Oilfield Review Primavera de 2004 Opciones reales Estimulación avanzada de yacimientos carbonatados Disparos en condiciones de bajo balance dinámico OR_04_001_S Un yacimiento de definiciones En la terminología petrolera, y según el Glosario de Términos Petroleros (Oilfield Glossary) de Schlumberger, un yacimiento es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos. Para extraer una analogía, como es costumbre de los geólogos, el Glosario de Términos Petroleros es en sí un yacimiento; un vasto y rico repositorio de terminología de exploración y producción, fácilmente accesible a través de Internet. Las coordenadas de acceso son: www.glossary.oilfield.slb.com. Diversas y singulares características diferencian al Glosario de Términos Petroleros de los trabajos de referencia estándar. Más detalladas que los vocablos de un diccionario, pero más concisas que un artículo de enciclopedia, las definiciones abarcan disciplinas clave, de la A a la Z, relacionadas con la exploración, el desarrollo y la producción. Se observa, por ejemplo, que el término “presión anormal” se refiere a la presión del fluido de poro del yacimiento que difiere de la presión normal ejercida por una columna de agua salada. Miles de términos más adelante, se encuentra la palabra “collares de diámetro reducido,” que se define como collares de perforación (porta barrenas, porta mechas) que han sido maquinados con un diámetro reducido en el extremo hembra. En su totalidad, el Glosario de Términos Petroleros ofrece una riqueza de definiciones. El glosario contiene además otras herramientas de ayuda, tales como enlaces de Red con información sobre la tecnología de Schlumberger y sitios relevantes en la Red. Más que promover los productos y servicios de Schlumberger, estos enlaces se mantienen independientes para eliminar cualquier posibilidad de introducir cierta tendencia corporativa en las definiciones técnicas. Numerosas definiciones contienen referencias a importantes publicaciones técnicas que ayudarán al lector a encontrar información adicional sobre un determinado tema. Fotografías e ilustraciones de excelente calidad, a todo color, contribuyen a esclarecer muchas definiciones. A primera vista, el glosario parece una herramienta relativamente simple. Como es lógico suponer, la tarea de completarlo no ha sido tan ardua como la de descubrir y producir petróleo y gas, pero la analogía con el yacimiento es relevante. La definición de yacimiento que ofrece el Glosario de Términos Petroleros agrega que un yacimiento es un componente crítico de un sistema petrolero completo; las piezas y procesos geológicos necesarios para generar y almacenar hidrocarburos. Al igual que sus contrapartes en el subsuelo, el Glosario de Términos Petroleros posee estas características. En 1995, Jim Kent, entonces editor del Oilfield Review, reconoció el rico material de referencia contenido en esta publicación y visualizó cómo el tiempo y la energía podrían hacerlo alcanzar la etapa de madurez convirtiéndolo en un glosario que abarcara la totalidad de la tecnología de los campos petroleros. El desarrollo de definiciones para el Glosario de Términos Petroleros comenzó en 1997. En 1998, se creó un “repositorio” interactivo a modo de base de datos y los exploradores de la Red comenzaron a aprovecharlo aun cuando el volumen se halla en proceso de ser completado. A diferencia de los complejos y lentos procesos de generación y migración que dan origen a la acumulación de hidrocarburos en los yacimientos, el esfuerzo de elaboración del glosario comenzó en forma más simple, con especialistas que escribían definiciones de términos correspondientes a disciplinas específicas. Luego, los especialistas de Schlumberger revisaban estas definiciones para eliminar la ambigüedad que caracteriza a otros glosarios y adaptarlas a lectores que no son especialistas en el tema. La migración de las definiciones hacia la base de datos se produjo en una escala de tiempo humana en vez de geológica; transcurridos un poco más de seis años y luego de más de 4500 definiciones, este repositorio virtual se hizo realidad. Desde su lanzamiento en 1998, las numerosas consultas registradas demuestran que un variado y entusiasta público de todas partes del mundo ha visitado las páginas del glosario. Así como es preciso perforar un yacimiento de hidrocarburos para explotar su contenido, también se debe explorar en el Glosario de Términos Petroleros para obtener lo que nos ofrece. Pero esa inmersión en búsqueda de definiciones es mucho más simple, porque el glosario transmite sus contenidos a la computadora en menos tiempo que el que insume abrir un diccionario para buscar una definición. A diferencia de un yacimiento de petróleo o gas, este repositorio de definiciones jamás se agotará. Por el contrario, se irá enriqueciendo con la incorporación de nuevo material. Gracias al arduo trabajo de un equipo de escritores, revisores, editores, diseñadores gráficos y especialistas en informática, distribuidos por todo el mundo, esta base de datos en línea ofrece acceso libre las 24 horas del día. Mientras usted recupera las definiciones que contiene este recurso, nosotros seguimos cargando el repositorio con el flujo constante de nueva información y los atractivos avances tecnológicos introducidos en materia de campos petroleros. Gretchen M. Gillis Editor Senior del Oilfield Review y Coordinadora del Oilfield Glossary Schlumberger Oilfield Services Sugar Land, Texas, EUA Gretchen M. Gillis es editora senior del Oilfield Review y coordinadora del proyecto Oilfield Glossary de Schlumberger. Antes de ingresar en Schlumberger en 1997, trabajó como geóloga para Maxus Exploration Company y Oryx Energy Company en Dallas, Texas, EUA. Presidente del Comité de Publicaciones de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo (AAPG) desde el año 2002, Gretchen posee una licenciatura en geología del Bryn Mawr College, Pensilvania, EUA, y una maestría en ciencias geológicas de la Universidad de Texas en Austin. 1 Schlumberger Editor ejecutivo y editor de producción Mark A. Andersen Editor consultor Lisa Stewart Editores senior Gretchen M. Gillis Mark E. Teel Editores Matt Garber Don Williamson Colaboradores Rana Rottenberg Joan Mead Malcolm Brown Diseño y producción Herring Design Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción LincED Int’l. y LincED Argentina, S.A. E-mail: [email protected]; http://www.linced.com Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez Revisión de la traducción Jesús Mendoza Ruiz Departamento de Mercadotecnia México y América Central (MCA) Oilfield Review 4 Valoración de las opciones reales El análisis de opciones reales interpreta los efectos de la incertidumbre y el cambio, propios de numerosos proyectos. A diferencia del análisis de flujo de fondos descontados, el análisis de opciones reales acredita el manejo activo del proyecto que se beneficia de las mejoras del mismo relacionadas con avances tecnológicos o cambios en el mercado. Este artículo describe una forma de determinar el valor de los proyectos en términos de opciones reales. 20 Una red de seguridad para controlar las pérdidas de circulación En casos extremos, las pérdidas de circulación producidas durante las operaciones de cementación pueden poner en peligro al pozo. Las soluciones comúnmente aceptadas, tales como la reducción de la densidad de la lechada, la limitación de la caída de presión por fricción durante el bombeo, o la ejecución de operaciones de cementación por etapas, no siempre funcionan. Las operaciones de cementación recientes que incorporan fibras avanzadas, químicamente inertes, demuestran que para mitigar los problemas de pérdidas de circulación no es necesario comprometer los trabajos de cementación ni la calidad de la lechada o del cemento fraguado. 30 Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados Un innovador sistema ácido consistente en un surfactante viscoelástico que no provoca daño permite superar numerosos desafíos en la estimulación de yacimientos carbonatados. Este fluido libre de sólidos es autodivergente y resulta compatible con los aditivos comunes. Puede bombearse en forma forzada o enviarse por tubería flexible como un solo fluido, conservando su efectividad a altas temperaturas. Algunas aplicaciones prácticas demuestran el éxito de los tratamientos de estimulación por fracturamiento de la matriz y fracturamiento ácido. Enlaces de interés: Portada: Un especialista en estimulación de pozos de Schlumberger realiza estudios de flujo a través de núcleos para evaluar y comparar las capacidades divergentes de diferentes sistemas ácidos. Estos experimentos, llevados a cabo en condiciones de fondo de pozo de alta presión y alta temperatura, también miden la permeabilidad remanente de los núcleos para evaluar el daño residual que deja un tratamiento. 2 Schlumberger www.slb.com Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Glosario del Oilfield Review www.glossary.oilfield.slb.com Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA (1) 281-285-7847 Facsímile: (1) 281-285-8519 E-mail: [email protected] Dirigir las consultas de distribución a: Jesús Mendoza Ruiz Teléfono: (52) 55 5263 3010 Facsímile: (52) 55 5263 3191 E-mail: [email protected] Primavera de 2004 Volumen 15 Número 4 Consejo editorial Abdulla I. Al-Daalouj Saudi Aramco Udhailiyah, Arabia Saudita 48 Construcción de pozos y desarrollo de campos petroleros en México La industria del petróleo y el gas de México está logrando mejoras sustanciales en materia de eficacia y productividad, como resultado de los cambios introducidos en la forma de desarrollar sus operaciones comerciales. El nuevo modelo de negocios amplía el alcance de los proyectos, pasando de la contratación de servicios específicos en pozos aislados a proyectos completos de desarrollo de campos petroleros. Este artículo describe los proyectos de servicios integrados que se están llevando a cabo con éxito en dos áreas de México; la Cuenca de Burgos y el Paleocanal de Chicontepec. Syed A. Ali ChevronTexaco E&P Technology Co. Houston, Texas, EUA George King BP Houston, Texas Anelise Lara Petrobras Río de Janeiro, Brasil David Patrick Murphy Shell Technology E&P Company Houston, Texas 56 La nueva dinámica de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance Eteng A. Salam PERTAMINA Yakarta, Indonesia La mayoría de los pozos con tubería de revestimiento cementada dependen de un diferencial de presión estática para mitigar el daño producido por los disparos. Sin embargo, recientes trabajos de investigación indican que el mecanismo de eliminación de daños por excelencia es, en realidad, una rápida caída de la presión transitoria, o bajo balance dinámico, inmediatamente después de la detonación de las pistolas. Este artículo analiza los diseños de terminación basados en este innovador concepto. Los resultados de campo demuestran mejoramientos sustanciales en el desempeño tanto de la producción como de la inyección. Sjur Talstad Statoil Stavanger, Noruega Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra 70 Colaboradores 75 Nuevas publicaciones y próximamente en Oilfield Review 77 Índice Anual 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 América. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger. © 2004 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Oilfield Review tiene el agrado de recibir a Anelise Lara en su panel de asesoramiento editorial. Anelise fue designada gerente de Ingeniería de Yacimientos en la sede central de Petrobras, situada en Río de Janeiro, Brasil, en el año 2003. Tiene a su cargo la implementación de nuevas tecnologías, el aseguramiento de las mejores prácticas y la gestión del conocimiento en las áreas de manejo y simulación de yacimientos; análisis de pruebas de pozos; manejo del agua, y procesos de recuperación asistida de petróleo. Anelise ingresó en Petrobras en 1986 como especialista en análisis de pruebas de pozos y ocupó diversos cargos directivos en CENPES, el Centro de Investigación de Petrobras. Posee un doctorado en geociencias de la Université Pierre et Marie Curie, de París, Francia. Integra el directorio de la SPE para la sección Brasil y preside el comité de organización de la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe 2005. 3 Valoración de las opciones reales Los directivos de las empresas generalmente tienen flexibilidad respecto de la ejecución de proyectos, la capitalización de nueva información y de las cambiantes condiciones del mercado a fin de mejorar la economía de los proyectos. El análisis de las opciones reales constituye una forma de determinar el valor de la flexibilidad en las actividades futuras. William Bailey Benoît Couët Ridgefield, Connecticut, EUA Ashish Bhandari El Paso Corporation Houston, Texas, EUA Soussan Faiz Consultora en Manejo Estratégico Walton on Thames, Surrey, Inglaterra Sundaram Srinivasan Sugar Land, Texas Helen Weeds University of Essex Colchester, Inglaterra Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Steve Brochu, BP, Houston, Texas. ECLIPSE es una marca de Schlumberger. 1. Coy P: “Exploiting Uncertainty,” Business Week (US edition) no. 3632 (7 de junio de 1999): 118–124. 2. Hussey R (ed): Oxford Dictionary of Accounting. Oxford, Inglaterra: Oxford University Press (1999): 131. En una economía deflacionaria, el dinero en el futuro no puede valer menos que en el presente. 3. Mun J: Real Options Analysis: Tools and Techniques for Valuing Strategic Investments and Decisions. Nueva York, Nueva York, EUA: John Wiley & Sons (2002): 59. 4 A comienzos de la década de 1990, la compañía Anadarko Petroleum Corporation, con base en Houston, realizó la mejor oferta con respecto a sus competidores para lograr la adjudicación del bloque Tanzanite, situado en el Golfo de México. Allí descubrió petróleo y gas en 1998 y tres años después ya estaba produciendo hidrocarburos. El descubrimiento de Tanzanite es significativo, no tanto por la abundancia de petróleo y gas sino porque, al presentarse a licitación por ese bloque, Anadarko rompió con la tradición de la industria. En lugar de utilizar solamente el método convencional de flujo de fondos descontados (DCF, por sus siglas en inglés), como ayuda para decidir lo que realmente ameritaba el bloque y cuánto ofrecería por la concesión, la compañía optó por una nueva técnica denominada valoración de las opciones reales (ROV, por sus siglas en inglés). La técnica ROV le dio a Anadarko la confianza necesaria para hacer la mejor oferta porque sugería que en Tanzanite las apariencias engañaban.1 Ahora, Anadarko utiliza la técnica ROV en forma rutinaria cada vez que tiene que adoptar decisiones de inversión. Las opciones implícitas en los activos físicos o reales, o adosadas a éstos, son opciones reales. Las opciones reales son diferentes a las opciones relacionadas con activos financieros; valores y otros títulos de crédito. La técnica ROV es un proceso por el cual un activo real o tangible, con incertidumbres reales, puede ser valorado en forma coherente cuando existe flexibilidad, o potencial para las opciones. La mayoría de las compañías petroleras continúan utilizando el método DCF para valorar las inversiones potenciales. Si bien este método siempre les ha resultado de utilidad, cada vez más se preguntan si se podría aplicar la técnica ROV como complemento del método DCF. Los defensores de la técnica ROV sostienen que la misma proporciona un valor más verdadero que el método DCF, por el solo hecho de que el modelo ROV refleja en forma más fehaciente la variabilidad y la incertidumbre que caracterizan al mundo actual. La técnica ROV a menudo destaca valores adicionales en los proyectos, que posiblemente se ocultan o incluso resultan invisibles cuando se utiliza exclusivamente el método DCF. Algunas compañías que aplican la técnica ROV son renuentes a divulgar detalles de los parámetros de sus modelos por temor a que la difusión de esos detalles deje traslucir una ventaja competitiva. La técnica ROV de ningún modo está al borde de desplazar al método DCF. De hecho, la valoración de las opciones reales emplea el método DCF como una de sus herramientas. En la práctica, la técnica ROV combina e integra lo mejor de la planeación de escenarios, el manejo de carteras, el análisis de decisión y la fijación de precios de las opciones. Este artículo analiza el método DCF y describe cómo la técnica ROV permite superar algunas, aunque no la totalidad, de sus deficiencias. Después de explicar las similitudes y diferencias entre las opciones financieras y las Oilfield Review Precio del petróleo Tiempo opciones reales, se examinan dos de los numerosos métodos de valoración de las opciones; a saber, la fórmula de Black-Scholes y los reticulados binomiales. La técnica ROV se ilustra con un ejemplo de una opción de transporte de gas natural licuado (GNL). Una serie de ejemplos sintéticos vinculados entre sí describe diversas formas sencillas de reticulados binomiales. Flujos de fondos descontados El análisis del flujo de fondos descontados es relativamente simple ya que predice una corriente de flujos de fondos, que entran y salen durante la vida probable de un proyecto, y luego los descuenta a una tasa determinada—habitualmente el costo promedio ponderado de capital (WACC, por sus siglas en inglés)—que refleja tanto el valor del dinero en términos de tiempo como el grado de riesgo de esos flujos de fondos. El valor temporal del dinero indica que el dinero que se tenga en el futuro vale menos que el dinero que se tiene hoy porque, a diferencia del dinero futuro, el que se tiene en mano puede ser invertido para que devengue intereses.2 Primavera de 2004 Tiempo n Flujo de fondos Factor de descuento Valor presente del flujo de fondos Presente 0 –5000 1.0000 –5000 Un año 1 +4500 0.9091 +4091 Dos años 2 +3000 0.8264 +2479 Flujo de fondos no descontados +2500 +1570 Valor presente neto n Factor de descuento = 1/(1+Tasa de descuento) > Cálculo del valor presente neto (VPN). Un factor de descuento—basado en una tasa de descuento del 10%—aplicado a los flujos de fondos futuros indica el mayor valor del efectivo en mano, comparado con el efectivo futuro. En este caso, la diferencia entre el VPN y el flujo de fondos no descontados es de casi mil, independientemente de la moneda utilizada. El elemento crucial de cualquier cálculo DCF es el valor presente neto (VPN); es decir, el valor actual de los ingresos de efectivo menos el valor actual de los egresos de efectivo, o inversiones (arriba). Un VPN positivo indica que la inversión crea valor. Un VPN negativo indica que el proyecto, como está planificado, destruye valor. El análisis DCF proporciona criterios de decisión sistemáticos y claros para todos los proyectos (véase “Cálculo del valor presente neto,” página 6). No obstante, también tiene sus limitaciones:3 • El análisis DCF es estático. Supone que un plan de proyecto está congelado y permanece inalterado y que la dirección es pasiva y se ciñe al plan original, independientemente de que se modifiquen las circunstancias. Sin embargo, la tendencia de los directivos de la empresa es modificar los planes a medida que cambian las circunstancias y se resuelven las incertidumbres. Las intervenciones de la dirección empresarial tienden a agregar valor al valor calculado por el análisis DCF. 5 Ejemplo de un yacimiento sintético Cálculo del valor presente neto En este artículo se presentan varios ejemplos utilizando un campo petrolero ficticio y modelos sintéticos simples para ilustrar algunos conceptos de valoración clave. Esta sección expone el caso y determina el valor presente neto (VPN). El campo ficticio Charon, que se encuentra ubicado en el Mar de Sargasso, corresponde a un anticlinal dividido en dos bloques por medio de una falla. El intervalo prospectivo comprende sedimentos marinos someros con un espesor de hasta 61 m [200 pies], cubiertos por una lutita que actúa como sello. El operador, Oberon Oil, ha elaborado un plan de desarrollo para obtener la primera gota de petróleo a los siguientes tres años. El plan demanda la perforación de seis pozos conectados a una plataforma de producción, asignada a tal efecto, que puede tratar 1.4 millones de m3/d [50 MMpc/D] de gas producido, disuelto en el petróleo crudo en condiciones de yacimiento. Los costos de desarrollo esperados ascenderán a 177.5 millones de dólares estadounidenses (US$) distribuidos en tres años (arriba, a la derecha). Especialistas de la compañía asignan valores a las propiedades clave del yacimiento, tales como porosidad y permeabilidad, en base a distribuciones de probabilidades (derecha). El contacto agua-petróleo no se conoce con precisión, lo que afecta el cálculo del petróleo originalmente en sitio. Se construyen varias configuraciones geológicas, que luego se utilizan para los modelos de simulación. Los recursos de hidrocarburos se computan para cálculos bajos, medios y altos; considerados representativos del petróleo en sitio presente en el 5%, 50% y 95% de los valores de la distribución de probabilidades (próxima página, extremo superior). La toma de decisiones se basa en estos tres escenarios representativos. Para cada configuración se realizan predicciones de la producción de petróleo con el programa ECLIPSE (próxima página, extremo inferior). 6 La declinación de la producción de petróleo con el tiempo, para este caso ficticio, puede ser razonablemente modelada como una función hiperbólica, lo que facilita la utilización de los resultados para las predicciones. Un modelo de flujo de fondos descontados estándar (DCF, por sus siglas en inglés) computa el VPN del proyecto. Se asume que el precio del petróleo es de US$ 25 el barril al comienzo del proyecto, con un incremento del 1% anual, una tasa impositiva del 33% para los ingresos positivos netos y con la exención del pago de impuestos para los ingresos negativos netos. En este escenario, el VPN correspondiente al caso medio para el campo Charon es de US$ 236.3 millones Costo de desarrollo total, millones de US$ Período Tiempo, años 1 0.6 2 1.2 75.0 3 1.8 107.5 4 2.4 150.0 5 3.0 177.5 50.0 > Plan de inversión para el campo sintético Charon. El cronograma de construcción de tres años se divide en cinco lapsos de tiempo de igual extensión. Estos cinco incrementos de tiempo se utilizan en ejemplos posteriores. Pozo 1 Pozo 5 Pozo 2 Pozo 4 Pozo 6 Pozo 3 Saturación de hidrocarburos 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 > Modelo de yacimiento del campo sintético Charon. Este modelo de yacimiento construido con el simulador ECLIPSE proporcionó datos de entrada para obtener predicciones de producción, utilizando un gran número de simulaciones con valores de porosidad y permeabilidad obtenidos geoestadísticamente. Oilfield Review Profundidad del contacto agua-petróleo, pies Relación entre espesor neto y total promedio para todo el campo Porosidad media 9625 0.65 12.5% 138.6 25,384 228.2 27,930 350.4 28,225 Bajo Medio 9650 0.75 14.4% Alto 9675 0.85 16.3% Petróleo original en sitio, en millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) Producción inicial de petróleo, B/D > Resultados de las configuraciones del modelo. Tres modelos representan las predicciones de producción bajas (5%), medias (50%) y altas (95%) en el campo Charon. 30,000 Régimen de producción, B/D 25,000 20,000 15,000 Alto 10,000 Medio Bajo 5,000 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 Tiempo, días 250 236.3 Valor presente, millones de US$ 200 150 100 Caso medio • El análisis DCF asume que los flujos de fondos futuros son predecibles y determinísticos. En la práctica, suele ser difícil calcular los flujos de fondos, y el método DCF a menudo sobrevalúa o subvalúa ciertos tipos de proyectos. • La mayoría de los análisis DCF utilizan un factor de descuento WACC. Pero en lugar de un factor WACC, las compañías suelen emplear una tasa crítica de rentabilidad para toda la empresa, que quizás no es representativa de los riesgos reales implícitos en un proyecto específico. Las dos primeras limitaciones se relacionan con el cambio de circunstancias acaecido después de iniciado un proyecto. Se puede realizar un nuevo análisis DCF para reflejar las nuevas circunstancias, pero quizás sea tarde para incidir en las decisiones básicas del proyecto porque el mismo ya se encuentra en ejecución. La tercera limitación, mencionada precedentemente, proviene del hecho de que las compañías adoptan tasas críticas de rentabilidad para toda la empresa a fin de que exista consistencia, en vez de volver a calcular cuidadosamente un costo WACC para cada proyecto. Un análisis de sensibilidad puede mejorar la información provista por el análisis DCF. Se evalúan las consecuencias de los posibles cambios de variables clave; por ejemplo, tasas de interés, flujos de fondos y secuencia cronológica; a fin de determinar los resultados de diversos escenarios del tipo “qué sucede si.” No obstante, la selección de las variables a modificar y el alcance de las modificaciones constituye una cuestión subjetiva. 4 El análisis de sensibilidad plantea supuestos acerca de futuras contingencias, en lugar de incorporar estas contingencias a medida que ocurren. 50 0 –50 –100 –150 –200 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 Tiempo, días > Cálculo del valor presente neto (VPN) en el campo Charon. La producción comienza al tercer año del proyecto y luego declina (extremo superior). Se muestran las predicciones del modelo de probabilidad baja (5%), media (50%) y alta (95%). El flujo de fondos acumulado del proyecto para el caso medio muestra las erogaciones de los primeros tres años seguidas por los ingresos generados durante el resto del proyecto (extremo inferior). El VPN del proyecto correspondiente al caso medio es de US$ 236.3 millones. Manejo de la incertidumbre y agregado de valor A diferencia del método DCF, la técnica ROV asume que el mundo se caracteriza por el cambio, la incertidumbre y las interacciones competitivas entre las compañías. También asume que los directivos de las compañías tienen la flexibilidad para adaptar y revisar las decisiones futuras en respuesta a las circunstancias cambiantes.5 La incertidumbre se convierte en otro componente del problema a manejar. El futuro es considerado lleno de alternativas y opciones, que pueden agregar valor en sendos casos. 4. Bailey W, Couët B, Lamb F, Simpson G y Rose P: “Riesgos medidos,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2000): 22–37. 5. Trigeorgis L: “Real Options: A Primer,” en Alleman J y Noam E (eds): The New Investment Theory of Real Options and Its Implications for Telecommunications Economics. Boston, Massachusetts, EUA: Kluwer (1999): 3. Primavera de 2004 7 La palabra opción implica valor agregado. Cuando hablamos de mantener abiertas nuestras opciones, tener más de una opción, o no excluir nuestras opciones, la implicancia subyacente es que el simple hecho de poseer la opción en general tiene valor, independientemente de que se la ejerza o no. Lo mismo es aplicable a las opciones reales. El análisis de las opciones reales se inspira básicamente en la teoría de las opciones financieras.6 Las opciones financieras son derivadas; derivan su valor de otros activos subyacentes, tales como las acciones de una sociedad. Una opción financiera es el derecho, pero no la obligación, de comprar o vender una acción en una fecha determinada (o a veces antes), a un precio preestablecido. El precio al cual se puede comprar o vender una acción, si el tomador de opciones opta por ejercer su derecho, se conoce como precio de ejercicio. Las dos clases principales de opciones son: la opción de compra—comprar la acción al precio de ejercicio de la misma—y la opción de venta—vender la acción al precio de ejercicio de la misma (abajo, a la derecha). Si el precio de la acción supera al precio de ejercicio, se utiliza la expresión in the money en relación con una opción de compra. Si es muy superior al precio de ejercicio de la opción, se emplea la expresión deep in the money. Si el precio de la acción no llega a alcanzar el precio de ejercicio de la opción, se utiliza la expresión out of the money en relación con la opción. Un inversionista no ejercería una opción del tipo N. de T.: Opciones de compra-venta: Tipo especial de contrato de opción, en el cual el tomador tiene el derecho de exigir la entrega de los papeles a un precio menor que el de mercado, a cambio de una prima fijada de antemano. N. de T.: El riesgo de downside es el riesgo correspondiente al tramo inferior de una distribución de probabilidades. Una manera de medirlo consiste en calcular en cuánto se reduce el riesgo total en caso de poder eliminar las observaciones con valores inferiores al límite marcado por la rentabilidad mínima aceptable. 6. Bishop M: Pocket Economist. Londres, Inglaterra: Profile Books in association with The Economist Newspaper (2000): 197. 7. Wilmott P: Paul Wilmott on Quantitative Finance, vol 1. Nueva York, Nueva York, EUA: John Wiley & Sons (2000): 217. 8. Una opción puede ser adosada a un activo real o a los flujos de fondos asociados con ese activo. Stewart Myers acuñó por primera vez el término “opciones reales” en el año 1985. Para mayor información, consulte: Copeland T y Antikarov V: Real Options: A Practitioner’s Guide. Nueva York, Nueva York, EUA: Texere(2001): 5. 9. Brealey R y Myers S: Principles of Corporate Finance, 6th Edition. Boston, Massachusetts, EUA: Irwin/McGraw-Hill (2000): 619. 10. Paddock J, Siegel R y Smith J: “Option Valuation of Claims on Real Assets: The Case of Offshore Petroleum Leases,” The Quarterly Journal of Economics 103, no. 3 (Agosto de 1988): 479–485. 11. Esta serie simple de opciones vinculadas ignora cualquier obligación contractual de perforar pozos o desarrollar el campo, que pudiera acompañar a una concesión. 8 out of the money ya que hacerlo costaría más que el precio de mercado para la acción. Aquí es donde cabe la advertencia de que el tomador de opciones tiene el derecho pero no la obligación de comprar la acción al precio de ejercicio de la opción. El inversionista deja que la opción caduque si el ejercicio de su derecho no le resulta beneficioso. Las opciones financieras a su vez pueden subdividirse en varias clases.7 Dos de las más comunes son las opciones europeas y las opciones americanas. Una opción europea puede ejercerse sólo en la fecha de vencimiento especificada en el contrato de opciones. Una opción americana puede ejecutarse en cualquier momento, incluso en la fecha de vencimiento. Las opciones tienen dos características importantes. En primer lugar, brindan al tomador de opciones la posibilidad de obtener una gran ganancia en alza, protegiéndose al mismo tiempo del riesgo de downside. En segundo lugar, tienen más valor cuando la incertidumbre y el riesgo son mayores. Opciones financieras y reales La valoración de las opciones reales aplica el pensamiento que subyace a las opciones financieras para evaluar activos físicos o reales. Por analogía con una opción financiera, una opción real es el derecho, pero no la obligación, de adoptar una acción que afecta a un activo físico real, a un costo predeterminado, durante un lapso de tiempo predeterminado; la duración de la opción.8 Si bien las opciones reales y financieras tienen muchas semejanzas, la analogía no es exacta. La técnica ROV permite que los directivos de las empresas evalúen las opciones reales para agregar valor a sus empresas, proveyéndoles una herramienta para reconocer y actuar ante nuevas oportunidades con el objetivo de aumentar las ganancias o mitigar las pérdidas.9 Si bien muchos directores no están acostumbrados a evaluar opciones reales, sí están familiarizados con el concepto de intangibles del proyecto. La técnica ROV ofrece a los directores empresariales una herramienta para trasladar algunos de esos intangibles a un ámbito en el que puedan ser abordados en forma tangible y coherente. Los desarrollos petroleros y las operaciones mineras fueron, entre otros, los primeros ejemplos utilizados por los pioneros de la técnica ROV para demostrar el paralelismo entre las opciones reales y las opciones financieras (véase “Cómo las compañías petroleras utilizan la valoración de las opciones reales,” página siguiente).10 Las etapas de exploración, desarrollo y producción de un campo petrolero pueden visualizarse como una serie de opciones vinculadas.11 En la etapa de exploración, la compañía tiene la opción de invertir dinero en exploración y recibir, a cambio, recursos prospectivos de petróleo y gas. Se trata de una opción similar a la opción sobre acciones, que le confiere al tomador el derecho, pero no la obligación, de pagar el precio de ejercicio de ese derecho y recibir las acciones. El dinero que se invierte en levantamientos sísmicos y en perforación exploratoria es análogo al precio de ejercicio de la opción; los recursos descubiertos son análogos a las acciones. Una opción de exploración vence el día en que caduca la concesión. Una vez que la compañía ejerce su opción de explorar, está en condiciones de decidir si ejercer una segunda opción; la de desarrollar el campo petrolero. Esto confiere a la compañía el derecho, pero no la obligación, de desarrollar los recursos descubiertos en cualquier momento hasta la fecha de abandono de la concesión por un monto de dinero establecido por el costo de desarrollo del campo. Si la compañía ejerce la opción de desarrollo, obtiene recursos de hidrocarburos en condiciones de ser explotados. Opción de compra—el derecho, pero no la obligación, de comprar acciones al precio de ejercicio de la opción dentro de un determinado período. Opción de venta—el derecho, pero no la obligación, de vender acciones al precio de ejercicio de la opción dentro de un determinado período. Widgets, Inc., tiene un precio por acción moderadamente volátil, que actualmente es de US$ 100. Por un pequeño arancel, un inversionista puede adquirir una opción de compra con un precio de ejercicio de US$ 110. Si el precio de la acción posteriormente sube a US$ 120, el tomador de opciones podría ejercer la opción de comprar las acciones por el precio de ejercicio acordado de US$ 110 para venderlas en el mercado libre a US$ 120, obteniendo una ganancia de US$ 10 por acción menos el arancel por la compra de la opción. Alternativamente, si el inversionista tiene una opción de venta con un precio de ejercicio de US$ 90 y las acciones de Widgets, Inc. caen por debajo de los US$ 90, el tomador de opciones se beneficiará comprando acciones en el mercado libre al precio más bajo y ejerciendo la opción de venderlas a US$ 90. Ambos ejemplos ignoran los aranceles de transacción que se pagan habitualmente a los agentes bursátiles. > Opciones de compra y venta. Oilfield Review Cómo las compañías petroleras utilizan la valoración de las opciones reales Compañías tan diversas como BP, ChevronTexaco, Statoil, Anadarko y El Paso se han mostrado interesadas en la técnica de valoración de las opciones reales (ROV, por sus siglas en inglés). Normalmente la consideran un complemento de técnicas tales como el flujo de fondos descontados (DCF, por sus siglas en inglés) y el análisis del árbol de decisiones, más que como un método de valoración independiente. A mediados de la década de 1990, en la dirección ejecutiva de Texaco (ahora ChevronTexaco), las opiniones estaban divididas acerca de qué hacer con una importante concesión situada en un país en desarrollo. La concesión contenía numerosos descubrimientos de petróleo existentes y muchos otros descubrimientos importantes sin desarrollar. Se encontraba en una etapa de exploración inicial.1 Parte del cuerpo directivo de la compañía quería vender el activo, utilizando el producto de la venta para proyectos más eficaces respecto del capital invertido, mientras que otros integrantes del equipo consideraban que este activo podía conducir a otras oportunidades de operaciones destinadas a aumentar la rentabilidad y al desarrollo de relaciones valiosas en la región. La dirección de la compañía utilizó la técnica ROV para decidir qué acción sería mejor para la empresa. Los resultados de la técnica ROV fundamentaron parcialmente ambos puntos de vista. Después de incluir los valores de opciones clave, la técnica ROV indicaba que el activo era mucho menos valioso que lo sugerido por el método DCF. No obstante, había suficiente valor como para convencer a Texaco de que conservara el activo hasta resolver algunas de las incertidumbres presentes, pero que estuviera preparada para venderlo si el precio era bueno. Por otra parte, la técnica ROV posibilitó una reestructuración importante del plan base. Texaco creía que la técnica ROV ayudaría a sus ejecutivos a lograr un mejor conocimiento estratégico de su unidad de explotación.2 Un análisis reciente de una transacción que tuvo lugar a comienzos de la década de 1990, y que contó con Amoco (ahora BP) y la compañía independiente de petróleo y gas Apache Corporation como protagonistas, demostró cómo el análisis de las opciones reales puede Primavera de 2004 revelar valores que no se ponen de manifiesto cuando se utiliza el análisis DCF por si solo.3 En 1991, luego de una revisión estratégica, Amoco decidió deshacerse de algunas propiedades marginales de petróleo y gas ubicadas en los Estados Unidos. Formó una compañía nueva, independiente, MW Petroleum Corporation, como titular de sus participaciones en 9500 pozos distribuidos a través de más de 300 campos petroleros. Apache manifestó su interés en la obtención de las propiedades pero la invasión de Kuwait por parte de Irak en la primavera de ese año había llevado los precios del petróleo a récords históricos, aumentando al mismo tiempo la incertidumbre asociada con los mismos. Amoco y Apache coincidían respecto de la mayor parte de las disposiciones pertinentes a la transacción de MW Petroleum, pero no en lo referente a las proyecciones del precio del petróleo. La discrepancia era de aproximadamente un 10 por ciento. Las dos compañías llegaron a un punto de confluencia al acordar compartir el riesgo representado por los futuros movimientos del precio del petróleo. Amoco garantizó a Apache que si los precios del petróleo caían por debajo de un nivel de precios previamente acordado, durante los dos primeros años posteriores a la venta, le pagaría una compensación. Por su parte, Apache le pagaría a Amoco si los precios del petróleo o del gas superaban un nivel de precios compartidos estipulado. La cartera de MW Petroleum incluía 19.2 millones de metros cúbicos de petróleo crudo equivalente (MMm3pce) [121 MMbpce)] de reservas comprobadas de petróleo y gas, más 22.7 MMm3pce [143 MMbpce] de reservas probables y posibles. Esta transacción fue reexaminada por analistas independientes en el año 2002. Los analistas compararon una valoración DCF determinística de los activos de MW Petroleum con una valoración de las opciones reales. El valor DCF de US$ 359.7 millones fue de US$ 80 millones menos que el resultado ROV de US$ 440.4 millones lo que indica un valor adicional en los activos no incluido en el análisis DCF.4 En comparación, el precio de compra acordado por Amoco y Apache fue de US$ 515 millones, además de 2 millones de acciones de la compañía. Ambos métodos arrojaron valores inferiores al precio real, pero la valoración ROV se aproximó mucho más que la valoración DCF. En un tercer ejemplo, Anadarko, una compañía independiente con base en Houston, es una empresa entusiasta de la técnica ROV.5 En un análisis ROV, realizado recientemente por la compañía, se examinó el impacto de la postergación de un proyecto hasta disponer de nuevas tecnologías.6 Anadarko tenía una oportunidad de desarrollo en aguas profundas que decidió abordar en dos etapas. Al final de la etapa de exploración (primera etapa), se habían resuelto las incertidumbres planteadas acerca del volumen de petróleo y gas originalmente en sitio. En la fase de desarrollo, el operador podía decidir desarrollar el campo utilizando medios convencionales o esperar a desarrollarlo utilizando nueva tecnología de terminación submarina que en ese momento todavía se encontraba en la etapa de investigación y desarrollo. El análisis convencional que ignora el valor de la flexibilidad demostró que el desarrollo del campo utilizando la tecnología disponible en ese momento arrojaría un valor de US$ 4 millones. La inclusión de la flexibilidad asociada con la capacidad de esperar hasta poder disponer de la nueva tecnología—utilizando una opción de postergación y esperando hasta que estuviera lista la nueva tecnología—aumentó el valor a US$ 50 millones. 1. Faiz S: “Real-Options Application: From Successes in Asset Valuation to Challenges for an Enterprise Wide Approach,” artículo de la SPE 68243, Journal of Petroleum Technology 53, no. 1 (Enero de 2001): 42–47, 74. Este artículo surgió de la revisión para su publicación del artículo SPE 62964, presentado originalmente en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000. 2. Faiz, referencia 1. 3. Chorn L y Sharma A: “Project Valuation: Progressing from Certainty through Passive Uncertainty to Active Project Management,” artículo de la SPE 77585, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 4. Tufano P: “How Financial Engineering Can Advance Corporate Strategy,” Harvard Business Review 74, no. 1 (Enero–Febrero de 1996): 143–144. 5. En su informe anual de 2001, Anadarko manifiesta que “busca maximizar el valor de la empresa manteniendo un balance sólido y aplicando la teoría de opciones como ayuda en la toma de decisiones de inversión.” 6. Rutherford SR: “Deep Water Real Options Valuation: Waiting for Technology,” artículo de la SPE 77584, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 9 Comparación de opciones financieras y reales Opción de compra financiera Variable Opción real de desarrollo de reservas de hidrocarburos Precio de las acciones S Valor presente neto de las reservas de hidrocarburos desarrolladas Precio de ejercicio de la opción X Valor presente de las erogaciones para el desarrollo de reservas Plazo hasta el vencimiento T Por ejemplo, tiempo remanente de la concesión, tiempo transcurrido hasta el primer hallazgo de petróleo o gas Volatilidad del precio de las acciones rf Tasa de interés libre de riesgo Dividendos no cobrados σ Volatilidad de los flujos de fondos provenientes de las reservas de hidrocarburos δ Ingresos o ganancias no percibidos Tasa de interés libre de riesgo > Comparación entre opciones financieras y opciones reales. Las variables de una opción de compra financiera pueden relacionarse con variables similares para una opción real de desarrollo de reservas petroleras. La opción final es la opción de producir. La compañía tiene ahora el derecho, pero no la obligación, de invertir dinero en la extracción del petróleo y el gas del subsuelo para su envío al mercado. Y lo hará sólo si se resuelven varias incertidumbres; fundamentalmente que existan probabilidades de que el precio del petróleo haga rentable su producción. Esta serie de opciones se denomina opciones secuenciales o compuestas porque cada opción depende del previo ejercicio de otra.12 La opción de explotación del campo depende de que se ejerza la opción de desarrollo del mismo, y ésta a su vez depende del ejercicio de la opción de exploración. En cada etapa, una compañía obtiene información para determinar si el proyecto ha de pasar a la etapa siguiente. Comparación de parámetros de opciones financieras y reales Las variables utilizadas para valorar una opción financiera pueden ser comparadas con sus análogos en las opciones reales. Una opción de desarrollo de reservas petroleras, por ejemplo, es similar a una opción de compra financiera (arriba). El VPN de las reservas de hidrocarburos desarrolladas—es decir, lo que valdrían a los precios de hoy—es similar al precio de las acciones subyacentes, S, en una opción financiera. El VPN de las erogaciones necesarias para desarrollar las reservas se asemeja al precio de ejercicio de una opción financiera, X. El tiempo insumido en una concesión de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) es equivalente al plazo transcurrido hasta el vencimiento de una opción financiera, T. La tasa de retorno libre de riesgo, rf —la tasa de retorno sobre un activo garantizado, tal como los bonos o títulos del Estado—es idéntica para las opciones financieras y para las opciones reales. La volatilidad de los flujos de fondos de un proyecto de E&P, incluyendo las incertidumbres asociadas con el precio de los hidrocarburos, es análoga a la volatilidad 10 de los precios de las acciones, σ. Por último, las ganancias no percibidas a raíz de la postergación de la producción se asemejan a los dividendos no cobrados de la opción financiera, δ. En la medida que la dirección de la empresa toma una opción no ejercida de inversión en un proyecto, renuncia al flujo de capital que habría existido si el proyecto hubiera generado ingresos. Las analogías entre las opciones reales y las opciones financieras no son exactas. Si se obliga a las opciones reales a encuadrarse en un marco de opciones financieras convencionales, los resultados pueden ser engañosos. Una diferencia clave entre las dos clases de opciones es que el precio de ejercicio de una opción financiera normalmente es fijo. Para una opción real, el precio está asociado con los costos de desarrollo, y puede ser volátil, fluctuando con las condiciones del mercado, los precios de las compañías de servicios y la disponibilidad de equipos de perforación. En la industria de E&P, la volatilidad es normalmente un valor consolidado que comprende la incertidumbre propia de muchas cosas, incluyendo los precios del petróleo y los regímenes de producción. La determinación de la volatilidad de las opciones reales puede ser compleja. Otra diferencia clave entre las opciones financieras y las opciones reales radica en las incertidumbres que rodean al activo subyacente de una opción. Con una opción financiera, la incertidumbre es externa. La opción es un arreglo entre dos extraños—el oferente de la opción y el comprador de la opción—ninguno de los cuales puede influir en la tasa de retorno sobre las acciones de la compañía.13 Por el contrario, una compañía que posee una opción real puede incidir en el activo subyacente—por ejemplo, mediante el desarrollo de nuevas tecnologías para el activo—y en las acciones de los competidores—por ejemplo, desarrollando una propiedad adyacente primero, como se describe más adelante—lo que a su vez puede afectar la naturaleza de la incertidumbre con que se enfrenta la compañía.14 Método de valoración de opciones Black-Scholes Las opciones reales a menudo se valoran utilizando técnicas de fijación de precios de opciones financieras. No obstante, la valoración de las opciones reales puede ser extremadamente compleja, de modo que cualquier técnica de opciones financieras que se adopte, sólo proporcionará una valoración aproximada. En este artículo se analizan dos enfoques: la fórmula de Black-Scholes (una solución cerrada) y los reticulados binomiales. Los primeros intentos de aplicación del método DCF para valorar opciones se fundaron en la tasa de descuento adecuada a utilizar y en el cálculo de la distribución de probabilidades de los retornos de una opción. Una opción es generalmente más riesgosa que el capital accionario subyacente pero nadie sabe en qué grado.15 Según Fischer Black, Myron Scholes y Robert Merton, creadores de la fórmula de Black-Scholes-Merton—más comúnmente conocida como fórmula de Black-Scholes—se podía fijar el precio de las opciones utilizando el principio de arbitraje con una cartera construida para carecer de riesgos, superando absolutamente la necesidad de tener que estimar las distribuciones de retornos.16 Estos autores demostraron que era posible establecer el valor de una opción construyendo una cartera réplica, consistente en una cierta cantidad de acciones en el activo subyacente y una cierta cantidad de bonos libres de riesgo. La cartera se construye de forma tal que sus flujos de fondos reproducen exactamente a los flujos de fondos de la opción. Los precios de 12. Copeland y Antikarov, referencia 8: 12–13. 13. El caso de los ejecutivos de una compañía que reciben opciones sobre acciones como incentivo para mejorar el valor de la compañía constituye una excepción. 14. Copeland y Antikarov, referencia 8: 111–112. 15. Ross S y Jaffe J: Corporate Finance. Boston, Massachusetts, EUA: Irwin (1990): 576. 16. La fórmula de Black-Scholes calcula el valor de una opción de compra, C: C = S * e – δ T * {N(d 1)} – Xe – rf T * {N(d 2)}, – donde d 1 = {ln(S/X) + (rf - δ + σ2/2) T}/ (σ * √T), – d 2 = d 1 - σ * √T, y donde M(d) = función de distribución normal acumulada, ln es el logaritmo natural y los otros términos se definen en el texto. 17. Rogers J: Strategy, Value and Risk—The Real Options Approach. Basingstoke, Inglaterra: Palgrave (2002): 61. 