Oilfield Review Spring 2005 Spanish

Oilfield Review
Primavera de 2005
Surfactantes viscoelásticos
Perforación en los océanos con fines científicos
Análisis de sellos por fallas
Mediciones de flujo multifásico
05_OR_001_S
Tecnología rotativa direccional: Drilling the Limit
En la industria del petróleo y el gas, los factores económicos y las realidades relacionadas con la salud, la seguridad y el medio ambiente
(HSE, por sus siglas en inglés) nos obligan a ser objetivos en lo que
respecta al desarrollo y despliegue de tecnología. El desarrollo rápido
de tecnologías individuales requiere la atención constante y la objetividad de los responsables de la toma de decisiones en las compañías de
exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). Entre las tecnologías de evolución más rápida de que disponen las compañías de
E&P se encuentran los sistemas de perforación rotativa direccional.
La compañía Shell Exploration & Production, Europa (Shell), se
interesó en el potencial de los primeros sistemas de perforación
direccional para mejorar la eficiencia de sus operaciones de perforación—elemento clave para que los equipos a cargo de la construcción
de pozos lograran satisfacer la filosofía del programa Drilling the
LimitTM que es esencial en todos los proyectos de nuestra compañía. Si
bien los motores de desplazamiento positivo ofrecían capacidad de
navegación y control direccional, los motores en sí no resultaban eficaces. Los motores direccionales permitían la rotación o el deslizamiento de la columna de perforación desde la superficie, lo que mejoraba el control direccional. Sin embargo, esta tecnología era riesgosa
porque el esfuerzo de torsión y el arrastre extremos limitaban la capacidad de perforación en el modo de deslizamiento y en el modo de
rotación. Además, la tortuosidad del pozo producida por los motores
direccionales en el modo de deslizamiento a menudo causa otros problemas: la tortuosidad dificulta aún más el deslizamiento futuro y
puede impedir la ejecución de operaciones críticas para la evaluación
de formaciones y la bajada de la tubería de revestimiento.
La tecnología rotativa direccional eliminó la mayoría de las desventajas de los métodos de perforación direccional previos. Dado que estos
sistemas perforan direccionalmente con rotación continua desde la
superficie, no existe la necesidad de deslizar la herramienta. La rotación
continua transfiere el peso a la barrena en forma más eficaz, lo que
aumenta la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés). La
rotación también mejora la limpieza del pozo porque agita el fluido y los
recortes de perforación haciendo que fluyan fuera del pozo en vez de
acumularse como un colchón de recortes. La remoción eficaz de los
recortes reduce la posibilidad de que el arreglo de fondo de pozo se atasque o se obture.
Los proveedores de servicios han desarrollado una amplia variedad
de sistemas rotativos direccionales adecuados con fines específicos
para mejorar los resultados económicos de casi todo proyecto de perforación. Estos sistemas incluyen herramientas que facilitan la perforación de secciones horizontales largas; sistemas para ambientes
accidentados y rigurosos, que soportan la perforación con barrenas
bicéntricas y la perforación en formaciones blandas; e incluso sistemas diseñados específicamente para perforar pozos verticales.
Shell observó que perforar desde una de las zapatas de la tubería
de revestimiento hasta la siguiente con un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en inglés) proporcionaba más eficiencia,
mejor desempeño y mayor seguridad que efectuar una operación de
perforación direccional con un motor de fondo. El RSS más moderno,
que incluye una sección de potencia de fondo integrada para lograr
una mayor ROP, ofrece beneficios a los proyectos de perforación
implementados en áreas pobladas (véase “Mayor potencia para continuar la perforación,” página 4). Por ejemplo, en el Campo Groningen,
situado en los Países Bajos, la utilización de este sistema permitió
correr una cabeza rotativa superior girando a razón de 10 a 20 rpm
para perforar un pozo de inyección de agua, reduciendo considerable-
mente el impacto del ruido generado por el equipo de perforación
sobre el medio ambiente. Sin embargo, la ROP aumentó un 50% en
comparación con otros pozos del área.
El mayor impacto económico de la tecnología de perforación rotativa
direccional se registra probablemente en los campos maduros cuya vida
productiva puede ser extendida mediante la perforación rápida de
pozos direccionales con una sola carrera de la barrena de perforación a
través de yacimientos significativamente agotados. Con ese fin, Shell
promovió el empleo de un RSS motorizado de 6 pulgadas en campos
maduros para crear pozos más pequeños. En los proyectos de perforación implementados por nuestra compañía en campos maduros se
registran habitualmente reducciones de costos de al menos un 25%
porque el desempeño de la herramienta de 6 pulgadas se equipara al
de una herramienta de 81⁄2 pulgadas. Además, la reducción del tamaño
del pozo permite bajar el costo de los fluidos de perforación y el costo
de remoción y eliminación de recortes sin restringir las tasas de flujo.
En Shell, el valor de utilizar un RSS es bien reconocido. Nuestra iniciativa de perforación “zapata a zapata” refleja el proceso de perforación óptimo y la tecnología RSS constituye un habilitador clave. Además hemos instituido una Red de Intereses Comunes (CIN, por sus
siglas en inglés) en relación con la tecnología rotativa direccional, por
la cual los ingenieros de pozo con experiencia en RSS en todas las
regiones de Shell comparten el aprendizaje y las prácticas relacionadas con los sistemas rotativos direccionales para hacer avanzar colectivamente la curva de aprendizaje. La CIN también desafía a los proveedores de la industria para que sean los gestores de avances
adicionales en materia de RSS, tales como la generación de herramientas de tamaños diferentes.
