Almacenamiento subterráneo de gas natural Redes

Oilfield Review
Otoño de 2002
Almacenamiento subterráneo de gas natural
Redes con el mundo
Estimulación y control de la producción de arena
Aplicaciones sísmicas durante la vida del yacimiento
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El espíritu de invención
¿Usted cree que los hermanos Schlumberger imaginaban cuán
significante sería su éxito, cuando completaron su primer trabajo de adquisición de registros de un pozo de petróleo en
Pechelbronn, Francia, el 5 de septiembre de 1927? En el transcurso de unas horas, la ciencia de evaluación de formaciones
comenzó a proveer su valor. Nuevas ideas han continuado floreciendo en un marco de crecimiento sin fin, y generaciones
posteriores de exploradores han cosechado los logros intelectuales de la primera incursión en terrenos desconocidos.
Al cabo de unos pocos años, mediciones tales como las de
potencial espontáneo y rayos gamma comenzaron a ser posibles. En 1942, Gus Archie de Shell descubrió las relaciones
empíricas entre porosidad, resistividad del fluido, resistividad
de la formación y saturación de agua, las cuales dieron origen
a la interpretación cuantitativa de registros. El trabajo de
Archie continúa siendo la médula del análisis petrofísico
moderno, si bien muchos otros trabajos han contribuido
también de manera vital.
En ocasión del 50 aniversario del primer registro de pozo, lo
que se consideraba una industria madura experimentó un renacimiento con la llegada de la era de la información. La tecnología informática revolucionó la adquisición e interpretación de
datos. Schlumberger, siempre un pionero en este campo, lanzó
las primeras unidades computarizadas de adquisición de registros. Sensores más poderosos agregaron valor a las computadoras en lo que respecta a adquisición e interpretación de datos,
paralelamente con espectaculares avances en la capacidad geofísica y de modelado de yacimientos.
Actualmente, luego de 75 años, los equipos de Schlumberger
miden rutinariamente las propiedades de la formación durante
las operaciones de perforación. Nuevas herramientas miden las
mismas propiedades a través del cemento y de la tubería de
revestimiento e inclusive obtienen muestras de fluidos de los
yacimientos sin dañar el pozo.
Mirando hacia atrás, estos logros podrían parecer fáciles
porque no fuimos testigos de los esfuerzos que condujeron al
éxito. Mirando hacia el futuro, no sabemos precisamente
cuánto progreso esperar porque experimentamos directamente los desafíos y frustraciones a lo largo del camino hacia el
progreso.
Los esfuerzos científicos y de ingeniería que debemos emprender para afrontar los tremendos retos de hoy en día, provienen de las invenciones que condujeron al primer registro.
Los profesionales en los laboratorios o en el campo, que
hacen funcionar la tecnología dónde y cuándo sea necesario,
deben compartir el mismo espíritu de innovación y compromiso que los pioneros de Pechelbronn. La continua necesidad
de mejorar los datos del campo petrolero y nuestra creciente
creatividad para utilizar los datos, requieren los más elevados
compromisos de cada uno de nosotros.
Las mejoras en las tecnologías individuales, si bien son
importantes, no son suficientes. Estoy convencido que la integración es el principal valor agregado, y permanecerá de ese
modo durante los próximos años. En TotalFinalElf, resolvimos
un cuello de botella en el procesamiento de geociencia en un
proyecto de petróleo crudo extra pesado en Venezuela. Las mediciones durante la perforación transmitidas en tiempo real se
integraron con los despliegues de registros de pozos en un
cubo sísmico 3D. Esta interpretación petrofísica inmediata
permitió al geocientífico dirigir nuestro pozo horizontal hacia
secciones delgadas del yacimiento, desde una estación de trabajo ubicada a 300 km [190 millas] de distancia.
En nuestro proyecto marino de aguas profundas Girasol, al
oeste de África, reconciliamos el modelo geológico, las imágenes sísmicas, las calibraciones del pozo y el modelo de yacimiento que incluía un análisis de riesgo completo. Utilizando
los datos provenientes de dos pozos verticales y uno desviado,
unimos conceptos en evolución con la evaluación de los datos
para lanzar un desarrollo que incluía la perforación de 40
pozos en canales complejos de arenisca turbidítica e implicaba
la inversión de 2000 millones de dólares estadounidenses.
¿Cuáles son los retos del mañana? Dependeremos de la
migración en profundidad antes del apilamiento para mejorar
las imágenes sísmicas debajo de la sal y en zonas de cabalgamiento parcial, de la información completa de los yacimientos
ubicados en ambientes remotos y de complejidad creciente, y
de la capacidad de vigilar rutinariamente nuestras operaciones en línea y en tiempo real.
Un desafío clave para nuestra industria es asegurar el desarrollo sostenible de los recursos mundiales de petróleo y gas.
TotalFinalElf está conduciendo una investigación en el procesamiento de gas ácido, en el manejo del agua y en el secuestro
de gas para ayudar a preservar los hidrocarburos para las futuras generaciones (véase “Almacenamiento subterráneo de gas
natural,” página 2). Cuando se cumpla el primer centenario
de la adquisición de registros de pozos de Schlumberger, esperamos poder proclamar las soluciones para encarar estos desafíos, con el mismo espíritu que los pioneros de Pechelbronn.
Señor Jean-Marie Masset
Vicepresidente Senior de Geociencias
TotalFinalElf
Jean-Marie Masset se ha desempeñado como vicepresidente senior de exploración y yacimientos para TotalFinalElf desde enero de 2000. Se incorporó a
Elf en 1976 como geólogo, y ocupó varias posiciones de exploración tanto en
operaciones como en gerencia en Noruega, EUA (California y Talud Norte de
Alaska) y El Congo. En 1990, retornó a Francia como gerente de exploración
para operaciones domésticas y luego fue asesor del vicepresidente senior de
exploración. Como vicepresidente de desarrollo de nuevos negocios en Elf
desde 1998 a 2000, estuvo a cargo de la evaluación de nuevas oportunidades
para complementar los activos de producción de Elf en África Occidental y
Europa. Jean-Marie fue vicepresidente de la Unión Francesa de Geólogos
(UFG) y también se desempeñó como presidente de la sección de geología de
la Unión Francesa de Industrias Petroleras (UFIP).
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Consejo editorial
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Agip S.p.A
Milán, Italia
George King
BP
Houston, Texas
Abdulla I. Al-Daalouj
Saudi Aramco
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Shell Technology E&P Company
Houston, Texas
Syed A. Ali
ChevronTexaco E&P Technology Co.
Houston, Texas, EUA
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Svend Aage Andersen
Maersk Oil Kazakhstan GmBH
Almaty, República de Kazakhstán
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
Editor ejecutivo y
editor de producción
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Editor consultor
Lisa Stewart
Editores senior
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Editor
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Colaboradores
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Bruce Goldfaden
Distribución
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Diseño y producción
Herring Design
Mike Messinger
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Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.
E-mail: [email protected]; http://www.linced.com
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Miriam Sitta
Diagramación
Diego Sánchez
Revisión de la traducción
Jesús Mendoza R.
Departamento de Mercadotecnia
México y América Central (MCA)
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y
clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de Schlumberger.
© 2002 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta
publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio
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Schlumberger
Oilfield Review
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Otoño de 2002
Volumen 14
Número 2
Almacenamiento subterráneo de gas natural
El almacenamiento subterráneo de gas natural es una industria creciente que
ayuda a los proveedores de gas a satisfacer la demanda fluctuante. Este artículo examina los aspectos fundamentales del almacenamiento subterráneo
de gas natural y describe las tecnologías que lo hacen posible, incluyendo el
modelado mecánico, la explotación de minas de sal, la construcción de pozos
horizontales, la adquisición de imágenes de la pared del pozo durante la perforación, las terminaciones especializadas y la vigilancia rutinaria de los yacimientos. Algunas historias de casos demuestran cómo estas tecnologías se
utilizan para ayudar en el diseño, la construcción y la vigilancia de las instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas.
20 Redes con el mundo
La información compartida globalmente en una red segura es vital para las decisiones oportunas de negocios. En el sector de petróleo y gas, esa red se extiende a océanos remotos, a selvas tropicales y a desiertos. Con la fuerza de trabajo
diversa y globalmente dispersa de muchas compañías, el sistema debe proveer
una variedad de herramientas para mantener la productividad, desde aplicaciones de computación autocorrectivas hasta centros de ayuda operados cada hora
de cada día. Este artículo describe un conjunto de servicios diseñados para
mantener una infraestructura segura para la tecnología de la información.
32 Método combinado de estimulación y
control de la producción de arena
Los tratamientos de fracturamiento con control del largo de la fractura y el empaque de grava en una sola operación, mitigan el influjo de arena sin restringir
la producción del pozo. Este método combinado de "fracturamiento y empaque,"
atraviesa el daño de formación y minimiza las restricciones de productividad
que contaminan los empaques de grava de pozo entubado. En este artículo se
examina la evolución de este método, que fue ampliamente aceptado en el año
1990. Algunas historias de casos ilustran diseños de trabajos, ejecución de tratamientos, equipos de fondo de pozo, selección de apuntalantes y de fluidos, evaluaciones previas al tratamiento, aplicaciones y técnicas emergentes.
54 Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento
Las imágenes sísmicas ya no sólo sirven para la exploración. Las compañías operadoras dependen de los datos sísmicos para ayudar a delinear las reservas, evitar los peligros de perforación, posicionar los pozos de desarrollo, generar
mapas de porosidad y de otras propiedades de los yacimientos, vigilar rutinariamente la subsidencia y rastrear los cambios de fluidos. Las nuevas técnicas
de adquisición y procesamiento de datos han conducido a un número creciente
de exitosas aplicaciones de yacimientos. Los ejemplos de campo que se presentan en este artículo, demuestran el poder de los datos sísmicos para reducir el
riesgo y mejorar el valor de los activos en cada etapa de la vida productiva de un
yacimiento.
72 Colaboradores
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78 Nuevas publicaciones
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Almacenamiento subterráneo de gas natural
El almacenamiento subterráneo de gas natural es una industria creciente que ayuda a los proveedores de gas a satisfacer la
demanda fluctuante. Los ingenieros que diseñan, construyen y vigilan rutinariamente las instalaciones de almacenamiento de
gas dependen de un rango de tecnologías que abarcan desde la explotación de minas de sal hasta los conocidos y ultra
modernos métodos de caracterización de yacimientos y construcción de pozos.
Alexander Bary
Fritz Crotogino
Bernhard Prevedel
Hannover, Alemania
Kenneth Brown
Joseph Frantz
Walter Sawyer
Pittsburg, Pensilvania, EUA
Heinz Berger
EWE Aktiengesellschaft
Oldenburg, Alemania
Michael Henzell
Rosharon, Texas, EUA
Klaus-Uwe Mohmeyer
E.ON Kraftwerke GmbH
Bremen, Alemania
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Thomas Beutel, Joerg Blecker, Günter Lampe,
Olaf Rolfs, Roman Roski, Botho Saalbach y Uwe Schmidt,
Hannover, Alemania; Ted Bornemann, Houston, Texas, EUA;
John Cook y Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Jean-Claude
Hocquette, Meylan, Francia; Steve Holditch, College Station,
Texas; John Kingston, Crawley, Inglaterra; Mehmet Parlar,
Rosharon, Texas; Daniel Sikorski y Jay Terry, Charleston,
Virginia Occidental, EUA; y Ray Tibbles, Kuala Lumpur, Malasia.
2
Nae-Kan Ren
Pekín, China
Kevin Stiles
Dominion (CNG) Transmission Corporation
Clarksburg, Virginia Occidental, EUA
Hongjie Xiong
Houston, Texas
ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), DGS (Sistema de
Gelificación Retardada), FMI (generador de Imágenes
Microeléctricas de Cobertura Total), GVR (Resistividad
GeoVision), IDFILM, METT (herramienta Electromagnética
de Frecuencias Múltiples para Medición de Espesor de
Tubería), OFM, RAB (Resistividad Frente a la Barrena) y
VIPER son marcas de Schlumberger.
1. http://www.eia.doe.gov/
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La demanda energética aumenta a medida que
crece la población mundial de usuarios de energía. Al mismo tiempo, existe un amplio sector que
reclama la puesta fuera de servicio de las centrales nucleares en defensa de un medio ambiente
más limpio. El gas natural, que arde sin generar
residuos, es el combustible con mayores posibilidades de satisfacer las complejas necesidades
de la sociedad en los albores del siglo XXI.
Las proyecciones para los próximos 20 años
indican aumentos en el consumo energético proveniente de casi todas las fuentes (derecha).1 La
demanda estimada de energía nuclear muestra
una disminución, pero es probable que la utilización de petróleo, carbón, gas natural y recursos
renovables aumente, registrándose el mayor
incremento en la utilización de gas natural.
Las actuales reservas mundiales de gas, que
ascienden a 146 trillones de m3 [5146 trillones de
pies cúbicos (Tpc)], parecen suficientes para
satisfacer la demanda proyectada para el futuro
previsible. Estas reservas se concentran actualmente en la ex-Unión Soviética y en Medio
Oriente; lejos de las zonas de demanda (derecha).
Aproximadamente en el año 2020, la producción
de gas superará a la producción de petróleo en
barriles de petróleo equivalente (BOE, por sus
siglas en inglés) por año. No obstante, para esa
época, es probable que algunos países que
actualmente cuentan con reservas de gas adecuadas—incluyendo los EUA—se conviertan en
importadores.
El gas natural puede utilizarse con dos fines:
generación de electricidad y calefacción de
ambientes con hornos alimentados a gas. En
muchas partes del mundo, la demanda de gas
natural es estacional. Es típico que se utilice más
gas en los meses fríos que en los cálidos, pero en
ciertas regiones la demanda de electricidad
aumenta nuevamente durante los meses de calor
por el uso de equipos de aire acondicionado.
Además de esta variación estacional en la utilización, la demanda energética local generalmente varía a lo largo de un período de 24 horas,
experimentando un aumento durante el día y un
descenso en la noche. Los períodos de demanda
pico pueden durar apenas media hora, pero las
empresas de servicios públicos deben estar preparadas para proveer mayor energía cuando se
producen esos picos.
Las empresas de servicios públicos que queman gas deben comprar suministros para sus centrales de energía. Los contratos con proveedores
de gas a largo plazo garantizan una entrega
básica para la generación de energía cotidiana,
pero la demanda estacional puede requerir compras adicionales al precio instantáneo, o “de con-
Otoño de 2002
250
Energía, cuatrillón de Unidades Térmicas Británicas (BTU)
Año
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Petróleo
Carbón
200
Gas natural
Recursos renovables
150
Energía nuclear
100
50
0
1970
1980
1990
2000
2010
2020
Año
> Proyecciones del consumo de energía. La utilización del petróleo, el carbón, el gas natural y los recursos renovables, tales como la energía hidroeléctrica, aumentará compensando con creces la disminución proyectada en
el consumo de energía nuclear. El gas natural muestra el mayor incremento.
Reservas de gas
Europa Oriental y
ex-Unión Soviética
Asia
Industrializada
Medio Oriente
África
Europa
Occidental
América
Central y
América
del Sur
América
del Norte
Asia en
Desarrollo
> Reservas mundiales de gas natural. Las reservas totales ascienden a 146
trillones de m3 [5146 trillones de pies cúbicos (Tpc)]. La mayoría de las reservas se encuentran alejadas de las áreas de gran demanda.
tado,” en un lugar determinado. Cuando la
demanda es baja, las empresas de servicios públicos venden el exceso de gas en el mercado de disponibilidad inmediata o lo almacenan, si pueden.
Los proveedores de gas se encuentran en una
situación similar, y suelen suscribir contratos “de
compra firme” con exportadores de gas, compañías de exploración y producción de petróleo y
gas (E&P, por sus siglas en inglés), y propietarios
de líneas de conducción. Estos contratos a largo
plazo requieren que los compradores paguen un
volumen de gas convenido, exista o no demanda.
En momentos de gran demanda, los proveedores
de gas también compran en el mercado de disponibilidad inmediata pero, tan pronto ésta decae,
pueden optar por almacenar el gas en vez de venderlo a un precio bajo.
El almacenamiento subterráneo de gas natural constituye una forma importante de manejar
la fluctuación de los precios y de la demanda. El
almacenamiento representa una parte vital de la
cadena que vincula las actividades de petróleo y
gas del sector de upstream—tales como exploración y producción—con la actividad de distribución que corresponde al sector de downstream
y, finalmente, con los consumidores. Muchas instalaciones de almacenamiento son manejadas
sobre una base mercantil por compañías independientes cuyo negocio es el almacenamiento
de gas. Estas compañías de almacenamiento de
gas proveen centros de distribución de gas
conectados a líneas de conducción múltiples,
para diversas compañías de abastecimiento y
distribución de gas.
3
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> Sistemas de almacenamiento subterráneo construidos en formaciones de sal (izquierda), minas abandonadas (centro) y rocas porosas (derecha).
Este artículo examina la historia del almacenamiento subterráneo de gas natural y describe
los diferentes tipos de instalaciones de almacenamiento. En dicha historia, muchas tecnologías
desarrolladas para la evaluación de formaciones
de petróleo y gas, perforación, caracterización de
yacimientos, terminación y estimulación de pozos,
desempeñan roles importantes. Mediante algunos estudios de casos se demuestra cómo se utilizan estas tecnologías para asistir en el diseño, la
construcción y la vigilancia rutinaria de instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas.
Sistemas de almacenamiento
subterráneo de gas
Pueden construirse sistemas de almacenamiento
subterráneo en formaciones salinas, rocas porosas y minas abandonadas (arriba). Los sistemas de
rocas porosas pueden ser yacimientos de hidrocarburos agotados o bien acuíferos.
El primer sitio de almacenamiento subterráneo de gas documentado fue inaugurado en el
Condado de Welland, Ontario, Canadá, en el año
1915.2 En 1916, el yacimiento Zoar, cerca de
Búfalo, Nueva York, se convirtió en el primer proyecto de almacenamiento de gas de los EUA y
aún hoy sigue funcionando. La operatoria de
estos proyectos consistía en inyectar el gas producido en otras partes en los yacimientos de
4
hidrocarburos agotados durante el verano, y
luego extraerlo para su utilización en invierno.
También en 1916, Deutsche Erdoel AG recibió
una patente alemana por el método de disolución
local de cavidades de sal para almacenar crudo y
destilados.
En las décadas siguientes, se registraron
pocos avances en la tecnología de almacenamiento de gas, pero la actividad se reanudó en
Estados Unidos en 1950. Ese año, se almacenaron
por primera vez líquidos de gas natural por el
método de disolución local de una cavidad de sal
en el yacimiento Keystone, Texas, EUA. En 1961,
se utilizó por primera vez una caverna en sal
estratificada, en Marysville, Michigan, EUA, para
almacenar gas natural. Estos proyectos de almacenamiento de gas se pusieron en marcha para
llevar el suministro de gas a los crecientes centros poblacionales, cuando la demanda superaba
la capacidad de las líneas de conducción de
acero. Durante el año 1970, se inauguró en
Eminence, Mississippi, EUA, la primera instalación en una caverna lixiviada en un domo salino.
Este sistema fue creado para reemplazar la producción del Golfo de México, que debía interrumpirse cuando se producían huracanes. Se han
diseñado estructuras similares para almacenar
reservas estratégicas de petróleo y gas como
medida de protección de la seguridad nacional.
En la actualidad, existen más de 550 instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas
en todo el mundo, de las cuales aproximadamente dos tercios se encuentran en los EUA y la
mayoría del resto en Europa. Gran parte del
almacenamiento se realiza en sistemas de rocas
porosas—yacimientos de petróleo y gas agotados que han sido convertidos a sistemas de
almacenamiento de gas, o bien acuíferos—aunque también existen instalaciones de tipo
caverna. En Europa, han proliferado las instalaciones de tipo caverna de sal, gracias a la abundancia de depósitos salinos naturales y a una
historia importante en materia de explotación de
minas de sal. Las cavernas de sal también se utilizan con fines de almacenamiento de gas en
Estados Unidos, especialmente cerca del Golfo
de México. Las instalaciones de almacenamiento
en minas abandonadas o en cavernas de roca son
menos comunes.
Una de las empresas líderes en diseño y
construcción de instalaciones de almacenamiento de gas es Kavernen Bau- und BetriebsGmbH (KBB), ahora compañía de Schlumberger.
KBB ha participado en más de 100 proyectos de
este tipo en todo el mundo (página siguiente).
Cada proyecto requiere un estudio de caracterización petrofísica y mecánica de la ubicación
propuesta en el subsuelo, para asegurar que las
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Almacenamiento
en cavernas de sal
Producción de
salmuera o sal
Almacenamiento
en rocas porosas
Almacenamiento en
cavernas de roca
Producción de sales
minerales especiales
> Ubicaciones de cavernas y proyectos de producción de sal construidos por Kavernen Bau- und
Betriebs- GmbH (KBB). Además de instalaciones de almacenamiento de hidrocarburos, KBB construye y maneja instalaciones para la producción de salmuera, de sal y de otros minerales.
propiedades de la formación sean aptas para el
almacenamiento de gas a largo plazo. Las formaciones salinas se evalúan en relación con la
resistencia de la roca y el volumen de la misma.
Las formaciones de rocas porosas se evalúan
respecto del cierre estructural, los sellos, y con
respecto a la porosidad y permeabilidad para
sustentar altos regímenes de productividad.
Dos parámetros importantes para todas las
instalaciones de almacenamiento subterráneo
son el volumen de gas de trabajo, o gas disponible para la extracción, y el régimen de extracción
máximo durante un período determinado. El gas
de trabajo se determina por el volumen de la instalación de almacenamiento y la diferencia entre
las presiones de gas máxima y mínima. Un volumen de gas, denominado gas de colchón, siempre queda almacenado. El régimen de extracción
máximo del gas almacenado puede limitarse por
la resistencia al flujo en el pozo de producción y
en las rocas porosas.
Las técnicas de construcción de pozos, aplicadas a los pozos para el almacenamiento de gas,
deben garantizar que los pozos toleren altas presiones de inyección, altos regímenes de produc2. “Natural Gas Storage: Historical Development &
Expected Evolution,” GasTIPS (Junio de 1997): Instituto
de Tecnolgía del Gas. http://www.gri.org/pub/content/nov/19981103/165547/gts97-b-01.html
Otoño de 2002
ción y frecuentes alternaciones cíclicas; inyección seguida de producción. Los pozos para el
almacenamiento de gas también tienen una vida
útil prolongada, 80 años o más, en comparación
con los pozos de producción de petróleo y de gas.
En las secciones siguientes, primero se describen las tecnologías utilizadas para diseñar instalaciones en cavernas de sal y luego se
destacan algunos estudios de casos en rocas
porosas.
Almacenamiento en cavernas de sal
La sal tiene diversas propiedades que la hacen
ideal para el almacenamiento de gas. Posee una
resistencia moderadamente alta y fluye plásticamente, sellando fracturas que de lo contrario
podrían convertirse en pasajes de fuga. Sus valores de porosidad y permeabilidad respecto de los
hidrocarburos líquidos y gaseosos se acercan a
cero, de modo que el gas almacenado no puede
escapar. Las cavernas de sal proveen gran productividad; el gas puede extraerse rápidamente
porque no se registra pérdida de presión causada
por el flujo a través de medios porosos. El almacenamiento en cavernas puede pasar por
ciclos—cambio de inyección a producción—en
cuestión de minutos, y permite acomodar una
fracción sustancial de gas de trabajo con respecto al gas total. Las cavernas de sal constitu-
yen la opción preferida para el almacenamiento
comercial, porque permiten frecuentes alternaciones cíclicas y altos regímenes de inyección y
producción.
Para la exploración de cuerpos salinos se utilizan levantamientos electromagnéticos, sísmicos y gravimétricos porque la conductividad, la
velocidad y la densidad de la sal muestran un
gran contraste con respecto a las de las rocas
adyacentes. Los registros de pozos y la extracción de núcleos (testigos, coronas) ayudan a evaluar la estructura y la composición de la sal. La
sal puede presentarse en capas, pero esas acumulaciones evaporíticas a menudo contienen
anhidrita, caliza y dolomía, que no se disuelven.
Los domos salinos tienden a tener una composición más homogénea que las capas de evaporitas mixtas, y son más convenientes para el
almacenamiento de gas porque se disuelven en
forma más uniforme y pueden alojar cavernas
más grandes.
Las investigaciones relacionadas con la
mecánica de las rocas constituyen un componente esencial del diseño de instalaciones de
almacenamiento de gas. Los cálculos teóricos
ayudan a determinar si una formación salina
dada es apta para alojar una caverna. Estos cálculos requieren un conocimiento de la estructura
y de la resistencia de la sal, y ayudan a verificar
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Perfil geológico
Perfil geológico
simplificado
Modelo teórico de
masa rocosa
Modelo de cálculo por el
método de elementos finitos
Estratigrafía
0
Bunter
500
500
Profundidad, m
Profundidad, m
0
654
Esfuerzo de
sobrecarga
(sin sal)
500
654
Zechstein
(sin sal)
825
654
700 m
555
Zechstein
(sal de roca)
825
Posición
de la
caverna
800
1058
1200
830
Esfuerzo efectivo debido
a la extracción de gas
Profundidad, m
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Potasio
795
825
Sal de roca
Zechstein
(sal de roca)
1031 Potasio
1088 Profundidad
1109
final
Formación
subyacente
1000
1058
1088
1058
1088
1200
300 m
Formación
subyacente
1500
1200
150 m
26 24 22 20 18 16 14 12 10
8
6
4
2
0
Esfuerzo efectivo, MPa
> Construcción de un modelo geomecánico de caverna de sal. Los registros de pozos y los núcleos ayudan a construir un perfil geológico simplificado
(izquierda). Esto constituye la base para el modelo teórico de masa rocosa (centro, a la izquierda) para la sal y las capas adyacentes. Un modelo bidimensional de cálculo por el método de elementos finitos (centro, a la derecha), simétrico respecto del eje vertical de la caverna, divide el modelo teórico en
elementos para el cálculo de los esfuerzos. Los cálculos resultantes revelan la distribución de los esfuerzos (derecha) en torno a la caverna propuesta.
la forma y la ubicación de la caverna, la separación entre las cavernas y la estabilidad de las
mismas a las presiones de operación (arriba).
La sal se deforma plásticamente en marcos
temporales relativamente breves, lo cual explica
sus excelentes cualidades de sello. Si bien esta
propiedad ayuda a mantener la impermeabilidad
y evita que las cavernas se fracturen bajo fuertes
cambios de esfuerzos, también implica que las
cavernas se contraerán con el tiempo. Los experimentos realizados en núcleos salinos contribuyen a determinar la resistencia de la formación y
las características de la deformación (próxima
página, arriba).
A fin de determinar el proceso de disolución
óptimo para la creación de cavidades de sal, se
examinan los registros de pozos y los núcleos
salinos (derecha). La presencia de impurezas
insolubles constituye un factor importante para
la determinación de la mejor táctica de lixiviación, pero no siempre se identifica en los registros de pozos; sin embargo, los núcleos
proporcionan muestras para efectuar pruebas de
disolución en laboratorio.
6
La creación de cavernas implica la perforación de un pozo por el cual entrará agua dulce y
saldrá salmuera residual (próxima página, abajo).
Este pozo se utiliza también para la inyección y
extracción de gas, y normalmente tiene el revestimiento cementado hasta el tope de la caverna.
Cuando se perfora a través de la sal, la utilización
de lodo saturado de salmuera ayuda a evitar la
excesiva disolución de la sal mientras se perfora
el pozo hasta el fondo de la caverna. Un plan de
revestimiento típico incluye una tubería guía de
28 pulgadas, una tubería de revestimiento inter-
10 µm
> Núcleos salinos (izquierda) y fotomicrografía (derecha) preparada para estudios de disolución. La composición de los minerales y la textura de la sal pueden afectar el proceso de disolución y deben caracterizarse para optimizar la
construcción de cavernas.
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cemento a través de los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) podría dañar la integridad
de la última tubería de revestimiento cementada,
y la cementación de una tubería de revestimiento
corta (liner) adicional, limitaría el tamaño de las
columnas de lixiviación y producción.
Ingenieros especialistas en terminación de
pozos, seleccionaron el Sistema de Gelificación
Retardada DGS de Schlumberger para su inyección forzada en el espacio anular cementado. El
fluido DGS mantiene una baja viscosidad hasta
que un catalizador interno promueve la formación
del gel. Se efectuó la inyección forzada del gel
mientras un arreglo de empacador de intervalo
inflable mantenía la tubería de revestimiento
cementada alrededor de la zapata, separada del
tramo desnudo del pozo. Los empacadores también mantenían aislado el tramo de interés para
la realización de una segunda prueba WIT, destinada a verificar el éxito del trabajo de reparación
(abajo). Una vez confirmada la integridad del
pozo, podría comenzar la lixiviación.
Velocidad de pérdida, dm3/h
10
> Resultados de experimentos de laboratorio realizados para determinar la resistencia y las propiedades de deformación de los núcleos salinos.
Los dos núcleos del frente muestran deformación
plástica. Los dos núcleos ubicados inmediatamente detrás muestran fracturamiento.
media de 24 ó 20 pulgadas, si fuera necesario
debido al esfuerzo de sobrecarga, y una tubería
de revestimiento de superficie de 185⁄8 pulgadas
ó 16 pulgadas, asentada en la roca sello, y, por
último, una tubería de revestimiento de 133⁄8 u 11
pulgadas, cementada por debajo del tope de la
sal. Las sartas de lixiviación y de producción se
cuelgan dentro de la caverna, desde la última
tubería de revestimiento cementada.
Antes de iniciar las operaciones de lixiviación, se realiza una prueba hidráulica de integridad del pozo (WIT, por sus siglas en inglés), para
verificar la solidez del sistema del pozo; cabeza
de pozo, última tubería de revestimiento cementada, zapata de la tubería de revestimiento y
tramo del pozo abierto. Durante las operaciones
de almacenamiento y recuperación, las presiones
diferenciales más altas que experimenta la
caverna se producen en la zapata de la última
tubería de revestimiento cementada, y es allí
donde se produce la presión máxima durante una
prueba WIT.
En un pozo en una caverna de sal, la prueba
WIT mostró pérdidas hidráulicas inaceptables.
Las investigaciones realizadas con posterioridad
indicaron una zona débil, probablemente un micro
espacio anular entre el cemento y la sal, en la
zapata de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas. Luego de analizar las opciones de reparación tradicionales, se concluyó que éstas eran
inadecuadas. La inyección forzada (a presión) de
Otoño de 2002
Velocidad de pérdida calculada,
antes de la reparación
Velocidad de pérdida calculada,
después de la reparación
1
0.1
1
10
100
1000
Tiempo, horas
> Velocidades de pérdida de fluido a partir de las pruebas de integridad de
pozo (WIT, por sus siglas en inglés), antes y después de la reparación. La
prueba realizada antes de la reparación (puntos azules) mostró grandes
pérdidas permanentes, lo cual indicaba un probable micro espacio anular
entre la sal y el cemento en la zapata de la tubería de revestimiento de
133⁄8 pulgadas. Después de la inyección forzada del Sistema de Gelificación Retardada DGS a través de los disparos de esta zona, una segunda
prueba indicó que las pérdidas estaban controladas (puntos rojos).
Gas
Gas
Salmuera
Agua
Agua
Salmuera
Lixiviación directa
Lixiviación inversa
> Efectos de las posiciones relativas de la inyección de agua dulce y de la
extracción de salmuera en la lixiviación directa (izquierda) y en la lixiviación
inversa (derecha). En el nivel de inyección de agua se disuelve más sal, lo
cual crea una cavidad más amplia a esa profundidad. Los niveles de inyección y extracción pueden modificarse para controlar la forma de la caverna.
7
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20 m
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0m
20 m
40 m
El tiempo necesario para crear una caverna
depende de la solubilidad de la sal y del tamaño
deseado de la caverna. Una instalación recientemente construida en una caverna consta de cinco
cavernas de sal independientes de unos 250 m
[820 pies] de altura y 40 m [131 pies] de ancho.
Los costos de construcción, incluyendo la perforación de pozos, la lixiviación de la sal, el montaje de las instalaciones de superficie y la
inyección del gas que forma el colchón, totalizaron 150 millones de dólares estadounidenses.
La duración total del proyecto, desde el análisis de factibilidad hasta el montaje y la puesta en
servicio, fue de más de cinco años. KBB está
construyendo una caverna que, cuando esté terminada en el año 2003, será la más grande del
mundo (abajo).
Otro ejemplo de almacenamiento de gas en
cavernas se encuentra en Nuettermoor,
Alemania. El lugar elegido en Nuettermoor ofrecía condiciones ideales al operador EWE
Aktiengesellschaft, Oldenburg: sal de alta calidad, una ubicación favorable dentro de la red de
980
1000
Profundidad, m
1020
1040
1060
X100
X150
1080
> Forma de una caverna delineada por las mediciones de un
calibrador tipo sonar.
8
otros minerales, puede arrojarse en mares cercanos—siempre que esté permitido—o eliminarse
mediante su inyección en otras capas de roca con
suficiente inyectividad. En ciertos casos, la salmuera residual se elimina en minas de sal abandonadas.
Las impurezas no disueltas en la sal forman un
residuo saturado de agua, o colector, en el fondo
de la caverna. Luego de llenar la caverna con gas
seco, el agua del colector se evapora en el gas a
medida que éste se produce. La despresurización
de este gas húmedo puede producir la formación
de hidratos que pueden obstruir los tubulares de
fondo de pozo y las instalaciones de superficie.
Para determinar las condiciones de extracción de
gas libre de hidratos, deberían vigilarse rutinariamente la presión, la temperatura, la humedad y el
punto de rocío de la caverna. La inyección de inhibidores para evitar la formación de hidratos es
práctica común antes de extraer el gas.
Profundidad, m
En el proceso de lixiviación, se bombea agua
dulce por una sarta de producción del pozo y por
la otra retorna salmuera. Se necesitan alrededor
de ocho volúmenes de agua para disolver un
volumen de sal. El techo de la caverna debe protegerse de una disolución fuera de control,
mediante el bombeo de un fluido protector, por lo
general gas licuado—típicamente nitrógeno—
que flota en la superficie de la salmuera. Por
debajo de este manto protector, se puede crear
una caverna por disolución de forma aproximadamente cilíndrica, de acuerdo con los objetivos y
los cálculos geomecánicos y de disolución local.
Para controlar la forma de la caverna, es posible
modificar las profundidades relativas de las
columnas de lixiviación. La forma y el tamaño de
la caverna resultante pueden confirmarse con
calibradores tipo sonar (arriba).
La salmuera producida puede utilizarse en la
industria química para la extracción de sal u
X200
X250
X300
X350
X400
X450
-50
0
50
Radio, m
> Una caverna de grandes dimensiones,
que mide 400 m de altura por 80 m de
ancho. La Torre Eiffel de París, Francia,
podría entrar en esta caverna.
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Tope de la zona
de interés
Mejor porosidad
10 pies
Base de la zona
de interés
> Imagen de resistividad de la pared del pozo obtenida con el generador
de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, donde se aprecia
un objetivo de alta porosidad y alta resistividad para el pozo horizontal
de almacenamiento de gas de CNG Transmission. El pozo de re-entrada
de radio de curvatura corto, perforado con tubería flexible, contribuyó a
aumentar la productividad en un 840%.
transporte, extracción de agua dulce libre de problemas y eliminación final de la salmuera en el
estuario del Ems. Las cavernas de Nuettermoor
tienen hasta 400 m [1312 pies] de altura y 75 m
[246 pies] de ancho.
La instalación de Nuettermoor consta de 18
cavernas, dos de las cuales todavía se encuentran en construcción. El volumen geométrico total
de las cavernas es de unos 8.5 millones de m3
[300 MMpc] y puede alojar aproximadamente
1300 MMm3 [46,000 MMpc] de gas natural, de
los cuales un 80% corresponde a gas de trabajo
y un 20% a gas de colchón. La presión de operación mínima es de 30 bares [440 lpc] y la presión
máxima es de aproximadamente 150 bares [2200
lpc]. Una de las más grandes en su tipo a nivel
mundial, la instalación de Nuettermoor, garantiza
una porción sustancial del abastecimiento de
energía en Alemania.
Otro ejemplo de almacenamiento de gas en
cavernas es la instalación de Huntorf, Alemania,
operada por E.ON Kraftwerke GmbH. En 1975, se
crearon cuatro cavernas de almacenamiento de
gas mediante la disolución de un domo salino
Pérmico, lo cual equivale a un volumen total de
1.1 MMm3 [39 MMpc]. Cada caverna tiene de
220 a 275 m [720 a 900 pies] de altura y unos 60
m [200 pies] de ancho máximo. Con una presión
de almacenamiento máxima de 100 bares [1450
lpc], la capacidad total de almacenamiento es de
137 MMm3 [5100 MMpc]. De esta capacidad, el
volumen de gas de trabajo es de 68 MMm3 [2530
Otoño de 2002
MMpc], y el resto es gas de colchón. Adyacente
a la instalación de Huntorf, existe una instalación
de almacenamiento de energía en forma de aire
comprimido (véase “Almacenamiento de energía
en forma de aire comprimido,” página 10).
Perforación de pozos de almacenamiento
de gas en rocas porosas
La mayoría de las instalaciones de almacenamiento de gas se crean en las rocas porosas de
yacimientos de gas agotados, que han estado en
operación durante varias décadas. Es menos costoso desarrollar yacimientos agotados que otros
tipos de instalaciones, porque los pozos de drenaje y las cañerías de recolección existentes pueden convertirse para su utilización con fines de
almacenamiento de gas. En muchos casos, los
yacimientos agotados contienen el gas básico,
necesario para operar una instalación de almacenamiento. En general, las instalaciones en rocas
porosas son aptas para el almacenamiento estacional y de reservas estratégicas. Las capacidades de producción y la productividad limitadas,
restringen su utilización para el suministro de
energía durante los períodos de generación de
electricidad de carga pico. Los operadores de
estos yacimientos tienen que lidiar con los mismos problemas que experimentan las compañías
de E&P de petróleo y de gas, y a menudo aplican
tecnologías comprobadas en los campos petroleros para incrementar la capacidad del yacimiento
y aumentar los regímenes de extracción de gas.
En 1998, CNG Transmission, que ahora forma
parte de Dominion Transmission, planificó la ejecución de un pozo horizontal de gran productividad, reingresando en un pozo existente en el
yacimiento de almacenamiento de gas South
Bend, Condado de Armstrong, Pensilvania, EUA. Si
lograba perforar un pozo de re-entrada de radio de
curvatura corto con tubería flexible, que siguiera
las arenas de la Formación 100 Foot Sand, de origen fluvial del Mississippico, CNG Transmission
contaría con una forma eficaz en materia de costos de mejorar el desempeño del campo.3 El pozo
resultante se conectaría con las líneas de conducción y con las instalaciones de superficie existentes, y la perforación en condiciones de bajo
balance (desbalance, underbalanced) con tubería
flexible, causaría mínimo impacto sobre el medio
ambiente y escaso daño de formación.
El yacimiento de gas South Bend, descubierto
en 1922, fue convertido a instalación de almacenamiento de gas en 1951. Su capacidad es de
491 MMm3 [17340 MMpc], de los cuales 164
MMm3 [5810 MMpc], o un 33.5%, se encuentran
disponibles para su extracción. El yacimiento
contiene 61 pozos de inyección-producción y 4
pozos de observación. Un 75% de la producción
de gas proviene de sólo 12 pozos, lo cual
demuestra que la heterogeneidad del yacimiento
ha hecho del emplazamiento de los pozos un verdadero desafío.
Para aumentar las posibilidades de perforar
un pozo de re-entrada horizontal con éxito, la
compañía necesitaba conocer las características
petrofísicas y la naturaleza estratigráfica de las
arenas de alta calidad de la Formación 100 Foot
Sand. Se limpió el pozo abierto existente y se
adquirieron imágenes y registros con cable del
pozo de diámetro reducido. También se examinaron los registros de imágenes de pozos vecinos
(arriba). La interpretación de todo el conjunto de
datos indicó una zona de alta porosidad y 4 m [14
pies] de espesor, con echados (buzamientos) de 3
a 4° hacia el SSO. Se programó que el nuevo
pozo ingresara en esta zona y luego continuara a
lo largo de un tramo horizontal de 152 m [500
pies] de extensión.
(continúa en la página 12)
3. Stiles EK, DeRoeun MW, Terry IJ, Cornell SP y DuPuy SJ:
“Coiled Tubing Ultrashort-Radius Horizontal Drilling in a Gas
Storage Reservoir: A Case Study,” artículo de la SPE 57459,
presentado en la Convención Regional del Este de la SPE,
Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 de octubre de
1999.
9
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Almacenamiento de energía en forma de aire comprimido
10
presión atmosférica. Esta reducción de presión
podría permitir que la sal fluya plásticamente,
fenómeno que se conoce como escurrimiento de
la sal. Además, los esfuerzos ejercidos en el volumen externo de la sal pueden provocar deformaciones de magnitud considerable. Se ha
publicado que una caverna en Mississippi ha
sufrido una pérdida de volumen del 50%, debido
a la convergencia de la sal.
La inspección de los contornos de las cavernas de la instalación CAES en Huntorf, resultó
difícil porque las herramientas ultrasónicas utili-
Generación de energía, MW
3000
Presión de la caverna, bar
Desde el punto de vista económico, el gas natural no es el único tipo de gas que conviene almacenar en cavernas. El aire comprimido, que
también lo utilizan las centrales de generación
de energía, también puede guardarse en instalaciones de almacenamiento de energía en forma
de aire comprimido (CAES, por sus siglas en
inglés).
La idea básica de las instalaciones CAES consiste en almacenar la energía producida por unidades nucleares o unidades a carbón fuera del
período de consumo pico, como aire comprimido
para su utilización en los períodos de gran
demanda. Durante los períodos de bajo consumo
y bajos costos, un motor consume energía para
comprimir y almacenar el aire en cavernas de
almacenamiento subterráneo de gas
(izquierda). Durante los períodos de carga pico,
se extrae el aire comprimido para quemar el gas
natural en las cámaras de combustión de superficie.
En centrales eléctricas que operan exclusivamente con turbinas de gas, unos dos tercios de
la energía se utilizan para comprimir el aire de
combustión. En una central eléctrica del tipo
CAES, no se necesita compresión adicional porque el aire ya está comprimido. Una instalación
CAES puede utilizar todo el volumen producido
para la generación de energía.
Hasta la fecha, se han construido dos plantas
CAES; una en Huntorf, en 1978, y la segunda en
McIntosh, Alabama, EUA, en 1991 (página
siguiente, arriba).1 Se está proyectando una tercera instalación en una mina de caliza de 10
MMm3 [353 MMpc], en Norton, Ohio, EUA. Las
dos cavernas de almacenamiento de aire comprimido de Huntorf tienen una altura de unos
250 m y un ancho de 60 m, para almacenar un
volumen total de 310,000 m3 [11 MMpc] de gas.
A fin de vigilar rutinariamente la estabilidad
de las cavernas de almacenamiento de gas, una
herramienta de calibración tipo sonar inspecciona con regularidad la forma de las cavernas
para asegurar la longevidad de la instalación de
almacenamiento. Los frecuentes cambios de
presión y de temperatura asociados con la
inyección y la extracción de aire, pueden afectar
la estabilidad de la sal. Para realizar trabajos en
boca de pozo o en sartas de producción, a veces
es necesario reducir la presión de aire de la
caverna en la instalación de Huntorf hasta la
Compresión del aire
Expansión del aire
2500
2000
65
60
55
50
45
40
0
3
6
9
12
Tiempo, horas
15
18
21
24
> Generación de energía en la instalación de almacenamiento de energía en forma de aire comprimido (CAES, por sus siglas en inglés), durante un período de 24 horas. Durante los períodos de bajo consumo, el
aire se comprime y almacena en el subsuelo (rosado). Durante los períodos de consumo pico, el aire comprimido se extrae (azul) y se quema
con el gas natural para generar electricidad.
> Corrosión de una tubería de revestimiento de la instalación CAES
en la caverna de sal de Huntorf. Hasta el plástico reforzado con fibra
de vidrio (FRP, por sus siglas en inglés), que reemplazó a la tubería
de revestimiento de acero original en la década de 1980, sufrió problemas de corrosión. Los registros para la evaluación de tuberías de
revestimiento pueden verificar la eficacia de las medidas destinadas
a prevenir la corrosión, tales como la inyección de aire seco entre el
acero y el plástico reforzado con fibra de vidrio.
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zadas en las cavernas de gas natural tienen un
rango de operación inadecuado para las cavernas
CAES húmedas. Por el contrario, la inspección
realizada con la herramienta láser demuestra lo
poco que se han modificado los contornos de las
paredes de las cavernas durante los 20 años de
operación (abajo a la derecha).
Un aspecto crítico del diseño de pozos para el
almacenamiento de aire comprimido fue el
requerimiento de regímenes de extracción extremadamente altos con bajas pérdidas de presión.
Para ello fue necesario utilizar una tubería de
revestimiento de 241⁄2 pulgadas como última tubería de revestimiento cementada, y una sarta de
tubería de producción de 21 pulgadas. Debido a
que no hay empacador que selle el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento, la última sarta de revestimiento
cementada está expuesta a la corrosión. El agua
del colector de componentes no disueltos en el
piso de la caverna satura al aire comprimido, lo
cual lo hace altamente corrosivo. En Huntorf, se
realizan intentos por contrarrestar la corrosión
de la tubería de revestimiento final mediante la
inyección de aire seco en el espacio anular.
Para reducir aún más el impacto de la corrosión, la sarta de tubería de producción ubicada
dentro de la última tubería de revestimiento
cementada se hizo de un acero extra-grueso. Sin
embargo, al cabo de unos pocos meses de operación, comenzaron a surgir serios problemas de
corrosión con la aparición de herrumbre en los
filtros, corriente arriba de la turbina de gas. La
tubería de revestimiento de producción de
acero de 133⁄8 pulgadas fue reemplazada por
plástico reforzado con fibra de vidrio (FRP, por
sus siglas en inglés) en la década de 1980.
Ahora, sin embargo, hasta las sartas de FRP
están mostrando destrucción parcial (página
previa, abajo).
Para reemplazar el FRP en un pozo, se extrajo
el tramo deteriorado, y se limpió e inspeccionó
la última tubería de revestimiento de acero
cementada de 241⁄2 pulgadas, utilizando la herramienta Electromagnética de Frecuencias
Múltiples para Medición de Espesor de Tubería
1. Crotogino F, Mohmeyer KU y Scharf R: “Huntorf CAES:
More Than 20 Years of Successful Operation,” presentado en la Conferencia del Instituto de Investigación
sobre el Método de Disolución Local, Orlando, Florida,
EUA, 15 al 18 de abril de 2001.
Otoño de 2002
la corrosión, consistentes en la inyección de
aire seco entre la tubería de revestimiento de
acero y la de FRP, habían logrado inhibir con
éxito la corrosión de la tubería de revestimiento
de acero. No se observaron indicios de picaduras o corrosión en la superficie del acero.
METT para evaluar el espesor de la pared de la
tubería. Debido al gran diámetro de la tubería
de revestimiento, la herramienta se utilizó fuera
de su rango de operación normal, que es de
hasta 133⁄8 pulgadas. La evaluación de los registros indicó que las medidas de protección contra
Vista aérea de la planta CAES de Huntorf
Caverna de
almacenamiento
de aire 2
Caverna de
almacenamiento
de aire 1
Central de
generación
de energía
> Instalación de almacenamiento de aire comprimido y central de energía de Huntorf, Alemania.
Vigilancia rutinaria de la forma de las cavernas
20 m
0m
20 m
Sonar en 1984
Láser en 2001
600
20 m
0m
20 m
Profundidad, m
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650
700
750
> Vigilancia rutinaria de la forma y las dimensiones de las cavernas. Las
semejanzas entre los contornos detectados con un sonar en 1984 y los
observados por las mediciones láser en 2001 muestran cuán poco han cambiado las formas de las dos cavernas en casi 20 años de operación.
11
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9:24 AM
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El revestimiento original del pozo se remontaba a la década de 1920 y se consideraba demasiado frágil para la perforación rotativa
convencional. La presencia de una “zona
ladrona” agotada detrás de la sarta de revestimiento asentada justo por encima de la sección
yacimiento, complicaba aún más el programa de
re-entrada. Para evitar el ingreso a esta zona de
pérdida de circulación, la desviación tendría que
comenzar en el pozo abierto, utilizando un tapón
de cemento en lugar de una cuña de desviación
mecánica que es más aceptada.
La desviación comenzó a 1.5 m [5 pies]
debajo de la zapata de la tubería de revestimiento de 51⁄2 pulgadas, con un arreglo de fondo
de pozo (BHA, por sus siglas en inglés) direccional para perforación con tubería flexible VIPER
de Schlumberger. Para perforar el pozo horizontal de 43⁄4 pulgadas, se desplegó un motor y un
BHA direccional en la tubería flexible de 23⁄8 pulgadas. Dado que la presión del yacimiento había
declinado, el pozo terminó siendo perforado con
un sobrebalance de presión de 200 lpc [13.6
atm]. El desempeño de este sistema superó las
expectativas y se lograron curvaturas de hasta
100°/100 pies [30 m], lo cual excedió el programa de 65°/100 pies. Sin embargo, la presencia inesperada de roca dura demandó varios
cambios de barrena (mecha, broca, trépano) y
retardó la velocidad de penetración, de modo que
se revisó la planificación del pozo para interrumpir la perforación 88 m [290 pies] después del
comienzo de la desviación.
