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74 Oilfield Review

Un método de perforación acertado

Jeff AlfordRoger B. GoobieColin M. SayersEd TollefsenHouston, Texas, EUA

Jay CookeHelis Oil & GasHouston, Texas

Andy HawthornJohn C. RasmusSugar Land, Texas

Ron ThomasPPI Technology ServicesHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ron Blaisdell, Nueva Orleáns; Lennert den Boer, Calgary; Joaquín Armando Pinto Delgadillo yEgbonna Obi, Youngsville, Luisiana; Nick Ellson y DaleMeek, Sugar Land, Texas; y a Ivor Gray, CJ Hattier y Sheila Noeth, Houston.APWD (Presión Anular Durante la Perforación), CDR (Resistividad Dual Compensada), FPWD (Presión de Formación Durante la Perforación), PERT (Evaluación de la Presión en Tiempo Real), sonicVISION, StethoScope yTeleScope son marcas de Schlumberger.

Entre las decisiones que deben tomar los ingenieros de perforación, la selección de

la densidad del lodo óptima es una de las más desafiantes y trascendentes. Hoy en

día, las herramientas de adquisición de registros sónicos durante la perforación son

esenciales para tomar estas decisiones.

Varias generaciones de ingenieros de perforaciónhan luchado por visualizar el oscuro y formidableambiente de perforación de fondo de pozo. Hoyen día, los ingenieros y geocientíficos dependende sensores cada vez más sofisticados para reco-lectar datos del subsuelo, comprender lalitología, identificar rasgos geológicos, localizarhidrocarburos y tomar una serie de decisiones deperforación y terminación.

Nuestro sentido de la vista, si bien se encuen-tra altamente desarrollado, tiene sus limitaciones.Por ese motivo, a comienzos del siglo XX, los cien-tíficos iniciaron el desarrollo de tecnologías quepermitirían la visualización de ambientes que delo contrario no podrían verse. En el año 1906,Lewis Nixon inventó el primer dispositivo de escu-cha submarina y determinación de distancias, osonar, para de detectar témpanos.1

Los primeros sonares eran pasivos; sólo podíanescuchar. No obstante, entre 1914 y 1918, la Pri-mera Guerra Mundial aceleró el interés por lossonares activos y su posterior desarrollo paradetección submarina.

La primera tecnología de sonares activostransmitía un sonido, o golpeteo, a través delagua. Múltiples receptores denominados trans-pondedores detectaban el eco acústico deretorno, proporcionando datos sobre las posicio-nes relativas de los objetos estáticos y los objetosen movimiento. Hoy en día, las tecnologías acús-ticas de avanzada poseen diversos usos en áreastales como la medicina, aplicaciones militares yla industria de exploración y producción (E&P)de petróleo y gas.

Las herramientas de adquisición de registrosdurante la perforación (LWD, por sus siglas eninglés) basadas en componentes acústicos pro-veen datos que ayudan a reducir la incertidumbrey permiten a los ingenieros tomar decisiones deperforación efectivas y oportunas. Los datos pro-venientes de las herramientas sónicas LWD nosólo ayudan a establecer gradientes de la presiónde poro sino que también ayudan a definir la

porosidad y permeabilidad, detectar y clasificarlos hidrocarburos, evaluar la estabilidad delpozo, interpretar los cambios litológicos, monito-rear los efectos del flujo de fluido en el pozo ydeterminar en forma precisa las profundidadesde asentamiento de la tubería de revestimiento.2

Más importante aún es el hecho de que estosdatos se encuentran disponibles en tiempo realpara ayudar a los ingenieros y geocientíficos atomar decisiones críticas que inciden en los cos-tos y la eficiencia de la perforación (véase“Actuar a tiempo para maximizar el aprovecha-miento de los hidrocarburos,” página 4). En esteartículo, describimos cómo las herramientas sóni-cas y las técnicas de interpretación de avanzadaestán ayudando a definir mejor la ventana segurade densidad del lodo, perforar a mayor profundi-dad y optimizar las profundidades de colocaciónde las tuberías de revestimiento. Algunos ejem-plos de campo del Golfo de México (GOM, por sussiglas en inglés) y del área marina de Australiamuestran cómo los operadores están utilizandolos datos acústicos en tiempo real y los sistemasde telemetría que transmiten pulsos entre la loca-lización del pozo y la costa para limitar el riesgo yla incertidumbre, reduciendo al mismo tiempo elcosto del pozo.

Una necesidad imperiosa de disponer de predicciones de la presiónLa comprensión de las condiciones de presióndel subsuelo es clave para el proceso de cons-trucción de pozos.3 Los cambios producidos en elgradiente de presión normal afectan la seguri-dad de la perforación, el diseño y la profundidadde asentamiento de la tubería de revestimientoy, en particular, la ventana de densidad del lodo.

Los ingenieros restringen el rango de densi-dad del lodo para sustentar la estabilidad delpozo, controlar las presiones de fondo y optimi-zar la profundidad de asentamiento de la tuberíade revestimiento. Con mucha frecuencia, la den-sidad del lodo se mantiene por encima de la

1. Para obtener más información sobre el desarrollo de losdispositivos de sonar, consulte: http://www.absoluteastronomy.com/reference/sonar. (Se accedió el 6 de febrero de 2006).

2. Para obtener más información sobre adquisición de regis-tros sónicos, consulte: Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D,Esmersoy C, Hsu K, Denoo S, Mueller MC, Plona T, ShenoyR y Sinha B: “New Directions in Sonic Logging,” OilfieldReview 10, no. 1 (Primavera de 1998): 40–55.

3. Barriol Y, Glasser KS, Pop J, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K,Sayers CM, Terrazas Romero M y Volokitin Y: “Las presiones de las operaciones de perforación y producción,”Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005): 22–41.

4. Para obtener más información sobre operaciones de per-foración en condiciones de bajo balance, consulte: BigioD, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D, DoremusD, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y Stephens D: “CoiledTubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6, no. 4(Octubre de 1994): 9–23.