Esperamos que el próximo hito importante, el despliegue exitoso de
un sistema de perforación rotativa de diámetro súper reducido bajado
a través de la tubería de producción de 31⁄4 pulgadas (TTRD, por sus
siglas en inglés), para perforar pozos de 33⁄4 a 41⁄2 pulgadas, se logre en
el año 2005 gracias a un desarrollo conjunto de Shell, BP, Statoil y
Schlumberger. Si bien se han completado trabajos con el sistema
TTRD a través de terminaciones más grandes, la capacidad de perforar pozos de re-entrada a través de la tubería de producción de 41⁄2 pulgadas reducirá aún más el costo de drenar acumulaciones marginales
en campos maduros; tema vital para todas las compañías por grandes
o pequeñas que sean.
Chris Kuyken
Líder de Equipo, Tecnología de Ingeniería de Pozos y Servicios al Pozo
Shell Exploración y Producción, Europa
Aberdeen, Escocia
Chris Kuyken tiene más de 22 años de experiencia en perforación de pozos de petróleo y gas en la compañía Shell y ha trabajado en áreas terrestres y marinas, ocupando diversos cargos de ingeniería de pozos en Omán, Brunei y, desde 1999, en
Escocia. Es enérgico defensor de la filosofía del programa Drilling the LimitTM de
Shell, por la cual la gente, el área de salud, seguridad y medio ambiente, y la tecnología constituyen la clave del éxito. Ingeniero europeo (EUR ENG, por sus siglas en
inglés) inscripto en la Federación Europea de Asociaciones Nacionales de Ingenieros
(FEANI, por sus siglas en inglés) e Ingeniero Colegiado (C ENG, por sus siglas en
inglés) a través del Consejo Británico de Ingeniería, Chris obtuvo una licenciatura en
tecnología de ingeniería química de la Hogere Technische School (HTS) de La Haya.
Drilling the Limit es una marca registrada de Shell.
1
Schlumberger
Oilfield Review
Editor ejecutivo y
editor de producción
Mark A. Andersen
Editor consultor
Gretchen M. Gillis
Editores senior
Mark E. Teel
Matt Garber
Editores
Don Williamson
Roopa Gir
Matt Varhaug
Colaboradores
Rana Rottenberg
Joan Mead
Joel Parshall
Diseño
Herring Design
Steve Freeman
Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
LincED International, Inc.
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)
4
Mayor potencia para continuar la perforación
Un nuevo sistema de perforación rotativa direccional incluye
una sección de potencia integrada que convierte la energía
hidráulica del fluido de circulación en esfuerzo de torsión
rotacional. Esto complementa el esfuerzo de torsión rotacional
suministrado por el equipo de perforación y produce velocidades de penetración sin precedentes, lo que lo convierte en un
sistema ideal para la perforación de formaciones duras. Al
igual que otros sistemas rotativos direccionales de avanzada,
esta tecnología de alto desempeño ofrece las ventajas de la
rotación continua a la velocidad de la columna de perforación
para minimizar los fenómenos de atascamiento/deslizamiento
de la columna de perforación y mejorar la eficiencia.
10 Nuevas aplicaciones para los
surfactantes viscoelásticos
Los surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés)
revolucionaron las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico a mediados de la década de 1990. Hoy en
día, los avances continuos de la química VES permiten a los
ingenieros aplicar estos materiales únicos de maneras innovadoras que mejoran y optimizan asombrosamente las técnicas
de terminación de pozos. Algunos ejemplos de campo de
América del Sur, América del Norte, el Mar del Norte y el Mar
Caspio demuestran la efectividad de los fluidos VES en operaciones de empaque de grava, fracturamiento hidráulico y
acidificación dificultosas.
26 Perforación de pozos profundos en los océanos con
fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra
Las actividades de perforación de pozos con fines científicos
han contribuido a la comprensión de los procesos dinámicos
que afectan el clima, los desastres naturales y la creación y
distribución de los recursos de la Tierra. Este artículo examina
la historia de los desarrollos tecnológicos registrados en la perforación de pozos profundos en el océano con fines científicos
y los planes para el siglo XXI.
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
2
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
E-mail: [email protected]
Dirigir las consultas
de distribución a:
Jesús Mendoza Ruiz
Teléfono: (52) 55 5263 3010
Facsímile: (52) 55 5263 3191
E-mail: [email protected]
Primavera de 2005
Volumen 16
Número 4
Consejo editorial
Syed A. Ali
ChevronTexaco E&P Technology Co.
Houston, Texas, EUA
42 Menor incertidumbre con el análisis de fallas
que actúan como sello
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
La presencia de fallas puede tener un impacto enorme sobre la
explotación de petróleo y gas. Las fallas son a menudo responsables del entrampamiento de hidrocarburos y la compartimentalización de yacimientos. Además, pueden introducir un
alto grado de incertidumbre tanto en la etapa de exploración
como en la etapa de desarrollo. Este artículo describe cómo
los geocientíficos y los ingenieros están mejorando la comprensión de las fallas en yacimientos siliciclásticos y cómo analizan, modelan y simulan los efectos de las fallas sobre el flujo
de fluido de superficie. Algunos ejemplos de Hibernia,
Terranova, Canadá, y la Bahía de Prudhoe en Alaska, EUA,
ilustran la aplicación exitosa de los métodos de análisis de
sellos por fallas modernos.
George King
BP
Houston, Texas
Anelise Lara
Petrobras
Río de Janeiro, Brasil
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Y.B. Sinha
Oil & Natural Gas Corporation
Nueva Delhi, India
Sjur Talstad
Statoil
Stavanger, Noruega
58 Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
La medición del flujo trifásico sin separación de las distintas
fases de fluidos aumenta la precisión de las mediciones de gas,
petróleo y agua. Esta tecnología ayuda a los ingenieros a cuantificar las fases de fluidos, que cambian con el tiempo, para
comprender mejor el flujo dinámico. Algunos ejemplos de
campo de Australia, el Golfo de México y África ilustran los
beneficios de los medidores de flujo multifásico de avanzada y
demuestran cómo ayudan a incrementar la producción, mejorar las operaciones de campo y optimizar el manejo de los
yacimientos.
