MX2010013366A

MX2010013366A - Direccionamiento de perforacion de pozo en fase.

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Publication number: MX2010013366A
Application number: MX2010013366A
Authority: MX
Inventors: Mark Kenneth Dennis
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2009-12-08
Filing date: 2010-12-06
Publication date: 2011-06-20
Also published as: US8245795B2; US20110132662A1; GB2476153A; GB201020552D0; NO343962B1; BRPI1005003B1; GB2476153B; NO20101623A1; BRPI1005003A2

Abstract

Se presenta un método para dirigir una operación de perforación de un pozo mediante la utilización de mediciones acústicas. El método incluye obtener, mediante la utilización de una unidad central de procesamiento (CPU), una línea de matriz húmeda-limpia para el pozo, en donde la línea de matriz húmeda-limpia incluye varios valores compresionales normales, obtener, utilizando la unidad central de procesamiento, las mediciones acústicas a partir de por lo menos una herramienta de registro durante la perforación a una profundidad actual de la operación de perforación, en donde las mediciones acústicas incluyen una proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y una medición compresional de delta-T, y determinar, utilizando la unidad central de procesamiento, una fase actual de la operación de perforación mediante la comparación de las mediciones acústicas con la línea de matriz húmeda-limpia. El método comprende además, en respuesta a la determinación que la fase actual no es una fase meta, generar una trayectoria de pozo actualizada para dirigir la operación de perforación hacia la fase meta y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

Description

DIRECCIONAMIENTO DE PERFORACIÓN DE POZO EN FASE ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Operaciones tales como topografía, perforación, prueba de línea de cables, completaciones, producción, planificación y análisis de campo, son típicamente efectuadas para ubicar y recuperar fluidos valiosos en fondo de pozo. Las topografías se efectúan frecuentemente utilizando metodologías de adquisición, como por ejemplo escáneres sísmicos o dispositivos de topografía para generar mapas de formaciones subterráneas. Estas formaciones son frecuentemente analizadas para determinar la presencia de activos subterráneos, tales como fluidos o minerales valiosos, o bien para determinar si las formaciones tienen características adecuadas para almacenar fluidos.

Durante las operaciones de perforación y producción, se recopilan típicamente datos para análisis y/o monitoreo de las operaciones. Tales datos pueden incluir, por ejemplo, información sobre formaciones subterráneas, equipo, así como datos históricos y de otros tipos.

Los datos sobre la formación subterránea son recopilados mediante la utilización de varias fuentes. Tales datos de formación pueden ser estáticos o bien dinámicos. Los datos estáticos se refieren, por ejemplo, a estructura de formación así como estratigrafía geológica que definen estructuras geológicas de la formación subterránea. Los datos dinámicos se refieren, por ejemplo, a fluidos que fluyen a través de las estructuras geológicas de la formación subterránea con el paso del tiempo. Tales datos estáticos y/o dinámicos pueden ser recopilados para tener mayor información sobre las formaciones y los activos valiosos contenidos ahi .

Varios equipos pueden colocarse en el campo para monitorear los parámetros del campo, para manipular las operaciones y/o para separar y dirigir fluidos a partir de los pozos. El equipo de superficie y el equipo de completación pueden también ser utilizados para inyectar fluidos en los depósitos, ya sea para almacenamiento o en puntos estratégicos para incrementar la producción del depósito.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN En una o varias implementaciones del direccionamiento de una operación de perforación de un pozo mediante la utilización de mediciones acústicas, el método incluye obtener, a través de la utilización de una unidad central de procesamiento (CPU) , una linea de matriz húmeda-limpia para el pozo, en donde la linea de matriz húmeda-limpia incluye numerosos valores compresionales normales, obtener, mediante la utilización de la unidad central de procesamiento, las mediciones acústicas de por lo menos una herramienta de registro durante la perforación a una profundidad actual de la operación de perforación, en donde las mediciones acústicas incluyen una proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y una medición compresional de delta-T, y determinar, utilizando la unidad central de procesamiento, una fase actual de la operación de perforación mediante la comparación de las mediciones acústicas con la linea de matriz húmeda-limpia . El método incluye además, en respuesta a la determinación que la fase actual no es una fase meta, generar una trayectoria de pozo actualizada para dirigir la operación de perforación hacia la fase meta y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

Otros aspectos del direccionamiento de perforación de pozo de fase serán aparentes a partir de la descripción siguiente y de las reivindicaciones adjuntas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Los dibujos adjuntos ilustran varias modalidades de direccionamiento de perforación de fase y no se consideran una limitación de su alcance, puesto que el direccionamiento de perforación de fase puede admitir otras modalidades igualmente efectivas.

La Figura 1 ilustra una vista esquemática, parcialmente en corte transversal, de un campo que tiene una pluralidad de herramientas de adquisición de datos colocadas en varias ubicaciones en el campo para recopilar datos a partir de la formación subterránea, en donde se pueden implementar modalidades del direccionamiento de perforación de fase.

Las Figuras 2.1-2.2 ilustran un sistema en el cual se puede implementar una o varias modalidades de direccionamiento de perforación de fase.

Las Figuras 3.1-3.3 ilustran gráficas cruzadas de ejemplo para direccionamiento de perforación de fase de conformidad con una o varias modalidades.

La Figura 4 ilustra un método de ejemplo para direccionamiento de perforación de fase de conformidad con una o varias modalidades.

La Figura 5 ilustra un sistema de computadora en donde una o varias modalidades de direccionamiento de perforación de fase pueden implementarse .

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En los dibujos identificados arriba y descritos abajo se muestran modalidades. Al describir las modalidades, se utilizan los mismos números de referencia o números de referencia idénticos para identificar elementos comunes o similares. Los dibujos no están necesariamente a escala y ciertas características y ciertas vistas de los dibujos pueden mostrarse a una escala exagerada o bien de manera esquemática con el objeto de ofrecer mayor claridad y concisión.

La Figura 1 ilustra unas vista esquemática, parcialmente en corte transversal de un campo (100) que tiene herramientas de adquisición de datos (102-1), (102-2), (102-3) y (102-4) colocadas en varias ubicaciones en el campo para recopilar datos de una formación subterránea (104). Como se muestra, los datos recopilados a partir de las herramientas (102-1 hasta 102-4) pueden ser utilizados para generar gráficas de datos (108-1 hasta 108-4), respectivamente.

Como se muestra en la- Figura 1, la formación subterránea (104) incluye varias estructuras geológicas 106-1 hasta 106-4). Como se muestra, la formación tiene una capa de piedra arenisca (106-1), una capa de piedra caliza (106-2), una capa de esquisto (106-3), y una capa de arena (106-4). Una linea de falla (107) se extiende a través de la formación. En una o varias modalidades, las herramientas de adquisición de datos estáticos están adaptadas para medir la formación y detectar las características de las estructuras geológicas de la formación.

