comparables (izquierda).

El estudio demostró que el método SiWD esfactible con las velocidades de penetración típi-cas del Mar del Norte; aproximadamente 61 m/h[200 pies/h], dependiendo de los requisitos ope-racionales MWD y LWD y de las configuracionesdel conjunto de fondo (BHA) y de la barrena. Eneste estudio que utiliza un modelo de yacimientodel Mar del Norte, los tiempos para los distintospasos de la secuencia de tareas se consideraronaceptables para una operación de perforaciónhorizontal típica de 10 días en el campo. No obs-tante, las estimaciones de tiempo varían porquemuchos de estos pasos dependen de la compleji-dad y el tamaño del modelo, y de la disponibilidadde hardware y software. Se asumió que la adquisi-ción y transmisión de los datos tenían lugar entiempo real. Los pasos de la secuencia de tareasincluyeron el análisis y la interpretación de lanueva información; la actualización del modelo;la optimización de la retícula que involucra elprocesamiento de retículas de bisectores perpen-diculares y el refinamiento local de la retícula; lapropuesta inicial del pozo nuevo y las carreras desimulación utilizando el modelo de la regiónvecina al pozo. En este ejemplo de un campotípico, el tiempo de ejecución total estimadoosciló entre 20 y 30 minutos.

Conservación de la condición de tiempo realDesde una perspectiva técnica, la simplificaciónde los modelos para posibilitar la generación demodelos y simulaciones durante la perforaciónno es necesariamente la respuesta. No obstante,la simplificación de la secuencia de tareas essiempre un paso positivo. Las herramientas desoftware son cada vez más rápidas y fáciles deutilizar, la conectividad con localizaciones re -motas es cada vez más confiable y se estántransmitiendo volúmenes de datos más grandesa velocidades más altas, desde las herramientasde fondo de pozo hasta los usuarios, a medidaque mejoran las tecnologías.

32 Oilfield Review

> Comparación de los resultados SiWD con los resultados de la simulaciónde campo completo de la Trayectoria 1-1. La simulación optimizada de laregión vecina al pozo produjo resultados similares al de una simulación decampo completo de las tasas de producción de la Trayectoria 1-1, a lo largode seis años. Inicialmente, el volumen de yacimiento descrito en el modelode yacimiento de la zona vecina al pozo posee energía suficiente como paraajustarse a los resultados del volumen de simulación de campo completo.Sin embargo, después de los tres primeros años en la simulación de la re -gión vecina al pozo, la falta de soporte de presión del volumen de yaci mien tocompleto aparece como permeabilidad relativa que comienza a dictaminarel movimiento del fluido.

1,400

1,200

1,000

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0

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pie

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01/04 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08 12/09

Simulación de campo completoSimulación de la región vecina al pozo

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, %

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Fecha

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Primavera de 2007 33

Otra indicación del incremento futuro de laimplementación de las técnicas de modelado ySiWD se observa en el número creciente derecursos dedicados a las soluciones de perfora-ción en tiempo real. Por ejemplo, ahora existenCentros de Soporte de Operaciones (OSC) deSchlumberger distribuidos por todo el mundopara monitorear, modelar y controlar los proce-sos de perforación en forma remota. Estoscentros cuentan con personal experimentadoprovisto de programas poderosos para ayudar alas compañías operadoras a minimizar los riesgosde perforación y lograr sus objetivos de perfora-ción en un ambiente de colaboración (abajo).

Si bien estos resultados han sido alentadoreshasta ahora, existen muchas áreas que necesi-

tan trabajo adicional. La optimización de lastrayectorias de los pozos mejoraría con el desa-rrollo de algoritmos automatizados de selecciónde trayectorias de pozos. Para lograr una optimi-zación completa, es necesario considerar enmayor medida los sistemas de terminación defondo de pozo, a fin de simular mejor el compor-tamiento del pozo. Es preciso seguir explorandoel uso más generalizado de las técnicas de inteli-gencia artificial. Aún persiste la necesidad deconectar el flujo de fluidos con la geomecánicaen los procesos SiWD. Además, la integración desimulaciones de superficie con simulaciones desubsuelo mejoraría la precisión de las prediccio-nes de producción, aunque agregaría unacantidad de tiempo significativa al proceso. Por

último, se necesita más trabajo para que la téc-nica SiWD resulte factible en yacimientosfracturados y en otros tipos de yacimientos com-plejos. El modelado de los sistemas de dobleporosidad y de doble permeabilidad, y la com-pleja interacción existente entre las fracturas yla matriz, constituye un desafío aunque no exis-tan restricciones de tiempo.

Los avances que tengan lugar en el softwarey hardware de modelado y simulación, sumadosa la mayor comprensión de los yacimientoscomplejos y los pozos complejos por parte de laindustria de E&P, crearán un entorno más fértilpara la optimización de la colocación de pozosdurante la perforación. —MG

> Secuencia de tareas en tiempo real. La transmisión segura, en tiempo real, de datos de fondo de pozo desde localizaciones de perforación remotas serealiza utilizando el sistema InterACT o servidores de terceros (izquierda). Los especialistas de los Centros de Soporte de Operaciones (OSC) de Schlumbergerutilizan esta información y herramientas de software especializadas, para ayudar a los operadores a monitorear y analizar datos de per foración, geológicosy geofísicos cruciales; evitar riesgos de perforación; dar con los objetivos de yacimientos; y controlar las operaciones de perforación en forma remota(centro). A lo largo de todo el proceso, se utiliza una amplia gama de datos, incluyendo datos de profundidad, tiempo, datos operaciona les y detrayectorias (derecha) para actualizar los modelos, correr las simulaciones, e identificar las acciones adecuadas.

Adquisición, recoleccióny visualización de datos de localizaciones de pozos

Distribuidorde datosInterACT

Distribuidor InterACT

OSC de Schlumberger

Datos deprofundidadGeoFrame

Petrel

Servicios especializadosPerforación Sin Sorpresas

PERFORMGeonavegación

Monitoreo remotoControl remoto

Equipo a cargo de losactivos de los clientes

Datosoperacionales

Datos detiempo

Datos detrayectoriasOficina de

perforaciónSensores del equipo

de perforación

Herramientas defondo de pozo