Oilfield Review54

SERIE DE ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 1 (Enero de 2016).

Copyright © 2016 Schlumberger.

Figura 1. Monitoreo de la formación. El lodo de perforación, bombeado hacia el fondo del pozo a través de la parte central de la columna de perforación, ingresa en el agujero descubierto y transporta los recortes y fluidos de formación a medida que se desplaza hacia la superficie. En la superficie, el lodo y los fluidos y recortes de formación son desviados a través de una línea de flujo hasta la temblorina. El gas es separado del lodo, y una línea de succión extrae el gas presente en el lodo con sifón y lo envía a la unidad de registros de lodo para su análisis. Los recortes se muestrean en la temblorina y se examinan en el interior de la unidad. Cuando estas evaluaciones se combinan con los parámetros de perforación —la velocidad de perforación, la velocidad de bombeo, la presión de la bomba, el peso sobre la barrena, las propiedades del lodo y otros datos de entrada— el analista de registros de lodo puede identificar zonas productivas potenciales y determinar cómo reacciona la formación ante la perforación.

Línea de impulsión del mástil

Línea de flujo

Línea de succión

Mesa rotativaUnidad deregistrosde lodo

Temblorina(zarandavibratoria)

Trampa de gas

Preventor dereventones

Niplecampana

Vástagode perforación

Piso deperforación

Piletade succión

Pileta delodo conzarandas

Bombade lodo

Columna de perforación

Tubería de revestimiento

Barrena

Piletade reserva

Desde su introducción comercial en el año 1939, la unidad de registros de lodo se convirtió en un centro para el monitoreo de las respuestas de las formaciones a la perforación. Al principio, la tarea del analista de registros de lodo consistía en registrar la profundidad y describir la litología de las formaciones que encontraba la barrena de perforación y luego determinar si esas formaciones contenían hidrocarburos. No obstante, el alcance de los registros de lodo se ha expandido conforme el agregado de sensores incor-poró más datos en la unidad de adquisición de registros; tales como croma-tógrafos de gas e indicadores del peso sobre la barrena y del nivel de las piletas de lodo. Ahora, los servicios básicos de adquisición de registros de lodo rastrean normalmente las velocidades de perforación, la litología, los indica-dores visuales de hidrocarburos, el gas combustible total presente en el lodo y los compuestos de hidrocarburos individuales presentes en el gas, además de numerosos parámetros de perforación. El analista de registros de lodo monito-rea y evalúa una amplia diversidad de indicadores de superficie para compilar un registro conciso de la geología del subsuelo, los hidrocarburos encontrados y los eventos de perforación significativos. Actualmente, el término registros de superficie se utiliza a veces para incluir un abanico de servicios de adqui-sición de registros de lodo mejorados que incorporan tecnología avanzada de sensores y computación para permitir el monitoreo de la estabilidad del pozo y la detección temprana de golpes de presión.

La adquisición de registros de lodo depende considerablemente del sis-tema de circulación de lodo. Las bombas de lodo de alta presión extraen el lodo, o fluido de perforación, de los tanques de superficie y lo envían hacia el fondo del pozo a través de la columna de perforación (Figura 1). El lodo sale de la sarta de perforación a través de las boquillas existentes en la barrena. A medida que la barrena atraviesa el subsuelo, la roca que tritura —junto con el agua, el petróleo o el gas presente en la formación— es transportada a la superficie por el fluido de perforación. Tras llegar a la superficie, el fluido sale a través de una línea de flujo situada por encima del preventor de reven-tones y es depositado en un tamiz vibratorio existente en la temblorina (zaranda vibratoria), en donde los recortes de formación son separados del lodo líquido. La porción líquida del fluido de perforación cae en las piletas de lodo a través de los filtros, antes de ser bombeado nuevamente al pozo; los recortes de rocas de la temblorina sirven de base para determinar la litología de fondo de pozo.