18. En una opción europea, se asume que la incertidumbre queda completamente resuelta en la fecha de vencimiento. No obstante, la valoración de las opciones de tipo americanas puede ser más compleja y exige ciertos cuidados. Una opción americana puede ejercerse en cualquier momento antes de su vencimiento, pero eso no significa de ninguna manera que la incertidumbre haya sido resuelta en el momento de tomar la decisión. Es probable que la información nueva sobre las incertidumbres del proyecto fluya todo el tiempo, haciendo que la decisión se base en información incompleta. A menos que toda la incertidumbre pertinente haya sido resuelta, sería prudente esperar hasta último momento para decidir sobre la opción. Oilfield Review 0 1 2 3 4 5 Distribución de probabilidades de activos futuros S0u5 S0u4 S0u3 S0u3d1 S0u2 S0u2d1 S0u2d2 S0u1d1 S0d1 S0u3d2 S0u1d2 S0d2 S0u2d3 S0u1d3 S0d3 u = exp(σ √∆T ) d= 1 u Reticulado grande S0u1d4 S0d4 Precio S0u1 S0 S0u4d1 S0d5 Probabilidad > Construcción de un reticulado del activo subyacente. El valor determinístico del activo hoy, tal como el precio de una acción, se ubica en el nodo del extremo izquierdo del reticulado (izquierda). En el primer incremento de tiempo, este valor puede aumentar en un factor multiplicativo, u, que se basa en la volatilidad, σ, y en la magnitud del incremento de tiempo, ∆T, o puede disminuir en la inversa de ese factor, d. De un modo similar, cada nodo de los incrementos de tiempo subsiguientes puede aumentar o disminuir, generando un reticulado expandido. Los resultados de un reticulado de cinco incrementos de tiempo son de baja resolución. Al aumentarse la cantidad de incrementos de tiempo, ∆T se reduce y la resolución aumenta a medida que el reticulado se agranda. Se puede obtener una distribución de probabilidades de activos futuros (curva verde) a partir de los valores de la columna de la derecha de un reticulado con miles de incrementos de tiempo (derecha). Los supuestos que rigen la definición de los factores u y d siempre dan lugar a una distribución normal logarítmica del valor del activo en la fecha de vencimiento; éste es un supuesto básico del modelo de Black-Scholes. los bonos y de las acciones subyacentes se observan directamente en el mercado financiero, de modo que se conoce el valor de la cartera réplica. Si la opción se vendiera a un precio diferente al de la cartera réplica, habría dos activos idénticos—la opción y la cartera réplica—vendiéndose a precios diferentes en el mismo momento. Cualquier inversionista en este caso utilizaría la estrategia de arbitraje, comprando el activo más barato de los dos y vendiendo el más caro para extraer ventajas de la desigualdad de precios. La existencia de la cartera réplica implica que hay una combinación de la opción y el activo subyacente que carece de riesgos. En efecto, la tasa libre de riesgo se utiliza como tasa de descuento durante el cálculo del precio de la opción y normalmente se toma como la tasa de interés sobre un instrumento financiero que cuenta con la garantía del Estado, como los Bonos del Tesoro de los EUA.17 La fórmula de Black-Scholes tiene una aplicabilidad bastante limitada. La fórmula representa una solución cerrada de una expresión más general—la ecuación diferencial en derivadas parciales de Black-Scholes—para el caso de las opciones de compra y venta europeas, que sólo pueden ser ejercidas en su fecha de vencimiento. La mayoría de las opciones rea- Primavera de 2004 les no son análogas a las opciones europeas. No obstante, la ecuación diferencial en derivadas parciales de Black-Scholes en sí tiene una aplicabilidad mucho mayor. Con las condiciones de contorno adecuadas, esta ecuación diferencial en derivadas parciales puede ser resuelta—en general numéricamente—para evaluar diversos tipos de opciones, tales como las opciones americanas y las opciones compuestas. Un método numérico que utiliza reticulados binomiales es aplicable a un amplio rango de opciones. Dado que este proceso de valoración puede ser visualizado en un diagrama, los reticulados son relativamente fáciles de comprender, si bien los problemas reales habitualmente son más complejos que los reticulados simples que se muestran en este artículo. Valoración de opciones mediante reticulados binomiales Los reticulados binomiales permiten a los analistas valorar las opciones tanto europeas como americanas.18 Esta sección describe cómo construir un reticulado para una opción de compra europea simple. Un reticulado es una forma de demostrar cómo cambia el valor de un activo con el tiempo, dado que el activo tiene una volatilidad particular. Un reticulado binomial tiene sólo dos movimientos posibles en cada incremento de tiempo—hacia arriba o hacia abajo. Se asemeja a un abanico puesto de costado. La técnica ROV utiliza dos reticulados, el reticulado del activo subyacente y el reticulado de valoración. Reticulado del activo subyacente—El reticulado de fijación de precios del activo subyacente, también conocido simplemente como reticulado del subyacente, se lee de izquierda a derecha e indica cómo pueden evolucionar los valores futuros del activo. El valor del nodo izquierdo extremo es el VPN del activo subyacente, calculado a partir del modelo DCF. En cada intervalo de tiempo, el valor del activo aumenta en un factor multiplicativo u (mayor que 1), o disminuye en un factor multiplicativo d (entre 0 y 1), representado como un incremento de tiempo hacia arriba o un incremento de tiempo hacia abajo en el reticulado (arriba). Los factores u y d, que determinan los movimientos ascendentes y descendentes en cada nodo, son funciones de la volatilidad del activo subyacente y del tiempo que media entre los períodos en consideración. Los nodos de la derecha del reticulado representan la distribución de los posibles valores futuros del activo. 11 Costo de ejercicio X = US$ 100 0 1 2 3 4 5 Máximo (S–X, 0) US$ 80 US$ 67.66 C Precio de las acciones, S, en la fecha de vencimiento US$ 180 US$ 50 US$ 150 US$ 20 US$ 120 US$ 0 US$ 90 US$ 0 US$ 60 US$ 0 US$ 30 Valor de la opción p= exp (rf*∆T )-d u-d > Construcción de un reticulado de valoración. Los nodos de un reticulado de valoración se construyen de derecha a izquierda. El valor del activo, tal como el precio de las acciones, S, en la fecha de vencimiento se toma del reticulado del activo subyacente. El costo de ejercicio de la opción, X, se conoce por anticipado. Los nodos de la Columna 5 contienen la diferencia entre el precio de las acciones y el precio de ejercicio de la opción, a menos que esa diferencia sea negativa, en cuyo caso el nodo contiene el valor cero. El valor del nodo rotulado con la letra C proviene de los dos nodos adyacentes de la Columna 5, A y B, y utiliza la probabilidad neutral al riesgo, p, como se muestra en la fórmula (extremo inferior izquierdo). Los nodos y columnas restantes se construyen de un modo similar, de derecha a izquierda. El nódulo unitario de la izquierda contiene el valor de la opción. El tema más difícil de la construcción del reticulado del activo subyacente es la estimación de la volatilidad. Este valor debe reflejar las incertidumbres, tanto económicas como técnicas, asociadas con el valor del activo subyacente y la forma en que estas incertidumbres evolucionan con el tiempo.19 Los métodos de estimación de la volatilidad no son triviales y su análisis trasciende el alcance de este artículo. En resumen, el reticulado del subyacente ilustra las posibles trayectorias que adoptará en el tiempo el valor de un activo subyacente—tal como el precio de una acción, y valores similares designados con S—dado que tiene cierta volatilidad. Reticulado de valoración—El reticulado de valoración tiene exactamente la misma cantidad de nodos y ramificaciones que el del activo subyacente (arriba). Los analistas trabajan hacia atrás, desde los valores de los nodos terminales de la derecha hacia la izquierda del reticulado. El valor colocado en cada nodo terminal es el máximo entre cero y la diferencia entre el valor S y el precio de ejercicio X, MAX(S – X, 0). 12 Recuperación de una inversión A B C = [ p*A+(1-p)*B]*exp(-rf*∆T ) Garantía de desarrollo de un yacimiento sintético La desaprobación de los valores negativos refleja el derecho del tomador de negarse a ejercer una opción con valor negativo. A partir de estos valores iniciales en los nodos terminales, es posible trabajar hacia atrás a través del reticulado—utilizando un proceso denominado inducción inversa—para obtener un valor de la opción en el nodo izquierdo extremo del reticulado. La inducción inversa se basa en un factor p, la probabilidad neutral con respecto al riesgo, de un movimiento en el precio del activo subyacente. Se trata de la probabilidad que prevalecería en un mundo en el que los inversionistas fueran indiferentes al riesgo. La aplicación de este concepto a cada uno de los pares de nodos verticalmente adyacentes del reticulado proporciona el valor de la opción real en el nodo izquierdo extremo del reticulado. 19. Algunos especialistas en ROV sostienen que es mejor mantener las incertidumbres técnicas separadas de las incertidumbres asociadas con el mercado, especialmente cuando la toma de decisiones gerenciales está vinculada con la resolución de incertidumbres técnicas. Oberon, operador del campo ficticio Charon, tiene dudas con respecto a la futura viabilidad económica del campo petrolero. Para protegerse frente a un resultado negativo, la compañía ha entablado negociaciones con Thalassa Energy, compañía empeñada en agregar los activos del Mar de Sargasso a su cartera. Thalassa ofrece a Oberon, por una prima inicial de US$ 45 millones, una garantía para adquirir el campo Charon y reintegrar a Oberon todos los costos de desarrollo incurridos hasta la fecha de ejercicio de la opción, si Oberon opta por ejercer la opción. Se asume que el valor de rescate, en cualquier momento, es la cantidad invertida a esa altura de los hechos. Oberon realiza una valoración de las opciones reales (ROV, por sus siglas en inglés) para determinar si la flexibilidad para resarcirse de los gastos de desarrollo vale el precio pedido por Thalassa. La técnica ROV consiste en cuatro incrementos de tiempo: identificación del activo subyacente, determinación de su volatilidad, construcción de los reticulados e interpretación del valor de la opción. Oberon identifica el activo subyacente como el VPN del proyecto de Charon. Este VPN exhibe una distribución de probabilidades normal logarítmica, de manera que la volatilidad del activo subyacente se basa en el logaritmo de los flujos de fondos futuros. La simulación de Monte Carlo efectuada sobre el modelo DCF indica que la volatilidad anual implícita es del 66.41%, incluyendo las incertidumbres tanto privadas como públicas. Los ingenieros construyen un reticulado del activo subyacente con un incremento de tiempo de 0.6 años utilizando un reticulado binomial de cinco incrementos (próxima página). El valor del activo, S, o el VPN de Oberon para el proyecto sin ninguna flexibilidad de parte del potencial de recuperación asciende a US$ 236.3 millones (véase “Cálculo del valor presente neto,” página 6). Oilfield Review La tasa, libre de riesgo, para el período de tres años en consideración es del 5% anual. Los reticulados de valoración y de decisión son idénticos, en lo que respecta a forma, al reticulado del activo subyacente. Estos reticulados permiten a Oberon interpretar el valor de la opción. La flexibilidad adicional, provista por el contrato de Thalassa, incrementa el VPN de Charon a US$ 285.5 millones. Éste es el valor que un mercado libre racional, sin fricciones, asignaría al proyecto, dada la misma información. Son US$ 49.3 millones más que el VPN sin flexibilidad; simplemente gracias a la presencia de la opción de rescate. La dirección de Oberon debería aceptar una oferta para proporcionar esta flexibilidad por US$ 45 millones ya que aparentemente Thalassa subvaluó la opción en US$ 4.3 millones; es decir, la diferencia entre el valor de la opción y el precio de la prima. Esta subvaloración aparente indica que Thalassa tiene una percepción del riesgo y de la incertidumbre diferente a la de Oberon. Reticulado del activo subyacente Parámetros de entrada σ = 66.41% ∆T = 0.6 u = exp(σ√∆T ) = exp(0.6641*√0.6) = 1.67265 5 2 236.3 = 0.59785 141.3 exp(rf *∆T)-d u-d = exp(0.05*0.6)-0.59785 1.67265-0.59785 p= 141.3 84.4 84.4 50.5 50.5 30.2 = 0.40250 18.0 Valor de rescate Reticulado de valoración y de decisión Período Años Valor, millones de US$ 50.0 0.6 1 2 1.2 75.0 3 1.8 107.5 4 2.4 150.0 5 3.0 177.5 3 1105.7 2 668.1 1 420.6 4 1849.4 661.0 continuar 407.4 285.5 395.2 conservar 257.3 275.3 continuar continuar 209.1 conservar 1105.7 conservar continuar continuar 5 3093.3 continuar continuar continuar 200.4 continuar Primavera de 2004 395.2 236.3 236.3 141.3 comenzar > Opción real para recuperación. El reticulado del activo subyacente comienza con el valor presente neto del proyecto en el nodo izquierdo y los valores potenciales futuros de los proyectos a la derecha (extremo superior derecho). Los parámetros de multiplicación, u y d, se calculan a partir de los datos de entrada de la volatilidad, σ, y de la magnitud del incremento de tiempo, ∆T (extremo superior izquierdo). El valor de rescate se basa en la inversión hasta la fecha (centro, a la izquierda). El reticulado de valoración y de decisión tiene la misma forma que el reticulado del subyacente pero se construye de derecha a izquierda (centro, a la derecha). La última columna del reticulado de valoración se construye comparando el nodo equivalente del reticulado del subyacente con el valor de rescate del incremento de tiempo final (extremo inferior derecho). Si el valor de rescate es mayor, se ingresa esa cantidad y se registra la decisión de rescate. De lo contrario, el valor del nodo del reticulado del subyacente se utiliza para el nodo del reticulado de valoración, y la decisión consiste en conservar la propiedad. El valor del nodo de la siguiente columna a la izquierda proviene de la regresión inversa a partir de los dos nodos adyacentes, como lo indican las flechas. Ese valor implica la probabilidad neutral al riesgo, p, la tasa de interés libre de riesgo, rf, y la magnitud del incremento de tiempo, ∆T (extremo inferior izquierdo). 1105.7 395.2 395.2 3093.3 661.0 661.0 1 1 d= 1 = u 1.67265 3 1105.7 4 1849.4 177.5 rescatar continuar 175.2 continuar 172.3 continuar 167.2 continuar 177.5 rescatar 172.3 continuar 177.5 rescatar Proceder de derecha a izquierda Rescatar la propiedad si < 177.5 3093.3 Ejemplo: cálculo por inducción inversa [ = 3093.3 1849.4 * p+ 1105.7 Conservar la propiedad 3093.3 1105.7 Conservar la propiedad 1105.7 395.2 Conservar la propiedad 395.2 177.5 Rescatar la propiedad 141.3 177.5 Rescatar la propiedad 50.5 177.5 Rescatar la propiedad 18.0 1849.4 * (1-p)] * exp(- r f* ∆ T ) 661.0 257.3 172.3 172.3 Reticulado de valoración y de decisión Reticulado del subyacente 13 Los reticulados binomiales se conocen comúnmente como árboles binomiales. No obstante, los dos métodos operan en forman diferente. Los árboles requieren que un analista especifique las probabilidades y las tasas de descuento adecuadas en cada nodo, lo que puede ser muy subjetivo. La técnica ROV, que incorpora ideas tales como la probabilidad neutral al riesgo de incertidumbre financiera y la tasa de interés libre de riesgo, es menos subjetiva20 Tipos de las opciones reales Los analistas generalmente clasifican las opciones reales por el tipo de flexibilidad que dan al tomador.21 Las opciones pueden existir naturalmente o pueden incorporarse en un proyecto. La dirección de la compañía puede posponer la inversión, expandir o contraer un proyecto, abandonar el proyecto para la recuperación o cambiarlo por otro plan. También se pueden crear opciones compuestas.22 Opción de posponer la inversión—Una oportunidad de invertir en algún momento futuro puede ser más valiosa que una oportunidad de invertir en forma inmediata. La opción de postergación brinda al inversionista la posibilidad de esperar hasta que las condiciones se vuelvan más favorables o abandonar un proyecto si las condiciones se deterioran. Una concesión de E&P, por ejemplo, puede permitir que una compañía petrolera espere hasta que se resuelvan las incertidumbres existentes en torno a los precios del petróleo y del gas y acerca de la tecnología de desarrollo. La compañía sólo invertiría en exploración y desarrollo si el precio del petróleo aumentase lo suficiente para asegurar la rentabilidad de la superficie desarrollada de la concesión. Si los precios declinaran, la compañía dejaría caducar la concesión y vendería lo que resta de la misma a otra compañía. El precio de ejercicio de la opción es el dinero requerido para desarrollar el área. Opción de expandir o contraer un proyecto—Una vez desarrollado un proyecto, la dirección de la empresa podrá optar por acelerar el régimen de producción o modificar la escala de producción. En un campo de petróleo o gas, se puede disponer de la opción de aumentar la producción invirtiendo en un plan de recuperación asistida de petróleo o perforando pozos satélites. La oportunidad de inversión original es definida como el proyecto inicial más una opción de compra sobre una oportunidad futura. Opción de abandonar un proyecto para la recuperación—Si los precios del petróleo y del gas ingresan en lo que parecería ser un período de declinación prolongado, la dirección de la empresa podrá optar por abandonar el proyecto y 14 vender cualquier equipo de capital acumulado en el mercado libre. Como alternativa, podrá vender el proyecto o su participación en el mismo, a otra compañía cuyos planes estratégicos tornen más atractivo dicho proyecto (véase “Recuperación de una inversión,” página 12). Vender por el valor de recuperación o de rescate sería similar a ejercer una opción de venta americana. Si el valor del proyecto cae por debajo de su valor de liquidación, la compañía podrá ejercer su opción de venta. Opción de cambio por otro plan—Una opción de cambio puede proporcionar una cobertura frente a la probabilidad de que otra tecnología o proyecto resulte más económico en el futuro (véase “Opción de cambio,” página 16). Opciones secuenciales o compuestas—Las opciones reales pueden conducir a oportunidades de inversión adicionales cuando se ejercen. El proceso de exploración, desarrollo y producción descripto más arriba correspondía a una opción secuencial. Este listado de opciones no es exhaustivo ya que se dispone de muchas otras clases de opciones. El Paso Corporation, la más grande compañía de oleoductos de América del Norte y proveedor líder de servicios de gas natural, utilizó una opción spread—en base a una diferencia de precios entre diferentes localizaciones—para evaluar una nueva línea de negocios. Existen muchas otras opciones spread posibles; por ejemplo; las que se basan en precios diferentes, en diferentes momentos, o en las diferentes etapas del procesamiento de un producto básico. Opciones reales para el transporte de GNL El Paso posee una terminal de gas natural licuado (GNL) en la Isla de Elba, Georgia; EUA, una de las cuatro terminales terrestres de EUA. La compañía investigó la posibilidad de comprar embarcaciones de transporte y expandirse para incluir el negocio del transporte del GNL. Cada buque tanque, especialmente equipado para ser utilizado en el transporte de GNL con una capacidad de regasificación adecuada para descargar en boyas marinas denominadas boyas puente de energía, cuesta varios cientos de millones de US$. La esencia del problema con que se enfrentaba el equipo de evaluación era cómo valorar la flexibilidad en términos de transporte marítimo y derivación. La compañía tenía una variedad de puntos de origen y destino potenciales para el GNL, y la evaluación apuntaba a determinar cuántos buques tanque debería comprar El Paso. El Paso consideraba que el método DCF no resultaba útil para este análisis. El mercado del GNL y las operaciones de transporte marítimo asociadas eran temas relativamente nuevos para El Paso, y la compañía no tenía antecedentes en lo referente a los pronósticos de ingresos y costos requeridos por el método DCF. Aun si hubieran estado disponibles esos pronósticos, la técnica DCF carece de la flexibilidad necesaria para reflejar el valor adicional de una diferencia de precios entre puntos de entrega, que tiene lugar sólo durante un breve lapso de tiempo. El equipo trató de modelar el caso simple de puntos de origen y destino fijos utilizando el método DCF, pero el modelo no pudo valorar correctamente las opciones intrínsecas que permitirían a El Paso no vender si el precio de entrega del GNL no cubría los costos variables. El caso base para esta ROV implica el transporte del GNL desde una terminal situada en Trinidad, Indias Occidentales, hasta la instalación que tiene la compañía en la Isla de Elba. El productor de GNL en Trinidad pagaría los costos de infraestructura para permitir la implementación de este caso base y a su vez recibiría el precio neto del gas, que es el precio del gas vigente en la Isla de Elba menos el costo de envío y regasificación, y menos el margen pagado a El Paso. Por ejemplo, para el análisis presentado en este artículo, se asumió un margen de 0.20 US$/MMBtu [0.19 US$/millón de J]. El VPN de este negocio a lo largo de 20 años fue de US$ 176.7 millones. La primera opción evaluada incluyó la flexibilidad en la derivación; agregando una segunda terminal de destino costa afuera de Nueva York, Nueva York, EUA. El Paso evaluó tanto los valores intrínsecos como los valores extrínsecos de esta opción. El valor intrínseco de esta opción spread representa la diferencia de precios—el margen de base—entre los mercados de Georgia y Nueva York (próxima página). El valor extrínseco incluye los efectos del tiempo y refleja la probabilidad de que el margen de base cambie a lo largo del período de análisis consistente en 20 años. En esta opción spread, El Paso compraría el GNL sobre la base del precio vigente en la Isla de Elba y lo vendería al precio vigente en Nueva York, cuando esa elección agregara valor. De lo contrario, El Paso vendería al precio de Elba y no recibiría ningún valor incremental. Con un margen de base promedio de 0.62 US$ /MMBtu N. de T.: Opción spread. Posición en opciones que comprende la compra de una acción a un precio de ejercicio y la venta simultánea de otra opción sobre el mismo activo subyacente, pero diferentes precios de ejercicio y/o fecha de vencimiento. 20. Mun, referencia 3: 242–245. 21. Rogers, referencia 17: 49; y Trigeorgis, referencia 5: 5–10. 22. Un proyecto con varias opciones implícitas puede ser difícil de evaluar utilizando las formas simples de los modelos de Black-Scholes y de reticulado presentados en este artículo. Oilfield Review [0.59 US$ /millón de J], el valor intrínseco total de esta opción spread es de US$ 558.7 millones. En este modelo, El Paso asumiría los costos de conversión de las terminales y de compra de una embarcación adicional para efectuar esta opción. El valor neto de la opción después de esas erogaciones es de US$ 68.5 millones. La inclusión de la variabilidad a lo largo del tiempo arroja un valor extrínseco adicional de US$ 101.7 millones. La compañía luego incorporó el valor de contar con múltiples posibilidades de origen y destino, lo que se conoce como opción arco iris. El valor de una opción arco iris aumenta al aumentar la volatilidad de los precios en cada localización individual y también aumenta cuando las correlaciones cruzadas entre los precios son bajas. Con dos opciones de destinos adicionales, la región marina de Nueva York y Cove Point, Maryland, EUA, hay un valor adicional de US$ 14.8 millones, pese a que las correlaciones de precios entre estas dos localizaciones son altas. El valor de la opción arco iris aumenta cuando hay más flexibilidad en los puntos de origen y destino. En ciertos escenarios con puntos de origen adicionales en Medio Oriente y África y destinos adicionales en Europa y América del Norte, El Paso observó que la opción arco iris agregaba más de US$ 100 millones al valor de cada embarcación. El equipo de evaluación hizo una advertencia a la compañía. Las opciones spread tienden a sobrestimar la flexibilidad disponible, porque deben mantenerse las obligaciones contractuales. Por otra parte, no se incluyeron en el análisis los efectos de las variaciones de precios causadas por cualquier reducción en el suministro. Si bien el análisis de las opciones reales indicó un valor positivo para un modelo de negocios basado en importaciones de GNL a EUA y para la flexibilidad en la derivación como técnica de maximización de valor en el transporte marítimo, El Paso tomó la decisión comercial estratégica de no ingresar en este mercado. Alternativas y opciones El término opción puede ser utilizado con dos sentidos técnicos diferentes. En la técnica ROV, el término opción (u opción real) se utiliza para denotar una decisión que puede ser postergada hasta cierto momento futuro, y que va acompañada de cierta incertidumbre que puede ser resuelta. Por el contrario, en la jerga común, una opción puede ser simplemente una alternativa operacional, que constituye una decisión que debe tomarse hoy y respecto de la cual no existen recursos futuros. Por ejemplo, una compañía puede decidir perforar un pozo en una cierta localización. Si el Terminal terrestre EUA Boya de transferencia marina Ciudad de Nueva York Cove Point Ruta comercial para el caso base Rutas comerciales para opciones spread Isla de Elba TRINIDAD 0 0 1000 500 2000 1000 1500 3000 km 2000 millas > Rutas para el transporte del gas natural licuado (GNL) en una opción spread. El Paso Corporation evaluó el negocio del transporte de GNL utilizando un caso base entre Trinidad, Indias Occidentales, y su terminal de la Isla de Elba, Georgia, EUA. La compañía consideró la compra de embarcaciones de transporte con capacidades de regasificación para contar con la capacidad de transportar el gas a otras localizaciones, tales como Cove Point, Maryland, EUA, o Nueva York, Nueva York, EUA. Esta opción de tipo arco iris aumentó el valor de la oportunidad comercial. pozo resulta seco, la compañía pierde el costo de perforación. La localización del pozo era una alternativa operacional, una decisión que tenía que tomarse allí y en ese momento. No obstante, si hubiera otra parte que garantizara cierto retorno mínimo sobre el pozo, la compañía que perfora el pozo tendría una opción real, porque podría decidir en el futuro si recurrir a esa garantía, minimizando así cualquier riesgo de downside y maximizando cualquier alza potencial. Un proyecto que contiene una opción siempre tiene más valor que otro con una alternativa correspondiente solamente. Esto se debe a que la postergación permite que un propietario elimine los resultados desfavorables, conservando al mismo tiempo los favorables, lo que se conoce comúnmente como opcionalidad. Un proyecto que tiene sólo una serie de alternativas no cuenta con ese colchón. La decisión que debe tomarse hoy es efectivamente irreversible. El VPN calculado debe promediar todos los resultados, favorables y desfavorables. Tanto las opciones como las alternativas pueden ser computadas utilizando metodologías estándar de tipo reticulado (véase “Opción verdadera y una alternativa zalorada en condiciones de incertidumbre,” página 18). Las alternativas se pueden evaluar utilizando métodos más simples que promedian automáticamente las posibilidades. Por ejemplo, un contrato a término, que obliga al titular del contrato a comprar o vender un activo por un precio prefijado, en una fecha predeterminada futura, puede ser valorado fácilmente sin la hipótesis de volatilidad que se requiere en el método de Black-Scholes o en la valoración de una opción europea por el método de reticulado. Dentro de la clase de opciones, existen varias distinciones. Una es la distinción entre opciones financieras y opciones reales que ya ha sido analizada. Otra es la diferenciación entre opciones puramente internas—que residen exclusivamente en la misma compañía—y opciones en las que una parte externa provee flexibilidad en relación con algún pago inicial acordado. Muchas opciones reales poseen solamente un carácter interno, mientras que las derivadas financieras normalmente existen en presencia de una parte externa contratada. Afortunadamente, todos estos tipos de opciones pueden ser computados utilizando las mismas técnicas, fundamentalmente las metodologías estándar que utilizan reticulados. Complicaciones del mundo real Una metodología de las opciones reales intenta modelar los comportamientos de las propiedades reales. No obstante, las diversas posibilidades creadas por el ingenio humano limitan este tipo de modelado. Las situaciones reales habitualmente tienen muchas opciones incluidas, lo que complica el análisis. Los ejemplos analizados en esta sección ilustran algunas de las complicaciones que pueden tener que abordarse cuando se utilizan opciones reales. (continúa en la página 18) Primavera de 2004 15 Decisión acerca de un separador de superficie en un campo ficticio Opción de cambio 16 Caso 50 Caso 60 Carga, MMpc/D 50 60 Volatilidad 66.41% 71.28% VPN, millones de US$ 236.27 228.99 > Comparación de la volatilidad y del valor presente neto (VPN) para dos casos de separadores de superficie en el ejemplo sintético del campo Charon. Valor de la opción de cambio, millones de US$ A esta altura de los acontecimientos, ya se han establecido los criterios de diseño para el campo ficticio Charon y está por comenzar una fase de desarrollo de tres años. Un problema técnico crítico es la capacidad de carga de gas de un separador de superficie. El análisis económico sugiere una capacidad máxima del separador de 1.4 millones de m3/d [50 MMpc/D]. Se ha encargado a un contratista de instalaciones, Proteus Fabrication Inc., su diseño, fabricación e instalación. Si bien un diseño de carga de 50 MMpc/D— denominado Caso 50—se considera adecuado, es posible un incremento de la producción de 286,000 m3/d [10 MMpc/D]. Un separador de 1.7 millones de m3/d [60 MMpc/D]—Caso 60—sería más costoso, y Charon podría carecer de suficiente potencial de producción como para utilizarlo en su totalidad. La compañía desearía postergar la decisión relacionada con la capacidad de diseño el mayor tiempo posible. Proteus puede implementar este cambio de diseño dentro del primer año de construcción, pero no puede efectuar cambios después del primer año. El costo de implementación para cambiar de un diseño más pequeño a uno más grande, fijado en US$ 17.72 millones, es equivalente al precio de ejercicio de la opción, X. Además de este precio de ejercicio, Proteus insiste en un pago inicial adicional no reembolsable. Este pago inicial contempla el cambio del diseño inicial para permitir la posterior expansión y cubre un posible sobrecosto con respecto al precio de ejercicio acordado. Oberon inicia un estudio simple de opciones de cambio para determinar cuál debería ser el pago inicial para Proteus. El Caso 50 y el Caso 60 son casos independientes con diferentes VPNs de flujo de fondos y diferentes volatilidades. El modelado del programa ECLIPSE establece el VPN estático, excluyendo los costos de cambio, y la volatilidad asociada de los dos casos (extremo superior derecho). Los valores para el Caso 60 se obtienen en forma similar que para el Caso 50; el caso base utilizado en los ejemplos anteriores. 4.0 3.5 3.0 Reticulado consistente en 200 incrementos de tiempo 2.5 El valor de la opción de cambio para 2.0 el reticulado consistente en 200 incrementos de tiempo es 1.653 1.5 El valor de la opción de cambio para el reticulado consistente en cinco incrementos de tiempo es 1.305 1.0 0.5 0.0 0 5 17.72 10 15 Costo del cambio, millones de US$ Reticulado consistente en cinco incrementos de tiempo 20 25 > Efecto de la dimensión del reticulado sobre la valoración de la opción. El reticulado crudo, consistente en cinco incrementos de tiempo, ha sido utilizado exclusivamente a los fines ilustrativos, lo que arroja un valor menos preciso de la acción que el reticulado más refinado consistente en 200 incrementos de tiempo. Al costo de cambio de US$ 17.72 millones, ese reticulado más fino indica que el valor de la opción es de US$ 1.653 millones. Se puede analizar una opción de cambio construyendo dos reticulados, uno para cada uno de los dos activos subyacentes (próxima página). El caso más simple supone que estos dos reticulados están totalmente correlacionados; cada incremento de tiempo ascendente o descendente de un reticulado del subyacente corresponde al mismo paso del otro. De este modo, los nodos de los dos casos pueden ser comparados directamente para construir un reticulado de valoración para el mejoramiento. El reticulado de valoración se obtiene sustrayendo el costo de mejoramiento, US$ 17.72 millones, de la última columna del reticulado correspondiente al Caso 60, comparando este resultado con la última columna del reticulado correspondiente al Caso 50, y seleccionado el valor mayor en cada nodo. Esto refleja el derecho de Oberon de elegir el mejor de los dos casos ante cualquier eventualidad. El valor de la opción se computa luego mediante inducción inversa utilizando las probabilidades neutrales al riesgo del Caso 50, p. Oilfield Review 0 (Ahora) 1 (0.2 años) 2 (0.4 años) 3 (0.6 años) 4 (0.8 años) 5 (1.0 año) 1,043.10 Reticulado del subyacente del Caso 50 775.07 575.91 575.91 427.93 427.93 317.97 317.97 236.27 317.97 236.27 236.27 175.56 175.56 130.45 175.56 130.45 96.93 96.93 72.02 53.52 1,127.26 Reticulado del subyacente del Caso 60 819.57 595.86 595.86 433.21 433.21 314.96 314.96 228.99 314.96 228.99 228.99 166.48 166.48 121.04 166.48 121.04 88.00 88.00 63.98 46.52 0 (Ahora) 1 (0.2 años) 2 (0.4 años) 3 (0.6 años) 4 (0.8 años) < Reticulados para los casos de los separadores de superficie del campo sintético Charon. El Caso 50 y el Caso 60 tienen diferentes reticulados del activo subyacente, pero la estructura del reticulado es la misma. Esto permite una comparación, nodo por nodo, entre los mismos (extremo superior). Los nodos del Caso 60 tienen sombras de grises, salvo por la última columna, para indicar que no se toma ninguna decisión hasta finalizado un año. La última columna del reticulado de valoración se construye comparando el valor del Caso 50 con el valor del nodo equivalente del Caso 60, menos el costo de implementación de US$ 17.72 millones (extremo inferior). Esto además proporciona la decisión de mantener el Caso 50 o de cambiar al Caso 60. Los otros nodos del reticulado de valoración se construyen mediante regresión inversa, utilizando las probabilidades neutrales al riesgo del Caso 50; es decir, el caso base. El valor del proyecto con la opción de cambio es de US$ 237.57 millones. 5 (1.0 año) MAX(Caso 50, Caso 60-17.72) Reticulado de valoración y de decisión 1,109.64 589.77 continuar 434.24 320.85 237.57 comenzar continuar 175.64 continuar continuar 318.40 805.44 Cambiar al Caso 60 428.91 Cambiar al Caso 60 236.27 Mantener al Caso 50 130.45 continuar Mantener el Caso 50 72.02 Mantener el Caso 50 continuar continuar 317.97 continuar 236.46 continuar 175.56 continuar 130.45 continuar 96.93 continuar 175.56 96.93 continuar continuar Valores de los nodos del reticulado, millones de US$ El cambio del costo de mejoramiento afecta el valor de la opción de mejoramiento (página anterior, extremo inferior). En este caso, el reticulado consistente en cinco incrementos de tiempo es demasiado tosco, lo que genera un quiebre irreal en el resultado. Con un reticulado más fino, consistente en 200 incrementos de tiempo, se resuelve el quiebre y se indica Primavera de 2004 578.14 53.52 Mantener el Caso 50 que a Oberon le correspondería pagar a Proteus una prima de US$ 1.653 millones por la opción de cambiar en el primer año, al precio de mejoramiento estipulado. En un caso real, las decisiones finales se basarían en reticulados más finos que los reticulados de cinco incrementos de tiempo utilizados en estas ilustraciones. Con este arreglo, Oberon adquiere la capacidad de requerir un cambio de diseño, lo que resulta en una aceleración de ingresos de efectivo como consecuencia de una mayor producción del yacimiento, si las condiciones lo garantizan. Proteus obtiene una prima inicial de US$ 1.653 millones y un pago inmodificable de US$ 17.72 millones si Oberon opta por mejorar la instalación. Proteus tiene un incentivo en efectivo para explorar soluciones más efectivas y más eficaces desde el punto de vista de sus costos para el mejoramiento. 17 El tomador de una opción financiera tiene la garantía de que la opción puede ser mantenida hasta la fecha de vencimiento y, aparte del movimiento general del mercado, su valor no puede ser socavado por las acciones de otros individuos. En la mayoría de las opciones reales, no existe este tipo de garantía. Dos compañías petroleras podrían ser titulares de idénticas concesiones en bloques contiguos. En efecto, ambas tendrían idénticas opciones de invertir dinero en exploración y recibir recursos no desarrollados a cambio. Las acciones de una compañía pueden afectar los resultados comerciales de la otra. La mayoría de los gobiernos ahora insisten en la explotación compartida, un arreglo que exige que ambas partes desarrollen en conjunto las reservas que se encuentran ubicadas en más de una concesión o extensión de terreno subastado. Cada una de las partes paga una parte de los costos y recibe una cantidad proporcional de los ingresos. En cierto modo, cuando los gobiernos adoptan esta medida, se aseguran la pureza de las opciones reales involucradas. Existen circunstancias—tales como la construcción de un oleoducto en un área dónde sólo se necesita uno—en las que si la Compañía A adoptara la opción de invertir, se adelantaría a la Compañía B impidiendo que ésta también lo haga, lo que daría como resultado que la opción de la Compañía B carezca de valor o valga ciertamente menos. El método de las opciones reales asigna un valor positivo a la demora, pero en casos como éste, la demora puede socavar el valor.23 Por último, los parámetros utilizados en los cálculos de las opciones reales pueden ser difíciles de determinar. No existe ningún mapa de ruta sencillo para computar la volatilidad y aún está en discusión cuál es el enfoque correcto para hallar este valor. La obtención de un cálculo a menudo implica realizar una simulación de Monte Carlo sobre el modelo DCF existente y examinar la desviación estándar del logaritmo natural de los retornos de flujo de fondos. El costo de la postergación requiere el conocimiento de los ingresos no percibidos durante el período previo al ejercicio de una opción, pero el valor de los flujos de fondos perdidos quizás no se conozca fehacientemente. La fijación de precios de las opciones financieras se basa en el supuesto de que el activo subyacente puede ser negociado, lo que significa que existe un gran mercado líquido para ese activo. Intervención de un yacimiento sintético Opción verdadera y una alternativa valorada en condiciones de incertidumbre El campo ficticio Charon, operado por Oberon Oil, ha estado en producción durante varios años. Ahora, la producción está declinando y el corte de agua está aumentando en algunos de sus pozos. Los ingenieros proponen una operación de mejoramiento de la producción que implica el aislamiento del agua en uno de los pozos. Su análisis ha determinado cuál ha de ser probablemente la producción a partir de esta intervención. Con el método DCF, el VPN esperado del flujo de fondos incremental, que es el valor del activo de la opción S, es US$ 1,280,000 millones, excluyendo el costo de intervención real. El costo de la intervención, o precio de ejercicio X, es US$ 750,000. El VPN resultante es US$ 530,000. Los analistas calculan una volatilidad del 40% del flujo de fondos incremental, sujeto al precio del petróleo y a las incertidumbres técnicas, y utilizan una tasa de interés libre de riesgo del 5%. La compañía proveedora de servicios ofrece a Oberon dos posibilidades: 1. Pagar el costo del trabajo, es decir US$ 750,000, al comienzo y aceptar los resultados, cualesquiera que sean. 2. Pagar una prima inicial adicional a la compañía proveedora de servicios por el derecho a reclamar la totalidad o parte del costo del trabajo si los ingresos netos incrementales generados a partir de esta intervención son negativos al cabo un año. La segunda posibilidad le ofrece a Oberon protección frente al riesgo de downside, hasta el costo del trabajo, pero la intervención seguiría teniendo un alza potencial ilimitada. Por ejemplo, si después de un año el flujo de fondos incremental neto (después del costo del trabajo) fuera US$ –100,000, la compañía proveedora de servicios le reintegraría esa suma a Oberon. El flujo de fondos incremental neto de Oberon, como resultado de esta operación sería cero. En efecto, esta opción ofrecida por la compañía proveedora de servicios brinda una garantía de reintegro de costos por una prima inicial acordada. Oberon desea calcular cuál debería ser un valor razonable para esta prima inicial. La primera posibilidad es una alternativa puramente operacional; intervenir o no intervenir el pozo. Si Oberon escoge esta posibilidad, cualquier costo del trabajo será un costo irrecuperable; la decisión de invertir dinero en el trabajo es irreversible. Este arreglo es una alternativa, no una opción en el sentido analizado en este artículo. El reticulado de valoración para esta alternativa difiere de un reticulado ROV en el hecho que los nodos terminales de la derecha del reticulado de valoración contienen el término simple, S-X, en vez de los términos convencionales utilizados en esos nodos; es decir, el máximo entre cero y S-X—MAX(S-X, 0) (página siguiente). La diferencia entre los reticulados correspondientes a la alternativa y la opción real— US$ 8,198—representa la prima que debería pedir en teoría la compañía proveedora de servicios para aceptar una reserva para reintegro de costos. En este caso es pequeña porque es poco verosímil que se requiera esa reserva y que se ejerza la opción. El VPN de US$ 530,000 subvalúa este proyecto. Aun sin reserva para reintegros, el valor agregado al activo como consecuencia de la intervención es US$ 36,578 más que el VPN. Este valor adicional surge exclusivamente debido a la presencia de volatilidad en el activo subyacente. El agregado de la reserva por reintegros de ingresos aumenta este valor neto en US$ 44,776 por encima del cálculo del VPN. 23. Para un análisis de este tipo de comportamiento de las inversiones, consulte: Weeds H: “Strategic Delay in a Real Options Model of R&D Competition,” Review of Economic Studies 69 (2002): 729–747. 24. Trigeorgis, referencia 5: 3. 18 Oilfield Review 0 (Ahora) 1 (0.2 años) 2 (0.4 años) 3 (0.6 años) 4 (0.8 años) Reticulado del activo subyacente 5 (1.0 año) 3,130,796 2,617,977 2,189,157 1,830,577 1,530,731 1,280,000 1,530,731 1,530,731 1,280,000 1,280,000 1,070,338 2,189,157 1,830,577 1,070,338 895,019 1,070,338 895,019 748,416 748,416 625,827 523,317 Max(S-X, 0) Reticulado de valoración con la opción verdadera 2,380,796 1,875,439 1,439,157 1,454,008 1,102,742 810,248 574,776 1,088,039 795,582 365,671 780,731 537,463 552,378 334,604 198,119 320,338 153,291 73,335 0 0 0 S-X Reticulado de valoración con la alternativa 2,380,796 1,875,439 1,454,008 1,102,742 810,139 566,578 795,582 780,731 537,463 552,166 349,746 1,439,157 1,088,039 335,189 167,184 320,338 152,481 13,267 –1,584 –116,711 Valores de los nodos del reticulado, US$ –226,683 > Comparación entre una opción y una alternativa. El método de reticulado puede ser utilizado para valorar una alternativa. Para ambos casos se utiliza el mismo reticulado del subyacente (extremo superior). Para una opción, la columna de la derecha corresponde al valor máximo entre cero y la diferencia entre el valor subyacente y el costo de implementación de US$ 750,000 (centro). Los valores para una alternativa pueden ser negativos, porque la función es simplemente la diferencia entre el valor y el costo de implementación (extremo inferior). Esto conduce a una diferencia en el valor de US$ 8,198 entre la opción, valorada en US$ 574,776, y la alternativa, valorada en US$ 566,578. Primavera de 2004 Esto no suele suceder en relación con las opciones reales. Los factores que afectan los precios de las opciones financieras también son más fáciles de determinar; es decir, son más transparentes que los de las opciones reales. El análisis simplificado presentado en este artículo tiene como único objetivo introducir el concepto de las opciones reales. Por ello utiliza ejemplos sencillos que se correlacionan con las opciones financieras. Su utilización para casos reales es habitualmente más complicada, disponiéndose de un amplio espectro de opciones posibles, como queda demostrado en el caso del GNL de la compañía El Paso. En definitiva, las opciones reales no son opciones financieras. Las técnicas de las opciones financieras sirven de base para la evaluación de las opciones reales, pero se debería consultar a un especialista en técnicas ROV para garantizar su correcta aplicación. Estas complicaciones no deberían disuadir a una compañía de la utilización de la técnica de las opciones reales. Los especialistas en valoración pueden determinar cuándo utilizar la técnica ROV y cuándo resultan más apropiados otros métodos, tales como los árboles de decisiones que incorporan la simulación de Monte Carlo. Trabajando en conjunto con directores y expertos en otras disciplinas, los especialistas en valoración pueden ayudar a asignar un valor a las opciones propias de cada proyecto. La mentalidad enfocada en las opciones reales El reconocimiento efectivo de las opciones incluidas en un proyecto es una cuestión de práctica. Los directores de las empresas suelen aprender a discernir entre las opciones sencillamente a través de las tormentas de ideas que comparten con sus colegas cuando se plantea un proyecto. Ciertamente, tener una mentalidad entrenada en el hábito de valorar las opciones reales es tan importante como utilizar las matemáticas. El pensamiento enfocado en las opciones reales enfatiza y valora la flexibilidad de la dirección empresarial. Reconoce que en un mundo caracterizado por el cambio, la incertidumbre y las interacciones competitivas, la dirección empresarial puede desempeñar un rol activo. Puede alterar y modificar planes a medida que se dispone de nueva información y surgen nuevas posibilidades.24 Puede adoptar una actitud reactiva al cambio de circunstancias o una posición proactiva; interviniendo para aprovechar las posibilidades que permiten mejorar el valor del proyecto. Si los directivos de las compañías entienden que la flexibilidad es valiosa, buscará esa flexibilidad en sus proyectos y la capitalizará para incrementar el valor para los accionistas —MB, MAA 19 Una red de seguridad para controlar las pérdidas de circulación Raafat Abbas Haitham Jarouj Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU) Steve Dole EnCana Corporation Calgary, Alberta, Canadá Effendhy Hendri Junaidi P.T. Caltex Pacific Indonesia Duri, Indonesia Hassan El-Hassan Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations Abu Dhabi, EAU Lee Francis Cimarron Engineering, Inc. Tulsa, Oklahoma, EAU Lee Hornsby Cabot Oil & Gas Corporation Charleston, Virginia Oeste, EAU Steve McCraith Nigel Shuttleworth Klaas van der Plas Shell U.K. Exploration and Production Aberdeen, Escocia Eric Messier Devon de Canadá Calgary, Alberta Las pérdidas extremas de circulación producidas durante las operaciones de cementación ponen en peligro al pozo. Para limitar el impacto potencial de la pérdida de circulación, los ingenieros habitualmente reducen la densidad de la lechada, limitan las caídas de presión por fricción durante el bombeo, o realizan operaciones de cementación por etapas; sin embargo, estas prácticas no siempre funcionan. Las operaciones de cementación que utilizan fibras químicamente inertes, permiten mitigar los problemas de pérdidas de circulación sin comprometer la eficiencia operativa ni la calidad de la lechada o del cemento fraguado. ¿Cómo se atrapa a un ladrón? Cuando el “ladrón” es una formación fracturada, una caverna o una formación de alta permeabilidad, que roba el fluido que circula en un pozo, su captura demanda tecnología de vanguardia. Este tipo de robo, conocido como pérdida de circulación, constituye un problema común en los campos petroleros. Las pérdidas de circulación cuestan a la industria cientos de millones de dólares por año en términos de producción perdida o demorada, así como en erogaciones necesarias para abordar problemas de perforación, reparar trabajos de cementación primaria defectuosos y reposicionar pozos con daños irreparables producidos por pérdidas de circulación. Grados de pérdida de circulación Tipo de pérdida Severidad de la pérdida Trevor Munk Clamart, Francia Filtración Menos de 1.5 m3/h [10 bbl/h] Pérdidas de retorno parciales Más de 10 bbl/h, pero con cierto retorno de fluidos Nils Nødland Statoil Stavanger, Noruega Pérdida de circulación total No retorna ningún fluido del espacio anular R. Krister Svendsen Emmanuel Therond Bergen, Noruega La pérdida de circulación es la reducción o ausencia total de flujo de fluido por el espacio anular comprendido entre la formación y la tubería de revestimiento, o entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, cuando se bombea fluido en sentido descendente por la columna de perforación o la tubería de revestimiento. La pérdida de circulación de fluido constituye un peligro conocido durante las operaciones de perforación y cementación efectuadas en yacimientos de alta permeabilidad, en zonas agotadas, y en formaciones débiles o naturalmente fracturadas, vugulares o cavernosas. La circulación puede deteriorarse incluso cuando las densidades de los fluidos se mantengan dentro de > Clasificación de la severidad de las pérdidas de circulación por volumen de fluido perdido. Salim Taoutaou Aberdeen, Escocia 20 Oilfield Review los márgenes de seguridad habituales; gradiente menor que el gradiente de fracturamiento de la formación. Detener las pérdidas de circulación antes de que estén fuera de control es crucial para el logro de operaciones seguras y rentables desde el punto de vista económico. Si bien los ingenieros definen a la pérdida de circulación de distintas maneras, en general puede ser clasificada como filtración cuando las pérdidas son inferiores a 1.5 m3/h [10 bbl/h] (página anterior). Las pérdidas de retorno parciales implican pérdidas de más de 10 bbl/h, pero algo de fluido retorna a la superficie. Durante la pérdida de circulación total, no sale ningún fluido del espacio anular. En este caso extremadamente severo, el pozo quizás no retenga una columna de fluido aunque se detengan las bombas de circulación. Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se reduce y la presión ejercida sobre la formación expuesta disminuye. En consecuencia, otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de pérdida primaria está admitiendo fluido. En casos extremos, puede producirse la pérdida del control del pozo, con consecuencias catastróficas. Aun en situaciones menos severas de filtración y pérdidas parciales, la pérdida de fluido hacia una formación representa un costo financiero que debe abordar el operador. El impacto de la pérdida de circulación está directamente relacionado con el costo del equipo de perforación, el fluido de perforación y la velocidad de pérdida en función del tiempo. Por otra parte, los elevados costos diarios asociados con el equipo de perforación en aguas profundas y en otras áreas operativas de frontera, hacen que todo tiempo invertido para mitigar problemas de pérdidas de circulación sea extremadamente costoso.1 Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Brighton Energy LLC, Tulsa, Oklahoma, EUA; Leo Burdylo, Gerry Kennedy y Erik Nelson, Sugar Land, Texas, EUA; Walt Chmilowski y Gunnar DeBruijn, Calgary, Alberta, Canadá; Erick Cunningham, Yakarta, Indonesia; Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Martin Hyden y Nick Low, Clamart, Francia; Roger Keese, Midland, Texas; Scott Lugibihl, Tulsa, Oklahoma; Richard Morgan, Grande Prairie, Alberta; Craig Vandenborn, Oklahoma City, Oklahoma; Kirby Walker, Charleston, Virginia Oeste, EUA; y Rioka Yuyan, Duri, Indonesia. CemNET, KOLITE, LiteCRETE, PowerDrive y RFC (cemento de llenado regulado) son marcas de Schlumberger. 