71 Colaboradores
75 Próximamente en Oilfield Review
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76 Nuevas Publicaciones
78 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 Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2005 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.
La embarcación para perforación sin tubo
ascendente JOIDES Resolution recuperó
núcleos de muestras de sedimentos,
basaltos y microbios en la Dorsal de Juan
de Fuca, en el área marina de Oregón,
EUA, en agosto de 2004. Esta gira, la
Expedición 301 del programa de perforación de pozos profundos en los océanos
con fines científicos, marcó el inicio del
Programa Integrado de Perforación de
Pozos Profundos en los Océanos (IODP,
por sus siglas en inglés). Durante su
desarrollo, un observatorio de pozo que
penetró la corteza oceánica superior fue
reemplazado y se establecieron dos
observatorios nuevos. (Fotografías, cortesía de John Beck, IODP, Universidad A&M
de Texas, College Station, EUA).
3
Mayor potencia para continuar la perforación
Un nuevo sistema de perforación rotativa direccional incluye una sección de potencia
integrada que convierte la energía hidráulica del fluido de circulación en esfuerzo de
torsión rotacional. Esto produce velocidades de penetración nunca antes alcanzadas.
Al igual que otros sistemas rotativos direccionales de avanzada, esta tecnología de
alto desempeño ofrece la ventaja de rotación continua, al menos a la misma velocidad
que la de la columna de perforación, para minimizar los fenómenos de atascamiento/deslizamiento y mejorar la eficiencia.
Pierantonio Copercini
Farag Soliman
Belayim Petroleum Company (Petrobel)
Cairo, Egipto
Mohamed El Gamal
Kattamia, Egipto
Wayne Longstreet
Jon Rodd
Mark Sarssam
Dragon Oil Plc.
Dubai, Emiratos Árabes Unidos
Iain McCourt
Bakú, Azerbaiján
Barry Persad
Mike Williams
Sugar Land, Texas, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Emma Bloor, Phil Coffman, Liz Hutton, Steve
Siswanto y Pipine Widjaya, Sugar Land, Texas, EUA; Erik
Christiansen, Calgary, Alberta, Canadá; Tony Pink, Bottesford,
Inglaterra; y Brian Stevens y Paul Wilkie, Stonehouse,
Inglaterra.
adnVISION (Densidad-Neutrón Azimutal), NODAL,
PowerDrive vorteX y SlimPulse son marcas de Schlumberger.
1. Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativa
direccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004):
4–9.
Brusco G, Lewis P y Williams M: “Perforación de pozos
verticales,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de
2004/2005): 14–17.
2. Para mayor información sobre perforación en el modo de
deslizamiento, consulte: Maidla E y Haci M: “Understanding Torque: The Key to Slide-Drilling Directional Wells,”
artículo de las IADC/SPE 87162, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de
marzo de 2004.
4
La economía, la eficiencia, la protección del
medio ambiente y la seguridad son los objetivos
más importantes en la industria del petróleo y el
gas. La nueva tecnología suele ser la clave para
lograr estos objetivos, particularmente para quienes están involucrados en la perforación de
pozos. Los perforadores aspiran a la nueva tecnología tan implacablemente como el resto de
quienes operan en los campos petroleros. Si bien
los sistemas rotativos direccionales están evolucionando rápidamente ofreciendo velocidades de
perforación sin precedentes, los perforadores
procuran obtener tecnologías que aceleren aún
más el proceso de perforación. Sus motivaciones
son diversas e incluyen la obvia reducción del
tiempo y el costo de equipo de perforación que se
genera a través de la utilización de un sistema
rotativo direccional que suministre más potencia
a la barrena de perforación.
La tecnología de perforación de avanzada
ofrece ventajas adicionales más sutiles, tales
como la reducción del desgaste de la tubería de
revestimiento, ya que impide el contacto entre
la columna de perforación y la tubería de
revestimiento durante períodos de tiempo prolongados (próxima página, a la izquierda). La
nueva tecnología también ayuda a los perforadores a reducir el tiempo de exposición de la
formación; el tiempo que media entre el proceso
de perforación y la evaluación de las formaciones. Esto minimiza la invasión de los fluidos de
perforación y puede simplificar la evaluación
petrofísica. Menos tiempo entre la perforación y
la entubación significa menos tiempo para que
el pozo se degrade; pasado cierto punto, la
bajada de la tubería de revestimiento se vuelve
dificultosa. En última instancia, en muchos
casos, un proceso de construcción de pozos más
veloz implica más rapidez en la producción de
petróleo y gas.
No obstante, frente a estas ventajas, los
ingenieros de perforación consideran los inconvenientes que plantea un proceso de perforación
más rápido; entre los cuales, el principal es la
posibilidad de que la calidad del pozo sea pobre
si las operaciones de perforación no se llevan a
cabo en forma cuidadosa. Además, el sistema y
las bombas de lodo del equipo de perforación
tienen una capacidad inherente de limpieza del
agujero que no debe ser excedida. La utilización
de tasas de flujo altas para limpiar el pozo puede
producir erosión hidráulica. Las propiedades del
lodo y las velocidades de flujo deben ser equilibradas para asegurar la estabilidad del pozo. Por
último, en ocasiones, puede perderse el control
direccional si la velocidad predomina por sobre
todas las demás consideraciones.