Como se muestra en la Figura 1, una operación de perforación es ilustrada efectuándose a través de las herramientas de perforación (102-2) suspendidas por una plataforma (101) y que avanzan en las formaciones subterráneas (104) para formar un pozo (103). Las herramientas de perforación (106b) pueden ser adaptadas para medir propiedades de fondo de pozo utilizando herramientas de registro durante la perforación ( "LWD" ) .

Una unidad de superficie (no ilustrada) se utiliza para comunicar con las herramientas de perforación (102-2) y/o para operaciones fuera de sitio. La unidad de superficie puede comunicar con las herramientas de perforación (102-2) para enviar comandos a las herramientas de perforación (102-2) y para recibir datos de ellas. La unidad de superficie está preferentemente equipada con instalaciones de computadora para recibir, almacenar, procesar y/o analizar datos del campo petrolífero. La unidad de superficie recopila datos generados durante la operación de perforación y produce una salida de datos que pueden ser almacenados o transmitidos. Las instalaciones de computadora, tales como las instalaciones de la unidad de superficie, pueden colocarse en varias ubicaciones en el campo petrolífero y/o en ubicaciones remotas.

Sensores, como por ejemplo calibradores, pueden colocarse en el campo petrolífero con el objeto de recopilar datos que se relacionan con varias operaciones de campo petrolífero según lo previamente descrito. Por ejemplo, el sensor puede colocarse en una o varias ubicaciones en las herramientas de perforación (102-2) y/o en la plataforma (101) para medir parámetros de perforación, como por ejemplo el peso sobre la broca, el par de torsión sobre la broca, presiones, temperaturas, caudales de flujo, composiciones, velocidad de rotación y/u otros parámetros de la operación del campo petrolífero .

Los datos recopilados por los sensores pueden ser recopilados por la unidad de superficie y/u otras fuentes de recopilación de datos para análisis o bien para otro tipo de procesamiento. Los datos recopilados por los sensores pueden ser utilizados solos o bien en combinación con otros datos. Los datos pueden ser recopilados en una o varias bases de datos y/o transmitidos en el sitio o fuera del sitio. Todas las porciones de los datos o bien porciones seleccionadas de los datos pueden ser utilizadas selectivamente para analizar y/o predecir las operaciones de campo petrolífero de los pozos actuales y/o de otros pozos. Los datos pueden ser datos históricos, datos en tiempo real, o bien combinaciones de los anteriores. Los datos en tiempo real pueden ser utilizados en tiempo real, o bien pueden ser almacenados para uso posterior. Los datos pueden también ser combinados con datos históricos u otras entradas para análisis adicional. Los datos pueden ser almacenados en bases de datos separadas o bien combinados en una sola base de datos.

Los datos recopilados pueden ser utilizados para efectuar actividades, como por ejemplo direccionamiento de pozo. En otro ejemplo, la salida de datos sísmicos puede ser utilizada para efectuar ingeniería geológica, geofísica, y/o de depósito. En este ejemplo, el depósito, pozo, datos de superficie y/o proceso pueden utilizarse para efectuar simulaciones de depósito, pozo, geológicas, geofísica o de otros tipos. Las salidas de datos desde la operación de campo petrolífero pueden ser generadas directamente a partir de los sensores, o bien después de algún preprocesamiento o modelado. Estas salidas de datos pueden actuar como entradas para análisis adicional.

Como se muestra en la Figura 1, gráficas de datos (108-1 a 108-4) son ejemplos de gráficas de propiedades estáticas que pueden ser generados por las herramientas de adquisición de datos (102-1 hasta 102-4), respectivamente. Por ejemplo, la gráfica de datos (1058-1) es un tiempo de respuesta de dos sentidos sísmico. En otro ejemplo, la gráfica de datos (108-2) es datos de muestra de núcleo medidos a partir de una muestra de núcleo de la formación (104). En otro ejemplo, una gráfica de datos (108-3) es una huella de registro. En otro ejemplo, la gráfica de datos (108-4) es una gráfica de una propiedad dinámica, el caudal de fluido con el paso del tiempo. Las personas con conocimientos en la materia observarán que otros datos pueden también ser recopilados, como por ejemplo, pero sin limitarse a estos ejemplos, datos históricos, entradas de usuario, información económica, otros datos de medición, y otros parámetros de interés.

Mientras se muestra una formación subterránea específica (104) con estructuras geológicas específicas, se observará que la formación puede contener varias estructuras geológicas. Fluido, roca, agua, petróleo, gas, y otros materiales geológicos pueden también estar presentes en varias porciones de la formación. Cada uno de los dispositivos de medición puede utilizarse para medir propiedades de la formación y/o sus estructuras subyacentes. Mientras que se muestra que cada herramienta de adquisición se encuentra en ubicaciones especificas a lo largo de la formación, se observará que uno o aviso tipos de medición pueden tomarse en una o varias ubicaciones en uno o varios campos u otras ubicaciones para comparación y/o análisis mediante la utilización de una o varias herramientas de adquisición. Los términos dispositivo de medición, herramienta de medición, herramienta de adquisición, y/o herramientas de campo se utilizan de manera intercambiable en estos documentos según el contexto.

Los datos recopilados a partir de varias fuentes, tales como las herramientas de adquisición de datos de la Figura 1, pueden entonces ser evaluados. Típicamente, datos sísmicos desplegados en la gráfica de datos (108-1) a partir de la herramienta de adquisición de datos (102-1) son utilizados por un geofísico para determinar características de la formación subterránea (104). Datos centrales mostrados en la gráfica (108-2) y/o datos de registro del registro de pozo (108-3) son típicamente utilizados por un geólogo para determinar varias características de las estructuras geológicas de la formación subterránea (104). Datos de producción de la gráfica de producción (108-4) son típicamente utilizados por el ingeniero en depósito para determinar características de depósito de flujo de fluido. La 'Figura 2.1 ilustra un sistema (200) incorporado en una porción de un pozo, como se muestra y describe arriba con relación a la Figura 1. Como se muestra, el sistema (200) incluye una unidad de superficie (202) conectada operativamente a un sistema de perforación de sitio de pozo (204), servidores (206), y una herramienta de fase (208), que se describen con detalles abajo con relación a la Figura 2.2. La porción del campo muestra un pozo que está en proceso de perforación por el sistema de perforación de sitio de pozo (204), en donde la porción del campo incluye una fase de gas (209), una fase de transición (210), y una fase de petróleo (211) .

