Oilfield Review

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
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Archivo del Oilfield Review
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Glosario del Oilfield Review
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Dirigir la correspondencia
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(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-8519
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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
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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.
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75
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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.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 10–21.
Operaciones de
refracturamiento hidráulico
Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R,
Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler D
y Wolhart S.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):
42–59.
Una red de seguridad para
controlar las pérdidas de
circulación
Abbas R, Jarouj H, Dole S, Effendhy,
Junaidi H, El-Hassan H, Francis L,
Hornsby L, McCraith S, Shuttleworth N,
van der Plas K, Messier E, Munk T,
Nødland N, Svendsen RK, Therond E y
Taoutaou S.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 20–29.
Métodos de control de la
producción de arena sin
cedazos
Acock A, Heitmann N, Hoover S,
Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y
Solares JR.
Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 40–57.
Excelentes datos
sísmicos de pozos
Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H,
Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B,
Williams M, Jimenez RR, Lastennet T,
Tulett J, Leaney S, Lim TK, Menkiti H,
Puech J-C, Tcherkashnev S, Ter Burg T
y Verliac M.
Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 2–23.
Alvarado RJ, Damgaard A, Hansen P,
Raven M, Heidler R, Hoshun R, Kovats J,
Morriss C, Rose D y Wendt W.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 42–55.
Conversión de gas
natural a líquidos
Reacciones positivas en la
estimulación de yacimientos
carbonatados
Valoración de las
opciones reales
Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N,
Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O,
Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D,
Primavera de 2004
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):
34–41.
Bailey W, Couët B, Bhandari A, Faiz S,
Srinivasan S y Weeds H.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 4–19.
Construcción de pozos y
desarrollo de campos
petroleros en México
Garcia Esparza Tapia N, Mendoza Ruiz J,
Roca Ramiza L, Mengual J-F y
Sosa Cerón A.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 48–55.
Petrología ígnea y metamórfica,
2da. edición
Best MG.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 92.
Una introducción a la
exploración geofísica,
3ra. edición
Kearey P, Brooks M y Hill I.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 92.
Introducción a la sismología, los
sismos y la estructura terrestre
Stein S y Wysession M.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 60.
Isostasia y flexión de la litosfera
El auge de las imágenes
de la pared del pozo
Watts AB.
Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 86.
Inaba M, McCormick D, Mikalsen T,
Nishi M, Rasmus J, Rohler H y Tribe I.
Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 24–39.
Guía no técnica para la geología,
exploración, perforación y
producción de petróleo
Hyne NJ.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 59.
NUEVAS PUBLICACIONES
Yacimientos carbonatados:
evolución de la porosidad y
diagénesis en un marco
estratigráfico secuencial
Complejos e interacciones
organo-arcillosos
Yariv S y Cross H (eds).
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 59.
Geología del petróleo de Libia
Moore CH.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 75.
Hallett D.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 76.
Congregación mortal
Geología petrolera del sur de la
Cuenca del Caspio
Miller SC.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 59.
La ciencia sísmica: todo lo
que sabemos (y no sabemos)
acerca de los sismos
Hough SE.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 75.
Geodinámica, 2da. edición
Turcotte DL y Schubert G.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 92.
Registros geofísicos de pozos
aplicados a la geología: su
utilización en el modelado de
yacimientos
Luthi SM.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 76.
La geofísica en los asuntos
de la humanidad
Lawyer LC, Bates CC y Rice RB.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 60.
La economía del hidrógeno: La
creación de la red energética
mundial y la redistribución del
poder en la Tierra
Rifkin J.
Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 60.
Buryakovsky LA, Chilingar GV y
Aminzadeh F.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 91.
Medición práctica de la
densidad e hidrometría
Gupta SV.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 75.
Sismología cuantitativa
2da. edición
Aki K y Richards PG.
Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 76.
Riesgo y razón: la seguridad, la
ley y el medio ambiente
Sunstein CR.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 91.
Petrología sedimentaria
3ra edición
Tucker ME.
Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 86.
Teoría de rayos sísmicos
C̆ervený V.
Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 86.
El campo de ondas sísmicas,
Volumen 1: introducción y
desarrollo teórico
Kennett BLN.
Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 91.
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