Nuevas Herramientas de Perfilaje de Pozos

 

Universidad de Oriente.  Núcleo de Monagas. Monagas. Escuela de Ingeniería de Petróleo. Registro de Pozos.

Profesora: 

Elaborado Por: 

Lennys Fernández  Contreras, Glenner

C.I.:19.782.560

García, Karla

C.I.:19.673.133

Véliz, Yelennys

C.I.:20.936.353

Viloria, Neil

C.I.:19.551.418

Sección:03 

Maturín,15 de Marzo de 2012

 

INTRODUCCIÓN. 

El descubrimiento y la producción de hidrocarburos en forma eficaz y efectiva requieren conocer las rocas y fluidos del yacimiento y de las las formaciones adyacentes. Es  por esto que la industria petrolera se ha servido desde hace muchos años de los registros de  pozos para obtener esta información.

Como es de esperarse con el pasar de los años han surgido nuevas tecnologías en el  perfilaje de pozos en cuanto al fundamento de medición, diseño de herramientas y  procesamiento e interpretación de datos se refiere, encaminadas a generar información adicional y diferente que nos proporcionen cada vez más precisión en los datos registrados y facilidad en la lectura y comprensión de d e los mismos. En este orden de ideas a lo largo de este contenido desarrollaremos información relacionada con nuevas tecnologías y/o y/o herramientas herramientas de perfilaje pozos, tales tales como: Perfil de Resonancia magnética nuclear, Perfil MR EXPLORER, Herramienta de Imagen Resistiva de Alta Resolución de Pozo Perfil EARTH Imager™, RST (Reservoir Saturation Tool) y Detector Rayos Gamma RST; de manera tal que podamos conocer sus fundamentos de medición, especificaciones, aplicaciones, ventajas y desventajas d esventajas respectivamente. 

 

 

HERRAMIENTAS MODERNAS PARA EL PERFILAJE DE POZOS



  PERFIL DE RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR. Resonancia Magnética Nuclear (NMR): se refiere a la respuesta de núcleos

atómicos a campos magnéticos. Las medidas de resonancia magnética puede ocurrir en un núcleo atómico que tenga un número cualquiera de: neutrones o protones o ambos, Tales como el núcleo de Hidrógeno (H1), Carbono (C13) ,y Sodio(Na23). El Hidrógeno, tiene solo un protón y no tiene neutrones, es abundante en agua e hidrocarburos, posee un momento magnético relativamente largo y produce una fuerte señal de NMR.

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Especificaciones de la herramienta:   Longitud: 24 pies (con “Energy Sub”)  Sub”)  

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  Diámetro: 5 pulgadas

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  Peso: 620#



  Velocidad de perfilaje máxima: >10pies por minuto hasta 22 pie/min



Poroperm.

  Temperatura máxima: 175°C (347 F)



  Presión máxima: 20,000 lpc



  Apertura de la Antena: 24 pulgadas



  Profundidad de investigación: 2.5 a 4.5 pulgadas



  Tipo de campo magnético: Gradiente



  Múltiples frecuencias operativas: 6 (típico)



 

 

Volúmenes de medición

 

La herramienta de resonancia magnética nuclear mide:   Cantidad de Hidrógeno presente en el volumen de la muestra.



  Tiempos de Relajación de los fluidos presentes.



Tiempos de relajación largos en poros grandes 

Tiempos de relajación cortos en poros pequeños

 

 

Fundamento de medición: NMR  es  es un fenómeno el cual ocurre cuando el núcleo de los átomos que poseen

una propiedad llamada spin son movidos por un campo magnético y después excitado  por un campo de radio frecuencia RF.

Spin: es una propiedad fundamental de una carga eléctrica. Electrones individuales impares, protones y neutrones cada uno poseen un spin de 1/2.

 

Principio de medición: Un protón con spin se comporta como un pequeño magneto. Los protones del

hidrógeno se comportan como pequeños magnetos.

 Nucleón

Protones impares

 Neutrones Spin impares

γ  (MHz/T)

Abundancia natural

Sensitividad

H1

1

0

½

42,58

99,9%

1

H2

1

1

1

6,54

P31

1

0

½

17,25

 Na23

1

2

1½

11,27

100%

0,0925

 N14

1

1

1

3,08

C13

0

1

½

10,71

1,11%

0,0159

F19

1

0

½

40,8

 

 

Desventajas de las herramientas de resonancia magnética:   La velocidad del registro es muy lenta, por el diseño de los sensores, entonces



corren a velocidades menores a 10pies 10p ies por min. 