El pozo es ilustrado como la intersección de cada una de las fases (la fase de gas (209), la fase de transición (210), y la fase de petróleo (211)) en la porción del campo. Además, el pozo se muestra como perforado horizontalmente a través de cada una de las fases. En este caso, la operación de perforación está enfocando la fase de petróleo (211), y, por consiguiente, debe mantenerse dentro de la fase de petróleo (211) una vez alcanzada. La unidad de superficie (202) puede utilizar la herramienta de fase (208) para mantener la operación de perforación dentro de la fase de petróleo (211) . Específicamente, la herramienta de fase (208) puede ser configurada para utilizar mediciones acústicas obtenidas a partir de las herramientas LWD para señalar la unidad de superficie (202) en tiempo real, cuando la operación de perforación es dirigida en la fase de transición (210) o fase de gas (209) . Una vez que la unidad de superficie (202) reciba la señal, la operación de perforación puede ser dirigida hacia abajo para evitar la fase de transición (210) y/o la fase de gas (209) . Puesto que cambios de petróleo a gas' en un depósito ocurren típicamente de manera gradual, la naturaleza altamente sensible de las mediciones acústicas a la presencia de gas permite que la herramienta de fase (208) detecte el incremento y/o la reducción gradual de gas durante la operación de perforación.

La Figura 2.2 ilustra un sistema (200) incorporado en una porción de un campo, como se muestra y describe arriba con relación a la Figura 1. El sistema (200) puede ser el mismo sistema que el descrito con relación a la Figura 2.1. Como se muestra, el sistema (200) incluye una unidad de superficie (202) conectada operativamente a un sistema de perforación de sitio de pozo (204) , servidores (206) , y una herramienta de fase (208) a través de una interfaz (230) en la herramienta de fase (208). La herramienta de fase (208) está también vinculada operativamente a través de la interfaz (230) a los servidores (206) . La unidad de superficie (202) y el sistema de perforación de sitio de pozo (204) pueden incluir varias herramientas de campo asi como instalaciones de sitio de pozo. Como se muestra, enlaces de comunicación se proporcionan entre la unidad de superficie (202) y el sistema de perforación de sitio de pozo (204), servidores (206), y herramienta de fase (208). Un enlace de comunicación se proporciona también entre la herramienta de fase (208) y los servidores (206) . Varios enlaces pueden proporcionarse con el objeto de facilitar el flujo de datos a través del sistema (200). Por ejemplo, los enlaces de comunicación pueden proporcionar comunicación continua, comunicación intermitente, comunicación de un sentido, comunicación de dos sentidos y/o comunicación selectiva en todo el sistema (200) . Los enlaces de comunicación pueden ser de cualquier tipo, incluyendo alámbricos e inalámbricos, pero sin limitarse a estos ejemplos.

En una o varias modalidades, el sistema de perforación de sitio de pozo (204) está configurado para efectuar operaciones de campo petrolífero de conformidad con lo descrito arriba con relación a la Figura 1. Específicamente, el sistema de perforación de sitio de pozo (204) puede estar configurado para efectuar operaciones de perforación de conformidad con lo dirigido por una unidad de superficie (202) . En una o varias modalidades, la unidad de superficie (202) está equipada con un componente de adquisición (212), un controlador (214), una unidad de despliegue (216), un procesador (218), y un transceptor (220). El componente de adquisición (212) recopila y/o almacena datos del campo. Estos datos pueden ser medidos por sensores en el sitio del pozo. Estos datos pueden también ser recibidos de otras fuentes, tales como las descritas con relación a la Figura 1 arriba .

El controlador (214) puede ser habilitado para ejercer comandos en el campo. El controlador (214) puede proporcionarse con medios de accionamiento que pueden efectuar operaciones de perforación, como por ejemplo direccionamiento, avance, o bien tomar otras medidas en el sitio de pozo. Los comandos pueden ser generados con base en la lógica el procesador (218), o bien a través de comandos recibidos de otras fuentes. En una o varias modalidades, el procesador (218) está equipado con características para manipular y analizar los datos, el procesador (218) puede estar equipado con funcionalidad adicional para efectuar operaciones de campo.

En una o varias modalidades, una unidad de despliegue (216) puede proporcionarse en el sitio de pozo y/o en ubicaciones remotas para ver los datos de campo (no se ilustra) . Los datos de campo representados por la unidad de despliegue (216) pueden ser datos brutos, datos procesados, y/o salidas de datos generadas a partir de los varios datos. En una o varias modalidades, la unidad de despliegue (216) está adaptada para proporcionar vistas flexibles de los datos, de tal manera que las pantallas ilustradas pueden ser adaptadas según lo deseado. Un usuario puede planificar, ajusfar, y/o efectuar de otra manera operaciones de campo (por ejemplo, determinar el curso de acción deseado durante las operaciones de campo) con base en la revisión de los datos de campo desplegados. Las operaciones de campo pueden ser ajustadas selectivamente en respuesta a la vista de datos en la unidad de despliegue (216) . La unidad de despliegue (216) puede incluir un despliegue bidimensional (2D) o un despliegue tridimensional (2D) para ver datos de campo o varios aspectos de las operaciones de campo.

En una o varias modalidades, el transceptor (220) ofrece un medio para proporcionar acceso de datos a otras fuentes y/o de otras fuentes. El transceptor (220) puede también ofrecer un medio para comunicar con otros componentes, como por ejemplo los servidores (206), el sistema de perforación de sitio de pozo (204), la unidad de superficie (202), y/o la herramienta de fase (208) .

Los servidores (206) pueden estar configurados para transferir datos desde una unidad de superficie (202) en uno o varios sitios de pozo hacia la herramienta de fase (208). Como se muestra, los servidores (206) incluyen un servidor en el sitio (222), . un servidor remoto (224), y un servidor de tercero (226). El servidor en el sitio (222) puede estar colocado en el sitio de pozo y/o en otras ubicaciones para distribuir datos a partir de la unidad de superficie (202). Como se muestra, el servidor remoto (224) está colocado en una ubicación alejada del campo y ofrece datos a partir de fuentes remotas. El servidor de tercero. (226) puede estar en el sitio o bien remoto, pero es frecuentemente operado por un tercero, como por ejemplo un cliente.

En una o varias modalidades, los servidores (206) pueden transferir datos, tales como registros, eventos de perforación, trayectoria, datos sísmicos, datos históricos, datos económicos, otros datos de campo, y/o bien otros datos que pueden ser útiles durante el análisis. El tipo de servidor no se contempla para limitar el direccionamiento de pozo de fase. En una o varias modalidades, el sistema está adaptado para funcionar con cualquier tipo de servidor que pueda ser empleado.