La profundidad de las muestrasEl tipo de material que fluye sobre la temblorina y la secuencia cronológica de su arribo son fundamentales para la adquisición de registros de lodo. Para caracterizar la litología y el contenido de fluidos de un intervalo en particular, el analista de registros de lodo debe dar cuenta de la velocidad de transporte de los recortes para determinar el tiempo que requieren los recortes para viajar desde la barrena hasta la temblorina. Este tiempo de

Registros de lodoMatt VarhaugEditor senior

Volumen 28, no.1 55

retraso se incrementa con la profundidad e implica sólo algunos minutos durante la perforación de la sección superior de un pozo pero se extiende a varias horas en las secciones más profundas. El tiempo de retraso, que es una función de la profundidad y la velocidad de la bomba de lodo, general-mente se mide en emboladas de la bomba, que son contadas por un cuen-ta-emboladas colocado en la consola del analista de registros de lodo.

El tiempo de retraso indica cuándo los recortes de formación provenien-tes de una profundidad dada llegarán a la temblorina. Las muestras de recortes retrasadas son recolectadas a intervalos de profundidad regulares —generalmente cada 3 m [10 pies] o 10 m [30 pies] de perforación— y antes del viaje de salida del pozo. También son recolectadas para examinar los cambios producidos en las características de la formación, como lo indi-can los cambios significativos de las tendencias de las curvas de gas o de velocidad de perforación.

El análisis de las muestrasDentro de la unidad de registros, el analista de registros de lodo lava y seca las muestras de recortes antes de examinarlas con un microscopio binocular. El analista de registros de lodo describe cada muestra en términos de la litología, el color, la granulometría, la forma, la clasificación, la porosidad, la textura y otras características relevantes al tipo de roca en particular. Esta información se representa gráficamente en la columna de litología del registro de lodo, que muestra una estimación de la litología bruta o total como un porcentaje de recortes, expresado en incrementos del 10%. Dado que la presencia de hidrocarburos puede no resultar obvia —incluso bajo un microscopio— cada muestra es examinada por la fluorescencia con una luz ultravioleta (UV).

La fluorescencia puede ser un indicador extremadamente sensible de la presencia de hidrocarburos en los recortes de perforación. La fluorescencia de la muestra se evalúa según el color (de marrón a verde, dorado, azul, amarillo o blanco), intensidad y distribución. El color de la fluorescencia puede indicar la densidad del petróleo; los colores oscuros son indicativos de una baja gravedad API, es decir petróleos pesados, en tanto que los colo-res claros indican una alta gravedad API; es decir, petróleos livianos. Después de la aplicación de un solvente en las muestras, la fluorescencia de los hidrocarburos parecerá fluir y difundirse en el solvente a medida que el petróleo se disuelve. Esta difusión se conoce como fluorescencia de corte, o más comúnmente como corte solamente. Bajo la luz UV, puede observarse cómo los hidrocarburos fluyen desde los poros de las rocas hacia el solvente circundante, volviéndolo turbio.

Para medir el gas, el analista de registros de lodo utiliza un sistema auto-matizado de detección de gas. Las líneas de succión transportan una corriente constante de aire y de gas desde la trampa de gas, localizada en la temblorina, hasta la unidad de adquisición de registros. Allí, los instrumentos sensibles procesan las muestras de gas extraídas del lodo de perforación. La herra-mienta principal de medición del gas es un detector de ionización de llama

(FID), que detecta concentraciones de gas hidrocarburo de tan sólo 5 par-tes por millón. A partir de las mediciones del FID, se puede representar gráfi-camente una curva de gas total en el registro de lodo. El gas de fondo —un nivel mínimo más o menos constante de gas— establece una línea de base en la gráfica del gas total. Un rastro de gas es cualquier incremento significativo del gas detectado, que normalmente también se asocia con una zona de incre-mento de la porosidad o de la permeabilidad.

El analista de registros de lodo emplea cromatografía en fase gaseosa para un análisis más detallado de hidrocarburos durante la detección de rastros. El cromatógrafo separa la corriente de gas en diferentes fracciones de acuerdo con el peso molecular. Los componentes detectados general-mente corresponden al grupo alcanos: metano [CH4] —denotado con C1— además de los siguientes constituyentes: etano [C2H6] o C2, propano [C3H8] o C3, butano normal y los isopolímeros de butano [C4H10] o nC4 y iC4 y pen-tano [C5H12] o nC5 y iC5. La medición de estos hidrocarburos livianos ayuda a los geólogos a caracterizar la composición de los fluidos del yacimiento durante la perforación. La cantidad del gas recuperado y las relaciones de los diversos gases son de utilidad para la identificación de las zonas de petróleo o gas producible.