  La herramienta lee en una zona muy cercana al pozo, es decir en la zona



invadida, si hay mucha invasión, es decir si el lodo de perforación empuja o arrastra los fluidos hacia el interior, entonces en la zona invadida no quedara mucho fluido del que tenía en los poros originalmente, entonces el problema aquí es que en la zona invadida haya mucho barrido de los fluidos por el lodo de  perforación.

  PERFIL MR EXPLORER

MR Explorer es la última generación de herramientas de RMN. La sonda es lateral y utiliza un campo magnético en gradiente, con frecuencias múltiples, para medir una gama amplia de datos de RMN en un solo pase. Secuencias de adquisición de datos, amigables al usuario, facilitan la operación de campo y la comprensión de sus resultados. Esto asegura que el perfil cumpla su objetivo con éxito. Las nuevas técnicas permiten adquirir datos apropiados para la evaluación de hidrocarburos durante el perfilaje. Estas medidas eran disponibles antes solamente en modo estacionario.

 

Fundamento de medición MREX es la única herramienta disponible (“wireline”) que provee estimaciones

de T1 para la caracterización de hidrocarburos. El diseño de la herramienta permite evitar muchos de los efectos ambientales que afectaban los registros de RMN. La sonda se puede utilizar en pozos desde 6 hasta 14  pulgadas de diámetro y con casi cualquier sistema de lodo.

 

El MR Explorer perfila a casi dos veces la velocidad de otras herramientas anteriores mientras provee de datos de alta calidad y con mejor resolución vertical.

 

Especificaciones de la Herramienta:   Longitud ~ 20 ft (con Energy Sub).

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  Diámetro - 5 Inches.



  Peso ~ 500 lbs.



  Velocidad Velocidad –   –  9+  9+ ppm.



  Temp. Máxima –  Máxima –  175°C.  175°C.



  Presión Máxima –  Máxima –  20,000  20,000 psi.



  Apertura de la antena –  antena –  24” 24”..



  Profundidad invest. –  invest. –  2.5” a 4.5”. 4.5”.



  Campo Magnético –  Magnético –  Gradiente.  Gradiente.



  Volúmenes de medición Número de frecuencias –  frecuencias –  6  6 (típica)



 

Ventajas   Datos de RMN de la mejor calidadMenor tiempo de taladro.



  Combinable.



 



Mayor gama de datos para la caracterización de hidrocarburos.



 

Mejor ventana operacional.

 

Diámetro 6” –  14” 14”..

 

Lodos salinos.

 

Pozos desviados.







  • Alta Temperatura –  Temperatura –  175C.  175C.



 

 

Imagen del Registro

T2 

  HERRAMIENTA

T1 

DE IMAGEN RESISTIVA DE RESOLUCIÓN DE POZO PERFIL EARTH IMAGER™  

ALTA

El nuevo EARTH Imager™ de Baker Atlas brinda la respuesta de las imágenes micro-resistivas en pozos perforados con lodos no conductivos (lodos base aceite). Este servicio provee una mejorada resolución vertical y cobertura del pozo cuando se le compara con otros sistemas. Detalles estructurales, sedimentológicos y análisis petrofísicos usando información de imágenes son posibles ahora en pozos perforados con lodos base aceite.

 

Con el incremento de uso de lodos base aceite el uso de herramientas microresistivas de imágenes se vio mermado, eficiencia y estabilidad del pozo aumentan con el uso de estos lodos y la alternativa para obtener información es corte convencional de núcleos.

Usando una avanzada medición de conductividad eléctrica, en sistemas de lodo base aceite, EARTH Imager™ proporciona imágenes imágene s de alta resolución y con una calidad solamente disponible en lodos base agua en el pasado.

El EARTH Imager™ permite adquisición simultánea de imagen resistiva de alta resolución combinada con información de imagen acústica, esta capacidad única  proporciona una poderosa perspectiva interpretación basada en dos sets de datos complementarios.