En una o varias modalidades, los servidores (206) comunican con la herramienta de fase (208) a través de los enlaces de comunicación. Como se indica a través de las flechas múltiples, los servidores (206) pueden tener enlaces de comunicación separados con la herramienta de fase (208) y la unidad de superficie (202) . Uno o varios de los servidores (206) pueden estar combinados o enlazados para ofrecer un enlace de comunicación combinado.

En una o varias modalidades, los servidores (206) recopilan una amplia gama de datos. Los datos pueden ser recopilados a partir de varios canales que ofrecen un cierto tipo de datos, como por ejemplo registros de pozo. Los datos provenientes de los servidores ,son transferidos a la herramienta de fase (208) para procesamiento. Los servidores (206) pueden también ser configurados para almacenar y/o transferir datos. Por ejemplo, los datos pueden ser recopilados en el sistema de perforación de sitio de pozo (204) utilizando herramientas de mediciones durante la perforación (MWD) , herramientas de registro durante la perforación (LWD) , otros tipos similares de herramientas de medición durante la perforación, o cualquier combinación de ellas. Más específicamente, las herramientas MWD y/o las herramientas LWD pueden ser configuradas para obtener mediciones acústicas durante la perforación del pozo en el sistema de perforación de sitio de pozo (204) . La herramienta LWD puede estar configurada para obtener mediciones compresionales de delta-T, mediciones de corte de delta-T, velocidad compresional y/o velocidad de corte. Por ejemplo, la herramienta LWD puede corresponder a una herramienta LWD de corte cuadripolar completa capaz de medir tanto la velocidad compresional como la velocidad de corte en tiempo real durante una operación de perforación. Las personas con conocimientos en la materia observarán que herramientas MWD están configuradas para evaluar propiedades físicas durante la perforación de un pozo. Una herramienta MWD puede obtener mediciones en fondo de pozo que pueden ser almacenadas y después transmitidas a la superficie. En este caso, las mediciones pueden ser transmitidas a la superficie como pulsos de presión en el sistema de lodo (por ejemplo, ondas sinusoidales positivas, negativas o continuas) . Una persona con conocimientos en la materia observará que herramientas MWD que miden parámetros de formación (resistividad, porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se conocen como herramientas LWD. Herramientas LWD pueden obtener, almacenar, y transmitir mediciones de conformidad con lo comentado arriba, con relación a las herramientas MWD. En una o varias modalidades, la herramienta de fase (208) está enlazada operativamente con la unidad de superficie (202) para recibir datos de ahí. En algunos casos, la herramienta de fase (208) y/o servidor (es) (206) pueden estar colocados en el sitio de pozo. La herramienta de fase (208) y/o servidor (es) (206) pueden también posicionarse en varias ubicaciones. La herramienta de fase (208) puede estar operativamente vinculada con la unidad de superficie (202) a través del (de los) servidor(es) (206). La herramienta de fase (208) puede también estar incluida en la unidad de superficie (208) o colocada cerca de dicha unidad de superficie (202 ) .

En una o varias modalidades, la herramienta de fase (208) incluye una interfaz (230), una unidad de procesamiento (232), un repositorio de datos (234), y una unidad de renderizado de datos (236) . En una o varias modalidades, la unidad de fase (248) de la herramienta de fase (208) está configurada para monitorear propiedades de fondo de pozo para direccionamiento de pozo. Más específicamente, la unidad de fase (248) puede estar configurada para utilizar propiedades de fondo de pozo obtenidas por herramientas MWD y/o herramientas LWD en el sistema de perforación de sitio de pozo (204) para determinar una dirección óptima para una operación de perforación. En este caso, las propiedades de fondo de pozo pueden ser obtenidas a partir de los servidores (206) , en donde el sistema de perforación de sitio de pozo (204) y la unidad de superficie (202) están configurada para almacenar las propiedades de fondo de pozo en los servidores (206) en tiempo real.

En una o varias modalidades, la unidad de fase (248) está configurada para determinar la fase actual (por ejemplo, fase de petróleo, fase de gas, fase de transición, etc.) de una operación de perforación utilizando mediciones acústicas en tiempo real. En este caso, la unidad de fase (248) puede determinar la fase actual mediante el análisis de las mediciones acústicas en tiempo real utilizando una gráfica cruzada. Específicamente, cambios en el contenido de gas de la fase de perforación pueden ser identificados en una gráfica cruzada de proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte ("VPVS") vs . medición compresional de delta-T ("DTCO") como una derivación de la linea de matriz húmeda-limpia . Por ejemplo, una medición acústica que se desvia de la linea de matriz húmeda-limpia indica que la fase de perforación actual deja una fase de petróleo y penetra en la fase de transición o fase de gas. En otro ejemplo, conforme las mediciones acústicas se normalizan con la linea de matriz húmeda-limpia, la herramienta de fase (248) puede determinar que la fase de perforación está pasando desde una fase de gas hacia una fase de transición o fase de petróleo. Las personas con conocimientos en la materia observarán que la linea de matriz húmeda-limpia incluye valores compresionales normales para una fase con un pequeño contenido de gas o sin contenido de gas (es decir, una fase de agua) . Un ejemplo de una linea de matriz húmeda-limpia se describe abajo con relación a las Figuras 3.1-3.3.

En una o varias modalidades, la unidad de fase (248) puede estar configurada para generar una trayectoria de pozo óptima con base en la fase actual. Más específicamente, la unidad de fase (248) puede, generar una trayectoria de pozo óptima para mantener una operación de perforación horizontal en una fase meta. Por ejemplo, si la unidad de fase (248) determina que la operación de perforación está pasando hacia una fase de transición o fase de gas, la unidad de fase (248) genera una trayectoria de pozo óptima que dirige la operación de perforación hacia abajo hacia una fase de petróleo (es decir, la fase meta),. En otro ejemplo, si la unidad de fase (248) determina que la operación de perforación está desplazándose hacia una fase de transición o fase de petróleo, la unidad de fase (248) genera una trayectoria de pozo óptima que dirige la operación de perforación hacia arriba hacia una fase de petróleo (es decir, la fase meta) . La trayectoria de pozo óptima determinada por la unidad de fase (248) puede entones ser utilizada como la unidad de superficie (202) para ajusfar una operación de perforación. En otras palabras, la unidad de fase (248) puede estar configurad apara proporcionar una retroalimentación en tiempo real, incluyendo una trayectoria de pozo óptima generada con base en un análisis de las mediciones acústicas, hacia la unidad de superficie (202), en donde se puede ajusfar una operación de perforación en la unidad de superficie (202) correspondientemente.