En artículos recientes de Oilfield Review se
describió un sistema rotativo direccional (RSS,
por sus siglas en inglés) que facilita la perforación de secciones horizontales largas con
excelente control direccional; un sistema desarrollado para ambientes accidentados y
rigurosos que soporta la perforación con
barrenas bicéntricas y la perforación en formaciones blandas; y un sistema de perforación
vertical.1 Una característica en común que tienen todos los sistemas rotativos direccionales de
Oilfield Review
Sistema rotativo direccional motorizado
Rotación continua de la tubería
para lograr un pozo más limpio
Mejor control direccional
Mejor direccionamiento para
reducir la tortuosidad del pozo
Se reduce el
costo de
terminación
y se simplifica
el trabajo de
reparación
Mayor alcance
horizontal
con buen
direccionamiento
Menor arrastre para mejorar el
control del peso sobre la barrena
Menos riesgo de
atascamiento de la tubería
Alcance extendido más
largo sin arrastre excesivo
Ahorros de tiempo mediante
perforación direccional más
rápida y con menos viajes
de la cuña de desviación
Se necesitan menos pozos y menos
plataformas para desarrollar un campo
Menor costo por pie perforado
Menor costo por barril
> Tecnología adecuada con fines específicos en
pozos de diámetros grandes y pequeños. Se
dispone de diversos tipos de sistemas rotativos
direccionales para perforar pozos con diámetros
que oscilan entre 5.75 y 26 pulgadas.
> Ventajas de la tecnología de perforación de avanzada. En última instancia, la tecnología de perforación de avanzada, tal como los sistemas rotativos direccionales motorizados, se traduce en menor
costo por barril.
Schlumberger es la rotación continua de todos
los componentes externos (arriba, a la derecha).
El RSS más moderno incorpora un motor de
fondo de pozo integrado para aumentar la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en
inglés). Este sistema resulta ideal para la perforación rápida de secciones verticales o
direccionales largas. En este artículo, analizamos las demandas técnicas especiales que se
plantean con respecto a los sistemas rotativos
direccionales motorizados y la forma en que
quienes desarrollan las herramientas lograron
satisfacer esas demandas. Algunos ejemplos del
Mar Caspio, Egipto y Canadá demuestran las
ventajas que ahora se pueden obtener con un sistema rotativo direccional de avanzada.
La necesidad de velocidad
Los primeros sistemas de perforación direccional se acoplaban a motores de fondo de pozo con
una cubierta acodada ajustable, componente de
la columna de perforación que permitía a los
perforadores modificar la trayectoria del pozo.
Estos arreglos de fondo de pozo (BHAs, por sus
siglas en inglés) tendían a producir pozos de
calidad pobre o pozos en espiral mientras la per-
Primavera de 2005
foración alternaba entre el modo de deslizamiento y el modo de rotación. En el modo de
deslizamiento, la columna de perforación no
rota; por el contrario, el motor de fondo hace
rotar la barrena de perforación en el fondo del
pozo. Las fuerzas de fricción, conocidas como
arrastre, aumentan a medida que la columna de
perforación no rotativa es empujada por el lado
bajo del pozo.2 Los ritmos de perforación en el
modo de deslizamiento son típicamente lentos y
tanto el atascamiento mecánico como el atascamiento diferencial de la columna de perforación
son problemas que siempre están presentes.
Los sistemas rotativos direccionales más primitivos mejoraron sustancialmente las
velocidades de penetración y la calidad del pozo,
limitando al mismo tiempo el atascamiento
mecánico. Estas observaciones condujeron a los
ingenieros de perforación a considerar la idea de
incorporar un motor de fondo de pozo en una
herramienta rotativa direccional. Esta combinación no es de ninguna manera insignificante: los
cojinetes y la transmisión del motor de fondo
deben ser suficientemente resistentes como para
soportar el peso adicional de la herramienta
rotativa direccional que está debajo. Además, la
sección de potencia del motor de fondo de pozo
debe ser configurada para impedir que la velocidad de rotación exceda los límites del sistema
rotativo direccional. Si la velocidad de rotación
es excesiva, se dificulta el control direccional
con la posibilidad de comprometer la trayectoria
del pozo.
La integración exitosa de un motor de fondo
de pozo con un sistema rotativo direccional prometía numerosas ventajas, desde velocidades de
penetración más elevadas hasta la simplificación del uso de barrenas de perforación más
agresivas. En áreas de gran sensibilidad ambiental, el accionamiento del sistema rotativo
direccional con potencia de fondo de pozo únicamente elimina el exceso de ruido del equipo de
perforación.
Dada esta diversidad de motivaciones, los
científicos e ingenieros de Schlumberger se propusieron afrontar los desafíos de construir un
sistema de perforación rotativo direccional
motorizado. El sistema rotativo direccional
motorizado PowerDrive vorteX es el resultado de
sus esfuerzos.
5
Sección de potencia
Sección de potencia
Cubierta
Cojinetes y
transmisión
Arreglo de
filtro integrado
Puntos de
estabilización
múltiples para
adaptar la
respuesta del
BHA a las
necesidades
específicas
Rotor
Estator
> Sección de potencia. El rotor gira dentro del
estator para convertir la energía hidráulica en
energía mecánica. La velocidad y el esfuerzo de
torsión del rotor pueden modificarse mediante la
utilización de un rotor con un número diferente
de lóbulos. El rotor que se muestra en esta sección de potencia con una relación de 5:6 tiene
cinco lóbulos.
Unidad de control
Sección direccional
> Componentes de un sistema de perforación rotativo direccional motorizado. La herramienta de
9.625 pulgadas está diseñada para perforar pozos
de 121⁄4 a 22 pulgadas y el sistema de 63⁄4 pulgadas
perfora pozos de 81⁄2 pulgadas.