1. Para mayor información sobre pérdidas de circulación en aguas profundas, consulte: Power D, Ivan CD y Brooks SW: “The Top 10 Lost Circulation Concerns in Deepwater Drilling,” artículo de la SPE 81133, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Puerto España, Trinidad, Indias Occidentales, 27 al 30 de abril de 2003. Primavera de 2004 21 Pérdida de fluido durante las operaciones de cementación Observar las pérdidas • Determinar si las pérdidas son naturales o inducidas • Determinar la ubicación de la zona de pérdida Caracterizar las pérdidas • Filtración • Pérdida parcial • Pérdida total Diseñar la operación de cementación adecuada • Material de obturación • Cemento tixotrópico • Cemento liviano Ejecutar el trabajo utilizando técnicas adecuadas • Operación de cementación por etapas • Baja velocidad de bombeo • Limitación de la caída de presión por fricción para minimizar la presión sobre la zona de pérdidas > Secuencia de tareas para contrarrestar las pérdidas de circulación durante las operaciones de cementación. Durante las operaciones de cementación, la pérdida de circulación generalmente se traduce en insuficiente relleno de cemento en el espacio anular, ya sea por fuga durante la etapa de bombeo o por retorno del cemento después de detener las bombas. Cuando esto sucede, el nivel final del cemento se encuentra por debajo del nivel de colocación planeado. La pérdida de circulación durante la cementación puede producir problemas de perforación en los tramos subsiguientes del pozo o un aislamiento por zonas inadecuado. Otras consecuencias perjudiciales, tales como pérdidas de fluido o corrosión causada por la deficiente distribución del cemento alrededor de la tubería de revestimiento, quizás no se manifiesten por muchos años, al cabo de los cuales es probable que estos 22 problemas resulten imposibles de solucionar. En ciertas situaciones, las operaciones correctivas de la cementación, conocidas como cementaciones forzadas (o a presión), bastan para reparar el daño pero se trata de procedimientos costosos y lentos cuyo índice de éxito es en general bajo. En casos extremos, la pérdida de circulación total puede producir un reventón—pérdida completa del control del pozo—o un colapso de las paredes del pozo. En este artículo, se analiza la pérdida de circulación en el contexto de la cementación del pozo. Ejemplos tomados de Medio Oriente, del Sudeste Asiático, del Mar del Norte y de América del Norte, demuestran la eficacia de la tecnología avanzada en el abordaje de problemas de pérdidas de circulación durante la cementación del pozo. Procedimientos comunes para encarar las pérdidas de circulación durante la cementación Ante la presencia de pérdidas de circulación durante las operaciones de cementación, los ingenieros seleccionan diversas técnicas y materiales para aliviar el problema (izquierda). Si se producen pérdidas de circulación, una tarea clave consiste en localizar la zona de pérdida. Los medidores de flujo de fondo de pozo, medidores de flujo a molinete, levantamientos, registros de temperatura, o la inyección y vigilancia rutinaria mediante trazadores radioactivos, revelan zonas de pérdidas de circulación. La localización de una zona de pérdida también se pone de manifiesto si se producen pérdidas inmediatamente después de la penetración de la barrena. Una vez identificada la zona de pérdida, pueden iniciarse tratamientos o acciones para evitar pérdidas adicionales. En ciertos casos, basta con reducir la densidad de la lechada para evitar pérdidas significativas. La densidad de la lechada puede reducirse energizándola (espumándola) o agregándole extensores; partículas o materiales de baja densidad que permiten la adición de cantidades de agua extra.2 El bombeo de diferentes sistemas de cementación como la lechada inicial y la lechada de cola puede evitar ciertos problemas de pérdida de circulación.3 La limitación de las caídas de presión por fricción durante la colocación de la lechada, permite mitigar algunos problemas de pérdidas de circulación, porque al reducirse la caída de presión por fricción también se reduce la presión ejercida por la lechada sobre la formación. El ajuste de las propiedades reológicas de la lechada mediante la utilización de dispersantes, la modificación de las concentraciones de aditivos para pérdidas de fluido y agentes antifraguado, la utilización de lechadas con distribuciones de tamaños de partículas optimizadas, o la reducción de la velocidad de bombeo, pueden aliviar las pérdidas de circulación durante las operaciones de cementación.4 Algunos operadores optan por implementar operaciones de cementación por etapas, en las que porciones individuales de una zona son cementadas por separado utilizando herramientas especiales que aíslan cada etapa. Las operaciones por etapas disminuyen la altura de la columna de cemento, reduciendo la presión dinámica y la presión hidrostática. No obstante, las operaciones de etapas múltiples también plantean el riesgo de contaminación del fluido entre una etapa y la otra, y las herramientas para cementaciones por etapas constituyen un punto débil de la columna de revestimiento.5 Oilfield Review 0 mm 10 0 pulg 0.4 > Tecnología CemNET. Las fibras CemNET secas son fáciles de manipular (izquierda). Una vez mezcladas con agua, las fibras forman una red similar a una esterilla en las zonas de pérdidas de circulación (derecha). Otra alternativa para la minimización de pérdidas durante la cementación es la utilización de una lechada de cementación tixotrópica sensible al esfuerzo de corte (cizalladura), que se gelifica cuando cesa la cizalladura; estos cementos desarrollan gran resistencia de gel no bien fluyen hacia una formación, taponando la zona.6 Los ingenieros también pueden ajustar los diseños de los tubulares o las profundidades de asentamiento de la tubería de revestimiento en base al modelado por computadora. El modelado ayuda a los operadores a combinar diferentes técnicas para limitar las pérdidas durante la cementación. Sin embargo, las recientes innovaciones introducidas en los materiales de cementación están ayudando a los operadores a combatir las pérdidas de circulación. Tecnología de cementación poco frecuente para problemas de pérdida de circulación Durante décadas, los especialistas en cementación incorporaron granos, fibras, escamas, u otros materiales para prevenir las pérdidas de circulación (LCMs, por sus siglas en inglés) en las lechadas de cementación.7 Si bien los LCMs pueden mitigar los problemas de pérdidas de circulación, muchos LMCs resultan difíciles de dispersar en las lechadas, además de que cuesta mezclarlos y bombearlos utilizando el equipo de cementación convencional. El bajo peso específico de ciertos LCMs hace que floten en la superficie de la lechada. La incapacidad de algunos de estos materiales de dispersarse en la lechada o de humedecerse adecuadamente con agua, ha ocasionado problemas de tapona- 2. Para mayor información sobre cementos energizados y ultralivianos, consulte: Al Suwaidi A, Hun C, Bustillos JL, Guillot D, Rondeau J, Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA y Reséndiz Robles JL: “Ligero como una pluma, duro como una roca” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15. 3. Las operaciones de cementación primaria pueden implicar hasta cuatro lechadas, pero son más comunes los trabajos con dos lechadas conocidas como lechada inicial y lechada de cola. “Inicial” se refiere a la primera lechada bombeada durante las operaciones de cementación primaria. “Cola” se refiere a la última lechada bombeada durante las operaciones de cementación primaria. Normalmente, la lechada de cola cubre la zona productiva y es más densa que la lechada inicial. 4. Para mayor información sobre lechadas que utilizan distribuciones optimizadas de tamaños de partículas, consulte: Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29. Para mayor información sobre operaciones de cementación por etapas, consulte: Boisnault et al, referencia 4. Nelson EB, Baret J-F y Michaux M: “Cement Additives and Mechanisms of Action,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 3-30–3-31. Para mayor información sobre pérdida de circulación en cementación de pozos, consulte: Nelson et al, referencia 6. Baret J-F, Daccord G y Yearwood J: “Cement/Formation Interactions,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 6-7–6-16. Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing Fibered Cement Slurries for Lost Circulation Applications: Case Histories,” artículo de la SPE 84617, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003. Primavera de 2004 5. 6. 7. 8. miento, tanto en los equipos de mezclado como en los equipos de fondo de pozo. Una novedosa fibra avanzada puede mezclarse con las lechadas de cemento formando una red de obturación de alto desempeño en las zonas de pérdidas de circulación. Las fibras del cemento con fibras avanzadas CemNET, diseñadas con dimensiones óptimas—en general menos de 12 mm [0.5 pulgada] de largo y 20 micrones de diámetro—son químicamente inertes y resultan compatibles con la mayoría de los sistemas y aditivos de cementación a temperaturas de hasta 232°C [450°F].8 Estas fibras pueden agregarse en la localización del pozo y se pueden combinar con las porciones de lechada que serán colocadas en las potenciales zonas de pérdidas de circulación. La ventaja principal de las fibras CemNET es su capacidad para dispersarse fácilmente en la lechada de cementación. A diferencia de las fibras convencionales, las fibras CemNET están recubiertas con un surfactante especial que mantiene las fibras unidas cuando están secas pero que además las ayuda a dispersarse y mezclarse sin dificultad cuando se incorporan a la lechada (arriba). Si se agregan en concentraciones óptimas, las fibras CemNET forman una red de obturación, pero no alteran las propiedades críticas de la lechada o del cemento, tales como tiempo de densificación, propiedades reológicas, 23 Pérdida significativa de lechada hacia las fracturas Pérdidas Pérdida de lechada mínima con la tecnología CemNET > Fibras en forma de red para obturar zonas de pérdidas de circulación. La pérdida de fluido en formaciones fracturadas, mostrada esquemáticamente en rojo, constituye un episodio indeseado durante las operaciones de cementación (extremo superior). Mediante el agregado de fibras a la lechada de cementación, se forma una red fibrosa, la lechada de cementación genera un revoque de filtración y la lechada circula en forma ascendente por el espacio anular para proveer aislamiento por zonas y evitar pérdidas de fluido adicionales (extremo inferior). pérdida de fluido, contenido de agua libre, resistencia a la tracción, resistencia a la cizalladura y resistencia a la compresión (arriba). Mediante la incorporación de fibras avanzadas, los operadores pueden evitar problemas tales como topes de cemento bajos, la necesidad de implementar operaciones de cementación forzada, así como pérdidas de cemento y fallas de pozos más serias. Cuando la acción de obturación de las fibras en la lechada de cementación sella las zonas de pérdidas de circulación, se pierde menos lechada durante las operaciones de bombeo. Experimentos de laboratorio han demostrado la eficacia de las lechadas cargadas de fibras en el taponamiento de zonas de pérdidas de circulación, incluyendo fracturas simuladas y formaciones de alta permeabilidad (próxima página).9 Los experimentos también confirmaron que la longitud de las fibras consti- 24 tuye un parámetro crítico para el sellado de las fracturas; sin embargo, las fibras deben ser suficientemente cortas para impedir que se tapone el equipo de bombeo. Las concentraciones de fibras más altas resultaron más efectivas, pero aumentaron el riesgo de afectar la reología de la lechada. Para concentraciones de fibras altas, el aumento de la cantidad de dispersante ayudó a mantener la bombeabilidad de la lechada. Para ayudar a los ingenieros responsables del diseño de las lechadas a superar los desafíos asociados con las pérdidas de circulación en el campo, Schlumberger y M-I L.L.C. desarrollaron en forma conjunta el programa Asesor de Pérdidas de Circulación, que puede utilizarse con los tratamientos CemNET. Este programa de computación utiliza árboles de decisiones para analizar los casos de pérdidas de circulación y luego recomienda el mejor tratamiento a seguir para controlar las pérdidas.10 Independientemente de si se trata de pérdidas parciales o totales, o de si la aplicación corresponde a perforación o cementación, el Asesor de Pérdidas de Circulación permite examinar los datos de pozos, los tratamientos para pérdidas de circulación previos, la velocidad de pérdida estimada y la estratigrafía del tramo de pozo expuesto. A partir de estos datos de entrada, el programa de computación 9. Para mayores detalles de los experimentos, consulte: Low et al, referencia 8. 10. Para mayor información sobre árboles de decisiones, consulte: Coopersmith E, Dean G, McVean J y Storaune E: “La toma de decisiones en la industria del petróleo y el gas,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 2–9. 11. Las operaciones asociadas con trabajos de relleno del espacio anular implican el bombeo de cemento por el espacio anular en sentido descendente desde la superficie, en vez de hacerlo en sentido descendente por la columna de perforación o en sentido ascendente por el espacio anular, para rellenar el espacio existente entre la formación y la tubería de revestimiento. Oilfield Review Celda de pérdida de fluido ∆P = 0 a 290 lpc (0 a 20 bares) Placa metálica Retícula metálica con orificios Lechada recolectada Orificios de 1 mm Orificios de 2 mm Orificios de 4 mm Orificios de 6 mm Ranura de 1 mm Ranura de 2 mm Ranura de 1 mm taponada con lechada CemNet Primavera de 2004 Orificios de 2 mm taponados con lechada CemNet ayuda a identificar el tipo de pérdida y calcular su profundidad. A continuación, recomienda el tratamiento para pérdida de circulación óptimo a aplicar a partir de una base de datos de sistemas genéricos y especializados que ofrecen M-I L.L.C. y Schlumberger. Una vez seleccionado el tratamiento, el programa proporciona datos técnicos completos para su diseño. La optimización de la selección y el diseño de los tratamientos para pérdidas de circulación normalmente ayuda a los operadores a reducir el volumen de lechada de cementación que bombean. La estimación exacta del volumen de lechada requerido para una operación implica menos volúmenes de cemento excedente, lo que a su vez reduce los costos de eliminación del cemento. Como lo demuestran los ejemplos que se presentan a continuación, la selección de la lechada y el diseño y ejecución de los trabajos correctos contribuyen al éxito del tratamiento con la tecnología CemNET. Mitigación de los problemas de pérdidas de circulación en Medio Oriente Las rocas carbonatadas de Medio Oriente son conocidas no sólo por sus prolíficas reservas de petróleo y gas, sino también por los problemas de pérdidas de circulación. La Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) se enfrenta a estos problemas regularmente durante la perforación de las Formaciones Umm El Radhuma y Simsima. En el pasado, la compañía trataba de controlar las pérdidas de circulación mediante operaciones de cementación por etapas y de relleno del espacio anular utilizando cementos livianos y colocando tapones durante las operaciones de cementación primaria.11 Ninguno de estos procedimientos es satisfactorio porque cualquier tubería de revestimiento que no esté rodeada de cemento queda expuesta a la acción corrosiva de las salmueras. No obstante, el operador sigue realizando operaciones de relleno del espacio anular cuando se producen las pérdidas más severas a fin de proteger al máximo la tubería de revestimiento frente a la corrosión. < Pruebas de lechadas fibrosas en laboratorio. Se modificó una celda de pérdidas de fluido API para verificar las lechadas CemNET (extremo superior). El tope de la celda de prueba actúa como un pistón; la placa del fondo simula una zona de pérdidas. Los orificios circulares de las placas, con un diámetro de 1, 2, 4 y 6 mm [0.04, 0.08, 0.16 y 0.24 pulgadas], simulan zonas de alta permeabilidad; las placas ranuradas representan fracturas de 1 y 2 mm de ancho (centro). Después de las pruebas, las placas con ranuras u orificios son taponadas con lechada fibrosa (extremo inferior). 25 Recientemente, ADCO cementó dos pozos utilizando lechadas que contenían fibras CemNET.12 Durante la perforación de uno de los pozos, la velocidad de pérdida de circulación alcanzó 23.8 m3/h [150 bbl/h], aunque se bombeaba un fluido de perforación relativamente liviano de 1091 kg/m3 [9.1 lbm/gal] de densidad. Entonces, se planificó una lechada de cementación más pesada—1283 kg/m3 [10.7 lbm/gal]—de manera que al operador le preocupaba la ocurrencia de pérdidas adicionales. Se bombeó entonces una combinación de lechada cargada de fibras con lechada liviana de alto desempeño, seguida de una lechada de cola de 2002 kg/m3 [16.7 lbm/gal] de densidad. Después de recuperar todo el retorno consistente en 21.3 m3 [134 bbl] de fluido de perforación en la superficie, sin experimentar dificultades en la mezcla o el bombeo de las lechadas, ADCO consideró exitosa la operación. El segundo pozo sufrió pérdidas a velocidades aún superiores—79.5 m3/h [500 bbl/h]—durante la perforación con lodo de 1036 kg/m 3 [8.65 lbm/gal] de densidad. La compañía decidió asentar la tubería de revestimiento a 152 m [500 pies] por encima de la posición planificada originariamente para abordar las pérdidas. Se mezcló una lechada ultraliviana con una densidad de 959 kg/m3 [8.0 lbm/gal] en la superficie, con fibras CemNET. Esta lechada fue seguida de una lechada de cola de 1882 kg/m3 [15.7 lbm/gal] de densidad. Si bien no se esperaban retornos, se observaron algunos retornos parciales en la superficie. Para proteger la tubería de revestimiento de la corrosión provocada por la salmuera, se efectuó una operación de relleno del espacio anular. No obstante, el volumen de lechada bombeado para el relleno del espacio anular se redujo en aproximadamente un 40%, ó 15.9 m3 [100 bbl], porque se había colocado más lechada CemNET en el espacio anular durante la operación de cementación primaria. A la luz de estos resultados, ADCO tiene previsto utilizar las lechadas CemNET en forma rutinaria. Aplicación de tecnología de cementación avanzada en Asia El campo gigante Duri, situado en Sumatra, Indonesia, ha estado sometido a inyección de vapor de agua para la recuperación asistida de sus reservas de petróleo pesado desde 1985.13 El operador, P.T. Caltex Pacific Indonesia (CPI), produce más de 32,575 m3/día [205,000 barriles por día] de petróleo de 6800 pozos. Los pozos que explotan yacimientos de areniscas situados a una profundidad de 61 a 274 m [200 a 900 pies], tienen terminaciones con empaques de grava. Las pérdidas de circulación en estos yacimientos no consolidados y fallados a menudo demandan operaciones correctivas de la cementación. La reciente introducción de la tecnología CemNET, que limita la necesidad de implementar operaciones correctivas de la cementación, está reduciendo los costos de cementación.14 Anteriormente, hubo algunos intentos de aplicar diversas técnicas de cementación en el campo Duri, tales como tapones de cemento con diversos LCMs incorporados y cemento primario energizado, tixotrópico o de otro tipo. Aunque estas técnicas llevaron el índice de éxito de la cementación primaria al 60%, el índice de ineficiencia siguió siendo inaceptablemente elevado. Para mejorar el índice de éxito de la cementación, CPI bombeó tapones CemNET—lechada de cementación de 1797 kg/m3 [15.0 lbm/gal] de densidad con 7.1 kg/m3 [2.5 lbm/bbl] de fibras— en los casos de pérdidas de circulación total. En ciertas circunstancias, un tapón de cemento de 0.8 m3 [5 bbl] permitió remediar las pérdidas, si bien en los casos más severos no se detuvo la filtración. A continuación, CPI decidió utilizar la tecnología CemNET en la lechada de cementación primaria para remediar las pérdidas de circulación, agregando 2.5 lbm/bbl de fibras durante el bombeo de una lechada de cementación de 1893 kg/m3 [15.8 lbm/gal] de densidad. En un caso, un pozo del campo Duri sufrió pérdida de circulación total durante la perforación, lo que fue reducido a pérdidas por filtración después de la colocación de un tapón CemNET. No obstante, este pozo fue cementado con éxito utilizando la lechada CemNET. De los 98 tapones CemNET más recientes del campo Duri, 63 permitieron remediar completamente las pérdidas de circulación, y en otros 18, las pérdidas se redujeron. De 30 trabajos de cementación primaria donde se utilizaron fibras CemNET, 28 tuvieron una cobertura de cemento completa. En general, el índice de éxito de la cementación aumentó del 60% al 85%. Mediante la utilización de tecnología CemNET, CPI ahorra 32 horas de tiempo de equipo de perforación por pozo, porque la operación de cementación inicial suele ser exitosa y se necesitan trabajos de remediación con mucho menor frecuencia. CPI está descubriendo otras aplicaciones para la tecnología CemNET en otros campos que opera. Por ejemplo, se bombean lechadas CemNET a través de tubería flexible para aislar los disparos que producen agua.15 12. Para mayor información sobre la utilización de la tecnología CemNET en Medio Oriente y Asia, consulte: El-Hassan HI, Abbas R, Jarouj H y Munk T: “Using a Novel Fiber Cement System to Control Lost Circulation: Case Histories from the Middle East and the Far East,” artículo de la SPE 85324, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC, Abu Dhabi, EAU, 20 al 22 de octubre de 2003. 13. Para mayor información sobre petróleo pesado y el campo Duri, consulte: Curtis C, Kopper R, Decoster E, Guzmán-García A, Huggins C, Knauer L, Minner M, Kupsch N, Linares LM, Rough H y Waite M: “Yacimientos de petróleo pesado” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55. 14. Effendhy, Junaidi H, Abbas R y Malik BZ: “Fibers in Cement Form Network to Cure Lost Circulation,” World Oil 224, no. 6 (Junio de 2003): 48–50. 15. Effendhy et al, referencia 14. Para mayor información sobre la utilización de la tecnología CemNET en Indonesia, consulte: El-Hassan et al, referencia 12. 16. Para mayor información sobre aislamiento por zonas en el área Tampen, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 18–31. 17. Una prueba de admisión se realiza para determinar la resistencia o la presión de fracturamiento de la formación descubierta, y habitualmente se lleva a cabo inmediatamente después de perforar por debajo de una nueva zapata de la tubería de revestimiento. Durante la prueba, el pozo se cierra y se bombea fluido en su interior para aumentar gradualmente la presión ejercida sobre la formación. A cierta presión, el fluido ingresará en la formación, o fugará, ya sea desplazándose a través de trayectorias permeables en la roca o creando un espacio mediante el fracturamiento de la roca. Los resultados de la prueba de admisión determinan la máxima presión o densidad del lodo que puede aplicarse al pozo durante las operaciones de perforación. Para mantener un pequeño factor de seguridad que permita la ejecución de operaciones de control de pozo seguras, la presión de operación máxima es normalmente un tanto inferior al resultado de la prueba de admisión. 18. El tramo de la zapata es el espacio comprendido entre la zapata flotante o guía y el collar de colocación o collar flotador. La función principal de este espacio es asegurar que la zapata esté rodeada por cemento de alta calidad y que cualquier contaminación que pase por alto el tapón de cemento superior quede contenida en forma segura dentro del tramo de la zapata. 26 Remediación de pérdidas en el sector británico del Mar del Norte Shell Expro experimentó severas pérdidas de circulación en el campo Brent, situado en el sector británico del Mar del Norte, en yacimientos atravesados por pozos de alcance extendido y casi horizontales. Este campo petrolero, que comenzó a producir petróleo en 1976, posee importantes reservas de gas disuelto en zonas petroleras residuales y pasadas por alto. La compañía implementó operaciones de despresurización para recuperar el gas liberado del petróleo, interrumpiendo la inyección de agua en 1998. La despresurización dio como resultado una ventana más estrecha entre la presión de poro y la presión de fracturamiento, porque el gradiente de los esfuerzos a los que está sometida la formación disminuyeron al declinar la presión de yacimiento. La perforación exitosa de las seccio- Oilfield Review Primavera de 2004 Se requieren operaciones correctivas de la cementación mediante inyección forzada 100 90 Buena prueba de admisión 80 Índice de éxito, % nes de lutitas exigió una densidad de fluido de perforación mínima para evitar el atascamiento de la tubería y contrarrestar la inestabilidad de las arenas y las lutitas interestratificadas. La combinación de la ventana de presión estrecha con la reducción del gradiente de fracturamiento también planteó serios problemas durante las operaciones de cementación de pozos. Para garantizar que los pozos del campo Brent pudieran ser cementados con éxito, los ingenieros simularon las operaciones de cementación para optimizar las velocidades de bombeo, la eliminación del lodo y las densidades de circulación equivalentes. En el pozo BD-42s4 del campo Brent Delta, perforado en el año 2002, los ingenieros enfrentaron pérdidas de circulación potenciales. Este pozo de re-entrada fue perforado con un sistema rotativo orientable PowerDrive para recuperar gas del yacimiento Statfjord. El tramo del pozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro, con una inclinación de 57°, y el tramo de 6 pulgadas, con una inclinación de hasta 72°, no experimentaron pérdida de circulación alguna durante la perforación. Sin embargo, todos los pozos del campo Brent perforados en el año 2002 sufrieron pérdidas durante la perforación o la cementación, de modo que los planes de cementación para el pozo BD-42s4 del campo Brent Delta fueron adaptados de acuerdo con las necesidades de cada caso. El operador asentó 305 m [1000 pies] de tubería de revestimiento de 7 pulgadas después de perforar el tramo de 81⁄2 pulgadas. Los 76 m [250 pies] inferiores cubrieron la Formación Statfjord. La deficiente cementación primaria de la sarta de revestimiento de 95⁄8 pulgadas hizo que la sarta de 7 pulgadas necesitara 1000 pies de cemento efectivo para aislar las zonas en forma eficaz. Después de bombear un lavado químico no densificado y un espaciador densificado para la eliminación del lodo, los ingenieros bombearon la lechada de cemento. A esta lechada, densificada hasta 1737 kg/m3 [14.5 lbm/gal] de densidad, se incorporaron fibras CemNET para mitigar pérdidas potenciales. La operación se desarrolló según lo planificado y el retorno completo a la superficie indicó la ausencia de pérdidas durante la cementación. El siguiente tramo, que atravesó el yacimiento Statfjord, experimentó pérdidas de retorno parciales de 10 m3/h [66 bbl/h] al sacar la columna de perforación del pozo. Antes de bajar la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas, se bombeó LCM, pero las pérdidas continuaron, aumentando a 19 m3/h [122 bbl/h] antes de la cementación. A raíz de las altas pre- 70 60 50 40 30 20 10 0 Operaciones de cementación originales Después de la implementación de las mejores prácticas Después de la introducción de la tecnología CemNET > Índices de éxito de las operaciones de cementación utilizando las técnicas de cementación típicas, las mejores prácticas y la tecnología CemNET en el área Tampen. Las barras rojas indican la necesidad de efectuar operaciones correctivas con posterioridad a la cementación; las barras azules indican buenos resultados de la prueba de admisión (LOT, por sus siglas en inglés). siones existentes en el fondo del pozo, el éxito de la operación de cementación era crítico para la producción futura. Durante el bombeo de una lechada de 14.5 lbm/gal con fibras CemNET, las pérdidas se redujeron a 6.8 m3/h [43 bbl/h] y hubo retorno a la superficie. Una exitosa prueba de presión de la tubería de revestimiento superior después de fraguado el cemento indicó que las zonas estaban correctamente aisladas. Como quedó demostrado en este pozo del campo Brent, la nueva tecnología de cementación puede impedir o minimizar las pérdidas de circulación sin restringir otros aspectos de las operaciones. En realidad, estas operaciones no requirieron ningún equipo extra para evitar costosas pérdidas de fluido. Prevención de zapatas húmedas en el sector noruego del Mar del Norte En uno de los campos petroleros del área Tampen del sector noruego del Mar del Norte, Statoil asienta una tubería de revestimiento de 185⁄8 pulgadas en formaciones de arenas deleznables. 16 Históricamente, los pozos del área Tampen han tendido a generar resultados de pruebas de admisión (LOT, por sus siglas en inglés) pobres en la zapata de la tubería de revestimiento, debido a un fenómeno conocido como “zapata húmeda.”17 Se tiene una zapata húmeda cuando el cemento no fragua alrededor de la zapata o cuando el cemento se filtra hacia zonas de pérdidas de circulación. En un sentido más general, toda vez que un perforador no toca, o contacta, cemento duro alrededor de una zapata, se habla de zapata húmeda. Ante un caso de zapata húmeda, Statoil habitualmente realizaba operaciones de cementación forzada para obtener resultados correctos en las pruebas de admisión, pero este trabajo correctivo de la cementación implicaba un alto costo. Llevada a una situación límite, una LOT inadecuada podría requerir una sarta de menor diámetro que lo planificado y que la economía de producción no resultara tan favorable, o que fuera imposible perforar la formación objetivo. Trabajando con Schlumberger, Statoil desarrolló nuevas prácticas de cementación para resolver el problema de la zapata húmeda. Estas prácticas incluyeron la reducción de la densidad de la lechada inicial y la cementación de la sección correspondiente al tramo de la zapata con una lechada de cola.18 Aunque estas técnicas permitieron reducir la cantidad de zapatas húmedas, el problema no fue eliminado. En consecuencia, Statoil comenzó a bombear lechadas de cola que contenían fibras CemNET. Hasta la fecha, se cementaron dos pozos utilizando lechadas de cola CemNET; ambas operaciones resultaron exitosas y no requirieron trabajos correctivos (arriba). Al igual que otras operaciones de cementación con CemNET, las fibras fueron mezcladas y bombeadas con facilidad. 27 Prevención de problemas de pérdidas de circulación en América del Norte Las operaciones terrestres en América del Norte comprenden una enorme variedad de desafíos en yacimientos de edades geológicas y litologías diversas. No obstante, muchas operaciones de perforación de todo el continente tienen algo en común: las pérdidas de circulación. Recientemente, numerosos operadores lograron contrarrestar con éxito los problemas de pérdidas de circulación utilizando la tecnología CemNET. En el Occidente de Virginia, EUA, Cabot Oil & Gas Corporation necesitaba un excelente aislamiento por zonas en un yacimiento productor de baja presión en el que se implementaría estimulación por fracturamiento hidráulico. Al igual que la mayoría de los pozos del área, este pozo fue perforado utilizando aire como fluido de perforación, lo que a menudo se traduce en pérdidas de circulación durante la cementación. Debido al bajo gradiente de fracturamiento de algunas de las formaciones, el cemento tenía que ser liviano, pero el tratamiento de estimulación planificado exigía que el cemento también fuera durable. En operaciones de cementación previas, 12 de 41 sartas de tubería de revestimiento de producción habían requerido operaciones correctivas de la cementación. Después de estudiar estos resultados, Cabot empleó una variedad de sistemas de cementación avanzados, arrojando cada uno de ellos resultados cada vez mejores. En un comienzo, Cabot utilizó cemento de llenado regulado RFC, que es una mezcla tixotrópica y expansiva de cemento Pórtland y yeso; una formulación aparentemente ideal para evitar pérdidas de circulación y proveer buena adherencia del cemento en zonas ladronas. Aunque la lechada RFC ha sido diseñada para volverse rápidamente inmóvil después de su colocación, las pérdidas continuaron. El paso siguiente fue el agregado de fibras CemNET a la lechada de cementación RFC. Este sistema arrojó mejores resultados en lo que respecta a la obtención de las alturas del cemento. Más adelante, Cabot decidió reducir la densidad de la lechada utilizando el aditivo de cementación KOLITE para lechadas de baja densidad. Los sólidos granulares livianos KOLITE tienen una distribución granulométrica específica concebida para combatir las pérdidas de circulación. Aunque este aditivo produjo ciertas mejoras, las alturas de cemento siguieron siendo 28 subóptimas, de modo que se agregaron fibras CemNET a las lechadas KOLITE. Este sistema ha generado los mejores y más reproducibles resultados logrados hasta la fecha en términos de altura del cemento, necesaria para cubrir múltiples zonas de interés. Para satisfacer mejor las necesidades de contar con lechadas livianas y a la vez duraderas, Cabot utilizó posteriormente un sistema de lechada LiteCRETE con fibras CemNET a fin de lograr el aislamiento por zonas. En un pozo de 1067 m [3500 pies] de profundidad, se colocaron 639 m [ 2095 pies] de cemento en el espacio anular en lugar de perderlos hacia la formación. Aunque este resultado mantiene la tendencia hacia un mejoramiento constante de la cementación, Cabot continúa evaluando la utilización de la mezcla LiteCRETE y CemNET para pozos futuros. Hasta la fecha, Cabot ha utilizado lechadas CemNET en 51 trabajos de cementación. Las mejoras introducidas en las operaciones de cementación no se limitaron a la selección de la lechada; los ingenieros de Cabot y Schlumberger también desarrollaron pautas para la utilización de lechadas más livianas, reduciendo el contenido de agua y minimizando la viscosidad de la lechada y las pérdidas de fluido. A cientos de millas del Occidente de Virginia, la Formación Pérmica Brown Dolomite del Panhandle de Texas, EUA, presenta importantes problemas de pérdidas de circulación. No son inusuales las pérdidas de circulación total durante la perforación. Este yacimiento naturalmente fracturado tiene propensión al daño como resultado de las excesivas pérdidas de lodo de perforación y cemento. Miles de barriles de cemento fueron bombeados en esta formación en intentos por compensar las pérdidas de circulación. En un pozo del Condado de Roberts, Texas, Brighton Energy LLC descubrió pérdidas de circulación totales en la Formación Brown Dolomite. Dos intentos de detener las pérdidas utilizando tapones de cemento convencionales fracasaron. Al cabo de una semana de pérdidas de tiempo de equipo de perforación, Brighton decidió interrumpir el bombeo de volúmenes masivos de cemento como tratamiento para prevenir las pérdidas de circulación y en cambio solicitó la asistencia de Schlumberger. En la zona de pérdidas de circulación de la Formación Brown Dolomite se colocó un tapón CemNET. La severidad de las pérdidas provocó la ruptura del tapón al reanudarse la perforación. Se bombeó entonces un segundo tapón CemNET, que logró sellar la zona de pérdidas de circulación con éxito. Brighton pudo continuar con las operaciones de perforación con circulación completa y logró ahorrar aproximadamente 26,000 dólares estadounidenses por día en términos de tiempo de equipo de perforación, pérdidas de lodo y otros materiales. Ahora tiene proyectado utilizar la tecnología CemNET durante la cementación de los pozos problemáticos de la Formación Brown Dolomite. Aproximadamente 3200 km [2000 millas] al norte del Panhandle de Texas, las capas de carbón y otras formaciones someras del sur de Alberta, Canadá, muestran propensión a las pérdidas de circulación. Sin embargo, resulta difícil predecir qué pozos experimentarán problemas de pérdidas de circulación; estos problemas no afectan consistentemente a determinadas formaciones o áreas. En ciertas formaciones, particularmente en las capas de carbón, esa inconsistencia es el resultado de la distribución errática de la roca.19 Para proteger los recursos de agua subterránea, los pozos de gas someros de esta región deben tener retorno de cemento a la superficie. Al igual que otros operadores del área, PanCanadian Energy, ahora EnCana Corporation, habitualmente bombeaba volúmenes sustanciales de lechada excedente para colocar suficiente cemento a fin de proteger los recursos de agua subterránea, pero el costo de eliminación del exceso de cemento era elevado, porque los pozos se perforaban con mínima perturbación de la superficie y no se disponía de instalaciones para su eliminación en la localización. Dada la economía marginal de estos pozos de gas someros, el operador investigó otras metodologías, tales como el cambio de los fluidos de perforación, pero sólo logró un éxito limitado. La mayoría de los demás procedimientos tendían a aumentar el tiempo de perforación sin resolver los problemas de pérdidas de circulación. En realidad, las pérdidas de circulación se producían normalmente después de la perforación; durante las operaciones de cementación. 19. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C, Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L, Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D: “Producción de gas natural a partir del carbón,” Oilfield Review 15, no. 3 (Otoño de 2003): 8–33. 20. Messier E, Stiles D y Mogan R: “Controlling Cement Tops Through Use of Fiber-Based Slurries Reduces Drilling Costs,” artículo 2002-085, presentado en la Conferencia Internacional del Petróleo Canadiense de la Sociedad del Petróleo, Calgary, Alberta, Canadá, 11 al 13 de junio de 2002. Oilfield Review Localizaciones de los ejemplos CemNET > Un mundo de éxitos. Las aplicaciones CemNET descriptas en este artículo abarcan tres continentes. PanCanadian también quería minimizar las operaciones correctivas de la cementación en los pozos de gas someros. Previamente, el operador había probado LCMs granulares y laminares para combatir las pérdidas de circulación, pero estos materiales resultaron ineficaces. Durante el desarrollo de un proyecto consistente en 77 pozos, PanCanadian y Schlumberger optimizaron los procedimientos de bombeo y las concentraciones de CemNET.20 El retorno del cemento mejoró, lo que permitió a la compañía reducir los volúmenes de lechada después de la cementación de los 10 primeros pozos. A medida que avanzaba el proyecto, se reducía la cantidad de lechada con fibras CemNET; sin embargo, el operador siguió bombeando menos volumen de cemento excedente, redujo los costos de eliminación y eliminó las operaciones correctivas de la cementación. Después de analizar los resultados del proyecto de 77 pozos, PanCanadian pudo disminuir en otro 25% los volúmenes de lechada Primavera de 2004 cargados de fibras, lo que redujo el retorno de cemento a aproximadamente 2 m3 [12.6 bbl]. Los numerosos cambios introducidos en los procedimientos y materiales de cementación con el tiempo, se tradujeron en reducciones de costos equivalentes a 250 dólares canadienses por pozo, cifra significativa para proyectos que implican cientos de pozos. Ganar sin pérdidas En los campos petroleros, al igual que en otros lugares del mundo, siempre existirán ladrones. Aunque quizás nunca se logre evitar las pérdidas de circulación durante las operaciones de cementación de pozos, la captura de este tipo de ladrón no es en modo alguno una causa perdida. Como ideal, los problemas de pérdidas de circulación deberían encararse antes de la implementación de las operaciones de cementación primaria. Cuando los problemas de pérdidas de circulación son previstos durante las operaciones de cementación primaria, el diseño cuidadoso de la lechada y los trabajos de cementación son esenciales: sólo existe una oportunidad de realizar el trabajo con éxito. La nueva tecnología, incluyendo la tecnología CemNET, abordará los efectos colaterales más serios frente a una amplia gama de condiciones de temperatura y densidades de lechadas. Solución claramente demostrada para los problemas de pérdidas de circulación, se han bombeado más de 1300 trabajos CemNET en capas de carbón, yacimientos agotados, yacimientos fallados y fracturados, rocas carbonatadas, areniscas y lutitas de todo el mundo (arriba). Sin lugar a dudas, seguirán proliferando nuevas aplicaciones para estas excepcionales lechadas de cementación fibrosas. —GMG 29 Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados Ealian Al-Anzi Majdi Al-Mutawa Kuwait Oil Company Ahmadi, Kuwait La aplicación de la innovadora química de los surfactantes viscoelásticos a la acidifi- Nabil Al-Habib Adib Al-Mumen Saudi Aramco Ras Tanura, Dhahran, Arabia Saudita en tratamientos de estimulación de la matriz como en tratamientos de estimulación Hisham Nasr-El-Din Saudi Aramco Research and Development Dhahran, Arabia Saudita ducción por mes—en numerosos campos de petróleo y gas de todo el mundo. Oscar Alvarado Veracruz, México Mark Brady Steve Davies Chris Fredd Dan Fu Bernhard Lungwitz Sugar Land, Texas, EUA Frank Chang Rosharon, Texas Efrain Huidobro Petróleos Mexicanos (PEMEX) Veracruz, México Mohamed Jemmali Mathew Samuel Al-Khobar, Arabia Saudita Depinder Sandhu Cairo, Egipto 30 cación ha mejorado significativamente la estimulación de yacimientos carbonatados. Este novedoso y simple sistema ácido, que no deja daño residual, ha sido utilizado tanto por fracturamiento con ácido y ha generado aumentos sustanciales de la inyección y la producción—incorporando en ciertos casos millones de dólares en términos de pro- Los yacimientos carbonatados contienen aproximadamente un 60% de las reservas mundiales de petróleo y alojan enormes volúmenes de reservas de gas.1 Aun así, los especialistas consideran que más del 60% del petróleo entrampado en las rocas carbonatadas no se recupera debido a factores relacionados con la heterogeneidad del yacimiento, el tipo de fluido producido, los mecanismos de drenaje y el manejo del yacimiento. La cantidad de petróleo entrampado es aún mayor en los yacimientos carbonatados que producen petróleo pesado—densidades inferiores a 22°API—donde las reservas sin explotar superan el 70%.2 Actualmente, no se puede acceder a un porcentaje importante de estos recursos debido a la interposición de barreras económicas y tecnológicas. Los yacimientos de calizas y dolomías plantean enormes desafíos en lo que respecta a terminación, estimulación y producción de pozos porque normalmente contienen intervalos de terminación de gran espesor con rangos de permeabilidad extremos. Suelen ser vertical y lateralmente heterogéneos con barreras de permeabilidad y fracturas naturales, y con una amplia gama de tipos de porosidad, que van desde porosidad intercristalina a vugular masiva y cavernosa. En estos yacimientos, los ingenieros y geólogos saben que la roca penetrada por la barrena y evaluada a través de la extracción de núcleos y la adquisición de registros, probablemente no representa completamente al yacimiento en mayor escala. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Saad Al-Driweesh, Mohamed Al-Muhareb, Richard Marcinew y Mohamed Safwat, Al-Khobar, Arabia Saudita; Salah Al Harthy, Muscat, Oman; Leo Burdylo, Pia-Angela Francini y Zhijun Xiao, Sugar Land, Texas, EUA; Keng Seng Chan, Kuala Lumpur, Malasia; Trevor Hughes y Tim Jones, Cambridge, Inglaterra; Bipin Jain, Bombay, India; y Bruce Rieger, Calgary, Alberta. ClearFRAC, FracCADE, InterACT, InTouchSupport.com, MSR (Removedor de Lodo y Limo), NODAL, OilSEEKER, PLT (herramienta de Adquisición de Registros de Producción), SDA (Ácido Autodivergente), SXE (Emulsión SuperX) y VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger. 1. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K: “Evaluación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43. 2. Sun SQ y Sloan R: “Quantification of Uncertainty in Recovery Efficiency Predictions: Lessons Learned from 250 Mature Carbonate Fields,” artículo de la SPE 84459, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003. 3. Factor de daño mecánico es el factor adimensional calculado para determinar la eficiencia de la producción de un pozo mediante la comparación de las condiciones reales con las condiciones teóricas o ideales. Un factor de daño positivo indica que algún daño o influencia está deteriorando la productividad del pozo. Un factor de daño negativo indica un mejoramiento de la producción, normalmente como resultado de la estimulación. Oilfield Review Los ingenieros especialistas en terminación y estimulación de pozos deben tener en cuenta estas complejidades durante la etapa de diseño, y cuando seleccionan las tecnologías para optimizar la producción y recuperación de hidrocarburos. Los yacimientos carbonatados son estimulados utilizando ácido—predominantemente ácido clorhídrico [HCl]—para crear vías conductoras desde el yacimiento hasta el pozo y atravesar la región circundante al pozo que ha sido dañada durante la perforación y la cementación. Las técnicas de fracturamiento con ácido también se utilizan en aquellas áreas donde la permeabilidad natural de los yacimientos carbonatados es insuficiente para promover estimulaciones ácidas efectivas de la matriz. El objetivo de la estimulación de yacimientos carbonatados es tratar en forma efectiva todas las zonas productivas potenciales, reduciendo el daño de formación y mejorando la productividad o inyectividad de los pozos.3 Primavera de 2004 La estimulación de la matriz resulta aún más compleja cuando existen intervalos múltiples con permeabilidades sustancialmente diferentes. El ácido es admitido preferentemente por las zonas de alta permeabilidad, quedando sin tratar las zonas de menor permeabilidad. Estos intervalos no tratados implican menos producción y pérdida de reservas. Esta estimulación no uniforme también puede generar una gran caída de presión, lo que se traduce en la producción temprana e indeseable de gas y agua. Por estas razones, las técnicas de divergencia del ácido, tanto mecánicas como químicas, han sido desarrolladas y recomendadas para asegurar la estimulación uniforme de yacimientos carbonatados. No obstante, muchos problemas de colocación del ácido y desempeño del tratamiento complican el proceso de acidificación. Este artículo examina el desarrollo y la utilización de un nuevo sistema de ácido autodivergente basado en tecnología de surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés) que no producen daño. Se incluye además un análisis general de los tratamientos de acidificación de la matriz y fracturamiento con ácido y una descripción de los desafíos que se plantean durante la estimulación de yacimientos carbonatados. Algunos ejemplos de campo de todo el mundo demuestran el éxito arrollador de esta nueva tecnología. La acidificación no es básica Los tratamientos de estimulación ácida en rocas carbonatadas implican una reacción del ácido clorhídrico con los minerales calcita y dolomía [CaCO3 y CaMg(CO3)2, respectivamente], produciendo cloruro de calcio [CaCl 2], dióxido de carbono [CO2] y agua [H2O] en el caso de la calcita, y una mezcla de cloruro de magnesio [MgCl2] y cloruro de calcio, en el caso de la dolomía. Al introducir ácido vivo, se disuelve más CaCO3, creándose pequeños canales conductores, 31 denominados agujeros de gusanos, que con el tiempo forman una compleja red de alta permeabilidad (abajo). La creación de agujeros de gusanos puede describirse a través de la relación entre la velocidad de disolución neta del ácido y el transporte conectivo del ácido vivo hacia la superficie del agujero de gusano, expresada por el número adimensional de Damköehler. 4 El número de Damköehler depende de una variedad de factores, incluyendo las características específicas de las rocas, las propiedades del sistema ácido, la velocidad de inyección y la temperatura. Los tratamientos de matrices habituales a menudo requieren bajas velocidades de inyección; en consecuencia, no puede utilizarse ácido clorhídrico puro porque la rápida neutralización—o consumo—del ácido limita severamente su penetración en la formación. Esto produce la disolución del frente e impide que se forme una red de agujeros de gusanos lo suficientemente larga para atravesar efectivamente la zona dañada alrededor del pozo. Por este motivo, los sistemas ácidos a menudo incluyen aditivos que demoran, o retardan, la > Agujeros de gusanos conductores. Un molde tomado después de una acidificación de la matriz con carbonato de calcio muestra una intrincada red de agujeros de gusanos creada cuando el ácido disuelve la roca. Esta red mejora sustancialmente la permeabilidad en torno del pozo, proveyendo la estimulación necesaria en muchos yacimientos carbonatados. 