Opcionalmente, la unidad de fase (248) puede estar configurada para actualizar continuamente un modelo terráqueo (por ejemplo, un modelo numérico de campo completo, un modelo geoestático, etc.) con base en las mediciones acústicas. En este caso, la unidad de fase (248) puede estar configurada para generar la' trayectoria de pozo óptima utilizando el modelo terrestre actualizado. Además, el modelo terrestre puede ser generado inicialmente con base en mediciones sub-superficiales de conformidad con lo descrito arriba con relación a la Figura 1.

En una o varias modalidades, la interfaz (230) de la herramienta de fase (208) está configurad apara comunicar con los servidores (206) y la unidad de superficie (202) . La interfaz (230) puede estar también configurada para comunicar con otras fuentes de campo petrolífero o no campo petrolífero. La interfaz (230) puede estar configurada para recibir los datos y mapear los datos para procesamiento. En una o varias modalidades, datos provenientes de los servidores (206) son enviados a lo largo de canales predefinidos que pueden ser seleccionados por la interfaz (230) .

Como se ilustra en la Figura 2.2, la interfaz (230) selecciona el canal de datos del (de los) servidor (es) (206) y recibe los datos. En una o varias modalidades, la interfaz (230) mapea también los canales de datos hacia datos a partir del sitio de pozo. Los datos pueden ser entonces transferidos desde la interfaz (230) hacia los módulos de procesamiento (242) de la unidad de procesamiento (232) . En una o varias modalidades, los datos son inmediatamente incorporados en la herramienta de fase (208) para sesiones en tiempo real y/o modelado. La interfaz (230) puede crear peticiones de datos (por ejemplo, topografías, registros, datos MWD/LWD, etc.), desplegar la interfaz de usuario, y monitorear eventos de estados de conexión. En una o varias modalidades, la interfaz (230) inicializa también los datos en un objeto de datos para procesamiento .

En una o varias modalidades, la unidad de procesamiento (232) incluye módulos de formateo (240), módulos de procesamiento (242), y módulos de soporte (246). Estos módulos están configurados para manipular los datos de campo para análisis, potencialmente en tiempo real.

En una o varias modalidades, los módulos de formateo (240) transforman los datos en un formato deseado para procesamiento. Los datos entrantes pueden ser formateados, trasladados, convertidos, o manipulados de otra forma para uso. En una o varias modalidades, los módulos de formateo (240) están configurados para habilitar los datos de varias fuentes para ser formateados y utilizados de tal manera que los datos sean procesados y desplegados en tiempo real.

En una o varias modalidades, los módulos de soporte (246) ofrecen funciones de soporte a la herramienta de fase (208) . En una modalidad, los módulos de soporte, (246) incluyen un componente de registro (no ilustrado) y un componente de administrador de interfaz de usuario (UI) (no ilustrado). El componente de registro ofrece una llamada común para los datos de registro, lo que significa que los módulos de soporte (246) permiten que la aplicación seleccione el destino del registro. El componente de registro puede también estar equipado con otras características, como por ejemplo un depurador, un mensajero, un sistema de advertencia, entre otras características. El depurador envía un mensaje de depuración a los que utilizan el sistema. El mensajero envía información a subsistemas, usuarios, y otros. La información enviada por el mensajero puede o no interrumpir la operación y puede ser distribuida a varias ubicaciones y/o usuarios en el sistema. El sistema de advertencia puede estar configurado para enviar mensajes de error y advertencias a varias ubicaciones y/o usuarios en el sistema. En algunos casos, los mensajes de advertencia pueden interrumpir el proceso y desplegar alertas.

En una o varias modalidades, el componente de administrador de interfaz de usuario (UI) (no ilustrado) crea elementos de interfaz de usuario para desplegarlos. El componente de administrador de interfaz de usuario (UI) define pantallas de entrada de usuario como por ejemplo elementos de menú, menú de contexto, barra de herramientas, y ventanas de ajustes. El administrador de interfaz de usuario (UI) puede también estar configurado para dirigir eventos relacionados con estas pantallas de entrada de usuario.

En una o varias modalidades, los módulos de procesamiento (242) están configurados para analizar los datos y generar salidas. Como se describió arriba, los datos analizados por IOSÍ módulos de procesamiento (242) pueden incluir datos estáticos, datos dinámicos, datos históricos, datos en tiempo real, o bien otros tipos de datos. Además, los datos analizados por los módulos de procesamiento (242) pueden relacionarse con varios aspectos de las operaciones de campo, como por ' ejemplo estructura de formación, estratigrafía geológica, muestreo de núcleos, registro de pozo, densidad, resistividad, composición de fluido, caudal de flujo, condición de fondo de pozo, condición de superficie, condición de equipo, o bien otros aspectos de las operaciones del campo. En una o varias modalidades, los datos son procesados por el módulo de procesamiento (242) en múltiples grupos de datos de volumen para almacenamiento y recuperación .

En una o varias modalidades, el repositorio de datos (234) puede estar en formato disponible para uso en tiempo real (por ejemplo, la información es actualizada aproximadamente a la misma velocidad que la información es recibida. En una o varias modalidades, los datos son transferidos al repositorio de datos (234) a partir de los módulos de procesamiento (242) . Los datos pueden ser mantenidos en el sistema de archivos (por ejemplo, como un archivo de lenguaje de marcado extensible (XML) ) o bien en una base de datos. El usuario, un programa de computadora, o bien otra entidad de determinación puede determinar qué almacenamiento es el más apropiado para utilizarse para un dato dado y almacenar el dato de manera a permitir un flujo automático del dato a través del resto del sistema en forma ininterrumpida e integrada. El sistema puede también facilitar los flujos de trabajo manuales y automáticos (por ejemplo, flujos de trabajo de modelaje, geológico, y geofísico) con base en los datos persistentes. En una o varias modalidades, la unidad de renderizado de datos (236) efectúa cálculos de algoritmo de renderizado para proporcionar uno o varios despliegues para visualizar los datos. Los despliegues para visualizar los datos pueden estar presentados, utilizando uno o varios enlaces de comunicación, a un usuario en la unidad de despliegue (216) de la unidad de superficie (208) . La unidad de renderizado de datos (236) puede contener- un canvas bidimensional, un canvas tridimensional, un canvas de sección de pozo, o bien otros canvas, ya sea por omisión o bien según lo seleccionado por un usuario. La unidad de renderizado de datos (236) puede proporcionar selectivamente despliegues conformados por cualquier combinación de uno o varios canvas. Los canvas pueden estar sincronizados o no entre ellos durante el despliegue. En una o varias modalidades, la unidad de renderizado de datos (236) está equipada con mecanismos para accionar varios canvas u otras funciones en el sistema. Además, la unidad de renderizado de datos (236) puede ofrecer selectivamente despliegues conformados por cualquier combinación de uno o varios grupos de datos de volumen. Los grupos de datos de volumen contienen típicamente datos de exploración y producción.

