DESAFÍOPerforar un pozo en forma de S con una alta ROP, identificar el contacto gas/petróleo (GOC) y aterrizar el pozo por debajo del GOC en una sección altamente desviada sin utilizar una fuente química nuclear para la adquisición de registros.

SOLUCIÓNUtilizar el servicio de evaluación de formaciones durante la perforación sin fuentes NeoScope* para la identificación del GOC sin una fuente química y la plataforma de telemetría Orion II* para la transmisión más rápida de los datos.

RESULTADOSSe mantuvo una alta ROP, se identificó el GOC en la arenisca objetivo a 1 662 m [5 454 pies] de profundidad medida (MD) en tiempo real y se obtuvieron datos de espectroscopía de alta calidad para determi-nar la litología de manera cuantitativa. Todo esto con el fin de asentar la tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas sin utilizar una fuente química nuclear.

“Estamos muy conformes con el servicio NeoScope y con la correlación de los registros de rayos gamma, densidad y neutrón sin fuentes con los registros de densidad de los pozos cercanos. Luego de este éxito, recomendaríamos el uso de este servicio en pozos futuros en los que la manipulación de una fuente química plantea una preocupación.”

—Pearl Oil, Thailand

Conservación de una alta ROP y obtención de datos derivados de registros de alta calidad en el área marina de TailandiaPearl Oil opera en el Golfo de Tailandia, donde las operaciones de perforación rápida con velocidades de penetración de más de 305 m/h [1 000 pies/h] constituye la norma. La compañía estaba perforando un pozo en forma de S con una alta ROP y necesitaba identificar el GOC para aterrizar el pozo a aproximadamente 1,5 m [5 pies] por debajo del GOC en una sección altamente desviada. No obstante, en esta formación compleja con condiciones de pozo pobres, la obtención de datos derivados de los registros con una fuente química nuclear era riesgosa.

CASO DE ESTUDIO

Perforación

Los datos LWD sin fuentes NeoScope identifican el contacto gas/petróleo con una alta ROP para aterrizar un pozo marino para Pearl OilLa adquisición de registros en tiempo real sin una fuente química nuclear proporciona datos de alta calidad en una sección altamente desviada

El análisis integrado NeoScope sin fuentes incluye la indicación del espesor neto. Para identificar el GOC, se utilizan mediciones de porosidad-neutrón sin fuentes, rayos gamma, densidad y neutrón sin fuentes, y el cruce de la curva sigma.

Sourceless density

Sigm

a / Neutron

Sourcel

Sourcel

Sourcel

Sourcel

Source

Source

Sou

Source

Source

Source

Souourcel

urcurcurceuurcurceurcrce

rcercerrrrcerceceleless den

essess deness denessess deness

denssss denss

denss

denss denss denss

dens

dens dennnnnssssisity

sitysitysitysisitysitysisity s

ysitysitysity sitss

yytytytyttytyyyy

Sigm

Sigm

a /S

igma /

Sigm

a /S

igmS

iS

igma /

Sigm

a/

iN

eutroN

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eutroeeeee

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,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

G

OC

Sigma-neutrón

Densidad SN

GD

ROP promedioen los últimos 1,5 m [5 pies]