Primavera de 2006 75

presión de formación—a un nivel requeridopara controlar los esfuerzos presentes en la for-mación y prevenir golpes de presión o influjosque pueden traducirse en costosos problemas decontrol de pozos—y por debajo del gradiente defractura, para impedir la ruptura de la forma-ción y las pérdidas de fluido de perforación. Lospozos a veces también se perforan con la densi-dad estática del lodo por debajo de la presión deformación, o en condiciones de bajo balance.4

El rango óptimo de densidad del lodo sueleser estrecho y difícil de definir; esto sucede espe-cialmente en regiones con esfuerzos tectónicos yen ambientes de aguas profundas. Dentro de estaestrecha ventana de densidad del lodo, los inge-nieros contemplan diversos factores, incluyendola tasa de flujo mínima requerida para las opera-ciones de limpieza del pozo, las operaciones conmotores de fondo y sistemas de telemetría, y lasdensidades estática y de circulación equivalentes

(ESD y ECD, por sus siglas en inglés respectiva-mente). Los fluidos de perforación tales como loslodos a base de aceite y los lodos a base de pro-ductos sintéticos con frecuencia exhibenpropiedades termomecánicas y de compresibili-dad que varían con la profundidad, lo quedificulta la optimización de la eficiencia de per-foración manteniendo al mismo tiempo ladensidad del lodo.

> Predicción de la presión de poro en el GOMcon datos sísmicos. En este ejemplo, el modelode velocidad inicial basado en el análisis develocidad de apilamiento convencional (arriba, ala izquierda) pronostica sobrepresión (círculonegro). Si bien las predicciones de la presión deporo basadas en esta información no sonsuficientemente precisas para la operación deperforación, se puede obtener un mayor gradode resolución de velocidad sísmica mediante lautilización de análisis tomográficos y datos detiros de prueba de velocidad para refinar elmodelo de velocidad (arriba, a la derecha). Elprocesamiento ulterior de los datos permite laconstrucción de un cubo de presión de porotridimensional (3D) (extremo inferior derecho).

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Distancia, km

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2.0Velocidad, km/s

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2.5 3.0

Tiros de prueba de velocidadTomografíaVelocidad de intervaloderivada de la velocidadde apilamiento

El hecho de operar dentro de la ventana dedensidad del lodo permite a los ingenieros mejo-rar la eficiencia de la perforación y colocar latubería de revestimiento en la mejor profundi-dad posible. Si la tubería de revestimiento secoloca a una profundidad demasiado somera, elcosto de construcción del pozo habitualmenteaumenta, la profundidad del pozo se limita, sepuede comprometer el régimen de producción y,en ciertos casos, el objetivo quizás no resulteaccesible.

El mantenimiento del peso del lodo dentrode una ventana específica depende de la deter-minación y predicción precisas de cambiosanómalos en la presión de formación. El análisisde la resistividad de la lutita que utiliza datosadquiridos con herramientas operadas con cablees uno de los métodos de detección de presiónanormal más antiguos.

La resistividad de la formación depende dela porosidad, el tipo de fluido presente dentrodel espacio poroso y su potencia iónica. Bajocondiciones de compactación normales, unincremento de la resistividad de la lutita con laprofundidad corresponde a una reducción de laporosidad (arriba). Un cambio anormal en lapresión de formación se asocia normalmentecon un desplazamiento de la tendencia de com-pactación normal, indicado en un registroeléctrico por una reducción de la resistividadasociada con un incremento de la porosidad.

Para mantener un valor de densidad del lodoseguro durante la perforación, es necesario dis-poner de información sobre presión anormaldurante el desarrollo de dicha operación. Si bienla resistividad de la formación es una de lasmediciones LWD más comunes, diversos factorespueden tener un efecto significativo sobre losdatos, enmascarando potencialmente los cam-bios producidos en la tendencia de compactaciónnormal y obstaculizando la detección de la pre-sión anormal.5

El cambio de la temperatura del pozo con laprofundidad altera la resistividad del agua deformación, mientras que la presencia de hidro-carburos aumenta considerablemente laresistividad. Los grandes depósitos de materiaorgánica también pueden incrementar la re-sistividad, oscureciendo los indicadores desubcompactación. Los cambios producidos en elestado del pozo, tales como un incremento de sudiámetro como consecuencia de un desmorona-miento o un derrumbe, incrementan aún más elerror en la medición de la resistividad. Si bienmuchos de estos efectos pueden ser compensa-dos, apoyarse sólo en datos de resistividad parala predicción de la presión de poro incrementasignificativamente el riesgo de perforación.

Los geocientíficos a menudo pueden identifi-car la existencia de formaciones que presentan

presiones anormales, utilizando velocidades sís-micas. Para una litología dada, la velocidadacústica usualmente depende de la porosidad:cuanto mayor es la porosidad, más baja es lavelocidad acústica. En sedimentos normalmentecompactados, la compactación aumenta con laprofundidad. La porosidad, a su vez, disminuyecon la profundidad y de este modo la velocidadde las ondas sónicas y sísmicas que se propagana través de la formación generalmente aumentacon la profundidad (abajo). Las desviaciones conrespecto a esta tendencia a menudo se puedenatribuir a la existencia de capas de sedimentosque no han sido compactados, lo que indica lapresencia de una presión anormalmente alta,que se conoce como sobrepresión. No obstante,las incertidumbres asociadas con las velocidadessísmicas comúnmente producen errores de pro-fundidad, lo que dificulta la definición de lasdistancias exactas que median hasta los riesgosde perforación y los objetivos geológicos.

Los modelos de velocidad creados a partir delos datos sísmicos pueden mejorarse mediante laincorporación de información de alta resoluciónderivada de las mediciones sónicas obtenidasdurante la perforación (próxima página). Hoy en

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5. Aldred W, Bergt D, Rasmus J y Voisin B: “Real-TimeOverpressure Detection,” Oilfield Review 1, no. 3 (Octubre de 1989): 17–27.

Potencialespontáneo (SP) Profundidad Resistividad

Línea detendencianormal

Desviación

> Análisis de registros eléctricos para pronosticarla presión de poro. En sedimentos normalmentecompactados, la resistividad eléctrica aumentarácon la profundidad a lo largo de una línea de ten-dencia normal (rojo). Una desviación de la resis-tividad respecto de la tendencia normal puedeindicar la presencia de presión de formaciónanormal.