32 reacción del ácido con el CaCO3, prolongando así el tiempo de reacción. Las técnicas de retardo químico consisten normalmente en la emulsificación y formación de geles. Dependiendo de la concentración del ácido y el entorno de bombeo, una mezcla de ácido y diesel, la emulsión SXE SuperX, por ejemplo, puede resultar muy efectiva porque retarda los tiempos de reacción en un factor de 15 a 40, en comparación con los sistemas ácidos convencionales que utilizan HCl.5 El poder de disolución—una función de la resistencia del ácido—del sistema SXE a base de HCl, sumado al tiempo de reacción más lento de los carbonatos—retardo—crea agujeros de gusanos más profundos y hace a la emulsión menos corrosiva para la tubería de revestimiento y la tubería de producción de acero. La amenaza de corrosión de los tubulares de acero, especialmente a temperaturas más elevadas, puede ser reducida aún más si se agregan inhibidores a los sistemas ácidos. El retardo de la reacción y la minimización de la corrosión también pueden lograrse utilizando ácidos orgánicos; sin embargo, debido a su costo y a su menor capacidad de disolución, su empleo es limitado. Deben considerarse numerosos factores de diseño del tratamiento para optimizar la velocidad de reacción y la limpieza, incluyendo la resistencia del ácido, la temperatura, la presión, la velocidad de admisión y la composición de la roca. El control de la velocidad de reacción del ácido en la formación objetivo es crucial para el éxito de los tratamientos de estimulación ácida en yacimientos carbonatados. El sistema ácido debe atravesar la zona dañada para comunicar al yacimiento con el pozo, pero también debe minimizar el daño producido a los tubulares y realizar una buena limpieza después de agotado el ácido. Los aditivos desempeñan un rol clave porque limitan la pérdida de fluido, minimizan la generación de emulsiones y precipitados, regulan la viscosidad, reducen la corrosión y mejoran la limpieza. Ni siquiera un sistema de fluido ácido bien diseñado garantiza una estimulación exitosa de la matriz. El fluido de estimulación debe ser colocado correctamente en los intervalos seleccionados. Los sistemas ácidos son bombeados generalmente hacia el fondo del pozo, a través de la tubería de revestimiento o de la tubería de producción—técnica conocida como bombeo forzado—o son administrados mediante tubería flexible. En las operaciones de bombeo forzado, la colocación preferente indeseable del ácido en las zonas de alta permeabilidad deja sin tratar los intervalos de menor permeabilidad. En ciertos casos, las zonas productoras de agua, de alta permeabilidad, admiten una cantidad desproporcionada de ácido, lo que aumenta la producción indeseable de agua y los costos asociados con la eliminación de la misma. La aplicación de técnicas de divergencia mecánica, tales como selladores de esferas o tubería flexible con empaquetadores de intervalo está muy generalizada, pero no siempre es recomendable o resulta factible (próxima página, arriba).6 Los métodos mecánicos no son muy efectivos en la estimulación de pozos horizontales y de alcance extendido largos. Los métodos de divergencia química convencionales incluyen espuma a base de nitrógeno, agentes de obturación como las escamas de ácido benzoico, y geles a base de polímeros reticulados. Estos métodos taponan transitoriamente las zonas carbonatadas de alta permeabilidad para desviar efectivamente los fluidos de tratamiento hacia zonas de permeabilidad más baja. Los métodos de divergencia química varían en lo que respecta a eficacia. 4. Fredd CN y Fogler HS: “Optimum Conditions for Wormhole Formation in Carbonate Porous Media: Influence of Transport and Reaction,” artículo de la SPE 56995, SPE Journal 4, no. 3 (Septiembre de 1999): 196–205. 5. Samuel M y Sengul M: “Stimulate the Flow,” Middle East & Asia Reservoir Review no. 3 (2003): 40–53. Li Y, Sullivan RB, de Rozieres J, Gaz GL y Hinkel JJ: “An Overview of Current Acid Fracturing Technology with Recent Implications for Emulsified Acids,” artículo de la SPE 26581, presentado en la 68a Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993. Al-Anazi HA, Nasr-El-Din HA y Mohamed SK: “Stimulation of Tight Carbonate Reservoirs Using Acid-in-Diesel Emulsions: Field Application,” artículo de la SPE 39418, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998. Navarrete RC, Holms BA, McConnell SB y Linton DE: “Emulsified Acid Enhances Well Production in High-Temperature Carbonate Formations,” artículo de la SPE 50612, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo, La Haya, Países Bajos, 20 al 22 de octubre de 1998. 6. Samuel y Sengul, referencia 5. 7. Nasr-El-Din HA, Taylor KC y Al-Hajji HH: “Propagation of Cross-Linkers Used in In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE 75257, presentado en el 13er Simposio sobre Recuperación Mejorada de Petróleo de las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma, EUA, 13 al 17 de abril de 2002. Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs,” SPE Journal 8, no. 4 (Diciembre de 2003): 426–434. 8. Willberg DM, Card RJ, Britt LK, Samuel M, England KW, Cawiezel KE y Krus H: “Determination of the Effect of Formation Water on Fracture-Fluid Cleanup Through Field Testing in the East Texas Cotton Valley,” artículo de la SPE 38620, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997. 9. Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS, Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluids for Hydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y, Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J: “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,” Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33. Oilfield Review > Métodos de divergencia mecánica. Durante el tratamiento de estimulación, se bombean hacia el fondo del pozo esferas de nylon, vulcanita o bolillas biodegradables como selladores (izquierda). Estos selladores proveen divergencia mecánica porque obturan preferentemente los disparos, admitiendo el mayor volumen de fluido de tratamiento. Los empacadores de aislamiento de intervalo también pueden instalarse con tubería flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este caso, se estimuló primero la zona inferior y luego se desplazó el empacador hacia la zona siguiente. A veces, los tapones temporales se convierten en permanentes y el yacimiento que se pretendía estimular se daña, reduciéndose la productividad del pozo. Una técnica de divergencia química común utiliza geles a base de polímeros. Estos sistemas ácidos emplean aditivos reticuladores reversibles activados por el pH para modificar la viscosidad del fluido en los momentos críticos del tratamiento ácido. Por ejemplo, el Ácido Autodivergente SDA es un sistema polimérico mezclado con HCl. Inicialmente su viscosidad es baja para facilitar el bombeo, pero una vez que este fluido ingresa en una formación carbonatada y se consume el ácido, el polímero se reticula cuando el pH alcanza un valor de 2, aumentando su viscosidad. Este aumento de la viscosidad del gel restringe el flujo posterior del ácido nuevo a través de los agujeros de gusanos, desviando así el ácido fresco hacia las zonas de menor permeabilidad y, finalmente, hacia otras zonas. A medida que el ácido disuelve la roca, el valor del pH aumenta. Cuando el pH alcanza un valor de aproximadamente 3.5, el ácido gelificado se rompe, reduciendo la viscosidad y permitiendo el contraflujo de los fluidos y la limpieza. Los sistemas ácidos a base de polímeros presentan numerosas desventajas. Estudios independientes, llevados a cabo por Stim-Lab, FRAC TECH Services, L.L.C., Saudi Aramco y 250 1000 Viscosidad a 170 seg-1, cp Viscosidad a 170 seg-1, cp 200 150 100 50 100 10 1 0 0 5 10 15 20 Concentración de HCI, % en peso 25 30 0 1 2 3 4 5 pH > Respuesta de la viscosidad del fluido VDA. La concentración del HCI mezclado determina en gran parte la viscosidad del fluido VDA a medida que es bombeado hacia el fondo del pozo (extremo superior). La viscosidad del fluido VDA disminuye cuando se mezcla con altas concentraciones de ácido y a menudo se diseña con 20 a 28% de HCl, pero también pueden utilizarse concentraciones menores. La reacción del HCl con la formación carbonatada aumenta el pH y proporciona salmuera de CaCl2 como producto de la reacción. La salmuera reacciona con el surfactante viscoelástico y se vuelve viscosa (extremo inferior). Esta respuesta de la viscosidad en el fondo del pozo desvía efectivamente el ácido nuevo hacia otros agujeros de gusanos y hacia otras zonas. Primavera de 2004 otras compañías, demostraron que los sistemas ácidos convencionales a base de polímeros obstruyen los agujeros de gusanos y pueden dañar la formación.7 La limpieza de pozos fracturados también fue estudiada sistemáticamente utilizando análisis de contraflujo, lo que indicó un porcentaje de limpieza inferior al 45%.8 Debido a la estrechez de la ventana del pH, este fenómeno de reticulación y ruptura puede resultar difícil de controlar, especialmente en tratamientos que implican varias etapas de diferentes fluidos. Por otra parte, la estabilidad de los sistemas poliméricos se degrada al aumentar la temperatura de fondo de pozo. Esta inestabilidad obstaculiza la correcta divergencia o, en el peor de los casos, daña la formación en forma permanente hasta el punto de impedir el flujo. Para complicar aún más las cosas, en ambientes corrosivos donde hay ácido sulfhídrico [H2S] presente, pueden producirse problemas de acumulación de incrustaciones y daño de formación cuando los aditivos reticuladores metálicos reaccionan con los sulfuros precipitados. Surge un fluido único Los potenciales efectos perjudiciales de los fluidos para tratamientos de estimulación a base de polímeros indujeron a los investigadores del Centro de Productos de Schlumberger en Tulsa, Oklahoma, EUA, a explorar la utilización de surfactantes viscoelásticos en fluidos de fracturamiento hidráulico, lo que condujo a la introducción de los fluidos de fracturamiento libres de polímeros ClearFRAC en 1997.9 Posteriores trabajos de investigación y desarrollo condujeron al desarrollo de las moléculas VES que toleran temperaturas más elevadas. En el año 2001, se introdujo el fluido ClearFRAC HT para extender la temperatura de operación práctica hasta 135°C [275°F]. Más recientemente, Schlumberger aplicó la química VES para producir un ácido libre de polímeros denominado sistema de Ácido Divergente Viscoelástico (VDA, por sus siglas en inglés). La molécula de surfactante viscoelástico utilizada en el sistema VDA está compuesta por una cabeza hidrofílica—que comprende grupos de amonio cuaternario positivos y un grupo carboxilato negativo—y una cola hidrofóbica larga que constituye una cadena de hidrocarburo. Durante su bombeo por la tubería de producción o la tubería de revestimiento, el sistema de fluido VDA—una mezcla de HCl, surfactante viscoelástico y aditivos comunes requerida para el tratamiento ácido— mantiene una viscosidad baja. La cantidad de ácido de la mezcla determina la viscosidad inicial del sistema (izquierda). 33 CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O Ácido consumido Hidrocarburo Monómeros Micela vermicular Micelas esféricas > Micelas en acción. El surfactante, que adopta la forma de monómero en el estado inicial, se mezcla con el ácido diluido (izquierda). El ácido se consume en la formación, produciendo salmuera de CaCl2. Los monómeros reaccionan con la salmuera, creando micelas vermiculares elongadas (centro), que finalmente forman largas redes entrecruzadas. Esta retícula de micelas complejas aumenta la viscosidad del surfactante, lo que desvía efectivamente el ácido nuevo hacia otros lugares. Después del tratamiento, el hidrocarburo producido o un solvente mutuo entran en contacto con las micelas largas, transformándolas en micelas esféricas (derecha). Estas micelas más pequeñas y menos complejas hacen que el fluido tenga una viscosidad significativamente más baja, lo que facilita la ruptura completa y la eficacia de la limpieza. Fluido VDA Limpieza Permeabilidad decreciente Fluido VDA Baja viscosidad Alta viscosidad > Estimulación con divergencia local. El fluido VDA mezclado con el ácido mantiene una viscosidad baja durante su bombeo hacia el fondo del pozo (izquierda). Primero ingresa en la zona más permeable (gris claro). Cuando el ácido comienza a reaccionar con la calcita o la dolomía en la roca yacimiento, la viscosidad del surfactante viscoelástico aumenta. El aumento de la viscosidad hace que el fluido nuevo se desvíe hacia la siguiente zona más permeable (gris intermedio), donde el ácido estimula la siguiente zona permeable y el surfactante se desvía hacia la misma (gris oscuro) (centro). Este proceso continúa hasta que son estimuladas todas las zonas disparadas de permeabilidad variable. Al producirse el contraflujo de los hidrocarburos (flechas verdes) o el solvente mutuo, el surfactante viscoelástico cambia nuevamente su reología (derecha). Cuando las micelas largas se convierten en micelas esféricas, la viscosidad se reduce significativamente, lo que permite la limpieza completa durante el contraflujo. A medida que el ácido es consumido a través de la reacción con la calcita o la dolomía, el surfactante se gelifica. Dos factores inician el proceso de gelificación. Cuando el ácido se agota, el aumento del pH permite que las moléculas de surfactante se unan para formar estructuras largas denominadas micelas, en las que las cabezas hidrofílicas se orientan hacia afuera y las colas hidrofóbicas se orientan hacia adentro.10 La disolución del CaCO3 en el HCl produce salmuera de CaCl2, lo que se traduce en una mayor estabilización de las micelas vermiculares. Las micelas siguen aumentando en longitud y, por encima de una concentración crítica del surfactante, se entrecruzan formando 34 una estructura reticulada y produciendo un gel elástico, altamente viscoso (extremo superior). El aumento de la viscosidad del gel reduce aún más el flujo hacia los agujeros de gusanos y las fisuras existentes dentro de las zonas tratadas, proveyendo así divergencia efectiva del ácido hacia zonas dañadas y de baja permeabilidad, no estimuladas. La viscosidad del fluido VDA consumido está relacionada con diversos factores, incluyendo la temperatura, y con los porcentajes tanto de ácido como de surfactante (arriba). Después de un tratamiento, el surfactante gelificado se descompone al entrar en contacto con el petróleo producido, el condensado y el contraflujo del colchón de prelavado de solvente mutuo, o cuando se diluye con la salmuera de formación producida durante el contraflujo. Durante la descomposición, las estructuras micelares elongadas son reducidas a estructuras esféricas y el sistema de fluido alcanza una viscosidad baja porque las micelas esféricas no se entrecruzan. Una solución de solvente mutuo a 10. Una micela es una gotita coloidal en la que la fase interna tiene una afinidad para el agua opuesta a la presente en la fase externa. La capa límite tiene extremos tanto hidrofóbicos como hidrofílicos. 11. Chang F, Qu Q y Frenier W: “A Novel Self-Diverting-Acid Developed for Matrix Stimulation of Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE 65033, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al 16 de febrero de 2001. Oilfield Review 15% de HCl puro Ácido gelificado en la formación a base de VES Ácido gelificado en la formación a base de VES Permeabilidad Recuperación Longitud de los de agujeros de inicial, mD permeabilidad, gusanos, mD % de núcleo Permeabilidad Recuperación Longitud de los de agujeros de inicial, mD permeabilidad, gusanos, mD % de núcleo Permeabilidad Recuperación Longitud de los de agujeros de inicial, mD permeabilidad, gusanos, mD % de núcleo >100 66.5 >5000 >100 66.5 >5000 >100 34.3 10 34.5 34.3 10 34.5 34.3 10 32.0 37.6 10 32.0 37.6 10 32.0 37.6 10 Inyección de ácido 300 300 250 250 250 200 150 100 50 0 200 150 100 50 0 0 0.10 0.20 0.30 Volumen de poros, vol/vol 0.40 Caída de presión, lpc 300 Caída de presión, lpc Caída de presión, lpc Inyección de ácido >5000 34.5 Inyección de ácido 66.5 0 0.10 0.20 0.30 0.40 Volumen de poros, vol/vol 200 150 100 50 0 0 0.10 0.20 0.30 0.40 Volumen de poros, vol/vol > Pruebas de múltiples núcleos. Se probaron varios sistemas ácidos para comprobar la eficacia de la divergencia a una temperatura de 67°C [150°F]. Cada una de las pruebas implicó el tratamiento simultáneo de tres núcleos de diferentes permeabilidades iniciales, durante la medición de la caída de presión a lo largo del arreglo paralelo de núcleos. Después de una prueba de flujo de núcleos, se obtuvo una imagen de secciones transversales por tomografía computada (CT, por sus siglas en inglés) en cada pulgada del largo total de los núcleos para evaluar los cambios producidos en la estructura de los poros a raíz de la acidificación. El comportamiento del perfil de presión, como una función del volumen de poros, fue graficado para cada prueba a fin de mostrar los cambios de viscosidad del fluido que conducen a la divergencia. El 15% de ácido clorhídrico puro, utilizado como punto de referencia, mostró una permeabilidad mejorada sólo en el núcleo más permeable Número 1 (izquierda). El perfil de presión plano indica que no se produjo ninguna divergencia. El sistema de fluido VDA con 15% de ácido fue probado en los núcleos con bajo contraste de permeabilidad inicial (centro) y en los núcleos con alto contraste de permeabilidad inicial (derecha). La permeabilidad fue mejorada en todos los núcleos, y el perfil de presión en aumento confirmó que se estaba produciendo una divergencia efectiva. Una vez que el ácido penetra uno de los núcleos, disminuye la caída de presión. El aumento de la caída de presión es una indicación de la divergencia, mientras que una caída de presión reducida indica estimulación. modo de colchón de prelavado o de desplazamiento, mejora la descomposición del surfactante gelificado y promueve la rapidez de la limpieza. El nuevo sistema ácido puede ser utilizado para estimular pozos que tienen temperaturas estáticas de fondo de hasta 149°C [300°F]. Antes de su primera utilización, la eficiencia del sistema VDA en el tratamiento de rocas carbonatadas fue documentada en pruebas simul- Primavera de 2004 táneas de flujo de múltiples núcleos. 11 Schlumberger y Stim-Lab compararon varios sistemas ácidos para observar su divergencia y sus características de permeabilidad conservada, incluyendo el ácido clorhídrico puro como punto de referencia, un ácido a base de polímeros, un ácido energizado y el sistema de fluido VDA. Las pruebas demostraron que el ácido puro penetró solamente el núcleo más permeable, mientras que el sistema VDA aumentó la permeabilidad de todos los núcleos porque desvió exitosamente el ácido hacia los núcleos de menor permeabilidad. La técnica de generación de imágenes de secciones transversales por tomografía computada (CT, por sus siglas en inglés), empleada en cada pulgada de todo el largo de los núcleos, demostró los cambios producidos en la estructura de poro a raíz de la acidificación (arriba). 35 menores presiones de iniciación del flujo cuando se inyecta solvente mutuo en los núcleos de prueba.13 El excelente desempeño de este sistema VDA resulta particularmente beneficioso en yacimientos de petróleo de baja presión. La importancia de las pruebas de fluidos de estimulación realizadas en laboratorio no debe exagerarse. En Schlumberger, este trabajo se lleva a cabo en laboratorios locales de todo el mundo, con el apoyo de tres Laboratorios de Soporte al Cliente (CSL, por sus siglas en inglés) situados en Houston, Texas, EUA; Aberdeen, Escocia; y Kuala Lumpur, Malasia. Comparada con la viscosidad del ácido a base de polímeros, la viscosidad del fluido VDA seguía siendo alta al consumirse el ácido, mientras que los geles poliméricos se descomponían cuando el pH alcanzaba un valor de entre 3.5 y 4.0. El examen de los frentes de los núcleos de inyección demostró que los núcleos en los que se inyectó el fluido VDA permanecían limpios y no mostraban rastros de residuos. Por el contrario, los núcleos tratados con el sistema ácido a base de polímeros tenían indudablemente residuos dañinos en el frente de inyección y también dentro de los agujeros de gusanos.12 Desde el punto de vista operacional, el nuevo fluido VDA puede ser bombeado como fluido de una etapa o en combinación con otros fluidos de estimulación en etapas, según la aplicación de que se trate. Comparativamente, los fluidos a base de polímeros requieren varias etapas de ácido y divergente para lograr la estimulación y la divergencia deseadas. Esto puede constituir una desventaja importante ya que cuanto más polímero se bombea en la formación, mayor es el daño de la misma. Por otra parte, las pruebas de laboratorio demostraron una mejor limpieza del fluido VDA consumido, como lo demuestran las Divergencia en Kuwait El nuevo sistema VDA fue utilizado por primera vez en el campo Sabriya operado por Kuwait Oil Company (KOC) en el norte de Kuwait (abajo).14 La permeabilidad de las seis unidades litológicas que componen el yacimiento carbonatado Mauddud de múltiples capas oscila entre 3 y 600 mD. La longitud total de los intervalos disparados varía entre 30 y 60 m [100 y 200 pies]. La presión de yacimiento tiene un valor promedio de 2500 lpc [17.2 MPa] y las temperaturas de pozo típicas alcanzan entre 77 y 82° C [170 y 180°F]. Campo Sabriya KUWAIT G O L F O P É R S I C O 0 km 0 60 millas 60 KUWAIT ARABIA SAUDITA Á F R I C A 0 km 800 0 millas 800 Durante el tratamiento de estimulación de la matriz, las zonas de alta permeabilidad tienden a admitir ácido y a experimentar mayor estimulación, quedando las zonas dañadas y de baja permeabilidad sin tratar. Esto aumenta la caída de presión dentro de una distancia limitada con respecto al pozo, pudiendo causar problemas de producción. Por este motivo, la estimulación uniforme de toda la zona con fluidos de divergencia química es crítica para la optimización de la producción. En el pasado, para la acidificación de los intervalos carbonatados largos, heterogéneos, correspondientes a la Formación Mauddud, se empleaba espuma o bien divergentes químicos, más comúnmente sistemas poliméricos reticulados. Las concentraciones de ácido de 15% se utilizaban para el decapado de los tubulares y el fracturamiento de la formación, mientras que las concentraciones de ácido de sólo 3 a 5% se empleaban con etapas de divergentes a base de polímeros.15 Los fluidos divergentes a base de polímeros reticulaban en la superficie o bien en la formación, y habitualmente se bombeaba una etapa por cada uno de los cuatro a cinco grupos de disparos. Para cada intervalo de la Formación Mauddud, los volúmenes de tratamiento ácido variaban según las características de la formación. Las zonas de permeabilidad y porosidad más bajas eran tratadas hasta con 2.5 m 3/m [200 gal/pie] de los disparos, mientras que las zonas de permeabilidad y porosidad más altas se trataban con 0.9 m3/m [75 gal/pie]. Las terminaciones a agujero descubierto eran estimuladas habitualmente con 0.1 a 0.2 m 3 /m [10 a 20 gal/pie]. Después del tratamiento, los fluidos se desplazaban con diesel y, si se requería, eran extraídos con nitrógeno bombeado con tubería flexible. En las primeras etapas de la prueba de campo del sistema VDA, especialistas en yacimientos de KOC y Schlumberger identificaron varios pozos potenciales que se beneficiarían con la nueva tecnología VDA, lo que incluía pozos recién perforados, pozos más antiguos con un desempeño deficiente, pozos horizontales con intervalos de terminación a agujero descubierto, pozos que explotaban yacimientos someros y agotados, y pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés). Los pozos recién perforados del campo Sabriya requerían acidificaciones, porque el daño producido por la perforación y la baja presión de yacimiento limitaban su capacidad de flujo natural. Muchos pozos nuevos emplean terminaciones duales, habiéndose terminado los intervalos de la Formación Mauddud con sarta corta. Estas terminaciones hacen desistir de la utilización de > El campo Sabriya en Kuwait. 36 Oilfield Review API 100 0.6 Respuesta del medidor de flujo a molinete 0 cps 1550 lpc Densidad del fluido gm/cm3 1.1 Rayos gamma Temperatura 5 170 ºF 173 0 API 100 7400 7400 7450 7450 7500 7500 7550 7550 7600 7600 Presión Flujo de petróleo Disparos 0 Barriles de petróleo equivalente/día 3000 1400 Profundidad medida, pies 0 Presión Flujo de petróleo Disparos Rayos gamma Profundidad medida, pies Flujo de gas 0 Barriles /día Respuesta del medidor de flujo a molinete 2 cps 2700 lpc 2900 Densidad del fluido 3000 0.7 gm/cm3 1.2 Temperatura 8 168 ºF 173 > Registros con la herramienta de Adquisición de Registros de Producción PLT previos y posteriores a la estimulación VDA. Antes del tratamiento de estimulación de la matriz con VDA, el Pozo 5 no producía de todos los disparos y mantenía una presión dinámica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sus siglas en inglés) de sólo 195 lpc [1.3 MPa] (izquierda). Después de la estimulación VDA, todos los disparos contribuyeron a la producción, el pozo produjo 280 m3/d [1760 BPPD] sin gas, y la presión dinámica de flujo en boca de pozo fue de 750 [5.2 MPa] (derecha). El pozo producía gas antes de la estimulación debido a la excesiva caída de presión. Después del tratamiento con VDA, el pozo dejó de producir gas porque el tratamiento de estimulación efectivo redujo la caída de presión en el mismo. En los despliegues PLT el Carril 1 contiene la curva de rayos gamma para la correlación; el Carril 2 muestra la ubicación de los disparos; el Carril 3 exhibe el volumen de fluidos producidos y la respuesta del medidor de flujo a molinete; y el Carril 4 muestra las mediciones de la herramienta PLT, que incluyen la densidad del fluido, la temperatura y la presión de fondo de pozo. tubería flexible para la acidificación, debido al riesgo de atascamiento. Si no se cuenta con la alternativa de la tubería flexible, es necesario el bombeo forzado de los tratamientos desde la superficie. Para la estimulación uniforme de los carbonatos de la Formación Mauddud, es crucial una adecuada divergencia química. En los pozos nuevos que requieren tratamientos con bombeo forzado desde la superficie, se utilizan concentraciones de ácido del 15% (porcentaje en peso) para el decapado de la tubería y como colchón de prelavado de HCl con solvente mutuo. Los tratamientos VDA normalmente contienen un 15% de ácido, aunque se han utilizado concentraciones de hasta 28% de HCl. La totalidad del intervalo de terminación se trata con 0.6 m3/m [50 gal/pie]. Después del tratamiento VDA, se bombea en forma forzada un sobredesplazamiento consistente en 15% de HCl con solvente mutuo, que luego es desplazado con diesel. En los primeros pozos, se bombeaba una relación de uno a uno entre el HCl y los volúmenes de tratamiento con VDA. No obstante, los pozos posteriores mostraron un mejor desempeño con porcentajes más elevados de fluido VDA. Primavera de 2004 En el Pozo 5—una nueva terminación—la Formación Mauddud fue terminada con sarta corta, de manera que se planificó un tratamiento VDA bombeado en forma forzada para tratar cinco grupos de disparos diferentes a través de un intervalo de 41 m [133 pies]. Los severos contrastes de permeabilidad existentes entre las zonas y la gran posibilidad de que hubiera daño de la formación, debido a una pérdida previa de 127 m3 [800 bbl] de fluido de perforación a base de polímeros, demandaban una divergencia química excepcional durante la estimulación. Para vigilar rutinariamente el impacto de la estimulación, el operador decidió adquirir registros previos y posteriores a la estimulación con la herramienta de Adquisición de Registros de Producción PLT (arriba). Antes de la estimulación VDA, el registro PLT indicaba que no todos los disparos contribuían a la producción. Además, el pozo producía por debajo 12. Lynn JD y Nasr-El-Din HA: “A Core-Based Comparison of the Reaction Characteristics of Emulsified and In-Situ Gelled Acids in Low Permeability, High Temperature, Gas Bearing Carbonates,” artículo de la SPE 65386, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al 16 de febrero de 2001. 13. Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes K: “Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid,” artículo de la SPE 86504, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control de Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004. 14. Al-Mutawa M, Al-Anzi E, Jemmali M y Samuel M: “Polymer-Free Self-Diverting Acid Stimulates Kuwaiti Wells,” Oil and Gas Journal 100, no. 31 (5 de agosto de 2002): 39–42. Al-Mutawa M, Al-Anzi E, Ravula C, Al Jalahmah F, Jemmali M, Samuel E y Samuel M: “Field Cases of a Zero Damaging Stimulation and Diversion Fluid from the Carbonate Formations in North Kuwait,” artículo de la SPE 80225, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 5 al 8 de febrero de 2003. 15. El procedimiento de decapado utiliza un ácido inhibido para eliminar la acumulación de incrustaciones, el herrumbre y otros depósitos similares, de las superficies internas de los equipos, tales como las líneas de tratamiento, el equipo de bombeo o la sarta de producción, a través de los cuales ha de bombearse un tratamiento ácido o químico. El proceso de decapado elimina los materiales que pueden reaccionar con el fluido de tratamiento principal para generar reacciones secundarias indeseables o precipitados que dañan el yacimiento en la zona vecina al pozo. Nasr-El-Din HA, Al-Mutairi SH y Al-Driweesh SM: “Lessons Learned from Acid Pickle Treatments of Deep/Sour Gas Wells,” artículo de la SPE 73706, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control de Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002. 37 38 Antes del tratamiento VDA 102 ∆P y derivada del ∆P, lpc 101 Permeabilidad = 44.4 mD Daño mecánico = 170 100 ∆P medido Derivada del ∆P medido ∆P modelado Derivada del ∆P modelado 10-1 10-2 10-5 10-4 10-3 10-2 10-1 10 0 10 1 10 2 10 3 ∆T, h Después del tratamiento VDA 102 Permeabilidad = 59.6 mD Daño mecánico = -3.1 101 ∆P y derivada del ∆P, lpc del punto de burbujeo, de 1800 lpc [12.4 MPa], debido a la gran caída de presión, haciendo que el gas se desprendiera de la solución. La presión dinámica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sus siglas en inglés) era de sólo 195 lpc [1.3 MPa]. Después de un exitoso tratamiento VDA, la producción de petróleo aumentó de 81 a 280 m3/d [510 a 1760 BPPD] a una presión dinámica de flujo en boca de pozo más elevada, de 750 lpc [5.2 MPa], y el registro PLT indicó que todos los disparos contribuían a la producción. La comparación de las pruebas de pozos, antes y después del tratamiento, demostró además el éxito del sistema VDA (derecha). El análisis de las pruebas de pozos previo a la estimulación mostró una gran caída de presión y un factor de daño de +170, mientras que la prueba de pozo posterior a la estimulación indicó una caída de presión sustancialmente reducida y un factor de daño considerablemente mejorado de –3. Las mayores presiones de fondo de pozo minimizaron la caída de presión y eliminaron la producción indeseable de gas. El éxito de los tratamientos en los pozos iniciales indujeron a KOC a estimular los Pozos 11, 12 y 13, situados en los flancos de la estructura del campo Sabriya. Estos pozos, que producen petróleo más pesado—de 17 a 20°API—no producían desde hacía unos 6 a 10 meses.16 Para la acidificación de estos tres pozos más antiguos que no habían generado producción ni siquiera después de la aplicación de tratamientos ácidos convencionales iniciales, y en ocasiones múltiples, y luego del empleo de técnicas de levantamiento artificial con nitrógeno, se utilizó tubería flexible. Estos pozos tienen terminaciones con sarta simple, de modo que las operaciones con tubería flexible no plantean mayores riesgos. Una de las desventajas del bombeo de ácidos y divergentes convencionales a través de tubería flexible, era la reducción inherente de la velocidad de bombeo, causada por las grandes pérdidas por fricción como consecuencia de los menores diámetros de las tuberías y las altas viscosidades del fluido. No obstante, a medida que se bombea por la tubería flexible, el sistema VDA tiene características de reducción del arrastre que disminuyen considerablemente la fricción, permitiendo velocidades de bombeo más elevadas. Después de los tratamientos VDA, los tres pozos comenzaron a producir por flujo natural, incorporando un aumento de producción acumulada de 521 m3/d [3280 BPPD]. Se han estimulado zonas prospectivas someras y agotadas en las rocas carbonatadas del Eoceno utilizando fluido VDA solo, con un 5% de solvente mutuo agregado en el desplazamiento, experi- 100 ∆P medido Derivada del ∆P medido ∆P modelado Derivada del ∆P modelado 10-1 10-2 10-5 10-4 10-3 10-2 10-1 ∆T, h 10 0 10 1 10 2 10 3 > Pruebas de incremento de presión. Las pruebas de incremento de presión llevadas a cabo antes y después de la estimulación VDA demuestran cambios notables en la productividad del pozo. El análisis de los datos de incremento de presión previo a la estimulación muestra un yacimiento dañado que exhibe una gran caída de presión y un factor de daño de +170 (extremo superior). El análisis de incremento de presión posterior a la estimulación confirma que el yacimiento fue estimulado con éxito (extremo inferior). La caída de presión había mejorado significativamente y el factor de daño era –3. mentándose excelentes resultados. Con la presión de yacimiento reducida a 400 lpc [2.8 MPa], estos pozos producen por bombeo mecánico. El Pozo 7 fue identificado como pozo candidato a estimulación porque tenía una zona superior con una permeabilidad extremadamente alta y múltiples zonas inferiores de permeabilidad más baja que no habían sido estimuladas antes por falta de divergencia ácida. Se bombeó en forma forzada un tratamiento de 50 gal/pie de fluido VDA al 15%, a través de un empacador dual (página siguiente). El tratamiento resultó exitoso. Cuando el sistema VDA es bombeado como fluido unitario, ingresa en las zonas de alta permeabilidad, las estimula, y luego desvía el tratamiento hacia zonas de menor permeabilidad. Este comportamiento puede observarse repetidas veces en la gráfica del tratamiento a medida que se estimulan más zonas. La producción del Pozo 7 aumentó significativamente, pasando de 48 m3/d [300 BPPD] con un corte de agua del 11% antes del tratamiento VDA, a 207 m3/d [1300 BPPD] con un corte de agua de 15% dos meses después de la estimulación VDA. Oilfield Review 2.5 1400 1200 1000 1.5 800 Asentar el empacador dual e iniciar la inyección 600 1.0 400 Presión de fondo de pozo Velocidad de bombeo 200 0.5 Velocidad de bombeo, bbl/min Presión de fondo de pozo, lpc 2.0 0 0 0 5 10 15 20 25 30 35 Volumen acumulado bombeado, barriles > Gráfica del tratamiento que muestra las velocidades de bombeo y la presión de fondo (BHP, por sus siglas en inglés) en el Pozo 7. Cuando el fluido VDA bombeado en forma forzada entra en contacto con la formación, la presión de fondo disminuye, lo que indica que se está llevando a cabo la estimulación. Cuando el surfactante se vuelve viscoso en la formación, se inicia la divergencia, como lo indican los incrementos de la presión de fondo. Esto se produce varias veces durante el tratamiento, como lo indican las curvas de presión (azul) y de velocidad de bombeo (rojo). Otra aplicación útil de la tecnología VDA para KOC corresponde a los pozos de alta presión y alta temperatura, donde las temperaturas de fondo de pozo alcanzan 146°C [295°F] y la presión de yacimiento es de 10,000 lpc [69 MPa]. Dos pozos de alta presión y alta temperatura, el Pozo 14 y el Pozo 17, fueron estimulados con el sistema VDA. En este caso, el yacimiento es extremadamente compacto, de modo que a KOC y Schlumberger les resultó útil colocar el HCl utilizando tubería flexible. A continuación, se bombeó en forma forzada desde la superficie un tratamiento por etapas consistente en 28% de ácido de fracturamiento, 20% de fluido VDA y luego 28% de HCl. La aplicación de una etapa de cada elemento arrojó resultados excepcionales; la producción del Pozo 14 aumentó de 439 a 1445 m3/d [2760 a 9029 BPPD], y la producción del Pozo 17 pasó de 499 a 833 m3/d [3140 a 5242 BPPD] con un incremento sustancial de la presión dinámica de flujo en boca de pozo; que pasó de 2914 a 3930 lpc [20.1 a 27.1 MPa]. El sistema VDA también demostró ser exitoso en un pozo horizontal de Kuwait Oil Company. El Pozo 13 contenía un intervalo horizontal de terminación a agujero descubierto de 610 m [2000 pies] en la Formación Mauddud y producía por flujo natural 165 m3/d [1037 BPPD], con una presión dinámica de flujo en boca de pozo de 320 lpc [2.2 MPa]. El análisis del sistema de producción NODAL antes de la estimulación mostró un factor de daño de +10, lo que indicaba que el pozo había sido dañado durante la perforación. KOC y Schlumberger llegaron a la conclusión de que se necesitarían varias etapas de acidificación para tratar efecti- Primavera de 2004 vamente el largo intervalo a agujero descubierto. El equipo técnico a cargo de la acidificación bombeó una combinación de 10 gal/pie de fluido VDA con 10 gal/pie de 15% de ácido común, emulsionado, o HCl con aditivos para atacar los altos porcentajes de lodo y limo. Finalmente, sólo se requirieron dos etapas para alcanzar la productividad deseada. Una prueba de producción llevada a cabo después del tratamiento de estimulación VDA indicó un aumento sustancial de la producción, que alcanzó 604 m3/d [3800 BPPD] con una presión dinámica de flujo en boca de pozo de 275 lpc [1.9 MPa]. KOC ha tratado más de 75 pozos con este innovador fluido. El comportamiento reológico único del sistema VDA permite velocidades de bombeo más altas en operaciones con tubería flexible, ofreciendo al mismo tiempo la capacidad de divergencia superior necesaria para las operaciones de bombeo forzado en escenarios de terminación más complejos. Además, utiliza menos equipos para la mezcla y menor cantidad de químicos en la localización del pozo, y no requiere reticuladores que pueden generar precipitados dañinos en el yacimiento. El aseguramiento y control de la calidad la localización del pozo también resultaron más fáciles y más reproducibles cuando se utilizó el nuevo fluido. El impacto económico de la tecnología de surfactantes viscoelásticos es inmenso; en los primeros 10 pozos estimulados con fluidos VDA, KOC obtuvo una ganancia adicional de 4.4 millones de dólares estadounidenses por mes en términos de producción de petróleo con respecto a los ingresos previstos con la utilización de tecnología convencional. Un resumen de los éxitos sauditas Saudi Aramco comenzó a reemplazar los fluidos de estimulación a base de polímeros por las alternativas VES en el año 2001, con la introducción de la tecnología del agente divergente OilSEEKER. De un modo similar, se produjo un vuelco significativo hacia la utilización del sistema VDA que no deja daño residual, en los tratamientos de estimulación de yacimientos carbonatados. Saudi Aramco ha utilizado exitosamente los fluidos VES en numerosas estimulaciones, incluyendo la acidificación de la matriz y la divergencia en pozos de producción y en pozos de inyección de agua, y el fracturamiento con ácido en pozos de gas HPHT y en pozos de inyección de agua.17 En los tratamientos de estimulación de la matriz convencionales, en yacimientos carbonatados de Arabia Saudita, se utilizaban sistemas ácidos emulsionados y gelificados reticulados. Desafortunadamente, los agentes de control del hierro no impiden la precipitación de sulfuros de hierro en ambientes corrosivos—aquellos que contienen H2S.18 Interesada en disponer de formas para mejorar la divergencia, mitigar el daño y aumentar la producción, la compañía Saudi Aramco decidió probar el sistema VDA en pozos candidatos a tratamientos de estimulación de la matriz bajo condiciones desafiantes. Algunos de los pozos candidatos a estimulación de la matriz con VDA eran pozos horizontales largos con tramos horizontales descubiertos que oscilaban entre 460 y 1830 m [1500 y 6000 pies] y temperaturas que se aproximaban a los 120°C [250°F]. En muchos casos, existían serias preocupaciones acerca de la presencia de una zona acuífera inmediatamente debajo del tramo horizontal objetivo, con lo cual era extremadamente importante una correcta divergencia para la reducción o la eliminación de la producción de agua. En los pozos de alcance extendido, se utilizó tubería flexible para efectuar el tratamiento, consistente en surfactante VDA con una concentración de 20 a 28% de HCl y con un inhibidor de corrosión. En caso de que la tubería flexible no llegue a la profundidad total, el tratamiento VDA puede ser bombeado en forma forzada a través de la tubería flexible a partir de ese punto. Las menores velocidades de 16. Al-Mutawa et al, 2002, referencia 14. Lyle D: “Cleaner Wells Produce Cleaner Results,” Hart’s E&P (Julio de 2003): 43. 17. Nasr-El-Din HA, Samuel E y Samuel M: “Application of a New Class of Surfactants in Stimulation Treatments,” artículo de la SPE 84898, presentado en la Conferencia Internacional sobre Recuperación Mejorada de Petróleo de la SPE en Asia Pacífico, Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 21 de octubre de 2003. 18. Nasr-El-Din et al, referencia 7. 39 40 Gasto de petróleo Corte de agua 6000 30 5000 20 4000 10 3000 Corte de agua, % Régimen de producción de petróleo, B/D 7000 0 1 2 Producción promedio de los 11 pozos vecinos 3 4 5 Pozos tratados con fluido VDA > Una comparación reveladora. La producción de los cinco pozos sometidos al tratamiento VDA se comparó con la producción promedio de los 11 pozos tratados con sistemas de estimulación convencionales. Los cinco pozos VDA mostraron aumentos significativos de la producción de petróleo, sin agua producida. 4.0 Índice de inyectividad 3.5 3.0 Polímero 1 Polímero 2 VES 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Volumen inyectado, millones de barriles > Comparación del índice de inyectividad del fluido VES energizado y los fluidos gelificados a base de polímeros. A lo largo de toda la historia de inyección en el largo plazo, el índice de inyectividad—inyectividad después de la estimulación dividido por la inyectividad antes de la estimulación—de los tratamientos con fluido VES, se mantuvo más alto que el de los fluidos a base de polímeros. Este resultado se atribuye directamente al mejoramiento de la divergencia del ácido durante el tratamiento y a la naturaleza no dañina del fluido VDA. bombeo seguirían siendo suficientes para lograr la estimulación y divergencia de todo el tramo horizontal. La mayoría de los pozos utilizaron fluido VDA energizado con 30% de nitrógeno. El régimen de tratamiento por la tubería flexible se mantuvo entre 0.15 y 0.24 m3/min [1.0 y 1.5 bbl/min]. La utilización de nitrógeno aceleró la limpieza y minimizó la fuga de ácido, proporcionó mejor cobertura y redujo los requerimientos en términos de volumen de ácido. Los ingenieros de Saudi Aramco y Schlumberger observaron que los regímenes de producción posteriores a la estimulación de los 40 primeros cinco pozos VDA, eran muy superiores a la producción promedio de los 11 pozos vecinos, que fueron estimulados sin el sistema VDA (extremo superior). El corte de agua en los pozos tratados con el fluido VDA es mucho menor que en los pozos tratados con otros sistemas, fundamentalmente porque la alta viscosidad en las zonas acuíferas no se rompe, mientras que el gel formado en las zonas de hidrocarburos se rompe y permite que el ácido migre más hacia el interior de la matriz. Por lo tanto, estas zonas productivas son estimuladas en forma más efectiva y producen mayores volúmenes de petróleo o gas. Recientemente, Saudi Aramco estimuló siete pozos de inyección de agua utilizando fluido VES energizado como sistema divergente, una combinación de 20% de ácido HCl común y 20% de ácido HCl emulsionado con diesel, y un sobredesplazamiento consistente en solvente mutuo.19 Estos pozos de inyección resultan cruciales para el mantenimiento de la presión del yacimiento. La zona de inyección tiene un espesor de 60 m [200 pies] y contiene vetas de permeabilidad muy variable. Cuando se estimula este tramo sin una divergencia adecuada, todo el ácido se dirige hacia la zona más permeable y no trata la zona dañada y las zonas de menor permeabilidad. Los tratamientos bombeados en forma forzada desde la superficie o a través de la tubería flexible han mejorado la inyectividad, en comparación con los pozos tratados con una combinación de sistema ácido emulsionado y sistema ácido gelificado a base de polímeros (extremo inferior, izquierda). Los sistemas a base de polímeros también requieren reticuladores y rompedores de la emulsión. Por otra parte, el fluido divergente VES ha eliminado la necesidad de contraflujo para la limpieza porque no utiliza ningún polímero. Fracturamiento con ácido en Arabia Saudita En algunos pozos de inyección de agua de Arabia Saudita, la acidificación convencional de la matriz no genera las velocidades de inyección requeridas, de modo que estos pozos necesitan fracturamiento con ácido.20 Primero se bombea un colchón inicial a presiones que exceden la presión de fracturamiento de la formación; se inicia y, luego, se propaga una fractura hidráulica mediante inyección continua. 21 En los tratamientos de fracturamiento hidráulico convencionales, se utiliza apuntalante para mantener abierta la fractura y crear una vía conductora para el contraflujo y la producción. No obstante, en las rocas carbonatadas, se utiliza ácido para crear patrones de ataque no uniformes en las superficies de la fractura. Esto confiere a la fractura suficiente conductividad después del cierre. En los tratamientos de fracturamiento con ácido, la longitud efectiva de la fractura hidráulica es la porción de la fractura que ha sido suficientemente atacada (página siguiente). Para abordar la fuga de fluido, los tratamientos de fracturamiento con ácido convencionales utilizan múltiples etapas de polímero y ácido. El objetivo de estos sistemas es limitar la fuga mediante el aumento de la viscosidad del fluido. Este aumento de la viscosidad y los ácidos emulsionados reducen la velocidad a la que el ácido Oilfield Review Ácido Ácido La roca ha sido fracturada hidráulicamente Se bombea ácido dentro de la fractura El ácido ataca la fractura El ácido crea agujeros de gusanos conductores > Fracturamiento con ácido en yacimientos carbonatados. Durante una operación de fracturamiento con ácido, primero se bombea un colchón viscoso a presiones superiores a la presión de iniciación de la fractura, que fractura la roca (izquierda y segundo lugar desde la izquierda). A continuación, se bombea una etapa de ácido para atacar la fractura hidráulica en forma diferencial (segundo lugar desde la derecha). El ácido también crea agujeros de gusanos conductores en las superficies de la fractura o cerca de ellas, contribuyendo aún más a la estimulación (derecha). Después de la operación de fracturamiento con ácido, la fractura se cierra pero conserva la conductividad por el ataque químico y la formación de agujeros de gusanos. reacciona con la formación carbonatada, ayudando a reducir la fuga y mejorar la geometría de la fractura. Si bien esta técnica ha demostrado ser exitosa, los polímeros forman un revoque de filtración que, si se deja en la fractura, puede obstaculizar la producción, especialmente en formaciones compactas.22 Por otra parte, los reticuladores funcionan dentro de un rango de pH estrecho y puede resultar difícil predecir su comportamiento a altas temperaturas. Además, pueden generar precipitados que dañan la formación.23 La reactividad del ácido con la roca, que ayuda a crear una fractura permeable, también promueve la pérdida indeseable de fluido durante el bombeo. Esta pérdida incide negativamente en el crecimiento de la fractura e impide la formación de agujeros de gusanos a lo largo de la fractura.24 Existen varias formas de limitar la pérdida de fluido durante el tratamiento con ácido, incluyendo el bombeo de colchones viscosos intermitentes que depositan revoque de filtración para reducir la fuga de ácido y la utilización de fluidos bifásicos, tales como las espumas, las emulsiones y los geles reticulados. Estas técnicas pueden ser efectivas, pero al mismo tiempo pueden dañar la permeabilidad tanto de la formación como de la fractura. El ácido también puede desestabilizar los fluidos utilizados comúnmente, que tienen un pH alto, y pueden hidrolizar el colchón reduciendo su eficacia. Por este motivo, se bombean varios colchones de gran volumen. Cuando se utiliza espuma, los problemas de estabilidad de la espuma pueden incidir negativamente en las operaciones de fracturamiento con ácido, especialmente en presencia de hidrocarburos a altas temperaturas. En Arabia Saudita, la combinación de fluido ClearFRAC, ácido emulsionado, fluido VDA y solvente mutuo, demostró ser un excelente tratamiento. Esta combinación elimina las dificultades operacionales, provee suficiente control de fugas para la creación de una fractura óptima, y no requiere contraflujo para la limpieza después del tratamiento de pozos inyectores de agua. Una prueba de inyectividad posterior al fracturamiento de un pozo de inyección vertical indicó que la tasa de inyección inicial era 58% más alta—4.6 m3/d [29 millones de barriles diarios] contra 2.9 m3/d [18.4 millones de barriles diarios]—que la tasa de 19. Safwat M, Nasr-El-Din HA, Dossary K, McClelland K y Samuel M: “Enhancement of Stimulation Treatment of Water Injection Wells Using a New Polymer-Free Diversion System,” artículo de la SPE 78588, presentado en la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo de la SPE, Abu Dhabi, UAE, 13 al 16 de octubre de 2002. 20. Al-Muhareb MA, Nasr-El-Din HA, Samuel E, Marcinew R y Samuel M: “Acid Fracturing of Power Water Injectors: A New Field Application Using Polymer-Free Fluids,” artículo de la SPE 82210, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003. 21. Por colchón se entiende el fluido utilizado para iniciar el fracturamiento hidráulico que no contiene apuntalante. 22. Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE 71694, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001. Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Coreflood Evaluation of In-Situ Gelled Acids,” artículo de la SPE 73707, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002. 23. Lynn y Nasr-El-Din, referencia 12. Nasr-El-Din et al, referencia 7. 24. Samuel y Sengul, referencia 5. 25. Al-Muhareb et al, referencia 20. 26. Nasr-El-Din HA, Al-Driweesh S, Al-Muntasheri GA, Marcinew R, Daniels J y Samuel M: “Acid Fracturing HT/HP Gas Wells Using a Novel Surfactant Based Fluid System,” artículo de la SPE 84516, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003. Primavera de 2004 inyección máxima de un pozo inyector horizontal cercano, con presiones de inyección en boca de pozo aproximadamente iguales en ambos casos.25 Esta operación marcó la primera utilización del fluido VDA en fracturamientos con ácido, con resultados que superaron las expectativas de Saudi Aramco. Saudi Aramco también utiliza fracturamiento con ácido en pozos verticales de gas HPHT que explotan la formación dolomítica Khuff a profundidades que oscilan entre 3350 y 3660 m [11,000 y 12,000 pies].26 Las temperaturas estáticas de fondo pueden alcanzar 138°C [280°F] y el yacimiento Khuff produce gas condensado y en ocasiones hasta 10 mol% de H2S. La presión, la temperatura y los factores relacionados con la composición de los fluidos complican sustancialmente la selección del fluido de estimulación y el diseño del tratamiento. La porosidad del yacimiento Khuff oscila entre menos de 1 y 25%. La presencia de fracturas naturales lo hacen especialmente susceptible a las fugas durante el fracturamiento hidráulico. Para complicar aún más las cosas, las temperaturas elevadas aumentan considerablemente la reactividad del ácido. Las altas tasas de fuga reducen la presión neta en la fractura hidráulica, disminuyendo de este modo la extensión y conductividad de la fractura, así como también la productividad. Otro problema en este entorno de altas temperaturas es que el ácido es más corrosivo, de manera que se requieren mayores concentraciones de aditivos inhibidores. Una vez que se inicia la producción, se pueden formar bancos de condensado debido a una caída de presión en la región vecina al pozo, lo que reduce la permeabilidad al gas. Esto puede evitarse si se asegura que la región vecina al pozo esté suficientemente estimulada. 