Modo de registro

2 000 pies/h

MDPies

TVDPies0

90

Desviación del pozo

0 °

13

Calibrador ultrasónico, promedio

8 pulgadas

13

Tamaño de la barrena

8 pulgadas

50

Parámetro sigma de laformación, promedio

Indicación de gas

0 cu

0

Neutrón termal,porosidad, mejor promedio

0,5 pie3/pie3

2,95

Densidad volumétrica a partirde mediciones de neutrón, promedio

Indicación de gas

1,95 g/cm3

-0,15

Neutrón termal,porosidad, mejor promedio

0,45 pie3/pie3

2 000

Resistividad de cambio de fase,espaciamiento de 16 pulgadas a 2 MHz,

corregida por efectos ambientales

0,2 ohm.m

2 000

Resistividad de cambio de fase,espaciamiento de 22 pulgadas a 2 MHz,

corregida por efectos ambientales

0,2 ohm.m

2 000

Resistividad de cambio de fase,espaciamiento de 28 pulgadas a 2 MHz,

corregida por efectos ambientales

0,2 ohm.m

2 000

Resistividad de cambio de fase,espaciamiento de 34 pulgadas a 2 MHz,

corregida por efectos ambientales

0,2 ohm.m

2 000

Resistividad de cambio de fase,espaciamiento de 40 pulgadas a 2 MHz,

corregida por efectos ambientales

0,2 ohm.m

Rayos gamma, promedio

0 °API 200

4 000

4 100

4 200

4 300

4 400

4 500

4 600

4 700

4 800

4 900

5 000

5 100

5 200

5 300

5 400

Para obtener la serie completa de mediciones en tiempo real que necesitaba Pearl, Schlumberger introdujo el servicio de evaluación de formaciones durante la perforación sin fuentes NeoScope.

Obtención de datos petrofísicos con tecnología LWD sin fuentesEl servicio NeoScope —la única tecnología LWD de la industria basada en el uso del generador de neutrones pulsados (PNG)— reduce el riesgo mediante la eliminación de las fuentes químicas. Además, el servicio proporciona los datos petrofísicos completos necesarios en el collar LWD multifuncional más corto disponible. La plataforma de telemetría Orion II incrementa el flujo en los sistemas LWD y MWD de datos en tiempo real para mejorar la toma de decisiones.

Con la utilización del servicio NeoScope, se obtuvo la medición de rayos gamma, densidad y neutrón sin fuentes (SNGD) mediante la detección de los rayos gamma emitidos desde los núcleos de la formación a través de sus interacciones con los neutrones generados por la herramienta PNG. Los datos derivados de los registros nucleares PNG fueron obtenidos sin los riesgos asociados con las fuentes químicas nucleares tradicionales de adquisición de registros; además, se adquirieron mediciones de espectroscopía y el parámetro sigma para determinar la litología y la salinidad de la formación.

Emplazamiento de la tubería de revestimiento corta con más datos y menos riesgoEl servicio NeoScope proporcionó a Pearl los datos que necesitaba, a la vez que redujo el riesgo asociado con las fuentes químicas nucleares. Más de 15 mediciones fueron enviadas a la superficie con una velocidad de más de 305 m/h [1 000 pies/h] a través de la plataforma de telemetría de fondo de pozo Orion II para identificar el GOC. La plataforma Orion II proporcionó rápidamente los datos en tiempo real cruciales para la determinación del emplazamiento de la tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas en la sección altamente desviada.

El intervalo de adquisición de registros estaba comprendido entre 366 y 1 670 m [1 200 y 5 480 pies] de MD, y el GOC en la arenisca objetivo se identificó a aproximadamente 1 662 m [5 454 pies] de MD. Los datos en modo de registro, incluidas las mediciones SNGD y de espectroscopía, fueron utilizados para el análisis petrofísico posterior.

Gráfica de interrelación entre las mediciones de porosidad-neutrón y SNGD (izquierda) y entre la porosidad de la matriz corregida por las mediciones SNGD y el parámetro sigma (derecha).

Areniscas gasíferas

Arenisca

Caliza

Dolomía

FZona 1 Gas de yacimiento

Areniscas gasíferas

2,0 50

35

20

5

2,3

2,6

2,9

-15 0 15 30 45 0 10 20 30 40 50

Parámetrosigma = 36,362 cu

Neutrón termal, porosidad, mejor promedio(caliza de matriz), %

Porosidad de matriz derivadadel registro de densidad, %

Med

icio

nes

de ra

yos

gam

ma,

den

sida

d y

neut

rón

sin

fuen

tes,

pro

med

io, g

/cm

3

Pará

met

ro s

igm

a de

la fo

rmac

ión,

u.c

.

Areniscas gasíferas

Arenisca

Caliza

Dolomía

FZona 1 Gas de yacimiento

Areniscas gasíferas

2,0 50

35

20

5

2,3

2,6

2,9

-15 0 15 30 45 0 10 20 30 40 50

Parámetrosigma = 36,362 cu

Neutrón termal, porosidad, mejor promedio(caliza de matriz), %

Porosidad de matriz derivadadel registro de densidad, %

Med

icio

nes

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gam

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sida

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sin

fuen

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Pará

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a de

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.