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9,000

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Velocidad de penetraciónpies/h

Prof.,pies050

Rayos gammaºAPI 1500

Resistividad de cambio de faseohm.m 2.00.2

Resistividad de atenuaciónohm.m 2.00.2

∆t sónico LWDµs/pie 50150

Inicio de lasobrepresión

Tendencia decompactación normal

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Divergencia

Zonasobrepresionada

∆t

Rayos gamma Prof.,pies150°API30

Relación Vp/Vs

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Relación de Poisson0.5( )

( )

0

Esfuerzo mínimo5,000lpc0

Ángulo de fricción50grados0 25lbm/US gal5

Resistenciaa la tracción

6,000lpc0Diámetro

25pulgadas5

Calibrador25pulgadas5

Resistencia a lacompresión

no confinada

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Esfuerzo máximo6,000lpc0

Gradiente de losestratos de sobrecarga

Profundidad medida, pies

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Ovalización por rupturade la pared del pozo

Golpe de presión

Pérdidas

Falla por corte: Escalón

Falla por corte: Separación

Falla por corte (cizalladura):Ovalización por ruptura de

la pared del pozo Sobrecalibrado

Fractura

Fractura

Densidad del lodo

Ventana segura de densidad del lodo


> Definición de ventanas de densidad del lodo. La velocidad sónica puede utilizarse para predecir los cambios producidos en la ten-dencia de compactación normal, que suelen ser una indicación de la existencia de presión anormal (extremo superior izquierdo). Adiferencia de las mediciones de resistividad, la velocidad sónica no se encuentra afectada por los cambios de temperatura y la sa-linidad del pozo. Las mediciones de la lentitud de las ondas compresionales en tiempo real obtenidas con las herramientas sónicasLWD se utilizan para pronosticar la presión de poro y ayudan a definir los límites de los golpes de presión y de la ovalización porruptura de la pared del pozo (extremo superior derecho). La incorporación de mediciones sónicas de corte (extremo inferior), dis-ponibles en las formaciones rápidas, ayuda a determinar el potencial de golpes de presión y pérdidas de lodo, los límites de lasfracturas y la ventana segura de densidad del lodo que se muestra en blanco (Carril 4). También se pueden definir diversos tiposde fallas por corte (Carril 5).

día, los geocientíficos e ingenieros combinan losdatos sónicos obtenidos con herramientas opera-das con cable y durante la perforación, con tirosde prueba de velocidad para generar sismogra-mas sintéticos que luego se correlacionan conmediciones sísmicas previas a la perforación,proporcionando al grupo de perforación unaforma de posicionar la barrena de perforacióndentro del ambiente geofísico (arriba).6 Estosprocesos que se desarrollan en tiempo realayudan a los ingenieros a prepararse para loscambios de presión antes de atravesarlosdurante la perforación.

La generación de un sismograma sintético apartir de los datos LWD implica la combinaciónde los datos de tiempo de tránsito (∆t) con lasmediciones de densidad, para producir unmodelo de impedancia acústica (IA). Estemodelo es convertido en una secuencia dereflectividad sísmica y luego se convoluciona conuna ondícula seleccionada para producir un sis-mograma sintético.7 Un sismograma sintético esmucho más útil cuando se calibra en profundi-dad con un tiro de prueba de velocidad obtenidocon una herramienta operada con cable odurante la perforación, o con un perfil sísmicovertical (VSP, por sus siglas en inglés). Si bien elsismograma sintético puede generarse en lalocalización del pozo, es más frecuente que losdatos se transmitan a un centro de ingenieríapara su procesamiento.

La correlación de un sismograma sintéticocon las trazas sísmicas de superficie ayuda a losgeocientíficos e ingenieros a ubicar la trayectoriadel pozo en una sección sísmica. El cálculo de laposición espacial del pozo en relación con losmarcadores sísmicos, o reflectores, permite algrupo de perforación anticiparse a los cambiosanormales producidos en la presión de formación.

Mediciones sónicas durante la perforaciónInmediatamente después de la introducción delas mediciones sónicas LWD, a fines de la décadade 1990, un operador verificó su empleo paramejorar la eficiencia de la perforación en diversasáreas de operaciones principales. En un pozoexploratorio del GOM, EUA, en un área conocidapor la presencia de formaciones de presión anor-mal, se transmitieron datos de densidad y sónicosLWD desde el equipo de perforación hasta la ofi-cina del operador. Allí, los geocientíficosgeneraron un sismograma sintético, que se corre-lacionó con la sección sísmica de superficie querepresentaba la zona objetivo y una zona desobrepresión sobreyacente.8 El sismograma sinté-tico indicó que el tope de la zona sobrepresionadase encontraba a una profundidad 18 m [60 pies]mayor que la prevista por la sección sísmica. Estainformación permitió a los ingenieros colocar lazapata de la tubería de revestimiento considera-blemente más cerca de la zona sobrepresionada,lo que optimizó la profundidad de asentamiento

de la tubería de revestimiento y mejoró la seguri-dad y eficiencia de la perforación de las seccionesde pozo subsiguientes.

En otro de los primeros ejemplos, BHP(ahora BHP Billiton) y Schlumberger utilizaronmediciones sónicas LWD no sólo para calibrarlas reflexiones sísmicas sino para actualizar loscálculos de presión de poro adelante de labarrena.9 Varios pozos de exploración situadosfrente a la costa de Australia Occidental habíansido abandonados prematuramente debido aproblemas de estabilidad asociados con la pre-sencia de formaciones sobrepresionadas.

Conforme la barrena se aproximaba a la zonasobrepresionada prevista, la velocidad acústicaadquirida durante la perforación se utilizaba paraactualizar continuamente los modelos de veloci-dad derivados de los levantamientos sísmicos desuperficie y VSP existentes. Simultáneamente, losingenieros en la localización del pozo utilizabandatos de Resistividad Dual Compensada CDR entiempo real, mediciones sónicas LWD, medicionesde peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés), de esfuerzo de torsión rotativo y de velo-cidad de penetración (ROP, por sus siglas eninglés), junto con el programa de Evaluación de laPresión en Tiempo Real PERT, para monitorear loscambios producidos en la presión de poro a unosmetros detrás de la barrena. Esta información seutilizó para calibrar las predicciones de presión deporo derivada de los datos sísmicos y los datos VSP.