A los dos meses de la limpieza del pozo, su
producción había aumentado de 9,650 m3/d a
81,050 m3/d [0.337 MMpc/D a 2.83 MMpc/D], es
decir, un incremento de la productividad de 840%.
Luego de los resultados exitosos de esta primera re-entrada, CNG Transmission decidió utilizar tubería flexible para perforar otros dos pozos
de re-entrada de radio de curvatura corto. El
segundo pozo mostró un incremento en la productividad del 320% y la productividad del tercer
pozo aumentó en un 2400%.
Perforación bajo presión
Mientras que los yacimientos de almacenamiento
de gas en el noreste de EUA tienden a estar ubicados en formaciones relativamente someras de
rocas porosas competentes, las instalaciones en
otras partes del mundo experimentan condiciones
de perforación y problemas de estabilidad del
pozo que requieren soluciones diferentes.
En un caso, Wintershall AG planificó perforar
una serie de pozos horizontales adicionales en su
yacimiento de almacenamiento subterráneo de
12
DEL
MAR
NOR
TE
Alemania
Yacimiento de gas
Breitbrunn/Eggstatt
0m
100
> Yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, en Bavaria, Alemania, convertido en yacimiento de almacenamiento de gas en 1993. En 1996, el agregado de seis pozos horizontales permitió duplicar la capacidad de almacenamiento de este yacimiento. Los pozos horizontales representan la mejor forma de
intersectar la mayor cantidad de areniscas aisladas que constituyen las capas de almacenamiento de
gas. Aquí, una trayectoria de pozo suavemente curva atraviesa la capa de interés desde el tope hasta
la base y nuevamente hasta el tope (recuadro).
gas, situado en Rheden, Alemania. Para evitar
pérdidas de lodo en la sección yacimiento, los
pozos debieron perforarse mientras la presión de
almacenamiento se encontraba en su punto más
alto. Para asegurar un adecuado control de pozo,
Schlumberger, Wintershall y el contratista de
perforación desarrollaron en forma conjunta una
serie de procedimientos operativos estrictos, que
incluyeron medidas preventivas y procedimientos
de respuestas ante emergencias, destinados a
garantizar la correcta secuencia de trabajo para
evitar situaciones críticas.
Las presiones de yacimiento eran tan altas
que en las primeras etapas de la construcción de
los pozos, la columna de perforación no era lo
suficientemente pesada para bajar sin ser empujada. Los viajes de extracción de la columna para
cambiar el BHA o la barrena y volver a bajar el
BHA en el pozo, bajo alta presión, exigían la utilización de una unidad para entubar bajo presión
(snubbing unit). La unidad Sedco SN24 seleccionada para el trabajo, debió experimentar ciertas
modificaciones estructurales aprobadas por las
autoridades mineras responsables, a los efectos
de su conexión en la torre del equipo de perforación. Una vez que el peso de la sarta de perforación fue lo suficientemente alto como para
superar la presión del gas en el pozo, la columna
pudo bajarse sin la asistencia de la unidad para
entubar bajo presión. En ese momento, dicha unidad se desmontó y se extrajo del interior del
mástil del equipo de perforación, y el personal de
perforación pudo retomar las operaciones de perforación habituales.
La unidad Sedco SN24 debió utilizarse en
todos los viajes de salida del pozo hasta alcanzar
la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés)
y terminar el pozo a esa profundidad. La última
operación con la unidad Sedco SN24 fue la
bajada de una tubería de revestimiento corta de
7 pulgadas. Ahora, este procedimiento está aprobado y se encuentra disponible para futuras aplicaciones de perforación con fines de
almacenamiento subterráneo de gas.
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Generación de imágenes
durante la perforación
El yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, que se
encuentra en Bavaria, Alemania, fue descubierto
en 1975. Los pozos de producción eran verticales
y explotaban cuatro arenas hasta 1993, cuando
la capa superior extrema, Capa A, fue convertida
en yacimiento de almacenamiento de gas. En
1996, la demanda de gas natural durante los
meses de invierno condujo a una campaña destinada a duplicar la capacidad de almacenamiento
de este anticlinal, con la apertura de las Capas C
y D, que correspondían a dos areniscas más profundas y menos homogéneas.4 Las capas más
profundas están integradas por lentes de areniscas aisladas, que podrían sufrir problemas de
producción de arena durante los ciclos de producción. La intersección de la mayor cantidad de
lentes posibles requería la perforación de pozos
horizontales con la adquisición de registros
durante la perforación (LWD, por sus siglas en
inglés) en tiempo real para el correcto geoposicionamiento del pozo. Los datos LWD ayudarían
además a optimizar la orientación de la trayectoria del pozo para evitar direcciones con propensión a la producción de arena.
Los estudios geológicos, petrofísicos y geomecánicos, realizados antes de la perforación,
permitieron mejorar la precisión del modelo
estructural de yacimiento, contribuyeron a evaluar la distribución de la arena y la estabilidad
del pozo, y sirvieron para la selección del lodo de
perforación y de las herramientas LWD, que permitirían dirigir el pozo en forma exitosa dentro de
las capas prospectivas delgadas de 5 a 15 m [16
a 49 pies] de espesor. El modelo estructural logró
una precisión del 99.9% en cuanto a la profundidad, o una imprecisión máxima de 1.5 m, gracias
a la incorporación en el modelo de localizaciones
de pozos re-investigados, levantamientos direccionales y marcadores obtenidos de registros de
pozos existentes.
La evaluación petrofísica y estratigráfica predijo que habría areniscas prospectivas en forma
de lentes aislados. Para penetrar la mayor cantidad de lentes posibles, las trayectorias de los
pozos fueron diseñadas como suaves perfiles en
forma de U que permitieran atravesar las Capas
C y D, desde el tope hasta la base y nuevamente
hasta el tope, dentro de cada tramo horizontal
(página previa).
Las trayectorias de los pozos fueron diseñadas de manera tal de minimizar la inestabilidad
de los pozos y la producción de arena. Según un
estudio geomecánico, el esfuerzo horizontal
máximo tiene una orientación N-S, el esfuerzo
Otoño de 2002
10 m
Imagen GVR en tiempo real
Dirección de la perforación
> Imagen GVR obtenida en tiempo real en un pozo horizontal ubicado en el yacimiento de almacenamiento de gas Breitbrunn. Los echados de los límites de capas, obtenidos de la imagen GVR, definen
la posición relativa del pozo dentro del yacimiento. Cuando se perfora una sección estratificada en
forma descendente, los límites de las capas apuntan hacia la superficie. En cambio, cuando se perfora una sección en forma ascendente, los límites de las capas apuntan hacia el fondo del pozo. En
esta imagen, la barrena se mueve de derecha a izquierda, perforando la sección hacia abajo.
horizontal mínimo posee una orientación E-O, y el
esfuerzo intermedio es vertical. En base a esta
información, y suponiendo una resistencia de
roca isotrópica, los pozos deberían diseñarse con
orientación N-S. Sin embargo, las pruebas de
resistencia de la roca mostraron una clara anisotropía, con valores de resistencia máximos en la
dirección N-S que triplican el valor de la resistencia mínima. Por otra parte, se creía que los
esfuerzos probablemente aumentarían en los
flancos del anticlinal. Los pozos ubicados más
cerca del eje anticlinal, lejos de los flancos,
serían más estables. Esto condujo a seleccionar
finalmente la dirección NE-SO, a lo largo del eje
anticlinal, como el azimut óptimo del pozo.
El análisis geomecánico también incidió en la
selección del lodo de perforación. A veces, se
seleccionan lodos energizados con espuma para
la perforación en condiciones de bajo balance,
con el objetivo de evitar la invasión en yacimientos agotados, destinados a convertirse en yacimientos de almacenamiento de gas. En este
caso, un lodo de perforación base agua ofrecería
mayor estabilidad del pozo y produciría un revoque de filtración (enjarre) delgado en la pared del
pozo para reducir la invasión.
4. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Use
of Real-Time and Time-Lapse Logging-While-Drilling
Images for Geosteering and Formation Evaluation in the
Breitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE
71733, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,
30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
5. Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,
Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:
“Resistivity While Drilling: Images from the String,”
Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 4–19.
6. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,
López-de-Cardeñas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:
“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”
Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18–33.
Este tipo de sistema de lodo permitiría que
todas las técnicas convencionales de adquisición
de registros y generación de imágenes durante la
perforación, se aplicaran con transmisión de
datos en tiempo real. La herramienta de
Resistividad GeoVision GVR, que es una versión
reciente de la herramienta de Resistividad Frente
a la Barrena RAB, fue seleccionada por su capacidad para diferenciar lentes de arenisca de las
lutitas adyacentes. Se escogió la herramienta de
Densidad-Neutrón Azimutal ADN para asistir en
la identificación de rasgos de arcilla y concreciones carbonatadas. Juntas, estas herramientas
posibilitaron la evaluación de la porosidad y del
contenido de arena durante la perforación de los
tramos horizontales de 81⁄2 pulgadas hacia la
base y el tope, dentro de las capas C y D.
Los echados computados a partir de las imágenes GVR en tiempo real, definieron la posición
relativa del pozo dentro del yacimiento (arriba).
La perforación en dirección ascendente o descendente a través de la sección es fácil de reconocer en estas imágenes. Los límites de capas
sinusoidales apuntan hacia la superficie cuando
se perfora en sentido descendente, y hacia el
fondo del pozo cuando se perfora en sentido
ascendente.5
Después de la perforación se analizaron
todos los datos LWD, los datos adquiridos con
cable y los datos de núcleos, para la evaluación
petrofísica final. Se seleccionaron las zonas de
mayor permeabilidad para efectuar los disparos,
siempre que los datos geomecánicos indicaban
la factibilidad de producción sin arena. Se desplegaron cañones de disparos orientados para
ubicar los disparos en la arenisca y no, por ejemplo, en una lente de lutita o en una concreción
carbonatada subyacente.6
13
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Colgador de
la tubería de
producción
Con estas técnicas, se perforaron y terminaron tres pozos horizontales en cada una de las
dos areniscas heterogéneas. Cada pozo tenía una
longitud de más de 1000 m [3280 pies] y, en conjunto, los seis pozos duplicaron la capacidad de
almacenamiento de Breitbrunn, que alcanzó 1085
MMm3 [38,300 MMpc].
Control de la producción de arena en pozos
de almacenamiento de gas
El control de la producción de arena puede constituir una preocupación importante en ciertos
Válvula de
pozos de almacenamiento de gas, especialmente
seguridad
porque experimentan ciclos repetidos de altos
regímenes de inyección y producción. El control
de la producción de arena era el objetivo primordial de la compañía Taiwan Petroleum and
Exploration, una división de la empresa Chinese
Petroleum Corporation, cuando comenzó un proJunta de
expansión
yecto en 1997 para profundizar seis pozos en el
yacimiento Tiehchenshan y construir una instalación de almacenamiento de gas.
La formación destinada al almacenamiento de
Camisa
gas, ubicada a una profundidad de 2800 m [9184
corrediza
pies], está constituida por una arenisca poco consolidada con escaso contenido de lutitas. La porosidad promedio es del 20% y la permeabilidad de
Arreglo de sello 250 mD. Para mantener el régimen de inyección y
de aldabas
extracción máximo especificado de 808,000 m3/d
[28.2 MMpc/D] por pozo, los seis pozos se termiEmpacador
narían con empaques de grava a pozo abierto.
Cada pozo ya había sido perforado previamente
Válvula a
con columna de producción de 95⁄8 pulgadas,
charnela
cementada justo encima del yacimiento.
El proyecto Tiehchenshan asignó 12 días por
pozo, es decir, un total de 72 días para profundizar los seis pozos. El alcance del trabajo incluía la
Zapata de la
tubería de
limpieza de la tubería de revestimiento de 95⁄8
revestimiento de
pulgadas, la perforación de un tramo abierto de
9 5/8 pulgadas
81⁄2 pulgadas de unos 30 a 40 m [100 a 130 pies]
de largo, la extracción de núcleos de cinco de los
seis pozos, el emplazamiento del empaque de
Zona de
almacenamiento grava, la bajada de una sarta de terminación final
de gas
y la limpieza de los pozos (izquierda).
El proyecto se completó en 60 días, con dos
equipos de perforación y sin pérdida de tiempo
debido a incidentes. Las necesidades de terminación incluyeron un tratamiento de remoción de
> Terminación de pozo típica con empaque de
herrumbre mediante la inyección de 10 bbl [1.6
grava (no está a escala) en el proyecto de almam3] de fluido con una concentración de HCl del
cenamiento de gas de Tiehchenshan, Taiwán. La
formación destinada al almacenamiento corres15%, inhibidor de corrosión y agente secuespondía a una arenisca poco consolidada y cada
trante ferroso.7 A continuación, se realizó un trauno de los seis pozos requirió un tratamiento de
tamiento de purificación mediante la inyección de
control de la producción de arena para sustentar
20 bbl [3.1 m3] de gel de hidroxietilcelulosa (HEC)
los altos regímenes de inyección y extracción
de 40 libras por mil galones (lpt) con 400 lbm [181
kg] de arena de malla 20/40.
El empaque de grava incluyó la inyección de
10 bbl de colchón de gel HEC de 40 lpt, seguido
de la circulación de gel HEC de 40 lpt, con una
concentración de grava de 1 libra de apuntalante
agregado (ppa) por galón de lechada. Algunos
pozos tenían empaques de lechada de gel HEC de
80 lpt y 4 ppa por galón de lechada. El tratamiento posterior al colchón se efectuó inyectando 5 bbl [0.8 m3] de gel HEC de 40 lpt. El fluido
de terminación que quedó en el espacio anular
de la tubería de revestimiento de cada pozo era
una mezcla de 8.47 lpg con 3% de cloruro de
potasio [KCl] con inhibidor de corrosión IDFILM
820X. Esto para minimizar el desarrollo de bacterias y la acumulación de corrosión durante la vida
útil de los pozos. Se limpió y se realizó una
prueba de producción en cada pozo, obteniéndose resultados positivos.
Los empaques de grava impidieron con éxito
la producción de arena durante los tres años de
producción de gas desde la construcción de estos
pozos. Los pozos aún no han sido utilizados para
inyección de gas, pero durante todo este tiempo,
la productividad de los mismos se mantuvo en los
niveles altos alcanzados inicialmente, gracias al
éxito de los empaques de grava.
Vigilancia rutinaria de pozos
de almacenamiento de gas
Todas las instalaciones de almacenamiento de gas
requieren algún tipo de vigilancia rutinaria para
asegurar que los pozos puedan producir o aceptar
gas a los gastos (velocidades o tasas de flujo, caudales, ratas) requeridos. Los altos gastos experimentados durante la extracción del gas pueden
producir daños de formación en las inmediaciones
del pozo. De un modo similar, se pueden producir
daños en el pozo con altos regímenes de inyección. La frecuente alternancia entre extracción e
inyección puede ser otra de las causas de esos
daños.
Tradicionalmente, la observación rutinaria de
pozos en sistemas de rocas porosas implica la
realización de pruebas de contrapresión en
superficie cada 1 o 2 años. Una prueba de contrapresión en superficie consiste en cerrar el
pozo unas horas hasta lograr la estabilización de
la presión, para luego hacerlo producir y cerrarlo
en forma alternativa, durante períodos de 4 a 8
horas. Se controla el gasto y se registran las presiones de superficie, normalmente cada 5 a 10
minutos, durante los períodos de flujo y cierre.
de gas.
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Factor de daño mecánico
calculado a partir de las
pruebas de productividad
Factor de daño mecánico
medido de la prueba PTTA
Factor de daño
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10
5
0
-5
-5
0
5
10
15
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Factor de daño
> Comparación entre el factor de daño mecánico determinado mediante el análisis de la
prueba de presiones transitorias y el daño
mecánico calculado en base a las pruebas
de productividad. El buen ajuste entre ambos
conjuntos de valores demuestra que es posible utilizar los valores calculados en lugar
de los valores medidos. El método requiere
mediciones iniciales con un registrador de
presión de fondo de pozo.
Los datos de una prueba de contrapresión
convencional pueden utilizarse para predecir la
productividad del pozo, para cualquier presión de
yacimiento y cualquier presión en boca de pozo.
De este modo, cualquier daño que haya ocurrido
desde la última prueba resultará evidente. Sin
embargo, si las pruebas son poco frecuentes, es
probable que no se identifiquen daños en el pozo
con la anticipación suficiente para evitar pérdidas de productividad, y además puede resultar
difícil determinar la causa del daño. Las pruebas
frecuentes, utilizando medidores de presión de
fondo de pozo, normalmente son demasiado costosas. En las pruebas de superficie, los pozos se
hacen producir a diversos gastos para determinar
su productividad y detectar cualquier daño producido desde la última prueba.
Los ingenieros del sector de Servicios de Datos
y Consultoría de Schlumberger, desarrollaron una
nueva forma de utilizar los resultados de las mediciones de superficie para cuantificar el daño del
pozo con el tiempo.8 Sólo se requiere el análisis de
una prueba inicial de presiones transitorias (PTTA,
por sus siglas en inglés); análisis que utiliza datos
del registrador de presión de fondo. El nuevo
método fue comprobado con datos de un pozo de
almacenamiento de gas en un yacimiento de arenisca del este de los EUA.
Otoño de 2002
El pozo seleccionado para la validación del
nuevo método fue sometido a prueba en junio de
1996. Se llevó a cabo una prueba de productividad,
con un registrador de presión instalado en el fondo
del pozo. El análisis de los datos del registrador de
presión de fondo utilizado en la prueba de presiones transitorias, ayudó a determinar el factor de
daño mecánico del pozo, sm, y el factor de flujo no
darciano, D, a junio de 1996. El factor de daño
total, sT , está dado por sT= sm + Dq, donde q es el
gasto del pozo. El producto Dq se denomina factor
de daño no darciano y es causado por las altas
velocidades de flujo que se desarrollan en las
inmediaciones del pozo.
La siguiente prueba que se realizó en el pozo
tuvo lugar en junio de 1997 y el pozo fue estimulado hidráulicamente dos días después de la
prueba. Se efectuaron dos pruebas más en septiembre de 1997 y en mayo de 1998. En cada una
de estas tres pruebas, se llevó a cabo una prueba
de productividad y se registraron las presiones de
superficie. Para validar el nuevo método, un registrador de presión de fondo proveía simultáneamente datos de fondo de pozo para la
determinación del factor de daño mecánico y del
factor de flujo no darciano. Estos valores se calcularon luego utilizando sólo los datos de superficie y
se compararon con los valores PTTA medidos
(arriba).
Con el nuevo método, los operadores pueden
vigilar el comportamiento de los pozos con mayor
frecuencia, a un costo mínimo. La implementación
de esta técnica puede aportar datos para conocer
el origen del daño en pozos de almacenamiento de
gas, permitiendo la remediación o atenuación del
daño antes de que la productividad decline hasta
alcanzar niveles antieconómicos.
En otro estudio, los consultores de
Schlumberger demostraron cómo las pruebas de
flujo efectuadas a regímenes múltiples pueden ayudar a determinar la calidad del yacimiento, cuantificar el volumen de inventario, construir un modelo
de todo el sistema, catalogar los cuellos de botella
en las instalaciones de fondo de pozo y de superficie, e incluso determinar la potencia necesaria para
ciclar el gas de trabajo varias veces por año.9
Otra fuente de valiosa información de vigilancia rutinaria proviene de las mediciones electrónicas de flujo (EFM, por sus siglas en inglés), en boca
de pozo. El equipo de mediciones electrónicas de
flujo mide, almacena y transmite los datos de gasto
de gas y de presión desde la boca de pozo hasta
una computadora instalada en la oficina. Estos sistemas todavía no se instalan en forma rutinaria en
los pozos de almacenamiento de gas, pero se
están popularizando cada vez más.
Un sistema EFM instalado a mediados de la
década de 1990 en el yacimiento de almacenamiento de gas Belle River Mills, ubicado en
Michigan, ayudó a los ingenieros a detectar problemas operativos que dejaron inoperantes a
numerosos pozos.10 Las mediciones, que también
ayudaron a evaluar el impacto de las válvulas de
seguridad subterráneas sobre la productividad de
los pozos, formaban parte de un sistema automático, destinado a alertar a los operadores de
campo acerca del deterioro del desempeño de un
pozo.
La empresa Michigan Consolidated Gas
Company opera el yacimiento Belle River Mills,
una estructura de arrecife del período
Niagariense, que fue descubierto en 1961 y fue
convertido en yacimiento de almacenamiento de
gas en 1965. El yacimiento contiene 23 pozos
activos de inyección-producción, capaces de producir más de 34 MMm3/d [1200 MMpc/D]
durante los períodos pico. Las grandes variaciones del régimen de flujo dentro de un mismo día
son comunes.
Los primeros métodos de vigilancia rutinaria
de yacimientos consistían en la ejecución de
pruebas de contrapresión cada tres o cinco años
para evaluar la productividad del pozo, y pruebas
de presión diferencial, de dos a cuatro veces por
año para determinar el aporte de cada pozo al
flujo total del yacimiento.
La instalación de dispositivos EFM en boca de
pozo, ahora permite a los operadores vigilar permanentemente la productividad del pozo y todos
los parámetros de flujo. Una red de computadora
vincula los pozos y los escudriña una vez por
hora. Las lecturas horarias se comprimen y transfieren a la oficina corporativa una vez por día.
Estas actualizaciones frecuentes ayudan a identificar problemas operativos, tales como fallas de
funcionamiento de las válvulas, además de problemas crónicos, tales como daños de pozo.
7. Un tratamiento de remoción de herrumbre utiliza una
mezcla química, normalmente de ácido e inhibidor, para
eliminar la herrumbre y las incrustaciones de los tubulares antes de bombear un tratamiento de empaque de
grava.
8. Brown KG y Sawyer WK: “Novel Surveillance Helps
Operators Track Damage,” artículo de la SPE 75713, presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE,
Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayo de
2002.
9. Brown KG y Sawyer WK: “Practical Methods to Improve
Storage Operations—A Case Study,” artículo de la SPE
57460, presentado en la Convención Regional del Este de
la SPE, Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 de
octubre de 1999.
10. Brown KG: “The Value of Wellhead Electronic Flow
Measurement in Gas Storage Fields,” artículo de la SPE
31000, presentado en la Convención Regional del Este de
la SPE, Morgantown, Virginia Occidental, EUA, 19 al 21
de septiembre de 1995.
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Mapa de burbujas típico del régimen de extracción
> Gráfica de burbujas que muestra los regímenes de producción relativos a
partir de mediciones electrónicas del flujo (EFM, por sus siglas en inglés),
efectuadas en boca de pozo, durante un día típico en el yacimiento de
almacenamiento de gas Belle River Mills. Se espera menos producción
(burbujas más pequeñas) en los flancos, o bordes, de la estructura donde
la calidad del yacimiento es pobre. El centro del yacimiento muestra más
producción (burbujas más grandes). El círculo abierto indica un pozo sin
producción.
Mapa de burbujas que muestra problemas de producción
> Gráfica de burbujas que muestra problemas de producción detectados por
mediciones electrónicas de flujo (EFM) en el yacimiento de almacenamiento
de gas Belle River Mills. Varios pozos, ubicados en la porción central de alta
calidad del yacimiento, muestran valores de producción menores (burbujas
más pequeñas). Algunos pozos no muestran producción (círculos abiertos).
La inspección de las localizaciones de los pozos reveló problemas con las
válvulas de seguridad de las líneas de control, las cuales fueron reparadas
de inmediato.
16
Una forma de identificar anomalías en el comportamiento de un pozo, es a través de gráficas
de burbujas de los gastos de producción a partir
de los datos EFM. La observación rutinaria del
desempeño de los pozos, puede hacerse
mediante el sistema computarizado de manejo
de la producción OFM. Una gráfica de burbujas
para un día típico en el yacimiento Belle River
Mills, muestra regímenes de extracción más
bajos en los pozos situados en los flancos del
arrecife, donde la calidad de la roca es pobre; sin
embargo, todos los pozos contribuyen a la producción (izquierda). En otro día, se detectaron
problemas en varios pozos (abajo, a la izquierda).
La inspección de las localizaciones de los pozos
reveló que las válvulas de seguridad de las líneas
de control habían perdido presión hidráulica, lo
cual produjo una pérdida de productividad de
4.29 MMm3/d [150 MMpc/D] en todo el yacimiento. La detección de este problema en el
mismo día ayudó a maximizar la productividad a
un costo mínimo.
Además de las mediciones de presión para la
vigilancia rutinaria del almacenamiento de gas,
se realizaron algunas experiencias de observación rutinaria de la actividad símica en Francia,
en las que el Instituto Francés del Petróleo y del
Gas de Francia observó las emisiones acústicas
en instalaciones de almacenamiento subterráneo
de gas.11 En experimentos más recientes, se
vigiló rutinariamente la saturación, y la altura de
la columna de gas fue medida utilizando técnicas
sísmicas de lapsos de tiempo e imágenes sísmicas de pozo.12
Rehabilitación de pozos de
almacenamiento de gas dañados
La Asociación Americana del Gas estima una pérdida de productividad de unos 85.9 MMm3/d
[3000 MMpc/D] en más de los 15,000 pozos de
almacenamiento de gas que se encuentran en
operación en los EUA. Los operadores de almacenamiento de gas invierten más de 100 millones de
dólares estadounidenses anuales para restituir la
pérdida de productividad, ya sea por remediación
o mediante la perforación de pozos nuevos.
Algunos de los mecanismos de daño, tales
como invasión y producción de arena, resultan
familiares para los operadores de E&P, mientras
que otros mecanismos—tales como el desarrollo
de bacterias o la obstrucción de los poros con
aceite de compresores—están más relacionados
con la inyección y el almacenamiento de gas
(próxima página). El Instituto de Tecnología del
Gas (GTI, por sus siglas en inglés) llevó a cabo
recientemente un proyecto para investigar meca-
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nismos de daño en pozos destinados al almacenamiento de gas.13 Para suministrar datos para
esta investigación, los operadores de almacenamiento de gas evaluaron núcleos, fluidos y pruebas de pozos, en más de 10 yacimientos de
almacenamiento de gas. Se identificaron cuatro
tipos principales de daños:
• bacterias
• precipitados inorgánicos, tales como compuestos ferrosos, sales, carbonato de calcio y sulfato de bario
• hidrocarburos, residuos orgánicos y productos
químicos para producción
• sólidos.
En los pozos de estudio, la producción de
arena, la obstrucción mecánica, los problemas
relacionados con los fluidos de terminación y
estimulación, y los efectos de la permeabilidad
relativa eran problemas menos frecuentes.
Todos estos mecanismos de daño requieren
diferentes métodos de estimulación para restituir
la inyectividad y la productividad, y con los años,
se ha adquirido vasta experiencia en cuanto al
diagnóstico de los mecanismos de daño y el
diseño de técnicas de estimulación.
A fin de captar este conocimiento y ponerlo a
disposición de los ingenieros que se desempeñan
en la industria del almacenamiento de gas,
Schlumberger y el GTI desarrollaron el modelo de
computación DamageExpert para diagnosticar el
daño de formación.14 Este modelo, creado para
pozos de almacenamiento de gas, combina bases
de conocimientos de almacenamiento de gas,
lógica difusa y tecnologías de sistemas expertos.
A partir de los datos ingresados por el usuario, el
programa ayuda a diagnosticar el tipo de daño de
formación más probable y luego contribuye a
seleccionar el mejor tratamiento y el mejor fluido
de estimulación.
El primer paso en el desarrollo del sistema
consistió en la construcción de una base de conocimientos. Esto, a su vez, se dividió en dos partes:
adquisición del conocimiento y representación del
conocimiento. La adquisición del conocimiento es
el proceso de extracción y organización del conocimiento, obtenido de expertos en el tema y de
publicaciones técnicas. Para este sistema, el
conocimiento comprendía información y experiencia de los operadores, de las compañías de servicios y de otros especialistas en mecanismos de
daños de formación en pozos de almacenamiento
de gas, así como también los correspondientes
métodos de tratamiento.
A continuación, el conocimiento adquirido es
representado, o estructurado, de un modo tal que
facilite la resolución del problema. En este caso
Otoño de 2002
Sólidos
Residuos de hidrocarburos
Precipitados inorgánicos
Bacterias
> Tipos principales de daños en pozos de yacimientos de almacenamiento de gas. Los operadores
identificaron cuatro mecanismos principales que obstruyen los poros y deterioran la productividad:
bacterias, precipitados inorgánicos, residuos de hidrocarburos y sólidos.
en particular, se construyeron bases de conocimientos para cuatro pasos de la secuencia de
resolución de problemas: selección del candidato, diagnóstico del mecanismo de daño, recomendación del tratamiento y evaluación del
mismo.
El conocimiento del tema se representó utilizando lógica difusa, combinada con reglas de
producción, redes neuronales y algoritmos genéticos. La lógica difusa es una forma de representar el conocimiento que es difícil de captar en un
sistema basado en reglas estrictas. La lógica
binaria clásica, basada en reglas rígidas,
resuelve problemas mediante la formulación de
enunciados tales como, “si se cumple la condición A, entonces existe la situación B.” El enunciado puede ser solamente verdadero o falso. Los
valores matemáticos para representar la situación verdadera sólo pueden ser uno para verdadero y cero para falso. Aplicando lógica difusa,
los valores representativos de la situación verdadera pueden variar entre cero y uno, y pueden
adoptar variables lingüísticas, tales como altamente, grande, un tanto y raramente. La lógica
difusa ofrece una forma de ayudar a emular el
proceso de pensamiento de un ingeniero que
está diagnosticando el daño de formación y diseñando un tratamiento para su eliminación.
11. Deflandre J-P, Laurent J y Blondin E: “Use of Permanent
Geophones for Microseismic Surveying of a Gas Storage
Reservoir,” presentado en la 55ta. Conferencia y
Exhibición Técnica de la EAEG, Stavanger, Noruega, del
7 al 11 de junio de 1993.
12. Dumont M-H, Fayemendy C, Mari J-L y Huguet F:
“Underground Gas Storage: Estimating Gas Column
Height and Saturation with Time Lapse Seismic,”
Petroleum Geoscience 7, no. 2 (Mayo de 2001): 155–162.
13. GRI: Investigation of Storage Well Damage Mechanisms,
GRI-98/0197 (Abril de 1999). El Instituto de Tecnología del
Gas (GTI, por sus siglas en inglés) se conocía anteriormente como Instituto de Investigación del Gas (GRI, por
sus siglas en inglés).
14. Xiong H, Robinson B y Foh S: “Using an Expert System to
Diagnose Formation Damage Mechanisms and Design
Stimulation Treatments for Gas-Storage Wells,” artículo
de la SPE 72374, presentado en la Convención Regional
del Este de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octubre de 2001.
17
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Módulo de entrada de datos
Base de datos de
información de pozos
Módulo de mecanismo de daño
Módulo de factibilidad de tratamiento
Módulo de selección de tratamiento
Módulo de fluido de tratamiento
Base de
datos de fluidos
Bases de
conocimientos
Módulo de programa de bombeo
Módulo de presentación de informes
> Módulos del modelo de computación DamageExpert para el diagnóstico de
mecanismos de daño en pozos de almacenamiento de gas.
> Diagnóstico de daño de pozo de almacenamiento de gas. Dada la información de entrada, el sistema DamageExpert determinó que la obstrucción y
los efectos de la permeabilidad relativa constituían las causas principales
de daño de pozo, junto con las incrustaciones de óxido de hierro [Fe2O3],
carbonato de calcio [CaCO3], sulfuro de hierro [FeS2] y cloruro.
18
La información circula a través de siete módulos durante el proceso de diagnóstico y diseño del
tratamiento (izquierda). El módulo de ingreso de
datos recibe información tal como identificación,
dimensiones, terminaciones e historia del pozo,
junto con datos de la roca del yacimiento y propiedades de los fluidos. Todos los módulos subsiguientes utilizan esta información de entrada.
A continuación, el módulo de diagnóstico del
mecanismo de daño analiza la información de
entrada para identificar tipos posibles de daños
de pozo y de formación. Los mecanismos se clasifican de más probable a menos probable. Este
módulo puede saltearse si el usuario está seguro
de que se conoce el mecanismo de daño.
El módulo de factibilidad del tratamiento
determina si el pozo es un buen candidato para la
remediación del daño. A éste le sigue el módulo
de selección del tratamiento, que recomienda el
mejor tratamiento disponible para eliminar el
daño identificado.
El módulo de fluido de tratamiento ayuda a
seleccionar el mejor fluido a utilizar en un tratamiento de matriz o en un lavado de pozo. El
módulo verifica la compatibilidad entre la formación y el fluido de tratamiento, y especifica los
aditivos necesarios para evitar reacciones químicas indeseables. El módulo del programa de
bombeo recomienda una combinación de régimen de inyección y volumen de fluido para cada
zona a tratar. Y, por último, el módulo de presentación de informes emite informes de cualquiera
de los otros módulos.
El sistema experto fue probado en varios
pozos de almacenamiento de gas y, para mejorar
el sistema, se retroalimentó la información. Un
pozo de muestra fue terminado desnudo con la
tubería de revestimiento cementada por encima
del yacimiento de areniscas de almacenamiento
de gas. El pozo tenía una producción moderada
de 71,600 m3/d [2500 Mpc/D] y su capacidad de
extracción había declinado un 53%.
El módulo de mecanismo de daño indicó que
la obstrucción de los poros y los efectos de la
permeabilidad relativa eran las principales causas de los daños ocasionados al pozo (izquierda).
El módulo de selección del tratamiento propuso
un lavado del pozo o un tratamiento de matriz,
con casi un 50% de probabilidad de éxito (página
siguiente, arriba). Una vez que el usuario seleccionaba un tratamiento de matriz, el sistema
experto sugería los fluidos de estimulación y el
programa de bombeo (página siguiente, abajo).
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El pozo fue estimulado con el tratamiento
recomendado, que incluía un agente tensioactivo,
un inhibidor de hierro, un inhibidor de corrosión y
un taponador selectivo. Después del tratamiento,
la productividad del gas había aumentado cinco
veces.
Más allá del almacenamiento
El almacenamiento subterráneo de gas es sólo
una de las industrias que se están desarrollando
para satisfacer las crecientes y rápidamente
cambiantes necesidades energéticas mundiales.
En Europa, por ejemplo, la Ley Parlamentaria de
Gas de la Unión Europea, que data de 1998,
requiere que todos los países desregulen sus sectores de gas y electricidad durante la próxima
década. El éxito de este tipo de desregulación—
destinada a estimular la competencia y reducir el
costo total—demandará mayor eficiencia en la
cadena de suministro de gas.
El manejo de toda la cadena de suministro de
gas implica la observación rutinaria y el control en
tiempo real del transporte del gas desde la boca
de pozo a través del gasoducto y de la cuadrícula
de gas natural licuado (GNL) hasta llegar a la
punta del quemador del consumidor final,
pasando por las instalaciones de almacenamiento. También incluirá los servicios de tecnología de la información para facilitar el manejo de
los activos, el acceso de terceros, la atención al
cliente, la facturación y la comercialización. El
sector Energía y Servicios Públicos de
SchlumbergerSema está diseñando e implementando este tipo de solución de sistemas para
clientes en diversos proyectos de todo el mundo.
Este tipo de proyecto de integración en gran
escala, podría conllevar en una primera etapa el
desarrollo de una solución de red satelital para
conectar los yacimientos productores de gas, las
estaciones colectoras y las estaciones de gasoductos, los sitios de almacenamiento subterráneo
de gas y las terminales de exportación de gas, a
una base de datos central. El objetivo final del
proyecto sería instalar centros de comercialización e intercambio de gas, accesibles por
Internet, en las principales áreas de consumo y
en los puntos de control de las fronteras de
exportación, similares al centro de comercialización de electricidad diseñado y operado por
SchlumbergerSema, actualmente implementado
para APX, en Ámsterdam, Países Bajos.
Otoño de 2002
El aumento anticipado del consumo de gas y
la desregulación sostenida, crearán oportunidades y generarán cambios en las prácticas comerciales de las compañías de E&P de petróleo y de
gas, de las compañías de transporte y almacenamiento de gas, de las compañías de comercializa-
ción de gas, y de las compañías de servicios públicos y servicios generales. Para extraer el máximo
provecho de estas oportunidades, será necesario
el desarrollo de tecnologías de seguimiento y la
aplicación de herramientas y servicios que
aumenten la eficiencia y el valor.
—LS
> Módulo de selección del tratamiento que muestra mayor confiabilidad en
el éxito de dos tratamientos posibles: lavado de pozo y tratamiento de matriz.
El usuario optó por el segundo tratamiento y pasó al módulo siguiente para
la selección del fluido.
> Selección del fluido y programa de bombeo, propuestos por el sistema
DamageExpert. El sistema experto recomienda los parámetros para cada
etapa del tratamiento, incluyendo el volumen por etapas, el régimen de
inyección y la composición química.
19
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Redes con el mundo
Jeff Groner
Conoco Inc.
Houston, Texas, EUA
La infraestructura de cables, antenas, satélites y sistemas de aplicaciones computarizadas posibilita una rápida comunicación necesaria en el mundo empresarial de
nuestros días. Ya sea que la información incluya datos transmitidos en tiempo real
Larry Gutman
Michael Halper
Franklin Maness
Lee Robertson
Jim Sullivan
Dana Graesser Williams
Houston, Texas
Trevor Harvey
Catherine Robertson
BP
Aberdeen, Escocia
Ian McPherson
Aberdeen, Escocia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Jeffrey T. Buxton, Cara Cejka, Samuel Edwards,
Thien B. Nguyen, Natasha Noble, Lee Russell y Robert
Sanchez, Silvio Savino, Houston, Texas, EUA; y a Mark
Sambrook, Aberdeen, Escocia.
20
desde un pozo de producción, o de una sección sísmica que está siendo analizada
en dos continentes al mismo tiempo, es esencial una conexión segura.
El manejo de los activos hoy exige respuestas
rápidas a condiciones cambiantes. Enormes volúmenes de datos son captados, transmitidos, analizados y almacenados y, a menudo, cada una de
estas actividades se lleva a cabo en un lugar distinto del mundo. Se necesita una amplia y sofisticada infraestructura para transmitir estos bits y
bytes de un lugar a otro y proteger el flujo de
información de interferencias inadvertidas o
maliciosas. A través de satélites, las compañías
pueden transmitir comunicaciones y datos, vir-
tualmente desde cualquier lugar del mundo. Las
seguras redes privadas de banda ancha transmiten los datos en tiempo real, a la vez que las
herramientas de seguridad garantizan que sólo
puedan ver y acceder a esos datos quienes cuenten con la debida autorización.
Casi todos los geocientíficos, ingenieros,
especialistas en compras y responsables de la
planificación esperan tener la información al
alcance de la mano, en el lugar y el momento en
que la necesitan, sin preocuparse por la logística
DeXa, DeXa.Badge, DeXa.Net, DeXa.Port, DeXa.Touch,
iCenter, myDeXa y SpaceTrack 4000 son marcas de
Schlumberger. Adobe y Acrobat son marcas registradas de
Adobe Systems Incorporated. Microsoft y Windows son
marcas registradas de Microsoft Corporation. UNIX es
marca registrada de The Open Group en los Estados
Unidos y otros países.
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necesaria para su provisión. Debe existir una
infraestructura de tecnología de la información
(TI) para habilitar y asegurar estas actividades. El
Conjunto de Servicios DeXa de Schlumberger
ofrece soluciones de TI que ayudan a las compañías de exploración y producción (E&P, por sus
siglas en inglés) a concentrarse en su objetivo
central: descubrir y extraer hidrocarburos.
Este artículo se refiere al estado actual de la
tecnología de infraestructura de TI, en el negocio
de E&P. Una comunidad especializada de gran
interés, la Red de Asociaciones Petroleras (OPNet,
por sus siglas en inglés), forma parte de un servicio que provee conexiones en todo el mundo a través de enlaces satelitales y de fibra óptica. En
este artículo se analiza la oferta de Schlumberger
en materia de seguridad de redes, incluyendo las
tarjetas inteligentes. Como ejemplo de estos servicios, se muestra la derivación a terceros de una
solución total de TI creada para Conoco.
Conexión del campo con el mundo
La conectividad de múltiples sitios sobre una
base global—dentro de una compañía, con los
clientes y con los proveedores—es esencial para
vincular la información correcta con las personas
que correspondan, en el momento y en el lugar
adecuados. Las comunicaciones vía satélite y las
redes privadas de banda ancha, inalámbricas y
seguras, permiten el acceso a todos los datos e
informaciones pertinentes. Tales comunicaciones
resultan críticas en la adopción de decisiones en
tiempo real. Esta capacidad implica que los especialistas pueden recibir en cualquier punto
remoto el mismo impacto que recibirían en sus
oficinas, o que pueden hacer su trabajo en sus
oficinas con la misma eficacia con que lo harían
en un equipo de perforación.
Dada la reducción de personal que experimenta la industria en general, resulta cada vez
más crucial la conexión con los mejores especialistas. Con una conectividad segura, de extremo
a extremo hasta la fuente de información, se
pueden apalancar las capacidades de los socios
internos y externos en un entorno electrónico de
colaboración seguro.
El volumen de datos que se manejan en las
actividades normales de E&P ha crecido sustancialmente en las dos últimas décadas (derecha).
Se necesita una infraestructura importante para
poder transmitir, almacenar y administrar esta
información y asegurar que realmente contribuya
a acrecentar el cuadro de pérdidas y ganancias
de las compañías operadoras.
El servicio de Soluciones de Conectividad
Segura de Redes DeXa.Net ofrece una conectividad global integrada segura entre todos los
Otoño de 2002
> Red de computación global. El sistema DeXa.Net vincula las líneas terrestres de alta velocidad y
gran ancho de banda (azul) con comunicaciones satelitales globales. Las estaciones terrestres
(antenas) proveen comunicaciones en casi todas partes del mundo. Las estaciones de telepuertos
más pequeñas de Argelia y Noruega no se muestran en esta gráfica.
usuarios y los datos. Para ello utiliza sistemas de
telemetría satelital o enlaces de fibra óptica. Las
comunicaciones vía satélite extienden las redes
globales para llevar las capacidades de comunicación en tiempo real a los equipos de perforación y a otros puntos remotos.
Para vincular todos estos elementos entre sí
se necesita una red de escala global.
Schlumberger ha desplegado y administrado una
importante red global privada durante casi dos
décadas como soporte para sus propias opera-
ciones de campo. Ahora, esa red se encuentra
disponible como red privada segura para sus
clientes (arriba). Provee cobertura global con el
ancho de banda que se solicite, lo cual otorga
capacidad de red en el lugar y en el momento en
que se necesite. La seguridad y la existencia de
canales privados permiten resguardar la confidencialidad de los datos de los clientes. El servicio dispone de diversas opciones para garantizar
que se otorgue prioridad a la transmisión de los
datos más importantes a través de la red.
400
100
1985
1993
2001
75
300
50
200
25
100
0
Mediciones y
registros
adquiridos
durante la
perforación
(por pozo)
Registros con
cable (por
triple combo)
Vigilancia
rutinaria de
la región
cercana al
pozo (por día)
Adquisición
sísmica marina
(por embarcación,
por pozo)
Gigabytes de datos
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Megabytes de datos
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0
> Rápido crecimiento de la cantidad de datos en la industria del petróleo y del
gas. El mejoramiento de las herramientas, el mayor volumen de datos almacenados en esas herramientas, y el aumento de las velocidades de transmisión de
los sistemas de telemetría, generaron un incremento sustancial en el volumen
de datos captados durante el período 1985-2001. Con las herramientas típicas
utilizadas cada año, la cantidad de datos adquiridos mientras se cumplimentaban
las mismas tareas—mediciones y registros adquiridos durante la perforación,
registros con cable y adquisición sísmica marina—aumentó drásticamente. En
1985, la técnica de vigilancia rutinaria permanente de pozos no estaba disponible,
pero el volumen de datos que se manejan actualmente puede llegar a alcanzar
100 megabytes por día en un pozo bien equipado con instrumental.
21
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Este tipo de conectividad de red extendida,
combinado con centros de conectividad seguros y
redes privadas virtuales, permite la recolección
de datos en tiempo real, el análisis en tiempo
real y, finalmente, la toma de decisiones en
tiempo real. Dos tipos de comunicaciones contribuyen a la red integrada. Los satélites vinculan
puntos remotos, tales como equipos de perforación, plataformas o embarcaciones con estaciones terrestres centralizadas, conocidas como
telepuertos; y los cables de fibra óptica facilitan
las comunicaciones en tierra.
El servicio DeXa.Net provee la antena estabilizada SpaceTrack 4000 para aplicaciones marinas
(derecha). Esta antena, de abertura muy pequeña,
requiere mínimo espacio pero es lo suficientemente robusta para operar en plataformas semisumergibles, sistemas de producción flotantes,
barcazas, embarcaciones para sísmica y barcos
de soporte a actividades de buceo. Con un alto
grado de precisión de seguimiento, mantiene el
enlace con el satélite incluso en mares turbulentos. Las compañías que operan satélites de comunicaciones son muy cuidadosas en lo que
respecta a los permisos de acceso a sus sistemas.
La antena estabilizada SpaceTrack 4000, instalada por personal experimentado, debe satisfacer
los estrictos controles que imponen estas compañías antes de permitir la conexión.
El negocio de E&P se desarrolla en muchos
puntos remotos del mundo, donde no existe una
infraestructura de comunicaciones en superficie,
tales como cables de fibra óptica o líneas telefónicas tradicionales. Sin embargo, las comunicaciones rápidas, independientemente de la
distancia, hoy son imprescindibles en la industria.
Los enlaces vía satélite son esenciales para la
comunicación con lugares tales como el desierto
> Comunicaciones satelitales marinas. El diseño de alta resistencia y la capacidad de seguimiento satelital hacen que la antena de pequeña abertura
SpaceTrack 4000 del sistema DeXa.Net resulte ideal para cualquier tipo de
embarcación.
de Argelia o las áreas de aguas profundas frente
a la costa de África Occidental. Se requiere un
portafolio de satélites para proveer cobertura global, porque los satélites de comunicaciones se
ubican en una órbita geosincrónica.1 El manejo del
ancho de banda en los satélites correctos para la
comunicación con todas las localizaciones de una
compañía, puede ser una tarea de carácter intimidatorio. Schlumberger maneja la comunicación
satelital y, a través del servicio DeXa.Net, revende
el ancho de banda en soluciones adaptadas a las
necesidades específicas de los clientes.
Unos 14 satélites cubren áreas de E&P estratégicas de todo el mundo. Telepuertos ubicados
en Aberdeen, Escocia; Stavanger, Noruega;
Houston, Texas, EUA; Sedalia, Colorado, EUA;
Socios
del campo
Socios externos
Sistemas de facturación
Conectividad local
e internacional
Red segura de datos
Red de
Asociaciones
Petroleras
(OPNet)
Compañías de servicios
Voz y datos
Operador
del campo
Servicios a los sectores
comerciales y financieros
Compañía a cargo del campo
o grupo a cargo de los activos
Distribuidores satelitales
Instalaciones marinas: plataforma,
barcaza de perforación
Intercambio por
correo electrónico
> Participantes de la red privada local de Aberdeen. La Red de Asociaciones Petroleras de Aberdeen
agrupa una diversidad de participantes del Mar del Norte en una comunidad perfectamente integrada.
22
Macaé, Brasil; Lagos, Nigeria; Hassi Messaoud,
Argelia y Singapur proveen cobertura global.
Cualquier lugar—no importa cuán remoto sea—
puede vincularse con la red de datos. Las oficinas
de los clientes se conectan con los telepuertos a
través de redes de fibra óptica y, a través del sistema central DeXa.Net de Schlumberger, los
clientes obtienen una conectividad global. El sistema DeXa.Net ofrece una solución de comunicaciones, de extremo a extremo y tipo llave en
mano.
Red de socios privada y segura
BP fue el principal auspiciante de la primera Red
de Asociaciones Petroleras OPNet, establecida
en Aberdeen, Escocia, en 1994, para facilitar la
ejecución de operaciones críticas en campos
petroleros, en los proyectos de ingeniería y en la
presentación de informes a socios de E&P. Una
red OPNet utiliza varios elementos de la solución
DeXa.Net para ofrecer redes administradas y
seguras a una comunidad privada y cerrada de
compañías.
BP quería utilizar la red OPNet para lograr
mayor flexibilidad en las comunicaciones con los
diversos accionistas de la empresa, incluyendo
socios capitalistas, compañías de servicios y proveedores de sus campos del Mar del Norte
(izquierda). El objetivo de BP era disminuir los costos mediante la reducción de la infraestructura y la
transferencia del manejo de una red a un proveedor externo. Al mismo tiempo, el mejoramiento de
la seguridad constituía una prioridad fundamental.
Los sistemas de detección de intrusos en tiempo
real escanean todo el tráfico durante las 24 horas
del día, los 7 días de la semana.
Oilfield Review
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Esta red que emplea el Protocolo de Control de
Transmisión y el Protocolo de Internet (TCP/IP, por
sus siglas en inglés) para una comunidad cerrada,
se utiliza para operaciones críticas en campos
petroleros, proyectos de ingeniería y presentación
de informes a socios.2 Por ejemplo, la información
de perforación o de registros de pozos puede ser
transmitida en forma segura y en tiempo real
desde una plataforma de perforación hasta las oficinas de una compañía situadas en tierra o a las
instalaciones de un iCenter.3 Las operaciones
logísticas pueden coordinarse con mayor facilidad. Por ejemplo, se puede asegurar que un buque
de abastecimiento o un helicóptero no realicen un
viaje con carga parcial cuando hay suministros o
personal que necesitan ser transportados.