41 Programa de tratamiento Etapa Velocidad de bombeo bbl/min Fluido Volumen, galones HCl, % en peso Colchón previo 40.0 Gel lineal 1000 0 Colchón 40.0 Gel reticulado 9000 0 Ácido-1 40.0 Ácido SXE 20,000 28 Colchón-2 45.0 Gel reticulado 5000 0 Ácido-1 45.0 Ácido SXE 18,000 28 Colchón-3 50.0 Gel reticulado 5000 0 Ácido-2 50.0 Fluido VDA 9000 28 Colchón-4 55.0 Colchón VES 7000 0 Ácido-2 55.0 Fluido VDA 10,000 28 Sobredesplazamiento-1 60.0 Gel lineal 13,000 0 Ácido inhibido 55.0 HCl 10,000 28 Sobredesplazamiento-2 30.0 Agua 20,000 0 Lavado por inundación 25.0 Agua 12,394 0 > Típico programa de tratamiento de fracturamiento con ácido para los pozos de gas HPHT de la Formación Khuff. Las primeras etapas de colchón incluyeron un gel de borato a alta temperatura para iniciar y extender la fractura hidráulica, y luego ácido emulsionado para atacar la fractura. En las etapas finales, se bombeó fluido VDA con un 5 a 6% de surfactante, para limitar la pérdida de fluido y minimizar la cantidad total de polímero bombeado dentro de la fractura y la formación. En el año 2003, Saudi Aramco realizó tratamientos con ácido en ocho pozos de gas del yacimiento Khuff, utilizando una combinación de gel reticulado con nueva tecnología de surfactantes viscoelásticos (arriba). La etapa de colchón utilizó un gel de borato a alta temperatura para iniciar y propagar la fractura hidráulica, con ácido emulsionado para atacar suficientemente la fractura a través de toda su longitud. El gel de borato viscoso también permitió enfriar la formación, controlar las fugas y estabilizar la presión de fondo. El bombeo de ácido después del gel de borato con alto pH desestabiliza el revoque de filtración y aumenta las fugas. Para minimizar estos efectos, el ácido fue seguido de un fluido gelificado que contribuyó a la digitación de la etapa de ácido siguiente. Es muy importante destacar que en las etapas finales, en que las fugas se volvieron excesivas, se bombeó fluido VDA con 28% de HCl y 5% a 6% de surfactante. Si no se utiliza un ácido para control de fugas, a altas velocidades de admisión, la fractura se cerrará y no admitirá más fluido. Como la operación fue realizada a través de la tubería de producción, se tomaron importantes medidas para el decapado de la tubería que incluyeron el bombeo de HCl por la tubería y las líneas de conexión. Esto elimina el revestimiento de la tubería, el hierro corroído, los 42 aditivos inhibidores de corrosión y la acumulación de incrustaciones de la tubería y las líneas de conexión, asegurando que durante el fracturamiento con ácido sólo se bombeen los fluidos deseados. Antes de diseñar y bombear el tratamiento, se probaron el ácido emulsionado y los fluidos VDA en los laboratorios de Schlumberger y Saudi ARAMCO, para determinar sus respectivos perfiles de viscosidad bajo condiciones de temperatura exigentes. Las pruebas de laboratorio determinaron que tanto el fluido VDA como el ácido emulsionado podrían ser utilizados en los pozos del yacimiento Khuff. Por otra parte, recientemente se publicó un estudio sistemático acerca de la influencia de diversos aditivos sobre la reología del sistema VDA activo y agotado.27 En los ocho pozos candidatos del yacimiento Khuff, las permeabilidades de los intervalos de terminación oscilaban entre 0.001 y 2.8 mD y las porosidades fluctuaban entre 0.1 y 15%; los intervalos disparados típicos eran de aproximadamente 21 m [70 pies]; las presiones de yacimiento ascendían a aproximadamente 7500 lpc [52 MPa]; y los gradientes de fracturamiento oscilaban entre 22 y 24 kPa/m [0.976 y 1.06 lpc/pie]. Antes de las operaciones de fracturamiento con ácido, se realizó una prueba de producción en cada pozo para determinar el régimen de producción previo al fracturamiento y la presión dinámica de flujo en boca de pozo. Esta información fue utilizada posteriormente para evaluar la efectividad de los tratamientos de estimulación. Todos los pozos respondieron positivamente a los tratamientos de fracturamiento con ácido, superando las expectativas de Saudi Aramco (próxima página, arriba). Por otra parte, todos los pozos estimulados se limpiaron rápidamente, generando ahorros de tiempo y reduciendo el volumen de gas quemado antes de poner los pozos en producción. Normalmente, debido a la gran pérdida de fluido producida durante el fracturamiento ácido con sistemas convencionales, la velocidad de bombeo necesita ser incrementada sustancialmente para mantener abierta la fractura. No obstante, con el fluido VDA, se reduce la tasa de fuga porque el aumento de la viscosidad en la formación reduce sustancialmente las velocidades de bombeo y, en consecuencia, los requerimientos en términos de potencia hidráulica. El éxito de estos tratamientos en entornos corrosivos profundos de alta presión y alta temperatura demuestra el rango de operación extendido de este nuevo fluido. Fracturamiento con ácido en México PEMEX ha empleado fracturamiento con ácido en la Cuenca de Veracruz, México, desde 1995 y atribuye a estas técnicas el aumento de la producción de gas registrado en dicha cuenca en la última década. La Cuenca de Veracruz tiene una extensión de 18,000 km2 [6950 millas cuadradas] y se encuentra ubicada unos 40 km [25 millas] al sudoeste de la Ciudad de Veracruz (próxima página, abajo). Allí, los intentos para desviar los tratamientos utilizando selladores de esferas y las maniobras para controlar las fugas empleando colchones gelificados a base de aceite a menudo resultaban infructuosos. En 1997, la introducción del ácido autodivergente con contenido de polímeros mejoró la divergencia, pero las preocupaciones en torno a los efectos dañinos de los polímeros condujeron a la utilización de la tecnología VES en 1999. Actualmente, la combinación del fluido ClearFRAC con el nuevo sistema VDA proporciona a PEMEX otra técnica para mejorar aún más los aumentos de producción ya logrados en la cuenca con la técnica de fracturamiento con ácido. Los tratamientos de fracturamiento hidráulico utilizan tres fluidos y los pasos se repiten hasta lograr los parámetros de fracturamiento diseñados. En primer lugar, un colchón viscoso no ácido ClearFRAC inicia la fractura hidráulica y crea la longitud y el ancho de la fractura. En segundo lugar, una etapa de alcohol-ácido con 20% de Oilfield Review Régimen de producción de gas, MMpc/D 80 Pre-fracturamiento Post-fracturamiento 60 40 20 0 W-1 W-2 W-3 W-4 W-5 Pozos Presión dinámica de flujo en boca de pozo, lpc 5000 Pre-fracturamiento Post-fracturamiento 4000 3000 2000 1000 0 W-1 W-2 W-3 W-4 W-5 Pozos > Producción de gas (extremo superior) y presiones dinámicas de flujo en boca de pozo (FWHPs, por sus siglas en inglés) (extremo inferior) antes y después de los tratamientos de fracturamiento con ácido VDA. En todos los casos, se observó un aumento del régimen de producción de gas y de la FWHP con la utilización de los nuevos tratamientos. ESTADOS UNIDOS Campo Matapionche Campo Mecayucan M É X I 0 km 300 0 millas C O 300 Ciudad de México metanol o isopropanol y 80% de ácido, con una concentración de HCl de 15 % ataca una porción de la fractura y crea agujeros de gusanos, lo que finalmente conduce a la pérdida de fluido. En tercer lugar, se bombea una etapa de fluido VDA para rellenar los agujeros de gusanos. El fluido VDA extiende estos agujeros de gusanos establecidos en forma mucho más eficaz porque las zonas estimuladas previamente admiten menos fluido y el siguiente volumen de alcohol-ácido es desviado hacia zonas nuevas. Existen evidencias, a partir de pruebas de laboratorio de la caliza Edwards, de que este fluido también ataca en forma diferencial las superficies de la fractura.28 Mediante la utilización de fluidos múltiples se promueve la digitación viscosa de los fluidos, lo que altera la trayectoria del ácido y crea patrones de ataque diferenciales en las superficies de la fractura. Este proceso de creación de la fractura se reitera. Después del tratamiento, un lavado de solvente o el contraflujo de hidrocarburos desde el yacimiento reduce la viscosidad del ácido gelificado y facilita la limpieza. Dado que las superficies de la fractura son atacadas en forma diferencial, la fractura mantiene su conductividad después de cerrarse. Dentro de la Cuenca de Veracruz, este diseño de fracturamiento ha sido utilizado por PEMEX en los campos Matapionche y Mecayucan para estimular la formación calcárea Orizaba. Los pozos candidatos fueron seleccionados después del análisis de los datos de incremento de presión de fondo de pozo para determinar la permeabilidad del yacimiento, la presión del yacimiento y el factor de daño, y luego del análisis NODAL para pronosticar la producción después del fracturamiento con ácido. Se identificaron dos pozos en el campo Matapionche como candidatos prometedores para el tratamiento de fracturamiento con ácido propuesto mediante la utilización de fluido ClearFRAC, alcohol-ácido y fluido VDA. El primero, el Pozo 2181 del campo Matapionche, fue perforado en noviembre de 2002. Posteriormente se dispararon tres de sus intervalos carbonatados, que oscilaban entre 2815 y 2870 m [9235 y 9416 pies], y se procedió a la estimulación de la matriz. La porosidad de los intervalos fluctuaba entre el 7 y el 11% y la tem- Veracruz AMÉRICA CENTRAL 27. Al-Ghamdi AH, Nasr-El-Din HA, Al-Qahtani AA y Samuel M: “Impact of Acid Additives on the Rheological Properties of Viscoelastic Surfactants and Their Influence on Field Application,” artículo de la SPE 89418, presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada de Petróleo de las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma, EUA, 17 al 21 de abril de 2004. 28. Lungwitz et al, referencia 13. > Localización de los campos Matapionche y Mecayucan, Cuenca de Veracruz, México. Primavera de 2004 43 Permeabilidad = 0.069 mD Daño mecánico = 1 Pi = 3323.5 lpca 100 4000 3000 Presión, lpc 10 P medido Derivada del P medido P modelado Derivada del P modelado 2000 Desempeño de la tubería de producción 1000 Desempeño después del tratamiento de estimulación de la matriz 1 0 0.01 0.1 1 10 100 0 1.0 Tiempo transcurrido, h 3.0 4.0 > Análisis NODAL en el Pozo 2181 del campo Matapionche. Utilizando la cifra de producción previa a la estimulación, las curvas de desempeño del pozo (IPR, por sus cifras en inglés) (rojo), y la curva representativa del desempeño de la tubería de producción (verde), el análisis NODAL confirmó los resultados de las pruebas de incremento de presión. Además predijo que el Pozo 2181 del campo Matapionche era capaz de producir 85,920 m3/d [3 MMpc/D] de gas si se lograba el factor de daño posterior a la estimulación estimado de –5 (curva azul). pH de 5 y 6—altamente viscosos después de agotado el ácido—fueron mezclados con el solvente mutuo. Como resultado, se registró una reducción importante de la viscosidad, lo que indicó que se produciría una limpieza rápida y efectiva en el yacimiento. El tratamiento final fue diseñado utilizando conocimientos técnicos locales y aporte de datos del sistema de soporte en línea y gestión del conocimiento InTouchSupport.com de Schlumberger. El comportamiento de la fractura hidráulica fue simulado en el programa de diseño y evaluación del fracturamiento FracCADE a fin de optimizar el diseño y obtener los parámetros de fracturamiento. La simulación FracCADE permitió predecir que una operación óptima daría como resultado una longitud de fractura sometida a ataque con ácido de 18.6 m [61.0 pies], un ancho promedio de fractura sometida a ataque con ácido de 8.4 mm [0.33 pulgadas] y una conductividad promedio de aproximadamente 133,500 mD-pie. El tratamiento—60 m3 [16,000 gal] de fluido ClearFRAC, 16,000 galones de alcohol-ácido y 47 m3 [12,500 gal] de fluido VDA—fue bombeado Presión de tratamiento Presión del espacio anular Velocidad de bombeo 8000 25 20 6000 Presión, lpc peratura del yacimiento promediaba los 82°C [180°F]. Después de la estimulación, el pozo produjo 31,504 m3/d [1.1 MMpc/D] a una presión de 420 lpc [2.9 MPa], con un estrangulador de 1 ⁄2 pulgada. El pozo no producía antes del tratamiento de estimulación de la matriz. El análisis de las pruebas de incremento de presión determinó una permeabilidad promedio de 0.069 mD, una presión de yacimiento de 3300 lpc [22.8 MPa], y un factor de daño de +1, lo que indica que la formación se encontraba levemente dañada (arriba, a la izquierda). Los resultados de las pruebas de incremento de presión fueron utilizados en un análisis NODAL y mostraron una curva de desempeño del pozo (IPR, por sus siglas en inglés) que se ajustaba a los resultados de la producción inicial, verificando los parámetros del yacimiento. 29 Luego se construyó otra curva IPR que incorporaba el tratamiento de fracturamiento con ácido propuesto, como factor de daño menor. Según este análisis, la producción de gas aumentaría a 85,920 m3/d [3.0 MMpc/D] si se lograba un daño mecánico de –5 a través del fracturamiento (arriba, a la derecha). Una vez seleccionado el Pozo 2181 del campo Matapionche como candidato potencial, se realizaron pruebas de laboratorio para asegurar la respuesta de viscosidad correcta del fluido VDA, tanto a temperatura ambiente como a la temperatura de fondo esperada de 180°F. Las pruebas de ruptura evaluaron la efectividad y cantidad de solvente mutuo propuesta en el diseño. En estas pruebas, los fluidos VDA gelificados con valores de 2.0 Régimen de producción de gas, MMpc/D > Análisis de pruebas de incremento de presión del Pozo 2181 del campo Matapionche. La permeabilidad promedio fue de 0.069 mD, la presión del yacimiento superó los 22.8 MPa [3300 lpc], y la formación fue levemente dañada, con un daño mecánico de +1. Estos resultados fueron utilizados en un análisis NODAL posterior para determinar los efectos probables de un tratamiento de fracturamiento con ácido. 44 Desempeño predicho después del fracturamiento con ácido Desempeño de la formación 15 4000 10 2000 Velocidad de bombeo, bbl/min P y derivada del P, lpc 1000 5 0 85 95 105 115 125 135 145 155 0 165 Duración del tratamiento, min > Gráfica del tratamiento del Pozo 2181 del campo Matapionche. La gráfica muestra el tratamiento de fracturamiento con ácido bombeado en forma forzada, incluyendo la presión de tratamiento (rojo), la presión del espacio anular (verde) y la velocidad de bombeo (azul). Las etapas incluyeron un colchón de fluido ClearFRAC, ácido alcohólico y fluido VDA. Oilfield Review Rayos gamma Profundidad, m 0 API 3000 Rayos gamma 1ª pasada 0 API 150 3000 Rayos gamma 2ª pasada 0 API Escandio Escandio 150 150 3000 API 0 0 0 0 0 0 API 3000 Antimonio Iridio Iridio API 3000 Antimonio Antimonio API API API 3000 0 API 3000 0 Escandio API 3000 0 Iridio API 3000 2800 2850 > Un registro de rayos gamma posterior al fracturamiento en el Pozo 2181 del campo Matapionche que muestra la eficacia de la cobertura del ácido a lo largo de todos los intervalos disparados. Las etapas de ácido fueron marcadas utilizando antimonio, escandio e iridio. El Carril 1 muestra tres pasadas del registro de rayos gamma; los Carriles 2, 3 y 4 constituyen una representación gráfica del pozo y la presencia de isótopos; los Carriles 5, 6 y 7 muestran un desglose de cada uno de los isótopos trazadores. Los intervalos disparados son identificados con óvalos blancos. de manera forzada a través de una tubería de revestimiento de 31⁄2 pulgadas a un régimen de 3.2 m 3 /min [20 bbl/min] (página anterior, abajo). Durante el desarrollo del trabajo, se inyectó nitrógeno a un régimen constante para mejorar la limpieza del pozo. Las etapas de ácido fueron marcadas radioactivamente y se adquirió un registro de rayos gamma posterior al fracturamiento con ácido para evaluar la efectividad de la estimulación. La producción de gas después del tratamiento de fracturamiento con ácido superó las expectativas de PEMEX; el Pozo 2181 del campo Matapionche produjo 148,928 m3/d [5.2 MMpc/D] a una presión dinámica de flujo en boca de pozo de 1420 lpc [9.8 MPa], con un estrangulador de 1 ⁄2 pulgada, justo después del contraflujo del pozo. Al cabo de una semana, el pozo se estabi29. Las curvas de desempeño del pozo (IPR, por sus siglas en inglés) son herramientas matemáticas utilizadas en ingeniería de producción para evaluar el desempeño del pozo mediante la representación gráfica del régimen de producción del pozo en función de la presión dinámica de flujo de fondo (FBHP, por sus siglas en inglés). Primavera de 2004 lizó en 94,512 m3/d [3.3 MMpc/D] con una presión dinámica de flujo en boca de pozo de 700 lpc [4.8 MPa], lo que coincide con el aumento del 300% observado en el pronóstico NODAL. El registro de rayos gamma posterior a la fractura indicó que las tres zonas habían sido estimuladas adecuadamente con ácido (arriba). La limpieza del pozo superó las expectativas; se estima que se recuperó un 70% del volumen de tratamiento. Otro pozo del campo Matapionche, el Pozo 1002, experimentó resultados similares utilizando la misma metodología y el nuevo tratamiento de fracturamiento con ácido. En el campo Mecayucan, PEMEX seleccionó dos pozos candidatos adyacentes para el fracturamiento con ácido. En el Pozo 415 del campo Mecayucan, la compañía empleó las mismas técnicas de análisis, diseño y ejecución utilizadas en el campo Matapionche. Este pozo contenía cinco intervalos de aproximadamente 7% de porosidad, lo que convertía a esta estimulación bombeada en forma forzada por la tubería de revestimiento de 31⁄2 pulgadas en una tarea desafiante. Después del bombeo en forma forzada del tratamiento de fracturamiento, que incluyó fluido VDA para lograr la divergencia, el pozo produjo 71,600 m3/d [2.5 MMpc/D ] de gas, lo que coincide con la predicción del sistema NODAL. Una vez estabilizado el pozo, la producción de gas fue de 57,280 m3/d [2.0 MMpc/D], es decir que se registró un aumento del 100% con respecto a la producción de gas registrada luego del tratamiento inicial de estimulación de la matriz. El Pozo 411 cercano, segundo candidato para el fracturamiento con ácido, contenía cuatro intervalos a estimular, cuya porosidad oscilaba entre 3 y 7%. En este pozo no se utilizó fluido VDA. Después del fracturamiento con ácido, el pozo mostró un desempeño sustancialmente deficiente frente a la predicción del sistema NODAL, y el registro de rayos gamma adquirido después del fracturamiento, indicó que una zona no había sido estimulada y otra zona había sido estimulada en forma deficiente, lo que indicaba claramente que no se había logrado la divergencia adecuada. 45 El sistema VDA demostró ser altamente efectivo en lo que respecta a divergencia en la Cuenca de Veracruz, aun cuando los tratamientos son bombeados en forma forzada desde la superficie hasta zonas múltiples de calidad variable. Nueva vida para los campos petroleros egipcios En los campos petroleros del Oriente de Egipto, gran parte de la producción proviene de yacimientos dolomíticos heterogéneos. Se trata normalmente de formaciones estratificadas, naturalmente fracturadas y mineralógicamente complejas, que contienen dolomía, calcita, glauconita y diversas arcillas. Las permeabilidades de los yacimientos son variables y el daño de formación causado por los fluidos de perforación y estimulación puede ser severo. Por otra parte, las temperaturas del yacimiento son bajas—inferiores a 54°C [130°F]—y el petróleo producido es pesado. Históricamente, estas características han complicado los esfuerzos de estimulación convencionales y han limitado su eficacia porque los ácidos convencionales son menos reactivos a la dolomía a baja temperatura. La utilización de sistemas de divergencia a base de polímeros, que emplean rompedores y reticuladores metálicos, ocasionó daños al yacimiento y generó menores volúmenes de producción. Por otra parte, el hierro de la tubería de producción puede inducir a los polímeros a reticular en forma prematura, incrementando la caída de presión por fricción y requiriendo, por ende, mayor potencia hidráulica durante el bombeo. Por lo tanto, en Egipto los operadores están investigando nuevos métodos de estimulación, tanto para pozos nuevos como para pozos viejos e incluso para pozos transitoriamente abandonados. El CSL de Schlumberger en Kuala Lumpur desempeñó un rol clave en el desarrollo de un tratamiento especialmente diseñado para abordar los desafíos específicos que plantea esta región en términos de estimulación. En primer lugar, se definió la complicada mineralogía del yacimiento a través de extensivos estudios petrográficos (abajo). A continuación, se realizaron múltiples pruebas de laboratorio para optimizar el fluido de tratamiento. Debido a la baja temperatura del yacimiento, el alto riesgo de ocurrencia de daño de formación y desarrollo de precipitados, y la heterogeneidad del yacimiento, se recomendó un fluido VDA intensificado para lograr la divergencia y estimulación más efectivas. Por otra parte, el gran volumen de limo y arcilla de formación presente indicaba que habría que incorporar el sistema Removedor de Lodo y Limo MSR en el programa de tratamiento. El sistema MSR ha sido utilizado con éxito para dispersar el daño causado por el fluido de perforación y contribuir a la suspensión de limos de formación para que puedan ser extraídos del pozo. El tratamiento combinado VDA-MSR fue probado exhaustivamente en muestras de la formación y con diferentes aditivos—a temperaturas de yacimiento simuladas—a fin de garantizar la tasa de disolución química óptima y minimizar el daño de formación. También se Caliza dolomítica Arcilla Fragmento bioclástico 500 µm > Fotomicrografía de una muestra de roca. La fotomicrografía muestra los diferentes tipos de fragmentos de roca y detritos bioclásticos en una muestra de roca típica extraída de un campo petrolero del Oriente de Egipto. El conocimiento de esta compleja mineralogía resultó crucial para el diseño de un tratamiento óptimo en el Laboratorio de Soporte al Cliente de Kuala Lumpur, Malasia. 46 sometieron a prueba muestras de petróleo pesado del yacimiento por posibles problemas de emulsión. El diseño del tratamiento exigía etapas alternadas de MSR y fluidos VDA intensificados, mezclándose cada fluido por cargas, antes del bombeo. Los desafíos operacionales fueron superados a través de la utilización innovadora de las tecnologías disponibles. Por ejemplo, se empleó una técnica de inyección dual para tratar los intervalos productores de petróleo pesado con terminación dual. Otros pozos productores de petróleo pesado fueron terminados a agujero descubierto, lo que requirió un método de ejecución del tratamiento diferente. En estos casos, se utilizó tubería flexible de 11⁄2 pulgada para bombear los tratamientos VDA-MSR al yacimiento. El fluido VDA resulta particularmente adecuado para el bombeo por tubería pequeña, ya que mantiene una viscosidad baja durante el bombeo y su viscosidad no aumenta hasta que reacciona con la formación. En consecuencia, la reducción de la caída de presión por fricción posibilitó esta técnica. Se han empleado tratamientos VDA-MSR en más de 100 pozos con excelentes resultados. La eficacia de la divergencia quedó demostrada claramente durante el bombeo (página siguiente). La nueva técnica ha sido responsable de un aumento de la producción que oscila entre un 400 y un 800%. Los pozos se limpian más rápido y las tasas de declinación de la producción son notablemente más lentas que con los tratamientos convencionales. El operador experimentó un período de recuperación de los costos de estimulación breve, que osciló entre un día y un poco más de un mes. La mayoría de los tratamientos se amortizaron en menos de una semana. El éxito arrollador de este programa está teniendo un impacto de gran magnitud sobre los planes de perforación y desarrollo implementados en el desierto oriental de Egipto, y ha convertido a la tecnología VDA en un elemento importante en la estimulación de pozos nuevos, viejos, e incluso abandonados. La química correcta Se han documentado tratamientos VDA exitosos en todo el mundo. En septiembre de 2003, Transmeridian Exploration, Incorporated, Houston, Texas, EUA, atribuyó regímenes de producción significativamente superiores en su pozo South Alibek 1, situado en el Mar Caspio, en el área marina de Kazajstán, al mejoramiento de la estimulación y a la limpieza con el sistema VDA. Oilfield Review 30. http://www.tmei.com/news/PressRel_03_09_09_ Successful_Test.htm (se accedió el 14 de octubre de 2003). 31. Lyle, referencia 16. Primavera de 2004 Espaciador (NH4Cl) en la formación 15% de fluido MSR en la formación 20% de fluido VDA en la formación 15% de fluido MSR en la formación 3000 Presión de circulación Presión en boca de pozo Volumen total de bombeo Velocidad total de bombeo 160 3.5 80 1500 1000 40 Presión en boca de pozo, lpc 120 2000 500 0 00:01:30 2.5 2.0 1.5 1.0 Velocidad total de bombeo, bbl/min 3.0 2500 Presión de circulación, lpc Esto ayudó a reforzar el potencial de reservas calculadas del campo South Alibek, consistente en más de 47.6 millones de m3 [300 millones de barriles].30 En Bahrain, el sistema VDA fue utilizado para la estimulación de la matriz de los yacimientos de gas seco en dos pozos, lo que condujo a aumentos del 82% y el 65% en los regímenes de producción de gas con respecto a los regímenes iniciales. 31 Durante el año 2003, también se documentaron resultados impresionantes en Canadá, Indonesia, Emiratos Árabes Unidos, Pakistán, Venezuela, Rusia, África Occidental, Túnez y EUA, incluyendo los yacimientos de gas seco de baja presión, significativamente agotados, de la Cuenca Pérmica, la Caliza Austin y el Golfo de México. Estos éxitos fueron el resultado de intensas investigaciones, del apoyo absoluto de especialistas en estimulación de todo el mundo, los CSLs de Schlumberger y la utilización del sistema InTouch-Support.com. Se siguen realizando trabajos de investigación de yacimientos carbonatados en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, y en el Centro de Investigaciones de Carbonatos Dhahran de Schlumberger en Al-Khobar, Arabia Saudita, porque el conocimiento exhaustivo del yacimiento constituye el primer paso de una estimulación efectiva. Los conocimientos adquiridos con estas actividades de investigación son explotados todos los días en los CSLs de Schlumberger y en otros laboratorios distribuidos por todo el mundo. Una amplia red de soporte de campo resulta esencial para la eficacia de la selección de fluidos, el diseño de los tratamientos y el control de la calidad, y provee beneficios directos a las compañías operadoras que utilizan esta tecnología. La vigilancia rutinaria en tiempo real de las operaciones de estimulación mediante el programa InterACT de vigilancia rutinaria y entrega de datos en tiempo real desde localizaciones remotas, aporta más conocimientos técnicos al posicionamiento del pozo, facilitando la rápida evaluación, tanto del tratamiento de estimulación como de sus resultados. Recientes tratamientos VDA realizados para la compañía Rosetta Exploration, Incorporated, de Canadá, demuestran el rol importante que desempeña el CSL cuando las condiciones del pozo son rigurosas y los intereses en juego son importantes. En Canadá, un pozo de alta tempe- 0.5 00:39:00 01:16:30 01:54:00 0 02:31:30 0 Duración del tratamiento, h; min; seg > Gráfica de la presión en función del tiempo, tomada en un pozo tratado con el sistema VDA. La respuesta de la presión de tratamiento de un pozo candidato típico muestra divergencia durante el tratamiento. ratura y de 4600 m [15,000 pies] de profundidad no había logrado satisfacer las expectativas de producción después de un tratamiento con ácido energizado de 30,000 litros [7925 galones]. El pozo producía a un régimen de 57,270 m 3/d [2 MMpc/D], con una presión FWHP de 290 lpc [2 MPa], pero luego la productividad se vio deteriorada por la acumulación de incrustaciones. Para eliminar las incrustaciones piríticas y llevar a cabo un nuevo tratamiento al yacimiento, se requería tubería flexible. Desafortunadamente, se sabía que el pozo contenía 22% de H2S y 8% de dióxido de carbono [CO2], lo que lo convertía en un entorno dificultoso para la implementación de operaciones con tubería flexible. A esta profundidad, las altas temperaturas y la combinación de gases corrosivos con ácido hacían que el tratamiento requiriese una cuidadosa selección de aditivos inhibidores para garantizar su seguridad y éxito. El CSL de Houston, Texas, trabajando junto con el equipo especialista en tubería flexible en Red Deer, Alberta, Canadá, determinó la combinación y concentración óptimas de aditivos compatibles. Un tratamiento VDA de 21,000 litros [5550 galones], diseñado cuidadosamente por especialistas, proporcionó suficiente divergencia a las bajas velocidades de inyección requeridas y estimuló exitosamente este pozo problemático. Después del tratamiento VDA, el pozo produjo 186,160 m3/d [6.5 MMpc/D], con una presión FWHP de 1015 lpc [7 MPa] y ahora se ha estabilizado en un régimen de producción 50% superior al anterior. La búsqueda de mejores fluidos de estimulación continúa. En el Centro de Investigaciones de Cambridge de Schlumberger (SCR), se diseñan y prueban nuevas moléculas para mantener el ímpetu que imprimieron los descubrimientos anteriores. Los científicos del SCR y del Centro de Productos de Sugar Land, insisten en sus esfuerzos por expandir las capacidades de los sistemas de fluidos existentes y desarrollar sistemas de fluidos nuevos que permitan superar los desafíos actuales. El enorme éxito del sistema VDA se debe a la combinación de química innovadora, soporte técnico de gran envergadura, control de calidad absoluto durante las etapas de diseño y operación, y el interés de los operadores por la aplicación de nueva tecnología. Este desarrollo en lo que respecta a estimulación de carbonatos está teniendo un impacto claro y positivo sobre los regímenes de producción e inyección, desde los agujeros de gusanos más pequeños hasta los campos petroleros más grandes. —MGG 47 Construcción de pozos y desarrollo de campos petroleros en México La industria del petróleo y del gas de México está cambiando la forma de desarrollar sus negocios. Los resultados se traducen en mejoras sustanciales en la eficiencia y la producción a medida que evolucionan los alcances de los proyectos, pasando de los contratos de servicios estándar de adquisición de registros, cementación y estimulación, a los proyectos de desarrollo de campos petroleros a gran escala. Este artículo destaca los proyectos implementados en dos regiones de México; la Cuenca de Burgos y el Paleocanal de Chicontepec. Nayelli García Esparza Tapia Poza Rica, México Jesús Mendoza Ruiz Luis Roca Ramisa Ciudad de México, México Jean-François Mengual Río de Janeiro, Brasil Andrés Sosa Cerón Petróleos Mexicanos (PEMEX) Reynosa, México Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Claudio de la Cerda, Sugar Land, Texas, EUA; Cherie Dalton, Ridgefield, Connecticut, EUA; y Lee Ramsey, Houston, Texas. CMR (Resonancia Magnética Combinable), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PowerSTIM y ProCADE son marcas de Schlumberger. Cuando las compañías petroleras nacionales y los poseedores de recursos necesitan incrementar la actividad en un campo petrolero, normalmente disponen de tres alternativas: pueden invertir en personal y servicios de expertos; pueden asociarse con otra compañía de petróleo y gas; o pueden integrar equipos con proveedores de servicios integrados. Cada alternativa tiene sus ventajas y sus desventajas. La contratación de servicios de expertos, si bien resulta adecuada para ciertas compañías y ciertos proyectos, quizás no se adecue a todas las situaciones. La asociación con otras compañías puede resultar exitosa en muchos casos, pero en ciertos países no está permitida. Trabajar con un proveedor de servicios integrados permite que el personal de la compañía operadora concentre sus esfuerzos en problemas más complejos, pero a menudo exige un cambio en la forma de operar. Numerosas compañías de servicios de campos petroleros ofrecen servicios integrados. En Schlumberger, el segmento de negocios a cargo de la organización y el manejo de los proyectos de servicios integrados se denomina Manejo Integrado de Proyectos (IPM, por sus siglas en inglés). La organización de Schlumberger IPM ofrece una variedad de soluciones de manejo de ESTADOS UNIDOS M Cuenca de Burgos É X Reynosa I C 0 0 km 300 millas 300 O Paleocanal de Chicontepec Poza Rica Ciudad de México AMÉRICA CENTRAL > La Cuenca de Burgos, en el norte de México, tiene una extensión de 9595 km2 [3706 millas cuadradas]. Los campos de gas de la Cuenca de Burgos podrían contener hasta 515,000 millones de m3 [18 Tpc]. Actualmente producen cerca de 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D] de gas no asociado. El Paleocanal de Chicontepec está situado cerca de Poza Rica. 48 Oilfield Review Cantidad de días para perforar un pozo Velocidad de penetración, m/d 200 175 150 125 100 75 50 25 0 1997 1998 PEMEX y Schlumberger 1998 Competidor 1998 1999 2000 2001 Schlumberger > Mejoramiento del desempeño de perforación en la Cuenca de Burgos, con la introducción de los servicios integrados del sector Schlumberger IPM. La velocidad de penetración promedio experimentó un aumento de más del doble entre 1997 y 2001. Durante el mismo período, el número promedio de días necesarios para perforar un pozo se redujo de 36 días a 12 días. En el extremo inferior se indican las compañías responsables de la perforación. proyectos, incluyendo el desarrollo de nuevos campos petroleros, la rehabilitación de campos maduros, la construcción de pozos, el manejo de la producción y la integración de servicios a los pozos y servicios de producción. En este artículo, describimos cómo trabaja Schlumberger IPM con Petróleos Mexicanos, o PEMEX, la compañía petrolera estatal de México, para mejorar la producción proveniente de los campos de la Cuenca de Burgos y del Paleocanal de Chicontepec. A lo largo de toda la vida útil de estos proyectos, el alcance y los modelos de negocios han evolucionado para responder a los nuevos desafíos y satisfacer los objetivos de los proyectos tanto del operador como del proveedor de servicios. Cuenca de Burgos En la Cuenca de Burgos se descubrió gas en 1945. De las cuatro cuencas de México que producen gas no asociado, el mayor volumen de producción proviene de la Cuenca de Burgos, que cubre una superficie de 9595 km 2 [3706 millas cuadradas] (página anterior).1 Recientes estudios geológicos realizados por PEMEX indican que los campos de la Cuenca de Burgos podrían contener hasta 515,000 millones de m3 [18 Tpc]. Actualmente, la cuenca produce aproxi1. Gas no asociado es el gas natural que se acumula solo, sin petróleo. 2. Gas dulce se refiere al gas que no contiene sulfuro de hidrógeno (ácido sulfhídrico). 3. Palomo R, Céron A y Ramisa L: “Un Nuevo Modelo de Negocios,” Burgos Review (Primer trimestre de 2003): 14–23. Primavera de 2004 madamente 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D] y PEMEX Exploración y Producción (PEP) está trabajando con mucha energía para duplicar ese volumen de producción. La Cuenca de Burgos contiene espesores de sedimentos de hasta 9000 m [30,000 pies] correspondientes a estratos del Mesozoico Superior y del Terciario, geológicamente equivalentes a las areniscas Queen City, Vicksburg, Wilcox y Lobo, que resultan productivas justo al norte, en la Cuenca de la Costa del Golfo del sur de Texas, EUA. Los yacimientos en estos sedimentos siliciclásticos de baja permeabilidad son pequeños y se encuentran organizados en pequeños compartimientos a causa de la presencia de fallas. Cada compartimiento debe ser considerado por separado, con diferentes propiedades petrofísicas y propiedades que varían en función de la profundidad. En esta compleja geología, las formaciones con problemas de pérdida de circulación y alta presión plantean serios desafíos a los perforadores. La mayor parte de los pozos son perforados hasta alcanzar profundidades de 2900 a 3000 m [9500 a 9800 pies], y luego son terminados y fracturados hidráulicamente. Su productividad inicial es alta pero declina rápidamente. Evolución de los proyectos En enero de 1994, ante la declinación de la producción de gas dulce no asociado proveniente de la Cuenca de Burgos, PEMEX constituyó un pequeño equipo de profesionistas para calcular el potencial de producción remanente y las reservas de gas recuperables de esa cuenca.2 El grupo esbozó las medidas que la compañía tendría que adoptar para seguir trabajando en forma rentable desde su centro situado en Reynosa, México. Los integrantes del grupo de estudio presentaron una visión que muchos consideraron excesivamente ambiciosa. No obstante, mediante innovadoras estrategias de contratación, trabajo en equipo y la utilización selectiva de tecnología, la implementación de su visión permitió sextuplicar el volumen de producción de la cuenca; pasando de 5 millones de m 3/d [183 MMpc/D] en diciembre de 1993 a 29.5 millones de m 3 /d [1030 MMpc/D] en enero de 2003. 3 Durante el desarrollo del proyecto de revitalización, se descubrieron más de 74 campos nuevos y se incorporaron más de 86,000 millones de m3 [3 Tpc] de reservas adicionales. La actividad de perforación de pozos de desarrollo y de exploración aumentó, pasando de 10 pozos terminados en 1994, a 343 pozos terminados en 2002. En total, durante ese período, hubo 1313 terminaciones de pozos. Este extenso período de éxito comenzó con contratos de pequeña escala y mejoras simples introducidas en el proceso de construcción de pozos, que luego evolucionaron para abarcar proyectos de mayor envergadura y más grande impacto. Para incrementar la producción proveniente de los pozos de la porción central de la Cuenca de Burgos, PEMEX adjudicó a Schlumberger IPM un primer contrato para la adquisición de 1680 km2 [650 millas cuadradas] de sísmica 3D, la ejecución de dos estudios integrados de yacimientos, la perforación de 31 pozos y la construcción de una estación colectora y cuatro plantas de compresión de gas. Este trabajo fue finalizado en 11 meses, contados a partir de mediados de 1997. PEMEX adjudicó el segundo contrato de la Cuenca de Burgos a un competidor de Schlumberger IPM para la construcción, terminación y conexión de 18 pozos en el término de 10 meses, que finalizaría a comienzos de 1999. Después de algunos meses de deficiencias en el desempeño, PEMEX anuló el contrato y llamó nuevamente a licitación, adjudicándole a Schlumberger IPM la perforación de 18 pozos adicionales. Cuando estaba por terminar el segundo contrato, IPM había mejorado el desempeño de perforación en esta parte de la cuenca pasando de un tiempo de perforación promedio de 36 días en 1997 a un nuevo promedio de 22 días por pozo en 1999 (arriba, a la izquierda). Esta tendencia descendente de los tiempos de perforación continuó a lo largo de todas las etapas subsiguientes de los proyectos implementados en la Cuenca de Burgos. 49 Profundidad medida, m Gas Resistividad, 10 pulgadas 0 ohm-m Resistividad, 90 pulgadas 0 0 ohm-m Permeabilidad CMR Agua irreducible 20 0.3 m3/m3 Agua libre 20 0.3 m3/m3 Rayos gamma Porosidad efectiva API m3/m3 150 0.3 0 0.01 mD Permeabilidad 10 al gas Perfil de flujo sintético Permeabilidad al agua (Q) Permeabilidad relativa Gas 0 0.01 mD 10 Permeabilidad MDT 0 0.01 mD Presión de formación 10 2000 lpc Q (NMR) Permeabilidad 2600 0 1 0.01 mD 10 X100 QC-2 QC-3 X200 X300 QC-4 X400 QC-5 > Identificación de zonas candidatas para estimulación, mediante la combinación de información petrofísica con presiones derivadas de probadores de formación operados con cable y permeabilidades obtenidas a partir de registros de resonancia magnética. Las permeabilidades derivadas de las mediciones del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT (Carril 3, puntos amarillos) se correlacionan con las permeabilidades obtenidas a partir de la adquisición de registros continuos de Resonancia Magnética Combinable CMR. De los cuatro intervalos más prometedores que contienen gas con poca agua libre, dos, el QC-3 y el QC-5, contribuyen un 70% del flujo de gas estimado para este pozo. Las barras verdes del Carril 4 indican las localizaciones de los disparos. Sólo se estimularon los intervalos QC-3 y QC-5. En la fase siguiente, PEMEX adjudicó a IPM un contrato para el acondicionamiento de 40 localizaciones de pozos, la perforación de 54 pozos, y la terminación y conexión de 50 pozos. El proyecto, que insumiría 18 meses contados a partir de marzo de 1999, fue finalizado en tan sólo 16 meses. Para mediados del año 2000, la caída de los precios del crudo indujo a PEMEX a reducir las actividades de exploración y producción de petróleo e invertir en proyectos de gas. Más equipos de perforación debieron ser movilizados para continuar con el ambicioso programa de perforación implementado en la Cuenca de Burgos. Schlumberger IPM ganó la nueva licitación con otra solución de servicios integrados, que en esta oportunidad incluyó el suministro y manejo de los 50 equipos de perforación, la supervisión y provisión de todos los servicios necesarios, y la utilización del personal de PEMEX. Los tiempos de perforación en esta área se redujeron de 25 a 15 días por pozo. Schlumberger dirigió las actividades relacionadas con el manejo, la ingeniería y la operación para el acondicionamiento de las localizaciones, la perforación y la terminación de todos los pozos. El contrato original incluía 40 pozos. Novedosos enfoques se combinaron para contribuir al éxito del proyecto; por ejemplo, la utilización de tubería de producción como columna de perforación se tradujo en un ahorro en términos de costos que permitió la perforación de 14 pozos adicionales. Durante el transcurso de la perforación de los 54 pozos, se registró un ahorro de 90 días de equipo de perforación. El siguiente proyecto de servicios integrados incluyó el acondicionamiento, la perforación, la terminación y la conexión de 60 pozos, a ser terminados para junio de 2001. Debido a la eficiencia de la cooperación entre PEMEX y Schlumberger, el contrato fue extendido a un total de 190 pozos en febrero de 2002. En el contrato más reciente, el alcance del proyecto de servicios integrados, que en un principio incluyó 100 pozos más, fue modificado y el número de pozos nuevos aumentó a 210. Las responsabilidades de Schlumberger IPM aumentaron para incluir lo siguiente: • construcción de vías de acceso y localizaciones de pozos • diseño de programas de perforación • manejo y ejecución de las operaciones - supervisión en la localización del pozo - fluidos de perforación - perforación direccional - adquisición de registros • terminación - disparos (cañoneos, punzados) - pruebas de pozos - fracturamiento hidráulico • instalación de líneas de flujo • provisión de equipos de perforación • toda la logística • manejo de residuos. Desde enero de 2003, Schlumberger ha terminado 72 pozos bajo este contrato, con un régimen de producción inicial colectivo de 5.4 millones de m3/d [189 MMpc/D]. La producción inicial promedio por pozo superó los 74,500 m3/d [2.6 MMpc/D], es decir que resultó un 5% mayor que el régimen de producción inicial promedio previo. Durante la terminación de estos pozos, Schlumberger realizó 93 operaciones de fracturamiento, disparando y probando 122 intervalos. Los avances en materia de construcción de pozos y el mejoramiento de la eficiencia de la perforación no son los únicos factores responsables de este importante aumento de la producción en la Cuenca de Burgos. Novedosos métodos que ayudan a identificar zonas de gas y mejorar el conocimiento de las propiedades de yacimientos están aumentando la eficiencia de la terminación e impulsando la producción. Mejoramiento de la producción La producción proveniente de las formaciones de la Cuenca de Burgos ha sido mejorada mediante la aplicación de métodos más precisos de caracterización de yacimientos gasíferos y a través de la utilización de esta información para la optimización de las terminaciones de pozos.4 Un enfoque integrado para la identificación de zonas productivas combina la información diná- Oilfield Review Primavera de 2004 Agua irreducible Agua irreducible Arcilla-agua ligada Agua libre Porosidad-densidad, Arenisca Profundidad medida, m mica del yacimiento, obtenida con probadores de formación operados con cable, con datos de porosidad y permeabilidad de alta resolución obtenidos con herramientas de resonancia magnética nuclear. Estas propiedades de la formación también contribuyen a mejorar el modelado de estimulación y el diseño de las fracturas hidráulicas. Esta estrategia, conocida como servicio de optimización de pozos PowerSTIM, reduce los costos operacionales y aumenta la eficiencia porque permite la terminación de las capas gasíferas más productivas de cada pozo solamente.5 El método PowerSTIM, introducido en América del Norte en el año 2000, tiene un nivel actual de actividad de 150 proyectos por mes y ha resultado exitoso en Rusia, Medio Oriente, Europa, África, China y el Sudeste de Asia. Algunos ejemplos de tres pozos de la Cuenca de Burgos muestran cómo este enfoque integrado distingue entre zonas que ameritan ser terminadas y los candidatos pobres. El primer candidato de la Cuenca de Burgos en el que se utilizó esta metodología fue un pozo de desarrollo que encontró múltiples capas de areniscas gasíferas. Litológicamente, las unidades yacimiento corresponden a areniscas arcillosas con granos finos a muy finos de cuarzo y feldespato, fragmentos de roca ígnea, arcillas y micas. La baja permeabilidad de estas areniscas—0.05 a 5 mD—hace necesario su fracturamiento hidráulico si se pretende que produzcan a regímenes rentables. La permeabilidad es tan baja que las pruebas de producción convencionales pueden insumir más de cuatro días en cada zona de interés hasta lograr un suficiente incremento de presión para el análisis de permeabilidad. La práctica habitual en este tipo de pozo consistiría en probar entre cinco y seis capas, con resultados improductivos. La terminación implica un promedio de 35 días por pozo, incluyendo pruebas, estimulación y taponamiento de las zonas improductivas, que suelen ser mayoría. En este pozo, la evaluación integral de la formación, facilitada por una serie completa de registros petrofísicos, más las mediciones de la herramienta de Resonancia Magnética Combinable CMR y el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT, ayuda a identificar las zonas más adecuadas para la terminación (página anterior). El análisis de las mediciones de los registros de rayos gamma, resistividad, CMR y MDT señala a los intervalos QC-5 y QC-3 de la Formación Queen City como los de mejor desempeño. Las presiones y permeabilidades derivadas de la herramienta MDT son más altas en estas zonas. El ajuste o calibración entre las Resistividad, 10 pulgadas 0 ohm-m Resistividad, 90 pulgadas 0 0 ohm-m 0.4 10 m3/m3 Porosidad CMR total 0.4 m3/m3 Porosidad efectiva 10 0.4 m3/m3 Rayos gamma Porosidad fluido libre API m3/m3 100 0.4 Gas Permeabilidad MDT 0 0.01 mD Cuarzo 100 Feldespato Permeabilidad en base al modelo Timur-Coates Alta resolución 0 0.01 mD al modelo Timur-Coates CMR mD Arcilla 100 0 Permeabilidad en base 0 0.01 Agua ligada Presión de formación 100 2000 lpc 2200 1 Volúmenes vol/vol 0 X220 X230 X240 X250 > Pozo de desarrollo de la Cuenca de Burgos en el que los registros detectan grandes volúmenes de agua libre en potenciales intervalos de terminación. Mientras los registros de resistividad (Carril 1) indican varias zonas gasíferas potenciales (entre X221 y X222 m, entre X228 y X229 m, entre X232 y X234 m, entre X239 y X240 m, y entre X244 y X253 m), las estimaciones CMR de agua ligada y libre (Carril 2) muestran que la mayor parte del intervalo registrado contiene grandes volúmenes de agua libre. Este pozo no fue terminado dentro del tramo registrado. permeabilidades de alta resolución inferidas de los resultados CMR y las derivadas de las mediciones MDT genera confianza en la capacidad de la herramienta CMR para generar valores de permeabilidad confiables a lo largo del pozo. Un perfil de flujo sintético computado a partir de las mediciones CMR indica cuánto contribuirá cada nivel a la producción total del pozo. Si bien se detectaron numerosas areniscas gasíferas en este pozo, sólo dos aportarían un 70% de la producción potencial de gas: 30% de la zona QC-5, en el fondo del pozo, y 40% de la zona QC-3. Mediante la clasificación de los intervalos más productivos, los ingenieros pueden seleccionar los mejores candidatos para el fracturamiento hidráulico, mejorando así en forma radical la eficiencia de la terminación. En este caso, sólo se estimularon los intervalos QC-5 y QC-3. Este proceso de optimización permitió reducir en un 65% el tiempo de terminación requerido en pozos comparables, acelerando la producción en 20 días y ahorrando 20 días de equipo de terminación. En otro pozo de desarrollo, el enfoque integrado para el diseño de la terminación que implica la interpretación de datos CMR, MDT y datos de otros registros ayudó a descartar ciertas zonas someras que estaban siendo consideradas para la terminación (arriba). Nuevamente, las permeabilidades derivadas de la 4. Mengual J-F, Saldungaray P, Artola P y Riaño JM: “Reducing Completion Costs and Enhancing Productivity Using Nuclear Magnetic Resonance Logs and Formation Tester Data,” artículo de la SPE 74362, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo, Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de 2002. 5. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 44–65. 