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Lentitud deondas sónicasDensidad

Impedanciaacústica Reflectividad Ondícula

Sismogramasintético

> Localización de una barrena en el mapa sísmico utilizando sismogramas sintéticos. Los datos de lentitud de ondas só-nicas LWD se invierten con la medición de la densidad para producir una medición de impedancia acústica (IA) (procesode izquierda a derecha). La IA se convierte a un valor de reflectividad y se convoluciona con una ondícula de 35 Hz encada reflector para obtener el sismograma sintético (derecha). El análisis geofísico de los datos sísmicos determina lafrecuencia de la ondícula. A medida que aumenta la profundidad, se atenúan las señales sísmicas de mayor frecuencia,de manera que se utiliza una frecuencia más baja, generalmente de 20 Hz en lugar de 35 Hz, para correlacionar losdatos sónicos LWD con las mediciones sísmicas de superficie. Esto ayuda a los ingenieros y geocientíficos a ubicar labarrena en el mapa sísmico en forma más precisa.


Utilizando técnicas múltiples para la predic-ción de la presión de poro, el operador pronosticócon precisión los cambios producidos en la pre-sión de formación, identificó los requisitosmínimos de densidad del lodo y optimizó la pro-fundidad de asentamiento de la tubería derevestimiento para construir un pozo exitoso eneste ambiente hostil.

Reducción de la ventana de incertidumbreLas operaciones de perforación en áreas técnica-mente desafiantes, normalmente se asocian concostos altos y niveles de riesgo e incertidumbreelevados.10 Los datos sónicos LWD, disponibles entiempo real, desempeñan un rol clave en la reduc-ción del costo, el riesgo y la incertidumbremediante la actualización de los modelos creadosantes de la perforación. Sin embargo, la creaciónde esos modelos en una primera instancia puederesultar compleja. En el año 2000, los geocientífi-cos comenzaron a buscar oportunidades paraincrementar la velocidad y precisión del mode-lado y la predicción de la presión de poro durantela perforación.11

En el área de aguas profundas del GOM, lasobrepresión genera importantes riesgos de per-foración. La sobrepresión es provocada por lasedimentación del Río Mississippi que sufre unproceso de enterramiento rápido, en compara-ción con el tiempo que requieren los sedimentospara expulsar el agua intersticial. Esto impideque los sedimentos se compacten a medida queson enterrados y hace que el fluido de poro sesobrepresione. En sedimentos subcompactados,los contactos entre los granos de los sedimentosson débiles, lo que produce baja resistencia delas rocas acompañadas de bajas velocidadesacústicas.

La determinación exacta de la presión deporo es un requisito clave para la toma de deci-siones de perforación optimizadas en estosambientes sobrepresionados. Antes de perforar,se puede pronosticar la presión de poro utili-zando velocidades sísmicas—asumiendo que

existe un levantamiento sísmico disponible yprocesado—junto con una transformada de velo-cidad a presión de poro calibrada con los datosde pozos vecinos. No obstante, este procedi-miento demanda un tiempo considerable. Lossismogramas sintéticos pueden ser generadosrápidamente, en comparación con el tiemponecesario para el análisis de las velocidades sís-micas y la creación del cubo de presión de poro.

Conforme los ingenieros se centran en formasde reducir el riesgo y la incertidumbre, el tiemponecesario para procesar y correlacionar los datossísmicos y los datos sónicos LWD se vuelve crí-tico. Con el fin de acelerar este proceso para lasáreas prospectivas del norte del GOM, los geo-científicos de Schlumberger desarrollaron uncubo de presión de poro para el área entera utili-zando datos suministrados por el Servicio deAdministración de Minerales (MMS, por sussiglas en inglés) (arriba).12

6. Un tiro de prueba de velocidad es un tipo de levanta-miento sísmico de pozo diseñado para medir el tiempo detránsito acústico desde la superficie hasta una profundi-dad conocida. La velocidad de formación se midedirectamente bajando un geófono hasta cada profundi-dad de interés, emitiendo energía desde una fuente en lasuperficie y registrando la señal resultante. Un tiro deprueba de velocidad difiere de un perfil sísmico verticalen el número y densidad de las profundidades de recep-ción registradas; los geófonos pueden estar posicionadosen forma apartada e irregular en el pozo, mientras que unperfil sísmico vertical usualmente posee numerosos geó-fonos posicionados a intervalos espaciados en el pozo dela manera más estrecha y regular posible.

7. Una ondícula es un pulso que representa un paquete deenergía proveniente de la fuente sísmica.

8. Hashem M, Ince D, Hodenfield K y Hsu K: “Seismic TieUsing Sonic-While-Drilling Measurements,” Transcrip-ciones del 40º Simposio Anual sobre Adquisición deRegistros de la SPWLA, Oslo, Noruega, 30 de mayo al 3de junio de 1999, artículo I.

9. Tcherkashnev S, Rasmus J y Sanders M: “Joint Application of Surface Seismic, VSP and LWD Data forOverpressure Analysis to Optimize Casing Depth,” presentado en la Jornada de la EAGE: La petrofísica va alencuentro de la geofísica, París, 6 al 8 de noviembre de2000.

10. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC:“Integrating Diverse Measurements to Predict PorePressure with Uncertainties While Drilling,” artículo de laSPE 90001, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.

11. Sayers CM, Johnson GM y Denyer G: “Predrill Pore Pressure Prediction Using Seismic Data,” artículo de lasIADC/SPE 59122, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 defebrero de 2000.

12. Sayers CM, den Boer LD, Nagy ZR, Hooyman PJ y Ward V:“Regional Trends in Undercompaction and Overpressurein the Gulf of Mexico,” Resúmenes Expandidos, 75ª Reunión Anual de la SEG, Houston (6 al 11 de noviembrede 2005): 1219–1222.

10 11 12 13Presión de poro, lbm/US gal

14 15 16 17

> Construcción de un modelo mecánico del subsuelo tridimensional (3D), en el Golfo deMéxico (GOM, por sus siglas en inglés). Los datos sísmicos, de tiros de prueba de velo-cidad y sónicos, suministrados por el Servicio de Administración de Minerales (puntosverdes), se recogieron en pozos del GOM (extremo superior) en los que la presión deporo superó 1,198 kg/m3 [10 lbm/US gal] y el error de velocidad pronosticado fue infe-rior a ± 366 m/s [± 1,200 pies/s]. Luego, los datos se sometieron a la técnica de krigingpara pronosticar la presión de poro y se graficaron en un modelo 3D (extremo inferior).