Mientras que componentes específicos son ilustrados y/o descritos para uso en las unidades y/o módulos de la herramienta de fase (208), se observará que una variedad de componentes con varias funciones puede estar configurada para proporcionar las funciones de formateo, procesamiento, soporte y coordinación necesarias para procesar datos en la herramienta de fase (208). Los componentes pueden tener funcionalidades combinadas y pueden ser implementados como software, hardware, firmware, o bien combinaciones adecuadas de ellas.

Además, componentes (por ejemplo, los módulos de procesamiento (242), la unidad de renderizado de datos (236), etc.) de la herramienta de fase (208) pueden ubicarse en un servidor en el sitio (222) o bien en ubicaciones distribuidas en donde un servido remoto (224) y/o un servidor de tercero (226) puede estar involucrado. El servidor en sitio (222) puede estar ubicado dentro de la unidad de superficie (202) . Las Figuras 3.1-3.3 ilustran gráficas cruzadas de ejemplo para direccionamiento de pozo de fase. En los ejemplos mostrados en las Figuras 3.1-3.3, puntos de datos que representan mediciones acústicas son graficados con relación a una línea de matriz húmeda-limpia (302). La línea de matriz húmeda-limpia incluye los valores de datos compresionales normales (es decir, esperados) que representan mediciones acústicas de una fase con una pequeña cantidad de gas o sin gas (es decir, una fase de agua) . En la Figura 3.1, la gráfica cruzada (304) incluye puntos de datos para mediciones acústicas obtenidas durante la perforación en una fase de agua (310) y una fase de petróleo (312). Los puntos de datos para la fase de agua (310) son graficados cerca de la linea de matriz húmeda-limpia (302), y los puntos de datos para la fase de petróleo (312) son ligeramente desviados de la linea de matriz húmeda-limpia (302). En este ejemplo, la desviación inicial de la matriz húmeda-limpia (302) mostrada en los puntos de datos (312) indica que la fase de petróleo ha sido alcanzada durante una operación de perforación. Una vez obtenidos los puntos de datos para la fase de petróleo (312), al operador se le puede notificar que la fase actual de la operación de perforación es la fase de petróleo permitiendo por consiguiente que el operador mantenga la operación de perforación en la fase de petróleo si lo desea.

En la Figura 3.2, la gráfica cruzada (306) incluye puntos de datos para mediciones acústicas obtenidas durante la perforación en una fase de transición (314) . Los puntos de datos (314) mostrados en la gráfica cruzada de transmisión 8306) muestran una desviación adicional (con relación a los puntos de datos para la fase de petróleo (312)) a partir de la linea de matriz húmeda-limpia. En este ejemplo, la desviación adicional a partir de la matriz húmeda-limpia (302) mostrada en los puntos de datos (314) indica que la fase de transición ha sido alcanzada durante una operación de perforación. Una vez obtenidos los puntos de datos para la fase de transición 314), al operador se le puede notificar que la fase actual de la operación de perforación es la fase de transición y por consiguiente se le permite al operador dirigir la operación de perforación hacia una fase meta si lo desea .

En la Figura 3.3, la gráfica cruzada (308) incluye puntos de datos para mediciones acústicas obtenidas durante la perforación en una fase de petróleo (316) . Los puntos de datos (316) mostrados en la gráfica cruzada gaseosa (308) muestran una desviación sustancial de la linea de matriz húmeda-limpia . En este ejemplo, la desviación sustancial de la linea de matriz húmeda-limpia (302) mostrada en los puntos de datos (316) indica que la fase actual de la operación de perforación es la fase de gas.

En las Figuras 3.1-3.3, se muestra la sensibilidad de mediciones acústicas al contenido de gas de cada una de las fases. Específicamente, conforme se eleva el contenido de gas de una fase, la proporción entre velocidad de compresión y velocidad de corte ("VPVS") disminuye y la medición compresional de delta-T ("DTCO") se eleva con relación a los valores normales de datos compresionales .

La Figura 4 ilustra un diagrama de flujo de un método de conformidad con una o varias modalidades. Uno o varios de los bloques mostrados en la Figura 4 pueden ser omitidos, repetidos, y/o efectuados en un orden diferente. Por consiguiente, no se debe considerar que las modalidades se limiten a los arreglos específicos de bloques que se ilustran en la Figura 4.

En una o varias modalidades, el método ilustrado en la Figura 4 puede ser practicado durante una operación de perforación según lo descrito arriba con relación a las Figuras 1-2. En el bloque 402, se obtienen datos de pozo a partir de herramientas de registro durante la perforación (LWD) . Los datos de pozo pueden ser mediciones acústicas obtenidas a una profundidad actual de la operación de perforación, incluyendo, pero sin limitarse a estos ejemplos, mediciones compresionales de delta-T, mediciones de corte de delta-T, velocidad compresional , y/o velocidad de corte. En una o varias modalidades, se utiliza una computadora de conformidad con lo descrito con relación a la Figura 5 abajo para obtener los datos de pozo.

En el bloque 404, los datos de pozo son analizados para determinar la fase actual de una operación de perforación. Más específicamente, las mediciones acústicas pueden ser graficadas en una gráfica cruzada de relación entre velocidad de compresión y velocidad de corte . ("VPVS") vs . medición compresional de delta-T ("DTCO") para determinar la fase actual con base en línea de matriz húmeda-limpia en tiempo real (es decir, la comparación se efectúa durante la operación de perforación asociada con los datos de pozo) . Por ejemplo, si la fase meta es una fase de petróleo, puede determinarse que la fase actual está cambiando a una fase de transición o a una fase de gas cuando las mediciones acústicas empiezan a desviarse de la línea de matriz húmeda-limpia (es decir, indicando que el contenido de gas de la fase actual se está elevando) . Por ejemplo, si la fase meta es una fase de gas, se puede determinar que la fase actual está cambiando a una fase de transición o fase de petróleo cuando las mediciones acústicas empiezan a normalizarse con la línea de matriz húmeda-limpia (es decir, indicación que el contenido de gas de la fase actual está disminuyendo) . En una o varias modalidades, se utiliza una computadora de conformidad con lo descrito con relación a la Figura 5 para analizar los datos de pozo.