CASO DE ESTUDIO: Pearl Oil evita el riesgo de utilizar una fuente química en una formación compleja durante la adquisición de registros con una alta ROP

Registros NeoScope sin fuentes (izquierda) y análisis petrofísico integrado (derecha).

MD pies

4 600

4 700

4 800

4 900

5 000

5 100

5 200

5 300

5 400

GOC

G S R PD L

Yaci

mie

nto

neto

Espe

sor p

rodu

ctivo

net

o

F R Sal

Carbón

Siderita

Anhidrita

Pirita

Dolomía

Calcita

Cuarzo-feldespato-mica

Arcilla

Calibrador ultrasónico promedio

pulgadas8 13

Tamaño de la barrena

pulgadas8 13

Rayos gamma, promedio

Rayos gamma, calibrador, ROP

°API0 200

ROP promedio en los últimos5 pies, modo de registro

pie/h2 000 0

Parámetro sigma de laformación, promedio

cu0 50

Neutrón y densidad

Neutrón termal,porosidad, mejor promedio

pie3/pie30,5 0

pie3/pie3 0,5-0,15

Resistividad de atenuacióncombinada 40 pulgadas

ohm.m0,1 200

Resistividad de atenuacióncombinada 34 pulgadas

ohm.m0,1 200

Resistividad de atenuacióncombinada 28 pulgadas

ohm.m0,1 200

Resistividad de atenuacióncombinada 22 pulgadas

ohm.m0,1 200

Resistividad de atenuacióncombinada 16 pulgadas

Resistividad de atenuacióncombinada

ohm.m0,1 200

Neutrón termal, porosidad(método de relaciones) enla litología seleccionada

pie3/pie30,45

0,45

-0,15

Neutrón termal, porosidad,mejor promedio

g/cm31,95 2,95

Rayos gamma, neutróny densidad, promedio

pie3/pie3 0

Porosidad-densidadajustada por la matriz

0,5 pie3/pie3 0

Porosidad-neutrónajustada por la matriz

Efecto del gas

Efecto del gas

Efecto del gas

<--Sand shale

<--RZone_1

CASO DE ESTUDIO: Pearl Oil evita el riesgo de utilizar una fuente química en una formación compleja durante la adquisición de registros con una alta ROP

www.slb.com/NeoScope *Marca de Schlumberger

Nota: Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anteriormente Japan National Oil Corporation (JNOC), y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD que reduce la necesidad de las fuentes químicas tradicionales. Diseñado en torno al generador de neutrones pulsados (PNG), el servicio NeoScope utiliza la tecnología resultante de este proceso de colaboración. El generador PNG y la serie integral de mediciones en un solo collar son los componentes clave del servicio NeoScope, que proveen la tecnología LWD revolucionaria.

Copyright © 2012 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 11-DR-0433-esp

4 700

4 800

4 900

5 000

5 100

5 200

5 300

5 400

Tamaño dela barrena

pulgadas6 16 pie3/pie3

Calibradorultrasónicopromedio

pulgadas6 16

Derrumbe

Revoque defiltración

Rayos gamma, promedio

Mineralogía

°API0 200

Corte de agua

Permeabilidad intrínseca

1 0,50

10 000 mD 0,1

Agua

Hidrocarburo

Porosidad total

0 pie3/pie31

Porosidad total

0F R S L P K S PruP

Yaci

mie

nto

neto

Espe

sor p

rodu

ctiv

o ne

to

Agua

HidrocarburoSal

Carbón

Siderita

Pirita

Dolomía

Calcita

Cuarzo-feldespato-mica

Arcilla

Anhidrita

Agua libre

Hidrocarburo

Agua ligada por capilaridad

Agua ligada a la arcilla

<--Sand shale

<--RZone_1

El análisis integrado NeoScope sin fuentes incluye la litología y las estimaciones de los volúmenes de reservas.

Para obtener mayor información, por favor contacte a su representante local de Schlumberger.

CASO DE ESTUDIO: Pearl Oil evita el riesgo de utilizar una fuente química en una formación compleja durante la adquisición de registros con una alta ROP