Los datos de tiros de prueba de velocidad delMMS en el GOM se invirtieron para obtener lavelocidad compresional en función de la profun-didad debajo de la línea del lodo. Estas funcionesde velocidad se combinaron luego con registrossónicos escalados de pozos de aguas profundas yse sometieron a la técnica de kriging para poblarun modelo mecánico del subsuelo tridimensional(3D) que mostraba tanto la velocidad como losniveles de incertidumbre inesperados.13

Mediante la aplicación de un umbral al errorde kriging pronosticado, se pueden restringirlos mapas de subcompactación y sobrepresión aáreas de interés específicas. En relación conproyectos comerciales, se puede extraer un sub-cubo confidencial para clientes a partir del cubode presión de poro del GOM. Toda informaciónadicional provista por el operador y los datosadquiridos durante el proceso de perforacióncon herramientas sónicas LWD y herramientas

de determinación de la presión de poro entiempo real se utiliza para actualizar el modelodel cliente, aumentando la resolución y redu-ciendo la incertidumbre asociada con la presiónde poro, tanto en el ambiente de perforacióninmediato como adelante de la barrena (arriba).

Además de las mejoras introducidas en lastécnicas de modelado, los avances tecnológicosimplementados en las herramientas LWD y lossistemas de telemetría están proveyendo medi-

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500

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1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro, lbm/US gal

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Datosde presión

de poro

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> Reducción de la incertidumbre con datos de presión de fuentes múltiples. El grado de incertidumbre asociado con un gradiente de presión de poro seilustra con el ancho y la baja resolución de las curvas de velocidad de ondas compresionales (Vp) y gradientes de presión de poro (1). Los datos de veloci-dad de los tiros de prueba de velocidad sónicos se agregan al modelo, reduciendo en alguna medida la incertidumbre asociada con la presión de poro (2).El agregado de las densidades del lodo en base a los informes de perforación (3) y las mediciones físicas de la presión de poro (4) permite refinar las esti-maciones y mejora significativamente la resolución de la presión de poro.


ciones en tiempo real más precisas y en mayorescantidades. La herramienta LWD de medicionessónicas durante la perforación de nueva genera-ción sonicVISION, introducida en abril de 2004,ha aumentado la confiabilidad en la precisión delas velocidades de ondas compresionales obteni-das en tiempo real.

Hasta hace poco, muchos creían que seríaimposible obtener mediciones sónicas durante laperforación. Los ingenieros pensaban que elrápido arribo de la señal acústica por el collarínde la herramienta desde el transmisor hasta losreceptores, dominaría todos los arribos, haciendoimposible la discriminación y el registro de losarribos de formación.

Con esta idea en mente, los diseñadores delas herramientas sónicas LWD de primera gene-ración se concentraron en la mitigación de losarribos directos a través del collarín. Para ello,las herramientas fueron diseñadas en torno a loque se conoce como el rango de frecuencia enmodo radial de los collarines. Esta frecuenciadepende del espesor y el diámetro del collarín;sin embargo, para la mayoría de las herramien-tas, corresponde a una banda estrecha queoscila entre 11 y 13 kHz.

En la frecuencia en modo radial, las ondasacústicas tratan de expandir el collarín en lugarde viajar hacia el receptor, atenuando de esemodo los arribos de los collarines en los recepto-res. Mediante el diseño de los transmisores paraque disparen dentro de la estrecha banda de fre-cuencia en modo radial y a través del filtrado delos datos recibidos en el mismo rango, los inge-nieros esperaban recibir arribos de formaciónclaros y discernibles, libres de las distorsionescausadas por los arribos a través de los collarines.

Esta técnica demostró ser parcialmentesatisfactoria en relación con las formacionesrápidas en las que la frecuencia de excitacióncae dentro del rango apropiado. No obstante,para formaciones más lentas, tamaños de pozosmás grandes y para los componentes de menorfrecuencia del tren de ondas, tales como las for-mas de ondas de corte y de Stoneley, estasherramientas de primera generación no excita-ban la formación en la frecuencia óptima ydescartaban los datos que se encontraban fuerade la estrecha banda asociada con el modoradial (arriba, a la derecha).

El procesamiento de banda angosta favorecíaademás el fenómeno de aliasing (desdobla-miento del espectro) espacial, condición en laque los arribos no formacionales, o transforma-ciones artificiales del procesamiento, aparecendentro de la ventana de banda exploradora de

coherencia-tiempo-velocidad (STC, por sussiglas en inglés). El fenómeno de aliasingdepende de la frecuencia del pulso transmitido,de las frecuencias de forma de onda registradasy del espaciamiento entre receptores. Con unsistema prácticamente de monofrecuencia, elfenómeno de aliasing estaba bien desarrollado,conduciendo al picado incorrecto de eventos queno eran arribos de formación.

La interpretación errónea de los arribos de lasseñales también puede limitar la validez de losdatos acústicos. Las herramientas previas anali-zaban todos los arribos acústicos dentro de unaventana de tiempo asociada con una profundidad.

De este modo, dentro de este conjunto de datos,podía haber arribos compresionales y de ondas decorte, arribos a través del lodo y los collarines yarribos desdoblados hacia las bajas frecuencias.Los procesadores de fondo de la herramientaluego discriminaban el arribo compresional deotras señales, en base a la coherencia de esoseventos. Siendo los arribos compresionales uno

> Rango de frecuencia del nuevo diseño de la herramienta. Los rangos defrecuencia de las herramientas previas se alineaban estrechamente dentrode la frecuencia de atenuación del collarín. Las herramientas más nuevasposeen un rango de frecuencia expandido que cubre un espectro más ampliode formaciones blandas y duras (barra amarilla). Ahora se captan los arribosde frecuencias más bajas tales como las ondas de Stoneley y las ondas P defuga (que no se muestran en esta gráfica).

1,000

100

10

10 5

Energía de Stoneley

RocaduraAm

plitu

d, m

V15 20

Energía compresional yenergía de corte

Rango de frecuencia dela herramienta sonicVISION

Rango de frecuenciade la herramienta previa

Atenuación del collarín

10Frecuencia,

kHz

Roca blanda

13. El término kriging se refiere a una técnica utilizada confunciones estadísticas de dos puntos, que describe elaumento de la diferencia o la reducción de la correlaciónexistente entre los valores de las muestras al aumentar laseparación entre las mismas, para determinar luego elvalor de un punto en una grilla heterogénea a partir devalores cercanos conocidos.

de los eventos más pequeños discernibles en eltren de ondas, su coherencia es típicamente bajasi se compara con otros arribos (arriba). Las pri-meras herramientas a menudo confundían oidentificaban erróneamente los datos, enviandovalores incorrectos a la superficie.