51 herramienta CMR se ajustaron a las calculadas en base a los datos MDT en los cinco niveles probados. La interpretación de los registros petrofísicos mostró dos intervalos ricos en contenido de areniscas. No obstante, en las pocas zonas que tenían potencial de gas, la herramienta CMR también indicó grandes volúmenes de agua libre. El pozo no fue terminado dentro del intervalo registrado, lo que permitió a PEMEX ahorrar tiempo y dinero que podrían emplearse mejor en un pozo más productivo. El último ejemplo de la Cuenca de Burgos lo constituye un pozo de exploración. La interpretación convencional de registros y la evaluación de formaciones basada en las altas resistividades y el cruzamiento de las curvas de los registros de porosidad-neutrón y porosidad-densidad resultó poco valiosa al intentar identificar el yacimiento productivo dentro de las areniscas gasíferas finamente estratificadas (abajo). Como la herramienta CMR responde fundamentalmente al espacio poroso, proporciona una indicación de los volúmenes gasíferos más confiable que las obtenidas con otras mediciones. En este ejemplo, la herramienta CMR identificó zonas productivas continuas de mayor espesor que las indicadas por la técnica de cruzamiento. La zona más gruesa, con un espesor de 3 m [10 pies], fue probada con la herramienta MDT. Las permeabilidades calculadas a partir de las mediciones MDT mostraron una estrecha correlación con las permeabilidades derivadas del promediado de los resultados CMR de alta resolución, y alcanzaron un promedio de 10 mD a través de toda la zona. La buena correlación existente entre las estimaciones de permeabilidad derivadas de la Agua irreducible Efecto del gas Porosidad-densidad Profundidad medida, m 0.4 Porosidad-neutrón Resistividad, 10 pulgadas 0 ohm-m 0.4 ohm-m Rayos gamma 0 API m3/m3 Agua libre 0 Permeabilidad MDT 0.01 mD Gas 100 Cuarzo 0 Permeabilidad en base al modelo Timur-Coates 20 Porosidad CMR total Alta resolución Resistividad, 90 pulgadas 0 m3/m3 0.4 m3/m3 Fluidos libres 20 Fluido libre CMR 100 0.4 m3/m3 0 0.01 mD mD Agua ligada 100 Permeabilidad en base al modelo Timur-Coates, CMR 0 0.01 Cemento de calcita Presión de formación Gas Arcilla SW Volúmenes 100 1500 lpc 1700 1 m3/m3 0 1 vol/vol 0 Disparos X290 Disparos X300 X310 X320 > Pozo exploratorio en el que la interpretación convencional de registros subestima el potencial de producción. Las resistividades altas (Carril 1) y el cruzamiento densidad-neutrón (sombreado amarillo, Carril 2) identifican algunas fajas delgadas de areniscas gasíferas. Las permeabilidades derivadas de las mediciones CMR son altas a través de zonas continuas de mayor espesor (Carril 3). Las permeabilidades medias (barras verticales negras, Carril 3) en las dos zonas de mayor espesor son lo suficientemente altas como para ser disparadas y producir sin estimulación. 52 herramienta CMR y las obtenidas con la herramienta MDT en esta zona generó confianza en los ingenieros respecto de la permeabilidad de 6 mD derivada de la herramienta CMR solamente en una zona más somera. Con permeabilidades de 6 y 10 mD, las dos zonas eran lo suficientemente permeables para que el pozo produjera sin necesitar ser fracturado hidráulicamente, según los resultados de la simulación de la producción. En base a las simulaciones realizadas con el programa de análisis de pozos ProCADE, la producción fue estimada en 75,982 m3/d [2653 Mpc/D]. El intervalo fue disparado y produjo 73,633 m3/d [2571 Mpc/D] sin estimulación. La metodología PowerSTIM, que integra conocimientos petrofísicos y del yacimiento, con el diseño, la ejecución y la evaluación de las terminaciones, fue aplicada para seleccionar en forma más eficaz las areniscas con alto potencial de productividad y diseñar programas de fracturamiento más efectivos. Antes de la implementación de esta metodología, el promedio de producción de un pozo de la Cuenca de Burgos era de 29,000 m3/d [1 MMpc/D]; ahora el promedio es de 129,000 m3/d [4.5 MMpc/D]. El proceso PowerSTIM redujo los tiempos de terminación aproximadamente en un 60% en la Cuenca de Burgos. Los costos de terminación disminuyeron en un porcentaje similar. Actualmente, el contrato suscripto entre PEMEX y Schlumberger en relación con la Cuenca de Burgos exige la construcción de pozos a un determinado precio y en una determinada localización. Sin embargo, Schlumberger propuso generar valor adicional para PEMEX asumiendo mayor responsabilidad en la selección de las localizaciones de pozos, diseñando las terminaciones y optimizando la producción. La selección de localizaciones de pozos óptimas requerirá estudios geológicos integrados y estudios de caracterización de yacimientos. Las técnicas sísmicas avanzadas, tales como el análisis de variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés), la inversión, la estratigrafía secuencial y el análisis de atributos, ayudarán a los intérpretes a seleccionar las localizaciones de pozos en base a un modelo geológico, maximizando la productividad y minimizando el riesgo de perforación de pozos antieconómicos. La tecnología de detección de gas en zonas productivas de baja resistividad ayudará a explotar más zonas de gas. La simulación del desempeño del campo y la inclusión de los efectos de las instalaciones de superficie ayudará a optimizar la producción. El agregado de líneas de alta, media y baja presión Oilfield Review Localización del pozo Pozos inteligentes Optimización de las instalaciones Modelado de la red de superficie Separación de los fluidos Líneas de flujo Simulación de todo el campo > Evolución futura de los servicios integrados en la Cuenca de Burgos. Al madurar el concepto de servicios integrados (de izquierda a derecha), PEMEX y Schlumberger pudieron participar en conjunto en la selección de las localizaciones de pozos, el diseño y la construcción de pozos inteligentes, la optimización de las instalaciones de producción de superficie y la simulación del comportamiento del yacimiento. en los sistemas de producción contribuirá a optimizar el desempeño individual de los pozos y a eliminar los cuellos de botella de las instalaciones de superficie (arriba). Mejoramiento de la producción en Chicontepec La región de Chicontepec es otra área madura con potencial para el mejoramiento de la producción. Allí, se descubrió petróleo en 1926, y la primera producción comercial comenzó en 1952. Los campos petroleros actuales se encuentran ubicados en su totalidad dentro de un rasgo geológico conocido como Paleocanal de Chicontepec, situado en el norte del Estado de Veracruz, a 250 km [153 millas] de Ciudad de México y a 5 km [3 millas] de Poza Rica. El paleocanal corresponde a una acumulación de sedimentos del Paleoceno que cubren una superficie de 3815 km2 [1473 millas cuadradas]. Este potente depósito sedimentario, de baja permeabilidad, contiene 139,000 millones de barriles [22,000 millones de m3] de petróleo original en sitio y 1.4 trillones de m3 [50 Tpc] de gas. Primavera de 2004 Aproximadamente 2000 millones de m3 [12,000 millones de barriles] y 888,000 millones de m3 [31 Tpc] son recuperables, lo que lo convierte en el activo más grande de PEMEX.6 Desde 1952 hasta 2002, se terminaron 951 pozos de producción. En promedio, los pozos eran productores modestos, con regímenes de producción iniciales del orden de los 11 a 48 m3/d [70 a 300 BPPD]. Para el año 2002, la producción total del campo promediaba 397 m3/d [2500 BPPD] y 344,000 m 3/d [12 MMpc/D]. En sus primeros 50 años, el campo había producido sólo 111 millones de barriles de petróleo [18 millones de m3] y 5600 millones de m3 [195,000 MMpc] de gas. En el año 2002, PEMEX implementó una estrategia agresiva para aumentar la producción del campo en los siguientes cuatro años. El objetivo de producción para el año 2006 es llegar a 6200 m3/d [39,000 BPPD] y [1.4 millón de m3/d [50 MMpc/D], aumentando la producción de petróleo en un factor de más de 10 e incrementando más de cuatro veces la producción de gas. Para el éxito de este proyecto, es esencial la construcción de pozos con una productividad significativamente superior al promedio histórico. Para hacer realidad esta visión, Schlumberger IPM, en asociación con ICA Fluor and Drillers Technology de México, ha firmado un contrato con PEMEX para desarrollar los campos Coapechaca, Tajín y Agua Fría del activo de Chicontepec. En base al cumplimiento del contrato de la Cuenca de Burgos, PEMEX contrató a Schlumberger para que asumiera mayor responsabilidad en el proyecto Chicontepec. El rol de Schlumberger IPM es entregar el plan de desarrollo de los campos petroleros, incluyendo los estudios de caracterización de yacimientos, la optimización de las localizaciones de pozos, la perforación y terminación de todos los pozos, el manejo de los equipos de perforación, una prueba piloto de inyección de agua, la construcción y el mejoramiento de las estaciones de compresión de gas, la construcción de líneas de conducción y toda la logística. 6. Williams P: “México,” Oil and Gas Investor (Julio de 2003):26–37. 53 > Equipo de perforación en el Paleocanal de Chicontepec, construido para optimizar los tiempos y la logística de perforación en localizaciones de pozos múltiples, ubicadas en esta área sensible desde el punto de vista ambiental. El proyecto comenzó con la preparación y presentación de las propuestas a fines de 2002 y alcanzó la etapa de movilización completa a mediados de 2003, iniciándose la perforación del primer pozo en mayo. La distribución cronológica del proyecto contempla 1400 días para 200 pozos. Los objetivos clave del proyecto para 2003 incluían la actualización de los estudios de yacimientos del sector para identificar mejor las localizaciones más adecuadas para perforar pozos de mayor productividad; la perforación de 59 pozos y la terminación de 46 pozos antes de fin de año; la construcción de 8 localizaciones de pozos múltiples; la construcción de 50 km [30 millas] de líneas de conducción; y la construcción y el mejoramiento de 6 módulos correspondientes a instalaciones de producción y compresión. El entorno que rodea al área de Chicontepec es sensible y alberga numerosas especies vegetales protegidas. Las localizaciones de pozos han sido diseñadas de manera de causar el mínimo impacto ambiental. Se han construido equipos de perforación con fines específicos a fin de optimizar los tiempos de perforación y los movimientos de los equipos en las localizaciones de pozos múltiples (arriba). Los pozos son perfo- 54 rados en forma direccional, con un total de 3 a 18 pozos desde cada localización. Equipos de perforación de última generación con cabezas rotativas superiores (topdrive) y mástiles telescópicos mantienen la columna de perforación en la torre durante el movimiento entre pozos de la misma localización. Los equipos de perforación están equipados con mecanismos de deslizamiento para reducir el tiempo de mudanza de tres días a menos de 12 horas. Las operaciones de disparo, de fracturamiento, con tubería flexible, y las pruebas se llevan a cabo sin equipo de perforación. Estrategias de estimulación en el Paleocanal de Chicontepec Para ayudar a PEMEX a mejorar aún más la producción proveniente del área de Chicontepec, los especialistas en estimulación de Schlumberger están evaluando la posibilidad de aumentar la producción a aplicando la metodología PowerSTIM que demostró ser sumamente exitosa en los proyectos de la Cuenca de Burgos. No obstante, en lugar de aplicar la técnica en pozos individuales, los ingenieros e intérpretes están desarrollando una estrategia de estimulación para optimizar el desempeño general de los campos petroleros del Paleocanal de Chicontepec. Este estudio de gran escala abarca el área limitada al oeste por la Sierra Madre Oriental y, al este, por el arrecife de la Faja de Oro. El primer paso del estudio fue la evaluación del plan de desarrollo actual y la validación de las localizaciones de pozos propuestas por los equipos a cargo de los activos de PEMEX Exploración y Producción. Para ello fue necesaria una total reevaluación e integración de la sísmica 3D, y de los datos geológicos, de producción, de núcleos y de registros. El análisis de la historia de estimulación de cada capa de arenisca indicó que podrían lograrse mejoras de producción eficaces desde el punto de vista de sus costos mediante la estimulación selectiva de zonas de calidad superior. La selección de candidatos y el diseño de los tratamientos de estimulación utilizando el método PowerSTIM ayudaron a lograr regímenes de producción más altos por operación de fracturamiento y un costo más bajo en comparación con los niveles y los costos de producción registrados en campañas de perforación previas. Oilfield Review Pozos de gas y petróleo existentes Sabinas EUA Burgos MÉXICO Monterrey Tampico Misantla Golfo de México Veracruz Macuspana Pozos de gas y petróleo proyectados Sabinas EUA Burgos MÉXICO Monterrey Tampico Misantla Golfo de México Veracruz Macuspana > Visión de la actividad de exploración y producción de petróleo y gas en el Golfo de México. Actualmente, la gran mayoría de los campos de petróleo y gas se encuentran en el sector estadounidense del Golfo de México (extremo superior). Una visión de la producción futura muestra un nivel de actividad similar en todo el sector mexicano, en los próximos diez años (extremo inferior). Los puntos rojos y amarillos representan pozos de gas. Los puntos verdes corresponden a pozos de petróleo. [Adaptado de “México at a Glance: The MCA Story,” México Interchange (11 al 14 de noviembre de 2003): 21.] Primavera de 2004 Mayor incremento de la producción en Chicontepec y en otras áreas Ha quedado demostrado que las técnicas de selección de candidatos y las prácticas de fracturamiento mejoradas del enfoque PowerSTIM permitieron mejorar la eficacia de la estimulación desde el punto de vista de sus costos en el Paleocanal de Chicontepec. Las mejoras ulteriores se centrarán en la optimización de la productividad de las zonas de mayor potencial. Ya se están introduciendo nuevos servicios de adquisición de registros y generación de imágenes para aumentar el conocimiento del yacimiento y asistir en el proceso de estimulación. Como sucede en la Cuenca de Burgos, la combinación CMR-MDT está ayudando a los ingenieros de yacimiento de Chicontepec a mejorar el proceso de terminación de cada pozo. Como próximos pasos se introducirán nuevos fluidos de fracturamiento y nuevas tecnologías en este activo de gran potencial, aumentando la capacidad de los tratamientos de estimulación de mejorar la producción de cada pozo e incrementar la rentabilidad para PEMEX. Adecuadamente explotadas, las reservas de Chicontepec constituyen un paso importante en lo que respecta a superar la actual declinación de la producción de petróleo. Es necesario el desarrollo eficaz de otros campos petroleros y el descubrimiento de nuevas acumulaciones para revertir la declinación y reemplazar las reservas. Hasta este momento, los yacimientos de México experimentaron en su mayoría recuperación primaria solamente y ahora están sufriendo diversos grados de agotamiento. El desarrollo de estrategias de recuperación asistida será importante para mantener los objetivos de producción. Un área que habrá de experimentar una expansión de la actividad es el sector mexicano del Golfo de México. Al año 2001, en el sector estadounidense del Golfo de México se habían perforado más de 20,000 pozos cuyo objetivo era el gas natural, mientras que en el sector mexicano sólo se perforaron 400 pozos (izquierda). Esta visión del futuro predice un incremento de los proyectos integrados y un crecimiento sorprendente de la actividad de perforación y la producción de hidrocarburos en los próximos cinco a diez años. –LS 55 La nueva dinámica de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance Eelco Bakker Kees Veeken Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) B.V. Assen, Países Bajos El control de la diferencia de presión transitoria registrada en un pozo durante las operaciones de disparos es una de las claves para el logro de terminaciones de pozos entubados más efectivas. Esta técnica utiliza un innovador proceso de diseño y equipos especiales para mejorar significativamente la productividad y la inyectividad del pozo. Larry Behrmann Kuala Lumpur, Malasia Phil Milton Gary Stirton CNR International Aberdeen, Escocia Alan Salsman Ian Walton Rosharon, Texas, EUA Lloyd Stutz Anadarko Petroleum Corporation Houston, Texas David Underdown ChevronTexaco Houston, Texas Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Alfredo Fayard y Bryan Galloway, Rosharon, Texas, EUA; James Garner, Sugar Land, Texas; Andy Martin, Aberdeen, Escocia; y Frank Thompson, Assen, Países Bajos. CIRP (Inserción y Recuperación de la Terminación bajo Presión), eFire, HSD (Pistolas de Alta Densidad de Disparos), NODAL, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PosiTrieve, PowerJet, PURE (Operaciones de Disparos para la Explotación Total del Yacimiento) y SPAN (Programa de Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger) son marcas de Schlumberger. 56 Todo pozo entubado debe ser disparado para que los fluidos fluyan desde el subsuelo o sean inyectados en el fondo del pozo. La detonación controlada de cargas huecas (moldeadas), especialmente diseñadas y fabricadas para pozos entubados, produce agujeros—disparos, perforaciones, cañoneos—en la tubería de revestimiento de acero, el cemento y la formación adyacente. La optimización de la producción o de la inyección demanda diseños cuidadosos, planeación previa a los trabajos e implementación en el campo, para obtener disparos conductores limpios que se extiendan más allá del daño de la formación, penetrando en la roca yacimiento inalterada.1 Lamentablemente, los disparos con explosivos también pulverizan los granos de roca de la formación generando una zona triturada de baja permeabilidad en la formación alrededor de las cavidades de los disparos, y facilitando la posibilidad de migración de partículas finas. Este proceso también deja algunos detritos residuales de la detonación dentro de los túneles de los disparos. El rebote elástico de la formación alrededor de los túneles recién creados genera daño por las vibraciones adicionales de los disparos y el material suelto (próxima página).2 La minimización del deterioro del flujo y las restricciones de la conductividad, causadas por este daño inducido por los disparos, resultan cruciales para la obtención de disparos efectivos. Durante 25 años, los procedimientos de terminación estándar utilizaron una diferencia de presión estática relativamente grande, o un 1. Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 54–69. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79. 2. Behrmann LA, Pucknell JK, Bishop SR y Hsia T-Y: “Measurement of Additional Skin Resulting from Perforation Damage,” artículo de la SPE 22809, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991. Pucknell JK y Behrmann LA: “An Investigation of the Damaged Zone Created by Perforating,” artículo de la SPE 22811, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991. Behrmann LA y McDonald B: “Underbalance or Extreme Overbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 14 al 15 de febrero de 1996; también en SPE Production & Facilities (Agosto de 1999): 187–196. Swift RP, Behrmann LA, Halleck PM y Krogh KE: “Micro-Mechanical Modeling of Perforating Shock Damage,” artículo de la SPE 39458, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998. 3. Johnson AB, Brooks JE, Behrmann LA, Venkitaraman A, Walton I, Vovers AP, Vaynshteyn V, Patel DR y Fruge MW: “Reservoir Communication with a Wellbore,” Patente de EUA No. 6,598,682 (29 de julio de 2003); también International Publication No. WO 01/65060 (7 de septiembre de 2001). Brooks JE, Yang W, Grove BM, Walton IC y Behrmann LA: “Components and Methods for Use With Explosives,” Publicación de Solicitudes de Patentes de EUA No. 2003/0150646 (14 de agosto de 2003). Johnson AB, Behrmann LA, Yang W y Cornelis FH: “Controlling Transient Underbalance in a Wellbore,” Publicación de Solicitudes de Patentes de EUA No. 2003/0089498 (15 de mayo de 2003). Oilfield Review bajo balance de presión (desbalance negativo), para eliminar o minimizar el daño provocado por los disparos. La técnica de disparar con un bajo balance de presión es la técnica más difundida de optimización de las terminaciones disparadas. Carga hueca Este método establece una presión estática de pozo antes de los disparos, que es inferior a la presión de la formación adyacente. Según la teoría convencional, la oleada inicial (flujo instantáneo) originada por una reducción de la presión de poro en la región vecina al pozo Detonación de la carga Cordón detonante Casco Revestimiento cónico 5 microsegundos Iniciador de la detonación Explosivo principal 25 microsegundos Efectos de cavidad explosiva Acabado plano 40 microsegundos Efecto de cavidad sin revestimiento 50 microsegundos Efecto de cavidad revestida Revestimiento metálico Explosivo Objetivo de acero b revvveestim estim s miento meento ment me nto to to nel de Roca no dañada Daño de la zona triturada Daño de la formación Primavera de 2004 mitiga el daño de la zona triturada y barre la totalidad o parte de los detritos que se encuentran en los túneles de los disparos. Los científicos de Schlumberger analizaron las presiones transitorias de operaciones de disparos mediante pruebas de laboratorio y descubrieron que el bajo balance estático solo no garantiza la obtención de disparos limpios. Los resultados indicaron que lo que realmente rige la limpieza de los disparos son las fluctuaciones producidas en la presión del pozo inmediatamente después de la detonación de las cargas huecas—antes ignoradas—y no la diferencia de presión inicial como se pensaba anteriormente. Los investigadores aplicaron este mayor conocimiento de las presiones dinámicas de pozo para desarrollar el proceso patentado por Schlumberger de Operaciones de Disparos para la Explotación Total del Yacimiento PURE.3 Esta nueva técnica es aplicable a portacargas, o pistolas, operados con cable o con línea de acero, y a sistemas de pistolas bajados con tubería flexible o con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en inglés), ya sea en terminaciones de pozos verticales o muy inclinados, incluyendo los pozos horizontales. El proceso PURE utiliza operaciones de disparos diseñadas a la medida de las necesidades, cargas huecas especiales y configuraciones de pistolas diseñadas con un fin específico, para generar un alto nivel de bajo balance dinámico, partiendo de bajos balances o sobre balances de presión modestos. Esta técnica mejora sustancialmente la productividad o la inyectividad del pozo. El proceso de disparos PURE también mejora la eficiencia operacional de la terminación de pozos. < Operaciones de disparos y daños producidos por los disparos. Las cargas huecas constan de cuatro componentes básicos: el iniciador de la detonación y los explosivos principales, el revestimiento cónico y un casco. La cavidad cónica y la tubería de revestimiento corta metálica maximizan la penetración a través de la tubería de revestimiento de acero, el cemento y la roca. Al detonar las cargas, el revestimiento colapsa y se forma un chorro de alta velocidad de partículas de metal fluidizado. Las ondas de choque generadas por los disparos y la presión de alto impacto fragmentan los granos de la roca, descomponen la cementación de minerales intergranulares y producen la pérdida de adherencia de las partículas de arcilla, creando una zona triturada de baja permeabilidad en la formación, alrededor de los túneles de los disparos. Los disparos dañan la permeabilidad local fundamentalmente porque trituran el material de la formación impactado por el chorro y reducen los tamaños de las gargantas de los poros. Las fotomicrografías muestran la roca sin dañar y las microfracturas en la zona triturada. 57 La eliminación de grandes diferencias de presión estática simplifica los preparativos realizados en el pozo antes de llevar a cabo las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance. El control de la oleada inicial limita los volúmenes de fluido producidos durante la limpieza de los disparos, lo que a la vez reduce el riesgo de influjo de arena que puede provocar el atascamiento de las pistolas. Además, es probable que no se requieran los pequeños trabajos de acidificación, o los lavados de los disparos, que a menudo son necesarios para remediar el daño que éstos producen. Por otra parte, las operaciones de disparos con bajo balance dinámico aumentan el número de disparos abiertos, lo que incrementa la efectividad de los tratamientos de acidificación y fracturamiento hidráulico más extensos. Una mayor densidad de disparos, o cantidad de disparos por pie (dpp), también optimiza las operaciones de bombeo porque reduce los requerimientos en términos de potencia hidráulica en superficie. Otro beneficio es la reducción de la intensidad de las vibraciones producidas por los disparos, lo que minimiza el deterioro de la adherencia hidráulica entre el cemento y la formación, y ayuda a garantizar el aislamiento por zonas después de los disparos. Este artículo describe algunos métodos innovadores de diseño de disparos y terminaciones de pozos, sistemas de pistolas, y equipos asociados, diseñados específicamente para controlar el bajo balance dinámico. Algunas ejemplos de Norteamérica y el Mar del Norte demuestran los resultados de los diseños de disparos PURE basados en propiedades de yacimientos y configuraciones de pozos específicas. Operaciones de disparos con bajo balance de presión En la década de 1970, los ingenieros de terminación de pozos reconocieron el potencial del bajo balance de presión para mejorar las terminaciones disparadas. Los trabajos de investigación llevados a cabo durante las décadas de 1980 y 1990 confirmaron que la existencia de una importante diferencia de presión estática entre el pozo y la formación a menudo daba como resultado disparos más efectivos. Estos estudios planteaban como conclusión que el rápido influjo de fluido al pozo (oleada inicial) era responsable de la limpieza de los disparos y recomendaban criterios generales de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance de presión.4 58 Tubería de revestimiento Formación sin dañar Cemento Detritos dejados por los disparos Daño de la formación Zona de baja permeabilidad triturada y compactada Tubería de revestimiento Formación sin dañar Operaciones de disparos en condiciones de balance Operaciones de disparos con un bajo balance de presión (3000 lpc) Cemento Daño de la formación Zona de baja permeabilidad y detritos de los disparos, expulsados por la oleada inicial de fluido de formación > Operaciones de disparos con sobre balance y bajo balance de presión. Después de las operaciones de disparos en condiciones de sobre balance o balance y antes de la limpieza, los túneles de los disparos son taponados por la roca fracturada y los detritos, quedando rodeados por una zona triturada de baja permeabilidad (extremo superior). Antes de la introducción de las operaciones de disparos PURE, la teoría convencional sostenía que la oleada inicial generada por una diferencia de presión estática—presión del pozo inferior a la presión de la formación—en el momento de los disparos eliminaba el daño de la zona triturada además de la totalidad o parte de los detritos de los túneles de los disparos (extremo inferior). La investigación se centró en dos hipótesis fundamentales: primero, que la presión del pozo se mantiene básicamente constante durante las operaciones de disparos y durante la limpieza de los disparos; y segundo, que el bajo balance estático, antes de la detonación de las pistolas, es efectivo a través de los túneles de los disparos dentro de todo un intervalo de terminación. Por otra parte, la investigación también se concentró en el establecimiento de criterios de bajo balance de presión específicos y en la predicción del grado de bajo balance necesario para asegurar la limpieza de los disparos. Un estudio llevado a cabo por Amoco en 1985 correlacionó los resultados de 90 pozos, que fueron acidificados después de las operaciones de disparos con pistolas bajadas con la tubería de producción, para un rango de valores de bajo balance de presión.5 Los resultados no indicaron que se pudiera eliminar todo el daño provocado por los disparos, sin embargo, sí confirmaron que el tratamiento de estimulación ácida no era necesario o tan efectivo cuando se alcanzaba un bajo balance de presión suficiente. En 1989, los investigadores calcularon el bajo balance de presión en pozos de gas, en base al potencial de producción de arena determinado con la ayuda de registros sónicos.6 El estudio que realizaron combinó datos nuevos con datos del proyecto previo de Amoco, a fin de desarrollar ecuaciones destinadas a determinar los valores mínimos de bajo balance de presión requeridos para evitar las estimulaciones ácidas.7 Otro estudio indicó que la oleada inicial después de las operaciones de disparos era menos crítica para la eliminación del daño, pero podría ocasionar el barrido de detritos y finos hacia el interior del pozo.8 Hasta hace poco, los científicos creían que la magnitud y duración de la oleada inicial después de detonar las cargas en condiciones de bajo balance de presión dominaban la limpieza de los disparos.9 Inmediatamente después de la detonación de la carga, la presión de poro cae y los fluidos de yacimiento se descomprimen alrededor de los nuevos disparos, provocando un súbito influjo de fluido. Este golpe de presión instantáneo reduce la invasión de las gargantas de poros por los fluidos y sólidos de la terminación, afloja la roca dañada y elimina parte del material suelto de los túneles de los disparos (arriba). Las pruebas de laboratorio indican que la turbulencia no es una condición necesaria para eliminar el daño provocado por los disparos. Una teoría sugiere que la limpieza de los disparos está más relacionada con el arrastre del fluido viscoso durante la oleada inicial. No obstante, la mayoría de los datos indican que se necesitan valores de bajo balance de presión más altos que los utilizados habitualmente en el pasado, para minimizar o eliminar efectivamente el daño de los disparos.10 Los bajos balances subóptimos pueden generar regímenes de flujo variables por cada disparo y diferentes grados de eliminación del daño. Oilfield Review 4. Bell WT: “Perforating Underbalanced—Evolving Techniques,” Journal of Petroleum Technology 36, no. 10 (Octubre de 1984): 1653–1652. 5. King GE, Anderson A y Bingham M: “A Field Study of Underbalance Pressures Necessary to Obtain Clean Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating,” artículo de la SPE 14321, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al 25 de septiembre de 1985. 6. Crawford HR: “Underbalanced Perforating Design,” artículo de la SPE 19749, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 11 de octubre de 1989. 7. Tariq SM: “New, Generalized Criteria for Determining the Level of Underbalance for Obtaining Clean Perforations,” artículo de la SPE 20636, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleans, Luisiana, EUA, 23 al 26 de septiembre de 1990. 8. Hsia T-Y y Behrmann LA: “Perforating Skin as a Function of Rock Permeability and Underbalance,” artículo de la SPE 22810, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991. Primavera de 2004 Bajo balance de presión óptimo versus permeabilidad 10,000 Bajo balance de presión óptimo, lpc Las fuerzas dinámicas—diferencia de presión y arrastre—que mitigan el daño a la permeabilidad de la formación a través de la erosión y la eliminación de los granos de la formación fracturada de las paredes de los túneles de los disparos, son más pronunciadas inmediatamente después de detonar las cargas. Éste es el punto de partida para el desarrollo de ecuaciones semiempíricas relacionadas con el bajo balance de presión y el daño de los disparos, o daño mecánico, a partir de conjuntos de datos históricos. Los factores clave son la máxima diferencia de presión transitoria y el posterior arrastre provocado por el flujo radial de fluidos levemente compresibles, ya sea laminar o turbulento. Behrmann propuso algunas ecuaciones para calcular el bajo balance de presión óptimo para lograr disparos sin daño mecánico, o contrariamente, para calcular el daño mecánico si el bajo balance de presión es subóptimo.11 Habiéndose convertido en los criterios más aceptados de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance de presión, estas ecuaciones fueron el resultado de más de una década de investigaciones sobre el tema de los disparos. Esta técnica recomienda valores de bajo balance de presión entre dos y cuatro veces más altos que los utilizados en métodos previos (arriba, a la derecha). Los bajos balances de presión estática en sí no necesariamente producen resultados consistentes. La productividad del pozo después de las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance estático puede resultar decepcionante, mientras que los resultados de las operaciones de disparos en condiciones de balance o sobre balance de presión iniciales a veces son sorprendentemente buenos. Hasta hace poco, los investigadores prestaban poca atención a la pre- Bajo balance de presión de 1500 lpc 1000 Bajo balance de presión de 1000 lpc Behrmann (1995) King (1985) 100 1 10 100 Permeabilidad, mD 1000 10,000 > Bajo balance de presión. Los criterios acerca del grado de bajo balance de presión óptimo aumentaron significativamente durante la última década como resultado de cientos de pruebas de laboratorio (izquierda). Las observaciones de campo de King et al desarrollaron criterios basados en la eficiencia de los tratamientos de acidificación de las areniscas (verde). Behrmann correlacionó los datos de laboratorio con la fuerza de arrastre viscoso necesaria para eliminar las partículas finas de la formación (rojo). Las pruebas de laboratorio confirmaron que para obtener disparos limpios se requerían valores de bajo balance de presión superiores a los utilizados en el pasado (derecha). sión exacta que implica el bajo balance de presión. Pero eso cambió con el surgimiento de los medidores de presión que tienen velocidades de muestreo extremadamente rápidas. Estos nuevos medidores proveen datos más detallados y de mayor resolución acerca de las variaciones de la presión del pozo inmediatamente después de detonar las cargas.12 Las investigaciones más recientes indicaron que la ruptura por cizalladura (esfuerzo de corte) de la zona triturada, y no la erosión debida a la oleada inicial, elimina el daño causado por los disparos. 13 La ruptura por cizalladura depende de la resistencia de la roca y del esfuerzo de formación efectivo. A su vez, los esfuerzos de corte se relacionan con la magnitud de la diferencia de presión existente durante las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance. Por lo tanto, el bajo balance de presión controla la limpieza, pero la magnitud requerida depende de la resistencia de la roca más que de su permeabilidad. En el caso de las formaciones de areniscas, la resistencia y la permeabilidad de la roca están relacionadas de alguna manera, aunque este tipo de relación no existe para los carbonatos. 9. Behrmann LA, Pucknell JK y Bishop SR: “Effects of Underbalance and Effective Stress on Perforation Damage in Weak Sandstone: Initial Results,” artículo de la SPE 24770, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Washington DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992. Bartusiak R, Behrmann LA y Halleck PM: “Experimental Investigation of Surge Flow Velocity and Volume Needed to Obtain Perforation Cleanup,” artículo de la SPE26896, presentado en la Conferencia y Exhibición Regional de Oriente de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 2 al 4 de noviembre de 1993; también en el Journal of Petroleum Science and Engineering 17 (Febrero de 1997): 19–28. 10. Behrmann et al, referencia 2. Pucknell y Behrmann, referencia 2. Mason JN, Dees JM y Kessler N: “Block Tests Model the Near-Wellbore in a Perforated Sandstone,” artículo de la SPE 28554, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orléans, Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de 1994. 11. Behrmann LA: “Underbalanced Criteria for Minimum Perforation Damage,” artículo de la SPE30081, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 15 al 16 de mayo de 1995; también en SPE Drilling & Completions (Septiembre de 1996): 173–177. 12. Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H: “Borehole Dynamics During Underbalanced Perforating,” artículo de la SPE 38139, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 2 al 3 de junio de 1997. Bartusiak et al, referencia 9. 13. Walton IC: “Optimum Underbalance for the Removal of Perforation Damage,” artículo de la SPE 63108, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000. Subiaur ST, Graham CA y Walton IC: “Underbalanced Criteria for Perforating Carbonates,” artículo de la SPE 86542, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004. Investigación experimental Las pruebas de laboratorio indican que la presión del pozo oscila por unas centésimas de segundo cuando la detonación de la carga explosiva, los chorros de alta velocidad y las ondas de choque atraviesan los líquidos del pozo. En el Laboratorio de Investigación del Mejoramiento de la Productividad (PERF, por sus siglas en inglés) del Centro de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC, por sus siglas en inglés), con sede en Rosharon, Texas, EUA, se 59 Laboratorio de avanzada para el estudio del disparo de núcleos Válvula de micrómetro Diferencia de presión de poro del pozo Presión del pozo Placa de disparo que simula la tubería de revestimiento y el cemento Conductores de disparo Pistola con carga hueca Muestra del núcleo Pozo simulado Medidores de presión de cuarzo rápidos Acumulador de 30 galones Datos de presión de confinamiento Acumulador de 5 galones conectado al pozo Datos de presión del pozo Cámara de confinamiento Muestra simulada de núcleos del yacimiento > Pruebas de flujo y pruebas de un solo disparo. El laboratorio de Investigación del Mejoramiento de la Productividad (PERF, por sus siglas en inglés) del Centro de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger (SRC, por sus siglas en inglés) incluye dos contenedores para investigar los procesos de disparos, y las presiones transitorias y el flujo en los disparos, bajo condiciones de fondo simuladas de presiones de sobrecarga, de poro y de pozo (extremo superior). Un contenedor está destinado a los núcleos de hasta 17.8 cm [7 pulgadas] de diámetro y 45.7 cm [18 pulgadas] de longitud; mientras que el otro admite núcleos de hasta 29.2 cm [11.5 pulgadas] de diámetro y 61 cm [24 pulgadas] de longitud. Esta disposición permite realizar pruebas de flujo a través de núcleos de afloramientos o de yacimientos orientados desde la posición horizontal hasta la vertical (extremo inferior). Esta instalación está a disposición de los clientes de Schlumberger para la realización de pruebas diseñadas a medida de sus necesidades específicas. llevan a cabo estudios detallados de estos fenómenos transitorios (arriba). A diferencia de los estudios previos, en las pruebas llevadas a cabo recientemente en el SRC se modificaron las configuraciones de los disparos para investigar las presiones transitorias, o dinámicas, durante pruebas de un solo disparo.14 Los investigadores recolectaron datos de presión con resolución de un microsegundo—rápido—y con resolución de un milisegundo—lento—bajo condiciones de fondo de pozo simuladas para comprender mejor las presiones transitorias resultantes. 60 En la primera serie de pruebas, los investigadores dispararon cuatro núcleos de arenisca Berea estándar con cargas huecas idénticas y un bajo balance inicial de presión de 1000 lpc [6.9 MPa] (próxima página, arriba a la izquierda). En otra serie de pruebas, se dispararon tres núcleos Berea similares a los cuatro primeros con un sobre balance de presión estática de 500 lpc [3.45 MPa] (próxima página, arriba a la derecha). Los resultados confirmaron que la presión del pozo varía en forma significativa inmediatamente después de la detonación de la carga hueca. En cada prueba, la presión del pozo simulada aumenta después de registrarse impulsos transitorios extremadamente rápidos asociados con la propagación de las ondas de choque, y luego disminuye a medida que los líquidos ingresan en las pistolas usadas. La presión del pozo aumenta nuevamente a medida que los fluidos de yacimiento fluyen hacia el interior del pozo y el fluido del pozo de campo lejano se descomprime. Bajo ciertas condiciones, la presión del pozo puede pasar de condiciones de bajo balance de presión a condiciones de sobre balance de presión y luego a un bajo balance de presión incrementado en el transcurso del primer medio segundo. Se obtuvieron imágenes por rayos X de cada núcleo mediante tomografía computada (CT, por sus siglas en inglés), después de la ejecución de las operaciones de un solo disparo y una vez concluidas las pruebas de flujo. Estos barridos CT proporcionaron un análisis cualitativo de las longitudes y las condiciones de los disparos. Los investigadores del SRC consideran que la cantidad de detritos que quedan en los disparos indica los niveles variables de la oleada inicial que se registran inmediatamente después de los disparos. Por otra parte, se analizó la eficiencia de flujo en los núcleos (CFE, por sus siglas en inglés) para evaluar cuantitativamente los efectos del bajo balance dinámico (próxima página, abajo). La consistencia de la longitud y la forma de los disparos resultantes es indicativa de la alta calidad de las cargas huecas y la consistencia de los objetivos de los núcleos Berea. El parámetro CFE mide la relación entre el flujo en régimen estacionario, a través de un núcleo disparado, y el flujo teórico a través de un agujero perforado de iguales dimensiones que los disparos. Un código numérico de diferencias finitas patentado por Schlumberger permite calcular el flujo a través de un agujero perforado porque el mismo núcleo no puede ser disparado y perforado. Si bien el daño de la zona triturada no resulta visible en los barridos CT, su magnitud puede inferirse a partir de las relaciones CFE. Un valor de CFE de aproximadamente uno indica que no hubo deterioro del flujo debido a la inyección de detritos y finos ni daño de la zona triturada como consecuencia de la oleada inicial. 14. Walton IC, Johnson AB, Behrmann LA y Atwood DC: “Laboratory Experiments Provide New Insights into Underbalanced Perforating,” artículo de la SPE7 1642, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleans, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001. Oilfield Review 2000 2500 2000 1000 Prueba 4 0 Prueba 3 -1000 0.2 0.4 0.6 500 Prueba 9 0 -500 Prueba 8 -1000 Prueba 7 -2000 Prueba 2 0 1000 -1500 Prueba 1 -2000 Condiciones de sobre balance inicial = 500 lpc 1500 Diferencia de presión, lpc Diferencia de presión, lpc Bajo balance de presión inicial = 1000 lpc 0.8 1.0 1.2 Tiempo, segundos 1.4 1.6 1.8 2.0 > Pruebas de un solo disparo con bajo balance estático. Partiendo de un bajo balance estático inicial de 1000 lpc [6.9 MPa], el bajo balance dinámico máximo en las Pruebas 1 a 4 osciló entre 200 y 1300 lpc [1.4 y 8.9 MPa]. En cada prueba, con núcleos estándar similares y cargas idénticas, la presión del pozo aumentó inmediatamente después de la detonación, pero las cuatro pruebas mostraron diferentes respuestas de la presión a través del tiempo. En las Pruebas 1 y 2 se alcanzaron valores de bajo balance de presión dinámicos superiores a las presiones diferenciales estáticas iniciales y se mantuvieron en esas condiciones a lo largo de todo el desarrollo de la prueba. Las Pruebas 3 y 4 demostraron un breve período de sobre balance y una lenta declinación hasta alcanzar un bajo balance de presión. Las condiciones de bajo balance estático no eran indicativas de las presiones del pozo durante la ejecución de los disparos o del grado de limpieza de los mismos. -2500 0 0.2 0.4 0.6 Tiempo, segundos 0.8 1.0 > Pruebas de un solo disparo, en condiciones de sobre balance estático. En las Pruebas 7, 8 y 9 se utilizaron núcleos y cargas similares a las de las Pruebas 1 a 4 inclusive, pero estas pruebas comenzaron con condiciones de sobre balance estático inicial de 500 lpc [3.45 MPa]. En la Prueba 9, la presión del pozo simulada aumentó hasta alcanzar 2500 lpc [17.2 MPa] después de la detonación de la carga y se mantuvo en condiciones de sobre balance. Inmediatamente después de la detonación, las presiones del pozo en las Pruebas 7 y 8 cayeron bruscamente a –2400 y –2000 lpc [–16.5 y –13.8 MPa], respectivamente. La Prueba 7 conservó un bajo balance de presión a lo largo de toda su duración pero la Prueba 8 pasó a condiciones de sobre balance en forma repentina—efecto de ariete hidráulico—a los 0.45 segundos, taponando el túnel de los disparos. Estos resultados indicaron que podían lograrse un bajo balance dinámico efectivo a partir de condiciones de sobre balance estático inicial. Condiciones de sobre balance estático de 500 lpc Bajo balance estático de 1000 lpc Prueba 1 Prueba 2 Prueba 3 Prueba 4 Prueba 7 Prueba 8 Prueba 9 CFE = 0.70 Kc /K = 0.307 CFE = 0.69 Kc /K = 0.304 CFE = 0.61 Kc /K = 0.235 CFE = 0.21 Kc /K = 0.049 CFE = 0.92 Kc /K = 0.79 CFE = 0.24 Kc /K = 0.09 CFE = 0.41 Kc /K = 0.19 P = 11.5 pulg P = 11.8 pulg P = 11.25 pulg P = 11.1 pulg P = 11.5 pulg P = 11.5 pulg P = 10.4 pulg > Barridos CT de un núcleo disparado y análisis de productividad. Las cuatro pruebas de un solo disparo con bajo balance de presión (izquierda) y las tres pruebas de un solo disparo en condiciones de sobre balance (derecha) demostraron que la productividad de los disparos depende de algo más que las condiciones estáticas iniciales del pozo. Las profundidades de los disparos (P) son similares para las dos series de pruebas, lo que indica la alta calidad de las cargas huecas, pero difieren los detritos (material blanco) que quedan dentro de los disparos. Las Pruebas 1, 2 y 3 tienen una eficiencia de flujo en los núcleos (CFE, por sus siglas en inglés) similar, pero no idéntica, porque este material suelto no deteriora significativamente la productividad del pozo. No obstante, el volumen de detritos es indicativo de la magnitud y la velocidad de la oleada inicial. El valor de CFE en la Prueba 4 indicó una baja productividad debido al prolongado tiempo necesario para alcanzar una presión baja en condiciones de bajo balance. Las condiciones de sobre balance existentes durante las Pruebas 8 y 9 parecen haber causado daños. La Prueba 7 alcanzó el nivel más alto de un bajo balance dinámico y el mejor valor de CFE de todas las pruebas, incluyendo las cuatro realizadas con un bajo balance estático. Los investigadores llegaron a la conclusión de que las respuestas de las presiones transitorias máximas del pozo inciden directamente en las variaciones de la productividad de los núcleos disparados. Los valores más altos de la relación entre la permeabilidad de la zona triturada y la permeabilidad de la formación (Kc /K) son mejores. Primavera de 2004 61 1.5 4000 Índice de productividad, cm3/s/100 lpc Sobre balance de presión, lpc 5000 3000 2000 1000 Bajo balance de presión, lpc 0 -1000 -2000 Prueba 2 -3000 Prueba 1 -4000 -5000 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 Tiempo, segundos 0.7 0.8 0.9 1.0 1.0 Prueba 2 Interrumpir la prueba 0.5 0 Prueba 1 0 10 20 30 40 50 60 Tiempo, minutos 70 80 90 100 > Pruebas y diseños en el campo East Painter de ChevronTexaco. Schlumberger realizó dos pruebas de un solo disparo y pruebas de flujo para ChevronTexaco a fin de simular las operaciones de terminación propuestas en el yacimiento de areniscas Nugget, utilizando núcleos de un afloramiento real de las areniscas Nugget (izquierda). La Prueba 1 simuló una operación de disparo convencional con un bajo balance estático de 4000 lpc, con el pozo abierto en la superficie. Las condiciones transitorias del pozo pasaron de un bajo balance de presión inicial a un bajo balance de presión reducido de 1500 lpc [10.3 MPa] antes de estabilizarse con un bajo balance de presión de 3500 lpc [24.1 MPa], transcurrido más de un 1 segundo después de la detonación de la carga. La Prueba 2 representó una terminación PURE con la zona objetivo cerrada por debajo de un empacador y condiciones de sobre balance estático de 500 lpc [3.4 MPa]. La presión transitoria se incrementó rápidamente hasta alcanzar un sobre balance estático de 1000 lpc [6.9 MPa] y luego decreció hasta alcanzar un bajo balance de presión de 2900 lpc [20 MPa] al cabo de 0.015 segundos. La prueba con bajo balance dinámico PURE arrojó como resultado disparos más limpios y más productivos (derecha). Mediante un código de diferencias finitas se calculó un valor de CFE de 0.24 para la Prueba 1 y de 0.56 para la Prueba 2, lo que equivale a un factor de daño mecánico provocado por los disparos de más de 3.2 y menos de 0.8, respectivamente. El valor de bajo balance de presión necesario para eliminar completamente el daño inducido por los disparos es de aproximadamente 2400 lpc [16.5 MPa] para los núcleos Berea bajo estas condiciones de prueba. En consecuencia, el valor de CFE promedio de 0.67 para las primeras tres pruebas se ajusta bastante bien a las expectativas para bajos balances de presión de 1000 lpc. Los bajos balances de presión dinámica pronunciados—más de 2400 lpc—alcanzados durante la Prueba 7, que se inició con un sobre balance estático de 500 lpc, se tradujeron en un valor de CFE de 0.92. Este nivel de productividad del núcleo disparado fue mejor que el logrado en cualquiera de las pruebas efectuadas en condiciones de bajo balance estático. Muchos especialistas de la industria consideran que las operaciones de disparos con un sobre balance de presión estático no pueden ser efectivas porque impiden la oleada inicial efectiva y transportan potencialmente partículas finas hacia el interior de las gargantas de los poros de la formación. La indicación de la presencia de la oleada inicial durante dos de estas pruebas de disparos en condiciones de sobre balance estático sorprendió a los investigadores por oponerse a la teoría convencional. Ahora, la limpieza del daño de los disparos parece estar directamente relacionada tanto con un bajo balance dinámico máximo como con la velocidad de la oleada inicial instantánea, no con la presión estática inicial del pozo; ya sea en 62 condiciones de bajo balance, balance o sobre balance de presión. Este concepto nuevo ayuda a explicar los pobres resultados ocasionales de las operaciones de disparos con bajo balance de presión y los buenos resultados inesperados de las operaciones de disparos en condiciones de balance y sobre balance de presión. Los resultados y las conclusiones de este proyecto sugirieron un nuevo procedimiento de limpieza de los disparos y sirvieron de base para el desarrollo de una nueva técnica de disparos. Este proceso PURE establece configuraciones de pozos y pistolas únicas para optimizar la brusca caída de presión, o un bajo balance dinámico, que tiene lugar después de la detonación de la carga. El paso siguiente consistía en aplicar las técnicas en pruebas de campo. Mejoramiento de la productividad ChevronTexaco realizó las