Tecnología de perforación poderosa
El sistema PowerDrive vorteX ofrece una serie
única de capacidades para lograr un proceso de
perforación direccional más rápido (arriba). Sus
cuatro componentes principales son la sección
de potencia; los filtros, los cojinetes y la sección
de transmisión; la unidad de control; y la sección
direccional. La integración de la sección de
potencia con la herramienta rotativa direccional
requirió que los ingenieros desarrollaran cojinetes y un sistema de transmisión para el motor de
fondo que soporten el peso adicional de la herramienta rotativa direccional y absorban el peso
extra sobre la barrena (WOB, por sus siglas en
inglés), o carga, desde la superficie, para perforar con mayor rapidez. Los demás componentes
del sistema PowerDrive vorteX incorporan tecnología comprobada de sistemas previos.
6
La sección de potencia convierte la energía
hidráulica del fluido de perforación en energía
mecánica en la barrena. Cuando el fluido de perforación ingresa en la sección de potencia, hace
girar el rotor (arriba). Un eje de transmisión,
robustecido para responder a las demandas de
este RSS, suministra el esfuerzo de torsión del
rotor al eje de transmisión, lo que a su vez
acciona la herramienta rotativa direccional y la
barrena de perforación. Un elastómero especialmente desarrollado para este uso, que sella el
rotor, ofrece mayor eficiencia de fluido y además
brinda mayor resistencia química a los lodos de
perforación y está regulado para temperaturas
más elevadas que los elastómeros previos.
La configuración de la sección de potencia
puede ser modificada mediante la utilización de
un rotor con un número diferente de lóbulos. El
incremento del número de lóbulos permite que el
rotor gire a velocidades más bajas proporcionando
un mayor esfuerzo de torsión. La configuración
más común utilizada actualmente, una sección de
potencia con una relación de 7:8 en la que el rotor
tiene siete lóbulos, opera a 130 rotaciones por
minuto (rpm) o un valor inferior y genera aproximadamente 20,000 lbf-pie [27.12 J] de esfuerzo
de torsión además del esfuerzo de torsión generado en la superficie por el equipo de perforación.
Los cojinetes y la transmisión de cualquier
RSS transfieren el esfuerzo de torsión desde el
rotor y el estator a la unidad de control. El sistema PowerDrive vorteX incluye cojinetes más
grandes que transmiten mayor esfuerzo de torsión y carga del rotor a la barrena. Un adaptador
de filtro impide que los detritos del fluido de circulación entren en contacto con la unidad de
control e interfieran con la operación confiable
de la herramienta.
La unidad de control y la sección direccional
establecen la trayectoria de la perforación. Las
diversas opciones de estabilización disponibles
permiten a los ingenieros adaptar el BHA a la
respuesta direccional deseada.
Dadas estas poderosas adaptaciones, no
resulta sorprendente que aproximadamente un
90% de los despliegues del sistema PowerDrive
vorteX concretados hasta la fecha involucren
aplicaciones de perforación en base al desempeño, en las que los ingenieros procuran lograr
velocidades de penetración más elevadas,
mediante la utilización de la potencia excepcionalmente alta del sistema.
En aproximadamente un 5% de los despliegues, el sistema PowerDrive vorteX resulta
conveniente porque el bajo esfuerzo de torsión,
la velocidad de rotación restringida o las bombas
de circulación pequeñas, limitan las capacidades
del equipo de perforación. El sistema también es
útil para limitar el desgaste de la tubería de
revestimiento, mediante la reducción de la velocidad de rotación de superficie del equipo de
perforación, a la vez que permite que la sección
de potencia de fondo rote la barrena. El contacto
mínimo entre la herramienta rotativa direccional y la pared del pozo también reduce el
desgaste de la tubería de revestimiento.
El sistema se destaca además en lo que respecta a las aplicaciones de manejo de choques
en las que los perforadores se esfuerzan por
aumentar la eficiencia. Por ejemplo, en la
barrena pueden producirse efectos de atascamiento/deslizamiento que hacen que ésta se
atore momentáneamente antes de desconectarse. La minimización de éstos y otros efectos
que tienden a demorar el proceso de perforación
y dañan el BHA mejora la eficiencia.
El problema de atascamiento mecánico involucra la sarta de perforación entera, no sólo la
barrena. La disponibilidad de una herramienta que
tiene mínimo contacto con las paredes del pozo
reduce la probabilidad de atascamiento mecánico,
pero la buena limpieza del pozo es clave para evitar el atascamiento mecánico. La utilización del
sistema PowerDrive vorteX reduce los riesgos de
atascamiento porque todo rota como mínimo a la
misma velocidad que la columna de perforación.3
Además de contar con los atributos de
desempeño típicos de un RSS—por ejemplo, elevada velocidad de penetración, alta eficiencia y
excelente control direccional—el sistema
Oilfield Review
0
LAM 21/107
LAM 21/108
LAM 21/109
500
1,000
Profundidad medida, m
1,500
Sección de 121⁄4 pulgadas
2,000
2,500
Sección de 81⁄2 pulgadas
3,000
3,500
4,000
Sección de 6 pulgadas
4,500
5,000
0
5
10
15
20
25
35
30
40
45
50
55
60
65
70
75
80
Número de días
> Perforación más rápida en el Mar Caspio. Las operaciones de perforación
de desarrollo llevadas a cabo con el sistema PowerDrive vorteX en el campo
LAM permitieron ahorrar varios días de tiempo de equipo de perforación. El
pozo LAM 21/107 (curva negra) fue perforado con un motor de fondo convencional. El RSS motorizado utilizado para la sección de 81⁄2 pulgadas del pozo
LAM 21/108 (curva verde) y para las secciones de 121⁄4 y 81⁄2 pulgadas del pozo
LAM 21/109 (curva roja) perforó más rápidamente que el PDM convencional
utilizado en el pozo LAM 21/107.
PowerDrive vorteX optimiza el desempeño de las
barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en inglés).4 El mayor
esfuerzo de torsión permite la utilización de
barrenas más agresivas, aumentando aún más
las velocidades de penetración.