El éxito de la operación se traduce en el creciente número de usuarios. Cuando la red OPNet
comenzó a funcionar a modo de prueba en 1994,
sólo cinco compañías formaban parte de la red.
Ahora, unos 100 participantes se comunican por
la red OPNet: 23 compañías operadoras de petróleo y de gas, 33 compañías de ingeniería, 14
compañías relacionadas con actividades de perforación, 7 compañías de logística y transporte,
unas 50 plataformas marinas y embarcaciones
operadas por 14 compañías y 16 servicios de TI y
de oficina.4 El sistema se ha expandido más allá
de los campos de BP para incluir los activos de
varias compañías del sector británico del Mar del
Norte. Se están estableciendo más redes OPNet
en otras partes del mundo. La red OPNet de
Houston fue puesta en funcionamiento en
diciembre de 2001.
Sector Británico
Sector
Noruego
Campo Forties
Bahía de Cruden
Campo Everest
Aberdeen
Campo
Ula
M
ar
de
l
N
ES
or
COC
te
IA
> Cableado de fibra óptica en el sector central
del Mar del Norte. Un cable de fibra óptica conecta la red de Aberdeen de BP con el Campo
Forties, luego continúa hasta el Campo Everest y
de allí se dirige al Campo Ula, en el sector noruego. Las plataformas cercanas tienen acceso al
cable mediante un enlace de microondas.
Otoño de 2002
Alto costo
Antes del
cable de
fibra óptica
Costo anual del ancho
de banda por Mbit/seg
52026schD06R1
Mejoras de radio,
simplificación de
la tecnología de
la información,
video, aplicaciones,
vigilancia rutinaria
de pozos
Vigilancia en línea
Control inteligente
de pozos,
optimización de
procesos, sala
de control en tierra
Cable de fibra óptica
2 Mbit/sec
8 Mbit/sec
34 Mbit/sec
Bajo costo
Proyectos
155 Mbit/sec
Incremento de la innovación
> Costo del ancho de banda. Con la instalación del cable de fibra óptica se redujo el costo por megabit
del ancho de banda para el Campo Forties, y se optimizaron la calidad y las capacidades (línea azul).
Manejo de cables de fibra óptica en el
sector central del Mar del Norte
Si bien las velocidades y el ancho de banda de
las comunicaciones terrestres mejoraron significativamente en la última década, los niveles de
las comunicaciones marinas se encuentran rezagados. BP acaba de tender un cable de fibra
óptica desde la Bahía de Cruden, en la costa de
Escocia, hasta el Campo Forties, situado en el
Mar del Norte, a unos 177 km [110 millas] de
Aberdeen (izquierda). El cable se extiende hasta
el Campo Everest, en el sector británico, y luego
hasta el Campo Ula en el sector noruego.
Cualquier plataforma que se encuentre a unos 40
km [25 millas] de distancia de estas plataformas
se puede conectar al sistema de fibra óptica
mediante sistemas de microondas de alcance
óptico. Los enlaces de microondas y cable permiten ampliar hasta 1000 veces la capacidad de
telecomunicación de estas plataformas. El cable
provee telecomunicaciones de alta calidad y gran
capacidad al sector central del Mar del Norte.5
La empresa Central North Sea Fibre
Telecommunications Company (CNSFTC), subsidiaria en propiedad exclusiva de BP, administra
esta red de fibra óptica y revende la capacidad de
red a otras compañías operadoras del sector central del Mar del Norte. CNSFTC eligió a
Schlumberger como operador de servicios de telecomunicaciones, por la experiencia que esta compañía había demostrado en la provisión de
comunicaciones marinas.
Las mejores comunicaciones logradas a través de cable de fibra óptica permiten generar
cambios fundamentales en las operaciones marinas (arriba). Las comunicaciones telefónicas son
claras y sin demoras. Las videoconferencias pueden tener calidad de teledifusión. Los servidores
en tierra son tan rápidos y eficaces para los usuarios en áreas marinas como para los usuarios en
áreas terrestres. Grandes volúmenes de datos
adquiridos costa afuera pueden estar disponibles
en tierra firme en forma inmediata, lo cual permite una efectiva vigilancia rutinaria del estado
de las plantas y procesos marinos.
En una conferencia realizada para celebrar el
25 aniversario del Campo Forties, el presidente
de BP, Lord John Browne manifestó: “el ancho de
banda prácticamente ilimitado hará que el
entorno marino y el terrestre se conviertan en un
único entorno de TI y eso transformará la forma
en que opera la industria en el Mar del Norte,
mejorándolo todo, desde la optimización de la
producción hasta los videocontactos de los operarios que trabajan en el mar con sus familias.” Y
continuó diciendo: “creemos que la inversión inicial, que asciende a 40 millones de dólares estadounidenses, creará grandes oportunidades para
las compañías operadoras y las compañías de
servicios, reduciendo costos, prolongando la vida
productiva de los campos y aumentando la producción.”6
1. Los satélites ubicados en la órbita geosincrónica permanecen fijos en el lugar, por encima de un punto de la
superficie terrestre.
2. El término TCP/IP significa Protocolo de Control de
Transmisión/Protocolo de Internet. El protocolo de control de transmisión asegura una conexión confiable entre
las computadoras conectadas por Internet. El protocolo
de Internet controla cómo se desglosa la información en
conjuntos y cómo deberían abordarse dichos conjuntos
para llegar a la computadora de destino.
3. Para obtener mayor información sobre el iCenter, consulte: Bosco M, Burgoyne M, Davidson M, Donovan M,
Landgren K, Pickavance P, Tushingham K, Wine J,
Decatur S, Dufaur S, Ingham J, Lopez G, Madrussa A,
Seabrook D, Morán H, Segovia G, Morillo R y Prieto R:
“Manejo de activos durante toda su vida útil a través de
la Red,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):
42–57.
4. Los servicios de oficina incluyen compañías financieras
y de certificación.
5. Para recabar detalles técnicos sobre las comunicaciones por cable de fibra óptica en el sector central del Mar
del Norte, conéctese a: www.cnsfibre.com.
6. Browne J: “Speech for the Forties Field 25th Anniversary
Thursday 7 September 2000,” http://www.bp.com/
location_rep/uk/bus_operating/forties_field/sjb_speech.asp.
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> Credencial corporativa inteligente. Se puede lograr un alto nivel de seguridad utilizando una tarjeta inteligente con un chip de computación encastrado.
Esta credencial puede utilizarse tanto para el acceso físico a las instalaciones como para el acceso a los sistemas de computación.
Las compañías operadoras y sus socios en los
campos petroleros pueden mejorar su desempeño en términos de salud, seguridad y medio
ambiente, reducción de costos operativos,
aumento de la producción y prolongación de la
vida productiva de sus campos. Cambios simples,
tales como el traslado de servidores en tierra, la
utilización de sistemas de videoconferencia para
reducir las visitas en áreas marinas y la transmisión de un mayor volumen de datos a tierra para su
análisis, contribuirán al logro de estos objetivos.
Acceso seguro a los datos
En una compañía centrada en la información, la
captación y el intercambio de conocimientos,
experiencia e información resultan cruciales para
la creación y la construcción de un repositorio
corporativo de activos digitales de nueva generación. Este repositorio debe estar protegido—con
medidas de seguridad física y de TI—permitiendo al mismo tiempo un acceso eficaz en función de la demanda. Las interacciones entre las
distintas compañías dentro de la industria de E&P
se plantean a nivel mundial, de manera que un
7. En seguridad de redes de computación, la ausencia de
rechazo es una cualidad conveniente que asegura a los
usuarios el permiso de acceso a todos los recursos a los
que están autorizados.
24
sistema bien diseñado debe contemplar la posibilidad de que existan intentos hostiles o maliciosos de interferir con las conexiones (véase
“Protección de la riqueza olímpica”, página 26).
La base de esta seguridad es la integración
del acceso físico y el acceso a la red. Un único
sistema autentifica la identificación de las personas para una diversidad de fines. El sistema les
permite ingresar a ciertos edificios y oficinas,
conectarse a sistemas de datos internos y, por
último, los autoriza a visualizar ciertas aplicaciones y datos. Una vez que una organización tiene
implementado un sistema sólido de identidad,
autentificación y autorización, los beneficios que
se logran con este sistema de seguridad son
poderosos. La protección de la comunidad que
trabaja en un ambiente de colaboración, la autorización de acceso a áreas seguras o a equipos
de perforación, el seguimiento de los certificados
de capacitación y seguridad, y hasta la solicitud
de comidas en el bar, se pueden vincular con un
sistema integrado de seguridad personal y de
protección de datos.
El sistema de Soluciones de Seguridad para
el Manejo de la Identidad de DeXa.Badge utiliza
la tecnología individual de tarjetas inteligentes
para acceder a activos digitales e instalaciones
físicas (arriba). La tarjeta inteligente provee iden-
tificación fotográfica, un chip de acceso físico y
un certificado electrónico personal que identifica
y autoriza a un usuario. Además de la seguridad
de acceso, se pueden facilitar ciertas transacciones en la comunidad en red, mediante la encriptación de documentos y la firma digital de ciertas
transacciones, lo cual queda habilitado por el
certificado de la tarjeta.
El sistema de Soluciones de Seguridad para
el Control del Acceso a la Red DeXa.Port garantiza una seguridad de similares características
tanto para redes externas como para aplicaciones de portales de Internet. En este caso, la
comunidad que trabaja en un ambiente de colaboración puede operar por Internet para intercambiar datos y realizar transacciones en forma
protegida. Si los datos o las transacciones son de
mucho valor, se pueden ampliar los niveles de
seguridad para incluir lectores biométricos, tales
como el escáner de impresión digital o el escáner
de retina, a fin de proveer un nivel adicional de
autentificación del usuario. De esta manera, además de un elemento conocido—tal como un
número de identificación personal—y un elemento personalizado—tal como una tarjeta inteligente—la autentificación puede incluir un
tercer nivel: algo que identifique al usuario en
forma personal, tal como una impresión digital.
Todos estos aspectos de la seguridad se encuentran disponibles, pero sólo pueden constituir la
base segura requerida para las actividades en
tiempo real si se combinan con una solución de
seguridad integrada.
Esto significa que los usuarios pueden acceder a las instalaciones, a los datos y a las aplicaciones de Internet en forma segura. El sistema
garantiza que únicamente las personas autorizadas puedan visualizar los datos, que los datos
transmitidos no puedan ser interceptados ni leídos por otros, y que las transacciones realizadas
en la red puedan ser validadas y no rechazadas
luego de aprobadas.7 El hecho de saber que el
flujo de información y todos los participantes de
la cadena de transmisión son seguros, permite
tomar decisiones de manera confidencial en
tiempo real.
Adelanto importante
En diciembre de 2001, Conoco tomó una medida
decisiva con miras a lograr una capacidad de TI
globalmente consistente y redujo los costos
generales de TI, al derivar a terceros estos servicios mediante un contrato de seis años por un
valor de 300 millones de dólares estadounidenses. El contrato fue adjudicado a Schlumberger
debido a su operatoria flexible, orientada a los
servicios y a su presencia internacional, específicamente en los numerosos puntos remotos que
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son comunes a la industria de E&P. Mediante la
utilización de herramientas y procesos integrados,
Schlumberger está creando una infraestructura
mundial de TI, con características independientes
y un modelo de servicios global para Conoco. Dado
que Schlumberger conoce tanto los campos petrolíferos como la TI, la gerencia de Conoco no dudó
en asignar a Schlumberger esta función estratégica clave.
En una reunión mundial de Conoco sobre
manejo de la información (IM por sus siglas en
inglés), celebrada en mayo de 2000, los gerentes
de IM determinaron que una arquitectura común,
con un servicio global consistente, permitiría
aumentar la productividad y lograr eficiencias de
escala mediante el apalancamiento de recursos y
activos. La unificación de la infraestructura de TI
de Conoco reduciría el tiempo inactivo de los
empleados, con la introducción de sistemas compatibles y nuevas aplicaciones. Aumentaría el
enfoque en el proceso y en las capacidades al
disminuir las dificultades respecto de la infraestructura de TI de las unidades de negocios individuales.
Conoco denomina a este programa IT
Breakthrough. Este nuevo entorno operativo
común se basa en la consolidación global y en la
estandarización a través de un único proveedor de
TI, con una infraestructura común, una estructura
de soporte unificada y herramientas integradas.
A nivel interno, los objetivos del programa IT
Breakthrough abarcan tecnología, procesos y
personas. A nivel externo, esto significa que
Conoco puede mostrar a sus clientes una imagen
consistente, lo cual permite a la compañía:
• reducir el tiempo para ingresar al mercado de
soluciones técnicas
• incrementar las soluciones coordinadas entre
las unidades de negocios
• aumentar la flexibilidad comercial.
Inicio del contacto
Para los casi 20,000 empleados de Conoco, la
reestructuración aporta enfoque y vías de
soporte múltiples. Nunca más se limitarán a la TI
y a los centros de soporte existentes dentro de su
edificio. Por el contrario, el soporte se provee
ahora a través de un Centro de Servicios
Globales, que brinda a los empleados un solo
punto de contacto respecto de cualquier problema o asunto relacionado con la TI.
Significativamente, como parte clave de la solución, las comunidades de usuarios y los equipos
de manejo de TI pueden identificar, resolver y
rastrear en forma proactiva sus propios problemas técnicos con herramientas de autoayuda
creadas por Schlumberger. Los empleados de
Conoco, en todo el mundo, van a tener una nueva
Otoño de 2002
El empleado tiene
un problema en su PC
El empleado se
dirige al portal de
autoayuda myDeXa
El empleado recurre a
la herramienta Quick Fix
El empleado se dirige a
la base de conocimientos
El empleado recurre a
la herramientas Tickets
Quick Fix intenta
resolver el problema
La base de
conocimientos busca
la respuesta o solución
El empleado crea su
propio ticket de
problema en línea
¿Problema
resuelto?
Sí
No
¿Problema
resuelto?
Sí
No
El ticket se envía al
Centro de Servicios
Globales o al
sistema de soporte
en sitio para la
solución del problema
El empleado está
nuevamente en línea
> Herramientas de autoayuda del sistema DeXa.Touch. En lugar de llamar
inmediatamente al centro de servicios por un problema con la PC, un usuario
de Conoco tiene acceso a un juego completo de herramientas de soporte mediante el ícono myDeXa. Una de esas herramientas, el Portal de Autoayuda,
ofrece la herramienta Quick Fix. En pocos minutos, el empleado puede solucionar diversos problemas que, normalmente, requerirían la atención de un
analista de soporte. Para los problemas más difíciles, se dispone de una amplia base de conocimientos. Si la respuesta es negativa en la base de conocimientos, el usuario puede crear un ticket en línea para el centro de ayuda.
aplicación en sus computadoras personales: el
Portal de Autoayuda (SSP, por sus siglas en
inglés) del sistema DeXa.Touch de Schlumberger,
que se encuentra totalmente integrado a los
otros sistemas de servicios y soporte derivados a
terceros de TI del sistema DeXa.Touch. Esta
herramienta, que es la primera en su tipo, está
imponiendo la norma de la autoayuda en la
industria.
Para fines de diciembre de 2002, todos los
usuarios de Conoco tendrán en sus computadoras de escritorio la herramienta DeXa.Touch SSP,
a la que podrán acceder mediante el ícono
myDeXa. El portal SSP habilita a los usuarios de
PCs y a los equipos de manejo de TI de Conoco
para que resuelvan sus propios problemas computacionales en forma rápida e independiente,
permitiendo así reducir los costos de tiempo
inactivo de los usuarios y el costo total de la titularidad de TI. Así, la gerencia de TI puede concentrarse en procesos estratégicos de negocios,
en vez de enfocarse en operaciones de sistemas.
El portal SSP habilita a los empleados de
Conoco para que utilicen las herramientas de
autoreparación. Estas herramientas constituyen
la primera línea de defensa, una forma rápida y
fácil de encarar y resolver los problemas cotidianos que se presentan con las PCs. Los empleados
de Conoco pueden solucionar diversos problemas
relacionados con aplicaciones y sistemas operativos con sólo pulsar el ratón. En muchos casos,
acciones automáticas, iniciadas por el usuario,
pueden reducir sustancialmente los tiempos de
reparación. Los objetivos son ampliar el abanico
de problemas que pueden resolverse con el portal SSP y continuar con la reducción del costo de
soporte informático.
Una herramienta denominada Quick Fix permite a los usuarios reparar problemas de aplicaciones y redes al restituir las PCs a una condición
de operación conocida (arriba). Por ejemplo, si
alguien no puede imprimir un archivo Adobe
Acrobat, podrá encontrar ayuda con sólo pulsar
el ratón. Luego de conectarse al sistema
myDeXa, el usuario debe desplazarse por “All
Printer Drivers,” y dirigirse al botón “Fix Now.” En
cuestión de minutos, finaliza el proceso de autoreparación y se restituyen los controladores de la
impresora sin necesidad de recurrir al centro de
servicios.
(continúa en la página 29)
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Protección de la riqueza Olímpica
Los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002, que
tuvieron lugar en la Ciudad de Salt Lake, Utah,
EUA, presentaron un desafío para la seguridad
de los sistemas de red. Este evento deportivo
mundial—que suele ser el centro de intensas
emociones nacionales—se convirtió en objetivo
potencial de los piratas informáticos (hackers).
Los resultados de los eventos debían ser transmitidos a los medios en tiempo real y en forma
segura. La repetición de una carrera de esquí
por problemas con el sistema no era una alternativa aceptable. El sistema tenía que estar funcionando a pleno el 8 de febrero de 2002; fecha
de inauguración de los Juegos (derecha).
SchlumbergerSema diseñó y operó el Centro
de Tecnología de la Información (ITC, por sus
siglas en inglés) de los Juegos y hará lo mismo
en los próximos tres Juegos Olímpicos. Como
integrador de sistemas, SchlumbergerSema tuvo
a su cargo la coordinación del trabajo de 15
compañías y 1350 especialistas en tecnología de
la información (TI) en el Consorcio Tecnológico
de los Juegos. Con las centrales de datos situadas en cada uno de los 10 puntos de desarrollo
de los eventos deportivos, además de otros centros de los Juegos, una enorme infraestructura
de TI manejó la transmisión instantánea de los
resultados de los eventos, las acreditaciones, las
inscripciones de los atletas, el transporte y otros
procesos clave. La contabilización de los puntajes en tiempo real y la información básica sobre
los atletas y los eventos eran transmitidos a la
prensa y medios de difusión, así como al sitio oficial de los Juegos Olímpicos de Invierno de
2002: www.saltlake2002.com.
A SchlumbergerSema se le encomendó la
tarea de garantizar la integridad y la seguridad
de los datos dentro de esta infraestructura. El
objetivo era impedir que el acceso de intrusos,
actuando en forma intencional o bien accidental, afectara el normal desenvolvimiento de los
Juegos. Cualquier intento de ataque o cualquier
ataque concreto sobre la red se rastrearía para
permitir que los operadores respondieran en
forma rápida y eficaz.
En el verano de 2001, SchlumbergerSema inició una auditoría completa de los diversos elementos del sistema de computación. El estudio
determinó cada uno de los dispositivos que
serían conectados al sistema: 225 servidores,
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Capa
de hielo
Ogden
Área de
esquí
Ciudad de
Salt Lake
Plaza
Olímpica
Salt Lake
Ciudad de
West Valley
Estadio
Olímpico
Rice Eccles
ITC
Parque
Olímpico
Utah
Complejo
montañés
Ciudad del Parque
Ciudad del
Complejo del
Valle de
Parque
Los Ciervos
Óvalo
Centro de
Olímpico comunicaciones
de Utah
Depresión
del Soldado
Heber
Provo
Utah, EUA
Área de hielo
Los Picos
> Red olímpica. Los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002 abarcaron 10 lugares para el desarrollo de los eventos deportivos en la Ciudad de Salt Lake,
Utah, EUA y en los alrededores de la cadena montañosa Wasatch. Todos los
lugares en donde se desarrollaron los eventos deportivos estaban conectados
al Centro de Tecnología de la Información de SchlumbergerSema.
5000 computadoras personales, 145 computadoras UNIX, 1850 máquinas de fax y fotocopiadoras y 1210 impresoras. También se establecieron
la titularidad, la dirección del protocolo de
Internet (IP, por sus siglas en inglés) y la ubicación física real de cada dispositivo. Por otra
parte, el equipo de seguridad hizo mapas de las
conexiones con otras empresas, tales como organismos de control de terrorismo y autoridades
encargadas de hacer cumplir las leyes,
tickets.com, el Museo Olímpico de Lausanne,
Suiza, organizaciones nuevas y otros grupos que
necesitaban estar conectados al sistema.
Con esta información, se emprendieron tres
esfuerzos paralelos para preparar el sistema:
defensa a fondo, normas y procedimientos, y
manejo de la red y sistemas de detección de
intrusos. Defensa a fondo es un término castrense que se aplica a las medidas defensivas
que se refuerzan entre sí, ocultando del campo
visual las actividades de los defensores y permitiendo que éstos respondan a los ataques en
forma rápida y eficaz. Como estrategia de seguridad de redes, la defensa a fondo utiliza diversas
formas de defensa contra intrusos en vez de confiar en un único mecanismo defensivo.
Dos principios ayudan a ejecutar una defensa
a fondo. El principio del menor privilegio exige
que a los usuarios, aplicaciones y sistemas se
les debe conceder el menor privilegio posible,
siempre que resulte compatible con el cumplimiento de sus tareas. El principio de acceso
mínimo establece que cualquier acceso que no
haya sido explícitamente otorgado debe negarse.
Por ejemplo, cada una de las conexiones en la
red se conectó al dispositivo específico adicionado; sólo ese dispositivo tenía acceso al sistema en esa conexión.
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El segundo esfuerzo consistió en establecer
normas y procedimientos claros para la red de
porte empresarial. SchlumbergerSema utilizó su
experiencia para establecer normas de seguridad y de configuración de la red. Se crearon protocolos para el manejo de alarmas y eventos. Los
requisitos del sistema se modificaron rápidamente dado el gran número de entidades involucradas; era menester implementar una política
de manejo del cambio. La intervención humana,
descripta sucintamente en las normas y procedimientos, desempeñó un rol fundamental en la
protección exitosa de la integridad de los datos
de los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002 de
la Ciudad de Salt Lake.
El tercer esfuerzo se concentró en la planificación, la construcción y el despliegue de los
sistemas de manejo de redes (NMS, por sus
siglas en inglés) y los sistemas de detección de
intrusos (IDS, por sus siglas en inglés), así como
los procedimientos de respuesta. Se optimizó la
arquitectura del sistema de modo de desplegar
la cantidad mínima de agentes de detección de
intrusos, o agentes de sondeo, para proteger el
sistema (abajo). Estos agentes son programas de
computación especializados que vigilan rutinariamente en forma permanente el tráfico de la red.
Internet
Direccionador
(Enrutador)
Enclave NMS/IDS
Puntos de desarrollo de los eventos
Servidor UNIX
Servidor de base
de datos IDS
Escudo de
protección
(firewall)
Agente
de sondeo
Servidores
NMS
Servidor Windows
Interruptor
Agente
de sondeo
Direccionador
Servidor UNIX
Servidor maestro
de sondeo
Direccionador
Direccionador
Agente
de sondeo
Servidor UNIX
Enlaces B2B y B2C
Agente
de sondeo
Servidor UNIX
Enlaces de servidor de acceso remoto
> Detección de intrusos. Como resultado de los múltiples medios de acceso a la red de computación, era esencial contar con un sistema de detección de intrusos
(IDS, por sus siglas en inglés). El acceso a los Juegos y a la red de administración podía lograrse desde los distintos centros deportivos, por Internet, desde servidores remotos de la red interna y con ciertos servidores del tipo empresa a empresa (B2B) y empresa a cliente (B2C). Una aplicación de computación especializada,
denominada agente de sondeo, vigiló rutinariamente todo el tráfico, generando alertas en caso de detección de algún uso no autorizado. En un enclave especial del
Centro de Tecnología de la Información de SchlumbergerSema, el sistema de manejo de la red (NMS, por sus siglas en inglés) vigiló rutinariamente todos los agentes
de sondeo a través de sistemas redundantes. Una ruta pasaba por el servidor del agente de sondeo maestro y la otra, por un servidor de la base de datos del sistema
IDS. El personal de seguridad de la red supervisó el sistema NSM en forma permanente durante todo el evento.
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En una situación ideal, todo el tráfico que entra
y sale de la red debería pasar por un punto, de
manera que un agente podría vigilar rutinariamente y proteger la totalidad del sistema. Dado
que los sistemas del mundo real son más complejos, el sistema para los Juegos de Salt Lake
fue protegido con 35 agentes.
Los agentes debían priorizar la gravedad de
cualquier ataque al sistema, lo cual implicaba
una enorme cantidad de análisis de registros del
sistema. El sistema de detección de intrusos
debía distinguir entre tráfico normal del sistema
y anomalías. El sistema de manejo de la red proporcionaba al personal de sistemas un plan de
respuestas claro ante cualquier tipo de anomalía. Además de los operadores de sistemas que
vigilaban rutinariamente el sistema los siete
días de la semana, las 24 horas del día, el sistema de defensa podía enviar alertas al personal
de respuesta por localizadores personales y por
correo electrónico (derecha).
Los sistemas de manejo de la red y detección
de intrusos fueron verificados dos veces, una en
octubre y otra en diciembre. Durante esas pruebas, especialistas en pruebas de penetración de
sistemas éticos intentaron sabotear la red. Esto
ayudó a corregir las vulnerabilidades encontradas.
Una vez implementadas estas tres tareas paralelas de defensa a fondo, normas y procedimientos, y sistemas de manejo de redes y detección
de intrusos, SchlumbergerSema compiló un
documento global de operaciones a través de la
red (abajo a la derecha). La idea era ofrecer un
manual que resultara de utilidad para los Juegos
de 2002 y para los Juegos Olímpicos futuros.
La catalogación de normas y procedimientos
carece de utilidad si los mismos no se cumplen.
SchlumbergerSema ofreció sesiones de capacitación para el personal clave en otras organizaciones de sistemas, que luego capacitaron a sus
grupos. Como sucede con la mayoría de las
empresas que establecen sistemas de seguridad
por primera vez, ciertos integrantes de la comunidad de los Juegos opusieron resistencia al
establecimiento de normas restrictivas. Temían
que esas ideas interfirieran con el espíritu de
cooperación y de trabajo en equipo que caracteriza a estos eventos. El equipo de
SchlumbergerSema trabajó en estrecha colaboración con los equipos de manejo de la red para
ahuyentar esos miedos y educar a la gente
acerca de los motivos de esas normas y logró
descubrir formas creativas de resolver problemas sin comprometer la seguridad. Como resultado de estos esfuerzos, se mejoró el nivel de
cooperación y se anularon los intentos no autorizados de evadir las normas.
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El sistema fue objeto de ataques durante los
Juegos. El lugar tenía varias computadoras para
uso de los atletas, entrenadores y demás integrantes de la comunidad Olímpica. Se realizaron
intentos de utilizar esas computadoras para
ingresar a páginas pornográficas de la Red, los
cuales fueron detectados por el sistema de seguridad. Ciertos equipos nacionales trataron de
agregar servidores al sistema para instalar portales en la Red. Entre los ataques más graves se
encontraron correos electrónicos infectados con
virus, enviados desde afuera al personal interno
y gente que intentaba sabotear los servidores,
también desde afuera. Ningún ataque resultó
exitoso. El sistema no fue comprometido y los
Juegos contaron con una infraestructura estable
y segura que permitió que el mundo entero centrara su atención exclusivamente en los eventos
deportivos.
> El equipo de TI de SchlumbergerSema en el Centro de Tecnología de la Información de los Juegos de Salt Lake. La red de computación fue vigilada rutinariamente y controlada en forma permanente durante el transcurso de los Juegos
Olímpicos de Invierno de 2002.
Establecimiento de
una base de referencia
Desarrollo y despliegue
de una estrategia de
defensa a fondo
Desarrollo de normas
y procedimientos
Construcción y despliegue
de un sistema de gestión
y de detección de intrusos
Compilación de un
documento de operaciones
globales a través de la red
Diseminación y educación
> Preparativos en términos de seguridad para los Juegos Olímpicos de Invierno
de 2002. Tres esfuerzos paralelos dieron como resultado una solución de seguridad total para los Juegos Olímpicos de Salt Lake. La documentación estará
disponible para los próximos tres Juegos Olímpicos, que también serán coordinados por SchlumbergerSema.
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how to add a network printer
> Base de conocimientos del sistema DeXa.Touch para el portal de autoayuda. La base de conocimientos tiene respuestas para preguntas relacionadas con las PCs, con el sistema operativo y con las aplicaciones. Se incluyen instrucciones detalladas, paso por paso, y soluciones ilustradas para resolver diversos asuntos y problemas. Se pueden construir bases de conocimientos personalizadas para el negocio
de un cliente con el contenido existente, migradas y almacenadas en el portal de autoayuda. Un usuario
puede realizar búsquedas por palabras clave, mensajes de error, o simples preguntas como la siguiente:
“cómo agregar una impresora en red.” Una función avanzada opcional ofrece una búsqueda ajustada.
El navegador contiene un índice del contenido de la base de conocimientos; el usuario tiene acceso
tanto a los resúmenes como a la información detallada.
¿Qué se puede decir de las aplicaciones en el
disco rígido? Si un mensaje de error indica que
hay una falla de Microsoft Word, con oprimir
unas pocas teclas, el usuario podrá reparar la
aplicación de inmediato. Aunque estuviera disponible, el centro de servicios sería innecesario en
esta solución de reparación automática.
Los administradores del portal SSP crean
esquemas de protección y programas de trabajo
para definir las aplicaciones y los parámetros de
configuración del sistema operativo, que tendrán
protección o respaldo para un conjunto determinado de usuarios de PCs. El portal SSP sondea las
máquinas para identificar todos los componentes
de las aplicaciones que deben ser protegidos.
En su mayor parte, una ejecución de protección semanal resulta transparente para los usuarios. Ellos pueden escuchar cómo trabaja el disco
rígido y observar un ícono nuevo en el extremo
inferior derecho de la barra de menú. Durante
este proceso, el programa de computación crea
un archivo de respaldo de las aplicaciones y de
los parámetros de configuración que se usarán
posteriormente si surge algún problema. Este
procedimiento es automático, pero los usuarios
pueden ejecutar la protección en forma manual si
fuera necesario.
Esta ejecución de la protección del sistema
realiza copias de las claves de registro, los parámetros de configuración y los controladores; los
archivos de aplicación y los archivos del sistema;
los archivos ejecutables y los archivos INI; la
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biblioteca de enlaces dinámicos (DLL, por sus
siglas en inglés) y los modelos de objetos componentes (COM, por sus siglas en inglés) en condiciones de operación. Cuando se produce una
falla, se puede realizar la autorestitución del sistema del usuario en menos de 10 minutos, en vez
de tener que esperar a un técnico al que le podría
llevar horas responder a una llamada de servicio.
Se espera que la productividad de Conoco experimente un incremento drástico.
Además de Quick Fix, el portal SSP de
DeXa.Touch incluye lo siguiente:
• una base de conocimientos que ofrece información de soporte, organizada en forma eficaz, de
manera que los usuarios puedan encontrar respuestas y soluciones a sus problemas en forma
rápida e independiente (arriba)
• un directorio de las tareas más comunes, relacionadas con las PCs
• información del sistema, que brinda a los usuarios detalles sobre el equipo y las aplicaciones
instaladas en sus PCs
• informes de manejo, protegidos con claves de
acceso, que proporcionan información sobre
acuerdos de niveles de servicios, incluyendo
informes de interrupción de servicios, informes
de error y de desempeño, además de informes
de manejo del sistema e informes de seguridad
de los escudos de protección (firewalls).
• un sistema global de emisión de tickets, que permite a los usuarios presentar y ver el estado de
los problemas que no pueden ser autoreparados.
La gerencia de Conoco sabe que no puede
cambiar los hábitos de sus empleados a nivel
mundial en forma rápida y sin esfuerzos. Por eso,
ha auspiciado una campaña de concientización
acerca de las herramientas de autoreparación
que incluye un sitio en Internet. Cuarenta gerentes de IM de Conoco, realizaron talleres especiales para sus empleados. Posteriormente, se
eligieron campeones en el manejo de myDeXa
dentro de cada unidad, para que ofrecieran su
experiencia en caso que se requiriera. Además,
Schlumberger actuó como organismo patrocinador de seminarios de capacitación para todas las
unidades de negocio.
Tiempo de espera
Cuando un empleado de Conoco tiene un problema que no puede resolver, el Centro de
Servicios Globales de Schlumberger es el único
punto de contacto en lo que respecta a cuestiones de aplicaciones, centro de ayuda, red, conectividad y seguridad en cualquier región del
mundo, las 24 horas del día, los siete días de la
semana. Este soporte de primera clase tiene
equipos que cubren todo el globo, cada uno de
los cuales tiene un conocimiento profundo de las
operaciones de Conoco.
Mediante este servicio de soluciones, Conoco
está apalancando la infraestructura mundial de
Schlumberger en lo que respecta a mejores prácticas, conocimientos técnicos especializados,
herramientas, tecnología y procesos. Por otra
parte, Conoco ya no tiene que administrar los
recursos humanos afectados a TI en lo que respecta a su incorporación, contratación y capacitación. El tiempo, el esfuerzo y los recursos que
en algún momento se invirtieron en cuestiones
de soporte, ahora se pueden volver a concentrar
en lo esencial, permitiendo que Conoco refuerce
su lado competitivo.
El personal de servicios se encuentra globalmente vinculado y sus funciones están integradas a través de una infraestructura centralizada
que le permite operar como un centro de servicios virtual único. Todo el personal de soporte
tiene acceso a los mismos tickets y a los mismos
datos, a través de un sistema desarrollado por
encargo y una secuencia de tareas para el rastreo de tickets, notificaciones y recolección de
datos de medición.
Cuando un usuario llama al centro de servicios, un analista de soporte recolecta la información y abre un ticket, con lo cual se envía
automáticamente un mensaje de correo electrónico al usuario. El mensaje tiene el número de
ticket y contiene además detalles de los problemas y el estado de la reparación. Cada tipo de
dispositivo con soporte—tal como una computa-
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> Informe de desempeño de enlaces. A través de una vigilancia rutinaria de red proactiva, el Centro de Manejo de Servicios de Schlumberger puede generar informes en tiempo real que detallan exactamente qué está sucediendo en la red de un cliente durante un período
determinado; el acceso a estos informes es posible en cualquier momento a través del portal de autoayuda. El ejemplo de la gráfica
indica la carga del enlace o el porcentaje de un segmento de la red que está siendo utilizado por el tráfico. El informe muestra también
el tiempo de respuesta de los dispositivos de la red en la entrada y en la salida de este segmento de red en particular, que se rastrea
haciendo un seguimiento del tiempo en milisegundos que les lleva a los dispositivos responder de un lado a otro. Un gerente de TI puede
observar la disponibilidad de la red para el tráfico, el volumen de tráfico que circula por la red y la carga de los dispositivos de la red
que manejan este tráfico.
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dora de escritorio, un servidor o un conmutador
de red—se rige por su propio conjunto de niveles
de servicio. A cada asunto se le asigna un orden
de prioridades en base a su impacto sobre los
negocios de Conoco.
Por lo general, el 90 por ciento de las llamadas que se realizan a los Centros de Servicios
Globales de Schlumberger son respondidas en
120 segundos; estándar de la industria para este
tipo de llamadas. El 50 por ciento de las mismas
se resuelven en el primer contacto.
Conoco ha contratado seis Centros de
Servicios Globales de Schlumberger en todo el
mundo: Houston; Ciudad de Ponca, Oklahoma,
EUA; Cork, Irlanda; Lagos, Nigeria; Dubai, EAU; y
Yakarta, Indonesia. Una vez que los centros de
servicios estén en pleno funcionamiento, para
fines del año 2002, mediante un procedimiento
sincronizado, los equipos de Schlumberger y los
empleados de Conoco podrán discutir problemas
en idioma inglés, español, árabe, alemán, sueco,
el idioma oficial de la República de Indonesia
(Bahasa Indonesia) y tailandés. Los idiomas específicos se contratan para cada lugar.
Seguridad certificada
El Centro de Manejo de Servicios (SMC, por sus
siglas en inglés) de Schlumberger—una operación
que cuenta con la certificación ISO—sustenta el
centro de servicios y el portal de autoayuda
mediante la provisión de servicios globales y centralizados de notificación, rastreo y resolución de
incidentes. El centro SMC combina la vigilancia
rutinaria de la seguridad física y de la seguridad de
las aplicaciones y de los sistemas operativos en
una instalación provista de energía continua y protección contra incendios. Para acceder al centro
SCM, se necesita una autorización de seguridad
especial; el ingreso a las instalaciones de computación más sensibles relacionadas con la producción requiere una autorización sumamente
restrictiva. Un sistema de identificación, autentificación y autorización, sumado al manejo de la instalación, constituye la base de los niveles de
escalabilidad del acceso seguro a estos sectores
protegidos. Todas las personas que ingresan o trabajan en el centro SMC son supervisadas por personal asignado a dicho sitio y por cámaras que
funcionan en forma permanente.
Todos los días, el personal del centro SMC
vigila rutinariamente el desempeño del sistema,
la disponibilidad e integridad de los datos y la
viabilidad de la conectividad, examinando todos
los niveles de aplicaciones, sistemas operativos y
equipos con sistemas de vigilancia rutinaria de
última generación provistos de alarmas preestablecidas. Como la intervención humana es esencial, el equipo del centro SCM utiliza
Otoño de 2002
procedimientos de respuesta definidos, basados
en niveles de alarma. Los servidores son examinados a intervalos de tiempo acordados con el
cliente. Si surge un problema, se activa una
alarma visual en un gran panel de pantallas. El
personal en servicio determina si el problema
está relacionado con una red, con un sistema
operativo, con el equipo, o con una aplicación.
Las medidas correctivas a adoptar incluyen el reinicio de los servicios, el mantenimiento de los
archivos y del sistema operativo, y el redireccionamiento de los servicios u otras tareas de
manejo de sistemas acordadas por contrato.
Además de la conectividad, se supervisa un
listado preestablecido de condiciones, procesos y
aplicaciones y, si alguno de estos elementos está
fuera de los límites acordados, aparecerá resaltado en las pantallas de manejo de sistemas para
atraer la atención del personal.
Otro elemento clave del escenario de seguridad es la supervisión del sistema de escudos de
protección. El tráfico a través del sistema de
escudos de protección se registra según un
acuerdo específico; estos registros se conservan
en un servidor seguro y se archivan. Una vez por
semana, se envían al cliente resúmenes del sistema de escudos de protección en archivos o a
través de una conexión segura de Internet. Estos
informes contienen las estadísticas de conexión
de las 40 direcciones de remitentes y destinatarios más frecuentes, clasificadas por intento,
denegación y aceptación de conexión.
El personal supervisa y compila informes para
segmentos de la red, tráfico, conexiones y direccionadores (enrutadores) del cliente (página anterior). También se incluyen el control y la reparación
de fallas, tales como fallas del direccionador,
fallas de circuito, fallas de aplicación, situaciones
de disco lleno, o problemas de desempeño.
Una vez detectada una falla o un problema, el
personal del centro SMC crea un ticket de servicio y notifica al cliente. Al igual que en el Centro
de Servicios Globales, los incidentes se clasifican
de acuerdo con el impacto percibido sobre las
operaciones. El ticket también contiene la fecha y
la hora, una descripción del pedido, los resultados de la prueba de diagnóstico y la información
sobre la resolución.
Para Conoco y todos los demás clientes de
Schlumberger, el centro SMC es el oficial de tráfico cibernético permanente, que garantiza que
los datos circulen en forma segura e ininterrumpida en todo el mundo. A medida que la información comienza a circular a través de un entorno
operativo común, las unidades de negocios de
Conoco pueden desplegar soluciones internas y
externas en forma rápida y eficaz, en cualquier
momento y en cualquier lugar.
Compañías bien conectadas
El Conjunto de Servicios DeXa ofrece a las compañías un nuevo potencial para mejorar sus operaciones. Por ejemplo, una compañía contratista
de perforación puede conectar equipos de perforación múltiples en una red mundial configurada
a medida, para la comunicación, el intercambio
de datos y la adopción de decisiones en tiempo
real. Esto resulta particularmente interesante en
áreas marinas y lugares remotos, así como en
pozos críticos de alto costo. El acceso instantáneo a datos cruciales y a grupos centralizados de
especialistas técnicos—ya sea a través de
comunicaciones móviles inalámbricas seguras o
mediante conexiones por Internet—puede acelerar las respuestas a posibles problemas de seguridad, tales como incidentes de control de pozos,
o contribuir a optimizar el rendimiento de la perforación sobre la base de datos de otros pozos
que están siendo perforados en otras áreas.
La conexión de plataformas autoelevables,
semisumergibles y barcazas de perforación con
los clientes de sus respectivas compañías de
petróleo o gas, permite la transmisión segura de
información confidencial. La conexión con proveedores de materiales de equipos de perforación
puede contribuir a aumentar la velocidad y la eficacia en materia de costos de las decisiones
relacionadas con la cadena de suministro, así
como simplificar los procedimientos de compra.
Las credenciales inteligentes personalizadas
pueden permitir el ingreso seguro desde la costa
hacia el equipo de perforación; por ejemplo,
antes de abordar un helicóptero o un bote. Se
pueden codificar en la credencial los antecedentes individuales en lo que respecta a capacitación operativa y capacitación en seguridad, de
manera que ninguna persona ingrese a un equipo
de perforación sin contar con las certificaciones
correspondientes. El acceso a áreas restringidas
del equipo de perforación puede asegurarse con
tarjetas inteligentes, codificadas para un grupo
específico de lectores de tarjetas. Se puede habilitar y a la vez vigilar rutinariamente el acceso
seguro a Internet y la concreción de transacciones a través de la Red (Web) por parte del personal del equipo de perforación.
La información es el elemento vital de la
industria del petróleo y del gas. Los servicios de TI
de última generación permiten que las compañías
operadoras se concentren en su objetivo central
de descubrir y extraer hidrocarburos. —MAA, BG
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Método combinado de estimulación
y control de la producción de arena
Los tratamientos especializados de fracturamiento seguido de empaque de grava crean fracturas apuntaladas altamente
conductivas que producen aumentos de producción sostenida y controlan la migración de finos en yacimientos pobremente
consolidados. Este método combinado de “fracturamiento y empaque” que ganó popularidad en los últimos 10 años, sortea
el daño de formación y evita muchos deterioros de la productividad que se producen con frecuencia en los empaques de
grava convencionales de pozo entubado.
Fracturamiento
y empaque 60%
Empaque
con lechada
viscosa 12%
Empaque
con agua a
alto régimen
gimen
dde iinyección
y iió
dde 28%
%
30
Factor de daño adimensional
25
20
15
10
5
Empaque
de ggrava
ava
1
2
3
Fracturamiento
y empaque
empaq
mpaque
p q e
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
P
Pozos
> Fracturamiento para el control de la producción de arena. Los resultados iniciales de los tratamientos de fracturamiento y empaque obtenidos a comienzos de la década de 1990, mostraron mejoras en la productividad con respecto al empaque de grava convencional (izquierda). Como resultado, los tratamientos de fracturamiento y empaque ahora representan más del 60% de las estimulaciones efectuadas para controlar la producción de arena en Estados
Unidos (arriba a la derecha), y las compañías que proveen servicios de estimulación invierten grandes sumas en investigación y desarrollo sobre este
tema. Estas inversiones comprenden la construcción de barcos especialmente diseñados que incluyen equipos de mezcla de altos volúmenes, bombas de
alta presión y sistemas de vigilancia rutinaria sofisticados, tales como el barco de estimulación Galaxy de Schlumberger (centro).
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Syed Ali
David Norman
David Wagner
ChevronTexaco
Houston, Texas, EUA
Joseph Ayoub
Jean Desroches
Sugar Land, Texas
Hugo Morales
Houston, Texas
Paul Price
Rosharon, Texas
Don Shepherd
Saudi Aramco
Abqaiq, Arabia Saudita
Ezio Toffanin
Pekín, China
Juan Troncoso
Repsol YPF
Madrid, España
Shelby White
Ocean Energy
Lafayette, Luisiana, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Ernie Brown y Leo Burdylo, Sugar Land, Texas,
EUA; Mehmet Parlar y Colin Price-Smith, Rosharon, Texas;
Pedro Saldungaray, Yakarta, Indonesia; y Ray Tibbles, Kuala
Lumpur, Malasia.
ClearFRAC, CoilFRAC, DataFRAC, FIV (Válvula de
Aislamiento de la Formación), MudSOLV, PropNET,
QUANTUM, SandCADE y ScalePROP son marcas de
Schlumberger. Alternate Path, AllPAC y AllFRAC son marcas de ExxonMobil; la licencia de esta tecnología ha sido
otorgada exclusivamente a Schlumberger.
1. McLarty JM y DeBonis V: “Gulf Coast Section SPE
Production Operations Study Group—Technical
Highlights from a Series of Frac Pack Treatment
Symposiums,” artículo de la SPE 30471, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.
2. Liebach RE y Cirigliano J: “Gravel Packing in Venezuela,”
presentado en la Séptima Conferencia Mundial del
Petróleo, Ciudad de México, México 1967, Sección de
Transcripciones III: 407–418.
3. Smith MB, Miller WK y Haga J: “Tip Screenout
Fracturing: A Technique for Soft, Unstable Formations,”
artículo de la SPE 13273, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,
EUA, 16 al 19 de septiembre de 1984; también en el documento Ingeniería de Producción de la SPE 2, no. 2 (Mayo
de 1987): 95–103.
Hannah RR y Walker EJ: “Fracturing a High-Permeability
Oil Well at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE
14372, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al
25 de septiembre de 1985.
Otoño de 2002
El fracturamiento hidráulico en yacimientos de
alta permeabilidad para controlar la producción
de arena es una técnica de terminación de pozos
ampliamente aceptada. Actualmente, una de las
primeras decisiones que deben tomarse durante
la planificación del desarrollo de campos que
producen arena, es acerca de la conveniencia o
no de utilizar el método de fracturamiento y
empaque; una combinación de estimulación por
fracturamiento hidráulico seguida de empaque
de grava. Más de una década de éxitos prueba
que esta técnica mejora significativamente la
productividad del pozo en comparación con el
empaque de grava convencional (página previa).
Los tratamientos de fracturamiento y empaque
están creciendo en forma continua dentro del conjunto de técnicas de control de la producción de
arena, así como también en términos de números
de trabajos realizados. La utilización de esta técnica ha crecido diez veces; de menos de 100 trabajos efectuados por año a principios de la década de
1990, a un ritmo corriente de casi 1000 operaciones por año. En África Occidental, cerca del 5% de
los tratamientos de control de la producción de
arena son tratamientos de fracturamiento y empaque, y en América Latina, los operadores fracturan
y empacan por lo menos el 3% de los pozos.
Los avances realizados en el diseño de la
estimulación, en los componentes de terminación de pozos, en los fluidos de tratamiento y en
los apuntalantes (agentes de sostén) continúan
diferenciando la técnica de fracturamiento y
empaque con respecto a los fracturamientos y
empaques de grava convencionales. Los operadores de Estados Unidos ahora aplican este
método de control de la producción de arena para
terminar más del 60% de los pozos marinos.
Shell utilizó el término frac pack a principios
de 1960 para describir aquellas terminaciones de
pozos realizadas en Alemania que eran hidráulicamente fracturadas previo al empaque de grava.1
En la actualidad, la expresión fracturamiento y
empaque (frac packing) se refiere a tratamientos
de fracturamiento en los que se induce un arena-
miento para controlar el largo de la fractura (TSO,
por sus siglas en inglés). Estos tratamientos crean
fracturas cortas y anchas y empacan grava detrás
de los filtros (cedazos); todo en una sola operación. Las fracturas apuntaladas y altamente conductivas resultantes sortean el daño de formación
y mitigan la migración de finos, mediante la
reducción de la caída de presión y de la velocidad
de flujo cerca del pozo.
En 1963, se efectuó una de las primeras operaciones de fracturamiento y empaque en
Venezuela, donde las compañías productoras llevaban a cabo pequeños tratamientos de fracturamiento utilizando arena y petróleo crudo viscoso,
y luego bajaban los filtros de grava hasta la profundidad de interés, pasándolos a través de la
arena que quedaba dentro de la tubería de revestimiento.2 Esta técnica resultó exitosa, pero no se
aplicó a otras áreas hasta casi 30 años después.
En los años sucesivos, los operadores utilizaron varias técnicas de fracturamiento para sortear el daño de perforación y terminación que
generalmente penetra mucho en los yacimientos
de alta permeabilidad. Estos pequeños tratamientos conocidos como “microfracturas” se
diseñaron para tratar el daño de formación que
los ácidos o solventes no removerían, o que no
podrían sortearse volviendo a disparar la zona de
interés, especialmente cuando la estabilidad del
túnel dejado por los disparos era cuestionable en
arenas pobremente consolidadas.
El interés por la técnica de fracturamiento y
empaque resurgió a principios de la década de
1980, cuando los operadores comenzaron a fracturar formaciones de alta permeabilidad utilizando técnicas TSO.3 Las fracturas apuntaladas
más anchas obtenidas, produjeron aumentos de
producción sostenida en la Bahía de Prudhoe y en
los campos Kuparuk, ubicados en el Talud Norte
de Alaska, EUA, y en formaciones calcáreas del
Mar del Norte. Estos resultados atrajeron la atención de productores de otras áreas y motivaron la
evaluación de los fracturamientos TSO como técnica de control de la producción de arena.