La coordinación en el piso de perforaciónEl monitoreo del gas también es importante para el perforador y el repre-sentante de la compañía. Las tendencias del gas presente en el lodo, que se desarrollan durante la perforación, forma parte integrante de la evaluación de la balanza de lodo y la identificación de formaciones potencialmente sobrepresionadas. Mediante el rastreo cuidadoso del gas y los parámetros de perforación, el analista de registros de lodo puede reconocer desviacio-nes respecto de las tendencias normales y dar una alerta temprana para que el perforador pueda mitigar los problemas inminentes. Por consiguiente, el éxito de un pozo y la seguridad de la operación de perforación podrían depender de la rapidez con la que un analista de registros de lodo sintetiza e interpreta numerosísimos datos.

Un sensor instalado en el malacate rastrea la velocidad de perforación, o velocidad de penetración (ROP), para determinar la cantidad de tiempo requerido para perforar cada metro o pie de profundidad. El rol del analista de registros adquiere más relevancia cuando se produce un cambio de la velo-cidad de avance de la perforación, o un incremento significativo de la ROP. En esos casos, el analista de registros de lodo alerta al representante de la compañía y solicita que se interrumpa la perforación hasta que se hagan circu-lar a la superficie el lodo y los recortes provenientes de la cara de la barrena. Si estos recortes son acompañados por un incremento del gas, o si el análisis de muestras revela la presencia de petróleo, el analista de registros notifica al represente de la compañía y al geólogo la presencia de un rastro de gas o petróleo, luego de lo cual el operador puede optar por evaluar en mayor detalle la potencial zona productiva mediante la extracción de núcleos o la ejecución de pruebas.

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El registro de lodo cumple una diver-sidad de funciones (Figura 2). La curva ROP puede ser representada gráfica-mente como una gráfica escalonada o como una línea continua, la cual se incrementa de derecha a izquierda. Cuando se exhibe de esta manera, la curva ROP responde a los cambios en el tipo de roca o la porosidad casi de la misma manera que la curva de poten-cial espontáneo o de rayos gamma, lo que permite la correlación fácil entre las curvas LWD o las curvas obtenidas con herramientas operadas con cable. Como herramienta de correlación, las curvas de ROP y de gas total del registro de lodo exhiben una correspondencia notable con las curvas de rayos gamma y resistividad, respectivamente. A lo largo de todo el proceso de perforación, los registros de lodo proporcionan correla-ciones en tiempo real con los registros de pozos vecinos y ayudan al operador a localizar la posición de la barrena en relación con las formaciones objetivo. Dado que se basa en muestras físicas, el registro de lodo proporciona una identi-ficación positiva y directa de la litología y una indicación del contenido de hidro-carburos. Esta información puede ser de utilidad cuando las características de la información hacen que la interpretación de registros adquiridos con cable o LWD se vuelva complicada o ambigua. El registro de lodo proporciona eviden-cias independientes para una compren-sión más integral de las condiciones del yacimiento y la geología.

digitales de las muestras vistas con el microscopio pueden ser transmitidas rápidamente desde la localización del pozo hasta la oficina del cliente. Ya se han desarrollado nuevos métodos de muestreo y análisis de gas para extraer las propiedades geoquímicas en la localización del pozo. La unidad de adquisición de registros de lodo es desde hace tiempo un centro para moni-torear las operaciones de perforación; su rol como fuente de información crucial para el representante de la compañía, el perforador y el geólogo continúa evolucionando.