Incorporando las técnicas de imagen micro-resistiva y enfoque en nuestro mecanismo de campo probado exitosamente (STAR Imager™) EARTH Imager™ puede  perfilar pozos altamente desviados, horizontales y rugoso.

 

Aplicaciones   Análisis estructural incluyendo análisis de buzamiento, fallas, pliegues y



reconocimiento de inconformidades.

  Análisis de Fracturas.



  Análisis sedimentológico incluyendo descripción y secuencia de las fases,



determinación de direcciones paleontológicas, análisis de geometría de reservorio y caracterización del ambiente de deposición.

  Orientación de los núcleos.



 

 

Ventajas   Permite interpretaciones más fáciles y confiables resolviendo por características



verticales y azimutales, proporcionando mayor cobertura del pozo que los competidores.

  Ayuda a diferenciar fracturas cerradas y el diseño del mandril de 6 patines



 proporciona un excelente desempeño en todo el rango de diámetro de pozos y desviaciones.

 

Desventajas   La herramienta tiene 6 patines pegados a la formación y si el hoyo no está



estable, la herramienta se puede enganchar a esta y producir lo que se conoce como pega, generando problemas de operación.

 

Imagen de la Herramienta:

 

  RST (RESERVOIR SATURATION TOOL):

La herramienta RST de Schlumberger permite la obtención simultánea, a través de la completación (revestimiento + sarta de producción) y en una misma corrida en el pozo, datos de Carbono/Oxígeno y datos tipo TDT (Thermal Decay Time). se fabrica en dos diámetros distintos: 1-11/16” 1-11/16” y 2 ½ pulgadas. Los neutrones interactúan con la formación de tres maneras principalmente. En una de ellas, conocida como “Inelastic Scattering” (colisiones inelásticas), los 144 neutrones rebotan contra el núcleo bombardeado, sin excitarlo ni desestabilizarlo. En cada colisión inelástica, el neutrón pierde energía. El Hidrógeno, cuyo núcleo posee una masa igual a la masa de un neutrón, es un buen “reductor” de velocidad de los neutrones.   En general, la eficiencia de la formación para reducir la velocidad de los neutrones es un  buen indicador de la abundancia de hidrógeno en la formación. Luego de bombardear la formación con neutrones emitidos por el acelerador de neutrones de fondo, estos neutrones luego de múltiples colisiones, experimentan una reducción en su velocidad hasta alcanzar lo que es conocido como estado termal de energía (Thermal Energy State) cuyo valor umbral de energía es aproximadamente 0.025 Mev. En este estado, los neutrones pueden ser capturados o absorbidos por los núcleos de la formación.

 

Aplicación de la herramienta La herramienta de saturación Residual (RST) de Schlumberger, puede realizar mediciones de eventos inelásticos y de captura en una misma corrida gracias a la generación de Neutrones de alta energía y dos detectores de rayos gamma  –   uno cercano y otro lejano. Al analizar los datos, mediante programas adecuados, se puede obtener información muy valiosa que incluye litología (volumen de arcilla), porosidad de Densidad y Neutrón, porosidad efectiva y saturación de fluidos. 

 

  .Especificaciones

 

de la Herramienta RST.

Ventajas:   la herramienta RST con diámetro de 1 11/16 pulgadas puede ser corrida a través



de la completación sin que la tubería de producción tenga que ser extraída, evitando costosos trabajos de reacondicionamiento.

  solventa las limitaciones de tamaño presentadas por otras herramientas en sus



dos presentaciones, estos novedosos tamaños eliminan la necesidad de matar el  pozo y sacar la tubería,

  disminución del tiempo de operación requerido y de los niveles de pérdida de



 producción.

  Esta nueva herramienta bajada a través de la tubería de producción, emplea un



sistema 146 detector de espectroscopia dual que registra tanto las mediciones carbono/oxigeno como las del tiempo de decaimiento térmico, durante un mismo viaje y es combinable con sensores de registros de producción para un  programa completo de seguimiento del yacimiento.

 

 

Funcionamiento de la Herramienta RST .