Martins JP, Leung KH, Jackson MR, Stewart DR y Carr
AH: “Tip Screenout Fracturing Applied to the Ravenspurn
South Gas Field Development,” artículo de la SPE 19766,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 11 de octubre
de 1989; también en el documento Ingeniería de
Producción de la SPE 7, no. 3 (Agosto de 1992): 252–258.
Reimers DR y Clausen RA: “High-Permeability Fracturing
at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 22835, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de
la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1981.
Martins JP, Bartel PA, Kelly RT, Ibe OE y Collins PJ:
“Small, Highly Conductive Hydraulic Fractures Near
Reservoir Fluid Contacts: Applications to Prudhoe Bay,”
artículo de la SPE 24856, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Washington, DC,
EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.
Martins JP, Abel JC, Dyke CG, Michel CM y Stewart G:
“Deviated Well Fracturing and Proppant Production
Control in Prudhoe Bay Field,” artículo de la SPE 24858,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.
33
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4:36 PM
Page 34
Después de 1985, aumentó el interés por la
técnica de fracturamiento y empaque como consecuencia de la actividad desarrollada en el Golfo
de México, donde muchos pozos con empaques
de grava convencionales no alcanzan una productividad adecuada. El daño de formación inducido
por los fluidos de perforación y terminación, el filtrado del cemento, los disparos efectuados en
condiciones de sobrebalance y la migración de
finos, contribuyen a la obtención de resultados
insatisfactorios, así como lo hace el daño mecánico creado por la redistribución de los esfuerzos
después de la perforación.4 El colapso de la formación y el influjo de arena como resultado de un
empaque de grava incompleto alrededor de los
filtros de grava, y los túneles dejados por los disparos que quedan sin empacar, también restringen la producción.
La técnica de fracturamiento y empaque
reduce las caídas de presión causadas por el
daño de formación y las restricciones impuestas
por los componentes de la terminación, las cuales se hallan comúnmente representadas por un
valor adimensional conocido como factor de
daño.5 A diferencia del empaque de grava, el factor de daño asociado con la técnica combinada
disminuye a medida que los pozos producen y los
fluidos de tratamiento se recuperan y, en consecuencia, la productividad tiende a mejorar con el
tiempo. Por lo tanto, la tendencia entre los operadores es a aplicar esta técnica en casi todos los
pozos que requieren control de la producción de
arena.
En el Golfo de México, la técnica de fracturamiento y empaque ha ganado popularidad a fines
de la década de 1980. Amoco, ahora BP, realizó
cinco terminaciones de fracturamiento y empaque en el área Ewing Bank durante 1989 y 1990,
mediante la inyección de mezclas con concentraciones de hasta 6 libras de apuntalante agregado
(laa) por galón de fluido de tratamiento.6 En 1991,
ARCO, ahora BP, utilizó la técnica combinada en
el área South Pass.7 Pennzoil, ahora Devon
Energy, la utilizó en el área Eugene Island.8 Casi
al mismo tiempo, Shell fracturó y empacó pozos
tierra adentro desde embarcaciones (gabarras) en
el campo Turtle Bayou, Luisiana, EUA. Shell
expandió el uso de esta técnica en el Mar del
Norte y en pozos marinos en Borneo, y también
en pozos tierra adentro en Colombia, América del
Sur y el noroeste de Europa.9
El éxito de la técnica de fracturamiento y
empaque condujo a aumentar su utilización, y
esta técnica pronto comenzó a ser el método preferido para controlar la producción de arena en el
Golfo de México, donde varios yacimientos de
petróleo y gas yacen debajo del agua, en áreas
donde la profundidad del lecho marino excede los
34
914 m [3000 pies]. Durante 1992, BP completó
tratamientos de fracturamiento y empaque en el
Bloque 109 del Cañón de Mississippi, donde las
profundidades del agua varían entre 260 y 460 m
[850 y 1500 pies].10 Unos pocos años más tarde,
Shell y Chevron utilizaron esta técnica para desarrollar campos en áreas donde la profundidad del
lecho marino alcanzaba los 3000 pies.
La transferencia de tecnología y el éxito de la
técnica de fracturamiento y empaque en otras
áreas, tales como Indonesia, Mar del Norte, Medio
Oriente, África Occidental y Brasil, están contribuyendo a expandir aún más la aplicación de esta
técnica en todo el mundo. Los operadores planifican fracturar y empacar pozos en el Golfo de
México, ubicados en áreas donde la profundidad
del agua alcanza 1220 m [4000 pies], y en el Mar
del Norte y costa afuera de Brasil, intentan desplazar el límite de esta técnica hasta una profundidad
del lecho marino de 1830 m [6000 pies]. La estimulación por fracturamiento hidráulico y la técnica de
fracturamiento y empaque en yacimientos de alta
permeabilidad ahora representan el 20% del mercado de fracturamiento hidráulico.
Este artículo describe la evolución de esta
técnica y trata los desarrollos acontecidos en
materia de fluidos de estimulación, apuntalantes,
equipos de fondo de pozo, simulación de diseño,
ejecución de las operaciones y evaluación posterior a la estimulación. Algunas historias de casos
ilustran la aplicación de esta técnica para mejo-
rar la productividad del pozo y al mismo tiempo
prevenir el flujo de retorno del apuntalante y la
producción de arena.
Fracturamiento con control
del largo de la fractura
Los empaques de grava poseen típicamente
algún grado de daño—factor de daño positivo—
y raramente logran producir valores de factor de
daño bajos en forma consistente. Las terminaciones con tratamientos de fracturamiento y empaque, por otra parte, con frecuencia dan como
resultado pozos con mayor productividad que la
obtenida con empaques de grava realizados por
encima o por debajo de la presión de iniciación
de la fractura, ya sea empaque con lechada o
empaque con agua a alto régimen de inyección
(HRWP, por sus siglas en inglés).11 Las evaluaciones de pozos terminados durante los últimos 10
años con estas técnicas de control de la producción de arena, muestran el dramático impacto del
método de fracturamiento y empaque en el factor
de daño total de terminación (izquierda).12
El contraste de permeabilidad entre formaciones y fracturas apuntaladas determina la longitud de fractura requerida para la estimulación
óptima del yacimiento. En yacimientos de baja
permeabilidad, existe un gran contraste de permeabilidad, y por ende, mayor conductividad
relativa de fractura.13 En yacimientos de alta permeabilidad, existe menos contraste y la conduc-
14
12
10
8
6
4
Factor de daño adimensional
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2
0
Fracturamiento
y empaque
Empaque con
agua a alto
régimen de inyección
Empaque de
grava con
lechada viscosa
> Daño de terminación. La evaluación de las terminaciones con técnicas de
control de la producción de arena realizadas en el Golfo de México durante
los últimos 10 años, muestran un impacto dramático del método de fracturamiento y empaque en el factor de daño adimensional, y por consiguiente, en
la productividad del pozo y en la recuperación final de hidrocarburos. Los
operadores reportan factores de daño promedios de 12 y 8 para terminaciones con empaque de grava realizadas mediante técnicas de empaque con
lechada viscosa y empaque con agua a alto régimen de inyección (HRWP,
por sus siglas en inglés), respectivamente. El tratamiento de fracturamiento y
empaque muestra consistentemente factores de daño promedios más bajos;
típicamente cercanos a 3.
Oilfield Review
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Formaciones de baja permeabilidad
Flujo bilineal
Fractura con fluido viscoso
Fractura con agua a alto
régimen de inyección
Formaciones de alta permeabilidad
Fractura con fluido viscoso
Fractura con agua a alto
régimen de inyección
Encapsulamiento del apuntalante
Formación
Empaque de apuntalante
> Geometría de la fractura. En formaciones de baja permeabilidad, los fluidos viscosos de fracturamiento generan fracturas largas y angostas; los fluidos menos viscosos, tales como el agua, se filtran
más rápidamente y crean fracturas más cortas (arriba a la izquierda). El fracturamiento hidráulico
aumenta el radio efectivo de terminación debido al flujo lineal que se establece dentro de las fracturas apuntaladas y al flujo bilineal dominante hacia el pozo (arriba a la derecha). En formaciones de
alta permeabilidad, los tratamientos de fracturamiento crean fracturas apuntaladas cortas y anchas
que proporcionan algo de estimulación al yacimiento y mitigan la producción de arena mediante la
reducción de la caída de presión y de la velocidad del flujo cerca del pozo (abajo a la izquierda). En
formaciones de baja resistencia mecánica, o blandas, la concentración de apuntalante después del
cierre de la fractura debe exceder los 10 kg/m2 [2 lbm/pie2] para superar el encapsulamiento del
apuntalante en las paredes de la fractura (abajo a la derecha).
4. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:
“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1992): 41–53.
El daño mecánico consiste en el daño de formación
localizado que resulta de la redistribución de los esfuerzos locales luego de la remoción de la roca durante el
proceso de perforación, especialmente en yacimientos
extremadamente permeables. Los esfuerzos de la formación originalmente soportados por el material perforado
se concentran cerca de la pared del pozo, comprimiendo
o triturando la matriz de la roca dentro de un anillo cilíndrico alrededor del pozo. Este efecto restringe los cuellos de los poros y reduce la permeabilidad cerca del
pozo, entrampando potencialmente las partículas finas
que migran en dirección al pozo durante la producción.
Para obtener mayor información acerca del factor de
daño mecánico, consulte: Morales RH, Brown E, Norman
WD, BeBonis V, Mathews MJ, Park EI y Brown R:
“Mechanical Skin Damage in Wells,” artículo de la SPE
30459, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de
octubre de 1995; también en el Periódico de la SPE
(Septiembre de 1996): 275–281.
5. El factor de daño negativo indica estimulación; el factor
de daño positivo indica daño.
6. McLarty y DeBonis, referencia 1.
7. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An Innovative
Stimulation and Sand Control Method,” artículo de la
SPE 23777, presentado en el Simposio Internacional de
la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.
8. Monus FL, Broussard FW, Ayoub JA y Norman WD:
“Fracturing Unconsolidated Sand Formations Offshore
Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 24844, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de1992.
Otoño de 2002
Mullen ME, Stewart BR y Norman WD: “Evaluation of
Bottom Hole Pressures in 40 Soft Rock Frac-Pack
Completions in the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE
28532, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,
25 al 28 de septiembre de 1994.
9. Wong GK, Fors RR, Casassa JS, Hite RH y Shlyapobersky
J: “Design, Execution, and Evaluation of Frac and Pack
(F&P) Treatments in Unconsolidated Sand Formations in
the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 26563, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.
Roodhart LP, Fokker PA, Davies DR, Shlyapobersky J y
Wong GK: “Frac and Pack Stimulation: Application,
Design, and Field Experience From the Gulf of Mexico to
Borneo,” artículo de la SPE 26564, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.
10. Hannah RR, Park EI, Walsh RE, Porter DA, Black JW y
Waters F: “A Field Study of a Combination Fracturing/
Gravel Packing Completion Technique on the Amberjack,
Mississippi Canyon 109 Field,” artículo de la SPE 26562,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre
de 1993; también en el documento Producción e
Instalaciones de la SPE 9, no. 4 (Noviembre de 1994):
262–266.
11. Las técnicas de empaque de lechada utilizan fluidos viscosos a base de polímeros para emplazar altas concentraciones de grava, mientras que las técnicas HRWP
utilizan concentraciones de grava más bajas transportadas en un fluido menos viscoso, generalmente salmuera.
12. Mullen ME, Norman WD y Granger JC: “Productivity
Comparison of Sand Control Techniques Used for
Completions in the Vermilion 331 Field,” artículo de la
SPE 27361, presentado en el Simposio Internacional de
la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 7 al 10 de febrero de1994.
Monus et al, referencia 8.
tividad relativa de una fractura angosta se
reduce por varios órdenes de magnitud. Esto
anula el valor de la extensión de la fractura más
allá de una cierta distancia de la pared del pozo
y resalta la necesidad de crear fracturas más
anchas, porque la conductividad es también
directamente proporcional al ancho apuntalado.
Las fracturas cortas y anchas aumentan la
productividad del pozo, aún en formaciones de
alta permeabilidad. Estas fracturas altamente
conductivas mitigan la producción de arena asociada con altos gastos (tasas o velocidades de
flujo, ratas, caudales), con el colapso del túnel
dejado por el disparo en formaciones pobremente consolidadas y con la migración de finos
en formaciones con tamaños de grano pobremente clasificados. Esto es así debido a la reducción de la caída de presión y de la velocidad de
flujo cerca del pozo. Estos factores también postergan el desarrollo de las condiciones críticas de
esfuerzos que trituran los granos de la formación
hasta que se alcanza una presión de yacimiento
más baja.
El fracturamiento hidráulico de formaciones
de baja permeabilidad crea fracturas apuntaladas angostas de 2.5 mm [0.1 pulg] de ancho, que
se extienden hasta unos 300 m [1000 pies] o más
de la pared del pozo (izquierda).14 Un tratamiento
TSO genera fracturas apuntaladas con anchos de
hasta 2.5 cm [1 pulg] o más en formaciones blanFletcher PA, Montgomery CT, Ramos GG, Miller ME y
Rich DA: “Using Fracturing as a Technique for Controlling
Formation Failure,” artículo de la SPE 27899, presentado
en la Conferencia Regional Occidental de la SPE, Long
Beach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de 1994; también en el documento Producción e Instalaciones de la
SPE 11, no. 2 (Mayo de 1996): 117–121.
Hannah et al, referencia 10.
Papinczak A y Miller WK: “Fracture Treatment Design to
Overcome Severe Near-Wellbore Damage in a Moderate
Permeability Reservoir, Mereenie Field, Australia,” artículo de la SPE 25379, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y del Gas del Pacífico Asiático
de la SPE, Singapur, 8 al 10 de febrero de1993.
Stewart BR, Mullen ME, Howard WJ y Norman WD:
“Use of a Solids-Free Viscous Carrying Fluid in
Fracturing Applications: An Economic and Productivity
Comparison in Shallow Completions,” artículo de la SPE
30114, presentado en la Conferencia Europea de la SPE
sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 15 al 16 de
mayo de 1995.
13. La conductividad de la fractura es una medida de cuán
fácilmente fluyen los fluidos producidos o inyectados dentro de una fractura hidráulica apuntalada.
14. El fracturamiento hidráulico comienza con una etapa de
inyección de un fluido sin apuntalante, o colchón, a presiones por encima del esfuerzo de ruptura de la formación, para iniciar una fractura en la roca y enfriar la
región cerca del pozo. Esta etapa de colchón crea dos
“alas” de fractura a 180 grados entre sí, que se propagan
a lo largo del plano preferencial de fracturamiento (PFP).
El PFP yace en dirección al esfuerzo horizontal máximo,
perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo de la roca.
Luego continúan las etapas de inyección de fluido cargado de apuntalante para generar una geometría requerida—altura, ancho, y longitud—y empacar una fractura
de dos alas con apuntalante. Los apuntalantes garantizan
que una trayectoria conductiva permanezca abierta luego
de que se detiene la inyección de fluido y se cierran las
fracturas dinámicas.
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Fractura dinámica
Apuntalante
Arenamiento inducido
en el extremo de la fractura
Disparo
Inflado de la fractura
Abertura del espacio anular
Cemento
Tubería de revestimiento
Filtro (cedazo)
Fractura apuntalada
Empaque de apuntalante “externo”
> Fracturamiento con control del largo de la fractura (TSO). En los yacimientos
de alta permeabilidad, las estimulaciones por fracturamiento hidráulico
requieren sistemas de fluidos que se filtran en los primeros instantes del tratamiento. La deshidratación de la lechada provoca que el apuntalante se empaque en el extremo de la fractura, deteniendo la propagación, o extensión de
la misma (arriba). A medida que se bombea lechada adicional, las fracturas
de doble ala se inflan y el apuntalante se empaca en dirección hacia el pozo
(centro). Un tratamiento TSO garantiza fracturas más anchas y mejora la conductividad de las mismas, promoviendo el contacto entre los granos en el
apuntalante empacado. Esta técnica también genera suficiente desplazamiento de la formación para crear una abertura del espacio anular entre el
cemento y la formación que comienza a empacarse con apuntalante. Este
empaque “externo” conecta todos los disparos entre sí y reduce aún más la
caída de presión que se produce en las cercanías de la pared del pozo
(abajo).
das y longitudes de fractura de hasta 15 m [50
pies], dependiendo de las características de la
formación.15 Para tratamientos convencionales,
la concentración final de apuntalante por unidad
de área de la fractura es menor a 10 kg/m2 [2
lbm/pie2]. Para los diseños TSO, estas concentraciones alcanzan de 24 a 49 kg/m2 [5 a 10
lbm/pie2].
Una fractura apuntalada aumenta el radio de
terminación y el área abierta al flujo. Si se compara con el influjo radial, el flujo bilineal resultante reduce la convergencia y turbulencia que se
producen en los disparos, lo cual mejora la productividad. Por ejemplo, una fractura apuntalada
36
con una longitud de 15 m [50 pies] y una altura de
7 m [22 pies], posee 372 m2 [4000 pies cuadrados]
de superficie; una terminación con empaque de
grava en un pozo de 9 pulgadas de diámetro,
posee una superficie máxima abierta al flujo radial
de unos 5 m2 [50 pies2]. El radio de terminación
efectivo para cada una de estas terminaciones
hipotéticas con fracturamiento y empaque, y con
empaque de grava convencional es de 15 m y 11.4
cm [4.5 pulg] respectivamente.
El extremo de una fractura hidráulica es el
área final empacada por apuntalante durante el
fracturamiento convencional en formaciones
duras y de baja permeabilidad. En contraste, los
diseños TSO limitan la longitud o extensión de la
fractura, mediante la utilización de fluidos que se
filtran y deshidratan la lechada del apuntalante
durante los primeros instantes del tratamiento.
Esta deshidratación causa que el apuntalante se
empaque cerca del costado periférico, o punta, de
una fractura dinámica. La fractura hidráulica se
infla como un globo mientras se inyecta fluido con
apuntalante adicional, creando una trayectoria
más ancha y más conductiva a medida que el
apuntalante se empaca en dirección hacia el pozo
(izquierda).
La conductividad de la fractura y la estimulación del yacimiento no son las únicas causas del
aumento de productividad resultante. Otro factor
es la eliminación de las restricciones del flujo a
través de los disparos. El tratamiento de fracturamiento y empaque agresivo abre una fractura
dinámica de hasta 5 cm [2 pulg] de ancho a través de todo o casi todo el intervalo de terminación. Los principios de la mecánica de las rocas
indican que el movimiento en el subsuelo requerido para generar fracturas anchas TSO también
debe crear una abertura del espacio anular fuera
de la lámina de cemento. Esta abertura luego se
empaca con apuntalante para formar un anillo, o
“halo,” alrededor del pozo.
Este empaque “externo” provee una conexión
hidráulica más efectiva entre las fracturas apuntaladas y todos los disparos, que reduce aún más
la caída de presión a través de los intervalos de
terminación. Las simulaciones computarizadas
indican que, en formaciones de alta permeabilidad, los disparos que no están alineados con la
fractura apuntalada pueden contribuir hasta con
un 50% del flujo hacia un pozo (próxima página,
abajo a la izquierda).16 El halo de apuntalante es
un factor clave en el éxito de los tratamientos de
fracturamiento y empaque, y constituye la base
15. Hanna B, Ayoub J y Cooper B: “Rewriting the Rules for
High-Permeability Stimulation,” Oilfield Review 4, no. 4
(Octubre de 1992): 18–23.
16. Burton RC, Rester S y Davis ER: “Comparison of
Numerical and Analytical Inflow Performance Modelling
of Gravelpacked and Frac-Packed Wells,” artículo de la
SPE 31102, presentado en el Simposio Internacional de
la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 14 al 15 de febrero de 1996.
Guinot F, Zhao J, James S y d’Huteau E: “Screenless
Completions: The Development, Application and Field
Validation of a Simplified Model for Improved Reliability
of Fracturing for Sand Control Treatments,” artículo de la
SPE 68934, presentado en la Conferencia Europea de la
SPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 21 al
22 de mayo de 2001.
17. Stewart BR, Mullen ME, Ellis RC, Norman WD y Miller
WK: “Economic Justification for Fracturing Moderate to
High Permeability Formations in Sand Control
Environments,” artículo de la SPE 30470, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.
18. Monus et al, referencia 8.
19. Hannah et al, referencia 10.
Oilfield Review
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4:37 PM
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de las terminaciones sin filtro que controlan la
producción de arena sin filtros mecánicos ni
empaques de grava internos (véase “Tecnologías
emergentes,” página 50).
La técnica de fracturamiento y empaque constituye una defensa frontal contra la producción de
arena, y los tratamientos de fracturamiento TSO
diseñados apropiadamente son vitales para el
éxito de esta importante técnica de terminación
de pozos. Los empaques de grava convencionales
de pozo entubado generalmente experimentan la
pérdida progresiva de productividad, pero la producción de pozos con tratamientos de fracturamiento y empaque apropiadamente diseñados y
ejecutados, tiende a mejorar con el tiempo a
medida que se recuperan los fluidos del tratamiento y se limpian los pozos.17
Ejecución del tratamiento
Inicialmente, los operadores utilizaron la técnica
de fracturamiento y empaque en varias etapas;
un tratamiento de fracturamiento TSO seguido de
limpieza de pozo, instalación de filtros de exclusión de arena y operaciones de empaque de
grava separadas.18 Sin embargo, los altos factores de daño positivos y la productividad limitada
obtenidos, indicaban daño entre la fractura apuntalada y el empaque de grava interno. La técnica
de fracturamiento y empaque se simplificó a una
única operación para mejorar aún más la producción del pozo y reducir los costos operacionales.19
El tratamiento de fracturamiento TSO ahora se
ejecuta con filtros de grava ya instalados en el
fondo del pozo. El empaque de grava en pozos
con instalaciones de filtros de grava se logra al
final del tratamiento.
Al igual que con el empaque de grava convencional, los fluidos y apuntalantes para esta técnica combinada se inyectan a través de la tubería
de producción y de un empacador de grava que
incluye una herramienta de servicio configurada
en modo de circulación o inyección forzada (derecha). Sin embargo, para soportar presiones más
altas durante las operaciones de fracturamiento
TSO, las compañías de servicios adaptaron las
instalaciones de empaques de grava estándar.
Las modificaciones incluyen una mayor dureza del
metal, áreas de flujo más amplias y la minimización de los cambios bruscos en la dirección del
flujo, para reducir la erosión del metal causada
por los fluidos y el apuntalante.
La configuración en modo de inyección forzada se utiliza para la mayoría de los tratamientos
de fracturamiento y empaque, especialmente, en
pozos entubados con tuberías de revestimiento
de producción que no pueden manejar presiones
altas. La configuración en modo de circulación
provee una trayectoria para el retorno del fluido a
la superficie a través del espacio anular existente
entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento, o comunicación—un espacio anular “vivo”—para vigilar rutinariamente la presión
en la superficie, en forma independiente de la
fricción que se produce en los tubulares del pozo,
dependiendo de si la válvula de superficie anular
está abierta o cerrada. Las caídas de presión por
Fractura apuntalada
100
Flujo a través de la fractura, %
Disparos no alineados
80
60
40
20
0
100
1000
Permeabilidad, mD
10,000
> Contribuciones de los disparos. El influjo no se limita al área transversal de la
fractura apuntalada y a los disparos alineados, o conectados, con las alas de la
fractura. Las simulaciones computarizadas indican que los disparos no alineados contribuyen con casi el 50% del influjo de formaciones de alta permeabilidad, restando importancia al fracturamiento TSO y a la creación de un empaque externo.
Otoño de 2002
BOP anular
Válvula de superficie y
medidor de presión anular
Herramienta de servicio
Orificios de circulación
Empacador de
grava QUANTUM
Orificios de circulación
Asiento esférico
Válvula esférica
Flujo de fluido
Dispositivo mecánico de
control de pérdida de fluido
Tubo lavador
Filtros de grava
Disparos
Medidor de temperatura
y presión
Filtros de grava
Disparos
Empacador de fondo
> Herramientas de fondo de pozo. En los tratamientos de empaque de grava y de fracturamiento y empaque, una herramienta de servicio dirige
el flujo de fluido a través de un empacador de
grava y alrededor del filtro. La configuración en
modo de inyección forzada se establece cerrando el preventor de reventón anular (BOP, por sus
siglas en inglés) y la válvula de superficie de cierre del espacio anular existente entre la tubería
de producción y la tubería de revestimiento
(izquierda), o cerrando la válvula esférica, ubicada en el fondo del pozo (derecha). El cierre en
el espacio anular con la válvula esférica de fondo
de pozo abierta, permite vigilar rutinariamente la
presión en el fondo del pozo, independientemente
de la fricción que se produce en la tubería de
producción. Al cerrar la válvula de fondo de pozo,
se previene que el fluido retorne a la superficie y
se protege a la débil tubería de revestimiento de
altas presiones; también se puede aplicar presión
al espacio anular para compensar la alta presión
ejercida dentro de la tubería de producción. Los
dispositivos mecánicos tales como las válvulas a
charnela o el sistema de Válvula de Aislamiento
de la Formación FIV, previenen la pérdida excesiva de fluido dentro de las formaciones luego
de retirar la herramienta de servicio.
37
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11/26/02
4:37 PM
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fricción generadas por el bombeo de lechada con
apuntalante a través de la tubería de producción
y de los componentes de terminación, generalmente enmascaran las respuestas de presión en
el fondo del pozo, cuando la presión de tratamiento se registra en la tubería de producción.
Las primeras herramientas de servicio utilizaban una válvula de retención convencional, que
no permitía observar las declinaciones de presión
después del fracturamiento. Los diseños más
recientes de herramientas, tales como el empacador de grava QUANTUM, eliminan la válvula
de retención, reemplazándola por una válvula
esférica de fondo de pozo mejorada, que permite
vigilar rutinariamente las fluctuaciones de presión en tiempo real durante los tratamientos
cuando la válvula esférica está abierta. Un espacio anular vivo permite una evaluación más precisa de los tratamientos.20
La técnica de fracturamiento y empaque
generalmente comienza con la herramienta configurada en modo de inyección forzada. Una vez
que se detiene el crecimiento del largo de la fractura, se cambia a modo de circulación para asegurar el empaque completo de los filtros de grava
y el contacto entre los granos del apuntalante. La
herramienta de servicio luego se utiliza para limpiar el exceso de lechada, bombeando fluido dentro del espacio anular y hacia la tubería de
producción. El movimiento ascendente que se
requiere para mover algunas herramientas de
servicio, arrastra los fluidos del yacimiento hacia
el pozo. Este efecto de succión (suaveo) puede
traer la arena de formación a los túneles dejados
por los disparos, antes de que una fractura esté
completamente empacada, o reducir la conductividad entre la fractura y el empaque de grava
interno, lo cual puede limitar la productividad del
tratamiento de fracturamiento y empaque.
Las herramientas de servicio para asentar los
equipos de fondo, tales como el sistema de
empaque de grava QUANTUM, cierran la válvula
esférica de fondo de pozo y cambian la configuración de la herramienta con movimiento ascendente. Este tipo de herramienta también se
utiliza para terminaciones profundas y tratamientos ejecutados desde equipos de perforación flotantes o barcazas de perforación.
Además de una variedad de condiciones de
yacimiento y de requerimientos de fracturamiento y empaque de grava, la ejecución del tratamiento debe encarar otras situaciones
complejas, tales como la terminación de múltiples zonas e intervalos largos. Aún los mejores
diseños de fracturamiento y empaque fracasan si
una pérdida excesiva de fluido dentro de la for-
38
> Tecnología Alternate Path. Los puentes de
apuntalante, o nodos, que se forman en el espacio anular existente entre el filtro de grava y la
tubería de revestimiento, como consecuencia de
la deshidratación de la lechada o el arenamiento
prematuro de la fractura en zonas sometidas a
esfuerzos locales bajos, provoca la terminación
temprana del tratamiento. En pozos con filtros de
exclusión de arena convencionales, esto limita el
crecimiento vertical de la fractura y la eficiencia
del tratamiento de fracturamiento y empaque. La
tecnología Alternate Path utiliza tubos de derivación con boquillas de salida estratégicamente
ubicadas, soldadas en el exterior de los filtros
convencionales (arriba y al centro). Los tubos de
derivación proporcionan una trayectoria de flujo
para la lechada que evita las restricciones del
espacio anular, para permitir la continuación del
tratamiento en los intervalos más profundos y el
empaque de vacíos dejados alrededor de los filtros de grava (abajo).
mación provoca la formación de tapones de
apuntalante entre los filtros de grava y la tubería
de revestimiento, restringiendo o bloqueando el
flujo de fluido en el espacio anular. El empaque
de apuntalante en el espacio anular, o taponamiento, da como resultado la terminación temprana del tratamiento, la baja conductividad de
la fractura y un empaque incompleto alrededor
de los filtros de grava.
El emplazamiento de apuntalante con filtros
de exclusión de arena en el lugar, requiere una
atención especial con respecto a las partes libres
del espacio anular. A medida que aumenta la
caída de presión por fricción, existe la posibilidad
de que el fluido de la lechada que se encuentra en
el espacio anular existente entre el filtro de grava
y la tubería de revestimiento, pase al espacio anular existente entre el tubo lavador y el filtro de
grava a través de este último. Esta situación
empeora al deshidratarse la lechada, y la concentración de apuntalante aumenta a un estado
imposible de bombear, provocando que el apuntalante bloquee el espacio anular existente entre el
filtro de grava y la tubería de revestimiento.
El bloqueo del espacio anular cerca del tope
de un intervalo de terminación, impide el fracturamiento continuo de zonas más profundas o
zonas con esfuerzos locales más altos e inhibe el
empaque subsiguiente de los filtros de grava.
Tubos de
derivación
Tubería
base
Filtro
Boquilla
Tubos de
derivación
Disparos
Tubería de
revestimiento
Filtros
de grava
Puente de
apuntalante en
el espacio anular
Vacío
Fractura
Boquilla
20. Mullen et al, referencia 8.
21. Shepherd D y Toffanin E: “Frac Packing Using
Conventional and Alternative Path Technology,”
artículo de la SPE 39478, presentado en el Simposio
Internacional de la SPE sobre Control del Daño de
Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de
febrero de 1998.
Oilfield Review
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Filtros de grava Alternate
Path y convencionales
A fines de la década de 1990, Saudi Aramco escogió la técnica de fracturamiento y empaque para
controlar la producción de arena en pozos de
petróleo ubicados a 200 km [124 millas] al sureste
de Riyadh, Arabia Saudita (abajo).21 Este campo
nuevo en la Provincia Central abarcó dos yacimientos Pérmicos heterogéneos que incluían areniscas de alta permeabilidad, ubicadas entre 2650
y 2740 m [8700 a 9000 pies] de profundidad e
intercaladas con limolita de baja permeabilidad.
El yacimiento B más profundo es una arenisca
de alta calidad intercalada con una limolita delgada de baja permeabilidad. El espesor del yacimiento varía de 6 a 20 m [20 a 65 pies]. Las
pruebas de pozos mostraron permeabilidades de
0.5 a 2 darcies; los valores de permeabilidades al
aire determinados en muestras de núcleo varia-
IRAQ
ron de 3 a 4 darcies. El yacimiento A es una
secuencia de areniscas individuales un poco más
heterogéneas, intercaladas entre los estratos de
limolita de menor permeabilidad. El yacimiento
sobreyaciente es de hasta 61 m [200 pies] de
espesor total, con un espesor neto de hasta 23 m
[75 pies]. Las permeabilidades determinadas a
partir de pruebas de pozos fueron de 0.1 a 2.5
darcies; las permeabilidades al aire medidas en
muestras de núcleo alcanzaron los 2 darcies.
Un pozo terminado sin medios para controlar
la producción de arena, produjo por menos de
seis meses antes de que el influjo de arena y el
colapso sospechado de los disparos detuvieran la
producción. Si las prácticas de terminación provocaran una caída de presión significante en el
fondo del pozo, sería difícil controlar la producción de arena con regímenes de producción y presiones en cabeza de pozo adecuados para
satisfacer los objetivos de producción y que, al
mismo tiempo, permitieran que los pozos fluyeran
naturalmente en las instalaciones situadas a 50
km [ 31 millas] de distancia. La técnica de fracturamiento y empaque satisfizo los requisitos de
terminación de pozos para los yacimientos A y B.
0
200
0
300
400
600 millas
600
900 km
IRÁN
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o
ARABIA SAUDITA
EGIPTO
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co
Riyadh
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SUDÁN
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oj
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Otoño de 2002
ción y la lechada se desvía a los tubos de derivación, el único trayecto de flujo abierto. Esto garantiza la cobertura del fracturamiento y el empaque
completo alrededor de los filtros de grava y a través de todo el intervalo disparado.
Ma
Aún una restricción de flujo parcial en el espacio
anular aumenta la caída de presión por fricción,
restringe la distribución del flujo y limita el crecimiento vertical de la fractura a través del intervalo de terminación remanente. Los vacíos
dejados en el espacio anular por debajo de un
puente de apuntalante, aumentan la posibilidad
de una falla del filtro de grava por la erosión causada por los fluidos producidos y los finos de la
formación.
Para yacimientos homogéneos en los que los
intervalos productivos poseen menos de 18 m [60
pies] de espesor, el crecimiento vertical de la
fractura cubre típicamente la zona completa. En
intervalos más largos, la probabilidad de cobertura completa de la fractura disminuye, y el
riesgo de bloqueo de apuntalante aumenta dramáticamente. Los intervalos largos pueden dividirse en etapas y tratarse separadamente. Esto
requiere más equipos de fondo de pozo, tales
como dos ensamblajes de fracturamiento y
empaque apilados, además de tiempo adicional
de instalación, pero aumenta la efectividad del
tratamiento de fracturamiento y empaque (véase
“Filtros de grava Alternate Path y convencionales,” próxima columna).
La tecnología Alternate Path se encuentra
también disponible para empacar con grava, y
para empacar y fracturar intervalos más largos
(página previa). Los filtros de grava AIIFRAC utilizan tubos rectangulares, o tubos de derivación,
soldados en la parte exterior de los filtros para
proveer trayectorias de flujo adicionales para la
lechada. Los orificios de salida con boquillas
reforzadas de carburo, localizadas a lo largo de
los tubos de derivación permiten que los fluidos y
el apuntalante salgan por debajo de las restricciones del espacio anular, lo cual permite continuar el fracturamiento y el empaque en el
espacio anular, luego de la formación de restricciones en el espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubería de revestimiento. Los
filtros de grava AIIFRAC para fracturamiento y
empaque utilizan tubos de derivación un poco
más largos que los filtros de grava AIIPAC para el
empaque de grava convencional, a fin de permitir
regímenes de inyección más altos durante el
fracturamiento.
Los tubos de derivación proveen canales para
que la lechada vaya más allá de la zona de pozo
colapsado y de los empacadores de aislamiento
zonal externos, al igual que los puentes de apuntalante de grava que se producen en el espacio
anular en el tope de los intervalos o adyacente a
zonas de alta permeabilidad que presentan una
alta pérdida de fluido. Si se forman restricciones
en el espacio anular, aumenta la presión de inyec-
Localizaciones
de pozos
OMÁN
o
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ig
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áb
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Ma
r A
r
YEMEN
ERITREA
EUROPA
Arabia Saudita
ÁFRICA
> Terminaciones con control de la producción de arena en tierra. A fines de la
década de 1990, Saudi Aramco comenzó a utilizar la técnica de fracturamiento
y empaque en las terminaciones nuevas de pozos de petróleo en Arabia Saudita, ubicados a unos 200 km [124 millas] al sureste de Riyadh. Estos fracturamientos y empaques controlaron el influjo de arena y redujeron la caída de
presión en el fondo del pozo, permitiendo que los pozos fluyeran naturalmente
dentro de las instalaciones situadas a 50 km [31 millas] de distancia, bajo las
condiciones prevalecientes de presión.
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Rayos gamma, API
0
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Prof., pies
200
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Resistividad, ohm-m
3
Tubería de
producción
8800
Empacador
de grava
8850
< Terminaciones en la Arena B. Un registro de
pozo típico indica un intervalo máximo de producción de casi 65 pies de espesor con disparos
estrechamente espaciados entre sí en el yacimiento B (izquierda). Los intervalos disparados
relativamente cortos le permiten a Saudi Aramco
instalar una sola terminación, así como fracturar
y empacar estas arenas más profundas utilizando filtros de grava estándar (derecha).
Válvula a
charnela
8900
Tubo lavador
8950
Filtros de grava
convencionales
9000
Disparos
9050
Disparos
Empacador
de fondo
Rayos gamma, API
0
Prof., pies
100
2
8750
Resistividad, ohm-m
3
Tubería de
producción
Empacador
de grava
Válvula a
charnela
8800
8850
Tubo lavador
Filtros de
grava AIIFRAC
< Terminaciones en la Arena A. Un registro de
pozo típico muestra disparos a través de un
intervalo de 180 pies de espesor del yacimiento
A (izquierda). Saudi Aramco realizó dos tratamientos separados utilizando una instalación de
filtros de grava apilados para fracturar y empacar estos intervalos más largos (derecha). Para
la zona más profunda, que era de menor espesor,
se utilizaron filtros de grava estándar y para terminar la zona más somera, que era de mayor
espesor, se instalaron filtros de grava AIIFRAC
con tubos de derivación.
8900
8950
Disparos
9000
Disparos
Empacador
de grava
Válvula
a charnela
Filtros de grava
convencionales
Disparos
Empacador
de fondo
40
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Los intervalos largos de terminación requirieron diferentes técnicas de fracturamiento y
empaque para cada yacimiento (página previa,
arriba). Saudi Aramco utilizó filtros de grava convencionales en el yacimiento B, en el cual las
zonas productoras poseen menos de 60 pies de
espesor. Para intervalos más largos disparados
en el yacimiento A, el operador escogió filtros de
grava AIIFRAC Alternate Path con tres tubos de
derivación, cada uno diseñado para permitir una
velocidad de flujo de 1 m3/min [6 bbl/min], a fin
de permitir los regímenes de inyección requeridos (página previa, abajo).
Los pozos con contacto agua-petróleo cerca
de los disparos más profundos, requirieron un
mayor control del crecimiento vertical de la fractura para evitar la irrupción temprana de agua. En
otros pozos, los disparos se extendieron sobre
largos intervalos y las zonas individuales estaban
bastante separadas entre sí. Los ingenieros
seleccionaron una terminación de filtros de grava
apilados, para cumplir los objetivos del tratamiento de fracturamiento y empaque en estos
pozos. La división del intervalo productivo en dos
secciones, permitió a Saudi Aramco optimizar los
diseños de tratamiento para cada zona y evitar el
fracturamiento de zonas con agua.
Típicamente, estos tratamientos de fracturamiento y empaque incluyen el colchón, una etapa
inicial de baja concentración de apuntalante, 0.60
kg/L [0.5 lbm/gal], o libras de apuntalante agregado (laa) por galón de fluido de fracturamiento, y
etapas adicionales con concentraciones elevadas
de apuntalante; hasta 0.36, 0.72 o 1 kg/L [3, 6 o 9
laa]. En algunos pozos, se bombearon con éxito
etapas con concentraciones de 9 laa. Las concentraciones de apuntalante más elevadas fueron
difíciles de emplazar en zonas más permeables,
pero el emplazamiento de 3 a 6 laa en la formación produjo buenos resultados.
Saudi Aramco y Schlumberger modificaron los
diseños iniciales de fracturamiento en base al
análisis de operaciones de minifractura. Para ello,
utilizaron el servicio de determinación de datos
de tratamientos de fracturamiento hidráulico
DataFRAC de Schlumberger (véase “Diseño e
implementación,” página 42). El esfuerzo de cierre de la fractura, el coeficiente de pérdida de
fluido y la altura de la fractura, determinados a
partir de estas pruebas de inyectividad llevadas a
cabo antes del tratamiento, ayudaron a garantizar
que los tratamientos principales lograran controlar el largo de la fractura. El operador ajustó el
colchón y las etapas de apuntalante acorde con
las necesidades específicas y compensó la alta
pérdida de fluido en la arena B mediante el incremento del régimen de inyección a valores máximos de 2.9 m3/min [18 bbl/min]. Los ingenieros
Otoño de 2002
también restringieron los regímenes de bombeo a
2.5 m3/min [16 bbl/min] para las terminaciones
con filtros de grava Alternate Path en el yacimiento A, a fin de limitar la caída de presión por
fricción en los tubos de derivación.
El operador llevó a cabo operaciones de postratamiento, inyectando ácido clorhídrico [HCI] en
algunos pozos para reducir el tiempo de limpieza.
Otros pozos sin tratamientos ácidos se limpiaron al
cabo de dos meses. La productividad general de
los pozos continuó mejorando a medida que se
recuperaban los fluidos de tratamiento. La experiencia de los primeros pozos ayudó a optimizar los
procedimientos de fracturamiento y empaque.
Saudi Aramco redujo las concentraciones de polímeros en los fluidos de tratamiento e incluyó rompedores de emulsión encapsulados de dosificación
lenta, para optimizar el emplazamiento de la fractura y la limpieza posterior al tratamiento.
El grupo inicial de pozos incluyó cinco terminaciones con filtros de grava convencionales en
el yacimiento B y cinco terminaciones con filtros
de grava AIIFRAC en el yacimiento A. En estas
terminaciones, se trataron con éxito intervalos de
hasta 200 pies de espesor. Se utilizaron instalaciones de filtros de grava apilados en dos terminaciones del yacimiento A. Los tratamientos se
bombearon a través de 9000 pies de tuberías de
3 pulgadas de diámetro externo (OD), a presiones
de inyección en superficie inferiores a 10,000 lpc
[69 MPa] y con regímenes de bombeo de entre 14
bbl/min [2.2 m3/min] y 18 bbl/min.
El operador realizó pruebas de pozos fluyendo
los mismos a través de las instalaciones de superficie o con herramientas de registros de producción
de fondo de pozo, para evaluar 12 tratamientos de
fracturamiento y empaque efectuados en las primeras 10 terminaciones de este campo (abajo).
Con excepción de dos, estas terminaciones de
fracturamiento y empaque arrojaron bajos factores
de daño de terminación y proveyeron buen control
de la producción de arena en formaciones con más
de 3 darcies de permeabilidad.
Un factor de daño positivo luego de un tratamiento de fracturamiento y empaque es consecuencia de una conectividad inadecuada entre
las fracturas apuntaladas y los pozos, una incompleta cobertura de la zona tratada, o una falla
que no permitió lograr una fractura TSO de alta
conductividad. Si estas condiciones producen un
factor de daño de terminación de 8 o más, la productividad del pozo puede resultar no mejor que
la obtenida con un empaque de grava convencional. El logro de un rendimiento óptimo del tratamiento de fracturamiento y empaque, como en el
caso de estos pozos de Saudi Aramco, requiere
diseños preliminares detallados, una selección
cuidadosa de fluidos y apuntalantes, pruebas
precisas de inyectividad antes del tratamiento y
optimización del tratamiento acorde con las
necesidades de cada caso.
20
20
Factor de daño adimensional
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15
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6
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8
9
10
Pozo
> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque. Saudi Aramco
ha fracturado y empacado 23 pozos en la Provincia Central de Arabia Saudita
y ha publicado los resultados de un grupo inicial de 10 pozos terminados con
12 tratamientos de fracturamiento y empaque. En los Pozos 6 y 7, el operador
utilizó instalaciones de filtros de grava apilados y dividió los intervalos de terminación en dos etapas, para optimizar los diseños del tratamiento y evitar
fracturar en una zona subyacente que contiene agua. Los arenamientos prematuros y la terminación temprana del tratamiento en los Pozos 2 y 5 contribuyeron a producir altos factores de daño y una productividad pobre, lo cual
confirmó que la conductividad de la fractura y la conectividad con el pozo
eran factores de crítica importancia. Ocho pozos poseían factores de daño
inferiores a los esperados en empaques de grava convencionales y en tratamientos de fracturamiento y empaque típicos.
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Valor presente neto (VPN), millones de dólares estadounidenses
Valores óptimos
3.60
3.59
3.58
3.57
3.56
3.55
11
3.54
2
3.53
9
3.52
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fractura
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6
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C
> Aspectos económicos del tratamiento de fracturamiento y empaque. Los valores óptimos del
ancho y de la longitud de la fractura maximizan el valor presente neto (VPN). En este ejemplo, el
ancho y la longitud óptimos de la fractura, o concentración de apuntalante, son de 9 m [30 pies]
y 34 kg/m2 [7 lbm/pie2], respectivamente. Los costos operativos e ingresos adicionales ajustados
por la tasa de descuento se expresan en valor presente. Las inversiones en terminación y estimulación y los costos operativos ajustados por la tasa de descuento se substraen del ingreso
adicional, también ajustado por la tasa de descuento, para computar el VPN de un tratamiento.
El ingreso adicional aumenta para fracturas más largas y más anchas, pero en algún punto los
costos adicionales para tratamientos más largos generan menos retornos.
Diseño e implementación
Durante el diseño inicial de los tratamientos de
fracturamiento y empaque, los ingenieros de terminación determinan la geometría de la fractura
requerida en base a las condiciones del yacimiento, a las propiedades de la roca y a las barreras naturales que detienen el crecimiento vertical
de la fractura. La longitud de la fractura y, más
importante aún para las formaciones de alta permeabilidad, el ancho de la misma, mejoran la productividad del pozo. Los operadores seleccionan
un diseño óptimo de la fractura TSO mediante la
maximización del valor presente neto (VPN) que
surge de la productividad mejorada del pozo
(arriba).22
Selección del apuntalante—El tipo de apuntalante escogido para mantener abiertas las fracturas y formar un filtro granular es una importante
consideración de diseño. El éxito de la técnica de
fracturamiento y empaque se debe, en parte, a
dimensiones más grandes de apuntalante que los
comúnmente utilizados en los empaques de grava
convencionales. Concentraciones más altas de
apuntalantes esféricos grandes, minimizan el
encapsulamiento y compensan los efectos del flujo
turbulento en las fracturas apuntaladas.
42
Los operadores utilizan varios tamaños de
grano y tipos de apuntalante, incluyendo arena
natural, arena tamizada acorde con las necesidades específicas, arena cubierta de resina y apuntalantes cerámicos sintéticos de resistencia
intermedia o de alta resistencia, según sean la
presión de cierre de la fractura y los esfuerzos a
los que está sometida la formación. Los apuntalantes para el tratamiento de fracturamiento y
empaque deberían cumplir cuatro objetivos de
fracturamiento:
• Proveer un contraste de permeabilidad efectiva
• Controlar el influjo de arena y la migración de
finos
• Minimizar el encapsulamiento del apuntalante
en formaciones blandas
• Mantener la conductividad de la fractura sin trituramiento del apuntalante.
En el pasado, las consideraciones del empaque de grava determinaban la selección del apuntalante.23 Los empaques de grava requieren
grava, o arena, de diferentes dimensiones para
prevenir que las partículas y los finos de la formación invadan el empaque anular. La regla de
Saucier, tan abiertamente aceptada, indica que el
diámetro de las partículas de arena, o grava, ha
de ser de cinco a seis veces el diámetro medio de
la partícula de los granos de formación.24 La permeabilidad y conductividad de la fractura mejoran a medida que el apuntalante es de mayor
tamaño, pero la producción de finos y los granos
de arena de la formación que reducen la permeabilidad del empaque también aumentan. Los
tratamientos de fracturamiento y empaque
requieren apuntalantes del tamaño adecuado
para optimizar la permeabilidad de la fractura.
A principios de la década de 1990, los operadores comenzaron a evaluar apuntalantes de
mayor tamaño y más resistentes, para aumentar
la permeabilidad de la fractura y la conductividad
relativa en yacimientos de alta permeabilidad.25
Por ejemplo, se utilizaron apuntalantes de mayor
tamaño, malla 20/40, para tratamientos de fracturamiento y empaque en vez de apuntalantes de
malla 40/60; generalmente requeridos para el
empaque de grava.26 La experiencia mostró que
los tamaños de apuntalante adecuados para
empaque de grava convencional, podrían incrementarse al siguiente tamaño de malla para los
tratamientos de fracturamiento y empaque.
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Page 43
En los diseños de tratamientos de fracturamiento y empaque, no se siguió el criterio de
Saucier para dimensionar el apuntalante en relación con el tamaño de grano de la formación,
porque el gran área de flujo de las fracturas
hidráulicas mitiga la falla de la formación y el
influjo de arena. El balanceo de los mecanismos
de producción de arena—velocidad de flujo,
tamaños de partículas de apuntalante y propiedades del fluido—permite a los operadores
aumentar la conductividad de la fractura y mejorar el desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque utilizando apuntalantes de
mayor tamaño.
La terminación de pozos más profundos con
altos esfuerzos de cierre de fractura, llevó a los
operadores a utilizar más apuntalantes cerámicos sintéticos porque son más resistentes y su
forma esférica consistente reduce el encapsulamiento, lo cual también aumenta la conductividad de la fractura (derecha). La mayoría de los
tratamientos de fracturamiento y empaque utilizan apuntalante cerámico de malla 20/40 y de
resistencia intermedia (ISP, por sus siglas en
inglés) cuando los yacimientos poseen un buen
soporte de presión y los esfuerzos de cierre no
son excesivos.