Los avances en materia de computación y sistemas de redes, diseño de sensores de superficie y análisis de muestras, están llevando la tecnología de adquisición de registros de lodo al siglo XXI. Hoy en día, existen aún más sensores en la unidad de adquisición de registros y cada uno adquiere datos con una frecuencia de varias veces por segundo. Para manejar este incre-mento del volumen de datos, un sistema de procesamiento conocedor del contexto —sobre la base de líneas de tendencias generadas por computa-dora y una biblioteca de modelos establecidos— facilita la comprensión de los datos para el analista de registros de lodo y otros usuarios. Las imágenes

Figura 2. Extracto de un registro de lodo básico. Un registro de lodo generalmente muestra la ROP, la profundidad, la litología de los recortes, las mediciones de gas y las descripciones de los recortes. Además, puede contener notas sobre la reología del lodo o los parámetros de perforación. Este registro documenta una operación de perforación de rutina, con la tubería de revestimiento fijada en un intervalo arcilloso a 7 580 pies. Después de continuar perforando a través de una ventana de la tubería de revestimiento y efectuar una prueba de admisión (pérdida de fluido) (LOT), la ROP osciló entre aproximadamente 7,6 y 9 m/h [25 y 30 pies/h]. Una maniobra para colocar una barrera nueva a 7 650 pies se tradujo en 1 548 unidades de gas escapado durante la maniobra (TG). Durante la perforación en condiciones de casi balance, se observaron incrementos pequeños del tapón de gas (CG) luego de cada conexión, lo que instó al perforador a aumentar la densidad del lodo. Un incremento de la ROP a 7 890 pies significó un cambio de la velocidad de avance, acompañado por un incremento del contenido de arena y un rastro de gas, que alcanzó un pico de 920 unidades de gas (FG).

Fluo

resc

enci

a

10 100

1k 10k

100k

1 00

0k

TG: 1 548 U

CG: 35 U

Arcilla

CG: 39 U

CG: 45 U

FG: 427 U

FG: 920 U

7 500

100 50

pies/h Prof.,pies

Recortes,%

Gas total, unidadesCromatógrafo, ppm

Peso del lodo,lpg

Entrada: 10,8Salida: 10,8

Arenisca: Clr-lt gy-frst, m-f gr,sbelg-elg, sbang-sbrnd, m srt, tr Glau,calc mtx, p-m cmt, qtzc i/p, m ind,fri-m hd, p-fr intgran por, no fluor.

Arenisca: Clr-lt gy-frst, m-f gr,sbelg-elg, sbang-sbrnd, m srt, tr Glau,calc mtx, p-m cmt, qtzc i/p, m ind,fri-m hd, p-fr intgran por, no fluor.

Arena: Clr-frst, trnsp-trnsl, m-c gr,occ f, sbelg-sbsph, ang-sbang, m srt,tr Glauc, uncons-p cmt, p ind, lse, n por,Qtz, no fluor.

Arena: Clr-frst, trnsp-trnsl, m-c gr,occ f, sbelg-sbsph, ang-sbang, m srt,tr Glauc, uncons-p cmt, p ind, lse,Qtz, no fluor.

Tubería de revestimiento de 97/8 pulgadas fijada a 7 580 pies MD/6 691 pies TVD. LOT = 14,8 lpgArcilla: Lt brn-tan, arg, calc, plas,sft, sol, slty, rthy, grty.

Arcilla: Lt brn-tan, arg, calc, plas,sft, sol, stky i/p, rthy, grty.

Arcilla: Lt brn-tan, arg, calc, plas,sft, sol, stky i/p, rthy, grty.

Lutita: Lt gy-lt brn, grnsh gy, arg, calc,frm-hd, occ sft, p-m cpt, sbblky-blky,splty-ppy i/p, rthy, grty.

Lutita: Lt gy-lt brn, grnsh gy, arg, calc,frm-hd, occ sft, p-m cpt, sbblky-blky,splty-ppy i/p, rthy, grty.

Incrementarel MW a 11,3

Incrementarel MW a11,5Incrementarel MW a11,7

Incrementarel MW a12,0

Descripción litológica y notasC1

ROP

0 0 125 250 375 500

0,5k 1k 1,5k 2k 2,5k

7 600

7 700

7 800

7 900

8 000

nC4iC4

nC5iC5

C2 C3

Lutita Arenisca Arena Caliza Dolomía Anhidrita Carbón

Gas de formaciónFG CG TGTapón de gasGas que escapa durante una maniobra Petróleo y gas Petróleo Gas Cambio de barrena, maniobra Zapata

Maniobra para nueva barrenaIncremento de 6,3 bbl

WOB 38 a 53 klbRPM 78 a 84Flujo 650 gpm

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