Prevención del atascamiento
diferencial en el Mar Caspio
Los sistemas rotativos direccionales de avanzada
están desempeñando un rol clave para la compañía Dragon Oil Plc. en el redesarrollo del campo
LAM situado en el bloque Cheleken del área
marina de Turkmenistán, en el Mar Caspio. Este
campo fue desarrollado inicialmente mediante la
utilización de tecnología de perforación rusa en
la década de 1980. Dragon Oil comenzó el redesarrollo del campo con perforación de pozos de
relleno en el año 2001 y recientemente perforó
cuatro pozos como parte de un programa de perforación continua iniciado en noviembre de 2003.
Los pozos en forma de S son perforados desde
la plataforma de producción LAM 21 para acceder a las reservas de petróleo del yacimiento Red
Series, que comprende areniscas y arcilitas interestratificadas del Mioceno tardío al Plioceno
temprano. Schlumberger fue seleccionada para
proveer servicios de perforación direccional,
Primavera de 2005
mediciones durante la perforación (MWD, por sus
siglas en inglés), adquisición de registros durante
la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) y
obtención de registros con cable para los pozos
de desarrollo. Las operaciones de perforación
llevadas a cabo en el bloque Cheleken, normalmente requieren condiciones de sobrebalance de
alta presión en la parte superior de cada sección
de pozo cuando la sección se aproxima a la profundidad total. Esto se debe en gran medida a la
naturaleza sobrepresionada y al espesor del
yacimiento. Por lo tanto los problemas de atascamiento diferencial son comunes.
Para el segundo de los cuatro pozos de desarrollo, el pozo LAM 21/107, Dragon Oil seleccionó
un arreglo de perforación direccional convencional con un motor de fondo. Los arreglos de
perforación direccional tienden a producir incremento angular en el yacimiento Red Series, de
manera que el personal de perforación decidió
reducir el peso sobre la barrena para controlar
mejor la trayectoria del pozo. Esta reducción del
WOB redujo la ROP, lo que a su vez incrementó el
riesgo de atascamiento diferencial especialmente
durante la perforación en modo de deslizamiento.
Finalmente, ante la potencial ocurrencia de problemas de atascamiento diferencial, se puso fin a
las operaciones de deslizamiento. Por otra parte,
la tendencia natural del pozo a desviarse a razón
de 3°/30 m [3°/100 pies] durante la perforación,
creaba una desviación de la trayectoria del pozo
que superaba las tolerancias preestablecidas.
Dragon Oil invitó a Schlumberger a optimizar
el procedimiento de perforación para los tres
pozos siguientes. Los ingenieros de Schlumberger
propusieron la utilización del sistema PowerDrive
vorteX para aliviar varios problemas. En primer
lugar, el RSS motorizado mantendría las velocidades de rotación elevadas especificadas por
Dragon Oil. Las velocidades de penetración más
altas y la consiguiente reducción de los días de
perforación limitarían el desgaste de la tubería
de revestimiento en los tramos superiores de los
pozos. Finalmente, la utilización de un sistema de
perforación completamente rotativo reduciría
considerablemente el potencial de atascamiento
diferencial mediante la eliminación de la perforación en el modo de deslizamiento.
En el tercer pozo, el pozo LAM 21/108,
Dragon Oil perforó 772 m [2,533 pies] de pozo
de 81⁄2 pulgadas en 66 horas utilizando el sistema
PowerDrive vorteX. Comparativamente, un arreglo de motor de desplazamiento positivo
estándar (PDM, por sus siglas en inglés) habría
requerido aproximadamente 10 días para perforar este tramo (izquierda).
Además de la elevada velocidad de penetración, el RSS motorizado mantuvo la verticalidad
en un tramo de pozo de 600 m [1,970 pies] a través del yacimiento, teniendo un 90% del pozo
menos de 0.5° de inclinación. Los pozos son planificados habitualmente con una trayectoria
vertical o de bajo ángulo a través del yacimiento
para minimizar los problemas de estabilidad del
pozo. En el pozo LAM 21/108, la utilización del
sistema PowerDrive vorteX posibilitó un ahorro
de aproximadamente siete días de tiempo de
equipo de perforación.
El sistema PowerDrive vorteX también fue
desplegado en el cuarto pozo perforado desde la
plataforma LAM, el pozo LAM 21/109. En este
pozo, la velocidad de penetración fue de 204 m/d
[669 pies/D] en el tramo de 121⁄4 pulgadas y de
175 m/d [574 pies/D] en el tramo de 81⁄2 pulgadas. En este caso, el RSS motorizado permitió
ahorrar aproximadamente nueve días de tiempo
de equipo de perforación.
Dragon continuará con su programa de perforación en la plataforma LAM 10 y proyecta
basarse en los beneficios obtenidos durante la
3. Los componentes del arreglo de fondo de pozo debajo de
la sección de potencia rotan a una velocidad equivalente
a la suma de la velocidad de la columna de perforación y
la velocidad rotativa de superficie.
4. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith
R y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no.
3 (Invierno de 2001): 38–63.