La población de neutrones alrededor de la herramienta es medida y analizada en ambos modos de operación (SIGMA y CAPTURA), para determinar el parámetro sigma tanto de la formación como del pozo. La medición de las energías de los rayos gamma del modo CAPTURA se utiliza para estimar la abundancia de elementos cuya factibilidad de capturar neutrones son alta tales como calcio, sílice, cloro, hidrogeno, hierro, titanio y gadolinio. Durante el modo de operación inelástico o de CAPTURA del RST, neutrones rápidos de

 

alta energía (14 Mev) son producidos por el acelerador de fondo y colisionan inelásticamente con los núcleos de la formación cediendo parte de su energía a los núcleos de la formación. Estos núcleos excitados liberan la energía absorbida emitiendo un rayo gamma característico. Este fenómeno tiene lugar muy poco tiempo después de la emisión del chorro de neutrones. Estos rayos gamma emitidos durante las colisiones inelásticas son cuantificados y su energía determinada. Este espectro inelástico (o de rayos gamma rápidos) puede analizarse para obtener información sobre las cantidades de carbono y oxígeno en la formación. Una relación Carbono/Oxígeno alta indica formación con potencial productor de hidrocarburos mientras que una relación Carbono/Oxígeno baja es indicación de que el contenido de fluidos de la formación es agua o gas. Utilizando los datos de porosidad de los registros de hueco abierto, es posible estas relaciones Carbono/Oxigeno al espacio poroso y así calcular la Sw e hidrocarburo.

 

Componentes de la herramienta de Saturación Residual:    Cartucho Acelerador:



Este dispositivo contiene en su interior el suplidor de energía y el circuito que controla el generador de neutrones. De su interior salen los neutrones de alta energía que bombardean la formación emiten la respuesta responsable de la caracterización de los elementos presentes en la misma.

Figura 1.Cartucho Acelerador RST a escala real.

 

    Detectores Cercano y Lejano:



Estos detectores son utilizados para recibir las ondas emitidas por los neutrones que chocan con los distintos elementos presentes en la formación (roca y fluidos). Reciben señales simultáneas de los fluidos presentes tanto dentro del hoyo como en la formación, según sea el caso. El detector cercano se encuentra en contacto directo con el hoyo y recibe las señales emitidas por los fluidos que se encuentran en el espacio anular. El detector lejano se encuentra en contacto directo con la formación y recibe las señales emitidas por los fluidos que se encuentran dentro del yacimiento.

Figura 2. Detectores Lejano y Cercano de RST en sus dos presentaciones.

  Cartucho de Adquisición:



Ambas herramientas (2 1/2” y 1 11/16”) utilizan el mismo cartucho pero a distintas presiones. Este dispositivo adquiere el espectral de Gamma Ray y la información del tiempo de decaimiento desde los detectores en la sonda que va

 

leyendo la herramienta, y la envía en tiempo real a la cabina del ingeniero en superficie. Esta información entra al sistema MAXIS de recolección de datos y se refleja en el monitor en forma de curvas que miden los distintos parámetros de la formación (roca y fluidos), información que el ingeniero de campo procesa, certifica (control de calidad del dato), organiza y entrega en dispositivos de alta capacidad al ingeniero que posteriormente va a interpretar los resultados que finalmente llegan al cliente.

  DETECTOR RAYOS GAMMA RST:

La herramienta RST lleva acoplada consigo un detector de rayos gamma que utiliza  para comparar y corregir con los registros de litología corridos en el pozo poz o a hueco abierto,  bien sea GR o SP. Este dispositivo simplemente mide la radiación natural de la formación y generalmente refleja el contenido de arcilla de las rocas. Los elementos altamente radiactivo tienden a concentrarse en las arcillas o lutitas; por consiguientes, lutitas y arenas lutíticas muestran una radioactividad alta, en tanto que arenas limpias generalmente exhiben niveles bajos de radioactividad. En otras palabras la curva de rayos gamma (impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía) permite diferenciar las lutitas de las arenas que posiblemente puedan contener hidrocarburos. Entre los elementos radioactivos más frecuentes en la formación tenemos el Torio, Potasio, Uranio, etc., ya sea en mayor o en menor proporción. Las lutitas son las formaciones más radioactivas que existen, por lo tanto la curva GR lee los más altos valores. v alores.

 

  Figura 3. Estructura de la herramienta RST.