Con el fin de mitigar estos problemas, losingenieros de Schlumberger diseñaron la herra-mienta sonicVISION para transmitir y recibir lasseñales acústicas de banda ancha en un rango defrecuencia que oscila entre 3 y 19 kHz y que poseemás posibilidades de generar una respuesta medi-ble de la mayoría de las formaciones. Las ondasde corte acústicas son difíciles de adquirir conherramientas de banda angosta porque contie-nen frecuencias más bajas que las ondascompresionales. La frecuencia de la herramientasonicVISION se ha optimizado para excitar la for-mación a lo largo de una banda de frecuenciasignificativamente más ancha que la de lasherramientas previas. Esto permite obtener enforma rutinaria mediciones de ondas de corte yondas compresionales durante la perforación enformaciones más rápidas. Los niveles de potenciade salida también se incrementaron diez vecespara acoplar la energía acústica de banda anchacon la formación en forma más efectiva.

El nuevo diseño además transmite los eventoscoherentes en tiempo real, conocidos como picos.La herramienta sonicVISION puede enviar hastacuatro arribos pico hacia la superficie, en cual-quier momento dado, permitiendo que losingenieros que están en la superficie diferencienlos arribos en forma precisa en lugar de dependerdel procesamiento de fondo de pozo. Estos picosluego se acoplan para formar un registro de pro-yección STC que ayuda a mejorar la precisión delos datos y representa un significativo paso ade-

lante con respecto al control de calidad de losdatos (próxima página).

Los registros de proyección STC ayudan a losingenieros a diferenciar con precisión el modocompresional, el modo de corte y otros modos entiempo real. El novedoso diseño de la herra-mienta sonicVISION ahora permite que losingenieros modifiquen los límites perceptiblesen la superficie, mejorando así la extracción delvalor ∆t compresional y proporcionando ademásdatos de ondas de corte en tiempo real. La dis-criminación precisa de los arribos mejora lamedición de la presión de poro y posibilita lainterpretación geomecánica basada en datos deondas compresionales, ondas de corte y datos dedensidad.

Los datos acústicos ahora pueden adicional-mente refinarse mediante la adquisición dedatos mientras las bombas se encuentran fuerade servicio. El ruido de fondo de igual frecuenciaque las mediciones sónicas, generado por lasoperaciones de perforación y circulación, puedeinterferir con la obtención de mediciones acústi-cas precisas. Durante una conexión de la sartade perforación, la herramienta sonicVISIONpuede obtener mediciones de velocidad de for-mación en tiempo real en ambientes calmos, loque aumenta la confiabilidad en las proyeccio-nes STC y permite potencialmente que losingenieros observen los cambios de velocidadprovocados por la varianza de los esfuerzos indu-cida por el flujo.

Para acelerar la transmisión de datos a lasuperficie, Schlumberger lanzó recientemente elservicio de telemetría de alta velocidad durantela perforación TeleScope. Este nuevo sistema demediciones durante la perforación (MWD, porsus siglas en inglés) tiene la capacidad de pro-

veer suficiente energía para correr ocho o másherramientas LWD, ofreciendo al mismo tiempouna velocidad de transmisión de datos hasta cua-tro veces superior a la de las herramientascomparables. La aplicación en el campo de estasnuevas tecnologías de hardware, en combinacióncon el mejoramiento del modelado de la presiónde poro descrito anteriormente, promete aumen-tar la eficiencia de la perforación y reducir laincertidumbre asociada con la geología y la cons-trucción de pozos.

Los avances producidos en el diseño de lasherramientas sónicas LWD y en los sistemas detelemetría han permitido superar muchos de losinconvenientes propios de las mediciones sóni-cas obtenidas durante la perforación. Las nuevastécnicas de procesamiento de datos y las mejo-ras introducidas en los sistemas de telemetríahan minimizado las limitaciones previas, permi-tiendo el acceso en tiempo real a las medicionescompresionales sónicas obtenidas durante laperforación, casi en cualquier ambiente de per-foración.

Mediciones de presión, sísmicas y sónicas:Definición de la ventana de densidad del lodoEn muchos campos del GOM, la presión de porocambia rápidamente con la profundidad, y lasestrechas ventanas de densidad del lodo dificul-tan o imposibilitan las operaciones deperforación y terminación de pozos. Un ejemplode un ambiente extremadamente dificultoso es elárea marina de Vermillion. Allí, las densidades dellodo a menudo alcanzan 2,157 kg/m3 [18 lbm/USgal], el riesgo de inestabilidad del pozo y pérdidade circulación es alto y habitualmente se requie-ren seis o más sartas de tubería de revestimientopara alcanzar los objetivos.

Hoy en día, los operadores utilizan los datosrecolectados durante la perforación de la herra-mienta sonicVISION, el servicio de obtención dela presión de formación durante la perforaciónStethoScope y otras herramientas LWD paraayudar a mejorar la eficiencia del proceso deconstrucción de pozos y reducir los costosmediante la definición y el manejo precisos de laventana efectiva de esfuerzos y densidad del lodo.

Las herramientas sónicas LWD, los serviciosde obtención de la presión de formación entiempo real y otras herramientas operadasdurante la perforación se utilizaron con éxitopara reducir el riesgo y la incertidumbre opera-tiva durante la perforación de un pozo en elBloque 338 del área de Vermillion en el año 2005.En este pozo, propiedad de Helis Oil & Gas LLC yoperado por PPI Technology Services, los inge-

82 Oilfield Review

> Tren de ondas acústicas. Una vez transmitida, una señal acústica viaja a través de la formación, elfluido del espacio anular, y en cierta medida a través de la herramienta, arribando finalmente al arreglode receptores. Las señales compresionales de baja amplitud (rojo) arriban primero seguidas, en lasrocas más duras, del arribo de las ondas de corte. Las herramientas más nuevas toman ventaja de losarribos más lentos tales como los arribos de Rayleigh y de Stoneley.