Selección del fluido—Luego de evaluar las
características del yacimiento, los ingenieros
escogen un fluido óptimo para una estimulación
y empaque de grava combinados. Los fluidos a
base de polímeros hidroxietilcelulosos (HEC, por
sus siglas en inglés), utilizados en tratamientos
de fracturamiento y empaque, los fluidos de fracturamiento a base de goma hidroxipropílica (HPG,
22. Morales RH, Norman WD, Ali S y Castille C: “Optimum
Fractures in High Permeability Formations,” artículo de
la SPE 36417, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9
de octubre de 1996; también en el documento
Producción e Instalaciones de la SPE 15, no. 2
(Mayo de 2000): 69–75.
23. Monus et al, referencia 8.
24. Saucier RJ: “Considerations in Gravel Pack Design,”
Journal of Petroleum Technology 26, no. 2 (Febrero de
1974): 205–212.
25. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An Innovative
Stimulation and Sand Control Technique,” artículo de la
SPE 23777, presentado en el Simposio Internacional de
la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.
26. Naturalmente la presencia de arena y apuntalantes
cerámicos sintéticos se especifican de acuerdo con el
análisis de tamizado basado en las distribuciones del
tamaño de las partículas y el porcentaje de partículas
retenidas por los filtros de mallas norteamericanas
estándar.
27. Hainey y Troncoso, referencia 25.
28. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C y
Norman WD: “Fluid Characterization for Placing an
Effective Frac/Pack,” artículo de la SPE 71658, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al
3 de octubre de 2001.
Otoño de 2002
Cerámico ISP de malla 20/40
Cerámico de malla 20/40
Cerámico de malla 30/50
Arena natural de malla 20/40
Arena natural de malla 40/60
1000
Permeabilidad, darcies
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100
10
0
2
4
6
8
Esfuerzo de cierre, 1000 lpc
10
12
> Especificaciones del apuntalante. A mediados de la década de 1990, los operadores comenzaron a utilizar apuntalantes de mayor tamaño, más resistentes
y más conductivos en las terminaciones con tratamientos de fracturamiento y
empaque. Los cerámicos sintéticos se han convertido en el apuntalante preferido en el golfo de México de Estados Unidos para mantener la conductividad
de la fractura frente a los mayores esfuerzos de cierre que se encuentran en
las formaciones más profundas. Por ejemplo, el reemplazo de arena de menor
tamaño, malla 40/60 (verde), por un apuntalante cerámico de mayor tamaño,
malla 20/40 y de resistencia intermedia (amarillo), aumenta la permeabilidad
del apuntalante y la conductividad de la fractura por un factor de seis en pruebas de laboratorio efectuadas a 2000 lpc [13.8 MPa] de presión de cierre
(inserto). Un apuntalante de resistencia intermedia (ISP, por sus siglas en
inglés) tiene valores competitivos respecto de arenas naturales tamizadas
acorde con necesidades específicas.
por sus siglas en inglés) con un reticulador de
borato para aumentar la viscosidad del fluido, y
más recientemente, los fluidos de fracturamiento
con surfactantes viscoelásticos (VES, por sus
siglas en inglés), son todos aplicables. Los fluidos para tratamientos de fracturamiento y empaque deben poseer una variedad de propiedades.27
La selección del fluido depende fundamentalmente del criterio de fracturamiento TSO. A diferencia de las estimulaciones masivas efectuadas
en formaciones de baja permeabilidad, para los
tratamientos de fracturamiento y empaque no se
requieren bajos valores de pérdidas de fluido, o
una alta eficiencia del fluido. De hecho, un fluido
algo ineficiente ayuda a lograr un arenamiento
inducido para controlar el largo de la fractura y
promueve el contacto entre los granos del apuntalante desde la punta de la fractura hasta el pozo.
Sin embargo, los fluidos de tratamientos de
fracturamiento y empaque también deben mantener suficiente viscosidad para crear fracturas
dinámicas anchas y emplazar altas concentraciones de apuntalante que aseguren la conductividad adecuada luego del cierre de la fractura.28
Una vez que se detiene el crecimiento del largo
de la fractura, los sistemas de fluidos transportan
apuntalante en un ambiente de bajas tasas de
corte de una fractura dinámica ancha, pero también deben mantener el apuntalante en suspensión bajo condiciones de tasas de corte más altas
en la tubería de producción, alrededor de los filtros de grava, a través de los disparos y durante
la iniciación y propagación de la fractura.
La viscosidad del fluido se debería romper
fácilmente para minimizar el daño de formación y
del empaque de apuntalante luego de los tratamientos. Los fluidos óptimos necesitan ser compatibles con las formaciones y los químicos, tales
como los rompedores de polímeros; también
deben producir baja fricción y limpiarse rápidamente durante el flujo de retorno posterior al tratamiento. A fin de maximizar la conductividad
retenida de la fractura, los operadores son muy
cuidadosos con los rompedores de viscosidad o
con los tratamientos con ácidos efectuados luego
del tratamiento para optimizar la limpieza postratamiento, de modo de garantizar la máxima productividad y recuperación de hidrocarburos.
Finalmente, los fluidos para tratamientos de fracturamiento y empaque deben ser seguros, efectivos en materia de costos y fáciles de mezclar,
especialmente en las aplicaciones marinas.
43
Page 44
Los fluidos en base a HEC poseen varias
características requeridas para los tratamientos
de fracturamiento y empaque, pero también
poseen varias desventajas. Los sistemas en base
a HEC generan mayor fricción que los fluidos de
reticulación demorada HPG o VES, y las pérdidas
de presión por fricción se vuelven significantes en
pozos más profundos o tubulares de menor diámetro. Además, las características de transporte
de apuntalante para los fluidos HEC no son tan
buenas como las de los fluidos reticulados HPG o
VES. Las altas temperaturas provocan un adelgazamiento de los fluidos HEC y la viscosidad no es
tan alta a tasas de corte bajas.
Los sistemas HPG reticulados de alta viscosidad dejan algún residuo de polímero, pero maximizan el crecimiento vertical de la fractura en
formaciones de permeabilidad moderada a alta.
También se desempeñan bien en intervalos de
mayor espesor y transportan concentraciones
más altas de apuntalante para una mayor conductividad de la fractura. Las presiones de bombeo aumentan con los sistemas HPG, pero las
compañías de servicios pueden utilizar un reticulador demorado para reducir la fricción en los
tubulares.
Los fluidos HPG de reticulación demorada se
comienzan a inyectar con una viscosidad más
baja y requieren menos potencia hidráulica para
ser bombeados al fondo del pozo. Antes de llegar
a los disparos, la temperatura en el pozo y el pH
del fluido aumentan la viscosidad de estos fluidos para lograr bajas tasas de pérdida de fluido.
La mayoría de los tratamientos de fracturamiento
y empaque se bombean con fluidos HPG reticulados o de reticulación demorada.
Los fluidos de fracturamiento viscoelásticos
ClearFRAC sin polímeros, introducidos a mediados de la década de 1990, utilizan un agente gelificante líquido VES para desarrollar viscosidad en
salmueras livianas. Este tipo de fluido genera
bajas caídas de presión por fricción durante el
bombeo, suficiente viscosidad a bajas tasas de
corte para el buen transporte de apuntalante,
tasas de pérdida de fluido adecuadas para asegurar el control del largo de la fractura y alta permeabilidad retenida para una mejor conductividad de
la fractura. Los datos de campo también indican
que el confinamiento de la fractura utilizando fluidos VES es mejor que cuando se utilizan fluidos de
fracturamiento convencionales, lo cual es una ventaja durante el tratamiento de fracturamiento y
empaque cerca de zonas que contienen agua.
Estos sistemas VES se mezclan fácilmente y
no requieren aditivos, tales como bactericidas,
rompedores de emulsión, desemulsificantes, reticuladores, compensadores químicos o agentes
de reticulación demorada. Los sistemas en base
44
1000
10,000
45 ppt
100
40 ppt
1000
10
35 ppt
Viscosidad, cp
8:53 AM
Tasa de corte, seg1
11/25/02
Corte
del fluido
1
Extensión de
la fractura
0.1
0
Control del largo
de la fractura
10
100
20
Tiempo, min
30
40
> Viscosidad del fluido versus tasa de corte típica (azul) obtenidas en
pruebas de laboratorio. Bajo condiciones de fracturamiento y empaque a lo largo de la extensión de la fractura de arenamiento inducido
en un campo de Amoco, ahora BP, de la Isla Matagorda del Golfo de
México de Estados Unidos, un fluido de fracturamiento HPG reticulado
de 35 lpt (verde) mostró un comportamiento de la viscosidad adecuado, mientras que sistemas de 40 y 45 lpt (rojo y dorado, respectivamente) poseían viscosidades innecesariamente altas.
70
60
Producción de gas, MMpc/D
52026schD07R1
50
40
50 lpt
35 lpt
30
20
10
0
1
2
3
4
Pozo
5
6
7
> Mejoramiento de la productividad mediante tratamiento de fracturamiento
y empaque. La producción de los pozos terminados con tratamientos de fracturamiento y empaque en un campo del área de la Isla Matagorda del Golfo
de México, se duplicó luego de que Amoco, ahora BP, comenzara a utilizar un
fluido HPG reticulado de 35 lpt (Pozos 5-7) en vez de un sistema de fluido inicial con concentración de polímeros de 50 lpt (Pozos 1-4). El Pozo 7 también
mostró una productividad alta, pero la producción estuvo limitada por una
tubería de producción pequeña.
Oilfield Review
11/25/02
8:53 AM
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a fluidos VES tampoco son susceptibles al ataque
bacteriano. Si los pozos deben cerrarse por períodos extendidos antes del flujo de retorno y la
limpieza, se recomiendan fluidos sin sólidos, tipo
ClearFRAC, para evitar la precipitación dañina de
materiales con polímeros.
Los fluidos en base a sistemas HEC y VES
minimizan el daño de formación en zonas de baja
a moderada permeabilidad, pero las altas tasas
de pérdida de fluido y la invasión más profunda,
generalmente, conducen a la recuperación más
lenta de los fluidos de tratamiento.29 El agregado
de enzimas o rompedores de óxidos a los fluidos
de tratamientos de fracturamiento y empaque,
reduce el daño de formación y mejora la limpieza
del pozo. Los rompedores de emulsión encapsulados de acción lenta, depositados en el empaque
de apuntalante, permiten utilizar concentraciones
más altas de rompedores sin sacrificar la eficiencia del fluido.
Además de las consideraciones respecto de
la pérdida de fluido y de la caída de presión por
fricción, la tasa de corte y la temperatura son críticas en la selección de los fluidos de tratamientos de fracturamiento y empaque, y en las
concentraciones de polímeros.30 Los primeros tratamientos de fracturamiento y empaque se realizaron utilizando los mismos sistemas de fluido
HEC que los utilizados en las operaciones de
empaque de grava convencional. Luego, hubo un
retorno a fluidos de fracturamiento más convencionales, debido a los requisitos de incremento
de temperatura y a la necesidad de maximizar la
conductividad de la fractura en formaciones de
alta permeabilidad.
Inicialmente, los criterios de selección de
estos fluidos eran similares a los de los tratamientos de fracturamiento convencionales, en
los que las fracturas hidráulicas angostas de formaciones consolidadas de baja permeabilidad,
crean tasas de corte altas con tasas de pérdida
de fluido bajas. Estos factores dan como resultado la pérdida de la viscosidad del fluido y el
menor enfriamiento de formaciones, y se requieren mayores concentraciones de polímeros para
mantener la viscosidad durante el tratamiento. El
uso de concentraciones más altas de polímeros
se extendió a los fracturamientos y a los tratamientos de fracturamiento y empaque para yacimientos de alta permeabilidad.
En los tratamientos de fracturamiento y
empaque, sin embargo, las fracturas son más
anchas con velocidades de flujo y tasas de corte
más bajas. La inyección de fluido antes del tratamiento también disminuye la temperatura de la
formación cerca del pozo. El bombeo de grandes
volúmenes de fluido de tratamiento disminuye la
transferencia de calor de un yacimiento, dando
Otoño de 2002
Presión de fondo de pozo
52026schD07R1
Presión de
la extensión
de la fractura
Presión de cierre
instantánea (ISIP)
Presión neta
Presión de cierre de la fractura
Presión
de rebote
Régimen de Régimen de Flujo de Cierre
inyección en inyección
retorno
aumento constante constante
Tiempo
Régimen de
inyección
constante
Declinación de
la presión
> Prueba de minifractura previa al tratamiento. Las pruebas de esfuerzos, o cierre, comprenden la
inyección de fluido de baja viscosidad y no dañino a regímenes cada vez mayores para iniciar una
fractura y la determinación de la presión necesaria para la propagación o extensión de la misma. La
presión de cierre de la fractura se determina vigilando rutinariamente la declinación de la presión
durante un flujo de retorno lento a régimen constante.
lugar a temperaturas más bajas dentro de la fractura. Si no se consideran estos efectos, se pueden llegar a utilizar concentraciones de polímeros
más altas que las que verdaderamente se requieren. Esto aumenta el potencial de daño de la formación y disminuye la posibilidad de controlar el
largo de la fractura.
Por ejemplo, debido a las diferencias en la
tasa de corte, un fluido reticulado con una carga
de polímeros de fluido base de 20 lbm/1000 gal
(lpt) [2.4 kg/m3], puede tener la misma viscosidad
en una formación de alta permeabilidad que un
fluido de 40 lpt [4.8 kg/m3] en una formación de
baja permeabilidad. La selección y las características del fluido apropiado aumentan dramáticamente la eficiencia del tratamiento de
fracturamiento y empaque, así como la productividad del pozo.
En 1996, Amoco, ahora BP, terminó cuatro
pozos en la Isla Matagorda en el Golfo de México
occidental con tratamientos de fracturamiento y
empaque.31 La temperatura del yacimiento era de
150°C [300°F], de modo que el operador escogió
un fluido HPG reticulado de 50 lpt de alta viscosidad, el cual también se utilizó en tratamientos de
estimulación por fracturamiento hidráulico en
yacimientos de baja permeabilidad. La producción
de estos pozos terminados con tratamientos de
fracturamiento y empaque, era comparable a la de
los pozos empacados con grava. El operador atribuyó el desempeño relativamente pobre de los
tratamientos, a la falta de control del largo de la
fractura debido al diseño inapropiado del fluido.
El operador y Schlumberger evaluaron los
efectos de la tasa de corte en las propiedades de
los fluidos para remediar el desempeño deficiente
de los tratamientos (página previa, arriba).32 En
base a los resultados de esta investigación, los
tratamientos de fracturamiento y empaque en los
siguientes tres pozos incluyeron un fluido de 35
lpt [4.2 kg/m3]. La eficiencia del fluido disminuyó
debido a su menor viscosidad, lo cual permitió
una mejor deshidratación de la lechada y produjo
los resultados TSO deseados. La producción diaria promedio de estos pozos se duplicó con respecto a la de los cuatro pozos iniciales (página
previa, abajo).
Prueba previa al tratamiento—Las pruebas
de laboratorio y el ajuste histórico con tratamientos previos, ayudan a comprender mejor los
perfiles de esfuerzos y el desempeño de los fluidos de tratamiento, pero las propiedades locales
de la formación varían en gran medida en los
yacimientos no consolidados de alta permeabilidad. Luego de desarrollar diseños de estimulación preliminares, los ingenieros llevan a cabo
una evaluación previa al tratamiento, o minifractura, para cuantificar cinco parámetros críticos,
incluyendo la presión de propagación de la fractura, la presión de cierre y la geometría de la
misma, así como la eficiencia y la pérdida de
fluido.33
Este procedimiento consiste de dos pruebas:
una prueba de esfuerzo y una prueba de calibración, realizadas antes del tratamiento principal
para determinar las propiedades específicas del
yacimiento y establecer las características de
desempeño de los fluidos de tratamiento en la
zona productiva. Una prueba de esfuerzo, o cierre,
determina el esfuerzo mínimo local de la roca, lo
cual es una presión de referencia crítica para el
análisis del tratamiento de fracturamiento y
empaque y la selección del apuntalante (arriba).
29. Monus et al, referencia 8.
30. Morales et al, referencia 28.
31. Norman WD, Mukherjee H, Morales HR, Attong D, Webb
TR y Tatarski AM: “Optimized Fracpack Design Results in
Production Increase in the Matagorda Island Area,” artículo de la SPE 49045, preparado para su presentación
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de
1998.
32. Morales et al, referencia 28.
33. Monus et al, referencia 8.
45
11/25/02
10:03 AM
Page 46
Una prueba de calibración implica inyectar
fluido de fracturamiento sin apuntalante al régimen de diseño, a fin de determinar la eficiencia del
fluido de tratamiento y los coeficientes de pérdida
de fluido. El crecimiento vertical de la fractura
puede estimarse agregando trazadores radioactivos al apuntalante y corriendo un registro de rayos
gamma posterior al tratamiento. Un análisis de
declinación de la presión confirma las propiedades
de la roca y provee datos sobre la pérdida de fluido
y la eficiencia del mismo.
La vigilancia permanente del espacio anular
activo y las mediciones en tiempo real con registradores de cuarzo, ubicados en el fondo del pozo
para obtener respuestas de presión en forma independiente de las caídas de presión por fricción que
se producen durante el bombeo, constituyen una
parte integral de las pruebas previas al tratamiento. El análisis preciso utilizando los servicios
DataFRAC, asegura que el diseño del tratamiento
de fracturamiento y empaque en cuestión y el de
los tratamientos subsiguientes, generen fracturas
amplias y con un largo controlado para lograr
resultados óptimos.
Los datos de superficie provenientes de las
pruebas previas al tratamiento, combinados con
las presiones de inyección medidas en el fondo
del pozo, se comparan con los valores teóricos
Concentración
de apuntalante,
lbm/pie2
Profundidad, pies
3560
3580
3600
3620
3640
3660
3680
3700
10
20
30
40
50
60
70
Longitud de la fractura, pies
80
miento hidráulico que ignoraban el equipo de
empaque de grava y los componentes de terminación instalados en el pozo, tales como reducciones para alojar los orificios en los empacadores
de grava, tuberías ciegas, filtros de grava y tubos
lavadores. Con el simulador SandCADE, los ingenieros ahora especifican los diseños de fracturamientos TSO y simulan tratamientos de
fracturamiento y empaque utilizando simuladores
de pozo y de fracturamiento hidráulico acoplados.34 Este programa computarizado también
simula el flujo de lechada incluyendo los efectos
de inclinación del pozo, el asentamiento de la
grava y el rodeo alrededor de los filtros de grava,
así como el flujo de fluido a través del empacador
y de los filtros.
El simulador de fracturamiento hidráulico
soporta diseños de fracturamiento TSO en formaciones de alta permeabilidad. También se pueden
simular la inducción de la obturación de grava en
pozos, reduciendo deliberadamente el régimen
de bombeo o reconfigurando las herramientas de
servicio para circular al final del tratamiento. El
simulador SandCADE también modela el fracturamiento de múltiples capas y el flujo a través del
tubo de derivación (abajo).
3560
3580
3600
3620
3640
3660
3680
3700
0–2
2–4
4–6
6–8
8–10
10–12
12–14
>14
3780
3800
3820
3840
3860
3880
3900
3920
3880
3900
3920
3940
3960
3980
4000
4020
-0.1 0
0.1 0
Ancho de fractura
en el pozo, pulgadas
de un simulador tal como el programa de diseño
y evaluación de empaque de grava SandCADE,
para calibrar el modelo de fracturamiento y finalizar el diseño del tratamiento. Los datos calibrados del análisis DataFRAC también se utilizan
para evaluar la efectividad de la estimulación
durante las evaluaciones posteriores al tratamiento.
El diseño del tratamiento, particularmente el
fracturamiento hidráulico TSO, es críticamente
importante para llevar a cabo un fracturamiento y
empaque exitoso. Si un arenamiento prematuro o
una falla para controlar el largo de la fractura,
dan como resultado un ancho de fractura insuficiente para superar el encapsulamiento del apuntalante en la formación, la productividad del pozo
puede, como mucho, ser equivalente a la de un
empaque de grava convencional. La práctica
estándar de fracturamiento y empaque consiste
en rediseñar los tratamientos en sitio, luego de
que se completan la prueba de minifractura y el
análisis correspondiente.
Diseño del tratamiento—Previamente, los
tratamientos de fracturamiento y empaque, que a
veces han fallado debido a un arenamiento prematuro de la fractura o a una obturación temprana del espacio anular, fueron diseñados
solamente utilizando simuladores de fractura-
Profundidad, pies
52026schD07R1
90
3780
3800
3820
3840
3860
3880
3900
3920
3880
3900
3920
3940
3960
3980
4000
4020
-0.1 0
0.1 0
Ancho de fractura
en el pozo, pulgadas
10
20
30
40
50
Longitud de la fractura, pies
60
70
> Modelado de tratamientos de fracturamiento y empaque. El simulador SandCADE de Schlumberger es la única aplicación disponible comercialmente que
tiene en cuenta los elementos de empaque de grava y los componentes de la terminación instalados en el pozo. Un simulador de fracturamiento hidráulico
que calcula la geometría de la fractura, la distribución de apuntalante en las fracturas y el flujo de fluido en dos dimensiones, se acopla a un simulador de
pozo que modela el flujo del fluido y de la lechada en el espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubería de revestimiento, así como el flujo en el
tubo de derivación Alternate Path. Una característica especial simula el fracturamiento de múltiples capas con o sin tubos de derivación. Este ejemplo ilustra el tratamiento de fracturamiento y empaque simultáneo de tres zonas. Sin tubos de derivación, la simulación indica que el tratamiento emplaza la mayor
parte del apuntalante en la zona del centro (izquierda). También indica que los filtros de grava Alternate Path garantizan el tratamiento del intervalo de terminación completo al igual que longitudes y anchos de fracturas más uniformes (derecha).
46
Oilfield Review
52026schD07R1
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4:38 PM
Page 47
Aplicaciones de terminación de pozos
Los diseños de fracturamiento en base a la tecnología TSO, las dimensiones más grandes de las
partículas de apuntalante, los avances acontecidos en materia de fluidos de fracturamiento y la
evaluación mejorada del tratamiento, combinados con un equipo de bombeo más versátil y más
poderoso y herramientas de fondo de pozo,
hacen de los tratamientos de fracturamiento y
empaque una alternativa viable de terminación
en muchos pozos. La experiencia obtenida en
más de 4000 tratamientos de fracturamiento y
empaque efectuados en el Golfo de México en
formaciones cuya permeabilidad oscila entre 3
mD y 3 darcies, ayuda a los productores de petróleo y de gas a identificar los pozos candidatos a
tratamientos de fracturamiento y empaque (derecha). Las aplicaciones de terminación de pozos
con tratamientos de fracturamiento y empaque
incluyen lo siguiente:
• pozos propensos a migración de finos y producción de arena
• formaciones altamente susceptibles al daño y
de alta permeabilidad
• pozos con alta producción de gas
• zonas de baja permeabilidad que requieren
estimulación
• secuencias laminadas de areniscas y lutitas
• zonas productoras heterogéneas
• yacimientos agotados y de baja presión.35
34. Sherlock-Willis T, Romero J y Rajan S: “A Coupled
Wellbore-Hydraulic Fracture Simulator for Rigorous
Analysis of Frac-Pack Applications,” artículo de la SPE
39477, presentado en el Simposio Internacional de la SPE
sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.
35. Hannah et al, referencia 10.
Ayoub JA, Kirksey JM, Malone BP y Norman WD:
“Hydraulic Fracturing of Soft Formations in the Gulf
Coast,” artículo de la SPE 23805, presentado en el
Simposio Internacional de la SPE sobre Control del
Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA,
26 al 27 de febrero de 1992.
DeBonis VM, Rudolph DA y Kennedy RD: “Experiences
Gained in the Use of Frac Packs in Ultralow BHP Wells,
U.S. Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 27379, presentado en el Simposio Internacional de la SPE sobre
Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana,
EUA, 7 al 10 de febrero de 1994.
36. Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,
Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,
Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D
y Troncoso J: “Empaques de grava en pozos horizontales
de alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2
(Otoño de 2001): 52–75.
Otoño de 2002
Yacimientos de alta permeabilidad
Fractura corta y ancha
Zona dañada
Apuntalante
Pozo
Arenisca
Secuencias laminadas de areniscas y lutitas
Apuntalante
Pozo
Lutita
Arenisca
Yacimiento de baja permeabilidad
Pozo
Apuntalante
Arenisca
Actualmente, los operadores seleccionan
métodos de control de la producción de arena
determinando primero si las condiciones justifican el tratamiento de fracturamiento y empaque.
Existen 11 ventajas significativas de los tratamientos de fracturamiento y empaque:
• pasan más allá de la zona de daño de formación
• aumentan el radio de terminación y el área de
flujo
• reducen la caída de presión y la velocidad de
flujo
• conectan zonas laminadas
• reestablecen las condiciones de esfuerzos en
el pozo
• mitigan la migración de finos y la producción de
arena
• mejoran la productividad del pozo
• producen terminaciones consistentes con bajo
factor de daño
• sostienen el aumento de producción
• mantienen la longevidad de la terminación
• reducen la posibilidad de una falla en el control
de la producción de arena.
< Tratamientos de fracturamiento y empaque. El
tratamiento de fracturamiento y empaque constituye una alternativa de terminación viable para
muchos pozos de yacimientos con tendencia a la
producción de arena.
En yacimientos con permeabilidades moderadas o altas, susceptibles al daño de perforación y
terminación, altamente penetrante en la formación, el tratamiento de fracturamiento y empaque
y los fracturamientos TSO amplios conectan los
yacimientos y los pozos de manera más efectiva.
Para yacimientos con producción heterogénea
o secuencias laminadas de areniscas y lutitas, el
tratamiento de fracturamiento y empaque provee
una conexión hidráulica efectiva a través de la
mayor parte de un intervalo de terminación.
Cuando la longitud del intervalo disparado es
limitada, el tratamiento de fracturamiento y
empaque conecta una mayor porción del yacimiento con menor cantidad de disparos.
En yacimientos de baja permeabilidad, la extensión de la fractura aumenta el radio de drenaje y
el flujo bilineal aumenta la productividad del
pozo. En formaciones con bajas presiones de
fondo de pozo, el fracturamiento va más allá de
los residuos y el daño dejados por los disparos,
mitigando el impacto de las operaciones de disparo efectuadas en condiciones de sobrebalance. Las terminaciones con tratamientos de
fracturamiento y empaque también mejoran la
recuperación de hidrocarburos de los yacimientos agotados y con baja presión, mediante la
minimización del daño de terminación del intervalo productivo. Esto reduce la caída de presión
y la presión de abandono.
La mayoría de los pozos que requieren control
de la producción de arena son candidatos para
tratamientos de fracturamiento y empaque. Las
excepciones incluyen situaciones en las que el
equipo de bombeo de alta presión no se encuentre disponible, pozos cuyas tuberías de revestimiento sean menores de 5 pulgadas de diámetro,
pozos con tuberías de revestimiento débiles
donde existe el riesgo de falla o pérdida de la
integridad del pozo, o terminaciones con una
posibilidad de crecimiento vertical de la fractura
hasta zonas con agua o gas. El tratamiento de
fracturamiento y empaque puede resultar antieconómico para pozos de producciones bajas,
pozos de inyección o fuente de agua que no producen ingresos directamente, así como para yacimientos con reservas limitadas o zonas
homogéneas de gran espesor en las que resultan
más apropiados los pozos horizontales con empaque de grava a pozo abierto.36
En yacimientos más prolíficos, la turbulencia
del flujo asociada con los disparos del revestimiento restringe la producción, de modo que los
operadores generalmente perforan y terminan
47
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8:54 AM
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MALASIA
Singapur
BORNEO
M ar
An
da
Campo Widuri
ma
n
INDONESIA
Yakarta
0
200
0
300
400
600
600 millas
900 km
M ar d
e Timor
ASIA
Indonesia
AUSTRALIA
> Tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto. A fin de maximizar la productividad
del pozo, Repsol YPF escogió la técnica de fracturamiento y empaque en una terminación a
pozo abierto de un pozo del campo marino Widuri, situado en el norte de Yakarta, Indonesia.
tramos horizontales a pozo abierto para optimizar
la productividad. Los filtros autónomos, los empaques de grava a pozo abierto o los filtros expandibles, son opciones de control de la producción
de arena en estos ambientes, especialmente para
las secciones de mayor espesor de los yacimientos. El tratamiento de fracturamiento y empaque
en terminaciones a pozo abierto es el próximo
paso lógico para proveer control de la producción
de arena a largo plazo, sin sacrificar la productividad.
Fracturamiento y empaque a pozo abierto
El campo Widuri, operado por Repsol YPF, yace en
el Mar de Java, Indonesia (arriba). Perforado en un
área prevista para inyección de agua, el pozo B-28
estaba programado para explotar una arenisca delgada de la formación Talang Akar, ubicada entre
1067 y 1097 m [3500 y 3600 pies] de profundidad,
con 29% de porosidad y una permeabilidad de 1 a
2 darcies.37 La presión original del yacimiento era
de 1350 lpc [9.3 Mpa], pero el mecanismo de drenaje por gas disuelto con un débil soporte de un
acuífero, causaron una rápida caída de la presión,
37. Saldungaray PM, Troncoso J, Sofyan M, Santoso BT,
Parlar M, Price-Smith C, Hurst G y Bailey W: “FracPacking Openhole Completions: An Industry Milestone,”
artículo de la SPE 73757, presentado en el Simposio
Internacional de la SPE sobre Control del Daño de
Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de
febrero de 2002.
48
estabilizándose ésta en 600 lpc [4MPa]. La consolidación moderada de la formación y una tendencia
de la misma a producir arena, requerían terminaciones adecuadas para controlar la producción de
arena. Inicialmente, los pozos se revestían y se terminaban con tratamientos de empaques de grava
a pozo entubado. Debido a la baja presión del yacimiento, el operador decidió ejecutar tratamientos
de fracturamiento y empaque a pozo entubado en
los pozos nuevos.
Una inesperadamente baja presión de fondo de
pozo—390 lpc [2.7 MPa]—dio como resultado la
pérdida completa de fluido mientras se perforaba
el pozo B-28. Una lutita reactiva de alta presión,
ubicada por encima de la zona de interés, estimuló
al operador a bajar una tubería de revestimiento de
7 pulgadas para aislar esta sección potencialmente
inestable. El colapso del pozo motivó el asentamiento de la tubería de revestimiento más arriba
de lo planeado, dejando 21 m [70 pies] de lutita
expuesta luego de continuar la perforación hasta
alcanzar la profundidad final. Repsol YPF suspendió
el pozo temporalmente luego de intentar bajar una
instalación de filtros sin éxito.
Luego de cinco meses de inyección de agua,
la presión del yacimiento aumentó lo suficiente
como para soportar una columna de agua y mantener la estabilidad del pozo. Repsol YPF decidió
intentar un tratamiento de fracturamiento y
empaque a pozo abierto, debido a que la bajada
de una tubería de revestimiento de 5 pulgadas
implicaría una restricción importante para un
empaque de grava interno. Este enfoque presentó varios desafíos, incluyendo la estabilidad
del pozo abierto, el emplazamiento del filtro de
grava, el fracturamiento de una larga sección de
alta permeabilidad, la contaminación de la
lechada con apuntalante por parte de las lutitas
expuestas y la eficiencia del empaque anular en
un pozo con una inclinación de 70°. El empaque
incompleto y las fallas de terminación en otras
terminaciones, despertaron temores respecto de
la efectividad del tratamiento de fracturamiento
y empaque en pozos con alta inclinación.
Repsol YPF escogió una combinación novedosa de filtros de grava Alternate Path y un
empacador de aislamiento de zonas múltiples
(MZ) para evitar la contaminación de fluido, facilitar el fracturamiento efectivo y garantizar el
empaque completo de la larga sección del pozo
abierto (próxima página). Se soldaron dos tubos
de derivación a cada lado del empacador, diseñados para bombear 2.4 m3/min [15 bbl/min] a través de la sección de lutita reactiva y del total del
intervalo productivo. El diseño incorporaba un
tubo lavador interno que transportaba el fluido de
perforación a un motor de perforación. Este motor
podía rotar una barrena ubicada en el extremo del
ensamblaje, si así fuera necesario, para instalar
los componentes de la terminación. Además, se
colocó una cubierta externa con agujeros para
proteger los filtros de grava en el pozo abierto.
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Las copas de elastómero del empacador MZ
evitaron el flujo en el espacio anular y desviaron
el fluido hacia los tubos de derivación. Las boquillas de salida colocadas en el tubo de derivación
se encontraban por encima de los filtros de grava
para evitar inyección alguna frente a la lutita. La
lechada evitó la sección de lutita, saliendo a tra-
vés de las boquillas ubicadas a lo largo de los filtros de grava, para rellenar los vacíos en el
empaque que se podrían formar debajo de los
puentes de apuntalante. Esta configuración preservó la conductividad de la fractura y el apuntalante, mediante la prevención de la contaminación
de la lechada por parte de la lutita reactiva.
Herramienta de
servicio QUANTUM
Tubo lavador
Empacador de
grava QUANTUM
Empacador de
aislamiento MZ con
tubos de derivación
Tubería
ciega AIIFRAC
con boquillas
Lutita reactiva
Tubos de
derivación
La ejecución del tratamiento de fracturamiento y empaque se llevó a cabo sin problemas
a pesar de las dudas existentes acerca de la alta
inclinación del pozo, de las múltiples fracturas
compitiendo entre sí y de la pérdida excesiva de
fluido a través de 69 m [225 pies] de intervalo de
pozo abierto con 14 m [47 pies] de espesor de
arena neta de alta permeabilidad. La simulación
del tratamiento indicó una longitud final de la
fractura de 5.5 m [18 pies], con un ancho apuntalado de 1 pulgada.
La producción inicial total del pozo, con una
bomba eléctrica sumergible, alcanzó los 2000 B/D
[318 m3/d], con 500 B/D [79 m3/d] de petróleo;
valores que excedieron las expectativas del operador. El factor de daño posterior al tratamiento no
se estimó mediante el análisis del incremento de
presión, sin embargo, un manómetro ubicado en
la bomba eléctrica sumergible vigiló rutinariamente las presiones dinámicas en el fondo del
pozo, indicando una pequeña caída de presión
frente a los componentes de terminación del pozo.
< Terminación del Pozo B-28 del campo Widuri.
Como parte de la instalación de terminación, se
colocó un empacador de aislamiento de zonas
múltiples (MZ) debajo del empacador de grava
QUANTUM dentro de la tubería de revestimiento
de 7 pulgadas. Dos largos tubos de derivación
que se extendían a lo largo del empacador evitaron la sección de lutita reactiva. Una cobertura
protectora cubría los filtros de grava AIIFRAC y
los tubos de derivación para prevenir el daño
mecánico que podía causar la inestabilidad del
pozo o la rotación de la instalación para alcanzar la profundidad final. Dicha cobertura también
contribuyó a centralizar los filtros de grava para
lograr un empaque anular más completo. Para
alcanzar el fondo del pozo, este ensamblaje
podría rectificar y limpiar el pozo, si fuera necesario, utilizando un motor de desplazamiento
positivo y una barrena instalados al final del
ensamblaje de los filtros. Se utilizó un tubo lavador interno para enviar fluido al motor de perforación.
Filtros de
grava AIIFRAC
con boquillas
Motor de
perforación
Barrena de
perforación
Otoño de 2002
49
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Índice de productividad específico (IP), B/D/lpc/pie
Modelos de
interpretación y
simulación
Geología y
Geofísica (G)
G1
Registros de
pozos (L)
L1
G1
F1
L1
G1
T2
F1
L1
T3
F2
G2
0.45
0.40
0.35
Emplazamiento
de la fractura (F)
0.30
0.25
Promedio de los tratamientos
de fracturamiento y empaque
a pozo entubado = 0.17
0.20
0.15
0.10
F2
T1
Prueba de
pozo (T)
G1
0.05
0.00
1
2
3
4
5
B-28
6
Pozo
7
8
9
10
11
12
> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto.
Los cálculos de productividad generaron valores máximo y promedio del
índice de productividad específico de 0.17 y 0.39 B/D/lpc/pie [0.013 y 0.03
m3/d/kPa/m] para 12 tratamientos de fracturamiento y empaque efectuados
a pozo entubado en el campo Widuri, respectivamente. Sólo dos pozos entubados en este campo se comportaron igual o mejor que el pozo B-28, en el
que se efectuó un tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto.
Este pozo mostró un IP específico de 0.28 B/D/lpc/pie [0.021 m3/d/kPa/m].
El desempeño del pozo se evaluó calculando
un índice de productividad (IP) específico—por
unidad de espesor neto del yacimiento—a partir
de las presiones dinámicas de flujo medidas en el
fondo del pozo, las presiones estáticas del yacimiento y los regímenes de producción (arriba).
La productividad del pozo B-28 superó a la de la
mayoría de los pozos en el campo y su rendimiento fue comparable al de pozos horizontales
terminados con empaque de grava a pozo
abierto. Considerando las excesivas pérdidas de
fluido ocurridas durante la perforación, este nivel
de productividad demuestra la posibilidad de
efectuar tratamientos de fracturamiento y empaque a pozo abierto como una alternativa de control de la producción de arena en yacimientos
extremadamente permeables con altas relaciones de movilidad.
50
Resultados del
modelo y
soluciones coincidentes
> Evaluaciones posteriores al tratamiento. Las
soluciones del modelado geológico y geofísico, la
interpretación de registros de pozos, la evaluación
del emplazamiento de la fractura y el análisis de
las pruebas de pozos no dan resultados únicos.
Varias combinaciones de datos de entrada—largo
del intervalo productivo, presión del yacimiento,
porosidad, permeabilidad y longitud, ancho o alto
de fractura—a menudo generan soluciones múltiples y resultados diferentes para cada modelo.
Una mejor aplicación computarizada de simulación e interpretación ayuda a establecer la coincidencia entre todos los modelos diferentes, tales
como T2, F1, L1 y G1 en esta representación.
Tecnologías emergentes
Actualmente, los desarrollos continúan en todos
los aspectos del tratamiento de fracturamiento y
empaque; desde la predicción de la producción
de arena y el modelado del tratamiento, hasta los
nuevos fluidos que reducen el daño tanto en las
fracturas apuntaladas como en los empaques
anulares. Nuevas técnicas de emplazamiento
mejoran el tratamiento de fracturamiento y
empaque mediante la aplicación de modernos
equipos de fondo de pozo o la completa eliminación de instalaciones en el subsuelo. Los aditivos
de fluidos que se hallan actualmente bajo
prueba, prometen minimizar las declinaciones de
producción reduciendo la migración de finos y
previniendo la acumulación de incrustaciones.
Los datos de tratamientos de fracturamiento y
empaque generalmente indican la creación de
una fractura y el subsiguiente arenamiento controlado de la misma, pero los datos de presión
posteriores al tratamiento generalmente indican
valores de factor de daño positivos y algo de daño
remanente, generando interrogantes acerca de la
efectividad de las fracturas apuntaladas. Se han
desarrollado modelos muy realistas para resolver
las discrepancias entre las evaluaciones geofísicas, la interpretación de registros de pozos, los
datos de fracturamiento provenientes de los tra-
38. Ayoub JA, Barree RD y Chu WC: “Evaluation of Frac and
Pack Completions and Future Outlook,” artículo de la
SPE 38184, presentado en la Conferencia Europea de la
SPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 2 al 3
de junio de 1997; también en el documento Producción e
Instalaciones de la SPE 15, no. 3 (Agosto de 2000):
137–143.
39. White WS, Morales RH y Riordan HG: “Improved FracPacking Method for Long Heterogeneous Intervals,”
artículo de la SPE 58765, presentado en el Simposio
Internacional de la SPE sobre Control del Daño de
Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de
febrero de 2000.
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Prof., pies Rayos gamma, API
1
100
5900
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Resistividad, ohm-m
2
3
5950
130
5000
6000
Presión, lpc
6050
6100
Registrador inferior de
la temperatura de fondo
de pozo
4000
Registradores superior
e inferior de la presión
de fondo de pozo
3500
Registrador superior de
la temperatura de fondo
de pozo
0
Registradores de presión y temperatura
110
105
3000
Disparos
120
115
6150
6200
125
Temperatura, °F
4500
5
10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
Tiempo, min
> Derivación del tratamiento de fracturamiento y empaque. Inyectando dos secuencias separadas de colchón y lechada, Ocean
Energy trató cuatro zonas de más de 73 m [240 pies] de espesor en el primero de dos pozos (izquierda). Dos registradores ubicados
en el tubo lavador registraron las temperaturas y presiones en el fondo del pozo y las almacenaron en la memoria de los mismos
(derecha). La temperatura disminuyó inicialmente en el registrador superior debido al flujo de fluido a través de la zona tope
(verde). Problemas de bombeo motivaron la detención de la inyección entre las secuencias de colchón y lechada. Después de reiniciar la inyección, la temperatura en el registrador superior se estabilizó, luego aumentó debido a que un puente de apuntalante
previno el flujo en el espacio anular. La temperatura en el registrador inferior disminuyó al desviarse el fluido por los tubos de derivación de los filtros de grava AIIFRAC y al alcanzar las zonas más profundas (azul). La temperatura en el registrador superior disminuyó una vez roto el puente y reiniciado el flujo anular.
tamientos de fracturamiento y empaque y el análisis de presión de las pruebas de pozo (página
previa, derecha).38 La generación de soluciones
consistentes y la resolución de discrepancias
requiere la medición de múltiples parámetros
dentro de una disciplina y la integración de los
mismos a través de las distintas disciplinas.
Los esfuerzos diferenciales dificultan la derivación uniforme de la fractura hidráulica y la
cobertura completa en largos intervalos de formaciones heterogéneas, aún utilizando la tecnología Alternate Path. Esto es particularmente
cierto si los perfiles de esfuerzos varían significativamente, cuando zonas de alta permeabilidad
con esfuerzos más bajos se encuentran en el
tope de un intervalo largo. La propagación preferencial de las fracturas en zonas con esfuerzos
locales más bajos da como resultado una estimulación casi óptima del yacimiento.
Otoño de 2002
Ocean Energy utilizó una técnica novedosa en
el Golfo de México para asegurar la estimulación
uniforme y el empaque anular a través de largos
intervalos en un campo del área Eugene Island.39
El operador bombeó más de una secuencia de
colchón y lechada durante un tratamiento que no
incluyó períodos de cierre para incrementar
secuencialmente la resistencia a la extensión de
la fractura, o la rigidez de la misma, en cada
zona, desde la del esfuerzo local más bajo a la
del esfuerzo más alto. Mientras el apuntalante
se empacaba hacia el pozo, la propagación de las
fracturas se dificultaba y la siguiente secuencia
de colchón y lechada se derivaba a otras zonas
de intervalos homogéneos largos.
En esta aplicación, los filtros de grava
AIIFRAC mejoraron la derivación del tratamiento
de fracturamiento y empaque a través de intervalos largos. Múltiples registradores de tempera-
tura con memoria electrónica, colocados estratégicamente en el tubo lavador, detectaron la derivación de la lechada a través de los tubos de
derivación a otras zonas (arriba). Las disminuciones de temperatura frente a un registrador indicaron flujo de fluido y los aumentos de
temperatura correspondieron a flujo reducido o a
ausencia de movimiento de fluido en la posición
del registrador. Las respuestas de temperatura en
los registradores confirmaron una completa
cobertura del intervalo y la derivación de los fluidos de tratamiento a cada una de las zonas de
interés. La presión neta que se desarrolló durante
el tratamiento indicó el arenamiento controlado
de la fractura.
La aplicación de la técnica de fracturamiento
y empaque en múltiples zonas en un solo pozo
demanda mucho tiempo y resulta onerosa. Una
alternativa de las terminaciones con tratamientos
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de fracturamiento y empaque apilados, emplea filtros de grava Alternate Path y empacadores de
aislamiento MZ con tubos de derivación, para terminar más de una zona en una sola operación de
bombeo con el mismo empacador de grava (derecha). Esta técnica de derivación utiliza la caída de
presión que se produce en los tubos de derivación
para controlar el flujo de fluido. El cambio del
número y el largo de los tubos de derivación que
van hacia cada zona controlan la caída de presión.
Los ingenieros varían las configuraciones de los
tubos de derivación para lograr la distribución
deseada. El sistema permite terminar potencialmente hasta tres zonas a un costo reducido y con
una mejor rentabilidad.
Los operadores generalmente evitan deliberadamente muchos intervalos de producción marginales y secundarios. Estas zonas pueden no
explotarse debido al riesgo mecánico de extender
el intervalo de fracturamiento y empaque hacia
arriba y abajo, así como al costo de movilizar un
equipo de terminación para reparar el pozo, especialmente en el mar, donde se realizan la mayoría
de los tratamientos de fracturamiento y empaque.
Recientemente, se han introducido nuevas tecnologías que prometen acelerar la aplicación de las
terminaciones “sin equipo de terminación.”
La tecnología de fracturamiento con tubería
flexible, incluyendo la estimulación CoilFRAC, se
está convirtiendo rápidamente en una herramienta viable para explotar zonas productivas
pasadas por alto.40 Esta nueva tecnología ha sido
aplicada con éxito en yacimientos marinos de
capas múltiples y en yacimientos de baja perme40. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, Gonzalez D, Hall S,
Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selectivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):
60–80.
41. Kirby RL, Clement CC, Asbill SW y Ely JW: “Screenless
Frac Pack Completions Utilizing Resin Coated Sand in
the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 30467, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.
Pitoni E, Devia F, James SG y Heitmann N: “Screenless
Completions: Cost-Effective Sand Control in the Adriatic
Sea,” artículo de la SPE 58787, presentado en el
Simposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño
de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 de febrero de
2000; también en el documento Perforación y
Terminaciones de la SPE 15, no. 4 (Diciembre de 2000):
293–297.
Guinot et al, referencia 16.
Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing the
Envelope: Successful Hydraulic Fracturing for Sand
Control Strategy in High Gas Rate Screenless Completions
in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE
73724, presentado en el Simposio Internacional de la SPE
sobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana,
EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.
42. Guichard JA III y Stewart B: “Field Experience Frac
Packing Near Gas/Water Contacts,” artículo de la SPE
73776, presentado en el Simposio Internacional de la
SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,
Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.
43. Ali et al, referencia 36.
52
abilidad; sin embargo, el paso siguiente consiste
en transportar esta tecnología a zonas marinas.
El acceso a pozos marinos en un ambiente de
reparación y la ejecución de una terminación sin
filtros, o con tratamientos de fracturamiento y
empaque en una zona nueva, sin utilizar un costoso equipo de perforación o de terminación convencional, abren incontables oportunidades para
el futuro. La reducción significante de la fricción
con fluidos VES puede aumentar la aplicación de
tratamientos de fracturamiento con tubería flexible, permitiendo que este tipo de terminaciones
sin equipos de perforación o terminación se realicen a mayores profundidades.
Recientemente, los operadores comenzaron a
evaluar e instalar filtros de exclusión de arena que
se expanden contra la pared del pozo. En estos
casos, no es necesario empacar el espacio anular
para lograr la estabilidad del pozo. Los filtros
expandibles también podrían instalarse después
de los tratamientos de fracturamiento y empaque
para eliminar los empaques anulares internos.
Las tecnologías emergentes de terminaciones
sin filtros producen terminaciones potenciales
con un factor de daño negativo y reducen los costos de terminación, al mismo tiempo que mantienen un control efectivo de la producción de
arena.41 En este caso, el fracturamiento TSO y el
anillo de apuntalante dejado alrededor del pozo
actúan como un filtro de arena. Sin embargo,
cualquier área no cubierta abre la posibilidad de
que los disparos produzcan arena. Esta técnica
requiere varias combinaciones de disparos orientados, inyección de resinas orgánicas para sostener los granos de la formación en su lugar y
apuntalantes cubiertos de resina, así como tecnología de fibras para prevenir el flujo de retorno
del apuntalante (próxima página). Los apuntalantes porosos ScalePROP impregnados con inhibidores de incrustaciones, pueden mejorar el
emplazamiento del inhibidor y garantizar la dosificación química uniforme para una mayor protección contra la acumulación de incrustaciones
en los componentes de la terminación y en los
tubulares del pozo.
Tendencias futuras
Los ingenieros reconocen que los simuladores de
fracturamiento convencionales que se basan en
la mecánica de fractura lineal elástica no modelan adecuadamente el tratamiento de fracturamiento y empaque. Las tareas de investigación
actuales están centradas en la evaluación de
nuevos conceptos de modelado que tienen en
cuenta las diferencias en el comportamiento
elástico y plástico entre las formaciones duras y
blandas. Se están estudiando también los efectos de la inyección de fluido durante las pruebas
de minifractura previas al tratamiento sobre la
pérdida potencial de fluido durante el tratamiento principal. Los simuladores futuros de tratamientos de fracturamiento y empaque tendrán
en cuenta el comportamiento de la inyección del
fluido para mejorar aún más los diseños de tales
tratamientos.
Empacador de
aislamiento
MZ superior
Tubo de
derivación
con boquillas
para tratar la
zona superior
Disparos
Tubo de
derivación sin
boquillas para
tratar la zona
inferior
Empacador de
aislamiento MZ
inferior
Tubo de
derivación
con boquillas
para tratar la
zona inferior
Disparos
> Tratamiento de fracturamiento y empaque, y
empaque de grava de múltiples zonas en una
sola operación. Los empacadores de aislamiento
de zonas múltiples (MZ) con tubos de derivación,
permiten tratar más de un intervalo con el mismo
empacador de grava durante una operación de
bombeo en un solo viaje al pozo. Los fluidos de
tratamiento pasan a través de los tubos de derivación instalados en empacadores MZ, ubicados al tope y fondo de un intervalo de terminación para aislar las zonas individuales. El tamaño
y la configuración de los tubos de derivación
equilibran el flujo entre las zonas para crear dos
o tres fracturas simultáneamente. Esta capacidad reduce el costo adicional de acceso a otros
yacimientos.