La integración de las modernas tecnologías de neutrones pulsantes puede  proporcionar a las operadoras, parámetros del yacimiento a través del revestidor y/o la tubería de perforación tales como: La porosidad en pozos viejos en donde no se obtuvo total o parcialmente datos de porosidad de hoyo abierto o en pozos nuevos donde fue necesario revestir antes de efectuar el registro, las saturaciones de agua actuales, tipo de fluidos para la prospección de hidrocarburos omitidos en pozos viejos, saturaciones de agua y contactos de fluidos en barridos con agua o CO2. En el análisis de yacimientos que están conformados por secuencias de arenas y arcillas, la densidad de la formación puede ser medida usando rayos gamma  producidos por la dispersión inelástica de neutrones rápidos debido a la integración de factores que proporcionan la suficiente penetración para medir una porosidad de densidad de hoyo entubado que se compara favorablemente a la densidad gamma-gamma de hoyo abierto. La combinación de los registros de hoyo entubado con los de hoyo abierto permite la discriminación entre zonas compactadas y zonas productivas, además, esta combinación es de gran utilidad en zonas donde la Cartucho, Acelerador, Cartucho de Adquisición, Telemetría, CCL, Rayos Gamma, Detector Cercano, Detector Lejano irregularidad del pozo o la invasión hace dudosos los datos de densidad de hoyo abierto para el monitoreo de cambios en el tipo de hidrocarburos y movimiento dentro del yacimiento, análisis en hoyos  pequeños, tales como reentrada, profundización, hoyos laterales, etc. A partir de la información proporcionada por la herramienta corrida en modo SIGMA, se obtiene una porosidad total (TPHI), que es comparable con la obtenida con la herramienta de neutrón compensado a hueco abierto NPHI, y que junto con la curva

 

SIGMA y la resistividad a hoyo abierto (RT_N), se utiliza para el cálculo de volumen de arcilla, porosidad efectiva y saturación de agua a “condiciones iniciales”. iniciales”.   Los parámetros petrofísicos como Rw, a, m y n utilizados corresponden a los suministrados por la compañía que solicita el servicio. Luego, a partir de las relaciones Carbono/Oxigeno (C/O), se determina una saturación de petróleo actual que es comparada con la inicialmente calculada a hoyo abierto, para definir la distribución de los fluidos en la zona de interés. La información proporcionada por la herramienta corrida en modo INELASTICO es procesada utilizando el método de minimizaciones con la finalidad de eliminar las variaciones estadísticas obtenidas en las diferentes lecturas sobre un intervalo. Seguidamente, se efectúa una compensación por efecto el fluido que pueda haber en el  pozo (interior de la tubería tube ría y en el espacio anular) a partir de d e las repuestas de los detectores cercano y lejano. Las saturaciones de petróleo en la formación se determinan entonces a partir del análisis del espectro registrado por la herramienta para los componentes Carbono y Oxígeno en sus dos detectores lejano y cercano. Para ello es necesario tener en cuenta el tipo de fluido dentro del revestidor, tamaño y peso de los tubulares, litología, porosidad, y el espesor y calidad del cemento. Es necesario acotar, que para efectos de la interpretación, la relación Carbono/Oxígeno (C/O) depende en gran medida de las variables ambientales, especialmente la porosidad y las condiciones cercanas al hoyo y se verá afectada por la  presencia de cavernas (washouts) y por una mala calidad de cemento. Un registro de cementación (CBL) al igual que una curva de calibre, proporcionarían detalles importantes al respecto durante la interpretación. La compensación por efecto del fluido del pozo arriba mencionada, la determinamos a  partir de las respuestas de los detectores cercano y lejano mediante el uso de gráficos x plots. Estos x-plots son elementos esenciales para una interpretación de RSTPro. Cada par cercano-lejano de relaciones Carbono / Oxígeno representa una saturación de petróleo en la formación y un “holdup” de petróleo en el pozo. Los puntos en las esquinas de cada de cada Plot representan cuatro diferentes estados de la distribución de fluido, ellos son en sentido horario desde la esquina inferior izquierda:

 

  W-W Agua en el pozo Agua en la Formación.   W-O Agua en el pozo Petróleo en la Formación.   O-O Petróleo en el pozo Petróleo en la Formación.   O-W Petróleo en el pozo Agua en la Formación

La nube de puntos ubicada sobre el extremo izquierdo del cuadrilátero a lo largo de la línea WW WO, indica la presencia de agua en el pozo y saturaciones variables variables de  petróleo en la formación. La nube superior derecha indica petróleo en el pozo y saturaciones variables de petróleo en la formación. Nótese que la escala de colores en la  parte derecha del gráfico indica que las arenas se dibujan en color rojo y las arcillas con color azul según el GR.