7
10
200
300
8
Días
500
600
Profundidad vertical verdadera, m
11.1
Días
Ahorro en términos de costos
8.8
8
400
700
Desarrollo de un campo maduro en Egipto
Belayim Petroleum Company (Petrobel), una
unión transitoria de empresas entre Eni y Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC), ha
estado utilizando la tecnología PowerDrive vorteX con el fin de suministrar más energía y
suficiente velocidad de rotación para perforar
las vetas duras de anhidrita del campo maduro
Belayim Marine ubicado en el área marina de
Egipto, en el Golfo de Suez. Este campo petrolero descubierto en el año 1961 está integrado
por areniscas y lutitas interestratificadas que
han planteado diversos desafíos durante la construcción de sus pozos, tales como severas
pérdidas de lodo y problemas de atascamiento
diferencial y el daño de formación que se puso
de manifiesto durante la producción.5
Durante el curso de los 40 años de desarrollo
y producción de este campo petrolero, Petrobel
desplegó numerosas tecnologías de avanzada
para mejorar la producción, incluyendo la optimización de las tecnologías de fluidos de
perforación, barrenas de perforación y emplazamiento de pozos, análisis del sistema de
producción NODAL, operaciones de estimulación y redisparos.6
Recientemente, el operador perforó varios
pozos direccionales nuevos para drenar el
campo en forma más eficaz. La clave para la
incorporación de pozos nuevos consiste en realizar su construcción dentro de las restricciones
económicas del campo. Para satisfacer los objetivos técnicos y financieros de los pozos,
Petrobel seleccionó la tecnología PowerDrive
vorteX. Antes de perforar los pozos, los ingenieros simularon el desempeño de un motor para
circular el lodo convencional y del sistema
PowerDrive vorteX y determinaron que el RSS
motorizado incrementaría la ROP en más de un
123%, en comparación con el motor para circular
el lodo. Estas operaciones, que se iniciaron en
enero de 2003, constituyeron el primer despliegue de la tecnología PowerDrive vorteX en
Egipto, y el RSS motorizado demostró ser vital
en la prevención de problemas de atascamiento/deslizamiento.
En el pozo 113M-86, cuyo objetivo era el
petróleo de la formación Kareem, la utilización
del sistema PowerDrive vorteX permitió un aho-
1,200
12
0
100
6
800
600
600
5.6
5.0
468
4
800
300
2
900
1,000
400
272
200
1,000
0
1,100
113M-86
113M-03
1,200
BM-35
113M-55
Ahorro en términos de costos, US$ 1,000
perforación de los pozos de redesarrollo de la
plataforma LAM 21. Los sistemas PowerDrive
vorteX se utilizarán en las secciones de pozo de
121⁄4 y 81⁄2 pulgadas. La introducción de mejoras
adicionales en el equipo de perforación y en la
columna de perforación podría permitir incluso
la aplicación de la tecnología PowerDrive vorteX
en secciones de pozo de 6 pulgadas.
0
Pozo
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
2,000
2,100
2,200
2,300
0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 1,100 1,200
Sección vertical, m
Azimut = 215.65° Origen = O N/S, O E/O
> Perforación direccional en el campo Belayim Marine. El pozo 113M-86 en forma de S perteneciente
a Petrobel (extremo inferior) alcanzó una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés)
de 2,730 m [8,960 pies], justo por debajo de la formación productiva Kareem. En los cuatro pozos perforados con el sistema PowerDrive vorteX, Petrobel estimó que el sistema permitía ahorrar más de
cinco días de equipo de perforación por pozo con un ahorro total de US$ 272,000 a US$ 600,000 por
pozo (extremo superior).
rro de más de 10 días de tiempo de equipo de
perforación—un total de US$ 600,000. La ROP
fue 47% más elevada que el mejor valor de
desempeño registrado previamente en el campo.
Además, el tramo de 121⁄4 pulgadas fue perforado
en un solo viaje y la trayectoria se ajustó estrechamente al plan. El RSS motorizado permitió
un ahorro de al menos cinco días de equipo de
perforación por pozo en otros tres pozos
(arriba). En base a estos resultados, Petrobel
tiene previsto utilizar el sistema PowerDrive vorteX en el futuro.
Perforación de tramos laterales largos en
capas con echados pronunciados
En un campo del área de pie de monte de
Alberta, Canadá, un operador está perforando
pozos horizontales largos que producen gas. El
plan para uno de esos pozos consistió en perforar
fuera de la zapata de la tubería de revestimiento
de superficie con un arreglo capaz de aumentar la
inclinación hasta 15°, a razón de 1.0°/30 m, y
luego perforar una sección tangencial de 2,260 m
[7,415 pies] a través de formaciones con echados
pronunciados.
Para perforar la sección de incremento angular y la sección tangencial en forma más eficaz,
Schlumberger propuso la utilización del sistema
PowerDrive vorteX en combinación con el sistema
de herramientas MWD de diámetro reducido, de
tercera generación, SlimPulse. Si bien las velocidades de penetración más elevadas logradas con
un RSS motorizado representaban una consideración importante, la compañía operadora también
quería un sistema capaz de mantener la trayectoria deseada a través de las capas con echados
pronunciados sin perforar en el modo de deslizamiento como sucede con un arreglo PDM
convencional. Además, la compañía quería mantener las rotaciones en superficie entre 30 y 60 rpm
para minimizar el desgaste de la tubería de revestimiento causado por la rotación.
El sistema PowerDrive vorteX proporcionó
una transferencia de peso a la barrena de perforación más eficiente y permitió el empleo de un
diseño de barrena mucho más agresivo, aumentando la velocidad de penetración (próxima
página, arriba).
Este sistema RSS motorizado posibilitó diversas alternativas de ahorro de tiempo y dinero.
Oilfield Review
Sistema PowerDrive vorteX
PDM convencional
0
500
Profundidad medida, m
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
0
10
20
30
40
Tiempo, días
50
60
70
> Desempeño de la perforación direccional. Esta gráfica de tiempo en función
de la profundidad compara las carreras del sistema PowerDrive vorteX
(negro) con una de las operaciones de perforación más rápidas llevadas a
cabo con un motor PDM convencional (dorado) en el área de pie de monte.
El sistema RSS permitió un ahorro de aproximadamente 12 días de tiempo de
perforación cuando alcanzó el final de la larga sección tangencial.
Las velocidades de penetración más elevadas
permitieron ahorrar 12 días de tiempo de equipo
de perforación, valuados en más de 400,000 dólares canadienses. El sistema RSS motorizado
produjo un pozo más suave que el obtenido con
un motor de fondo y permitió bajar la tubería de
revestimiento en forma rápida y sencilla (abajo).