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Fractura apuntalada
Cemento
Tubería de
revestimiento
Disparos
Empaque
“externo”
Terminación sin filtro
Apuntalante cubierto con
resina o arena sostenida en
su lugar por fibras PropNET
Tratamiento con
inhibidor de incrustaciones
Formación o fractura apuntalada que
contiene un líquido inyectado previamente
con inhibidor de incrustaciones o apuntalante
ScalePROP impregnado con un inhibidor
de incustraciones sólido
Concentración de inhibidor de
incrustaciones, partes por millón (ppm)
10,000
1000
Inyección forzada de
inhibidor de incrustaciones
Apuntalante ScalePROP impregnado
100
10
Protección requerida
Fin de la vida del inhibidor de
incrustaciones de inyección forzada
0
Producción de agua
> Terminaciones sin filtros. Combinados con el tratamiento de fracturamiento y empaque, la consolidación de resina, los apuntalantes cubiertos con resina o los aditivos para empaque de apuntalante
de fracturamiento hidráulico PropNET (arriba a la derecha), controlan potencialmente la producción
de apuntalante y arena sin necesidad de recurrir a filtros de exclusión de arena y empaques de grava
internos (arriba a la izquierda). Los ahorros en materia de costos incluyen la eliminación de los filtros,
el tiempo de equipo asociado para la instalación de los mismos y la colocación del empaque anular.
Además, los apuntalantes porosos impregnados con inhibidor de incrustaciones ScalePROP contienen una fase sólida de inhibidor de incrustaciones (abajo a la izquierda). Este método distribuye el químico a través del empaque de apuntalante para evitar la pérdida de inhibidor y proveer protección
contra las incrustaciones durante el flujo de retorno inicial del pozo y la limpieza de los fluidos de tratamiento; la lenta disolución asegura la dosificación uniforme del inhibidor durante la producción
(abajo a la derecha).
Una mejor comprensión y un modelado más
riguroso de la reología del fluido, con control de la
presión neta de fracturamiento, pueden ayudar a
las compañías a fracturar zonas pequeñas sin romper barreras cercanas o penetrar zonas de agua o
gas, especialmente cuando se combinan con diseños de tratamientos de fracturamiento y empaque
que controlan el aumento de presión neta.42
Los avances recientes acontecidos en materia de fluidos prometen mejorar aún más la productividad de los tratamientos de fracturamiento
y empaque. Esto incluye fluidos HPG reticulados
con bajas concentraciones de polímeros, mejoras
en el reticulador demorado y en el rompedor de
polímero, y la extensión de los límites de temperatura para los sistemas VES sin sólidos por
encima de los 150°C. También están siendo evaluadas alternativas para los sistemas de polímeros actuales. El descubrimiento, o la creación de
Otoño de 2002
nuevos polímeros, puede ser la clave para desarrollar un fluido de fracturamiento completamente nuevo.
Los servicios de remoción del revoque de filtración MudSOLV, utilizados actualmente para el
empaque de grava y la limpieza simultánea en
empaques de grava efectuados a pozo abierto,
pueden encontrar una aplicación similar en los tratamientos de fracturamiento y empaque a pozo
abierto.43 La incorporación de rompedores de
emulsión agresivos y químicos para remover el
revoque de filtración en los fluidos de fracturamiento, sin afectar las propiedades base de los
fluidos, sería ventajosa durante los tratamientos
de fracturamiento y empaque para garantizar el
contacto químico con toda la sección de pozo
abierto y proveer un perfil de producción uniforme.
El creciente aumento en la utilización de lodo
sintético base aceite, especialmente en yaci-
mientos de alta permeabilidad, requerirá fluidos
de fracturamiento compatibles. Esta necesidad
se volverá cada vez más importante a medida
que los operadores realicen más tratamientos de
fracturamiento y empaque a pozo abierto. La
compatibilidad del fluido, la mojabilidad de la
formación y la limpieza del revoque de filtración
se deberán encarar en el contexto del costoso
reemplazo por sistemas base agua y el manejo
del fluido base aceite.
Algunas de estas técnicas requieren más
desarrollo, pero a medida que se implementan
tratamientos de fracturamiento y empaque en
más yacimientos y en un rango más amplio de
condiciones de subsuelo, se desarrollarán nuevas
ideas y técnicas que permitirán apreciar todos los
beneficios del método combinado de estimulación y control de la producción de arena. —MET
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Aplicaciones sísmicas a lo largo de
la vida productiva del yacimiento
Trine Alsos
Alfhild Eide
Statoil
Trondheim, Noruega
Las compañías operadoras están explotando mejor sus yacimientos mediante la
Donatella Astratti
Stephen Pickering
Gatwick, Inglaterra
esta información sísmica calibrada para lograr una mejor comprensión de las
combinación de imágenes sísmicas de alta calidad con datos convencionales
de yacimientos. Los equipos a cargo de los activos de esas compañías utilizan
propiedades del yacimiento, lo cual les permite reducir el riesgo en cada etapa
de la vida útil de sus áreas prospectivas.
Marcelo Benabentos
Nader Dutta
Subhashis Mallick
George Schultz
Houston, Texas, EUA
Lennert den Boer
Calgary, Alberta, Canadá
Michael Livingstone
Aberdeen, Escocia
Michael Nickel
Lars Sønneland
Stavanger, Noruega
Juergen Schlaf
Phillips Petroleum Company
Stavanger, Noruega
Pascal Schoepfer
Petroleum Development Omán
Muscat, Sultanato de Omán
Mario Sigismondi
Juan Carlos Soldo
Pecom Energía de Pérez Companc SA
Neuquén, Argentina
Lars Kristian Strønen
Statoil
Bergen, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Mike Bahorich, Apache Corporation, Houston,
Texas, EUA; Lee Bell, Laurence Darmon, Olav Holberg, John
Waggoner y Bob Will, Houston, Texas; Phil Christie,
Cambridge, Inglaterra; Doug Evans, Malcolm Francis,
Michael French, Bob Godfrey, Kim Hughes y Stephen
McHugo, Gatwick, Inglaterra; y a Ray Pratt, Amerada Hess,
Oslo, Noruega.
ECLIPSE, FrontSim, MultiWave Array y RFT (Multiprobador
de Formaciones) son marcas de Schlumberger.
54
En los últimos diez años, los levantamientos sísmicos 3D se han convertido en una herramienta de
exploración indispensable para las compañías de
petróleo y de gas. Las inversiones realizadas en
adquisición, procesamiento e interpretación de
datos sísmicos, han permitido obtener información
crucial acerca de las estructuras y ubicaciones de
los yacimientos. Ahora, muchas compañías están
descubriendo formas de aprovechar mejor sus
datos sísmicos, trascendiendo los límites de la
exploración, para extraer información adicional
que les permita evaluar sus reservas con mayor
certeza, desarrollar sus descubrimientos con más
efectividad y producir petróleo y gas de manera
más efectiva desde el punto de vista de los costos.
Los datos sísmicos pueden incrementar el
valor de los activos en todas las etapas de la vida
productiva del yacimiento (página siguiente,
arriba). Durante la etapa de exploración, las áreas
prospectivas promisorias se examinan en gran
detalle. Los datos sísmicos de superficie de alta
resolución ayudan a refinar el modelo geológico
de un área prospectiva y permiten entender mejor
el sistema petrolero, con lo cual se puede optimizar la selección inicial de las localizaciones de los
pozos y aportar información para el análisis de
riesgo. Durante la etapa de evaluación, los ingenieros de perforación aprovechan los modelos
mecánicos y los modelos de presión tridimensionales, ambos construidos en base a datos sísmicos, para predecir la ubicación de zonas riesgosas
del subsuelo, tales como zonas de flujo de aguas
someras y altas presiones de poro. En la etapa de
desarrollo, se pueden confeccionar mapas de las
propiedades de los yacimientos en la región entre
pozos, utilizando datos sísmicos calibrados con
información de los pozos. Los geocientíficos y los
ingenieros utilizan datos de registros, núcleos y
pruebas de pozos para generar descripciones de
yacimientos en base a datos sísmicos, a partir de
las cuales pueden crear modelos de yacimientos.
Más tarde, los grupos de producción pueden utilizar levantamientos sísmicos aplicando la técnica
de lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrear
cambios de saturación y de presión, para un mejor
emplazamiento de los pozos de relleno y con el
objetivo de prolongar la vida productiva del
campo.
Las compañías operadoras aprovechan los
avances tecnológicos logrados en la adquisición y
el procesamiento de datos sísmicos para mejorar
el rendimiento de sus activos de petróleo y de
gas, desde el descubrimiento hasta el abandono.
En este artículo, se demuestra cómo los métodos
sísmicos están satisfaciendo las demandas de
compañías operadoras de distintos tamaños, en
todas las etapas de la vida productiva del campo.
Mediante la descripción de algunos casos prácticos, se ilustran los diversos usos de los datos sísmicos más allá de las aplicaciones con fines
exploratorios, recalcándose aquellas aplicaciones
desarrolladas específicamente para el control del
yacimiento.
Reducción de riesgos, mejoramiento
de los aspectos económicos
Durante la etapa de exploración, los datos sísmicos 3D ayudan a las compañías operadoras a
definir el potencial de un área prospectiva y a
identificar el método óptimo para su evaluación.
A esta altura del ciclo de vida del área prospectiva, los datos sísmicos pueden constituir la
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9:51 AM
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Exploración
Evaluación
Desarrollo
Producción
+
Flujo de fondos
Maximización de
la producción
Maximización de
la recuperación
Minimización de
los gastos operativos
Aceleración de
la producción
Prórroga del abandono
Tiempo
0
_
Minimización de
las erogaciones de capital
Optimización del yacimiento
Desarrollo tradicional
1. Las técnicas AVO cualitativas se desarrollaron para comprender la relación entre la presencia de hidrocarburos y
los puntos brillantes, o reflexiones de gran amplitud.
Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C:
“Hydrocarbon detection With AVO,” Oilfield Review 5,
no. 1 (Enero de 1993): 42-50
Otoño de 2002
N
I
T
N
E
G
Colonia
Las Heras
A
R
C H I L
E
única información disponible para evaluar yacimientos potenciales y medir la incertidumbre y el
riesgo, antes de comprometer las enormes inversiones y los vastos recursos que implica toda
evaluación exhaustiva. Durante esta etapa, la
perforación, las pruebas y la producción de los
pozos, aportan información crucial y detallada
sobre el yacimiento en la zona cercana al pozo. A
medida que este nivel de detalle se integra con
los datos sísmicos, las interpretaciones más
completas generan nuevas oportunidades más
allá del pozo, lo cual reduce finalmente el riesgo
y mejora los aspectos económicos durante la
etapa de desarrollo del campo.
Utilizando este concepto, Pecom Energía de
Pérez Companc SA (PECOM) y WesternGeco
lograron mejorar su comprensión del yacimiento
María Inés Oeste, ubicado en la provincia de
Santa Cruz, Argentina; estableciendo las bases
para el éxito de su evaluación y su futuro desarrollo (derecha). El yacimiento de areniscas María
Inés tiene un espesor promedio de 50 m [160
pies] y produce petróleo y gas, dependiendo de la
ubicación del pozo. La aplicación de técnicas cualitativas de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés), no
sólo contribuyó a definir las localizaciones de los
pozos, sino que también condujo a la perforación
de pozos no comerciales en “puntos brillantes.”1
A
> Etapas del ciclo de vida de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). Con el tiempo, los yacimientos de petróleo y de gas atraviesan cuatro etapas básicas: exploración, evaluación, desarrollo y producción. Los objetivos cambian a medida que los campos maduran, lo
cual incide sobre los gastos y las estrategias de producción y desarrollo. Las técnicas innovadoras de procesamiento e interpretación de datos
sísmicos pueden contribuir a optimizar la producción, con el consiguiente aumento del valor de un activo en cada una de las etapas de la vida
útil del mismo.
t
San
ru
a C
Campo
María Inés
z
San Julián
Océano Atlántico
Pto. Santa Cruz
Río Gallegos
ISLAS
MALVINAS
N
0
km
400
0
millas
240
> Ubicación del campo María Inés Oeste en la provincia de Santa Cruz, República Argentina.
55
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> Operaciones sísmicas en el campo María Inés Oeste, ubicado en la provincia de Santa Cruz, República Argentina. Las cuadrillas y equipos de levantamientos sísmicos debieron enfrentar una amplia gama de condiciones meteorológicas durante la adquisición de los datos.
Los geofísicos utilizan técnicas AVO para evaluar el espesor, la porosidad, la densidad, la velocidad, la litología y el fluido contenido en las
rocas, mediante el análisis de la variación de la
amplitud de las reflexiones sísmicas cuando varía
la distancia entre el punto de disparo y el receptor. Un análisis AVO exitoso requiere el procesamiento especial de los datos sísmicos y el
modelado sísmico para determinar las propiedades de la roca con un fluido conocido en el medio
poroso. Con ese conocimiento, es posible modelar la respuesta sísmica de la roca con otros tipos
de fluidos alojados en los poros. Los análisis AVO
estándar arrojan respuestas de índole cualitativa
más que cuantitativa, lo cual dificulta la integración de sus resultados en los modelos.
Antes del reprocesamiento
1 km
0.62 millas
El levantamiento sísmico 3D del yacimiento
María Inés—que cubrió un área de 258 km2 [100
millas cuadradas] con 33 líneas fuente—fue
registrado entre noviembre de 1995 y febrero de
1996. Como fuente sísmica se utilizó un camión
vibrador (izquierda). El desarrollo exitoso del
campo María Inés Oeste exigía pozos de mayor
producción acumulada y de menor riesgo, de
modo que fue necesario contar con una técnica
innovadora para reducir la incertidumbre asociada con la perforación de pozos nuevos.2
PECOM decidió recurrir al grupo Seismic
Reservoir Services (SRS) de WesternGeco, a los
efectos de hallar una forma más confiable de utilización de los datos sísmicos existentes para
diferenciar entre áreas productivas y áreas no
productivas del campo. Los pasos cruciales adoptados durante el reprocesamiento de los datos de
campo permitieron atenuar el ruido—por ejemplo,
los saltos de ciclo de los datos y las ondas superficiales—y compensar las variaciones de amplitud con el desplazamiento, la fuente y el receptor,
preservando a la vez la información de amplitud
relativa contenida en los datos. Estos pasos permitieron además mejorar sustancialmente la calidad
de la imagen (abajo). Los rasgos estructurales, tales
como fallas, fueron definidos con mayor nitidez.
Después del reprocesamiento
127
0
_ 128
Amplitud
> Sección sísmica antes y después del reprocesamiento. La sección sísmica reprocesada (derecha) muestra fallas definidas con mayor nitidez y mayor
continuidad de los eventos en las zonas de interés que la sección sísmica original (izquierda).
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En las áreas de interés se mejoró el contenido de
frecuencia total, lo cual permitió generar imágenes de mayor resolución que las imágenes sísmicas originales. La alta calidad de los datos
reprocesados resultó esencial para el éxito del
proceso de inversión sísmica antes del apilamiento y del análisis AVO.3
Durante el reprocesamiento de los datos, se
utilizó una técnica innovadora de inversión sísmica híbrida. Esta técnica, que combina la inversión de formas de onda antes del apilamiento, el
análisis AVO y la inversión después del apilamiento, se aplicó a un área de 50 km2 [19 millas
cuadradas] del campo. La inversión híbrida
implica un uso menos intensivo de la computadora que la inversión de formas de onda antes del
apilamiento estándar, de modo tal que se pueden
procesar grandes volúmenes de datos sísmicos
con excelentes resultados.4 El análisis AVO por sí
solo se considera generalmente una herramienta
cualitativa, pero puede hacerse cuantitativa si se
ajusta o calibra con datos de pozos.
Dentro del área de 50 km2, se seleccionaron
15 localizaciones de pozos perforados anteriormente en base a puntos brillantes, de gran amplitud, que evidenciaban el cierre estructural.
Mientras se ejecutaba este proyecto, se estaba
perforando un pozo nuevo cuya localización también había sido seleccionada sin el aporte de la
nueva técnica de inversión híbrida. Un mapa de
amplitud de los datos compresionales migrados,
mostraba las regiones anómalas que constituyeron la base de la selección de las localizaciones
de pozos (arriba a la derecha). El mapa de amplitud confirmó la selección de todas las localizaciones de pozos existentes, e indicó que el pozo que
se estaba perforando atravesaría volúmenes
comerciales de hidrocarburos en las areniscas del
yacimiento María Inés. El análisis de amplitud
también sugirió la presencia de áreas potencialmente productivas hacia el noroeste del campo.
También se construyeron mapas de los valores
de impedancia de ondas compresionales (P) y ondas
de corte (S), obtenidos del trabajo de inversión. El
mapa de impedancia de ondas P era similar al mapa
de amplitud y conducía a identificar las mismas
áreas de producción potencial. El mapa de impedancia de ondas S aparecía sin rasgos, por lo cual
resultaba de poca utilidad en sí mismo. No obstante,
si se analizaban los dos conjuntos de datos en forma
conjunta para formar un atributo que reflejaba la
relación de Poisson del yacimiento, se obtenía una
imagen más precisa del fluido alojado en los poros.
En vez de utilizar el análisis AVO estándar, el proceso de inversión híbrida, que se ajustó a los datos
de pozos, generó una interpretación de la relación
de Poisson más precisa a partir de la cual se pudieron seleccionar las localizaciones de los pozos.
Otoño de 2002
Pozo en perforación
Nuevas áreas prospectivas
Línea de la sección sísmica
400
Amplitud
11/25/02
1 km
0.62 millas
4600
Pozo de petróleo
Pozo seco
Pozo de gas
Pozo de gas
8800
> Mapa de amplitud de las areniscas del yacimiento María Inés. El mapa de amplitud de los datos apilados confirmó que los pozos productivos existentes se encontraban en regiones de respuesta anómala. Esta interpretación indica que el pozo nuevo que se estaba perforando mientras se ejecutaba el
proyecto, debería ser productivo y sugiere la presencia de áreas prospectivas nuevas hacia el noroeste del campo.
Pozo seco
Áreas prospectivas abandonadas
Línea de la sección sísmica
Pozo de petróleo
0.17
Relación de Poisson
52026schD08R1
1 km
0.62 millas
0.27
Pozo de petróleo
Pozo seco
Pozo de gas
Pozo de gas
Pozo de gas
0.37
> Mapa de la relación de Poisson. Se analizaron conjuntamente los datos de ondas P y ondas S para
formar un atributo representante de la relación de Poisson del yacimiento. La relación de Poisson
varía con la litología, la porosidad y el fluido contenido en los poros. La variación de la relación de
Poisson visualizada en este mapa, ayudó a explicar porqué el pozo nuevo perforado resultó no productivo e hizo que PECOM reconsiderara la viabilidad de algunas áreas prospectivas nuevas.
La relación de Poisson varía con la litología, la
porosidad y el fluido contenido en el espacio
poroso. Por ejemplo, el intervalo de este parámetro para las lutitas oscila entre 0.30 y 0.40; para las
areniscas acuíferas, entre 0.25 y 0.30; para las areniscas petrolíferas, entre 0.20 y 0.25; y para las
areniscas gasíferas, entre 0.10 y 0.18.5 Cuando la
litología del yacimiento es constante, la información sobre la relación de Poisson permite diferenciar entre petróleo, gas y agua en la formación.
La localización del pozo perforado en el
momento del análisis parece menos que óptima
en el mapa de la relación de Poisson, como lo confirmó el pozo estéril resultante. Las áreas prospectivas nuevas identificadas hacia el oeste en el mapa
de amplitud, ahora parecen cuestionables (arriba).
2. Benabentos M, Sigismondi M, Mallick S y Soldo J:
“Seismic Reservoir Description Using Hybrid Seismic
Inversion: A 3-D Case Study From the María Inés Oeste
Field, Argentina,” presentado para su publicación en
The Leading Edge 21, No. 10 (Octubre de 2002).
3. Mallick S: “Some Practical Aspects of Prestack
Waveform Inversion Using a Genetic Algorithm: An
Example from East Texas Woodbine Gas Sand,”
Geophysics 64, no. 2 (Marzo-Abril de 1999): 323–349.
4. Mallick S, Huang X, Lauve J y Ahmad R: “Hybrid
Seismic Inversion: A Reconnaissance Tool for
Deepwater Exploration,” The Leading Edge 19, no. 11,
(Noviembre de 2000): 1230–1237.
5. Mavko G, Mukerji T y Dvorkin J: The Rock Physics
Handbook: Tools for Seismic Analysis in Porous Media.
NuevaYork, Nueva York, EUA: Cambridge University
Press, 1998.
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Sin embargo, un pozo perforado después del análisis en la anomalía más occidental, produjo petróleo
durante un cierto tiempo pero luego produjo agua.
En consecuencia, las dos áreas prospectivas situadas al oeste fueron abandonadas. El mapa de la
relación de Poisson, que utiliza los datos de la
inversión híbrida, permitió la perforación de dos
pozos productivos en el área del proyecto; un pozo
de gas al sudeste y un pozo de petróleo al noreste.
Los mapas de amplitud de las reflexiones y de
la relación de Poisson, obtenidos a partir del análisis AVO estándar, no permitieron distinguir claramente aquellas áreas de las areniscas del
yacimiento María Inés que contienen petróleo de
0.17
Petróleo
0.22
Gas
0.27
Mapas de amplitud y de la relación de Poisson
construidos en base a la inversión híbrida
52026schD08R1
0.32
> Comparación de mapas de atributos correspondientes al sector sudeste
del área de estudio. El mapa de amplitud (izquierda) no diferencia claramente entre petróleo y gas (rotulado), mientras que el mapa de la relación de
Poisson, construido en base a la inversión híbrida, lo detecta sin ambigüedades (derecha).
Fuente de
ondas P
P
P
Sistema de arreglo de ondas
múltiples de 4 componentes
P
P
S
P
Z
Y
Hidrófono
X
> Adquisición de datos de componentes múltiples. Se coloca un cable de adquisición de datos sísmicos directamente sobre el fondo del mar para conectar mecánicamente los receptores a la tierra.
Cada estación de registradores contiene un hidrófono que registra los datos de ondas compresionales (ondas P) y geófonos que registran el movimiento de las partículas en tres direcciones ortogonales entre sí: X, Y y Z (recuadro).
58
las que contienen gas, mientras que los atributos
basados en la inversión híbrida lo lograron sin
ambigüedades (izquierda). Esto quedó más claramente demostrado en la porción sudeste del área
del proyecto. La mejor comprensión del fluido de
yacimiento contenido en los poros, ayudó a optimizar las localizaciones de los pozos, lo cual
redujo los costos y el riesgo al mismo tiempo que
permitió un drenaje más eficaz del yacimiento.
Además de reducir el riesgo asociado con la
perforación de pozos de desarrollo, el estudio de
inversión híbrida realizado por SRS tuvo un
impacto positivo sobre los aspectos económicos
del yacimiento. En un análisis económico llevado
a cabo por PECOM, se compararon las reservas
recuperables antes y después de utilizar la nueva
técnica. PECOM estima que un 35% de las reservas técnicamente recuperables, podría desarrollarse comercialmente a un precio del petróleo
equivalente a 12 dólares estadounidenses por
barril. Sobre la base de esta estimación, antes
del reprocesamiento y de las técnicas de inversión híbrida, el valor presente neto de la producción fue calculado en 230 millones de dólares
estadounidenses, mientras que después del
reprocesamiento y de la aplicación de las técnicas de inversión híbrida su valor ascendió a 270
millones de la misma moneda. El impacto económico de 40 millones de dólares estadounidenses
se atribuye a la comprensión más acabada de los
riesgos del proyecto y a la reducción de la incertidumbre respecto del mismo.
Datos sísmicos de componentes múltiples
para la definición de yacimientos
Otro ejemplo de la utilización de datos sísmicos
para la evaluación de yacimientos proviene del
sector central del Mar del Norte, donde Conoco
está trabajando en la evaluación del Campo
Callanish. Este campo fue descubierto en 1999 y
confirmado por un pozo de evaluación en el año
2000. El intervalo productivo principal, la arenisca Forties, corresponde a un yacimiento complejo de edad Terciaria, controlado por
mecanismos de entrampamiento estructurales y
estratigráficos, y contiene petróleo, gas y agua.
Esta área implica un doble desafío geofísico: la
identificación de la litología y la determinación
del fluido contenido en los estratos del Terciario.
El contraste de impedancia acústica observado entre la arenisca con hidrocarburos Forties y
las lutitas sobreyacentes es extremadamente
bajo. En consecuencia, los datos de ondas compresionales o de ondas P convencionales, a menudo no logran distinguir entre lutita y yacimiento
productivo con hidrocarburos, porque ambos aparecen como reflexiones debilitadas. Esto dificulta
Oilfield Review
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mucho la delineación del yacimiento. En la arenisca Forties, las posibles discontinuidades
estructurales y estratigráficas complican aún más
el panorama. Cuando los geofísicos y los geólogos no logran distinguir adecuadamente arenisca
de lutita en las imágenes sísmicas, es difícil
determinar dónde las areniscas se acuñan o se
truncan por la presencia de fallas. Por otra parte,
cualquier volumen de gas presente en el yacimiento o en la columna de sobrecarga interrumpe
la transmisión de las ondas P, dando origen a imágenes de calidad pobre debajo de las zonas gasíferas.
En un proyecto llevado a cabo por Conoco y el
grupo SRS de WesternGeco, se desplegó tecnología sísmica marina de componentes múltiples
(4C) para superar las dificultades asociadas con
la generación de imágenes en este escenario
complejo.6 Como las ondas de corte (S) no se propagan a través del agua, los cables sísmicos
marinos remolcados no pueden registrarlas. Por
lo tanto, se coloca un cable de adquisición de
datos sísmicos directamente sobre el fondo del
mar para conectar mecánicamente los receptores
a la tierra. Cada estación de registradores contiene un hidrófono que registra los datos de
ondas P y geófonos que registran el movimiento
de las partículas en tres direcciones ortogonales
entre sí: X, Y y Z (página anterior, abajo).
El geófono de componente Z registra el movimiento de las partículas en la dirección vertical,
respondiendo en primer término a las ondas P.
Los geófonos de las componentes X e Y registran
el movimiento de las partículas en las direcciones
ortogonales horizontales y responden predominantemente a los movimientos de las ondas S.
Los datos de cuatro componentes arrojan estimaciones más confiables de la relación entre la velocidad de las ondas compresionales y la velocidad
de las ondas de corte (Vp/Vs), y potencialmente
proporcionan información acerca de la densidad
de la formación. La capacidad de registrar datos
de componentes múltiples en el medio marino,
permite a los geofísicos resolver problemas complejos de generación de imágenes, lo cual contribuye a enfocar el yacimiento con más precisión.
En el caso del Campo Callanish, los datos
obtenidos de cuatro pozos vecinos—incluyendo
porosidad, permeabilidad, propiedades acústicas,
saturación de agua y volumen de lutitas—fueron
evaluados en un comienzo para comprender el
yacimiento en la posición del pozo. Esta caracterización resultó particularmente valiosa en el
modelado, ya que permitió definir los diferentes
horizontes para mejorar la calidad de la imagen
del yacimiento.
Otoño de 2002
Datos PZ
Contacto agua-petróleo
Tope de la Formación Forties
Tope de la Formación Forties
Datos de ondas S
Tope de la Formación Forties
Tope de la Formación Forties
> Resolución de ambigüedades de imágenes sísmicas con datos de componentes múltiples. Las señales de ondas S (abajo), al no estar afectadas por
el fluido alojado en la formación, permitieron identificar claramente el contraste litológico en el tope del yacimiento Forties (amarillo), mientras que
con los datos del hidrófono y los datos compresionales de componente Z,
sumados (datos PZ), se detectó el contacto agua-petróleo debajo del tope
del yacimiento (arriba).
Si bien la suma de los datos del hidrófono y
los datos del geófono de componente vertical
(datos PZ), obtenidos del levantamiento de cuatro
componentes (4C) efectuado en el Campo
Callanish, generó imágenes de calidad superior
que las provistas por los datos convencionales
registrados con el cable sísmico marino remolcado, el bajo contraste de impedancia acústica
entre la lutita y la arenisca Forties seguía causando problemas. Estas ambigüedades aumentan
el riesgo durante el proceso de evaluación, porque es difícil evitar los intervalos no productivos
cuando se seleccionan las localizaciones de los
pozos. Las señales de ondas S, al no estar afectadas por el fluido contenido en la formación, permitieron identificar claramente el contraste
litológico en la cima del yacimiento Forties, mien-
tras que los datos PZ ayudaron a detectar el contacto agua-petróleo debajo del tope del yacimiento (arriba). Ambos tipos de datos resultaron
de utilidad en la identificación de zonas llenas de
salmuera en la arenisca Forties.
Los mapas de atributos construidos con datos
de ondas de corte pueden ayudar a resolver las
complejidades que plantea un campo. En el
6. Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, Özdemir H,
Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves Shine
Brightly,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999):
2–15.
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trayectorias de los mismos en forma óptima, contactando mayor volumen de reservas y reduciendo
el riesgo durante la etapa de evaluación. La integración de los datos de pozos nuevos con los datos
sísmicos de cuatro componentes (4C) existentes,
reduce aún más el riesgo en el desarrollo futuro de
campos tales como el del Campo Callanish.
Dirección de transporte de
sedimentos según la interpretación
> Mapa de impedancia acústica referido al tope de la Formación Forties en
el Campo Callanish. El mapa muestra la tendencia de sedimentación, pero la
lutita que se encuentra fuera de los límites de sedimentación de la arenisca
(líneas punteadas) no puede diferenciarse de las posibles acumulaciones de
hidrocarburos.
Campo Callanish, el mapa de impedancia acústica correspondiente al tope del yacimiento
muestra la tendencia de sedimentación pero no
permite la diferenciación entre lutita y arenisca
con hidrocarburos (arriba).
El examen de los datos de ondas de corte conduce a una mejor comprensión del yacimiento. Un
mapa de la amplitud de las ondas de corte reflejadas (Rss), obtenido a partir de la amplitud de la
onda compresional transformada en onda de corte
luego de la reflexión (Rps), ayuda a distinguir entre
lutita y yacimiento productivo (abajo). Si se avanza
en el proceso un paso más, se puede construir un
mapa de un atributo que describe en forma más
adecuada las características litológicas y de los
fluidos del yacimiento. En forma similar a la relación de Poisson, una relación entre la amplitud de
las ondas compresionales y de corte reflejadas,
Rpp, y Rss, expresada como Rpp/Rss, revela tanto la
litología como el fluido contenido en la formación
(abajo a la derecha).
Las compañías de petróleo y de gas utilizan
este análisis de cuatro componentes (4C) para
seleccionar localizaciones de pozos y diseñar las
Predicción de riesgos en
base a datos sísmicos
La industria petrolera invierte anualmente 20 mil
millones de dólares estadounidenses en operaciones de perforación. De ese importe, unos 3 mil
millones se atribuyen a pérdidas. Los tramos de la
columna perforadora, los fluidos, el tiempo de
equipo de perforación, los activos de capital de
gran escala y la vida humana están expuestos a
riesgos. Una de las principales causas de pérdidas
es el encuentro de una presión de formación inesperada, anormalmente alta, hecho que se conoce a
veces como riesgo geológico. Dado que la exploración se está extendiendo hacia zonas de petróleo y
gas cada vez más profundas, los ingenieros de perforación deben conocer las condiciones de presión
para asentar correctamente las tuberías de revestimiento, ya que una sola profundidad de revestimiento mal seleccionada puede impedir que se
alcance la profundidad final planeada del pozo.
En consecuencia, la evaluación de riesgos geológicos antes de la perforación se ha convertido en un
componente esencial de la planificación de pozos.
Si se compara con el costo directamente asociado
con las operaciones de perforación—que en cier-
Arenisca potencialmente con hidrocarburos
Mayor contenido de areniscas
Yacimiento de hidrocarburos principal
Mayor contenido de lutitas
Límite del yacimiento de arenisca según la interpretación
> Mapa de amplitud de las ondas de corte correspondiente al tope del yacimiento Forties. Cuando se utilizan datos de amplitud de ondas de corte,
un mapa de la amplitud de las ondas de corte reflejadas, Rss, ayuda a
identificar la litología porque permite distinguir entre lutita y yacimiento
productivo. Los colores blanco y amarillo indican mayor contenido de arenisca y el azul indica mayor contenido de lutita. Rss se deduce de la amplitud de la onda compresional transformada en onda de corte, Rps luego de
la reflexión. El límite de sedimentación de la arenisca queda
definido por la línea punteada.
60
> Mapa de la relación entre la amplitud de ondas compresionales y la de
las ondas de corte reflejadas, Rpp/Rss. El mapa de la relación Rpp/Rss muestra la litología y el fluido contenido en la formación. En este caso, el mapa
identifica el yacimiento de hidrocarburos dentro del área
de sedimentación de arenisca (línea punteada).
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tos casos asciende a 500.000 dólares estadounidenses por día—el costo de predicción de riesgos
no es significante. Actualmente, no se perfora ningún pozo en un área marina sin este tipo de evaluación de riesgos.
Los datos sísmicos de alta calidad constituyen la clave para efectuar estimaciones precisas
de la presión de fluidos antes de la perforación.
El comportamiento de las velocidades de las
rocas en función de la profundidad, aporta
valiosa información acerca del estado de la presión de poro que puede esperarse en el subsuelo.
Las presiones de poro mayores que la presión
hidrostática—o presión ejercida por una
columna de agua—se denominan sobrepresiones. La sobrepresión es causada fundamentalmente por un fenómeno que se conoce como
compactación por desequilibrio (derecha).7 A
velocidades de sedimentación bajas, los granos
de roca se decantan y el volumen de los poros
disminuye al expulsarse el agua. La rápida sedimentación de finos impide que el agua se escape
del volumen de sedimentos, lo cual mantiene un
gran volumen poroso. Cuando el agua queda en
el sedimento que luego es enterrado, el peso de
la masa sobreyacente es sustentado no sólo por
el contacto entre granos sino también, en parte,
por el agua entrampada en los espacios porosos.
La perforación a través de carbonatos o areniscas permeables, sobrepresionadas, ha provocado pérdidas sustanciales de control de pozos
cuando tal sobrepresión no ha sido anticipada. La
sobrepresión en lutitas comparativamente impermeables plantea numerosos inconvenientes relacionados con la estabilidad del pozo. El grupo
SRS actualmente ofrece a la industria del petróleo y del gas, métodos patentados para evaluar
la probabilidad y el grado de sobrepresión en
diferentes escenarios (derecha).
Flujo de aguas poco profundas—El flujo de
aguas someras es una situación típica de los
escenarios de aguas profundas, cuyas profundidades superan los 460 m [1500 pies], y de los
sedimentos enterrados como mínimo 365 m
[1200 pies] por debajo del lecho marino. Se denomina somera porque tiene lugar en los estratos
que se encuentran relativamente cerca del lecho
marino. Los abanicos submarinos y los flujos turbidíticos pueden depositar grandes cantidades de
sedimentos rápidamente. Los cuerpos arenosos
encajonados en lodos más finos, de baja permea7. Otras de las causas de la geopresión son la compresión
tectónica, la expansión del agua por temperatura, la deshidratación de la esmectita de agua absorbida y adsorbida, la diagénesis de la esmectita a la ilita y la formación
de hidrocarburos. De éstas, la compresión tectónica se
considera la causa más importante.
Otoño de 2002
Compactación por desequilibrio
Compactación normal
• Esfuerzos efectivos bajos
• Presión de poro alta
• Menor densidad
• Menor velocidad
• Contacto entre granos deficiente
• Esfuerzos efectivos altos
• Presión de poro baja
• Mayor densidad
• Mayor velocidad
• Contacto entre granos suficiente
> Efectos de la presión de poro sobre las propiedades de las rocas. La causa principal de la geopresión (presión superior a la hidrostática) es la compactación por desequilibrio. Cuando se depositan,
los granos de roca se encuentran débilmente empaquetados, lo cual genera un valor de porosidad inicial muy elevado y un contacto entre granos deficiente (izquierda). El peso de la sobrecarga es soportado por los granos—a través del contacto entre los mismos—y por el fluido alojado en los poros. Al
aumentar el peso de la sobrecarga, la formación se compacta y expulsa agua, lo cual reduce la porosidad y mejora el contacto entre granos (derecha). Cuando el peso de la sobrecarga aumenta demasiado rápido, una mayor parte del peso es sustentado por el fluido, lo cual genera alta presión de poro.
Línea del lodo
Somero
Hidrato de gas
Sello impermeable
Fallamiento
Arenisca de flujo de aguas someras
Profundo
Sello impermeable
Arenisca sobrepresionada
> Tipos de riesgos geológicos. Los peligros someros (arriba) son comunes
en ambientes de aguas profundas, donde las areniscas de alta presión
plantean riesgos a la perforación por su falta de compactación. El volumen
de poros es tan grande que la arenisca en sí parece una lechada. Si se
encuentra cubierta por lutitas menos permeables, el agua intersticial no
puede escapar y la presión de poro aumenta. Cuando la barrena atraviesa
este tipo de formación, la arenisca puede fluir fuera del pozo y torcer la
columna de perforación durante el proceso. Se debe controlar cuidadosamente la densidad del lodo de perforación ya que la separación entre el
gradiente de fracturamiento y el de la presión de poro será muy pequeña.
Los peligros profundos (abajo) se observan en sedimentos más consolidados, enterrados a mayor profundidad, que contienen fluidos sobrepresionados. En esta situación, suele haber más separación entre el gradiente de
fracturamiento y el gradiente de presión de poro.
61
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9:35 AM
Page 62
bilidad, permanecen sin consolidar y se tornan
sobrepresionados. La penetración de estas areniscas con la barrena produce pérdidas de fluido y la
rápida extrusión de una lechada de arena pozo
arriba, sobre el lecho marino. La columna de perforación puede quedar aprisionada o doblarse,
causando la pérdida total del pozo.
WesternGeco utiliza un proceso consistente en
cinco pasos para identificar potenciales areniscas
que presentan flujo de aguas poco profundas.
Dado que cada estudio depende de una señal sísmica de banda ancha, de amplitud verdadera y alta
frecuencia, se evalúa la adecuación de la secuencia de procesamiento de datos. A continuación, se
realiza una interpretación estratigráfica para identificar los ambientes y facies sedimentarias. En tercer lugar, se realiza un análisis AVO para extraer la
ordenada al origen de las ondas compresionales y
los volúmenes de gradientes. La combinación ponderada de ambos procesos da como resultado un
seudo volumen de ondas S. En cuarto lugar, una
aplicación sísmica de propiedad de WesternGeco,
conocida como inversión sísmica total de formas
de onda antes del apilamiento, emplea una meto-
dología que incluye algoritmos genéticos (GA, por
sus siglas en inglés), para el modelado anticipado
de un conjunto de ángulos sísmicos observados y
para la inversión de las propiedades elásticas de
las rocas; tales como Vp, Vs, densidad y relación de
Poisson. Por último, la tendencia de baja frecuencia deducida de las inversiones 1D antes del apilamiento, restringe una inversión híbrida—una
combinación de la inversión antes del apilamiento
con una inversión después del apilamiento—a los
volúmenes de Vp y Vs, que luego se dividen entre sí
para dar un volumen Vp/Vs.
Una alta relación Vp/Vs puede ser característica de las areniscas de flujo de aguas someras
porque la relación teóricamente se acerca al infinito a medida que los sedimentos se hacen más
fluidos. Los parámetros Vp y Vs disminuyen al
aumentar la fluidez, pero Vs disminuye mucho
más rápido y cae a cero en el agua. Cuando existe
una alta relación Vp/Vs cerca de una secuencia
estratigráfica apropiada, tal como debajo de un
flujo turbidítico depositado rápidamente,
aumenta la probabilidad de riesgo de perforación
(abajo a la izquierda).8
La compañía Apache Corporation encargó a
WesternGeco la realización de un estudio de flujo
de aguas someras en un área prospectiva de
aguas profundas, situado en el Mar Mediterráneo. Apache optó por trasladar la localización de
un pozo que inicialmente había sido ubicado de
manera tal de atravesar un somero complejo de
abanicos submarinos interdigitados, con grandes
posibilidades de contener areniscas someras, no
consolidadas y sobrepresionadas. Con el nuevo
emplazamiento, el pozo resultó ser un nuevo descubridor para Apache y se perforó sin encontrar
peligro somero alguno.
Presión de poro a altas profundidades—A las
profundidades de perforación actuales, la sobrepresión puede duplicar a la presión hidrostática.
Para evaluar los riesgos de perforación que plantean las condiciones de alta presión y contribuir al
diseño de programas de revestimiento, la industria
está recurriendo a WesternGeco para obtener estimaciones de presión antes de la perforación.9
WesternGeco utiliza un modelo de roca que
contempla la compactación por desequilibro y la
diagénesis de la lutita (próxima página).10
7000
1780
8000
1860
9000
1940
2020
10,000
2100
Profundidad, pies
Tiempo, ms
SWF1
2180
2260
2340
11,000
12,000
SWF2
13,000
Esfuerzo efectivo
Presión pronosticada
Presión promedio
Presión editada
Presión RFT
Gradiente de fractura
Gradiente de sobrecarga
2420
SWF3
14,000
2500
2580
2660
15,000
0
1
2
3
4
5
Vp/Vs
> Relaciones Vp/Vs anormalmente altas que indican tres riesgos de flujo de aguas someras
(SWF, por sus siglas en inglés). A medida que la
rápida sedimentación de lutitas de baja permeabilidad entierra a las areniscas más permeables,
se inhibe la expulsión del agua intersticial. En
consecuencia, el valor de Vp sigue siendo bajo
pero Vs se mantiene cercano a cero ya que los
fluidos no transmiten las ondas de corte.
62
6
16,000
0
5
10
15
Gradiente de presión de poro, lb/gal
> Estimación de la presión de poro a alta profundidad. Esta estimación de la
presión se basó en datos sísmicos solamente, sin contar con información de
pozos de calibración. Las presiones pronosticadas (cruces verdes) y los
valores medidos con el Multiprobador de Formaciones RFT después de la
perforación (cuadros rojos), se encontraron dentro de valores correspondientes a una densidad del lodo de 0.5 lbm/gal. A los 14,500 pies de profundidad, la diferencia entre la presión de poro y la de fracturamiento corresponden a una densidad del lodo de 1 lbm/gal.
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La información de velocidad se extrae de los
datos símicos y, a través de una serie de inversiones, se obtiene información de porosidad y
densidad. A partir de la densidad obtenida de los
datos sísmicos, se calcula un gradiente de sobrecarga. Otras curvas calculadas muestran el gradiente de fracturamiento, la tendencia de
compactación normal, el esfuerzo efectivo normal
y el esfuerzo efectivo; presión en los contactos
entre granos.11 Por último, se calcula la presión de
poro utilizando el principio de Terzaghi, que establece que la sobrecarga es igual a la presión de
poro más el esfuerzo efectivo.12
El método de estimación de la presión de poro
de WesternGeco genera un perfil de presión con
una precisión de media libra por galón (lbm/gal)
en términos de densidad del lodo. Esta precisión
puede lograrse aun cuando no se dispone de
información de calibración de pozos vecinos. Los
datos sísmicos de alta calidad constituyen la
clave, junto con los métodos de inversión de velocidad—tales como la tomografía de migración en
profundidad antes del apilamiento—que arrojan
velocidades físicamente válidas.13
En relación con un área prospectiva del Mar
del Norte, WesternGeco entregó a Amerada
Hess un pronóstico de la presión de poro para un
yacimiento profundo pre-Cretácico de creta. La
realización de esta estimación constituyó un verdadero desafío, porque el objetivo se encontraba
en una sección pre-Terciaria más antigua,
cubierta por carbonatos interestratificados y
sedimentos clásticos cementados por carbonatos. Hubo que tomar en cuenta las correcciones
de velocidad por la anisotropía de la lutita.
La estimación de 16 lbm/gal [1920 kg/m3] de
densidad del lodo, antes de la perforación, se
corroboró con un perfil sísmico vertical (VSP, por
sus siglas en inglés) sin desplazamiento lateral
de fuente, para realizar una actualización en
tiempo seudo-real de las presiones y predecir lo
que está adelante de la barrena. Las densidades
del lodo en el pozo alcanzaron 16 lbm/gal y
ascendieron hasta las 17 lbm/gal [2040 kg/m3].
La perforación concluyó con éxito, bajo control
hasta la profundidad final.
Caracterización sísmica 3D
Una vez que un área prospectiva ha sido evaluada, las decisiones cruciales que se adopten en
términos de desarrollo pueden reducir la incertidumbre y el riesgo asociado con la misma en las
etapas futuras del ciclo de vida de exploración y
producción (E&P, por sus siglas en inglés). La confiabilidad en los modelos de yacimientos basados
solamente en datos estándar de pozos, tiende a
ser mayor cerca del pozo y, en general, disminuye
Otoño de 2002
abruptamente lejos del pozo. Para ayudar a
caracterizar el yacimiento en la región entre
pozos y explotar mejor sus reservas potenciales,
las compañías ahora confían en la mejor resolución espacial de los datos sísmicos modernos, a
fin de extender la aplicación de sus modelos de
yacimiento a las áreas no perforadas de los campos existentes. Si bien esto puede constituir un
desafío importante, aun en yacimientos siliciclásticos, los yacimientos carbonatados presentan otros desafíos.14
La Formación Cretácica Shuaiba, en el sector
central de Omán, muestra muchas características
comunes de los yacimientos carbonatados (derecha). Tales yacimientos se caracterizan por su
heterogeneidad y sus complicadas redes de permeabilidad y porosidad. Suelen ser naturalmente
fracturados, lo cual plantea grandes desafíos en el
modelado de yacimientos. En uno de los ejemplos,
la Formación Shuaiba posee un espesor promedio
de 60 m [200 pies] y exhibe bajos valores de permeabilidad—entre 1 y 7 mD—pero altos valores
de porosidad que oscilan entre 10 y 35%. El yacimiento en sí contiene un domo de relieve bajo,
limitado al sudoeste por una falla casi vertical.
Debido a esta complejidad, WesternGeco y
Petroleum Development Omán (PDO) realizaron
recientemente un estudio de yacimientos a fin de
generar un modelo óptimo para el cálculo de
reservas, la simulación dinámica del flujo y la
planificación de pozos de relleno.
Para lograrlo, se confeccionó un modelo 3D
detallado, integrando un volumen 3D de amplitud
sísmica, reprocesado, con datos de registros de
40 pozos multilaterales y 29 pozos verticales;
cuatro de los cuales tienen datos de núcleos. Se
construyó un mapa de la superficie del tope de la
Formación Shuaiba, utilizando los topes de formación derivados de registros de pozos, y el
tiempo de tránsito e información de velocidad
obtenidos de los datos sísmicos. Se construyeron
cuadrículas estratigráficas de alta resolución que
cubrían seis zonas de interés bien definidas, en
las que se reiteró el muestreo de los datos de
registros. Siguiendo los datos de registros vuel8. de Kok R, Dutta N, Khan M y Mallick S: “Deepwater
Geohazard Analysis Using Prestack Inversion,”
Resúmenes Expandidos. Exposición Internacional y 71ª
Reunión Anual de la SEG 2001, San Antonio, Texas, EUA
(9 al 14 de septiembre de 2001): 613–616.
9. Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C,
Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C:
“Soluciones para los problemas de la construcción de
pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1
(Verano de 2000): 2–19.
10. Dutta NC: “Deepwater Geohazard Prediction Using
Prestack Inversion of Large Offset P-Wave Data and
Rock Model,” The Leading Edge 21, no. 2 (Febrero de
2002):
11. Dutta, referencia 10.
12. Terzaghi K: Theoretical Soil Mechanics. Nueva York,
Nueva York, EUA: John Wiley & Sons, 1943.
OMÁN
1 km
0.62 millas
> Localización del campo en Omán y plano estructural del yacimiento donde aparecen las trayectorias de los pozos.
tos a muestrear de los bloques de la cuadrícula,
se establecieron las tendencias espaciales de la
porosidad y de la saturación de agua mediante el
análisis de variogramas 3D.15 Se construyeron
variogramas 3D direccionales con azimut e inclinaciones arbitrarios, en sentido paralelo y perpendicular a la estratificación. Luego se ajustó un
modelo geoestadístico estándar a cada gráfica, a
fin de determinar el rango de valores de las propiedades. Finalmente, se obtuvo un modelo 3D
de anisotropía espacial para cada propiedad del
yacimiento mediante el ajuste de un elipsoide a
los datos.
13. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “Seismic
Pore-Pressure Prediction Using Reflection Tomography
and 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2
(Febrero de 2002): 188–192.
14. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, Herron
M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R,
Logan D, Stief D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K:
“Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilfield
Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.
15. Un variograma es una función estadística de dos puntos
que describe la diferencia creciente o la correlación o
continuidad decreciente entre los valores de muestreo
al aumentar la separación entre ellos.
Isaaks EH y Srivastava RM: Introduction to Applied
Geostatistics. Nueva York, Nueva York, EUA: Oxford
University Press, 1989.