primeras pruebas de esta nueva técnica en el campo East Painter, que se encuentra ubicado cerca de Rock Springs en el sudoeste de Wyoming, EUA.15 Previamente, la compañía disparaba estos pozos, y luego los terminaba con la tubería de revestimiento cementada, utilizando pistolas bajadas con la tubería de producción y presiones estáticas moderadas con un bajo balance de presión de 300 a 600 lpc [2.1 a 4.1 MPa]. Los pozos habitualmente requerían pequeños lavados ácidos de los disparos, efectuados con tubería flexible para establecer el flujo después de detonar las cargas. A continuación de estos lavados se realizaban grandes tratamientos ácidos energizados y con aditivos divergentes para establecer regímenes de producción comerciales. Pero el éxito económico moderado obtenido constituyó un incentivo para evaluar otras alternativas. Los estudios técnicos indicaron que se necesitaba una mayor diferencia de presión para aumentar la eficacia de los disparos y mejorar la productividad del pozo. Los datos de salida del programa de Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger SPAN, basados en diseños que utilizan los criterios de Behrmann, indicaron que era necesario lograr un bajo balance de presión de aproximadamente 4000 lpc [27.6 MPa] para que el daño mecánico de los disparos fuera nulo en el yacimiento de areniscas Nugget, cuyas permeabilidades oscilan entre 0.01 y 100 mD.16 Sin embargo, la presión de yacimiento existente, de 4600 lpc [31.7 MPa], requería una presión del pozo inicial extremadamente baja para lograr este bajo balance estático pronunciado, y las prácticas convenciones aplicadas en este campo petrolero no contemplaban la provisión de suficiente bajo balance para lograr disparos limpios. El proceso de operaciones de disparos PURE permitió resolver este problema mediante la generación de un bajo balance dinámico pronunciado, partiendo de valores modestos del bajo balance o sobre balance de presión iniciales. En el laboratorio PERF del SRC se llevaron a cabo Oilfield Review Carrera de disparos 1 Carrera de disparos 2 3000 Ariete hidráulico Ariete hidráulico 2500 2650 2600 130 1 segundo 2000 2550 Presión, lpc Presión, lpc 140 Disparo 2700 2500 2450 120 Presión Temperatura 1500 110 1000 2400 100 Temperatura, grados C 2750 Caída de presión instantánea de 1700 lpc 2350 500 90 2300 2250 80 85 90 95 100 Tiempo, segundos 105 110 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Tiempo, segundos 45 50 55 80 60 > Pozo de inyección Borgsweer 4, campo de gas Groningen, Países Bajos. Los datos de presión obtenidos de los medidores con velocidades de muestreo de un segundo confirmaron que ambas carreras de disparos alcanzaron un bajo balance dinámico. No obstante, después de la oleada inicial con bajo balance dinámico, los datos mostraron una oscilación cíclica de la presión, o ariete hidráulico, causado por el movimiento del fluido de alta velocidad. Este incremento de la presión hidrostática, después de lograr un bajo balance dinámico, pudo haber forzado el ingreso de partículas de sólidos finos en las gargantas de los poros de la formación, provocando daños de los disparos y deteriorando la inyectividad. dos pruebas de un solo disparo y pruebas de flujo para simular las operaciones de disparos convencionales y las operaciones de disparos PURE, utilizando núcleos de afloramientos reales de las areniscas Nugget (página anterior). En la primera prueba se simularon disparos convencionales con un bajo balance estático inicial de 4000 lpc y el pozo abierto a la atmósfera. En la siguiente prueba se modelaron las operaciones de disparos PURE con un sobre balance estático de 500 lpc y con la zona disparada cerrada por debajo de un empacador. Schlumberger propuso un sistema de disparos PURE basado en la Prueba 2, partiendo de un sobre balance inicial de 500 lpc. Este diseño requería un empacador recuperable con una sarta cerrada por encima de las pistolas bajadas con la tubería de producción y una válvula de producción de apertura rápida ubicada debajo del empacador. Sin embargo, la necesidad de contar con un niple transversal en la tubería de producción hizo que esta opción quedara eliminada. Los ingenieros rediseñaron el sistema de pistolas para generar un bajo balance dinámico de 2400 lpc, partiendo de un bajo balance estático de 400 lpc [2.8 MPa]. En base a pruebas de laboratorio previas, los bajos balances dinámicos resultantes se traducirían en una productividad de pozo similar a la de la Prueba 2. El programa de planeación PURE ayudó a los ingenieros a especificar el sistema de pistolas adecuado, incluyendo las cargas huecas de penetración profunda PowerJet, las densidades de disparos y las configuraciones específicas de las cargas, para que cada pozo logre los bajos balances de presión dinámicos adecuados. Se escogieron pistolas con longitudes de entre Primavera de 2004 4.6 y 6.1 m [15 y 20 pies] en base a la permeabilidad de la formación. Para los intervalos cortos se utilizaron cargas PowerJet 3406 con una densidad de disparos de 6 dpp; para los intervalos largos se emplearon cargas PowerJet 2906 con una densidad de menos de 6 dpp; para los intervalos de longitud intermedia las cargas utilizadas fueron PowerJet 2906 con una densidad de 6 dpp. Cuatro de los cinco pozos terminados con estos diseños PURE resultaron en terminaciones exitosas sin necesidad de estimulaciones adicionales. El primer intento de terminación PURE requirió un tratamiento ácido para establecer la producción después de que una falla mecánica produjera daños a la formación con posterioridad a los disparos. La aplicación de la tecnología PURE permitió ahorrar más de 150,000 dólares estadounidenses por pozo, con respecto a las terminaciones previas disparadas en forma convencional. Mejoramiento de la inyectividad La compañía Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) perforó el pozo Borgsweer 4 en los Países Bajos, en el año 2001, como pozo inyector de agua para el campo gigante de gas Groningen. La eliminación final del agua es crítica para mantener la continuidad de las operaciones en este campo, y el colapso de la tubería de revestimiento en un pozo inyector existente requirió que la construcción del pozo se realizara por vía rápida. El objetivo del pozo Borgsweer 4 era el yacimiento de areniscas Rotliegend, cuya porosidad oscila entre 18 y 22%, su permeabilidad varía entre 40 y 400 mD, y su presión de formación es de 2530 lpc [17.4 MPa]. NAM normalmente dispara los pozos de inyección de agua y establece la inyectividad mediante el bombeo de agua fría para fracturar térmicamente la formación. Los ingenieros de terminación inicialmente planificaron establecer un bajo balance estático antes de ejecutar los disparos mediante la circulación de nitrógeno desde aproximadamente 1000 m [3281 pies] de profundidad con tubería flexible. Como alternativa, Schlumberger propuso la técnica PURE utilizando pistolas operadas con cable para generar un bajo balance dinámico efectivo, siendo la presión estática de pozo inicialmente equivalente a la presión de formación; es decir, condiciones balanceadas. En una primera carrera de disparos con una pistola convencional se perforó la tubería de revestimiento para permitir la ecualización de la presión del pozo y la presión de formación, dejando al pozo en estado de equilibrio hidrostático. No se esperaba que estos disparos se limpiaran completamente, pero sí que pudieran contribuir potencialmente con cierta inyectividad. Para las dos carreras PURE posteriores, los ingenieros diseñaron configuraciones de pistolas para crear un bajo balance dinámico a partir de condiciones de presión balanceadas. En ambas carreras de disparos se alcanzaron condiciones de bajo balance dinámico (arriba). 15. Behrmann LA, Hughes K, Johnson AB y Walton IC: “New Underbalanced Perforating Technique Increases Completion Efficiency and Eliminates Costly Acid Stimulation,” artículo de la SPE 77364, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. 16. Behrmann, referencia 11. 63 Productividad versus penetración (P) 1.2 Relación de productividad† 1.0 0.8 Kc /K = 1, PURE Kc /K = 0.1 Kc /K = 0.3 0.6 Daño (D) = 12 pulgadas dpp = 6, Kc /K = 0.2 0.4 0.2 Kc /K = 0.01 0.0 10 11 13 12 Penetración, pulgadas 14 Productividad vs. daño (D) 1.2 Relación de productividad† 1.0 Kc /K = 1, PURE Kc /K = 0.3 0.8 Penetración (P) = 12 pulgadas dpp = 6, Kc /K = 0.2 0.6 Kc /K = 0.1 0.4 Kc /K = 0.01 0.2 0.0 -1 -0.75 -0.5 -0.25 0 (P–D)/P 0.25 0.5 0.75 1 Productividad vs. daño (D) 1.2 Kc /K = 0.3 Kc /K = 1, PURE Relación de productividad† 1.0 Penetración (P) = 12 pulgadas dpp = 12, Kc /K = 0.2 0.8 0.6 Kc /K = 0.1 0.4 Kc /K = 0.01 0.2 0.0 † -1 -0.75 -0.5 -0.25 0 (P–D)/P 0.25 0.5 0.75 Terminación disparada versus pozo abierto sin dañar > Mejoramiento de las terminaciones disparadas. Cuando la penetración de los disparos (P) se extiende más allá de la profundidad de la zona de permeabilidad dañada (D), las simulaciones realizadas con el programa de Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger SPAN demuestran que la relación entre la permeabilidad de la zona triturada y la permeabilidad de la formación sin dañar (Kc /K) tiene gran influencia sobre el desempeño del pozo (extremo superior). Las operaciones de disparos con bajo balance dinámico PURE alcanzan altos niveles de productividad con menos disparos (6 dpp) (centro). Las operaciones de disparos limpios PURE (Kc /K) mejoran la productividad más que el incremento de la densidad de los disparos (12 dpp) o el aumento de la longitud de los disparos (extremo inferior). 64 1 No obstante, la tasa de inyección inicial después de los disparos fue menor que lo esperado debido a la iniciación lenta de las fracturas termales en la formación y a la posible inyección de finos en las gargantas de los poros de la formación. La oscilación cíclica de la presión, o efecto de ariete hidráulico, producida después de lograr un bajo balance dinámico, pudo haber contribuido al daño provocado por los disparos, deteriorando la inyectividad. La sarta de disparos fue modificada posteriormente para incluir cargas y cámaras PURE que alivian los aumentos indeseados de la presión mediante el incremento del volumen de la pistola abierto al flujo. Ésta fue la primera prueba de campo realizada con operaciones de disparos en condiciones de bajo balance dinámico en Europa continental. Las operaciones del pozo Borgsweer 4 demostraron que los sistemas PURE podían lograr un bajo balance dinámico efectivo, partiendo de condiciones hidrostáticas balanceadas. También quedó demostrado que las configuraciones de las pistolas podían ser modificadas para aliviar fluctuaciones adversas en la presión del pozo, tales como el efecto de ariete hidráulico. Selección de candidatos y aplicaciones Todos los pozos, tanto productores como inyectores, deberían ser considerados potenciales candidatos para la aplicación de la técnica PURE. La evaluación del tipo de roca, tipos de fluidos, porosidad y permeabilidad de la formación, y la ejecución de simulaciones utilizando el programa de computación SPAN, ayudan a determinar si la técnica PURE resultaría útil a un pozo. En la mayoría de las áreas, las terminaciones de pozos nuevos y existentes se beneficiarán con la aplicación de operaciones de disparos con bajo balance dinámico PURE. La mayoría de los pozos de inyección son excelentes candidatos para la aplicación de la técnica PURE, porque los túneles dejados por los disparos limpios son esenciales para lograr una inyectividad óptima. El logro de un bajo balance dinámico adecuado asegura la presencia de suficiente oleada inicial para eliminar el material suelto de los túneles de los disparos antes de comenzar la inyección. Además, impide que los detritos y las partículas finas de la formación sean inyectados y obturen las gargantas de los poros de la formación. La técnica PURE ha resultado particularmente efectiva en formaciones de baja permeabilidad que requieren un bajo balance de presión extremadamente alto para la limpieza de los disparos. Tales diferencias de presión sue- Oilfield Review Operaciones de disparos en formaciones compactas de baja presión En el año 2002, Anadarko Petroleum Corporation aplicó operaciones de disparos con bajo balance dinámico en el campo de gas Brady situado en Wyoming.17 Además de contener altas concentraciones de H 2S, la formación Weber Primavera de 2004 Presión de flujo de fondo de pozo (BHFP), lpc len ser difíciles de lograr durante las operaciones de disparos convencionales en condiciones de bajo balance estático. En pozos horizontales o desviados, suele ser difícil desplazar los fluidos de perforación o terminación para obtener un bajo balance estático requerido. Las operaciones de disparos con un bajo balance dinámico ayudan a evitar el desplazamiento costoso e inconveniente de los fluidos de pozo con un líquido más liviano o un gas inerte para lograr un bajo balance de presión requerido. Las operaciones de disparos con sobre balance de presión estático convencionales, con fluidos potencialmente dañinos en un pozo, pueden causar daños que sólo serán eliminados con tratamientos ácidos en la zona vecina al pozo. Los candidatos más prioritarios, es decir aquellos que aportan el mayor valor para los operadores, son pozos con potencial considerable para el mejoramiento de la productividad. También se incluyen condiciones de pozos que requieren operaciones costosas para establecer un bajo balance estático adecuado, pozos que habitualmente necesitan lavados ácidos de los disparos en la zona vecina al pozo después de las operaciones de disparos, y aquellos que requieren presiones altas con un bajo balance de presión. El proceso de selección de candidatos PURE se centra en el mejoramiento de la relación entre la permeabilidad de la zona triturada y la permeabilidad de la formación (Kc /K) para mejorar el desempeño del pozo (página anterior). Un bajo balance dinámico genera relaciones (Kc /K) cercanas a 1. Las relaciones (K c /K) para las operaciones de disparos con un bajo balance estático convencionales oscilan entre menos de 0.1 y aproximadamente 0.3 en los mejores casos. Tanto la presión de poro como la permeabilidad deberían considerarse durante el proceso de selección de candidatos. Se han disparado con éxito pozos con presiones de formación de tan sólo 1000 lpc y permeabilidades de apenas 0.5 mD utilizando las técnicas PURE, aunque fueron diseños y operaciones dificultosos. Los límites de las operaciones de disparos PURE aún se están estableciendo y resultarán más claros a medida que se terminen más pozos. 3000 Curvas correspondientes a la productividad del pozo (IPR) 2500 Kc /K = 0.01 Kc /K = 0.05 2000 Kc /K = 0.15 Kc /K = 1 1500 1000 BHFP 500 Factor de daño mecánico = 18.90 Factor de daño mecánico = 2.68 Factor de daño mecánico = 0 Factor de daño mecánico = –1.17 0 0 1 2 3 4 Producción, MMpc/D 5 6 7 > Efecto de la reducción del daño mecánico producido por los disparos. Parte del proceso del diseño PURE consistió en determinar qué cabría esperar de las operaciones de disparos con bajo balance dinámico. Se realizó un análisis NODAL previo a los trabajos para ajustar los datos de desempeño de pozos previos y estimar qué régimen de producción arrojarían los disparos sin daño mecánico. Los pozos del campo Brady exhibían históricamente factores de daño mecánico producidos por los disparos superiores a +20. La técnica PURE arrojó un factor de daño mecánico generado por los disparos de –1.17, o con leve estimulación, y un correspondiente régimen de flujo superior a 143,200 m3/d [5 MMpc/D]. comprende aproximadamente 183 m [600 pies] de intercalaciones de arena, lutita y dolomía interestratificadas. La permeabilidad oscila entre 0.5 y 1.5 mD con una presión de yacimiento actual de menos de 2800 lpc [19.3 MPa] a 4267 m [14,000 pies]. En las 18 terminaciones de pozos existentes en este campo petrolero, se utilizaron pistolas operadas con cable y técnicas de disparos en condiciones de sobre balance estático, lo que se tradujo en un volumen de flujo mínimo. Anadarko realizó tratamientos de lavado de los disparos utilizando ácido clorhídrico-fluorhídrico [HCl-HF] para establecer la producción comercial. Después de la acidificación, estos pozos producían típicamente entre 28,640 y 143,200 m3/d [1 y 5 MMpc/D] de gas. Tres de los pozos requirieron tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Anadarko escogió la técnica de disparos PURE para la nueva terminación del pozo Brady 38W, en una zona superior de la formación Weber. Los disparos cementados mediante inyección forzada por encima de la zona objetivo, dificultaban la acidificación y el fracturamiento hidráulico correctivos si los disparos no lograban los resultados deseados. Las operaciones de disparos con bajo balance dinámico proporcionaban la mejor posibilidad de lograr una terminación exitosa sin estimulación adicional. Un análisis NODAL del sistema de producción efectuado con anterioridad a los trabajos, indicó que el pozo debería producir aproximadamente 110,260 m3/d [3.85 MMpc/D] sin daño inducido por la operación de disparo (arriba). No obstante, el factor de daño mecánico de los componentes de la terminación históricamente era superior a 20 después de las operaciones de disparos en condiciones de sobre balance y antes de la acidificación. La técnica PURE permitió obtener un régimen de flujo sostenido de 148,930 m3/d [5.2 MMpc/D] a las pocas horas de efectuados los disparos con condiciones de sobre balance iniciales de 3250 lpc [22.4 MPa]. El factor de daño mecánico estimado de los disparos fue de –1.17; es decir, se registró una leve estimulación. 17. Stutz HL y Behrmann LA: “Dynamic Underbalanced Perforating Eliminates Near Wellbore Acid Stimulation in Low-Pressure Weber Formation,” artículo de la SPE 86543, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 22 de febrero de 2004. 65 Arreglo de sello y receptáculo de diámetro pulido (PBR) Camisa de deslizamiento Cabezales de disparo Válvula de producción SXPV Presión de la tubería de producción de 450 lpc Presión del yacimiento de 2800 lpc Disparos Presión anular de 6050 lpc Tapón puente > Operaciones de disparos con bajo balance dinámico en el campo Brady, Wyoming, EUA. Como se muestra en este diagrama del pozo 38W, los dos pozos del campo Brady incluyeron terminaciones permanentes bajadas mediante la tubería de producción. Los disparos cementados con inyección forzada por encima de la zona objetivo de la nueva terminación en el pozo 38W, limitaban potencialmente la factibilidad de los tratamientos de estimulación correctivos. El proceso de disparos PURE ofrecía la mayor probabilidad de éxito de la terminación. Una válvula de producción de acción rápida SXPV aislaba la tubería, las pistolas TCP y el espacio anular debajo del empacador, generando las condiciones de presión estática iniciales necesarias para crear un bajo balance dinámico. La válvula SXPV está diseñada para abrirse en forma automática inmediatamente después de disparar las pistolas, a fin de permitir el flujo casi instantáneo de este yacimiento de baja presión de la Formación Weber. 66 Más adelante dentro del curso del año 2002, Anadarko perforó el pozo 56W, el primer pozo nuevo del campo Brady en más de 17 años. El éxito de la nueva terminación del pozo Brady 38W convenció a Anadarko para volver a utilizar la técnica PURE. En ambos pozos se emplearon terminaciones TCP permanentes (izquierda). Un análisis NODAL indicó que este pozo produciría aproximadamente 85,920 m 3 /d [3 MMpc/D] sin daño mecánico inducido por la operación de disparo. El pozo se estabilizó efectivamente en 120,290 m3/d [4.2 MMpc/D], valor que se corresponde con un factor de daño mecánico generado por los disparos de –1.2. La baja presión de fondo de pozo (BHP, por sus siglas en inglés) condujo a un sobre balance de presión estático de 3750 lpc [25.9 MPa]. De haber sido disparado en forma convencional, el pozo 56W habría requerido un tratamiento de estimulación adicional. Después de las operaciones de disparos, el pozo 56W se descargó lentamente debido a la presencia de una BHP inferior a la esperada; 2300 lpc [15.9 MPa]. El yacimiento de baja permeabilidad y baja presión requería contraflujo y limpieza inmediatos después de los disparos para evitar ulteriores daños de los componentes de la terminación. El arreglo TCP estaba compuesto por sistemas de pistolas de Alta Densidad de Disparos HSD PURE de 27⁄8 pulgadas, diseñados para crear un bajo balance dinámico, una válvula de producción SXPV de acción rápida, cabezales de disparos mecánicos y de retardo hidráulico de respaldo, una camisa de deslizamiento y un empacador. Los arreglos TCP se bajaron con los pozos llenos de fluido de terminación y las camisas de deslizamiento abiertas. La camisa de deslizamiento se cerró después de asentar el empacador, bloqueando la presión en 6050 lpc [41.7 MPa] alrededor de las pistolas. El nivel de fluido en la tubería fue reducido por suaveo (swabbing, pistoneo) hasta aproximadamente 3658 m [12,000 pies], 305 m [1000 pies] por encima del empacador. La condición de presión del pozo inicial en ambos pozos era de sobre balance. Una barra de accionamiento del cabezal de disparo liberada desde la superficie puso en funcionamiento el cabezal de disparo mecánico. Las pistolas detonaron y se abrió la válvula de producción después de haberse generado un bajo balance dinámico. Con la tubería abierta y la columna líquida previamente reducida por suaveo hasta alcanzar el nivel correspondiente a un bajo balance de presión, el pozo comenzó a producir instantáneamente enviando la producción al sistema de producción de superficie. En caso de mal funcionamiento de la barra de accionamiento, la presión del gas dentro de la tubería de producción activaría el cabezal de disparo hidráulico de respaldo. El gas se purgaría durante el período de retardo para evacuar la tubería. Estos diseños PURE también fueron ajustados para dar cuenta de la presión del pozo final en caso de no abrirse la válvula SXPV. Las cargas PURE y el volumen interno de las pistolas debían diseñarse correctamente en base al volumen y la presión del pozo; de lo contrario, la presión de los disparos podría pasar de condiciones de sobre balance inicial a un bajo balance dinámico y nuevamente a condiciones de sobre balance, causando daño de operaciones de disparos. El pozo 56W requería cámaras PURE adicionales para asegurar que la presión del pozo se mantuviera con un bajo balance de presión o equilibrada después de alcanzar un bajo balance dinámico. Las operaciones de disparos con bajo balance de presión eliminaron la necesidad de efectuar lavados de los disparos con ácido en la zona vecina al pozo. Ambos pozos produjeron en forma natural después de los disparos. Las operaciones de terminación fueron más eficaces, lo que se tradujo en ventas de gas relativamente más seguras y más rápidas en este entorno sensible de H2S, o gas ácido. El éxito de estos dos pozos reafirmó el potencial de las operaciones de disparos PURE. Optimización de las nuevas terminaciones En la porción sur del Mar del Norte, NAM también perforó un pozo de gran inclinación a lo largo del margen este de la Cuenca Broad Fourteens. El objetivo del pozo era un yacimiento gasífero de 140 m [459 pies] en la arenisca Rotliegend. La porosidad de dicha formación oscila entre 5 y 15% y la permeabilidad fluctúa entre 0.2 y 20 mD. La presión de yacimiento obtenida de un Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT fue de 6672 lpc [46 MPa]. Debido a la baja permeabilidad de estos yacimientos, NAM planificó operaciones de disparos bajadas con tubería flexible en conjunto con un sistema de Inserción y Recuperación de Terminaciones bajo Presión CIRP, para lograr una presión estática alta con bajo balance de presión y recuperar la larga sarta de pistolas sin matar el pozo. Debido a la configuración de la terminación, NAM optó por pistolas HSD de 27⁄8 pulgadas con cargas huecas PowerJet, configuradas con una densidad de disparos de 6 dpp para las operaciones de disparos convencionales. Con la acidificación del pozo quedaría concluida la terminación. Oilfield Review 6800 291.0 6700 290.8 6600 290.6 290.4 Presión, lpc 6400 6300 290.2 6200 290.0 6100 289.8 6000 Presión, lpc Temperatura, grados F 5900 289.6 Temperatura, grados F 6500 289.4 5800 13:16:07 13:16:05 13:16:03 13:16:01 13:15:59 13:15:57 13:15:55 13:15:53 13:15:51 13:15:49 13:15:47 13:15:45 13:15:43 289.0 13:15:41 5600 13:15:39 289.2 13:15:37 5700 Tiempo Válvula Dual Remota Inteligente (IRDV) > Terminación de un pozo de gas en el Mar del Norte. Durante la terminación de un pozo de la compañía NAM en la arenisca gasífera Rotliegend del sur del Mar del Norte, los datos de presión obtenidos de los medidores de la sarta de pistolas confirmaron que el diseño de los disparos PURE lograba el bajo balance dinámico requerido. Tijera Unión de seguridad Empacador de fondo de pozo PosiTrieve de 7 pulgadas Barrera cerámica de detritos, con orificios Sistemas de detonación HDF/eFire primario y HDF/HDF para contingencias Pistolas de disparo PURE de 33⁄8 pulgadas Cuerpo de la pistola con orificios y medidores de presión Primavera de 2004 El modelado previo a los trabajos indicó que las operaciones de disparos con bajo balance dinámico podrían beneficiar a este pozo. Por otra parte, los resultados del pozo de inyección Borgsweer 4 y los hallazgos de una prueba de campo en curso de los sistemas de pistolas PURE realizada en otros pozos de gas de NAM eran alentadores. En consecuencia, los técnicos de NAM decidieron disparar este pozo utilizando un sistema de pistolas PURE especialmente diseñado con una densidad de cargas de 4 dpp. La sarta de pistolas PURE de 195 m [640 pies], con una cámara PURE de 7 m [23 pies], fue bajada con tubería flexible de 11⁄2 pulgada y las pistolas fueron detonadas con un bajo balance de presión inicial de 700 lpc [4.7 MPa] (arriba). El pozo produjo aproximadamente 2.5 millones de m3/d [87 MMpc/D] de gas después de las operaciones de disparos PURE, superando el régimen de flujo esperado de 0.5 a 1.5 millón de m3/d < Configuración del sistema de pistolas para los pozos del campo Ninian North. Las herramientas de prueba de formación a través de la columna de perforación (DST, por sus siglas en inglés), en la sarta de disparos, proporcionan el control de la presión hidrostática del pozo para los disparos PURE durante las operaciones de disparos y la recuperación de la sarta de disparo. Al cerrarse, la válvula del probador bloqueó la alta presión por debajo del empacador. Después de los disparos, la válvula del probador se abrió para desplazar los pozos con fluidos pesados antes de extraer la sarta DST y las pistolas. El paso siguiente consistió en bajar el equipo de terminación y la tubería de producción. [17 a 52 MMpc/D]. Debido a este régimen de flujo inesperadamente alto, se canceló un tratamiento con ácido que había sido planificado. NAM está evaluando actualmente los diseños PURE para futuras terminaciones de pozos de gas. Las operaciones de disparos con bajo balance dinámico están siendo cada vez más aceptadas en el Mar del Norte y los operadores están aplicando esta técnica con igual nivel de éxito en otros campos de la región. A mediados de agosto de 2003, CNR International realizó dos operaciones PURE en el campo Ninian North, situado en el sector británico del Mar del Norte. Durante las operaciones de disparos y recuperación de la sarta de disparo, la compañía disparó dos pozos, el N-41 y el N-42, en el campo Ninian North con un arreglo de pruebas de formación a través de la columna de perforación (DST, por sus siglas en inglés). Para lograr un diseño de disparos PURE, la sarta DST para estos dos pozos generó un sistema cerrado y el sistema de pistolas fue configurado para alcanzar un bajo balance dinámico (izquierda). La respuesta de la presión en la base de cada sarta de pistolas DST fue registrada utilizando medidores de presión con velocidades de muestreo lentas, de 1 y 5 segundos. 67 Pasadores HDF de esfuerzo de corte y período de retardo 8500 Caída de presión después de detonar las cargas Tiempo 23:40:02 23:39:52 23:39:42 23:39:32 23:39:22 23:39:12 23:39:02 23:38:52 23:38:42 23:38:32 23:38:22 23:16:17 23:17:47 23:19:17 23:20:47 23:22:17 23:23:47 23:25:17 23:26:47 23:28:22 23:29:52 23:31:22 23:32:52 23:34:22 23:35:52 23:37:22 23:38:57 23:40:27 23:41:57 23:43:27 23:44:57 23:46:27 23:47:57 23:49:27 5000 Incremento de la presión hasta alcanzar la presión de la formación Bajo balance dinámico PURE 23:38:12 Incremento de la presión para activar el cabezal de disparo HDF 23:38:02 5500 23:37:52 6000 23:37:37 Bajo balance dinámico PURE 6500 Pistolas disparadas 23:37:27 Presión, lpc 7000 Pasadores HDF de esfuerzo de corte e inicio del retardo Presión, lpc IRDV cerrada 7500 23:37:17 8000 5310 5300 5290 5280 5270 5260 5250 5240 5230 5220 5210 5200 5190 23:37:07 Pistolas disparadas Tiempo > Respuesta de las presiones transitorias durante las operaciones de disparos realizadas en el pozo N-41 del campo Ninian North. El bajo balance dinámico para esta operación PURE fue diseñado para superar las 4000 lpc. La velocidad de muestreo del medidor de presión no era lo suficientemente rápida para capturar la máxima diferencia de presión, pero la tendencia fue la esperada para los disparos limpios. Después de alcanzar el bajo balance dinámico, la presión del pozo se incrementa rápidamente hasta alcanzar la presión del yacimiento de 5300 lpc [36.5 MPa]. Los intervalos de tiempo no son todos uniformes. En la primera aplicación, CNR disparó ocho zonas que totalizaban 302 m [992 pies] de espesor productivo neto a través de un intervalo de 671 m [2200 pies] en el pozo N-41. La sarta de prueba TCP incluía pistolas HSD de 33⁄8 pulgadas diseñadas para generar un bajo balance dinámico (arriba). Este pozo produjo a un régimen de producción de petróleo inicial de 1510 m3/d [9500 B/D]. La producción del pozo se estabilizó en 1192 m3/d [7500 B/D] de petróleo; es decir, superó en un 50% la proyección original de 795 m3/d [5000 B/D] estimadas para las operaciones convencionales. Para el pozo N-42, CNR utilizó pistolas HSD de 31⁄2 pulgadas configuradas para las operaciones de disparos PURE en la sarta DST. Se dispararon tres zonas que conformaban aproximadamente 277 m [910 pies] de espesor productivo neto, a través de un intervalo de 488 m [1600 pies], con bajo balance dinámico (página siguiente). La presión de superficie inicial, después de los disparos, indicaba una presión de yacimiento de más de 6100 lpc [42.1 MPa], muy superior a las 5300 lpc [36.5 MPa] observadas en el pozo N-41. Incluso durante la limpieza, el pozo N-42 produjo 67 m3/d [421 B/D] de petróleo, 419 m3/d [2633 B/D] de agua y 44,110 m3/d [1.54 MMpc/D] de gas. La presión de la tubería aplicada en la superficie accionaba un cabezal de disparo de retardo hidráulico (HDF, por sus siglas en inglés). 18. Behrmann y McDonald, referencia 2. Behrmann L, Huber K, McDonald B, Couët B, Dee J, Folse R, Handren P, Schmidt J y Snider P: “Quo Vadis, Extreme Overbalance,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 18–33. 19. Stutz y Behrmann, referencia 17. 68 Durante el retardo previo a la detonación de las pistolas se cerró un probador de Válvula Dual Remota Inteligente (IRDV, por sus siglas en inglés), bloqueando la presión hidrostática presente alrededor de las pistolas; aproximadamente 8000 lpc [55.2 MPa] en el pozo N-41 y 8600 lpc [59.3 MPa] inicialmente en el pozo N-42. En ambos pozos, se combinaron las condiciones de sobre balance estático pronunciado y una relación volumétrica entre la pistola y el pozo, para crear un bajo balance dinámico estimado de más de 4000 lpc inmediatamente después de detonar las pistolas. Durante el período de retardo de las detonaciones en el pozo N-42, se produjo una fuga lenta que implicó una reducción de 8600 lpc a 7500 lpc [51.7 MPa]. Pero con la válvula del probador cerrada, la presión inicial del pozo se mantuvo lo suficientemente alta como para lograr el bajo balance dinámico requerido. Estas velocidades de muestreo de los datos no eran lo suficientemente altas para capturar las presiones transitorias en detalle, pero indicaron efectivamente la existencia de un bajo balance dinámico inmediatamente después de detonadas las pistolas. El rápido incremento de la presión registrado en los dos pozos hasta alcanzar una presión de yacimiento de 5300 lpc en el pozo N-41 y de 6100 lpc en el pozo N-42, indicó la limpieza de los disparos con un daño inducido mínimo. El pozo N-42, perforado originalmente como inyector, estuvo en producción durante un breve período antes de su nueva terminación. CNR también ha aplicado técnicas de disparos PURE en otros cinco pozos, incluyendo un pozo productor del campo Ninian South y un pozo inyector del campo Murchison. Qué se vislumbra para las operaciones con un bajo balance dinámico La utilización de condiciones de presión de balance y sobre balance estático para las operaciones de terminación de pozos ha declinado, salvo por algunas aplicaciones puntuales tales como las operaciones de disparos en condiciones de sobre balance extremo.18 Por el contrario, las operaciones de disparos con bajo balance de presión continúan expandiéndose y evolucionando. Como resultado de los esfuerzos de investigación y desarrollo en curso, el concepto de bajo balance estático prevaleciente está siendo reemplazado por la nueva técnica de bajo balance dinámico. La innovadora tecnología PURE optimiza los diseños de las pistolas, los tipos de cargas y la configuración de las terminaciones, lo que se traduce en disparos limpios. La técnica PURE provee control sobre el valor verdadero del bajo balance porque toma en cuenta las propiedades del yacimiento, los parámetros de la terminación y las configuraciones de las pistolas. Este enfoque ayuda a los operadores a lograr un bajo balance dinámico y disparos más efectivos. Los parámetros de terminación de pozos y disparos deben diseñarse cuidadosamente para lograr un bajo balance dinámico y generar disparos sin daño mecánico. El grado de control de la oleada inicial de fluido que es posible con los diseños de disparos PURE ayuda a prevenir el atascamiento de las pistolas y los costos de recuperación asociados. En algunas aplicaciones, el mejoramiento de la conductividad de los disparos y la reducción de los daños mecánicos de las terminaciones pueden eliminar la necesidad de realizar lavados ácidos en la zona vecina al pozo para limpiar el daño provocado por los disparos. Oilfield Review Incremento de la presión para activar el cabezal HDF y período de retardo 8800 Bajo balance dinámico después de los disparos 62000 8300 5900 Presión, lpc Pistolas disparadas 6800 Medidor de presión superior 6300 Medidor de presión inferior 5800 5800 5700 Incremento de la presión hasta alcanzar la presión de la formación 5600 5500 5300 Incremento de la presión para activar el cabezal de disparo HDF 4800 4300 Bajo balance dinámico PURE 5400 5300 Bajo balance dinámico PURE Tiempo 4:42:20 4:42:17 4:42:14 4:42:11 4:42:08 4:42:05 4:42:02 4:41:59 4:41:56 4:41:53 4:41:50 4:41:47 4:41:44 4:41:41 4:41:38 4:41:35 4:41:32 4:41:29 4:41:26 4:41:23 4:41:49 4:40:40 4:39:31 4:38:22 4:37:13 4:36:04 4:34:55 4:33:45 4:32:35 4:31:26 4:30:16 4:29:06 4:27:57 4:26:48 4:25:39 4:24:30 4:23:21 4:22:12 52000 4:21:03 4:19:54 Pistolas disparadas 6 6000 Pasadores HDF de esfuerzo de corte e inicio del retardo 7300 Presión, lpc 610 100 IRDV cerrada 7800 Tiempo > Respuesta de las presiones transitorias durante las operaciones de disparos realizadas en el pozo N-42 del campo Ninian North. La lenta velocidad de muestreo de los medidores de presión en la sarta de disparos del pozo N-42 no registró el máximo bajo balance dinámico durante esta operación PURE, diseñada para alcanzar un bajo balance de presión de 4000 lpc. No obstante, los datos disponibles indican una reducción sustancial de 2246 lpc [15.5 MPa], pasando de 7480 a 5234 lpc [51.6 a 36.1 MPa]. Después de los disparos, la presión del pozo aumenta rápidamente hasta alcanzar la presión del yacimiento de 6100 lpc [42 MPa], lo que indica la limpieza de los disparos. Además de eliminar los lavados correctivos de los disparos, la técnica de disparos PURE mejora la eficiencia de la estimulación y del bombeo mediante el aumento de la densidad efectiva de los disparos. La técnica PURE controla las presiones transitorias de fondo de pozo, lo que se traduce en vibraciones menos intensas sobre los componentes del pozo y de la terminación inducidas por los disparos. En ciertas aplicaciones, este grado de control permite reducir la probabilidad de daño de la cementación y el flujo indeseable de agua detrás de la tubería de revestimiento. Las operaciones de disparos con bajo balance dinámico no reemplazan a los tratamientos de acidificación de la matriz y a los tratamientos químicos aplicados para remediar los daños provocados en la zona vecina al pozo por pérdidas de fluidos de perforación o terminación, acumulación de depósitos orgánicos y acumulación de incrustaciones de minerales. La técnica PURE no es un sustituto de los tratamientos ácidos y los tratamientos por fracturamiento hidráulico, más extensos, que abordan daños más profundos y estimulan la producción e incrementan la recuperación de reservas provenientes de yacimientos carbonatados y de areniscas de baja permeabilidad. Las operaciones de disparos con bajo balance dinámico también parecen minimizar el grado de diferencia de presión necesario para lograr disparos limpios. Esta ventaja posibilita la ejecución de operaciones más seguras en áreas sensibles desde el punto de vista ambiental y en condiciones de pozo peligrosas, tales como los yacimientos que contienen ácido sulfhídrico. Los criterios de bajo balance convencionales no son Primavera de 2004 aplicables al sistema de bajo balance dinámico y, de hecho, a veces se sobreestima la diferencia de presión requerida para obtener resultados óptimos con operaciones en condiciones de bajo balance dinámico.19 Se están realizando pruebas de laboratorio para confirmar estos resultados y volver a encarar los requisitos para las operaciones en condiciones de presión de bajo balance. Claramente, es necesario considerar otros aspectos de la física de pozos y de yacimientos, relacionados con la detonación de las pistolas y las respuestas de la presión para comprender mejor la limpieza de los disparos y mejorar las simulaciones de los disparos efectuados con bajo balance dinámico. A pesar de que estas operaciones están en su primera etapa de aplicación, los principales procesos físicos que generan variaciones de la presión dinámica ya se están comprendiendo con mayor claridad. Es probable que el modelado y el análisis de detalle resulten dificultosos debido a la complejidad de estos procesos, pero están por obtenerse las predicciones de primer orden de un bajo balance dinámico y la posterior limpieza de los disparos. Con el programa de planeación PURE se incluirá un modelo matemático de la dinámica transitoria del pozo para incorporar las observaciones de laboratorio en los diseños de los disparos y apoyar la aplicación de las operaciones con bajo balance dinámico. Este programa de computación es un complemento del programa de diseño SPAN, que ayuda a diseñar sistemas de disparos PURE óptimos. Con los sistemas PURE, ahora es posible utilizar medidores de presión de fondo de pozo con velocidades de muestreo extremadamente rápi- das que permiten optimizar aún más las operaciones de disparos con bajo balance dinámico. La captura de datos de presiones transitorias en el campo ayuda a verificar la diferencia de presión máxima y proporciona un panorama más detallado de los eventos de presión iniciales durante el desarrollo concreto de las operaciones de disparos. Cuando se aplique, esta capacidad permitirá mejorar nuestro conocimiento de la física del pozo durante la ejecución de los disparos. Hasta la fecha, más de 100 pozos han sido terminados con éxito utilizando las técnicas de disparos PURE, incluyendo desde terminaciones operadas con cable y con tuberías de producción hasta terminaciones con despliegue de tuberías flexibles y permanentes. Por primera vez los operadores pueden obtener nuevos disparos efectivos en pozos que ya cuentan con disparos abiertos. Esta técnica posee un enorme potencial; disparos limpios aun con múltiples bajadas de las pistolas, eliminación de la necesidad de obtener un bajo balance de presión pronunciado, reducción del riesgo de estallido de las pistolas operadas con cable en dirección a la superficie, minimización de las vibraciones producidas por los disparos y del daño del pozo, y potencial reducción de la necesidad de aplicar tratamientos correctivos de eliminación de daños en la zona vecina al pozo. —MET 69 Colaboradores Raafat Abbas es gerente de cementación de Schlumberger y está radicado en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU). Antes de ocupar su posición actual, fue campeón de productos de Schlumberger, a cargo de la introducción en el campo de la Soluciones de Ingeniería WELLCLEAN II* y de los sistemas contra pérdidas de circulación. Ingresó en la compañía en 1997 como ingeniero de campo dedicado a trabajos de cementación en Arabia Saudita. Antes de ser trasladado a Clamart, Francia, en 2001, ocupó diversas posiciones consistentes en el diseño y manejo de las operaciones de cementación y la provisión de soporte técnico en cementación en Arabia Saudita. Raafat obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Politécnica Estatal de California en Pomona, EUA. Ealian Al-Anzi es líder del equipo a cargo de los campos Sabiriyah y Bahra, ubicados en el norte de Kuwait para Kuwait Oil Company (KOC). Anteriormente, ocupó diversas posiciones técnicas, operativas y gerenciales dentro de KOC. Sus áreas de conocimientos especiales incluyen recuperación asistida de petróleo mediante inyección de vapor, desarrollo de campos petroleros, diseño y planeación de proyectos, operaciones complejas y manejo de yacimientos. Ealian posee una licenciatura en ingeniería petrolera del Marietta College de Ohio, EUA. Nabil Al-Habib posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa, Oklahoma, EUA. Se desempeña como supervisor de la Unidad de Ingeniería de Producción de Ras Tanura para el sector de Operaciones de Producción del Área Norte de Saudi Aramco. Nabil posee experiencia en prácticas de ingeniería y producción y tiene especial interés en la optimización de operaciones de producción, extracción artificial, e intervenciones y tratamientos de pozos. Es autor de dos artículos de la SPE. Adib Al-Mumen es supervisor de ingeniería de reparaciones del departamento de Perforación e Ingeniería de Reparaciones de Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita. Obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Petróleo y Minerales King Fahd, en Dhahran. Su experiencia incluye ingeniería de reparación y perforación de pozos de radio corto, terminación de pozos multilaterales y aislamiento de agua. Majdi Al-Mutawa es ingeniero de petróleo del Grupo de Desarrollo de Campos Petroleros (Norte), para Kuwait Oil Company. Sus áreas de conocimientos especiales son el análisis y la optimización del desempeño de pozos, el mejoramiento y la estimulación de la producción, el aislamiento del agua y las operaciones complejas asociadas con los pozos con terminación dual. Majdi posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Kuwait en Safat. Oscar Alvarado es ingeniero a cargo del sector de Servicios de Producción de Pozos en Veracruz para Dowell Schlumberger de México y es responsable del diseño, la ejecución y la evaluación de células de fracturamiento y de tratamientos de estimulación de la matriz. Desde su ingreso en Schlumberger en 2000, se ha desempeñado como ingeniero de fracturamiento de campo e ingeniero de servicios de producción de 70 campo en Reynosa, México. Ocupó su posición actual en agosto de 2002. Oscar obtuvo una licenciatura en ingeniería química del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, México. William (Bill) Bailey es ingeniero de investigación senior del grupo de Análisis y Optimización de Riesgos del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, donde se dedica a la investigación de operaciones de valoración de activos, opciones, optimización bajo condiciones de incertidumbre y temas de manejo de riesgos. Realizó diversos estudios de ingeniería de yacimientos, mejoramiento de la producción y control de agua en Aberdeen, Escocia; manejó un proyecto de análisis de riesgos de gran envergadura en Stavanger, Noruega; y proporcionó soporte en análisis cuantitativo de riesgos para los clientes de Schlumberger en Europa. Previamente, Bill trabajó como gerente de proyectos e investigador post-doctorado en la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo, Escocia, y como consultor en el Reino Unido. También trabajó como agente bursátil para Lloyds of London, Londres, Inglaterra. Bill posee una maestría (con mención honorífica) del Imperial College de Londres, Inglaterra, y un doctorado de la Universidad Técnica de Noruega en Trondheim, ambos en ingeniería petrolera. También posee una licenciatura en administración de empresas de la Universidad de Warwick en Inglaterra. Eelco Bakker es jefe del sector de Terminaciones de Pozos en Tecnología de Producción para Shell Exploration and Production, Europa, y está radicado en Assen, Países Bajos. Desde que ocupó su posición actual en el año 2000, ha estado a cargo de la selección de diseños de tuberías de producción y terminación de yacimientos óptimos para los pozos de Shell Europe. Eelco comenzó su carrera en 1981 como tecnólogo de producción para Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), trabajando tres años en el campo y dos años en sus oficinas. Posteriormente, trabajó para Petroleum Development Oman (PDO) en Muscat y para Maersk Oil, en Copenhague, Dinamarca, como tecnólogo de producción e ingeniero de diseños y procesos conceptuales. En 1996, volvió a ingresar en NAM, Schoonebeek, Países Bajos, como tecnólogo de producción senior para la unidad de Negocios Terrestres de Gas, participando en operaciones de disparos especiales. Eelco se graduó en ingeniería química en la Universidad Técnica de Eindhoven, Países Bajos. Larry Behrmann es asesor del sector de Soluciones de Operaciones de Disparos de Schlumberger para Medio Oriente y Asia y está radicado en Kuala Lumpur, Malasia. Antes de ocupar su posición actual en octubre de 2003, fue asesor de operaciones de disparos del Centro de Terminaciones de Yacimientos (SRC) en Rosharon, Texas, EUA. Larry comenzó su carrera en Rosharon como gerente de estudios avanzados de operaciones de disparos entre 1982 y 1998, año en que fue designado gerente de investigación de operaciones de disparos y asesor científico. Su trabajo actual consiste en la transferencia de soluciones avanzadas de operaciones de disparos para los mercados de Medio Oriente y Asia. Comenzó su carrera en 1961 como integrante del personal técnico de Bell Telephone Laboratories en Allentown, Pensilvania, EUA. Entre 1963 y 1965, formó parte del personal de Sandia Corporation en Livermore, California. También trabajó para Physics International Company en San Leandro, California. Autor de numerosos artículos, Larry obtuvo una licenciatura de la Universidad de California en Berkeley y una maestría de la Universidad de Lehigh en Bethlehem, Pensilvania. Ashish Bhandari es vicepresidente de Prudentia Energy, donde desarrolla nuevas oportunidades en el sector petrolero del midstream. Hasta noviembre de 2003, fue vicepresidente del grupo de energía comercial de El Paso Corporation, liderando proyectos de valoración en la industria petrolera. Comenzó su carrera como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable para Schlumberger en Medio Oriente e India. También trabajó en Gemini Networks y McKinsey and Co., Inc., como analista consultor. Ashish posee una licenciatura en ingeniería del Instituto de Tecnología de la India en Mumbai, y una licenciatura en administración de empresas de la Universidad de Duke, Durham, Carolina del Norte, EUA. Mark Brady es ingeniero técnico de GeoMarket* de Schlumberger y reside en Doha, Qatar. Está involucrado en la expansión del negocio de los tratamientos de estimulación de la matriz, mediante la transferencia de tecnologías clave al campo. Es responsable de la provisión de soporte directo a las organizaciones de campo y del desarrollo y adecuación de nueva tecnología a mercados específicos. Sus proyectos más recientes fueron la introducción exitosa del servicio de Ácido Divergente Viscoelástico VDA* en la acidificación de carbonatos terrestres de EUA y el crecimiento de los tratamientos de acidificación de la matriz para los clientes del Golfo de México. Desde su ingreso en Schlumberger en 1994, ha desempeñado un rol clave en la introducción de numerosas aplicaciones de nueva tecnología. Antes de ocupar su posición actual en 2004, trabajó en Sugar Land, Texas, como ingeniero senior de soporte de tratamientos de estimulación de la matriz para América del Norte y del Sur. También se desempeñó como ingeniero de desarrollo para el grupo de manejo de la producción de arena. Mark publicó numerosos trabajos y artículos y posee varias patentes. Obtuvo una licenciatura y un doctorado en química, ambos de la Universidad de The Queen, Belfast, Irlanda del Norte. Frank Chang es ingeniero senior de Schlumberger, responsable del desarrollo y la evaluación de estrategias de operaciones de disparos para maximizar la productividad de hidrocarburos y controlar la producción de arena. Actualmente trabaja con clientes de Norsk Hydro en la evaluación de los efectos de diversos fluidos de perforación y terminación sobre la productividad de los pozos disparados. También participa en el desarrollo de tecnologías de fluidos de disparos para una amplia gama de tipos de yacimientos y en el mejoramiento de procedimientos y equipos de pruebas en el Laboratorio de Estudios de Flujo Avanzados del Centro de Investigaciones para el Mejoramiento de la Producción de Schlumberger en Rosharon, Texas. Ingresó en Schlumberger en 1996 en Tulsa, Oklahoma, Oilfield Review y ocupa su posición actual desde el año 2001. Frank posee una licenciatura en ingeniería de minerales y petróleo de la Universidad Nacional de Cheng-Kung en Tainan, Taiwán, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Luisiana en Lafayette, EUA, y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad de Oklahoma en Norman. Es autor de numerosos trabajos y posee varias patentes relacionas con tratamientos de estimulación ácida y control de arena. Benoît