Ampl

itud

Tiempo detránsito total

Disparo del transmisor

Tiempo, s

Arribos de ondasde corte

Arribos a travésdel lodo

Arribos de ondascompresionales

Arribos de ondasde Stoneley

Arribos de ondasde Rayleigh


nieros planificaron y llevaron a cabo un agresivoprograma de perforación. Este programa exten-dió tanto la tubería de revestimiento intermediade 95⁄8 pulgadas como las sartas de tuberías derevestimiento cortas de 7 pulgadas hasta profun-didades suficientes para eliminar una sarta detubería de revestimiento común a los pozos delárea; en este caso, una sarta de 5 pulgadas.Estas gestiones no sólo redujeron el costo delpozo sino que, más importante aún, eliminaron

las dificultades asociadas con la perforación depozos de diámetro reducido y las limitacionesrelativas a la terminación de pozos, propias delas tuberías de revestimiento de producción depequeño diámetro.

La predicción precisa de la profundidad hastael objetivo geológico y de la presión de poro esesencial para el éxito de cualquier plan de perfo-ración agresivo. Los ingenieros de Helis y PPIbasaron su diseño de pozo inicial en valores de

densidad del lodo tomados de pozos del área. Acontinuación, contactaron a Schlumberger pararefinar estas predicciones utilizando el modelomecánico del subsuelo 3D del GOM; prediccionesque serían ulteriormente refinadas con datossónicos obtenidos durante la perforación.

Los datos obtenidos durante la perforaciónse transmitieron vía satélite a un centro remotode operaciones y colaboración en donde lahidrodinámica del pozo y los modelos geomecá-

X,300

Prof.,pies

AmplitudMín. Máx.

Proyección de la lentituden modo registrado

0 1

∆t compresional derivadodel arreglo de receptores ∆t compresional derivado del arreglo de receptores

µs/pies40 240

X,400

∆t de corte derivado delarreglo de receptores

µs/pies40 240

µs/pies40 240

µs/pies40 240

∆t compresional, Pico 1, computadoen dirección a la superficie en tiempo real

µs/pies40 240

∆t de corte derivado del arreglo de receptores

Límites máximo y mínimo de ∆t compresional

Límites máximo y mínimo de ∆t de corte

Picos de coherencia tiempo-lentitud

µs/pies40 240µs/pies40 240

Proyección de la lentituden tiempo real

0 1

AmplitudMín. Máx.

> Picos de ondas compresionales y de ondas de corte disponibles en tiempo real. Gracias a las mejorasintroducidas en las herramientas de fondo de pozo y en los sistemas de telemetría, ahora se puedenenviar a la superficie los picos de coherencia tiempo-lentitud para su evaluación y rotulado durantela perforación (Carril 2). Previamente, se disponía de la proyección de la semblanza sólo mediante lamemoria de la herramienta de procesamiento, una vez extraída la herramienta del pozo (Carril 1). Laproyección de la semblanza, basada en los picos obtenidos en tiempo real (Carril 3), es consistente conlos datos almacenados en la memoria de la herramienta. Las mediciones de ∆t compresional (círculosblancos) adquiridas en las estaciones durante los períodos de calma, por ejemplo cuando se ponenfueran de servicio las bombas durante los procedimientos de conexión de las tuberías, también con-firman la precisión de los datos en tiempo real. El sistema sonicVISION posee la singular capacidadde modificar los límites (Carril 2) en la superficie, para una mejor extracción de datos compresionalesy, por primera vez, de datos de corte en tiempo real. Estas mejoras en el control de calidad en tiemporeal robustecen los datos de entrada compresionales utilizados para el cálculo de la densidad mínimadel lodo en base a la presión de poro. La combinación de datos compresionales y datos de corteobtenidos en tiempo real también posibilita los cálculos geomecánicos de la ventana de densidad dellodo máxima.

nicos del subsuelo se actualizaron en tiemporeal utilizando datos del equipo de perforación(arriba). Para dar cuenta de las variaciones pro-ducidas en la litología y en la velocidad decompactación de los sedimentos, se convalidó latransformada de compactación normal no linealestablecida durante la planeación previa a la

perforación y recalibrada durante la perfora-ción, utilizando datos de la herramientasonicVISION y mediciones de presión directasde la herramienta de predicción de la presión deformación durante la perforación FPWD.

La correlación de los datos adquiridos conlas herramientas sonicVISION y FPWD aumentó

significativamente la confiabilidad en el modelode predicción de la presión de poro en tiemporeal. Estas mediciones permitieron definircorrectamente durante la perforación las incerti-dumbres previas a la perforación, asociadas conla conversión de tiempo de tránsito a presión deporo. Luego se aplicó la transformada calibradapara revisar y actualizar el modelo de presión deporo previo a la perforación, tanto atrás comoadelante de la barrena (próxima página).

Los resultados, incluyendo las recomendacio-nes sobre densidad del lodo, se transmitieronluego al equipo de perforación y se adoptaronmedidas para garantizar que la densidad del lodode superficie, la ECD y la ESD se mantuvierandentro de los límites de la ventana de densidaddel lodo.

Los requisitos iniciales para el asentamientode la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadasfueron restringidos por un punto de fractura de1,558-kg/m3 [13 lbm/US gal], obtenido de expe-riencias previas en el campo. Sin embargo, elgradiente de fractura calculado, derivado de lasmediciones de velocidad y densidad de formaciónobtenidas durante la perforación, indicó que laresistencia de la roca era sustancialmente supe-rior y podía aceptar un fluido de perforación máspesado.

La densidad del lodo se incrementó a 13lbm/US gal, en base al análisis de la presión deporo efectuado en tiempo real, conforme la per-foración alcanzó 2,072 m [6,800 pies]. Utilizandodatos sónicos LWD en tiempo real, mediciones depresión obtenidas durante la perforación y técni-cas de procesamiento de datos de avanzada, losgeocientíficos del centro de colaboración remotaestablecieron un rango seguro de densidad dellodo que permitió al perforador alcanzar una pro-fundidad de 2,495 m [8,187 pies] antes de correrla tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas; en laprofundidad de asentamiento, la ECD mostró unaprecisión de 11.98 kg/m3 [0.1 lbm/US gal] conrespecto al gradiente de fractura calculado.