63
9:58 AM
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La comprobación de la confiabilidad de las
estimaciones modeladas frente a los datos medidos en los pozos era crucial para el proceso de
modelado. Para identificar los atributos sísmicos
que mejor correlacionaban con la porosidad, se
realizó un análisis de calibración general a los
efectos de garantizar que cualquier relación
empleada en la construcción de mapas fuera físicamente válida y estadísticamente significativa. A
continuación, se utilizó una técnica de validación
cruzada—junto con modelos de correlaciones
espaciales y atributos sísmicos calibrados—a fin
de investigar diversos enfoques geoestadísticos
para confeccionar mapas de las propiedades de
cada capa del yacimiento. Esta técnica demostró
que el método trend kriging era la técnica óptima
para la construcción de mapas 3D de la porosidad
en este yacimiento.16 A partir de los datos de
registros, se obtuvo una tendencia de porosidad
vertical promedio—perpendicular a la estratificación—que se combinó con una tendencia sísmica
areal obtenida por co-kriging de la porosidad promedio de la zona, utilizando la amplitud sísmica y
la superficie que define el tope de la Formación
Shuaiba como guía. Se utilizó la tendencia 3D
resultante para obtener un modelo de porosidad
por trend kriging, mediante la aplicación de kriging a los valores de porosidad del pozo, lo cual
arrojó un panorama más detallado de la distribución de porosidad 3D.
La confiabilidad del modelo de porosidad
obtenido por el método trend kriging fue evaluada
cuantitativamente utilizando una técnica de validación cruzada (derecha). En esta técnica, se
obtuvo primero un modelo de porosidad por el
método trend kriging, excluyendo un “pozo ciego”
seleccionado. La porosidad obtenida por el
método trend kriging en el pozo oculto se comparó luego con los valores medidos de los registros de pozos en cada profundidad. La excelente
correlación estadística obtenida (0.9) demuestra
la confiabilidad del modelo de porosidad obtenido
por el método trend kriging.
Se realizaron análisis volumétricos utilizando
el modelo de yacimiento restringido por los datos
sísmicos. También se efectuó la simulación estocástica del volumen de roca bruto (GVR, por sus
siglas en inglés) y del volumen poroso neto (NPV,
por sus siglas en inglés). El principal objetivo de
esta simulación era evaluar el impacto de la
incertidumbre estructural sobre el cálculo de
reservas. Se efectuaron estimaciones de GRV y
NPV, junto con los diversos percentiles—P15,
P50 y P80—lo cual reflejó el impacto esperado de
la incertidumbre estructural (derecha).
También se utilizaron datos de porosidad y
permeabilidad medidos de núcleos para establecer una relación entre ambos parámetros.
64
Ø1
Ø2
Ø4
Øpozo ciego = ?
0.325
Ø registro, fracción
11/25/02
Ø3
ρ = 0.9
0.275
0.225
0.175
0.125
0.125
0.175
0.225
0.275
0.325
Ø krigged, fracción
> Validación cruzada de los resultados de un modelo de porosidad. Un
modelo de porosidad confeccionado con el método trend kriging omitió
un pozo central del análisis. Se comparó la porosidad del modelo en la ubicación de este “pozo ciego” en cada profundidad con los valores medidos
mediante registros de pozos. La correlación estadística resultante fue
excelente, lo cual permitió validar el modelo de porosidad obtenido por
el método trend kriging (recuadro).
100
Distribución
Acumulado
Mediana
P15
P50
P85
100
75
75
Percentil
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50
50
25
25
0
0
Volumen de roca bruto, Mm3
Volumen de roca bruto, Mm3
> Cálculo del volumen de roca bruto (GRV, por sus siglas en inglés) utilizando métodos estocásticos. La distribución del volumen de roca bruto (izquierda) y el resultado acumulado (derecha),
reflejan el impacto de la incertidumbre en la estructura. Los percentiles P15, P50 y P85 indican la
dispersión en el resultado. Los valores de GRV reales no se muestran en la gráfica.
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Logaritmo de la permeabilidad, mD
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2
kh núcleo, Ønúcleo
kv núcleo, Ønúcleo
kregistro, Øregistro
1
0
_1
0
10
20
30
Porosidad, %
_ 0.5
Logaritmo de la permeabilidad, mD
1
> Confección de un mapa de permeabilidad restringido por datos sísmicos.
La relación entre la porosidad y la permeabilidad obtenida de los datos de
núcleos (recuadro) proporcionó una transformada de porosidad a permeabilidad. Esto permite obtener un modelo de permeabilidad restringido por
datos sísmicos para la simulación del flujo. Las líneas verticales rojas identifican las localizaciones de los pozos.
Mediante la aplicación de esta relación obtenida
por el método trend kriging, se obtuvo un modelo
de permeabilidad restringido por datos sísmicos
para cada capa yacimiento, a fin de permitir la
simulación del flujo de fluidos (izquierda).
También se obtuvo un modelo de saturación de
petróleo a partir de la porosidad obtenida por el
método trend kriging, utilizando una relación
entre el parámetro lambda y la saturación para
seis clases de porosidad diferentes. Luego se
exportaron los modelos de porosidad, permeabilidad y saturación para cada capa del yacimiento,
primero a un programa de re-escalado y finalmente a un simulador numérico para la simulación dinámica del flujo.
En este ejemplo, la integración rigurosa de los
datos de pozos disponibles con un volumen sísmico de alta calidad dio como resultado un modelo
de yacimiento optimizado y confiable. El excelente
ajuste histórico reforzó aún más la confiabilidad
en el modelo, lo cual alentó a PDO a utilizarlo para
la planificación de pozos. Ahora, los pozos se pueden diseñar para que penetren la zona del yacimiento de máxima calidad, lo cual permitirá
optimizar la producción y el drenaje de hidrocarburos de la Formación Shuaiba (abajo).
16. El método kriging es una técnica de interpolación geoestadística que da cuenta de la correlación espacial
intrínseca en la propiedad que se está estimando. El
método co-kriging utiliza los atributos sísmicos correlacionados para restringir aún más el método kriging, lo
cual reduce la incertidumbre residual estimada.
Trayectoria del pozo siguiendo
la región de baja impedancia
acústica y alta porosidad
Puntos de interés
del pozo definidos
mediante picado 3D
> Aquí, el objetivo es un yacimiento de máxima calidad con rangos específicos de atributos de yacimiento. En yacimientos complejos, la planificación de
pozos para cada yacimiento específico permite optimizar la producción de hidrocarburos y el drenaje del yacimiento. En este caso, la trayectoria del pozo
fue concebida para atravesar regiones con altos valores de porosidad dentro del yacimiento (izquierda). Es posible resaltar estas regiones para proporcionar un análisis en mayor detalle de la zona de interés (derecha).
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Sección sísmica original
Cubo de alta resolución
> Análisis de un cubo de alta resolución. Un filtro especial que realza las discontinuidades laterales en las imágenes sísmicas crea un cubo de alta resolución. Este análisis ayuda a los intérpretes a identificar fallas sutiles (verde) y fracturas que resultan menos visibles en la sección sísmica original (izquierda).
Este análisis también puede integrarse con el análisis de compactación para revelar más rasgos relacionados con dicho proceso (derecha).
Identificación y cuantificación
de la subsidencia
En el Mar del Norte, las compañías que operan
yacimientos en etapa de producción avanzada
enfrentan desafíos únicos asociados con yacimientos productivos de alta porosidad. Los yacimientos de creta Ekofisk del Paleoceno y Tor del
Cretácico son conocidos por sus altos valores de
porosidad y sus bajos valores de permeabilidad,
por saturaciones iniciales de agua bajas y por la
presencia de fracturas naturales, pero también se
los conoce por sus tendencias a la compactación
extrema.17 Si bien la compactación constituye un
fuerte mecanismo de empuje en estos yacimientos de creta, también produce subsidencia en el
lecho del mar. Las plataformas de producción y
perforación pueden hundirse cerca de la línea de
clima severo, lo cual constituye un verdadero
peligro. En el subsuelo, la intensa deformación de
los tubulares llega a provocar la pérdida de
pozos. Para mitigar las manifestaciones de la
subsidencia en la superficie, las compañías operadoras han elevado las plataformas y construido
barreras protectoras de hormigón. Si bien la subsidencia puede ser un problema grave, el movimiento en los estratos que se encuentran debajo
puede resultar igualmente oneroso y mucho más
difícil de detectar y evitar.
En 1971, al comienzo de su vida productiva, los
yacimientos sobrepresionados del Campo Ekofisk
operado por Phillips Petroleum, presentaron agotamiento de presión.18 Dado que las porosidades
iniciales alcanzaban valores de hasta 48% en la
Formación Ekofisk y de 40% en la Formación Tor, la
compactación prevista provocada por una combinación del peso de la sobrecarga y de la pérdida
de porosidad en el yacimiento, ocurrió a comienzos de la década de 1990. En 1987, se inició la
inyección de agua en todo el yacimiento, como
forma potencial de retardar la velocidad de subsidencia que resultaba evidente.19 La subsidencia
continuó. En 1994, se incrementaron los regímenes de inyección para estabilizar la presión de
yacimiento, pero no se advirtió ninguna reducción
en la velocidad de subsidencia.
17. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk.
Stavanger, Noruega: Rogaland Research, 1995.
18. Sulak RM y Danielsen J: “Reservoir Aspects of Ekofisk
Subsidence,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7
(Julio de 1989): 709–716.
Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M y Foged
N: “Rock Compressibility, Compaction, and Subsidence
in a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study of
Valhall Field,” artículo de la SPE 18278, presentado en la
63ª Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, Texas, EUA, 2 al 5 de octubre de 1988.
19. Johnson JP, Rhett DW y Siemers WT: “RockMechanics
of the Ekofisk Reservoir in the Evaluation of
Subsidence,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7
(Julio de 1989): 717–722.
20. Sylte JE, Thomas LK, Rhett DW, Bruning DD y Nagel NB:
“Water Induced Compaction in the Ekofisk Field,” artículo de la SPE 56426, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,
EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.
Cook CC, Andersen MA, Halle G, Gislefoss E y Bowen
GR: “Simulating the Effects of Water-Induced
Compaction in a North Sea Reservoir,” artículo de la SPE
37992 presentado en el 14ª Simposio de Simulación de
Yacimientos de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 8 al 11 de
junio de 1997.
Andersen MA: “Enhanced Compaction of Stressed North
Sea Chalk During Waterflooding,” presentado en el
Tercer Simposio Europeo de Análisis de Núcleos, París,
Francia, 14 al 16 de septiembre de 1992.
21. Mes MJ: “Ekofisk Reservoir Voidage and Seabed
Subsidence,” Journal of Petroleum Technology 42, no. 11
(Noviembre de 1990): 1434–1438.
Menghini ML: “Compaction Monitoring in the Ekofisk
Area Chalk Fields,” Journal of Petroleum Technology 41,
no. 7 (Julio de 1989): 735–739.
22. Bouska J, Cooper M, O’Donovan A, Corbett C,
Malinverno A, Prange M y Ryan S: “Validación de modelos de yacimientos para mejorar la recuperación,”
Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 22–37.
23. Schlaf J, Nickel M y Sønneland L: “New Tools for 4D
Seismic Analysis in Carbonate Reservoirs,” presentado
para ser publicado en Petroleum Geoscience 9, no. 1
(Febrero de 2003).
Sønneland L, Nickel M y Schlaf J: “From Seismic to
Simulation with New 4D Tools,” presentado en la 63ª
Conferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,
Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001.
Sønneland L, Nickel M y Schlaf J: “From Seismic to
Simulation with New 4D Tools,” Journal of Seismic
Exploration 11 (2002): 181–188.
24. Nickel M y Sønneland L: “Non-Rigid Matching of
Migrated Time-Lapse Seismic,” Resúmenes
Expandidos, Exposición Internacional de la SEG 1999
y 69ª Convención Anual, Houston, Texas, EUA
(31 de octubre al 5 de noviembre de 1999): 872–875.
66
Oilfield Review
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Page 67
La segunda causa de la intensa compactación
es un proceso denominado debilitamiento por
agua, que explica la subsidencia permanente en
el Campo Ekofisk.20 Las numerosas pruebas realizadas demostraron que este fenómeno, provocado por una interacción química entre el agua
inyectada y los granos de calcita, reducía efectivamente el esfuerzo de cedencia y aumentaba la
compresibilidad de las formaciones de creta.
Estas conclusiones vinculan claramente la presencia de agua inyectada con la tendencia a la
compactación del yacimiento, como consecuencia de los intentos de mantenimiento de la presión. La observación de la subsidencia en el
subsuelo resultó mucho más difícil que la observación en superficie.21
En los últimos años, la generación de imágenes
sísmicas utilizando la técnica de lapsos de tiempo
(4D) se ha convertido en una metodología muy
valiosa para los equipos a cargo de los activos de
las compañías en todo el mundo, ya que les permite examinar las propiedades dinámicas de los
yacimientos.22 Sin embargo, la detección y cuantificación de subsidencias de muy escasa magnitud—menos de 2.0 m [6.5 pies] en condiciones
favorables—mediante métodos sísmicos, constituyen una tarea importante. Con este fin, los científicos del Centro de Investigación de
Schlumberger en Stavanger, Noruega, desarrollaron un método nuevo que utiliza técnicas sísmicas
4D para construir mapas de la subsidencia e identificar fallas relacionadas con la misma.23 Las redes
de fallas delinean compartimientos de yacimientos
y también inciden en el flujo del agua de inyección.
El conocimiento de la ubicación de fallas nuevas y
reactivadas y del lugar hacia donde ha migrado el
agua de inyección, es esencial para comprender el
proceso de compactación. Los equipos a cargo de
los activos de las compañías pueden utilizar esta
información como ayuda para definir las características de flujo del yacimiento y evitar peligros
cuando se planifican pozos nuevos.
La subsidencia se puede evaluar mediante la
comparación de imágenes símicas generadas a
distintos tiempos. Para que la comparación sea
efectiva, la repetibilidad de las adquisiciones y
del procesamiento de datos sísmicos es extremadamente importante para el logro de los mejores
resultados posibles. Se han obtenido estimaciones de la subsidencia y de la compactación utilizando el método isocoro, en el cual se comparan
los tiempos de tránsito de dos horizontes de referencia, pero este método depende de la calidad
del picado de los horizontes. En yacimientos
estructural o estratigráficamente complejos, el
picado coherente de los horizontes constituye un
desafío en sí mismo.
Otoño de 2002
500 m
1640 pies
Agua de inyección,
sin compactación
Red de
fallas inicial
Compactación
Sin cambios
Pozos inyectores
Red de fallas derivada del análisis
del cubo de alta resolución
> Mapa de cambios de saturación proyectado sobre el horizonte superior
del yacimiento. Las áreas de color rojo contienen agua de inyección y han
experimentado compactación. Las áreas de color azul contienen agua de
inyección pero no se han compactado. Las áreas de color blanco no han
experimentado inyección ni se han compactado. Las fallas interpretadas
previamente—la red de fallas iniciales (amarillo)—tienen una orientación
eminentemente noreste-sudoeste y, en su mayoría, parecen servir como
conductos para la migración de fluidos dentro del campo. Las fallas derivadas del análisis del cubo de alta resolución (verde) tienen una orientación
noroeste-sudeste y se formaron a partir del proceso de compactación o
fueron reactivadas durante la subsidencia. El área de color negro en el
sector sur del mapa es donde los datos sísmicos están comprometidos
por la presencia de gas encima de la estructura.
El nuevo método elimina este dilema al proporcionar una estimación de la subsidencia y de la
compactación para cada muestra de un volumen
sísmico, lo cual lo convierte en una solución 3D
verdadera. Mediante la aplicación de un algoritmo
desarrollado en 1999, se calculan vectores de desplazamiento a partir de los volúmenes sísmicos
correspondientes a distintos tiempos, en base a la
magnitud del desplazamiento necesario para que
una muestra en el volumen sísmico de referencia
se ajuste a la muestra correspondiente en el volumen sísmico generado con datos adquiridos en
otro momento.24 El resultado es un campo de desplazamiento 3D que representa la distribución de
la subsidencia para el tiempo transcurrido entre el
levantamiento de referencia y el levantamiento
posterior. La derivada de la distribución de la subsidencia equivale a la compactación relativa.
El análisis emplea además un filtro especial
que realza las discontinuidades laterales en las
imágenes sísmicas y genera un cubo de alta resolución. Esto ayuda al intérprete a identificar fallas
sutiles y fracturas, que resultan cruciales para un
análisis global (página anterior).
La dinámica del yacimiento se pone de manifiesto claramente luego de superponer los datos
de compactación y la interpretación detallada de
fallas en un mapa de atributos sísmicos derivados de un proceso de inversión. En este caso se
manifiesta reflejando el fluido contenido en la
formación (arriba). El mapa identifica tres condiciones dentro del yacimiento:
• áreas que contienen agua de inyección y han
experimentado compactación
• áreas que contienen agua de inyección pero no
se han compactado
• áreas que no han experimentado inyección ni
compactación.
Los puntos de control de los pozos se utilizan
para establecer la relación entre estas tres condiciones y los cambios de los atributos sísmicos en
el tiempo. El requisito principal para la construcción de mapas es que los cambios de los atributos sísmicos en el tiempo puedan diferenciar
entre estas condiciones. Esto puede verificarse
representando gráficamente el atributo de compactación en función de otros dos atributos sísmicos relacionados con los cambios temporales en
67
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11/25/02
_ 6000
_12
10:28 AM
_ 10
_8
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_6
_4
_2
0
2
4
VR
S1
Compactación
_ 4000
_ 2000
2000
VRS0
0
El análisis 4D ayuda a definir las características del flujo de fluidos en el yacimiento, para
mejorar los modelos de flujo. A fin de ilustrar
este concepto, se ingresaron las regiones de
agua de inyección—derivadas del análisis—en
el simulador de líneas de flujo FrontSim, para
ayudar a identificar la conectividad entre los
pozos inyectores y los pozos productores (próxima página, arriba). Este método utiliza la técnica de lapsos de tiempo aplicada a datos
sísmicos, para permitir que los equipos a cargo
de los activos de las compañías petroleras observen los procesos dinámicos que tienen lugar en
el yacimiento y sus alrededores, lo cual contribuye al éxito de las etapas de desarrollo y producción al permitir emplazar los pozos en forma
más efectiva.
4000
Agua de inyección
Compactación
Sin cambios
6000
> Tres agrupamientos diferenciados, relacionados con tres condiciones de
control conocidas: agua de inyección, compactación y ausencia de cambios.
Cuando el atributo de compactación se representa gráficamente en función
de otros dos atributos sísmicos relacionados con los cambios temporales en
el espectro de energía reflejada—la descomposición espectral de las reflexiones volumétricas (VRSO y VRS1)—se forman agrupamientos bien distintos, lo cual implica que los atributos sísmicos discriminan entre las tres
condiciones de yacimiento. A cada condición se le asigna un color y se
construye un mapa para la misma. Los puntos azules identifican áreas del
yacimiento con agua de inyección pero sin compactación. Los puntos rojos
son regiones de agua de inyección con compactación y los puntos verdes
son regiones del yacimiento que no han experimentado cambio alguno.
el espectro de energía reflejada: la descomposición
espectral de las reflexiones volumétricas (VRS0 y
VRS1). Aparecen tres agrupamientos o conjuntos
diferenciados que se asocian con tres condiciones
de control conocidas (arriba). El hecho de que los
tres agrupamientos sean diferentes implica que los
atributos sísmicos pueden discriminar entre las
tres condiciones. En una situación ideal, si la repetibilidad de los levantamientos efectuados a distintos tiempos fuera exacta, el agrupamiento “sin
cambios” degeneraría al punto cero. En consecuencia, la dispersión del agrupamiento “sin cambios” indica el error de repetibilidad de las
diferentes mediciones. Por último, en la situación
en que se han producido cambios en la compactación y en el fluido contenido en la formación, la
condición de compactación muestra la mayor dispersión pero cae, sin embargo, dentro de una
región bien definida de la gráfica de interrelación.
68
Este análisis pone de manifiesto la importancia del fallamiento. Las fallas con rumbo nortesur a noreste-sudoeste han sido identificadas
hace mucho tiempo y parecen estar asociadas
con conductos de migración de fluidos dentro del
campo. Las fallas identificadas en el cubo de alta
resolución, que tienen rumbo noroeste-sudeste,
separan las regiones compactadas de las no compactadas y se interpretan como fallas reactivadas. Estas fallas representan un peligro fatal para
los pozos que las atraviesan. Muchas de las
áreas que no muestran cambios, situadas entre
los pozos inyectores y los productores, pueden
contener reservas pasadas por alto. Esta información permite identificar áreas donde Phillips
Petroleum debería emplazar más pozos de producción. Asimismo, ayuda a diseñar los pozos de
manera tal de sortear los peligros asociados con
el cruce de fallas reactivadas por compactación.
Análisis sísmico 4D cuantitativo
Luego de varios años de producción, la utilización
continua de los datos sísmicos también aporta
beneficios a los yacimientos maduros. Si se
toman imágenes sísmicas “instantáneas” a distintos tiempos (4D), durante cada una de las etapas de la vida productiva de un yacimiento, los
equipos a cargo de los activos de las compañías
pueden observar cambios dinámicos en el yacimiento, producidos por las técnicas de producción y de recuperación asistida.25 Esta tecnología
comprobada es aplicable a yacimientos de petróleo y de gas de todo el mundo, pero las interpretaciones han sido eminentemente cualitativas ya
que describen dónde se producen cambios en el
yacimiento pero no cuánto ha cambiado el yacimiento. Los avances registrados en los últimos
tiempos permiten que las técnicas de construcción de mapas cuantitativos prolonguen la vida
productiva de los yacimientos, puesto que revelan reservas pasadas por alto o no barridas. Las
técnicas de construcción de mapas cuantitativos
resultan particularmente valiosas si se combinan
con modelos de simulación de flujo de fluidos en
el yacimiento.
25. Pedersen L, Ryan S, Sayers C, Sønneland L y Veire HH:
“Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring,” Oilfield
Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 32–43.
26. Alsos T, Eide AL, Hegstad BK, Najjar N, Astratti D, Doyen
P y Psaila D: “From Qualitative to Quantitative 4D
Seismic Analysis of the Gullfaks Field,” presentado en la
64ª Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia,
Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.
Eide AL, Alsos T, Hegstad BK, Najjar NF, Astratti D,
Psaila D y Doyen P: “Quantitative Time-Lapse Seismic
Analysis of the Gullfaks Field,” presentado en el Seminario Geofísico de la Sociedad Noruega del Petróleo,
Kristiansand, Noruega, 11 al 13 de marzo de 2002.
Oilfield Review
Page 69
Para poder comprender totalmente estas diferencias, se calibraron varios atributos sísmicos a
condiciones de yacimiento, tales como la saturación. Se utilizó un simulador de yacimientos en
lugar de registros de pozos para correlacionar las
variaciones de saturación con el cambio en los
atributos sísmicos en aquellas zonas del campo
donde se conoce bien el drenaje. Esto porque
sólo unos pocos valores de saturación de petróleo obtenidos de registros de pozos coincidían
con los tiempos de adquisición de los levantamientos sísmicos 4D. Una vez definidas estas
Pozo inyector
> Utilización de datos de cambios en la saturación para actualizar modelos de flujo en el simulador de
líneas de flujo FrontSim. Las líneas de flujo indican los conductos de migración de los fluidos. La densidad de las líneas de flujo es proporcional a los regímenes de flujo y las saturaciones están codificadas en colores, de valores de saturación de agua altos (azul) a valores de saturación de petróleo altos
(rojo). El área en color negro responde a un efecto de visualización que permite examinar las trayectorias de flujo. Como era de esperar, las líneas de flujo parten de los pozos inyectores y terminan en
zonas con altos valores de saturación de agua.
200
Agua de inyección
150
Agua
100
50
Petróleo
Levantamiento de 1999
En el sector noruego del Mar del Norte se
está llevando a cabo un proyecto de construcción
de mapas cuantitativos de la saturación a partir
de datos sísmicos 4D, para contribuir al desarrollo del Campo Gullfaks de Statoil. La Formación
Jurásica Tarbert del Campo Gullfaks es un yacimiento de areniscas de alta calidad, cuya porosidad oscila entre 30 y 35% y cuya permeabilidad
alcanza varios darcies. La complejidad estructural
del campo complica la recuperación eficaz de las
reservas. Se efectuaron tres levantamientos sísmicos que se utilizaron en el proyecto para resolver la compleja distribución de los fluidos dentro
del yacimiento de arenisca. El levantamiento de
referencia se registró en 1985, antes del inicio de
la producción que tuvo lugar en 1986 (abajo, a la
derecha). Se efectuó un levantamiento posterior
en 1995 en una porción del campo ubicada al
norte del área de estudio y los otros dos levantamientos cubrieron todo el campo y se efectuaron
en 1996 y 1999.
Antes del proyecto de construcción de mapas
cuantitativos de la saturación, se confeccionó un
modelo detallado de los yacimientos del Campo
Gullfaks, que se utilizó para la simulación del
flujo de fluidos. Con el programa de simulación
dinámica de yacimientos ECLIPSE, se construyó
un modelo terrestre 4D para comprender mejor la
información sobre el movimiento de fluidos contenida en los datos sísmicos 4D. El modelo terrestre incluía propiedades estáticas, tales como
porosidad y volumen de arcilla, y propiedades
dinámicas, tales como presión de poro y saturación de petróleo. Las propiedades dinámicas se
obtuvieron del simulador de flujo, para las fechas
correspondientes a los tres levantamientos sísmicos; es decir, 1985, 1996 y 1999. También se utilizaron en el modelo terrestre 4D las propiedades
elásticas de las rocas, incluyendo las velocidades
de ondas P y las velocidades de ondas S, derivadas de un modelo de física de rocas, utilizando
datos de núcleos y de registros como datos de
entrada.26 El modelo terrestre 4D debía pronosticar con precisión la respuesta sísmica e identificar y cuantificar las diferencias en la respuesta
sísmica a medida que transcurría la vida productiva del yacimiento.
Levantamiento de 1995
Levantamiento de 1996
10:01 AM
Levantamiento de 1985
11/25/02
Gasto, m3/d x 1000
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Mejoramiento
de la recuperación
0
1986
1990
1994
1998
2002
2006
2010
2014
Año
> Instantánea de la producción del Campo Gullfaks. La producción en el Campo Gullfaks se inició en
1986. El levantamiento sísmico de referencia fue registrado en 1985. Cuando la producción comenzó a
declinar en 1994, se realizaron tres levantamientos a distintos tiempos: uno en 1995, en el sector norte
del yacimiento, y los otros dos cubriendo toda la extensión del yacimiento, en los años 1996 y 1999.
Otoño de 2002
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12:37 PM
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Variación de saturación entre 1985 y 1999
0
Variación de saturación
0.75
> Variación de saturación estimada en la parte superior de la Formación Tarbert en
el Campo Gullfaks entre 1985 y 1999. Los datos de cambios de saturación para la porción superior del yacimiento se obtuvieron de simulaciones de yacimientos realizadas con el programa ECLIPSE y se correlacionaron con el cambio en la intensidad de
las reflexiones en el tope del yacimiento. Las correlaciones se efectuaron en zonas
donde el patrón de drenaje del yacimiento es bien conocido y en los tiempos correspondientes a los levantamientos. El color rojo indica cambios de saturación grandes,
mientras que el azul implica cambios más pequeños. Los círculos amarillos identifican localizaciones de pozos.
Probabilidad que ∆So < 0.1
Probabilidad que 0.1 < ∆So < 0.4
relaciones, se utilizó el cambio en la intensidad
de las reflexiones para generar mapas de cambios de saturación (izquierda).
Para complicar aún más las cosas, el cambio
en la intensidad de las reflexiones sísmicas del
tope de la Formación Tarbert está relacionado no
sólo con el cambio de saturación sino también
con la altura original de la columna de petróleo
(próxima página, arriba). Esta teoría fue comprobada mediante el modelado sintético de un bloque de falla rotado, lo cual demostró el efecto
sísmico tuning en respuesta a la inyección de
agua (próxima página , abajo).27 La incorporación
de la altura original de la columna de petróleo al
grupo de variables aumenta la correlación entre
los atributos sísmicos y los cambios en la saturación de petróleo. Se probaron y aplicaron técnicas
de clasificación sísmica a los modelos de drenaje
de yacimientos, lo cual permitió la identificación
de áreas del campo como drenadas, parcialmente
drenadas o sin cambios desde el momento del
levantamiento original realizado en 1985. Las
indicaciones de áreas no barridas dentro del
campo constituyen la base para la futura planificación de pozos y las estrategias de recuperación
secundaria. Sin embargo, como las distintas clasificaciones se superponen, existe incertidumbre
respecto de la identificación de áreas drenadas y
no drenadas. El equipo a cargo de los activos de
Statoil necesitaba minimizar esa incertidumbre ya
que, en el campo Gullfaks, el costo de un pozo de
producción alcanza los 10 millones de dólares
estadounidenses. La simulación estocástica que
utiliza variables independientes ayudó a estimar
la incertidumbre respecto del cambio de saturación y la probabilidad de que un área se encuentre drenada, parcialmente drenada o no registre
cambios de saturación (abajo).
Probabilidad que ∆So > 0.4
> Mapas de probabilidades del Campo Gullfaks. Se confeccionaron mapas de probabilidades utilizando simulación estocástica, porque las diferentes clasificaciones se superponen. Los mapas describen la probabilidad de que un área se encuentre drenada, parcialmente drenada o no drenada, según sean los
diversos cambios de saturación de petróleo (∆So). El mapa reduce la incertidumbre con respecto a la continuidad del desarrollo porque es cuantitativo y
constituye un dato de entrada más potente para los modelos.
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Oilfield Review
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1985
1985
Roca sello
Tope del yacimiento
Tope del yacimiento
Petróleo
CAP
100 m
Agua
100 m
1999
1999
Roca sello
Tope del yacimiento
Agua que desplazó
al petróleo
Nuevo CAP
Tope del yacimiento
Petróleo
Agua que
desplazó al petróleo
100 m
Agua
100 m
_ 128
127
Impedancia acústica
> Cambios en el yacimiento observados en las imágenes sísmicas 4D. El levantamiento de 1999 (abajo)
muestra claramente el efecto de la producción si se lo compara con el levantamiento de referencia de
1985 (arriba). El cambio en la intensidad de las reflexiones sísmicas del tope del yacimiento Tarbert
está relacionado no sólo con el cambio de saturación sino también con la altura original de la columna
de petróleo. Cuando el agua reemplaza al petróleo, aumenta la impedancia acústica en el yacimiento,
lo cual provoca un efecto de debilitamiento sobre lo que solía ser una respuesta fuerte del tope del
yacimiento. La intensa repuesta sísmica proveniente del contacto agua-petróleo (CAP), observada en
1985, también se ha debilitado debido a la producción. Los colores rojo y amarillo representan una disminución de la impedancia acústica, mientras que los azules indican un aumento. En las secciones
transversales de los modelos que aparecen a la derecha se muestran la estructura, la litología y el
fluido contenido en la formación.
Diferencia de amplitud
(Datos base menos datos de inundación)
Modelo base: yacimiento lleno de petróleo
Tope del yacimiento
Petróleo
Tiempo, ms
1300
Roca sello
1400
1500
Modelo de control: yacimiento inundado por agua
Roca sello
Tope del yacimiento
Agua que
desplazó al petróleo
Agua
Altura original de la columna de petróleo, 0 a 100 m
Energía sísmica reflejada, tope
de la Formación Tarbet +/- 15 ms
Agua
Máximo ~20 m
0.05
Plano > 40 m
0.03
0.01
0
20
40
60
80
100
Altura de la columna de petróleo, m
> Modelado de la respuesta sísmica de un bloque de falla rotado e inundado. Un modelo de un bloque
de falla rotado demostró el efecto sísmico tuning de la respuesta a la inyección de agua (izquierda).
La inundación de un bloque de falla rotado provoca un cambio en la amplitud, a lo largo del contacto
agua-petróleo original, y en el reflector correspondiente al tope del yacimiento (arriba, a la derecha).
La relación entre la intensidad de las reflexiones y la altura original de la columna de petróleo (abajo,
a la derecha), muestra un valor máximo a una altura de la columna de petróleo equivalente a 20 m
[65 pies] y un valor constante a alturas de más de 40 m [130 pies].
Otoño de 2002
El análisis de datos sísmicos 4D permitió
identificar reservas de hidrocarburos no explotadas en yacimientos maduros que se encuentran
en una etapa de producción avanzada. Se utilizan
técnicas de perforación de última generación y
métodos de recuperación secundaria para
extraer las reservas adicionales, lo cual permite
prolongar la vida útil del campo y aumentar el
valor de los activos. Durante los últimos tres
años en el Campo Gullfaks, la técnica sísmica 4D
contribuyó significativamente a la perforación
exitosa de los cinco pozos productivos programados. Como los objetivos remanentes de la perforación de pozos de relleno son ahora pequeños y
más riesgosos desde el punto de vista económico, los análisis cobran mayor importancia.
Prospección con tecnología
Junto con las compañías de servicios, las compañías de E&P tienen grandes intereses en contribuir con el desarrollo de la tecnología sísmica
para crear oportunidades de restitución de reservas, identificar reservas pasadas por alto en los
yacimientos existentes y explotar sus reservas
remanentes en forma más eficaz. El objetivo primordial es extraer un mayor detalle del subsuelo—en el yacimiento y a través de la
sobrecarga—para respaldar las decisiones relacionadas con los campos en un marco temporal
adecuado, desde el correcto dimensionamiento
de las instalaciones hasta la optimización de los
puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento y de la entrada al yacimiento. El respaldo
de tales decisiones impondrá cada vez más exigencias respecto de la calidad de los datos sísmicos, el tiempo de procesamiento, las secuencias
de tareas integradas que utilizan múltiples tipos
de datos, la visualización dinámica 3D y las personas que se especializan en diversas disciplinas.
Las nuevas tecnologías sísmicas seguirán ayudando a encontrar nuevas áreas prospectivas en
escenarios desafiantes, y las técnicas de procesamiento innovadoras revelarán áreas prospectivas que, aunque cuentan con levantamientos
sísmicos, son consideradas de alto riesgo por
falta de claridad. Las aplicaciones sísmicas exitosas son numerosas y continúan aumentando. Por
todo lo expuesto, la vida de un yacimiento nunca
fue tan productiva como ahora.
—MG
27. Tuning es el fenómeno de interferencia constructiva o
destructiva de las ondas provenientes de eventos o reflexiones estrechamente espaciados. En este caso, con un
espaciamiento menor a un cuarto de longitud de onda,
las reflexiones experimentan interferencia destructiva y
producen un solo evento de baja amplitud. Con espaciamientos de más de un cuarto de longitud de onda, las amplitudes se reducen y el evento puede resolverse como
dos eventos independientes. El espesor del efecto tuning
es el espesor de la capa en el que dos eventos se hacen
indistinguibles en el tiempo, y su conocimiento es importante para los intérpretes sísmicos que estudian yacimientos delgados.
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Colaboradores
Syed Ali es científico de investigación senior de
ChevronTexaco Exploration & Production Technology
Company en Houston, Texas, EUA. Allí provee servicios de asesoramiento técnico, capacitación y recomendaciones a ingenieros en temas relacionados con
la interacción del sistema roca-fluido, acidificación de
areniscas, control de daño de formación, química de
fluidos, terminación de pozos horizontales, fracturamiento hidráulico seguido de empaque de grava, empaque con agua a altos regímenes y mineralogía de
formaciones. En 1976 ingresó en Gulf Research &
Development Company en Houston como geólogo de
proyecto y luego se convirtió en geólogo de proyecto
senior. Después de desempeñarse como sedimentólogo para Sohio Petroleum Company en San
Francisco, California, EUA, trabajó para Gulf Science
& Technology Company en Pensilvania, EUA, como
geólogo de investigación senior. Desde 1981 hasta
1984, se desempeñó como geólogo senior de planta en
Gulf Oil Exploration & Production Company en Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA. Posteriormente ingresó en
Chevron Production Company, en Nueva Orleáns, durante los siguientes diez años trabajó como supervisor
del Laboratorio Tecnológico de Ingeniería. Antes de
ocupar su posición actual en 1999, fue asesor técnico
de Chevron en Nueva Orleáns. Prolífico autor y especialista en control de daño de formación y acidificación de areniscas, Syed obtuvo una licenciatura y una
maestría de la Universidad de Karachi, en Pakistán;
una maestría de la Universidad Estatal de Ohio en
Columbus, EUA; y un doctorado del Instituto
Politécnico Rensselaer en Troy, Nueva York, EUA.
Trine Alsos es geofísico del Centro de Investigación y
Tecnología de Statoil ASA en Trondheim, Noruega. Allí
trabaja en el control geofísico de yacimientos, dedicándose especialmente a levantamientos sísmicos que
aplican la técnica de lapsos de tiempo. Trabaja en la
empresa desde 1998. Trine obtuvo una maestría en
matemática industrial de la Universidad Noruega de
Ciencia y Tecnología de Trondheim.
Donatella Astratti trabaja como geocientífica de
yacimientos senior de WesternGeco. Reside en
Gatwick, Inglaterra, desde 1997. Allí se ha ocupado
del modelado 3D de yacimientos utilizando técnicas
geoestadísticas, interpretación cuantitativa 4D,
caracterización de fracturas a partir de datos sísmicos, estratigrafía secuencial, modelado de velocidad
para conversión de tiempo a profundidad e inversión
de trazas. Trabajó en caracterización 3D de yacimientos en Kappa, en interpretación cuantitativa 4D en los
campos Gullfaks y Statfjord en el Mar del Norte, y en
proyectos en Australia, Turkmenistán y Omán.
Comenzó su carrera como geocientífica de yacimientos senior en ENI-Agip en Milán, Italia, en 1985.
Desde 1994 hasta 1997, se desempeñó como geocientífica de yacimientos senior y como gerente de proyecto
para NAOC Ltd. en Port Harcourt, Nigeria, trabajando
en manejo de yacimientos y en el cálculo de reservas
de un campo petrolero de Nigeria. Donatella obtuvo
una maestría (con mención honorífica) en ciencias
geológicas de la Universidad de Bolonia, en Italia.
72
Joseph Ayoub se desempeña como consultor del Centro
de Tecnología de Servicios al Pozo de Schlumberger en
Sugar Land ,Texas. Trabajó para Schlumberger desde
1979 en EUA, Europa, África y Medio Oriente. Su participación resultó crítica para la ingeniería y el lanzamiento de terminaciones utilizando la técnica de
fracturamiento hidráulico combinado con empaque
de grava en el Golfo de México, a comienzos de la
década de 1990. Autor de numerosos artículos sobre
pruebas de pozos y fracturamiento hidráulico, integró
la Comisión de Revisión Editorial de la SPE y varias
comisiones de programas de la SPE en EUA y Europa,
incluyendo la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, EUROPEC, y la Conferencia Europea sobre
Daño de Formación. También se desempeñó como
Conferenciante Ilustre de la SPE desde 1998 hasta
1999. Joseph es graduado de la Ecole Centrale de
Paris, Francia.
Alexander Bary trabaja como ingeniero de perforación senior en Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH
(KBB) en Hannover, Alemania, desde el año 2001. Allí
ha estado a cargo de la ingeniería de pozos, la programación de operaciones y la estimación de costos de
proyectos, para proyectos de disolución local y almacenamiento subterráneo de gas, en Europa, África y
Asia. Además se encarga de promover la integración
de sistemas de manejo de QHSE de Schlumberger y
tecnología innovadora en la organización KBB. Finalizados sus cursos de capacitación en Europa, comenzó
su carrera en la división de Manejo Integrado de
Proyectos (IPM, por sus siglas en inglés) de
Schlumberger en 1996, en Port Gentil, Gabón, como
ingeniero de pozos júnior en el proyecto Rembou de
Chauvco y en el proyecto Rabi de Shell. Desde 1997
hasta 1998, se desempeñó como ingeniero de pozos
júnior y luego como ingeniero de pozo en el proyecto
Urdaneta de Shell Venezuela SA en Maracaibo. Al año
siguiente, se convirtió en ingeniero de pozo para el
proyecto de Energía de Sakhalin (Federación Rusa).
Desde 1999 hasta 2000, se desempeñó como ingeniero
de pozo e ingeniero InTouch en el Centro de Soporte
IPM en Londres, Inglaterra. Sus otros proyectos de
IPM incluyeron trabajos en el Proyecto de
Almacenamiento Subterráneo de Gas de Intergen en
Aberdeen, Escocia, el proyecto Canuko en el área
marina de Luanda, Angola, y el desarrollo de yacimientos satélites del Mar del Norte. Ganador de un
premio del programa Performed by Schlumberger en
el año 2001, Alex obtuvo una maestría en ingeniería
de yacimientos de la Universidad Técnica de Delft,
Países Bajos.
Marcelo Benabentos es geofísico principal y gerente
de desarrollo de negocios del grupo Servicios Sísmicos
de Yacimientos (SRS, por sus siglas en inglés) para
Latinoamérica de WesternGeco. Está radicado en
Houston, Texas. Sus responsabilidades se dividen
entre operaciones de mercadeo para Latinoamérica y
soporte geofísico en el grupo SRS. Entre sus funciones
actuales se encuentran la introducción de nuevas tecnologías para resolver problemas de yacimientos relacionados con litología, fluidos y presión de poro
dentro del mercado de Latinoamérica. Comenzó su
carrera en 1980 como jefe del grupo de procesamiento
para Geophysical Services Inc. en la Argentina. Desde
1983 hasta 1985, se desempeñó como jefe del grupo de
procesamiento senior de la compañía en la Argentina.
Pasó los siguientes cuatro años en Colombia, donde
estuvo a cargo de la coordinación del procesamiento
de datos 2D y 3D en Colombia y Ecuador. En 1990,
pasó a desempeñarse como gerente del centro de
Servicios Geofísicos de Halliburton en Colombia y fue
designado geofísico de área para Latinoamérica en
1992. En 1994, se convirtió en geofísico senior de procesamiento 3D para Western Geophysical y el año
siguiente fue nombrado gerente de procesamiento de
datos para Colombia y Ecuador. En 1998, pasó a
desempeñarse como gerente de proyectos especiales
para Latinoamérica. Antes de ocupar su posición
actual en 2001, fue geofísico senior para el grupo SRS
de WesternGeco en Houston. Marcelo posee licenciaturas en física de la Universidad La Plata y de la
Universidad Nacional de La Plata, ambas en
Argentina.
Heinz Berger es ingeniero de servicios públicos y se
desempeña como gerente de operaciones para almacenamiento subterráneo de gas en EWE
Aktiengesellschaft en Oldenburg, Alemania. Graduado
de Fachhochschule Muenster, en Alemania, Heinz trabaja en la compañía desde 1987.
Kenneth Brown trabaja como ingeniero de petróleo
senior en la división de Servicios de Datos y
Consultoría de Schlumberger, en Pittsburgh,
Pensilvania, desde 1997. Entre sus misiones más
recientes se encuentran el diseño y análisis de pruebas de presiones transitorias para pozos de eliminación de aguas residuales, estimación de reservas,
análisis económicos de propiedades de producción,
análisis y optimización de yacimientos de almacenamiento subterráneo de gas, desarrollo de bases de
datos de producción y estudios de pozos de relleno
para recuperación térmica. Comenzó su carrera en
1981 como ingeniero de producción y de yacimientos
para Marathon Oil Company, en Lafayette, Luisiana.
Desde 1986 hasta 1987, fue consultor para Pennoke
Consulting Company en Pensilvania. En 1987, se trasladó a Shell Western Exploration & Production Co. en
Bakersfield, California. Durante los siguientes cuatro
años trabajó como ingeniero de yacimientos, responsable de la vigilancia rutinaria de yacimientos en el
proyecto de recuperación térmica del campo South
Belridge, el cual incluye 1500 pozos. En 1991, fue vicepresidente de Resource Services, Inc. en Westerville,
Ohio, una empresa consultora en ingeniería ambiental. Durante los dos años siguientes se desempeñó
como gerente de ingeniería de Oil & Gas Tek, Inc. en
Houston, Texas. Antes de ocupar su posición actual, se
desempeñó como ingeniero de yacimientos en Michigan
Consolidated Gas Company, en Detroit, EUA. Allí estuvo
a cargo de un importante proyecto de medición electrónica de flujo para pozos de almacenamiento de gas. Ken
obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería de
petróleo y de gas natural de la Universidad Estatal de
Pensilvania, en University Park.
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Fritz Crotogino es el Jefe del Departamento de
Geoingeniería de Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH
(KBB), en Hannover, Alemania. Posee amplios conocimientos en tecnología general de cavernas, almacenamiento de energía en forma de aire comprimido
(CAES, por sus siglas en inglés), y reevaluación de
cavernas y minas de sal. Ingresó en KBB en 1977 y se
desempeñó como subgerente de proyecto para el desarrollo de una planta de almacenamiento de gas natural
en cavernas en Dinamarca, proyectos CAES y desarrollo de tecnología de eliminación de residuos en cavernas y abandono de cavernas. Autor de numerosos
artículos, Fritz estudió ingeniería de procesos en la
Universidad de Hannover, graduándose como ingeniero
en 1973. Integró varias comisiones del Instituto de
Investigación de Métodos de Disolución Local y fue su
presidente en el año 2001.
Lennert den Boer trabaja como geofísico de investigación senior para el departamento de Investigación y
Desarrollo de Caracterización de Yacimientos de
WesternGeco. Está radicado en Calgary, Alberta,
Canadá. Ingresó en Western Geophysical en Calgary en
1983 como geofísico de proyectos especiales. Allí procesó datos de perfiles sísmicos verticales (VSP, por sus
siglas en inglés) y datos sísmicos marinos y terrestres
2D y 3D. En 1986 se incorporó al grupo de Geociencias,
donde desarrolló un programa de computación de inversión sísmica y trabajó en el seguimiento de proyectos de recuperación asistida de petróleo. En 1990 fue
transferido a Londres para ingresar al departamento
de Investigación y Desarrollo de Caracterización de
Yacimientos, donde ayudó a desarrollar el sistema geoestadístico SigmaView. En el año 2001 fue transferido
a WesternGeco Canadá en Calgary, donde actualmente
está trabajando en Investigación y Desarrollo para el
sistema EarthGM 3D y en proyectos asociados de
caracterización de yacimientos. Lennert posee una
licenciatura en geofísica de la Universidad de la
Columbia Británica, Vancouver, Canadá.
Jean Desroches se desempeña como jefe de sección
de modelado y mecánica en el departamento de
Aplicaciones de Ingeniería del Centro de Productos de
Sugar Land, en Texas, desde 1998. En 1990, después de
trabajar como ingeniero de investigación para
Observatoires Volcanologiques y luego para
CNRS/Institut de Physique du Globe en Francia,
ingresó en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, como científico de investigación adjunto. Allí trabajó en el desarrollo de modelos únicos para fracturamiento
hidráulico. Entre 1995 y 1998, fue ingeniero senior en
la división de Servicios al Pozo de Schlumberger en
Sugar Land, donde se desempeñó como especialista en
el campo de las mediciones de esfuerzos. Autor de numerosos artículos científicos, Jean obtuvo una maestría en ingeniería geológica de la Ecole Nationale
Supéricure de Geologie de Nancy; una maestría en geofísica del Institut National Polytechnique de Lorraine;
y un doctorado en geofísica de la Universidad de París,
todos en Francia.
Otoño de 2002
Nader Dutta se desempeña como geocientífico en jefe
de WesternGeco en Houston, Texas. Está a cargo de
todas las actividades relacionadas con la tecnología de
fondo de los servicios sísmicos de yacimientos. Ingresó
en la industria hace 26 años con la compañía Shell Oil
Co. Se retiró de Shell como geofísico de planta en 1986
e ingresó en el Centro de Tecnología de Arco como
director del grupo de Interpretación Geosísmica. Tres
años después, se convirtió en geofísico consultor global
en el grupo de Aguas Profundas de BP, en Houston. En
1999, ingresó en la División Inteq de Baker Hughes
como asesor científico senior. Hasta el año 2001, fue
gerente de desarrollo de negocios estratégicos y gerente de operaciones a nivel mundial de generación de
imágenes de litología, fluidos y presión en la división
de Servicios Sísmicos de Yacimientos de WesternGeco.
Poseedor de una licenciatura de la Universidad de
Allahabad en India y de una maestría y un doctorado
en física de la Universidad de California, Nader ha trabajado en diversos aspectos de la propagación de
ondas sísmicas, incluyendo geofísica de pozo, física de
rocas, modelado de cuencas y tecnología de adquisición de datos sísmicos y presión de poro durante la
perforación, como inventor y gerente de tecnología. Es
autor de más de 50 publicaciones, incluyendo el libro
Geopresión.
Alfhild Eide es ingeniero de planta para el Centro de
Investigación y Tecnología de Statoil ASA, en
Trondheim, Noruega. Trabaja en geoestadística, modelado de yacimientos y estudios sísmicos 4D. Entre 1992
y 1994, fue científico de investigación en el Centro de
Computación Noruego en Oslo. Desde 1995 hasta 1999,
fue auxiliar de investigación en la Universidad Noruega
de Ciencia y Tecnología (NTNU) en Trondheim, donde
obtuvo un doctorado en estadística. Alfhild también
posee una maestría en matemática industrial de la
Universidad Técnica Noruega en Trondheim.
Joseph Frantz es gerente de operaciones para la división de Servicios de Datos y Consultoría de
Schlumberger. Está radicado en Pittsburgh,
Pensilvania. Después de graduarse en la Universidad
Estatal de Pensilvania en University Park en 1981
como licenciado en ingeniería de petróleo y de gas
natural, ingresó en Getty Oil/Texaco en California.