Las personas con conocimientos en la materia observarán que umbrales predeterminados para las mediciones acústicas pueden utilizarse para determinar la fase actual de una operación de perforación. Por ejemplo mediciones acústicas graficadas dentro de un primer umbral pueden ser clasificadas como ocurriendo dentro de la fase de petróleo. En este ejemplo, mediciones acústicas graficadas entre el primer umbral y un segundo umbral pueden ser clasificadas como ocurriendo dentro de la fase de transición. Además, mediciones acústicas graficadas fuera del segundo umbral pueden ser clasificadas como ocurriendo dentro de la fase de gas. Los umbrales pueden ser configurados con base en la sensibilidad gaseosa requerida para la operación de perforación.

En el bloque 406, se efectúa una determinación en cuanto a si o no la fase actual es la fase meta. En el caso en el cual la fase meta es una fase de petróleo, se puede determinar que la fase actual ya no es la fase meta (es decir, ingresando a una fase de transición o fase de gas), cuando el análisis de las mediciones acústicas indica que el contenido de gas de la fase actual está creciendo. En el caso en el cual la fase meta es una fase de gas, se puede determinar que la fase actual ya no es la fase meta (es decir, ingreso a una fase de transición o fase de gas) cuando el análisis de las mediciones acústicas indicas que el contenido de gas de la fase actual se está reduciendo. Si se determina que la fase actual es la fase meta, el método puede retornar al bloque 402. En una o varias modalidades, una computadora, de conformidad con lo descrito con relación a la Figura 5 abajo, se utiliza para determinar si o no la fase actual es la fase meta .

En respuesta a la determinación que la fase actual no es la fase meta, se actualiza la trayectoria de pozo para mantener la perforación del pozo en la fase meta (bloque 408) . Por ejemplo, si la fase meta es una fase de petróleo, la > trayectoria de pozo es actualizada para dirigir la perforación del pozo hacia abajo. En otro ejemplo, si la fase meta es una fase de gas, la trayectoria de pozo es actualizada para dirigir la perforación del pozo hacia arriba. En otro ejemplo, un modelo terrestre de la operación de perforación que incluye una trayectoria de pozo propuesta puede ser actualizado para dirigir la perforación del pozo en tiempo real. En una o varias modalidades, una computadora, de conformidad con lo descrito con relación a la Figura 5 abajo, se utiliza para actualizar la trayectoria de pozo para mantener la operación de perforación en la fase meta.

En el bloque 410, la operación de perforación es ajustada con base en la trayectoria de pozo actualizada. La operación de perforación puede ser ajustada mediante la utilización de una unidad de superficie de conformidad con lo descrito arriba con relación a las Figuras 1 y 2. En una o varias modalidades, una computadora, de conformidad con lo descrito con relación a la Figura 5 abajo, se utiliza para ajusfar la operación de perforación.

Las personas con conocimientos en la materia observarán que los bloques 402-410 pueden ser repetidos tantas veces como se quiera durante una operación de perforación. En este caso, la operación de perforación puede ser ajustada continuamente en tiempo real para mantener la perforación del pozo en la fase meta .

Modalidades de direccionamiento de pozo de fase pueden implementarse en virtualmente cualquier tipo de computadora independientemente de la plataforma que se esté utilizando. Por ejemplo, como se describió en la Figura 5, un sistema de computadora (500) incluye uno o varios procesador (es) (502) como por ejemplo una unidad central de procesamiento (CPU) u otro procesador de hardware, memoria' asociada (504) (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM), memoria caché, memoria instantánea, etc.), un dispositivo de almacenamiento (506) (por ejemplo, disco duro, unidad óptica como por ejemplo una unidad de disco compacto o una unidad de disco video digital (DVD), una memoria instantánea, etc.), asi como otros elementos y funcionalidades que son típicos de las computadoras ahora (no se muestra) . La computadora (500) puede también incluir medios de entrada, como por ejemplo un teclado (508), un ratón (510), o un micrófono (no ilustrado). Además, la computadora (500) puede incluir medios de salida, como por ejemplo un monitor (512) (por ejemplo, una pantalla de cristal líquido LCD, una pantalla de plasma, o un monitor de tubo de rayos catódicos (CRT) ) . El sistema de computadora (500) puede estar conectado a una red (514) (por ejemplo, una red de área local (LAN) , una red de área amplia (WAN) , como por ejemplo la Internet, o cualquier otro tipo similar de red) a través de una conexión de interfaz de red (no se muestra) . Las personas con conocimientos en la materia observarán que muchos tipos diferentes de sistemas de computadoras existen (por ejemplo, computadora tipo escritorio, computadora tipo laptop, dispositivo de medio personal, un dispositivo móvil, como por ejemplo un teléfono celular, o bien asistente digital personal, o bien cualquier otro sistema de cómputo capaz de ejecutar instrucciones legibles en computadora) , y los medios de entrada y salida mencionados arriba pueden asumir otras formas, ahora conocidas o desarrolladas en el futuro. En términos generales, el sistema de computadora (500) incluye por lo menos los medios mínimos de procesamiento, entrada y/o salida para practicar una o más modalidades.

Además, las personas con conocimientos en la materia observarán que uno o varios elementos del sistema de computadora (500) mencionado arriba pueden ubicarse en un lugar remoto y estar conectado a los demás elementos a través de una red. Además, una o varias modalidades pueden ser implementadas en un sistema distribuido que tiene varios nodos, en donde cada porción de la implementación (por ejemplo, la herramienta de fase, los servidores) puede ser ubicada en un nodo diferente dentro del sistema distribuido. En una o varias modalidades, el nodo corresponde a un sistema de computadoras. Alternativamente, el nodo puede corresponder a un procesador con memoria física asociada. El nodo puede corresponder alternativamente a un procesador con memoria y/o recursos compartidos. Además, instrucciones de software para efectuar una o varias modalidades pueden estar almacenadas en un medio legible en computadora, como por ejemplo un disco compacto (CD) , un disquete, una cinta, o cualquier otro dispositivo de almacenamiento legible en computadora.

Los sistemas y métodos proporcionados se refieren a la adquisición de hidrocarburos a partir de un campo petrolífero. Se observará que los mismos sistemas y métodos pueden ser utilizados para efectuar operaciones sub-superficiales , como por ejemplo minería, recuperación de agua y adquisición de otros fluidos subterráneos u otros materiales de tipo geomateriales de otros campos. Además, porciones de los- sistemas y métodos pueden implementarse como software, hardware, firmware, y combinaciones de ellos.