Couët se desempeña como investigador científico principal y gerente del programa de Análisis y Optimización de Riesgos del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut. Ingresó en Schlumberger, en Ridgefield, en 1981 para trabajar en mecánica de fluidos; pasó dos años en el departamento de Mecánica de Fluidos del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra (1987 a 1988) antes de regresar al departamento Nuclear en Ridgefield. Benoît se desempeña actualmente en el departamento de Matemáticas y Modelado de Ridgefield. Posee una licenciatura en matemáticas de la Universidad de Laval, Quebec, Canadá, y una maestría en matemáticas de la Universidad de Nueva York, Nueva York, EUA. Además, obtuvo una maestría en ingeniería eléctrica y un doctorado en física computacional, ambos de la Universidad de Stanford en California. Steve Davies es gerente de desarrollo de negocios de acidificación del sector de Servicios al Pozo de Schlumberger y está radicado en Sugar Land, Texas. Sus responsabilidades incluyen servicios de tratamientos de acidificación de la matriz, fracturamientos ácidos, incrustaciones y control de agua en todo el mundo. Desde su ingreso en Dowell Schlumberger en 1989, en Francia, ha ocupado varias posiciones gerenciales. Desde 1990 hasta 2000, tuvo su base en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra y luego fue trasladado a Sugar Land, donde ocupó su posición actual en el año 2003. Steve es autor de varios artículos y posee numerosas patentes. Obtuvo una licenciatura y un doctorado en ingeniería química de la Universidad de Londres, Inglaterra. Steve Dole es el líder del grupo de perforación e ingeniería de terminaciones de pozos dentro de la Unidad de Negocios Parkland de EnCana Corporation en Calgary, Alberta, Canadá. Su equipo está a cargo de la programación y la vigilancia rutinaria de todas las operaciones de perforación, las nuevas terminaciones y los abandonos de pozos dentro de esta unidad. Ingresó en EnCana (anteriormente PanCanadian) en 1984, como ingeniero de perforación y fue transferido al sector de ingeniería de terminaciones cinco años después. Era gerente de ingeniería de perforación en el momento de la fusión de PanCanadian Energy con Alberta Energy Company. Antes de ingresar en la compañía, también trabajó para Panarctic Oils Ltd. y Sulpetro Limited. Steve obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Calgary. Effendhy es ingeniero de proyectos de perforación para P.T. Caltex Pacific Indonesia (PTCPI) desde 2001, donde está a cargo del desarrollo de programas de perforación, contratos y estimaciones de costos, y de las autorizaciones para gastos (AFE, por sus siglas en Primavera de 2004 inglés) para proyectos de perforación. Ingresó en PTCPI en 1998 como representante de perforación a cargo de la supervisión de las operaciones de equipos de perforación en Duri, Indonesia. Es ingeniero de petróleo graduado en el Instituto de Tecnología Bandung de Indonesia. Hassan El-Hassan es ingeniero de cementación líder de Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) y está radicado en Abu Dhabi, UAE. Comenzó su carrera en ADCO en 1981. Hassan obtuvo una licenciatura en química de la Universidad de Khartoum, Sudán. Soussan Faiz es consultor independiente en manejo estratégico y provee entrenamiento ejecutivo y servicios de consultoría a clientes globales. Integra la comisión de asesoramiento corporativo del grupo de Opciones Reales y es director no ejecutivo de Privatisation Strategy Consultants Limited. En 1984, Soussan comenzó a trabajar para Texaco, ahora ChevronTexaco. Entre 1997 y 2002, manejó el sector de Servicios de Valoración Globales para Texaco Inc., donde condujo la práctica de valoración de opciones reales además de la optimización de carteras, el manejo de riesgos empresarios y el manejo de activos basado en los valores. Ha aplicado métodos de valoración de opciones reales a activos estratégicos, fusiones y adquisiciones, nuevos negocios, negocios electrónicos, oportunidades de carteras y financiamiento de emprendimientos. Soussan posee una licenciatura en matemáticas de la Universidad de Southampton, Hampshire, Inglaterra, y una maestría en investigación operativa de la Escuela de Economía y Ciencias Políticas de Londres, Inglaterra. Lee Francis es presidente de Cimarron Engineering Inc. y fundó la compañía en 1987, en Tulsa, Oklahoma. Previamente trabajó en ingeniería y administración en las compañías KCS Medallion, Conoco y Williams. Obtuvo una licenciatura en ingeniería y manejo industrial de la Universidad Estatal de Oklahoma en Stillwater y es Ingeniero Profesional Registrado en el Estado de Oklahoma. Chris Fredd es gerente del sector de Productos de Estimulación para América del Norte y del Sur (NSA, por sus siglas en inglés) de Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas. Allí provee soporte técnico para operaciones de campo y clientes y maneja el Laboratorio de Soporte al Cliente en Operaciones de Estimulación de NSA. Se concentra especialmente en la resolución de problemas relacionados con los clientes, el abordaje de asuntos competitivos, la evaluación e introducción de nueva tecnología y el soporte de normas de calidad en servicios. También es responsable de la provisión de entrenamiento técnico al personal de laboratorio y campo. Chris ingresó en Dowell Schlumberger como ingeniero de planta en 1997, trabajando en la limpieza mejorada de los fluidos de fracturamiento y en la evaluación de tecnología de acidificación. Posteriormente trabajó como gerente de laboratorio de área para los laboratorios de distrito del sur de Texas. Obtuvo una licenciatura de la Universidad de Clarkson, Potsdam, Nueva York, y un doctorado de la Universidad de Michigan en Ann Arbor, EUA, ambos en ingeniería química. Dan Fu es gerente de proyectos de Tratamientos de Estimulación de la Matriz del departamento de Productos Químicos para Campos Petroleros, trabaja en el Centro de Tecnología de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Allí, dirige un equipo a cargo del desarrollo de fluidos y técnicas de estimulación para aplicaciones de estimulaciones ácidas. Ingresó en Schlumberger en 1997 como ingeniero de desarrollo y ha trabajado en la investigación de productos químicos para campos petroleros y de tratamientos de estimulación de la matriz. Antes de ocupar su posición actual en el año 2003, estuvo involucrado en el desarrollo de los fluidos VDA y las tecnologías OilSEEKER* y ClearFRAC*. Dan posee una licenciatura en química de la Universidad de Pekín, China; un doctorado en química de la Universidad del Sur de California, Los Ángeles, y una licenciatura en administración de empresas de la Universidad Estatal de Colorado en Fort Collins, EUA. Nayelli García Esparza Tapia es ingeniero de campo y trabaja en tratamientos de fracturamiento en el campo Chicontepec, situado en Veracruz, México. Ingresó en Schlumberger en 2001. Después de un entrenamiento en Maurice, Luisiana, fue designada como ingeniero de campo en la embarcación de operaciones de fracturamiento DeepSTIM*, en el Golfo de México. En el año 2002, se trasladó a Reynosa, México, donde estuvo a cargo de una brigada de bombeo. Nayelli se incorporó al equipo que trabaja en la optimización de tratamientos de estimulación en el campo Chicontepec en 2002. Se graduó en ingeniería química en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, México, donde también estudió sistemas ambientales y biotecnología. Gretchen Gillis es editor senior de la publicación Oilfield Review de Schlumberger y se desempeña como coordinador del proyecto del Glosario de Términos relacionados con los Campos Petroleros. Antes de ingresar en Schlumberger en 1997, trabajó como geólogo para Maxus Exploration Company y Oryx Energy Company en Dallas, Texas. Preside el Comité de Publicaciones de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo (AAPG) desde el año 2002. Gretchen posee una licenciatura en geología del Bryn Mawr College, Pensilvania, y una maestría en ciencias geológicas de la Universidad de Texas en Austin. Lee Hornsby es superintendente de perforación para la Región Este de Cabot Oil & Gas Corporation (COGC) y está radicado en Charleston, Virginia Oeste, EUA. Desde el año 2002, ha manejado las operaciones de perforación y terminación de pozos para la Región Este de COGC, compañía que perfora más de 100 pozos por año en la cuenca de los Apalaches. Lee ingresó en COGC en 1990, ocupando diversas posiciones como ingeniero asistente, ingeniero de distrito, ingeniero de producción, ingeniero de mediciones e ingeniero de perforación. Antes de ingresar en COGC, estuvo contratado durante seis años como ingeniero minero y también manejó un laboratorio de análisis de carbones. Obtuvo una licenciatura en tecnología minera del Instituto Universitario de Tecnología de Virginia Oeste en Montgomery. 71 Efrain Huidobro es el líder principal del departamento de diseño de pozos de la Unidad de Operaciones de Perforación de PEMEX Veracruz, en Veracruz, México. Ocupó diversas posiciones de ingeniería en PEMEX con responsabilidades en el área de operaciones de perforación, terminación y estimulación. Posee una licenciatura en ingeniería petrolera del Instituto Politécnico Nacional de la Ciudad de México, México. Haitham Jarouj es gerente de servicios de campos petroleros de Schlumberger para el sector de operaciones de cementación terrestres y maneja todas las funciones relacionadas con la cementación incluyendo el diseño, la logística, el personal y la ejecución para Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) en Abu Dhabi, UAE. Después de ingresar en Schlumberger en 1985, trabajó como supervisor de cementación, en Deir Ez Zor, Siria, hasta 1986 en que ocupó su posición actual. En ADCO, estuvo involucrado en la introducción de las nuevas tecnologías de cementación incluyendo los servicios CemCRETE*, CemSTONE*y CemNET*. Fue un gran contribuyente de la instalación y las pruebas de campo del sistema de Monitoreo de la Fracción de Sólidos SFM* y actualmente participa de un proyecto de mezcla. Haitham obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Damasco en Siria. Mohamed Jemmali es gerente de cuentas de Schlumberger para él área norte de Arabia Saudita desde el año 2000 y está radicado en Al-Khobar, Arabia Saudita. Actualmente está trabajando en la introducción de la tecnología de estimulación VDA en el área. Desde su ingreso en la compañía en el año 1991, ha ocupado diversas posiciones, incluyendo las de ingeniero de campo, gerente de servicios de campos petroleros, ingeniero técnico e ingeniero de ventas con numerosas compañías clientes en Nigeria, Congo, Tunisia, Kuwait y Arabia Saudita. Mohamed obtuvo una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad de Texas en Austin. Hendri Junaidi se graduó en el Instituto de Tecnología Bandung (ITB) de Indonesia como ingeniero de petróleo. Ingresó en P.T. Caltex Pacific Indonesia, en junio de 1998, como representante de perforación trabajando en el campo Duri. En el año 2000, fue trasladado al sector de operaciones donde sus responsabilidades actuales incluyen la vigilancia rutinaria de las operaciones de perforación. Bernhard Lungwitz se desempeña como ingeniero senior en el Laboratorio de Soporte al Cliente de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Es responsable del soporte de campos petroleros y clientes en lo que respecta a operaciones de estimulación incluyendo la implementación de nuevas tecnologías en el campo. En 1997, ingresó en Schlumberger como ingeniero de desarrollo. Formó parte del equipo de desarrollo de fluidos ClearFRAC y además trabajó en diversas aplicaciones de los fluidos surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés), incluyendo fluidos de limpieza de tubería flexible, fluidos de empaque de grava y fluidos VES espumados. Bernhard posee una maestría en ingeniería química de la Universidad 72 Técnica de Munich, Alemania, y un doctorado en química organometálica de la Universidad de Humboldt, Berlín, Alemania. También realizó trabajos de investigación en química, en el Instituto de Tecnología de Massachusetts, Cambridge, EUA. Steve McCraith es ingeniero de pozos senior para la plataforma de perforación Brent Delta de Shell y reside en Aberdeen, Escocia. Es líder del equipo de operaciones de ingeniería de pozos de perforación en esa instalación. Ingresó en Shell en 1989. Antes de ocupar su posición actual en el año 2003, pasó ocho años como ingeniero de perforación marina e ingeniero de perforación radicado en los Países Bajos, y como supervisor de perforación en plataformas de perforación autoelevadizas y en las plataformas y equipos de perforación móviles en el Reino Unido y los Países Bajos. Antes de ingresar en Shell, trabajó un breve período en operaciones mineras para Asarco en Australia Occidental, concentrándose en perforación para la exploración de oro, y en Navan, República de Irlanda, en la mina de plomo y cinc de Tara. Steve obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en geología de exploración y geología minera del University College de Cardiff, Gales, y una maestría en ingeniería de perforación de la Universidad Robert Gordon de Aberdeen. Además es ingeniero colegiado y miembro del Instituto de Metalurgia Minera. Jesús Mendoza Ruiz es gerente de desarrollo de negocios de Schlumberger para México, América Central y el Caribe y reside en la Ciudad de México. Después de obtener su licenciatura en geología en 1979 del Instituto Politécnico Nacional de la Ciudad de México, México, ingresó en Schlumberger Wireline & Testing, donde trabajó en interpretación y ventas de productos de adquisición de registros geofísicos aplicados a la geología. En 1995, Jesús fue designado ingeniero de ventas y en 1998 fue transferido al área de mercadotecnia para la promoción de servicios clave. Ocupó su posición actual en el año 2002. Jean-François Mengual es campeón de Dominio Petrofísico para América Latina Sur y está radicado en Río de Janeiro, Brasil. Antes de ocupar dicho cargo, ocupó la misma posición para México y América Central, donde estuvo a cargo de la promoción de herramientas de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear y ayudó a desarrollar e implementar estrategias integradas de interpretación de registros para la optimización de terminaciones en la Cuenca de Burgos y en los campos de Chicontepec. Comenzó su carrera en 1987 como ingeniero de campo de Schlumberger en América del Sur, y luego fue transferido al Mar del Norte. Entre 1991 y 1993, trabajó en procesamiento sísmico terrestre para Western Geophysical en América del Sur, y luego se desempeñó como subgerente de proyectos para un proyecto de almacenamiento subterráneo de gas de Repsol YPF. Regresó a Schlumberger en 1998. JeanFrançois posee una licenciatura del Institut National des Sciences Appliquées de Toulouse, Francia, y una maestría de la Université Paul Sabatier de Toulouse, ambas en física. Eric Messier es ingeniero y superintendente de perforación responsable de la planeación y la programación del trabajo y del otorgamiento de concesiones y de la preparación de programas de perforación para los pozos de la Columbia Británica, Canadá, para Devon Corporation de Canadá. Actualmente maneja un proyecto de perforación en condiciones de bajo balance en Helmet, Columbia Británica. Antes de ingresar en Devon en 2001, Eric se desempeñó como ingeniero de perforación para PanCanadian Petroleum Ltd. en el sur de Alberta, Canadá. Allí, tuvo a su cargo el soporte de ingeniería, la planeación del trabajo, la programación y la preparación de programas de perforación para más de 1200 pozos de petróleo y gas perforados mediante la utilización de métodos de perforación convencional, direccional, inclinada y con tubería flexible. Eric posee una licenciatura de la Universidad de McGill, Montreal, Quebec, Canadá. Phil Milton es ingeniero consultor senior de servicios al pozo, contratado para la CNR International Ltd. en Aberdeen, Escocia. Está a cargo de la planeación, la identificación de los equipos y la ejecución de todas las operaciones de servicios al pozo en los activos de CNR en el Mar del Norte. Realizó un aprendizaje en Halliburton a partir de 1987 y también trabajó para Wellserv Plc. antes de fundar su propia compañía, Milmar Wellservices Ltd., en el año 2000. Desde entonces, se ha desempeñado como consultor de operaciones de servicios al pozo tanto para Kerr-McGee como para CNR. Estuvo involucrado en el abandono de la plataforma con patas de tracción Hutton en el Mar del Norte y es coautor de un artículo de la SPE sobre esa operación. Phil es ingeniero mecánico, graduado del Angus College de Arbroath, Escocia. Trevor Munk es gerente de implementación de nuevas tecnologías para el sector de cementación. Está basado en el Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia. Allí, maneja el despliegue de tecnologías en el campo y provee entrenamiento y soporte internos y para clientes. Comenzó su carrera en 1985 como técnico de proceso en Petro-Canada. Ocupó diversas posiciones relacionadas con el manejo de proyectos en Canadian Western Natural Gas, Home Oil y el Instituto Canadiense de Desarrollo de la Industria Petrolera. Se desempeñó como ingeniero de desarrollo de negocios para Imperial Oil antes de ingresar en Schlumberger en 1998 como líder de la célula de servicios al pozo en Gabón, África. Antes de ocupar su posición actual, fue gerente de desarrollo de negocios de control de la producción de arena en África Occidental y Sur. Trevor obtuvo un diploma de honor en ingeniería petrolera del Instituto de Tecnología del Norte de Alberta, Edmonton, Canadá, y una licenciatura en ingeniería petrolera y una maestría en manejo de la ingeniería de la Universidad de Alberta en Edmonton. Oilfield Review Hisham A. Nasr-El-Din es investigador consultor senior y líder de grupo del Grupo de Estimulación, en el Centro de Investigación y Desarrollo de Saudi Aramco. Posee una licenciatura y una maestría en ingeniería química de la Universidad de El Cairo, Egipto, y un doctorado de la Universidad de Saskatchewan, Canadá. Sus intereses en términos de investigación incluyen estimulación de pozos, daño de formación, flujo bifásico, flujo en medios porosos, recuperación asistida de petróleo, reología, control de cumplimiento de las normas, propiedades interfaciales, tecnologías de adsorción y de fluidos no dañinos. Ha desempeñado un rol clave en la introducción de la tecnología VDA y en la extensión de la tecnología VES a las operaciones de fracturamiento con ácido y con aditivos de control de pérdidas de fluido de Medio Oriente. Es poseedor de numerosas patentes y ha publicado más de 200 artículos. Además, es profesor adjunto de la Universidad de Alberta, Canadá, y ha supervisado a varios estudiantes del doctorado. Es miembro de la SPE e integra los comités directivos de la SPE sobre corrosión y química de campos petroleros, y es editor técnico de la publicación SPE Production & Facilities. Ha recibido numerosos premios dentro de Saudi Aramco por sus significativas contribuciones a las tecnologías de fluidos de estimulación y tratamiento, y el diseño de tratamientos de estimulación, y por su trabajo como entrenador y mentor. Nils Nødland es líder de disciplinas del sector de cementación de Statoil ASA en Stavanger, Noruega, y supervisa todos los aspectos de la cementación de pozos. Comenzó su carrera en 1980 en BJ Services, Tananger, Noruega, ocupando posiciones relacionadas con ingeniería de estimulación y cementación y también trabajó para Norsk Hydro en Stavanger y Bergen, Noruega, y en cementación e ingeniería de perforación. Ingresó en Statoil en 1992. Nils se graduó en ingeniería petrolera en el Rogaland Distriktshøyskole de Stavanger. Luis Roca Ramisa es gerente de mercadotecnia para el GeoMarket de México, América Central y el Caribe de Schlumberger y está radicado en la Ciudad de México. Se ha desempeñado como investigador y ha ocupado diversas posiciones académicas en varios centros de investigación de EUA, Europa y Venezuela. También ha publicado muchos artículos técnicos en el campo de la petrofísica y la geomecánica. Luis obtuvo una licenciatura y una maestría en geología aplicada de la Escuela de Minas y Tecnología del Sur de Dakota, en Rapid City, EUA, y un doctorado en geomecánica de la Universidad de Missouri en Rolla, EUA. Alan Salsman es campeón de productos para el sistema de Operaciones de Disparos para la Explotación Total del Yacimiento PURE* y está radicado en Rosharon, Texas. Después de completar dos años de la carrera de administración de empresas en la Universidad de Acadia, en Wolfville, Nueva Escocia, Canadá, ingresó en Schlumberger en 1977 para trabajar como operador e ingeniero de campo en Canadá. Después de ocupar diversas posiciones en Aberdeen, Escocia; y Ras Shukheir, Egipto, fue designado coordinador de operaciones de disparos bajados con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en inglés) en Medio Oriente. Se desempeñó como gerente de país de Primavera de 2004 operaciones con cable en Qatar, gerente de operaciones TCP y pruebas de producción a agujero descubierto en Balikpapan, Indonesia, e ingeniero técnico de planta para Asia Sudeste. Desde 1993 hasta 1996, fue gerente de mercadotecnia del Centro de Operaciones de Disparos y Pruebas de Schlumberger en Rosharon. Antes de ocupar su posición actual en el año 2003, Al se desempeñó como gerente de desarrollo de negocios para el sector de Servicios de Operaciones con Cable en Pozos Entubados en Canadá. Mathew Samuel es gerente de desarrollo de negocios de estimulación y especialista en fluidos para Medio Oriente y Asia, afectado a Al-Khobar, Arabia Saudita, y responsable del mercadeo y la introducción de nuevas tecnologías para el sector de Servicios de Producción de Pozos de Schlumberger y de todos los productos, la química y los fluidos. Es asesor del grupo de estimulación del Centro de Carbonatos de Dhahran y de Saudi Aramco y otras compañías operadoras. Ingresó en Schlumberger en 1996, en el Centro de Productos de Oklahoma, Tulsa, donde su proyecto de limpieza de polímeros condujo al desarrollo del fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC. Trabajó como gerente de proyectos de los fluidos VES entre 1998 y 2000 y estuvo a cargo del desarrollo y la introducción de la familia de productos VES y de las tecnologías OilSEEKER, VDA, ClearPAC* y ClearPILL. Antes de ingresar en Schlumberger, fue profesor adjunto de la Universidad de Nueva York en la Ciudad de Nueva York. Posee una licenciatura y una maestría de la Universidad de Kerala, India, y un doctorado de la Universidad de Pensilvania, en Filadelfia; todos en química. Mathew posee 11 patentes y ha escrito 55 publicaciones. Depinder Sandhu está radicado en El Cairo, Egipto. Ha sido gerente de desarrollo de negocios en el sector de Servicios de Tubería Flexible y Tratamientos de Acidificación de la Matriz para la región de África Oriental y el Mediterráneo Oriental de Schlumberger desde el año 2002. Actualmente, está concentrado en el crecimiento del negocio de servicios al pozo en Siria. Desde que comenzó su carrera en Schlumberger en 1996 como aprendiz de ingeniero de campo, ocupó diversas posiciones relacionadas con el manejo de proyectos de ingeniería y el manejo de servicios de campo en todo Medio Oriente. Depinder posee una licenciatura tecnológica (BTech) en ingeniería marina del Instituto de Ingeniería e Investigación Marinas de Calcuta, India. Nigel Shuttleworth es ingeniero de pozos senior de Shell U.K. Exploration and Production (EXPRO) para el Equipo de Perforación Móvil Sedco 711 desde el año 2003 y está radicado en Aberdeen, Escocia. Es responsable de la entrega de pozos perforados en forma segura y eficaz desde el punto de vista de sus costos. Ingresó en Shell International en 1980 como pasante en Holanda y trabajó en diversas posiciones incluyendo las de perforador, supervisor de perforación e ingeniero de operaciones. Su carrera en Shell incluyó la ejecución de funciones en Brunei y los Países Bajos, antes de convertirse en ingeniero de pozos senior para la plataforma Brent Charlie en 1998. Nigel obtuvo un diploma en ingeniería mecánica del Barrow-in-Furness College, de Cumbria, Inglaterra. Andrés Sosa Cerón es ingeniero de petróleo con más de 25 años de experiencia. Ingresó en Petróleos Mexicanos (PEMEX) en 1976 y trabajó con el Equipo de Diseño e Ingeniería de Perforación de Pozos durante 16 años. Actualmente, se desempeña como subgerente de perforación del departamento de Servicios por Contrato, Región Norte. Andrés estudió en el Colegio de Ingeniería y Arquitectura del Instituto Politécnico Nacional, Ciudad de México, México, y realizó investigaciones en ingeniería de campos petroleros en la Universidad Nacional Autónoma de México, también en la Ciudad de México, graduándose con mención honorífica en ambas instituciones. Es miembro activo de la Asociación de Ingenieros Petroleros Mexicanos (AIPM) y del Colegio de Ingenieros Petroleros Mexicanos (CIPM). Sundaram (Sundy) Srinivasan es director del Grupo de Consultoría del Negocio del Petróleo y el Gas de Schlumberger. Comenzó su carrera en Schlumberger en 1985 como ingeniero de perforación y posteriormente fue gerente de distrito de Sedco-Forex. Trabajó como gerente de distrito y gerente de mercadotecnia para la división Schlumberger Wireline antes de formar parte del grupo de Manejo Integrado de Proyectos como gerente de proyectos, gerente de país y gerente de negocios de área. Sundy manejó la apertura de diversas oficinas para Schlumberger en Dinamarca y Vietnam, y ha interactuado con compañías operadoras de todo el mundo. Obtuvo una licenciatura tecnológica (Btech) en ingeniería mecánica del Instituto Indio de Tecnología de Delhi, India. También obtuvo una maestría en administración de empresas de la Escuela de Gestión Sloan, del Instituto de Tecnología de Massachusetts, Cambridge. Gary Stirton es ingeniero de terminación de pozos y se desempeña como consultor independiente, contratado en CNR International en Aberdeen, Escocia. Es responsable de la preparación y verificación de los diseños y requerimientos de terminación para cuatro plataformas del sector septentrional del Mar del Norte y también provee soporte terrestre durante las operaciones y asegura el cumplimiento de las regulaciones internas y externas. Antes de convertirse en consultor independiente en el año 2000, Gary trabajó en Aberdeen para Halliburton Otis y Wellserv Plc. Posee un diploma City and Guilds en mecánica agrícola del Arbroath Technical College de Escocia. Lloyd Stutz es supervisor del sector de Ingeniería de Producción y Terminaciones de la División Oeste de Anadarko Petroleum Corporation y gerente de proyecto para el desarrollo de yacimientos de metano en capas de carbón, en Rock Springs, Wyoming, EUA. Está radicado en The Woodlands, Texas. Allí supervisa las terminaciones de yacimientos de gas de muy baja permeabilidad, las terminaciones de yacimientos de metano en capas de carbón, las terminaciones de pozos de gas ácido de alta temperatura y alta presión, y las terminaciones y la construcción de yacimientos con inyección de dióxido de carbono en el área de las Rocallosas. Antes de ingresar en Anadarko en el año 2000, Lloyd trabajó como ingeniero de producción, desarrollo y exploración para Champlin Petroleum y Union Pacific Resources. Autor de numerosos artículos de la SPE, posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station. 73 R. Krister Svendsen está radicado en Bergen, Noruega. Trabaja actualmente como ingeniero de planta en el sector de Operaciones de Cementación de Pozos de Schlumberger, en los equipos de perforación de Norsk Hydro en Noruega. Comenzó su carrera en la industria del papel como ingeniero de desarrollo. En 1998, ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo en Perth, Australia Occidental. En 1999, regresó a la industria del papel como consultor en ingeniería de proceso. Reingresó en Schlumberger en el año 2001 para trabajar en sistemas de ingeniería de proceso. Ha ocupado su posición actual desde el año 2002 y está involucrado en la planeación operacional y el diseño de equipos de perforación en el área de Tampen del Mar del Norte, a cargo de la introducción de las lechadas FlexSTONE* y la tecnología CemNET en el área. Krister obtuvo una maestría en ingeniería química de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. Salim Taoutaou es gerente de cuentas de Shell para Schlumberger y se ha desempeñado como ingeniero a cargo del sector de Servicios de Diseño y Evaluación para Clientes DESC* para Shell, supervisando las operaciones del campo Brent y de otros campos del sector septentrional del Mar del Norte, desde el año 2001. Sus responsabilidades incluyen los servicios de construcción y cementación de pozos, y los servicios técnicos, logísticos y de personal. Diseñó y ejecutó la primera aplicación de la tecnología de tuberías de revestimiento cortas expansibles en cementación para Shell, en el campo Brent Delta del Mar del Norte. Como miembro del Equipo de Pérdidas de Brent, introdujo la tecnología CemNET en el Mar del Norte. Además es miembro del equipo integrado para el desarrollo e implementación de tecnología de tuberías de revestimiento cortas expansibles en Shell y Enventure Ltd. y miembro del equipo de implementación de tecnología de perforación por tubería de revestimiento de Shell y Texaco. Su experiencia en cementación comenzó en Hassi-Messaoud, Argelia, en numerosos equipos de perforación terrestres utilizando múltiples tipos de sistemas de cementación. Como ingeniero de campo DESC en 1999, fue responsable de todo el diseño y la evaluación del trabajo para los equipos de perforación de BP y Sonatrach en Hassi-Messaoud. Antes de comenzar su carrera en Schlumberger en 1997, Salim enseñó matemáticas en la Universidad de Guelma, Argelia, donde se graduó como ingeniero mecánico en 1993. Emmanuel Therond es gerente de servicios de campo para las operaciones de cementación de Schlumberger y está radicado en Bergen, Noruega. Comenzó su carrera en Dowell Schlumberger en 1991 como ingeniero de campo a cargo de la supervisión de las operaciones de cementación, los tratamientos de acidificación de la matriz y el control de la producción de arena en Argelia, Nigeria y Kuwait. En 1995, fue designado ingeniero técnico especialista en tubería flexible, en Dinamarca y posteriormente, gerente de servicios de campo para fluidos de cementación y terminación. Tres años después, fue transferido a África Occidental como gerente de operaciones de servicios al pozo. Antes de ocupar su posición actual en el año 2002, fue ingeniero a cargo del programa InTouch en 74 el Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia, proveyendo soporte técnico para operaciones de cementación en todo el mundo. Emmanuel es ingeniero civil graduado en la Ecole Nationale Supérieure des Arts et Industries de Estrasburgo, Francia. David Underdown es asesor técnico para ChevronTexaco Energy Technology Company y está radicado en Houston, Texas. Allí, está a cargo de la ingeniería de terminación de pozos, concentrándose en el control de la producción de arena y las operaciones de disparos. Comenzó su carrera en ARCO, en Plano, Texas, como ingeniero de terminación de pozos. Posteriormente, se desempeñó como director técnico para Pall Corporation en Port Washington, Nueva York, a cargo de la provisión de soporte técnico para la división de Tecnología. Ingresó en Chevron en 1996. David obtuvo un doctorado en química física de la Universidad de Houston. Fue editor de las monografías de la SPE sobre Control de la Producción de Arena y sobre Fluidos de Terminación, y miembro del Comité de Premios de la SPE. Actualmente es presidente del Subcomité de Operaciones de Disparos del API. Klaas van der Plas es ingeniero de pozos senior del sector de Diseño de Conceptos de Shell U.K. Exploration and Production (EXPRO) en Aberdeen, Escocia y está asignado actualmente al grupo Transfronterizo Noruega/Reino Unido y de Desarrollo del Campo Gannet. Comenzó su carrera en Petroleum Development Oman en 1989, trabajando como perforador e ingeniero de perforación y también como supervisor de operaciones de perforación (DSV, por sus siglas en inglés) en operaciones terrestres. Ingresó en Brunei Shell Petroleum en 1995 y estuvo involucrado como ingeniero DSV e ingeniero de operaciones para exploración en aguas profundas, perforación de desarrollo, perforación de pozos de alta presión y alta temperatura y desarrollo de campo de ingeniería de pozos. Pasó a Shell EXPRO en 2000 como ingeniero de perforación senior, nuevas tecnologías, y asumió su posición actual en el año 2003. Klaas se graduó en tecnología de perforación y producción en la Hogere Technische School de Den Helder, Países Bajos. Ian Walton es asesor científico y jefe del departamento de Investigación de Operaciones de Disparos del Centro de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas. Ingresó en la compañía en 1987 como investigador científico senior en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, luego de 11 años de profesorado en la Universidad de Londres y tres años en el Centro de Investigaciones de BP en Sunbury, todos en Inglaterra. En 1991, fue transferido al Centro de Tecnología de Dowell en Tulsa, Oklahoma, y luego fue trasladado a Rosharon en 1994 para trabajar en aplicaciones de tubería flexible. Cuatro años después, pasó al Centro de Investigaciones de Operaciones de Disparos de Rosharon. Ha estado involucrado en proyectos de control de pozos, cementación, adquisición de registros de producción, control de la producción de arena, diversas aplicaciones de tubería flexible y operaciones de disparos. Es editor de la SPE y autor y coautor de 47 artículos técnicos. Posee una licenciatura del University College de Londres y un doctorado de la Universidad de Manchester, Inglaterra, ambos en matemáticas. Helen Weeds dicta conferencias sobre economía en la Universidad de Essex, Colchester, Inglaterra, donde se dedica a la investigación de la organización industrial y las opciones reales y dicta la cátedra de organización industrial y finanzas. Anteriormente, fue directora de Lexecon Ltd, Londres, Inglaterra, proporcionando asesoramiento económico sobre procesos antimonopolio, fusiones y procesos regulatorios. Ha dictado conferencias sobre economía en la Universidad de Warwick, Coventry, Inglaterra, y se ha desempeñado como investigadora junior en la Universidad de Cambridge, Inglaterra, asumiendo además algunos trabajos como consultora independiente. Helen posee una licenciatura en filosofía, política y economía (PPE, por sus siglas en inglés) (con mención honorífica) y una maestría y un doctorado en economía, todos de la Universidad de Oxford, Inglaterra. Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger. Kees Veeken es tecnólogo de producción senior de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), una compañía operativa de Shell Exploration and Production (E&P) y está radicado en Assen, Países Bajos. Allí, se encuentra a cargo del diseño de la terminación de pozos gasíferos marinos y de la optimización de la producción. Ingresó en Shell en 1985 para trabajar en investigación y desarrollo de tecnología de pozos durante seis años y luego se desempeñó como tecnólogo de producción en Omán y Malasia, antes de asumir su posición actual en el año 2001. Uno de los acontecimientos más destacados de su carrera fue la introducción de las operaciones de terminación de pozos de gas de gran diámetro, en Shell Malasia. Kees obtuvo un doctorado en física experimental en la Universidad de Nijmegen, Países Bajos. Oilfield Review Próximamente en Oilfield Review Técnicas sísmicas de componentes múltiples. Los métodos de componentes múltiples están mejorando los resultados de la generación de imágenes sísmicas en regiones obstruidas por la presencia de gas, bajos contrastes de permeabilidad y sal. Además, están ayudando a caracterizar la litología de los yacimientos, las fracturas, los tipos de fluidos, la saturación y la presión. Este artículo describe la nueva tecnología diseñada para adquirir datos de componentes múltiples de alta fidelidad, e incluye ejemplos de campo que demuestran el valor que aportan los resultados de las técnicas de componentes múltiples a los problemas de exploración y producción. Manejo de la producción de arena. En muchos activos de petróleo y gas, la optimización de la producción depende en gran medida de la prevención, el retardo y el manejo adecuado de la producción de arena. Un enfoque holístico para el manejo de la arena es el más exitoso. Los especialistas de disciplinas múltiples ahora utilizan potentes programas de modelado y tecnologías avanzadas para ayudar a predecir, prevenir, vigilar rutinariamente y remediar la producción de arena. Este artículo analiza cómo una metodología hecha a medida de las necesidades ayuda a definir el problema de producción de arena y contribuye a seleccionar las tecnologías más adecuadas. Algunos ejemplos de campo demuestran el éxito de este enfoque. Actualización de la tecnología de tubería flexible. A partir del resurgimiento tecnológico de la década de 1990, esta singular técnica de servicios al pozo estableció firmemente su posición en las operaciones principales de los campos petroleros. En este artículo se revisan los últimos avances en equipos y herramientas diseñados para aumentar la seguridad y la eficiencia operativas, mejorar las aplicaciones de remediación de pozos y yacimientos, y facilitar la perforación y terminación de pozos. NUEVAS PUBLICACIONES El Sr. S.V. Gupta ha escrito un libro que resultará de gran ayuda para los científicos, estudiantes y practicantes. Esta publicación llena un vacío ya que no hay ningún libro publicado recientemente sobre mediciones de densidad e hidrometría tratado con tanto detalle. H.Bettin: Measurement Science and Technology 14, no.1. (Enero de 2003): 153 Medición práctica de la densidad e hidrometría ISBN 0-7503-0847-8 Contenido: • Patrones de densidad de sólidos • Interferómetros especiales • ß Agua Oceánica Media Estándar (SMOW) y los equipos para medir la densidad del agua • Dilatación del agua y tablas de densidad del agua • Medición de la densidad del mercurio • Métodos especiales para la determinación de la densidad • Hidrometría • Densidad de los materiales utilizados en la industria; Líquidos • Densidad de los materiales utilizados en la industria; Sólidos • Glosario; Índice Este libro está escrito en forma clara y es de fácil lectura. Los listados de ventajas y desventajas son de gran utilidad. Primavera de 2004 Este libro contiene un CD-ROM excelente que incluye todos los diagramas y tablas del libro, en colores. S.V. Gupta Institute of Physics Publishing The Public Ledger Building, Suite 1035 150 South Independence Mall West Filadelfia, Pensilvania 19106 EUA 2002. 352 páginas. $115.00 Esta publicación brinda información sobre la metrología de masa, con énfasis en los principios de la física involucrados y la tecnología necesaria para la medición de alta precisión de la densidad de sólidos y líquidos para cumplir con las normas de la industria de la metrología. El libro comienza con una reseña sobre los patrones de densidad nacionales e internacionales, y trata sobre los métodos de medición de la densidad de sólidos y líquidos y sus ventajas y desventajas, además trata en detalle la dilatación térmica de los líquidos. También aborda los interferómetros utilizados en la medición dimensional de los patrones de densidad de los sólidos, cambio de fase por reflexión y orígenes, y los métodos para determinar la densidad. • La diagénesis en el entorno meteórico • Resumen de la diagénesis temprana y la modificación de la porosidad de los yacimientos carbonatados en un marco estratigráfico secuencial y climático • Entorno diagenético de soterramiento • La evolución de la porosidad desde el sedimento hasta el yacimiento: casos reales • Referencias. Índice Yacimientos carbonatados: evolución de la porosidad y diagénesis en un marco estratigráfico secuencial ... ¿Si compraría este libro? La respuesta es definitivamente afirmativa. Es un texto escrito por un experto con 30 años de experiencia ... una buena reseña de la geología de carbonatos que lo mantendrá actualizado en lo que respecta a algunos de los conceptos más nuevos sobre el tema... Rizzi G: Journal of Petroleum Geology 26, no. 2 (Abril de 2003): 246–247. Clyde H. Moore Elsevier Science B.V. Sara Burgerhartstraat 25 P.O. Box 211 1000 AE Amsterdam, Países Bajos 2001. 441 páginas. $172.50 tapa dura; $79.00 edición económica ISBN 0-444-50838-4 Esta edición revisada del libro escrito por Moore en 1989 es una ampliación de los temas más importantes de la diagénesis y la evolución de la porosidad. Se incluyen temas nuevos tales como la mediación microbiana de la diagénesis marina y meteórica, la diagénesis marina profunda de montículos de lodo y los procesos diagenéticos impulsados por el clima, y también se pone énfasis en procesos de exposición sub-aérea, carbonatos de agua templada, hidrología de cuencas, tendencias diagenéticas en toda la cuenca, y en la tectónica. Contenido: • La naturaleza del sistema de sedimentación de carbonatos • Conceptos de estratigrafía secuencial aplicada a los sistemas de sedimentación de carbonatos • La clasificación de la porosidad de carbonatos • El ambiente diagenético de las modificaciones de la porosidad y las herramientas para su reconocimiento en el registro geológico • Entornos normales de diagénesis marina • Entornos evaporatorios de diagénesis marina La ciencia sísmica: todo lo que sabemos (y no sabemos) acerca de los sismos Susan Elizabeth Hough Princeton University Press 41 William Street Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA 2002. 272 páginas. $26.95 ISBN 0-691-05010-4 La autora, que es una investigadora científica del Servicio Geológico de EUA, ofrece un compendio básico sobre una serie de temas relacionados con la ciencia y la ingeniería de los sismos. El libro integra la investigación de última generación con explicaciones sobre los fenómenos sísmicos, además de tratar las distintas controversias que existen actualmente al respecto. Contenido: • La revolución de la tectónica de placas • Conocimiento de los terremotos 75 • Interacciones sísmicas • Movimientos de la Tierra • El Santo Grial de las predicciones sísmicas • Mapeo de los peligros sísmicos • Un viaje a través del tiempo • Acercamiento de la ciencia al público • Notas. Lecturas sugeridas. Índice El estilo de escritura de Hough es fácil y atrayente, y convierte el tema en algo entretenido Las notas laterales ofrecen entretenidos comentarios sobre la vida cotidiana de las personas que realizan estudios sobre terremotos. Las ilustraciones (mapas en blanco y negro, bosquejos y dibujos lineales) no están a la altura del libro. La calidad de las figuras en el capítulo sobre movimientos terrestres es especialmente pobre... Las predicciones sísmicas basadas en la probabilidad constituyen la técnica estándar para comunicar los datos sobre terremotos al público, por lo tanto es importante que los lectores entiendan las metodologías utilizadas en tales análisis; datos paleosísmicos, modelos de recurrencia de terremotos, promedios de deslizamientos de largo alcance, segmentación de fallas, y demás. Estos temas no están tratados en forma exhaustiva como deberían. sobre sus campos petroleros, su producción y sus reservas. Hallett, un geólogo en petróleo, ofrece un detalle de las provincias estructurales más importantes de Libia con énfasis en la secuencia cronológica de los eventos tectónicos más importantes. También incluye numerosos mapas y columnas estratigráficas. Contenido: • Historia de la exploración y producción petroleras en Libia • Historia de la tectónica de placas de Libia • Estratigrafía: Precámbrico y Paleozoico • Estratigrafía: Mesozoico • Estratigrafía: Cenozoico • Estructura • Geoquímica petrolera • Sistemas petroleros • PD: ¿Dónde están las reservas remanentes no descubiertas? • Notas, Referencias, Glosario, Índice Una muy buena recopilación sobre la geología del petróleo en Libia, y muchas cosas más. Recomiendo esta excelente publicación. Baird DW: AAPG Bulletin 87, no. 3 (Marzo de 2003): 527. Contenido: • Introducción • Teoremas básicos de elasticidad dinámica • Representación de las fuentes sísmicas • Ondas elásticas desde una fuente de dislocación puntual • Ondas planas en medios homogéneos y su reflexión y transmisión en un borde plano • Reflexión y refracción de ondas esféricas; el problema de Lamb • Ondas superficiales en un medio verticalmente heterogéneo • Oscilaciones libres de la Tierra • Ondas volumétricas en medios con propiedades dependientes de la profundidad • La fuente sísmica: cinemática • La fuente sísmica: dinámica • Principios de la sismometría • Apéndice, Bibliografía, Índice Sismología cuantitativa es un excelente libro de estudio y referencia para sismólogos bien versados en los métodos de la física matemática. Esta versión actualizada del texto clásico de geofísica de Aki y Richard, merece un lugar destacado en toda biblioteca de quien se precie de geofísico serio. Slawinski MA: The Leading Edge 22, no. 3 (Marzo de 2003): 272–273. Zoback M: American Scientist 91, no. 3 (Mayo-Junio de 2003): 280. Geología del petróleo de Libia Don Hallett Elsevier Science B.V. Sara Burgerhartstraat 25 P.O. Box 211 1000 AE Amsterdam, Países Bajos 2002. 508 páginas. $114.00 ISBN 0-444-50525-3 Este libro examina la tectónica de placas, la evolución estructural, la estratigrafía, la geoquímica y los sistemas petroleros de Libia, y resume los datos 76 ISBN 0-935702-96-2 Este libro para graduados desarrolla la teoría de la propagación de ondas sísmicas en modelos realistas del subsuelo y complementa el material teórico con descripciones prácticas acerca de cómo funcionan los sismógrafos y como se analizan e invierten los datos. El libro también incluye los nuevos métodos de detección y registración de movimientos sísmicos. Contenido: • Introducción: Reseña; Una breve historia de la adquisición de registros; El enfoque petrofísico. • Mediciones Geológicas: Medidor de echado; generación de imágenes eléctricas de la pared del pozo; generación de imágenes acústicas de la pared del pozo; generación de imágenes de densidad de la pared del pozo; generación de imágenes ópticas de la pared del pozo; adquisición de registros de resonancia magnética nuclear; adquisición de registros de espectroscopía nuclear; adquisición de registros paleomagnéticos; extracción de núcleos. • Aplicaciones y ejemplos de campo: Modelado estructural; estratificación y zonificación de yacimientos; yacimientos fracturados. correlación de pozos; perforación geológica • Conclusiones • Índices Hubiera sido de utilidad la inclusión de algunos datos adicionales. Se debería haber incluido material de otros proveedores además de Schlumberger. Dos secciones transversales geológicas de pozos múltiples eran demasiado pequeñas. No se mencionaron los modelos eléctricos fundamentales relacionados con la arcilla ampliamente difundidos ni la solución más académica. Estas sugerencias son secundarias si se toma en cuenta la excelente cantidad de material que brinda este volumen. Sismología cuantitativa 2da. edición Keiiti Aki y Paul G. Richards University Science Books 55D Gate Five Road Sausalito, California 94965 EUA 2002. 700 páginas. $84.00 modelado de yacimientos. Contiene un análisis de las herramientas actuales, incluyendo la generación de imágenes de las paredes del pozo, y la información que se puede adquirir mediante la utilización de registros de pozos, tales como detalles específicos sobre estratificación, mineralogía, textura y la edad de las rocas. Registros geofísicos de pozos aplicados a la geología: su utilización en el modelado de yacimientos Stefan M. Luthi Springer Verlag 175 Fifth Avenue Nueva York, Nueva York 10010 EUA 2001. 300 páginas. $89.95 Este libro será de gran utilidad para aquellos geocientíficos en actividad y graduados que quieran aprender o actualizar sus conocimientos sobre las herramientas de adquisición de registros geológicos más recientes, sus técnicas de interpretación y sus aplicaciones en yacimientos. Woodhouse R: Journal of Petroleum Science and Engineering 40, no. 3-4 (Diciembre de 2003): 190. ISBN 3-540-67840-9 Este libro dedicado a investigadores, estudiantes y geocientíficos en actividad, trata sobre la tecnología de los registros de pozos y su utilización en el Oilfield Review Índice Anual de Oilfield Review—Volumen 15 ARTÍCULOS Análisis de hidrocarburos en el pozo Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y Terabayashi H. Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69. Un dinámico mercado global del gas Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 4–7. Evaluación y control de yacimientos detrás del revestimiento Bellman K, Bittner S, Gupta A, Cameron D, Miller B, Cervantes E, Fondyga A, Jaramillo D, Pacha V, Hunter T, Salsman A, Kelder O, Orozco R y Spagrud T. Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 2–9. Del lodo al cemento: construcción de pozos de gas Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-Zeghaty SZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F, Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J, Pornpoch T y Rishmani L. Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 70–85. Investigación de la sedimentología de los yacimientos clásticos Contreras C, Gamero H, Drinkwater N, Geel CR, Luthi S, Hodgetts D, Hu YG, Johannessen E, Johansson M, Mizobe A, Montaggioni P, Pestman P, Ray S, Shang R y Saltmarsh A. Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 58–81. La nueva dinámica de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance Bakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G, Salsman A, Walton I, Stutz L y Underdown D. Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 56–69. Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D. Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47. Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo Producción de gas natural a partir del carbón Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T y Stouffer T. Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22–41. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C, Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L, Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D. Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33. Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas Gibson D y Rice S. 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