Entre 1982 y 1988, trabajó en ingeniería de yacimientos, perforación, terminación, estimulación y producción. Durante los dos años siguientes estuvo en
Houston, donde trabajó en los centros de Investigación
y Desarrollo de la compañía como ingeniero de simulación de yacimientos. En 1990, ingresó en S.A. Holditch
& Associates en Pittsburgh, donde trabajó en proyectos de yacimientos y proyectos relacionados con campos petroleros. Fue nombrado gerente de proyecto y
luego designado gerente de división y vicepresidente
de la oficina de Pittsburgh en 1997. Autor de más de 40
artículos técnicos, también dictó cursos industriales
de inyección de vapor de agua, análisis de datos de
producción, fracturamiento hidráulico, metano de
capas de carbón y lutitas gasíferas.
Jeff Groner es el actual líder de Manejo del Cambio
en Tecnología de la Información (TI) para Conoco Inc.
en Houston, Texas. Allí lidera un proyecto de cambio
escalonado global en la capacidad y los servicios de TI
para Conoco. En sus 26 años con Conoco, ha estado
ocupado en desarrollo de sistemas de aplicación, liderazgo de proyectos de sistemas de aplicación, y desarrollo y soporte de sistemas ejecutivos de manejo.
Durante los últimos nueve años estuvo ocupado en
manejo de TI. Jeff obtuvo una licenciatura en contabilidad de la Universidad Estatal de Oklahoma EsteCentral en Ada, EUA.
Larry Gutman tiene más de 27 años de experiencia en
el negocio de exploración de petróleo y servicios petroleros. Su carrera ha incluido diversas funciones técnicas, gerenciales y de mercadeo, en EUA, Europa y Asia.
Actualmente se desempeña como ejecutivo de programas globales para el Programa de Derivación a
Terceros de Conoco, que implica la derivación a terceros del manejo de datos de exploración y producción
para esa compañía. Previamente fue vicepresidente de
operaciones de GeoQuest (2000-2001) y vicepresidente
de TI y manejo de datos de la misma empresa (19972000). También fue vicepresidente de TI de
Schlumberger, a cargo de la organización de una función de TI corporativa para Schlumberger Limited y
del exitoso esfuerzo de implementación de la aplicación de computación de negocios integrados SAP a través de todas las líneas de productos de Schlumberger
Oilfield Services. Larry obtuvo una licenciatura en
ingeniería eléctrica del Instituto de Tecnología de
Georgia, Atlanta, EUA.
Michael Halper trabaja para DeXa.Touch*/Global
Infrastructure Services, dentro del grupo de
Soluciones de Red y de Infraestructura de
Schlumberger en Houston. Sus esfuerzos se han concentrado fundamentalmente en el mercadeo de las
comunicaciones y el manejo de productos. Luego de
obtener una licenciatura en administración de empresas de la Universidad Estatal Stephen F. Austin en
Nacogdoches, Texas, ingresó en Compaq Computer
Corporation como representante de ventas en 1998.
Antes de ocupar su posición actual en el año 2001, se
desempeñó como gerente de programas de mercadeo
para Compaq en Houston. Allí estuvo a cargo del desarrollo, la implementación y el mantenimiento de programas de mercadeo para el grupo de servidores
empresariales de Compaq.
Trevor Harvey trabaja en BP en Aberdeen, Escocia,
desde 1985, desempeñando roles clave en estrategia
de infraestructura, manejo y consultoría de TI. Entre
sus numerosos logros en BP se encuentra el fomento
exitoso de desarrollos de infraestructura estratégica,
incluyendo las redes de socios extranet a comienzos de
la década de 1990 y el más reciente proyecto de fibra
óptica en el Mar del Norte central. Antes de trabajar
en BP, trabajó como ingeniero electrónico calificado
en sistemas de simulación de radar a bordo de aeronaves en la industria de defensa. Trevor también trabajó
para MD Technology, una compañía pionera en sistemas de generación de imágenes de cuerpo entero
mediante resonancia magnética.
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Michael Henzell es coordinador de Servicios de
Asistencia en Control de la producción de arena e
ingeniero InTouch para Herramientas de Terminación
y Servicios de Bombeo de Schlumberger. Está radicado en Rosharon, Texas. Como ingeniero InTouch ha
estado a cargo de los pedidos de asistencia, el soporte
de campo global y la actualización de manuales técnicos y catálogos de productos desde el año 2001. Comenzó su carrera en 1986 como supervisor de pasantes
para Terra Mar Co. Ltd. en Trinidad. Cinco años después, ingresó en Tucker Energy en Trinidad como ingeniero de servicios de campo. También trabajó para
Halliburton en Maracaibo, Venezuela, y como gerente
de país a cargo del mejoramiento de la producción en
Bolivia (de 1994 a 1997). Entre 1997 y 1998, se desempeñó como ingeniero de campo especialista en control
de la producción de arena y en terminación de pozos
para Schlumberger Dowell, en Asia del Este, Malasia,
y luego como gerente de operaciones y de proyecto en
Taiwán, República de China. En 1999 trabajó como
ingeniero técnico y de operaciones, responsable de los
servicios de terminación y control de la producción de
arena para las terminaciones del yacimiento Sakhalin
(Rusia). Posteriormente, fue gerente técnico de la
división de Servicios de Producción de Pozos para el
occidente de Venezuela. Mike obtuvo un diploma de la
Universidad de Cambridge del Queens Royal College,
Puerto España, Trinidad, y posee una licenciatura en
ingeniería mecánica.
Franklin Maness es gerente de programas para el
grupo de Soluciones de Red y de Infraestructura de
Schlumberger en Houston, Texas. Allí se responsabiliza de la supervisión de todas las actividades de TI
relacionadas con el contrato de derivación a terceros
con la Rama Médica de la Universidad de Texas, en
Galveston. Previamente, fue gerente de servicios globales a cargo de la supervisión de todo el soporte contractual para los clientes de Cable & Wireless Omnes,
en el área de Dallas (de 1996 a 1999). También se
desempeñó como oficial de manejo de la información
en el 13er.Grupo de Finanzas del Ejército de los EUA
(de 1992 a 1996). Franklin obtuvo una licenciatura en
finanzas de la Universidad de Carolina del Norte en
Greensboro, EUA.
Michael Livingstone se desempeña como geocientífico para la división de Servicios Sísmicos de
Yacimientos de WesternGeco en Aberdeen, Escocia.
Allí trabaja actualmente en inversión de trazas e interpretación sísmica de componentes múltiples (4C)
en el campo Chestnut. Sus responsabilidades principales comprenden la ejecución de trabajos de interpretación y procesamiento interpretativo, incluyendo
inversión, variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO) y análisis de atributos. Comenzó en
Western Geophysical como geofísico de interpretación
júnior en 1998. Fue trasladado a Aberdeen en el año
2001. Michael posee una licenciatura (con mención
honorífica) en geología y geología del petróleo de la
Universidad de Aberdeen.
Klaus-Uwe Mohmeyer es ingeniero mecánico y se
desempeña como ingeniero de mantenimiento para la
central de energía Farge de E.ON Kraftwerke GmbH
en Bremen, Alemania. Graduado de Fachhochschule
Bremen en Alemania, trabaja en E.ON Kraftwerke
GmbH desde 1973.
Subhashis Mallick obtuvo una licenciatura en ciencias geológicas en 1976 y una maestría en geofísica en
1978, ambas del Instituto de Tecnología, Kharagpur,
India. Luego de trabajar cinco años en la industria del
petróleo, estudió en la Universidad de Hawai, donde
obtuvo un doctorado en geología y geofísica en 1987.
Entre 1988 y 1990, fue sismólogo auxiliar en la
Facultad de Ciencias Oceánicas y de la Tierra y
Tecnología, Universidad de Hawai, donde trabajó en
los aspectos generales de la propagación de ondas sísmicas. En 1991, se incorporó a la división de
Investigación y Desarrollo Geofísicos de Western
Geophysical. Actualmente se desempeña como científico principal de investigación en WesternGeco en
Houston, Texas. Sus intereses en términos de investigación incluyen modelado e inversión sísmicos, técnica AVO, sismología de componentes múltiples y
caracterización de yacimientos.
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Ian McPherson es gerente del segmento de
Conectividad Remota Global para Servicios Marinos
de Datos (DMS, por sus siglas en inglés) de
Schlumberger. Está radicado en Aberdeen, Escocia.
Allí se responsabiliza por el mercadeo y las técnicas
de los servicios de conectividad remota en todo el
mundo. Tiene más de 25 años de experiencia en la
industria del petróleo y del gas, tanto en adquisición
de datos sísmicos como en telecomunicaciones. Ha
estado en DMS doce años y fue director de la compañía durante cinco años. También estuvo cinco años en
la Marina Mercante Británica como oficial de radio y
electrónica. Ian se graduó en mercadeo en la
Universidad de Napier en Edimburgo, Escocia.
Hugo Morales es ingeniero principal en la división de
Servicios de Producción de Pozos de Schlumberger en
Houston, Texas. Se especializa en mecánica de rocas,
control de la producción de arena y fracturamiento de
yacimientos no consolidados. Trabaja en
Schlumberger desde hace doce años. Sus áreas de
interés incluyen terminación y producción de pozos.
Hugo obtuvo un doctorado de la Universidad de Utah,
en Salt Lake City, EUA; una maestría de la
Universidad Estatal de Utah en Logan; y una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad Técnica de
Oruro, Bolivia.
Michael Nickel es geocientífico de investigación
senior del Instituto de Investigaciones de
Schlumberger en Stavanger, Noruega. Además de dirigir proyectos de investigación que involucran compañías de energía locales y mundiales, es responsable
del desarrollo de algoritmos y procedimientos para la
caracterización de yacimientos y para el análisis de
datos sísmicos de componentes múltiples y de técnicas de lapsos de tiempo. Entre 1985 y 1991, estudió
ingeniería eléctrica en Rheinisch Westfaelische
Technische Hochschule en Aachen, Alemania, y luego
realizó un intercambio cultural en la Universidad
Noruega de Ciencia y Tecnología (NTNU) en
Trondheim, Noruega, donde se graduó con mención
honorífica. En 1989, obtuvo una beca de la Unión
Europea como estudiante visitante en IBM Essonnes,
Francia, donde trabajó en el desarrollo de un circuito
integrado de multiplicación digital. Entre 1995 y 1997,
se desempeñó como ingeniero de proyecto en SintefUnimed en Trondheim, donde desarrolló algoritmos de
procesamiento de imágenes para la generación de imágenes ultrasónicas para uso en medicina. En 1997 terminó
su doctorado en generación de imágenes ultrasónicas
para uso en medicina en la Universidad NTNU.
David Norman es consultor de investigación, integrante del Equipo de Ingeniería de Terminación de
Pozos de la Unidad de Evaluación y Optimización de
la Producción de ChevronTexaco Exploration &
Production Technology Company. Reside en el Centro
de Tecnología de Perforación de ChevronTexaco en
Houston. Posee una licenciatura en química del
Mississippi College, Clinton, EUA. Luego de trabajar
para la obtención de una maestría en química en la
Universidad de Southern Mississippi en Hattiesburg,
en 1976, David ingresó en IMCO Services como ingeniero especialista en fluidos de perforación y de terminación. Entre 1978 y 1998, trabajó para Dowell y
Schlumberger en el área de la Costa del Golfo, proveyendo soporte de campo para operaciones de intervención de pozos y mejoramiento de la producción, y
posteriormente trabajó en proyectos en América del
Norte y del Sur, Asia y Europa. Además de su importante aporte al desarrollo de técnicas de control de la
producción de arena, especialmente tecnología de
fracturamiento hidráulico combinado con empaque
de grava, David también desarrolló la primera utilización de sistemas de fluidos viscoelásticos para fracturamiento hidráulico y recibió una patente por esta
labor. Además, es coautor del capítulo Acidificación
de Areniscas de la 3ª Edición de Estimulación de
Yacimientos. Desde que ingresó en Chevron como
especialista en ingeniería de terminación de pozos en
1998, trabajó en proyectos en el Golfo de México,
África Occidental, el Mar del Norte, China, Indonesia
y Medio Oriente.
Stephen Pickering, es gerente de mercadeo de la
división de Servicios Sísmicos de Yacimientos de
WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Allí se concentra
en la utilización de los estudios sísmicos para mejorar
el manejo de los yacimientos. Su primer trabajo fue
como analista de datos sísmicos en Western
Geophysical. En 1981, ingresó en Hamilton Oil como
intérprete y trabajó principalmente en zonas del Mar
del Norte, incluyendo la evaluación del campo Bruce.
Entre 1989 y 1995, fue gerente de exploración para el
Reino Unido y Europa en Hamilton Oil. Luego de
pasar a BHP Petroleum, desempeñó el cargo de
gerente de tecnología de exploración teniendo como
principal responsabilidad la evaluación de áreas prospectivas y el manejo de la cartera de inversiones. Se
reintegró en Western Geophysical en 1999. Actual
vicepresidente de la Sociedad de Exploración de
Petróleo de Gran Bretaña, Stephen obtuvo una licenciatura en geología del Politécnico de Kingston, una
maestría en estratigrafía de la Universidad de
Londres y una maestría en administración de empresas de la Universidad Abierta de Milton Keynes, todos
en el Reino Unido.
Oilfield Review
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Bernhard Prevedel ingresó en Preussag Erdol &
Erdgas en Alemania en 1982, luego de graduarse como
ingeniero de petróleo de la Universidad de Minería de
Leoben en Austria. Después de dos años de trabajo
como ingeniero especialista en perforación y levantamientos direccionales en Europa y Medio Oriente, se
convirtió en coordinador de operaciones de perforación direccional en Alemania. En 1986 fue designado
gerente del departamento de Ingeniería de Servicios
Direccionales de Preussag. En 1990, ingresó en
Anadrill en Sugar Land, Texas, para dirigir el grupo de
tareas del Sistema Orientable Integrado ISS* y ayudar
a desarrollar las herramientas PowerPak* y
GeoSteering*. Tres años después fue designado
gerente de la línea de productos de herramientas de
perforación, responsable de la ingeniería, la fabricación y el soporte de los equipos de perforación de
Anadrill. En 1993, fue transferido a Geco-Prakla en
Hannover, Alemania, para desempeñarse como gerente
de la línea de productos de fuentes terrestres, convirtiéndose en gerente de centro en 1995. En 1997 se
incorporó a la división de Manejo Integrado de
Proyectos (IPM) de Schlumberger en Londres,
Inglaterra, como gerente de desarrollo de negocios de
IPM para la ex-Unión Soviética (CIS) y Asia central.
Entre 1999 y 2001, fue gerente de desarrollo de negocios de Schlumberger Oilfield Services para Europa
continental. Después de su participación en la adquisición de KBB, Bernhard fue nombrado gerente de desarrollo de negocios de Gas@SLB.
Nae-Kan Ren es el gerente de Mercadeo de Desarrollo
de Yacimientos de Schlumberger Oilfield Services en
Pekín, China. Allí se responsabiliza por el desarrollo y
la expansión del negocio de Schlumberger en China,
en áreas terrestres y marinas. Previamente, estuvo con
Schlumberger Dowell, en China, a cargo de la expansión del servicio de estimulación y cementación de
Dowell en China. Comenzó su carrera en 1979 en el
Laboratorio de Investigación y Desarrollo de Mecánica
de Rocas de Dowell, en Tulsa, Oklahoma. Durante los
siguientes seis años trabajó como ingeniero, después
como ingeniero de investigación y luego como ingeniero de investigación senior. Ayudó a desarrollar técnicas innovadoras para la determinación de esfuerzos
locales. Entre 1985 y 1990, fue gerente técnico del
Departamento Internacional de Dowell en Houston,
Texas. Allí estuvo a cargo de la asistencia técnica, la
coordinación, la gerencia y las ventas para el negocio
internacional en servicios de estimulación, terminación y manufactura. El año siguiente se desempeñó
como especialista en estimulación de Dowell en
Singapur, supervisando el negocio de estimulación y el
soporte técnico, de ventas y de mercadeo en Taiwán,
China, Japón, Indonesia, Malasia, Australia y Arabia
Saudita. Entre 1991 y 1996, fue gerente de país en
Taipei, Taiwán. Nae-Kan posee una licenciatura en
minería e ingeniería de petróleo de la Universidad
Nacional Cheng-Kung de Taiwán, República de China,
y una maestría en ingeniería minera de la Universidad
de Wisconsin en Madison, EUA.
Paul Price es gerente de Desarrollo de Negocios para
Herramientas de Disparos Operadas a Cable,
Terminaciones Frente a la Formación y Sistemas de
Herramientas de Schlumberger. Está radicado en
Rosharon, Texas. Ingresó en Schlumberger en 1983
como ingeniero de campo para trabajar en cementación, control de la producción de arena y estimulación
en Berwick y Houma, Luisiana. En 1988, pasó a desempeñarse como gerente de servicios de campo para operaciones de control de la producción de arena en
Freeport, Texas. Su posición siguiente fue la de ingeniero de distrito para operaciones de control de la producción de arena en el sector norte de la Costa del
Golfo (NGC) en Nueva Orleáns, Luisiana (de 1989 a
1990). Luego fue trasladado a Tulsa, Oklahoma, como
ingeniero de desarrollo para productos químicos de
campos petroleros (de 1991 a 1992). Durante los
siguientes tres años se desempeñó como ingeniero de
Servicios de Diseño y Evaluación para Clientes
(DESC*), trabajando en proyectos para Conoco y
Ocean Energy en Lafayette, Luisiana. Entre 1997 y
1999, se desempeñó como ingeniero técnico del
GeoMarket* NGC para operaciones de estimulación y
control de la producción de arena en Nueva Orleáns.
Antes de ocupar su posición actual en el año 2001, fue
gerente de ingeniería, en la división de Servicios al
Pozo de NGC. Ingeniero profesional matriculado en
Texas, Oklahoma y Luisiana, Paul obtuvo licenciaturas
en ingeniería química e ingeniería de petróleo de la
Universidad Estatal de Mississippi y una maestría en
estudios avanzados de petróleo del Institut Français
du Petrole en París, Francia.
Catherine Robertson es líder del Equipo Fibre and
Beyond de BP en Aberdeen, Escocia. Allí dirige dos
subsidiarias de propiedad exclusiva de BP: Fibre Cable
Company (FCC) y Central North Sea Fibre
Telecommunications Company (CNSFTC). Catherine
es responsable de operaciones y ventas, y mercadeo de
ambas compañías. Trabaja en BP desde hace más de
veinte años. Gran parte de su experiencia reside en el
negocio digital y en otros roles, incluyendo el de
gerente de proyecto para el tendido de cables de fibra
óptica, gerente de programas de comercio electrónico,
gerente de información de negocios. Miembro de la
Sociedad de Computación Británica, Catherine es graduada en informática de la Universidad Heriot-Watt en
Edimburgo, Escocia.
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Lee Robertson es líder de Principios de Consultoría y
Prácticas de InfoSec para Soluciones de Red y de
Infraestructura de Schlumberger. Está radicado en
Houston, Texas. También fue gerente del programa de
integración de redes de WesternGeco e integró al
grupo de WesternGeco en la red de Schlumberger.
Además, fue jefe de seguridad de TI en los Juegos
Olímpicos de Invierno de 2002 de Salt Lake City en
Utah. Comenzó su carrera en 1989 como supervisor de
turnos y analista en el 41er Batallón de Soporte de
Señales del Ejército de EUA en Corea. Entre 1990 y
1992, fue analista de redes y administrador del sistema
de red de área local (LAN) para la 82da División Aérea
del Ejército de EUA, en el Fuerte Bragg, Carolina del
Norte. Durante los siguientes tres años se desempeñó
como analista de redes senior en la División Aérea del
Ejército de EUA, en el Fuerte Bragg. En 1995, ingresó
en Schlumberger Omnes en Houston como gerente
técnico de red de área amplia (WAN) y de seguridad.
Sus responsabilidades incluían el manejo de más de
600 direccionadores (enrutadores) y 20 barreras de
protección (firewalls) de Internet. Entre 1996 y 1998,
fue gerente senior de soporte técnico para
Schlumberger Omnes en Houston, donde permaneció
los dos años siguientes como gerente del Centro de
Manejo de Servicios de Schlumberger Omnes, antes de
asumir su posición actual en el año 2000.
Walter Sawyer se desempeña como consultor principal de simulación de yacimientos para la división
oriental de Servicios de Datos y Consultoría de
Schlumberger desde 1995. Se encarga de la mayor
parte de los aspectos de la ingeniería de yacimientos,
con especial énfasis en la aplicación de la técnica de
simulación de yacimientos a problemas de ingeniería
de yacimientos. También se ocupa del desarrollo y
soporte de las aplicaciones computarizadas de simulación de yacimientos de la compañía. Comenzó su
carrera como químico, matemático de investigación e
ingeniero de petróleo en el Centro de Tecnología
Energética de Morgantown (Virginia Occidental, EUA)
(1966-1978). Durante los siguientes cuatro años fue
profesor adjunto de ingeniería de petróleo en la
Universidad de Virginia Occidental en Morgantown.
Entre 1980 y 1995, fue fundador y presidente de la
compañía Mathematical & Computer Services, Inc.;
empresa dedicada al asesoramiento en ingeniería de
yacimientos y modelado matemático de la recuperación de gas proveniente de lutitas Devónicas, areniscas
compactas y metano de capas de carbón. Autor de
numerosos artículos, Walt obtuvo una licenciatura en
química del Glenville State College en Virginia
Occidental, y una maestría en matemáticas de la
Universidad de Virginia Occidental.
Juergen Schlaf es geólogo senior del departamento de
exploración y producción de Phillips Petroleum
Company en Stavanger, Noruega. Allí se responsabiliza
de la planificación de pozos de producción en yacimientos de creta en la plataforma continental de
Noruega y de la construcción de modelos de yacimientos. Después de obtener un doctorado en geología de la
Universidad de Viena, Austria, en 1998, ingresó en el
departamento de Investigación y Desarrollo de
Schlumberger Oilfield Services en Stavanger. Allí trabajó los siguientes tres años en interpretación de sísmica 3D, ocupado principalmente de estudios de casos
para diversas compañías de petróleo, incluyendo la
confección de mapas de litología, análisis textural,
estudios 4D y sismoestratigrafía. Juergen trabaja en
Phillips desde el año 2001.
Pascal Schoepfer es sismólogo de producción senior
de Petroleum Development Oman (PDO). Trabajó en
el grupo de compañías de Shell en el Reino Unido y en
Omán durante más de diez años. En Londres, trabajó
para Shell como geofísico de exploración y de evaluación, concentrándose en la evaluación del área del graben central del Mar del Norte. Como sismólogo de
producción para PDO, estuvo ocupado en la evaluación
de sísmica 4D de un yacimiento carbonatado en el
norte de Omán. Actualmente está a cargo de la coordinación de los esfuerzos de sismología de producción y
exploración de campo cercano en Omán central.
Pascal posee una maestría en geología y geofísica, y un
doctorado en geología; ambos de la Universidad de
Fribourg, Suiza.
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George Schultz es gerente de Predicción de Riesgos
Geológicos para la División de Servicios Sísmicos de
Yacimientos de WesternGeco para América del Norte y
del Sur. Está radicado en Houston, Texas. Comenzó su
carrera en 1998 como geofísico de proyectos especiales en Geosignal, en Houston. Allí desarrolló una técnica de picado de velocidad y elaboró un sistema de
autopicado de la velocidad de apilamiento, mejorando
sustancialmente el tiempo de procesamiento de la
velocidad de apilamiento 3D. George obtuvo una
licenciatura en física de la Universidad DePaul,
Chicago, Illinois, EUA, y una maestría en geofísica de
la Universidad de Stanford en California.
Don Shepherd es especialista en ingeniería de petróleo de Saudi Aramco. Está radicado en Abqaiq, Arabia
Saudita. Su misión incluye la identificación y recomendación de nuevas tecnologías para terminación de
pozos e ingeniería de producción. Desde que ingresó
en Saudi Aramco en 1991, fue uno de los líderes de los
esfuerzos de la compañía para el control de la producción de arena, incluyendo la participación directa en
la primera utilización de la compañía de empaque de
grava en 1994, fracturamiento hidráulico seguido de
empaque de grava en 1996 y empaque de grava en
pozos horizontales en el año 2000. Sus responsabilidades actuales incluyen la instalación y evaluación de
un proyecto piloto de levantamiento artificial consistente en 10 pozos, mediante la utilización de bombas
electrosumergibles en el campo Ghawar y un ensayo
de prueba de tecnología de pozos inteligentes.
Comenzó su carrera en 1970 en la filial de Exxon,
Imperial Oil Limited, en Calgary, Alberta, Canadá,
donde ocupó varios cargos relacionados con ingeniería de petróleo, incluyendo una misión de tres años
para Exxon en Libia, desde 1974 hasta 1977. Desde
1979 hasta que ingresó en Saudi Aramco en 1991, se
desempeñó como gerente ejecutivo senior en la industria de petróleo en Canadá. Don obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de
Saskatchewan, Saskatoon, Canadá.
Mario Sigismondi es geofísico de yacimientos de
Pecom Energía de Pérez Companc SA en la provincia
de Neuquén, Patagonia, Argentina. Allí lidera el
equipo de sísmica de yacimientos en el departamento
de ingeniería de yacimientos de la compañía. Desde
1983 hasta 1992, se desempeñó como geofísico en
Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) SA, departamento de exploración, trabajando en las provincias de
Mendoza, Santa Cruz y Buenos Aires, Argentina. En
1996 se desempeñó como geofísico de exploración en
Quintana Minerals, trabajando en las provincias de
Santa Cruz y Buenos Aires. El año siguiente trabajó
como geofísico en Petrolera Pérez Companc SA en
Entre Lomas, Argentina. También fue conferenciante
de geofísica aplicada en el departamento de geología
aplicada de la Universidad Nacional de Córdoba, en
Argentina. Mario se graduó en geología en la
Universidad Nacional de Córdoba y obtuvo una maestría en geofísica de exploración (interpretación) de la
Universidad Nacional de Cuyo en Mendoza.
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Juan Carlos Soldo se desempeña como geofísico de
yacimientos en Pecom Energía de Pérez Companc SA,
Argentina. Trabaja en el Centro de Tecnología
Aplicada, en la sede central situada en la provincia de
Neuquén, Argentina, en interpretación de datos sísmicos antes del apilamiento (AVO) y en técnicas de
interpretación de atributos sísmicos e inversión sísmica. También interviene como asistente tecnológico
en numerosos proyectos de exploración y desarrollo
en Latinoamérica. Juan posee una licenciatura en
geofísica de la Universidad Nacional de La Plata,
Argentina y una maestría en ingeniería de yacimientos del Instituto Tecnológico de Buenos Aires,
Argentina.
Lars Sønneland es director de investigación en el
Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Stavanger, Noruega, donde el foco de atención principal es la caracterización y el control geofísico de yacimientos. Luego de graduarse en matemáticas,
informática y física y, habiendo obtenido un doctorado
en matemática aplicada de la Universidad de Bergen,
Noruega, ingresó en GECO en 1974. Tuvo a su cargo
diversas tareas técnicas relacionadas con aplicaciones geofísicas hasta el año 1989, cuando fue transferido al Centro de Investigaciones Doll de
Schlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut,
EUA. Entre 1990 y 1998, ocupó diversos cargos de
gerencia técnica dentro de Schlumberger. Fue transferido al Centro de Investigaciones de Schlumberger
en Cambridge (de 1999 a 2000). Al mismo tiempo,
puso en funcionamiento el Centro de Investigaciones
de Schlumberger en Stavanger. Autor de más de 70
artículos científicos y titular de numerosas patentes,
también recibió el Premio Técnico de la Asociación
Noruega de Ingenieros Colegiados, el Premio
Geofísico de Noruega y el Premio al Mejor Proyecto de
Desarrollo e Investigación de Schlumberger. Lars
desempeñó un papel fundamental en el desarrollo de
la interpretación sísmica 3D, la aplicación de sistemas de interpretación sísmica y caracterización y control sísmicos de yacimientos Charisma*.
Kevin Stiles se desempeña como superintendente de
perforación, reparación y estimulación de pozos en
Dominion (CNG) Transmission Corporation’s
Clarksburg, en la división de Virginia Occidental
desde 1996. Comenzó su carrera en Conoco, Inc. en
1983 trabajando como ingeniero en el área de la
Cuenca Williston. Ingresó en CNG en 1985 como ingeniero de producción y almacenamiento de gas radicado en Clarksburg. Varios años después, se convirtió
en ingeniero de proyecto para un programa de perforación de 10 pozos en el yacimiento de almacenamiento de gas Greenlick de CNG, en Pensilvania.
Antes de ocupar su posición actual, trabajó como
ingeniero de almacenamiento de gas para CNG, a
cargo de la ingeniería de yacimientos de tres campos
de almacenamiento de gas de Oriskany en el norte de
Pensilvania. Kevin posee una licenciatura en biología
del Fairmont State College en Virginia Occidental, y
una licenciatura en ingeniería de petróleo de la
Universidad de Virginia Occidental en Morgantown.
Lars Kristian Strønen trabaja como especialista en
geofísica en Statoil ASA en Bergen, Noruega. Desde
1988, su responsabilidad principal ha sido el proyecto
de sísmica 4D en el campo Gullfaks. Ingresó como
geofísico en Esso Norge en Stavanger, Noruega, en
1981. En 1988, fue contratado por Statoil como geofísico senior radicado en Bergen, donde manejó los
activos del campo Gullfaks. Lars obtuvo el equivalente
a un doctorado en geofísica del Solid Earth Institute
de la Universidad de Bergen en 1981.
Jim Sullivan es gerente del Centro de Manejo de
Servicios de Soluciones de Red y de Infraestructura
(NIS) de Schlumberger, en Houston. Allí está ocupado
actualmente en las operaciones de los centros de
manejo de servicios NIS en forma global. Comenzó su
carrera en 1992 como ingeniero de red de
Schlumberger en el Centro de Sistemas de Austin
(Texas). Entre 1995 y 1997, se desempeñó como ingeniero de sistemas de red para Omnes en Houston,
proveyendo servicios de ingeniería y de manejo de
proyectos a las distintas divisiones de Omnes. Durante
los dos años siguientes trabajó como gerente de negocios de Soluciones de Red y de Intranet de Cable &
Wireless Omnes, donde estuvo a cargo de la definición, el desarrollo, la comercialización y el manejo de
los productos y servicios de la compañía en todo el
mundo. Antes de ocupar su posición actual en el año
2000, estuvo a cargo de la integración de sistemas para
Soluciones de Red de Schlumberger. Titular de dos
patentes en redes de acceso y manejo de centros de
servicios, Jim obtuvo una licenciatura en informática
de la Universidad de Maryland en College Park, EUA.
Ezio Toffanin es gerente de desarrollo de negocios
para Terminaciones Frente a la Formación de
Schlumberger para Medio Oriente y Asia. Está radicado en Pekín, China. Sus principales responsabilidades incluyen actividades de mercadeo externas e
internas para mejorar el negocio de terminaciones
frente a la formación en Medio Oriente y Asia. Ingresó
en la compañía en 1992 como ingeniero de yacimientos especialista en cementación en Dowell, trabajando en problemas de migración de gas en pozos
horizontales en Esbjerg, Dinamarca. Entre 1994 y
1995, fue líder de celdas de cementación y supervisor
de base en Fahud, Omán, donde estuvo a cargo de la
supervisión de varios proyectos de estimulación. El
año siguiente estuvo ocupado en la capacitación en
temas relacionados con el control de la producción de
arena, en Lafayette, Luisiana. En 1996, fue trasladado
a Al-Khobar, Arabia Saudita, como ingeniero en control de la producción de arena a cargo de la campaña
STIMPAC* en Arabia central. Permaneció allí como
líder de celdas de control de la producción de arena
hasta 1998, año en que fue nombrado gerente interino
en Dubai, EAU. Posteriormente se desempeñó como
ingeniero de terminación frente a la formación en
Rosharon, Texas, donde estuvo ocupado en proyectos
especiales y en la implementación de nueva tecnología de terminaciones frente a la formación en todo el
mundo. Antes de ocupar su posición actual en el año
2001, fue gerente de mercadeo de nuevas tecnologías
de control de la producción de arena. Ezio obtuvo una
maestría en ingeniería mecánica de la Université
Catholique de Louvaine-la-Neuve en Bélgica.
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Juan C. Troncoso es jefe de ingeniería de pozos para
proyectos de gas natural licuado en Medio Oriente, en
Repsol YPF. Está radicado en Madrid, España. Entre
1996 y 2001, estuvo a cargo de la ingeniería de producción y terminación de pozos de la Unidad de Negocios
Norte, área marina del Sudeste de Sumatra. Sus actividades incluían terminaciones con empaque de grava a
pozo abierto en pozos horizontales, diseño de terminaciones, control general de la producción de arena (terminaciones con empaque de grava y fracturas
hidráulicas seguidas de empaque a pozo abierto), estimulación, levantamiento artificial y reparaciones de
pozos. Comenzó como ingeniero analítico de operaciones senior en Arco, Lafayette, Luisiana (de 1981 a
1986). Fue transferido a Yakarta, Indonesia, a Arco
International Oil and Gas Company, como ingeniero de
petróleo senior para la región marina del Mar de Java
(de 1986 a 1989). Entre 1989 y 1996, trabajó para Arco
Oil and Gas Co. y para Vastar Resources Inc. en
Lafayette, Luisiana, como ingeniero de producción y
terminación de pozos senior para el área marina del
Golfo de México. Ingresó en Repsol YPF como especialista en ingeniería de producción en 1996. Juan se graduó en ingeniería mecánica en la Universidad de Chile
y obtuvo una maestría en ingeniería mecánica de la
Universidad de Colorado en Boulder, EUA.
David Wagner es el actual gerente de la unidad de
evaluación y optimización de la producción de
ChevronTexaco Exploration & Production Technology
Company. Está basado en el Centro de Tecnología de
Perforación de ChevronTexaco en Houston. Entre 1979
y 1987, ocupó diversos cargos de ingeniería de producción en la región oeste de Chevron, concentrándose
principalmente en las operaciones del Valle de San
Joaquín. Se desempeñó como especialista en ingeniería de terminación de pozos para el proyecto de inyección de vapor en Duri, Sumatra, Indonesia, entre 1987
y 1991. Durante los siguientes tres años trabajó como
ingeniero de terminación de pozos en Chevron
Petroleum Technology Co., apoyando el desarrollo y las
aplicaciones de tecnología en las operaciones de
Chevron en todo el mundo. Antes de ocupar su posición actual, se desempeñó como asesor de ingeniería
de petróleo senior para Chevron USA, en Lafayette,
Luisiana, donde estuvo a cargo del soporte técnico en
materia de terminación, estimulación, reparación y
desempeño de pozos en las operaciones de Chevron en
el Golfo de México (de 1994 a 1998).
Shelby White es superintendente senior del departamento de terminación y reparación de pozos de Ocean
Energy, Inc., división Golfo de México. Está radicado en
Lafayette, Luisiana. Luego de obtener una licenciatura
en ingeniería de petróleo de la Universidad Estatal de
Luisiana en 1980, ingresó en Mobil Oil Corporation en
Denver, Colorado, como ingeniero de perforación y
supervisor de perforación. Entre 1988 y 1992, se desempeñó como ingeniero de operaciones senior en Mobil,
en Nueva Orleáns, Luisiana. Luego de un breve período
Otoño de 2002
de desempeño como ingeniero consultor, en 1994
ingresó en Flores & Rucks, Inc., ahora Ocean Energy.
Como ingeniero de operaciones senior, estuvo a cargo
de la preparación de procedimientos y la supervisión
de la perforación, terminación y reparación de pozos
en yacimientos del Golfo de México. Ascendido a su
posición actual en el año 2000, Shelby supervisa todas
las actividades de terminación, reparación y remediación de pozos en operaciones de la plataforma del Golfo
de México.
Dana Graesser Williams es gerente consultora de proyecto del grupo Soluciones de Red y de Infraestructura
de Schlumberger. En su función actual desarrolla e implementa soluciones para clientes. Comenzó su carrera en 1993 trabajando para Universal Computer
Systems. Trabajó para diversas compañías de conexión
a través redes como especialista técnica y como consultora antes de ingresar en Schlumberger en carácter
de consultora técnica en el año 2000. Sus proyectos en
Schlumberger incluyeron diseños de redes, programación de fusiones-transiciones y evaluaciones de redes y
de seguridad. Fue gerente de proyecto de seguridad en
Salt Lake City, Utah, donde sus tareas incluyeron la
creación de una solución de seguridad de porte empresarial para los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002.
Dana obtuvo una licenciatura en desarrollo agrícola de
la Universidad A&M de Texas, en College Station, y
una maestría en tecnología de sistemas de la información de la Universidad de Houston. Posee varias certificaciones industriales en conexiones a través de redes y
seguridad.
Hongjie Xiong se desempeña como ingeniero de yacimientos líder y coordinador de proyectos para China
en la división de Servicios de Datos y Consultoría de
Schlumberger, en Houston, desde 1999. Allí trabajó en
proyectos que involucraron la selección de candidatos
para perforación en condiciones de bajo balance
(underbalanced) y la planificación de desarrollos de
campos, servicios avanzados de tecnología de estimulación y control de daño de formación. Ingresó en S.A.
Holditch & Associates Inc. en 1992 como ingeniero de
petróleo y tres años después pasó a ser ingeniero de
petróleo senior y coordinador de proyectos para China.
Además de sus responsabilidades en la enseñanza, sus
proyectos incluyeron servicios de consultoría en terminación de pozos y tratamientos de estimulación, desarrollo de una aplicación de computación para el
diagnóstico del daño de formación y el diseño de tratamientos de estimulación para yacimientos de almacenamiento de gas y yacimientos convencionales. Autor
de numerosos artículos, recibió el Premio al Mejor
Artículo de la SPE en 1995. Hongjie obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería de petróleo del
Instituto del Petróleo del Sudoeste en China, y un doctorado, también en ingeniería de petróleo, de la
Universidad A&M de Texas en College Station.
Próximamente en Oilfield Review
El petróleo pesado. Los productores de petróleo involucrados en la recuperación de petróleo pesado se
encuentran frente a desafíos de producción especiales. Este artículo analiza algunas de las propiedades
del petróleo pesado y describe las técnicas de perforación, adquisición de registros, terminación y estimulación de pozos que ayudan a convertir los yacimientos
de petróleo pesado en activos rentables.
Comprensión de la incertidumbre. La exploración y
explotación de hidrocarburos constituyen un negocio
riesgoso. Los datos que utiliza la industria tienen
incertidumbres que surgen de errores de medición e
imprecisiones de modelado. Este artículo describirá
una forma de manejar las incertidumbres y determinar
el valor de la nueva información destinada a reducir el
riesgo, y presentará ejemplos de campo en los que se
ha utilizado la metodología.
Actualización de multilaterales. La perforación
exitosa de varios pozos de drenaje laterales a partir
de una sola perforación principal requiere integridad
mecánica, capacidad de exclusión de arena, y el aislamiento hidráulico de las juntas de terminación en las
ramificaciones individuales. Las aplicaciones para
pozos multilaterales incluyen yacimientos de petróleo
pesado, formaciones estratificadas o naturalmente
fracturadas, y yacimientos con bolsones de reservas
resultantes de compartimentos geológicos o agotamiento parcial. Este artículo presenta las últimas técnicas de construcción de pozos, utilizando ejemplos de
campo en Venezuela, Brasil, Indonesia y Nigeria.
Aislamiento zonal. El mejoramiento de la integridad
del pozo a largo plazo constituye una prioridad creciente. Las compañías de exploración y producción
reconocen que un excelente aislamiento zonal requiere
un sistema de eliminación de lodo superior y un diseño
adecuado del sistema de cementación. Los nuevos programas computarizados de simulación, los sistemas de
cementación primaria amigables desde el punto de
vista ambiental y el soporte de campo a nivel mundial,
ayudan a las compañías a lograr sus objetivos de construcción de pozos desde el principio, a la vez que optimizan la protección ambiental.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
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NUEVAS PUBLICACIONES
Energía alternativa: Hechos,
estadísticas y asuntos
Paula Berinstein
Oryx Press
88 Post Road West
Westport, Connecticut 06881 EUA
2001. 232 páginas. $69.95
ISBN 1-57356-248-3
Destinado al lego, este libro constituye
una fuente de información completa
sobre las formas de energía alternativa
y el contexto en el que operan. Cada
capítulo contiene una visión general, así
como también el tratamiento de las
necesidades de equipos, la economía,
los incentivos y las consideraciones
ambientales. También se incluyen
numerosas tablas que cubren temas
tales como producción, emisiones, consumo, costos de combustibles y costos
operativos.
Contenido:
• Panorama energético: antecedentes y
contexto; energía convencional.
• Energía alternativa: economía de la
energía renovable; energía solar;
energía de la biomasa; energía
eólica; energía oceánica; energía de
fusión; energía geotérmica; energía
del hidrógeno.
• Otros asuntos energéticos: almacenamiento de la energía; transporte;
celdas de combustible; eficiencia
energética, edificios, iluminación y
dispositivos; fuentes de energía exóticas e inusuales.
• Glosario, Bibliografía, Índice.
Es un trabajo de referencia de
gran utilidad para quienes están interesados en el campo de la energía.
Berinstein es una bibliotecaria de
investigación que ha acumulado y
luego organizado en forma lógica un
gran volumen de información.
Su escritura es clara y proporciona varios cuadros e ilustraciones de
diversas fuentes, además de glosarios,
bibliografías y un índice, que facilitan
la búsqueda de información detallada.
Costner JC: Choice 39, no. 8 (Abril de 2002): 1450.
Estudios integrados de
yacimientos
Luca Cosentino
Éditions Technip
27 rue Ginoux
75737 Paris Cedex 15 Francia
2001. 310 páginas. $85.00
ISBN 2-7108-0797-1
El objetivo de esta publicación es explicar el proceso de los estudios integrados de yacimientos y resaltar las
diferencias críticas entre un estudio
integrado de yacimientos y un estudio
tradicional. El autor analiza el papel de
los equipos multidisciplinarios que comparten ambientes de trabajo comunes
en los que compilan bases de datos integradas, diseñan aplicaciones interdisciplinarias, y comparten modelos del
subsuelo. Si se aplica a los estudios de
yacimientos, este proceso puede ayudar
a fomentar proyectos más efectivos y
menos costosos.
Contenido:
• Asuntos de integración
• La base de datos integrada
• Modelo geológico integrado
• Propiedades de las rocas
• Determinación de hidrocarburos
en sitio
• Ingeniería básica de yacimientos
• Simulación numérica de yacimientos
• Planificación de un estudio
• Apéndice, Índice
[El libro] captará la atención de
un gran público de profesionales interesados en trabajar en el campo de la
caracterización de yacimientos.
A pesar de la decepción, adquirí
valiosos conocimientos sobre el proceso de integración en sí, a partir del
material introductorio.
…[El libro] constituye un enigma
en el sentido de que motiva al lector
con su título prometedor y sus capítulos introductorios, pero luego se opaca
en lo que respecta a la metodología o
el proceso de los estudios integrados.
Davis T: The Leading Edge 21, no. 3
(Marzo de 2002): 316.
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Misterios de Tierra firme: La
edad y la evolución de la Tierra
Perforación interactiva para el
desarrollo de campos petroleros
por vía rápida
James Lawrence Powell
The Free Press
1230 Avenue of the Americas
Nueva York, Nueva York 10020 EUA
2001. 272 páginas. $25.00
Jacqueline Lecourtier (ed)
Éditions Technip
27 rue Ginoux
75737 Paris Cedex 15 Francia
2001. 118 páginas. $39.00
ISBN 0-684-87282-X
ISBN 2-7108-0804-8
Este libro ofrece una nueva perspectiva
de la historia de la Tierra y se centra en
los tres puntos de penetración más importantes para conocer la Tierra: el
tiempo y la edad de la tierra, la deriva
continental y la violencia de los procesos cósmicos en cuanto afectan el
planeta.
Escrito principalmente por ingenieros
de perforación de las más grandes compañías petroleras, los artículos de este
libro provienen de un seminario celebrado en Rueil-Malmaison, Francia, en
el año 1999. El seminario estuvo referido a la necesidad de mejorar el
desempeño de perforación en el negocio
petrolero del sector de upstream
mediante el reconocimiento de problemas, la sugerencia de soluciones y el
análisis de las mejores prácticas para
reducir el tiempo de equipo de perforación y los costos de perforación.
Contenido:
• Tiempo: The Mill of Exquisite Workmanship (La fábrica de exquisita
confección); Strange Rays (Rayos
extraños); The End of the Debate (El
fin del debate); The Age of Meteorites (La edad de los meteoritos), the
Moon (La Luna) y the Earth (La Tierra).
• Deriva: A Science Without a Theory
(Una ciencia sin teoría); The Dream
of a Great Poet (El sueño de un gran
poeta); The Rejection of Drift (El
rechazo de la deriva); A Plausible
Mechanism (Un mecanismo razonable); Data from the Abyss (Datos del
abismo); Seafloor Spreading
(Expansión del fondo oceánico);
Rejection and Priority (Rechazo y
prioridad)
• Azar: Glimpses of the Moon (Vista
fugaz de la luna); Moonlighting
(Brillo de luna); Voyages (Travesías); A Most Difficult Birth (Un
nacimiento muy difícil); Impact
revolution (La revolución del
impacto); The Tapestry (El tapiz)
• Índice
El libro está escrito con claridad,
en forma de relato fluido. Este enfoque
interesante y diferente de la historia de
nuestro planeta será considerablemente apreciado.
Michael F: The Leading Edge 21, no. 2
(Febrero de 2002): 218.
Contenido:
• Prólogo
• Perforación inteligente: Revolución
tecnológica y cultural para la industria del petróleo
• Estrategias de adquisición de datos
de pozos
• Oportunidades de
geoposicionamiento
• Logro y mantenimiento de mejoras
en el desempeño de perforación, en
el pie de monte andino de Colombia
sometido a esfuerzos tectónicos
• Estabilidad de pozo: Uno de los
desafíos más importantes de ingeniería cuando se perforan pozos inteligentes
• Perforación interactiva: El camino
más rápido del yacimiento a la producción
• Síntesis de discusiones de la Mesa
Redonda.
Se trata de una valiosa colección
de mejores prácticas que necesitan
leer todos los geólogos y geofísicos de
exploración y explotación.
Palaz A: The Leading Edge 21, no. 2
(Febrero de 2002): 217.
Oilfield Review
52026schD10R1
11/25/02
10:39 AM
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El libro está copiosamente ilustrado en colores, con registros de pozos
clave, secciones transversales y fotos
de afloramientos, incluyendo un mapa
de elementos tectónicos de gran escala
y una sección cronoestratigráfica de
toda la placa, desde la costa mediterránea del Líbano hasta la costa de
Omán en el Mar Arábigo.
…el libro contiene una valiosa y
extensa bibliografía, con y sin referencias, sobre la geología de Medio
Oriente.
Estratigrafía secuencial de la
Placa Arábiga
•
•
•
•
El futuro de los combustibles fósiles
Fuentes de energía alternativa
Un nuevo panorama
Índice
La historia de Hubbert es importante y necesita ser contada. Sospecho
que los historiadores en los años venideros reconocerán El pico de Hubbert
como un punto de inflexión histórico.
Burnhill T: New Scientist no. 2313
(20 de octubre de 2001): 56.
Copestake P: Petroleum Geoscience 8, no. 1
(Febrero de 2002): 97-98
P.R. Sharland, R. Archer, D.M. Casey,
R.B. Davies, S.H. Hall, A.P. Heward,
A.D. Horbury and M.D. Simmons
Gulf PetroLink
P.O. Box 20393
Manama, Bahrain
2001. 371 páginas. $500.00 para particulares; $200.00 para bibliotecas
universitarias e instituciones sin fines
de lucro.
ISBN 9901-03-08-9
Este libro sintetiza la industria del
petróleo y datos publicados previamente tales como litoestratigrafía, sedimentología, geoquímica,
bioestratigrafía y registros de pozos
para demostrar la evolución tectónica y
estratigráfica en la Placa Arábiga. El
objetivo es presentar un análisis estratigráfico secuencial moderno de toda la
sucesión de la Placa Arábiga.
Contenido:
• Introducción
• Metodología y estratigrafía
secuencial
• Megasecuencias
tectonoestratigráficas
• Superficies de inundación máximas
• Prospectividad petrolera y
conclusiones
• Bibliografía
• Glosario
El libro constituye un hito literario
que debería atestiguar la concreción
del objetivo explícito del editor de establecer la estratigrafía secuencial como
la técnica de interpretación preferida
de los geocientíficos que trabajan en
temas de Medio Oriente.
Otoño de 2002
El pico de Hubbert: La inminente crisis mundial del petróleo
Kenneth S. Deffeyes
Princeton University Press
41 William Street
Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA
2001. 208 páginas. $24.95
ISBN 0-691-0986-6
Basado en el trabajo del geofísico M.
King Hubbert, el libro predice que la
producción mundial de petróleo alcanzará un punto máximo y comenzará a
declinar al final de la década, desencadenando una crisis energética sostenida
irreversible.
Contenido:
• Visión general
• El origen del petróleo
• Yacimientos de petróleo y trampas
de petróleo
• Su descubrimiento
• Métodos de perforación
• Dimensiones y potencial de descubrimiento de campos petroleros
• Hubbert revisado
• Gráficas de porcentajes
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