Mientras la invención se ha descrito con relación a un número limitado de modalidades, las personas con conocimientos en la materia, aprovechando esta divulgación, observarán que otras modalidades pueden ser diseñadas, las cuales no se alejan del alcance del direccionamiento de pozo de fase divulgado aquí. Por consiguiente, el alcance del direccionamiento de pozo de fase se verá limitado solamente con las reivindicaciones adjuntas .

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para dirigir una operación de perforación de un pozo mediante la utilización de mediciones acústicas, dicho método comprende : obtener, mediante la utilización de una unidad central de procesamiento (CPU) , una linea de matriz húmeda-limpia para el pozo, en donde la linea de matriz húmeda-limpia comprende una pluralidad de valores compresionales normales; obtener, mediante la utilización de la unidad central de procesamiento, las mediciones acústicas a partir de por lo menos una herramienta de registro durante la perforación a una profundidad actual de la operación de perforación, en donde las mediciones acústicas comprenden una proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y una medición compresional de delta-T; determinar, utilizando la unidad central de procesamiento, una fase actual de la operación de perforación mediante la comparación de las mediciones acústicas con la linea de matriz húmeda-limpia; en respuesta a la determinación que la fase actual no es una fase meta, generar una trayectoria de pozo actualizada para dirigir la operación de perforación hacia la fase meta; y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, que comprende además: generar un modelo terrestre utilizando una pluralidad de mediciones sub-superficiales ; y actualizar el modelo terrestre utilizando la proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y la medición compresional de delta-T, en donde la trayectoria de pozo actualizada es generada mediante la utilización del modelo terrestre actualizado.

3. El. método de 'conformidad con la reivindicación 1, en donde la fase meta es una fase de petróleo y en donde la fase actual es una fase de transición.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, en donde la trayectoria de pozo actualizada dirige la operación de perforación hacia abajo hacia la fase de petróleo.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la fase actual es determinada con base en una desviación de la proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y la medición compresional de delta-T a partir de la linea de matriz húmeda-limpia .

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la por lo menos una herramienta de registro durante la perforación (LWD) comprende una herramienta L D de corte cuadripolar completa.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el pozo es un pozo horizontal.

8. Un sistema para dirigir una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de estrés de roca, dicho sistema comprende : por lo menos una herramienta de registro durante la perforación configurada para obtener las mediciones acústicas a una profundidad actual de la operación de perforación, en donde las mediciones acústicas comprenden una proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y una medición compresional de delta-T; una herramienta de fase configurada para: obtener una linea de matriz húmeda-limpia para el pozo, en donde la linea de matriz húmeda-limpia comprende una pluralidad de valores compresionales normales; determinar una fase actual de la operación de perforación mediante la comparación de las mediciones acústicas con la linea de matriz húmeda-limpia; en respuesta a la determinación que la fase actual no es una fase meta, genera una trayectoria de pozo actualizada para dirigir la operación de perforación hacia la fase meta; y un controlador configurado para ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, en donde la herramienta de fase está configurada además para: generar un modelo terrestre utilizando una pluralidad de mediciones sub-superficiales ; y actualizar el modelo terrestre utilizando la proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y la medición compresional de delta-T, en donde la trayectoria de pozo actualizada es generada mediante la utilización del modelo terrestre actualizado.

10. El sistema dé conformidad con la reivindicación 8, en donde la fase meta es una fase de petróleo y en donde la fase actual es una fase de transición.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10r en donde la trayectoria de pozo actualizada dirige la operación de perforación hacia abajo hacia la fase de petróleo.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, en donde la fase actual es determinada con base en la desviación de la proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y la medición compresional de delta-T a partir de la linea de matriz húmeda-limpia .

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 8r en donde la por lo menos una herramienta de registro durante la perforación (LWD) comprende una herramienta LWD de corte cuadripolar completa.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 8, en donde el pozo es un pozo horizontal.

15. Un medio legible en computadora que almacena instrucciones para dirigir una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones acústicas, las instrucciones cuando son ejecutadas hacen que un procesador pueda: obtener una línea de matriz húmeda-limpia para el pozo, en donde la linea de matriz húmeda-limpia comprende una pluralidad de valores compresionales normales; obtener las mediciones acústicas a partir de por lo menos una herramienta de registro durante la perforación a una profundidad actual de la operación de perforación, en donde las mediciones acústicas comprenden una proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte (VPVS) y una medición compresional de delta-T (DTCO) ; determinar una fase actual de la operación de perforación con base en una desviación de las mediciones acústicas a partir de la línea de matriz húmeda-limpia; en respuesta a la determinación que la fase actual no es una fase meta, generar una trayectoria de pozo actualizada para dirigir la operación de perforación hacia la fase meta; y ajusfar la operación de perforación utilizando una trayectoria de pozo actualizada.

16. El medio legible en computadora de conformidad con la reivindicación 15, en donde las instrucciones cuando son ejecutadas hacen que el procesador pueda: generar un modelo terrestre utilizando una pluralidad de mediciones- sub-superficiales ; y actualizar el modelo terrestre utilizando la proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y la medición compresional de delta-T, en donde la trayectoria de pozo actualizada es generada mediante la utilización del modelo terrestre actualizado.

17. El medio legible en computadora de conformidad con la reivindicación 15, en donde la fase meta es una fase de petróleo, y en donde la fase actual es una fase de transición .

18. El medio legible en computadora de conformidad con la reivindicación .17, en donde la trayectoria de pozo actualizada dirige la operación de perforación hacia abajo hacia la fase de petróleo.

19. El medio legible en computadora de conformidad con la reivindicación 15, en donde la por lo menos una herramienta de registro durante la perforación (LWD) comprende una herramienta LWD de corte cuadripolar completo.

20. El medio legible en computadora de conformidad con la reivindicación 15, en donde el pozo es un pozo horizontal. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Se presenta un método para dirigir una operación de perforación de un pozo mediante la utilización de mediciones acústicas. El método incluye obtener, mediante la utilización de una unidad central de procesamiento (CPU) , una línea de matriz húmeda-limpia para el pozo, en donde la linea de matriz húmeda-limpia incluye varios valores compresionales normales, obtener, utilizando la unidad central de procesamiento, las mediciones acústicas a partir de por lo menos una herramienta de registro durante la perforación a una profundidad actual de la operación de perforación, en donde las mediciones acústicas incluyen una proporción entre velocidad compresional y velocidad de corte y una medición compresional de delta-T, y determinar, utilizando la unidad central de procesamiento, una fase actual de la operación de perforación mediante la comparación de las mediciones acústicas con la línea de matriz húmeda-limpia. El método comprende además, en respuesta a la determinación que la fase actual no es una fase meta, generar una trayectoria de pozo actualizada para dirigir la operación de perforación hacia la fase meta y ajusfar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.