 

El registro de evaluación final de pozo del RST-Pro es una presentación compuesta de los datos originales a hoyo abierto, datos de RST-Pro, y las porosidades, saturaciones y litología computadas.

La presentación consiste en una pista de profundidad ubicada al lado izquierdo del registro (con esquemática del hoyo) y seis pistas de datos arreglados de la siguiente manera, de izquierda a derecha, a continuación se hace una breve descripción del encabezado del gráfico entregado como producto final.

  Pista de profundidad : detalle de la mecánica del hoyo. Curva CCLD (detector de



cuellos). Curva del porcentaje del empaque de grava.

  Pista 1:



  TPHI Porosidad neutrón del RSTPro.   SIGM Sigma capture cross-section a partir de RST, GR de RSTPro.   TEMP Temperatura de PTS (Pressure Temperature Sonde).

  Pista 2:



  FCOR Carbono/Oxígeno del detector lejano (rojo).   NCOR Carbono/Oxígeno del detector cercano (azul).   FWCO Carbono/Oxigeno de Windows.

  Pista 3:



  So. oh Saturación de petróleo original (azul).   So. RST- Pro Saturación de petróleo RST -Pro (rojo). 

  Pista 4: Volúmenes de fluidos   Verde : petróleo en lugar.   Azul Azul:: significa que la saturación de agua de RST es mayor que la saturación de

agua calculada utilizando la resistividad de pozo abierto.   Verde Oscuro: Oscuro:  significa que la saturación de agua de RST es menor que la

saturación de agua calculada por la resistividad de pozo abierto, esto se da en casos dónde el cómputo de la saturación original se hace utilizando la curva de resistividad afectada por capas cercanas (debido a diferencias en la resolución vertical de las herramientas usadas), cuando la conductividad de la arcilla

 

disminuye la Resistividad Total medida y también cuando se presenta invasión. PIGN= Porosidad Intergranular.

  Pista 5:Análisis petrofísico a partir de los datos de pozo abierto y topes de



formación proporcionados por PDVSA.  

  Pista 6: Resistividad IRD y permeabilidad estimada del ELAN.



Figura 4. Ejemplo RST. Descripción Descripción Gráfica del Pozo TJ-929 TJ-929

 

 

CONCLUSIÓN

La implementación de herramientas de perfilaje de Resonancia Magnética Nuclear (NMR) en la industria petrolera ha logrado mejorar en gran medida la capacidad de caracterizar los fluidos y el espacio poroso, ya que en las versiones anteriores de las herramientas de NMR era necesario alterar el lodo para eliminar la señal del pozo, y las mediciones se basaban en el débil campo magnético terrestre, terrestre, pudiendo ahora correr la herramienta tanto para lodos base agua como para lodos base aceite. Lo que se traduce en menos limitantes a la hora de correr la herramienta, proporcionando de esta manera datos más confiables y por ende una mejor determinación e interpretación interpretación de las propiedades  petrofísicas del yacimiento.

El NMR puede desarrollarse solo donde exista abundancia natural del elemento que es suficiente para producir una señal medible. Hidrógeno 1H es abundante en petróleo, gas y agua y es el elemento medido por las herramientas de perfilaje de NMR.

Del mismo modo la integración de las modernas tecnologías de neutrones pulsantes  puede proporcionar a las operadoras, parámetros del yacimiento a través del revestidor y/o la tubería de perforación, perforación, eliminando la necesidad de matar el pozo y sacar la tubería, tubería, así como también disminución del tiempo de operación requerido y de los niveles de pérdida de producción, lo que se traduce traduce en un menor costo operacional que si se tuviese que sacar la tubería.

 

 

FUENTES

  Http://www.Schlumberger.com Http://www.Schlumberger.com.. 

 

Manual Faja petrolífera del Orinoco, Capítulo 5. Autores:  V.Patel (BP de Venezuela), E.Decoster, A.Douglas, R.Chambers, O.Mullins, Xu Wu, M.Kane,  P.Rabbito, T.Terabayashi, N.Itagaki y J.Singer