Una vez colocada la tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas, se retomó la perforación con unabarrena de 81⁄2 pulgadas. A una profundidad de2,896 m [9,500 pies], la presión anular excedió elgradiente de fractura, perdiéndose la circulación.El análisis de resistividad por la técnica de repeti-ción (técnica de lapsos de tiempo) indicó lapresencia de dos zonas cercanas a la zapata de latubería de revestimiento previa, donde la forma-ción había sido probablemente dañada.

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Gradiente de presión, lbm/US gal

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Prof

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Predicciones depresión previasa la perforación

Predicciones de presión en tiempo real

Presión deformaciónmedida entiempo real

Más datos reducen el cono de incertidumbre

Perfil de presión de poro final

Las mediciones más densas proveen mejores predicciones de la presión de poro adelante de la barrena

El equipo de ingeniería con base en tierra recibe la informacióndel ingeniero de localización de pozo, actualiza la predicción dela presión de poro y envía los resultados al equipo de perforación.

A B C D

> Telemetría con los centros de ingeniería. El ingeniero de pozo recolecta datos sónicos, de perfora-ción y de lodo LWD y luego transmite esta información al centro de ingeniería donde un equipo deespecialistas analiza y procesa los datos. Una vez que los resultados vuelven al lugar del pozo, laspredicciones de presión de poro iniciales (A) se actualizan con estimaciones de la presión de poro(B), reduciendo en última instancia el cono de incertidumbre (C) y proveyendo predicciones másprecisas de la presión de poro adelante de la barrena (D).


En base a evaluaciones ulteriores, los inge-nieros consideraron que el costo de lasoperaciones de inyección forzada de cementocon fines de remediación superaba el riesgo decontinuar la perforación con un control hidráu-lico hermético y una densidad del lodo máximade 2,097 kg/m3 [17.5 lbm/US gal]. El monitoreo ymantenimiento cuidadosos de las presiones anu-lares, dentro de una envolvente de presiónhidráulica calibrada con precisión, permitió aloperador terminar el pozo a una profundidad de3,812 m [12,507 pies] en el yacimiento objetivo,sin una sarta de revestimiento adicional.

Los esfuerzos combinados de los ingenierosde Schlumberger, PPI y Helis contribuyeron a laeliminación de la sarta de revestimiento de 5pulgadas planificada previamente y a evitar lasdificultades asociadas con las operaciones deperforación y terminación de pozos de diámetroreducido. La obtención de mediciones de pre-sión durante la perforación con herramientassónicas LWD, y el monitoreo hidrodinámico cui-dadoso utilizando la herramienta de PresiónAnular Durante la Perforación APWD, ayudarona identificar cambios en la presión de poro ypuntos de fractura y permitieron que la perfora-ción procediera dentro de las limitaciones deuna envolvente de densidad del lodo estrecha.

Los ingenieros redujeron significativamente laincertidumbre asociada con los modelos de pre-dicción de la presión mediante la actualizaciónde la transformada de velocidad a presión de poroprevia a la perforación, utilizando datos sónicosLWD y midiendo la presión de formación verda-dera. La profundidad crítica de asentamiento dela tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas seextendió 1,187 pies [362 m] más de lo planifi-cado, eliminando una sección de revestimientoentera y reduciendo el costo del pozo en más deUS$ 1.7 millón.

Un futuro seguro para las herramientas acústicas operadas durante la perforaciónUna nueva generación de herramientas sónicasLWD está ayudando a los perforadores, ingenierosy geocientíficos a tomar muchas decisiones quefacilitan la ejecución de operaciones de construc-ción de pozos seguras y eficaces desde el punto devista de los costos. Mediante la provisión de infor-mación de velocidad de formación oportuna, lasherramientas acústicas operadas durante la per-foración han demostrado ser un activo valiosopara el equipo de ingeniería de pozos.

Los sistemas sónicos LWD actuales están pro-porcionando datos acústicos precisos que a su vezestán siendo procesados en tiempo real paradeterminar en forma confiable la presión de poroy los límites geofísicos de las formaciones que seestán perforando. Si se combina con datos sísmi-cos y otros datos en tiempo real, esta informaciónayuda a los geocientíficos a ver lo que está ade-lante de la barrena hasta el siguiente horizontegeológico y más allá del mismo. La definición dela ventana de densidad del lodo durante la perfo-ración permite que los ingenieros se desvíen delos diseños de las tuberías de revestimiento pre-

vios a la perforación, llevando el asiento de laszapatas a mayores profundidades y reduciendosignificativamente el costo del pozo.

En forma similar al desarrollo del sonar, acomienzos del siglo XX, los avances producidosen el software de modelado, en el diseño de lasherramientas acústicas y en las herramientas deprocesamiento que facilitan la toma de decisiones,están ayudando a los ingenieros a ver lo invisibley tomar decisiones de perforación acertadas,reduciendo los costos y aumentando la eficienciade los procesos de construcción de pozos. —DW

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Presión de poro, lbm/US gal

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Presión de poro previa a la perforaciónPresión de poro ∆t (sónica) en tiempo real Densidad del lodo en tiempo realDensidad de circulación equivalenteen tiempo realGradiente de fractura ∆t (sónico) entiempo realDensidad estática equivalentePrueba de integridad de la formaciónDatos de presión de formación adquiridosdurante la perforaciónProfundidad de asentamiento de la tubería

> Perforación en una ventana de densidad del lodo estrecha. El extremo supe-rior de la rampa de presión de poro es confirmado a una profundidad de apro-ximadamente 6,800 pies con las mediciones sónicas (rojo) y las medicionesde presión de formación obtenidas durante la perforación (diamantes verdes).Entre 2,134 y 2,438 m [7,000 y 8,000 pies], la significativa divergencia observadaentre el modelo previo a la perforación (curva verde) y la presión de poro realconstituye un ejemplo de la importancia de utilizar mediciones en tiempo realpara actualizar el modelo previo a la perforación. Al avanzar la perforaciónpor debajo de 2,743 m [9,000 pies], la predicción precisa de la presión de poro,las mediciones de presión y el modelado hidráulico permitieron al equipo deperforación mantener la densidad del lodo (curva negra), la densidad estáticaequivalente (diamante azul) y la densidad de circulación equivalente (curvapúrpura) dentro de una ventana estrecha, justo por debajo del gradiente defractura en tiempo real (curva dorada).

un método de perforación acertado - slb.com/media/files/resources/oilfield_review/... · de...

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