> Pozos con trayectorias más suaves perforados
con el sistema RSS motorizado. Las imágenes de
densidad de las formas de pozos obtenidas con
el sistema de Densidad-Neutrón Azimutal
adnVISION confirman que un pozo perforado con
un motor PDM (extremo superior) muestra mucha
más tortuosidad que el pozo suave perforado con
el sistema PowerDrive vorteX (extremo inferior).
Primavera de 2005
Comparado con la experiencia en los pozos
vecinos, este pozo requirió 56 horas menos de
ensanchado.
Al igual que en muchas operaciones de campos petroleros exitosas, la utilización de una sola
herramienta no es el único factor de aporte. En
este caso, la planeación cuidadosa, el diseño
óptimo de los arreglos de fondo de pozo y el trabajo en equipo realizado en la oficina también
incidieron en el resultado positivo.
Futuro de la perforación rotativa direccional
El sistema PowerDrive vorteX combina una sección de potencia integrada con un BHA que rota
al menos a la misma velocidad que la sarta de
perforación. Los consiguientes aumentos de la
ROP resultan especialmente valiosos en las
áreas donde las velocidades de perforación son
altas, si bien esta tecnología también proporciona un incremento vital del desempeño en
entornos operacionales de menor costo cuando
las capacidades del equipo de perforación limitan el desempeño de la perforación. El sistema
PowerDrive vorteX extiende las capacidades de
otros sistemas rotativos direccionales ya que
permite la perforación de pozos complicados en
objetivos definidos estrictamente, dentro de formaciones que son duras, inestables o profundas
o que combinan todas estas características.7
Es probable que el desarrollo de sistemas
rotativos direccionales adicionales continúe a
un ritmo acelerado. Como se describe en este
artículo, el sistema PowerDrive vorteX, desplegado por primera vez en el año 2001 como una
herramienta de 9 pulgadas para la perforación
de pozos de 121⁄4 pulgadas y posteriormente desplegado en el año 2003 con componentes
totalmente integrados, ya está disponible como
un sistema de 63⁄4 pulgadas para perforar pozos
de 81⁄2 pulgadas.
Se encuentra en desarrollo un motor de perforación de alto rendimiento para ser integrado
con los sistemas PowerDrive vorteX, que posee
una capa delgada de elastómero extendida sobre
metal para mantener una forma más consistente
que el elastómero solo, independientemente de
la presión de fluido existente dentro del motor.
Esto permite que el nuevo motor transmita efectivamente un WOB aún mayor desde la superficie
para lograr una perforación más rápida y más eficiente. No obstante, el nuevo motor requerirá un
equipo de perforación regulado para una presión
más alta y bombas capaces de manipular los
volúmenes de recortes producidos a velocidades
de penetración más elevadas.
Además de los esfuerzos de investigación y
desarrollo de Schlumberger, BP, Shell y Statoil
están proporcionando fondos para el desarrollo
de un sistema rotativo direccional de diámetro
súper reducido, basado en la tecnología
PowerDrive vorteX (véase “Tecnología rotativa
direccional: Drilling the Limit,” página 1).8 Los
responsables del desarrollo de tecnología están
demostrando ser tan implacables como los ingenieros de perforación a la hora de extender los
límites de la tecnología.
—GMG
5. Elshahawi H, Siso S, Samir M y Safwat M: “Production
Enhancement in the Belayim Fields: Case Histories,” artículo de la SPE 68688, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático de
la SPE, Yakarta, 17 al 19 de abril de 2001.
Eissa WM: “Optimizing Drilling Parameters Enhances
Horizontal Drilling Performance,” artículo de las
IADC/SPE 72881, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de
las IADC/SPE, Bahrain, 22 al 24 de octubre de 2001.
6. Herramienta analítica utilizada en la predicción del
desempeño de los diversos elementos que componen el
sistema de terminación y producción. El análisis NODAL
se emplea para optimizar el diseño de las terminaciones
de pozos a fin de que se adecuen a la productividad del
yacimiento y para detectar las restricciones o límites
presentes en el sistema de producción e identificar cualquier forma de mejorar la eficiencia de la producción.
7. Para análisis más extensos de las tecnologías y las aplicaciones RSS, consulte Ghiselin D: “Steering Technology
Takes a Leap,” Hart’s E&P 76, no. 10 (Octubre de 2003): 79.
Hartley F: “Rotary Steerable Systems Provide Advantages, Opportunities,” Offshore 64, no. 4 (Abril de 2004): 66,
67–70, 72, 74.
8. “Working Together To Solve Problems,” en The New Age
of Drilling: From Art To A Science, un suplemento de
Hart’s E&P. Houston: Hart Energy Publishing LLP
(Febrero de 2004): 16.
9
Nuevas aplicaciones para los
surfactantes viscoelásticos
Slaheddine Kefi
Cambridge, Inglaterra
Los desarrollos introducidos recientemente en materia de surfactantes viscoelásti-
Jesse Lee
Timothy L. Pope
Phil Sullivan
Sugar Land, Texas, EUA
nuevos y desafiantes. Desde las operaciones de terminación hasta las operaciones
cos han permitido expandir la aplicación de estos materiales únicos a ambientes
de estimulación de pozos, los sistemas de surfactantes viscoelásticos están mejorando la productividad de los pozos y la recuperación de hidrocarburos.
Erik Nelson
Consultor
Houston, Texas
Ángel Núñez Hernández
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)
Barinas, Venezuela
Tom Olsen
Denver, Colorado, EUA
Mehmet Parlar
Rosharon, Texas
Brian Powers
BP
Bakú, Azerbaiján
Alistair Roy
Allan Wilson
BP
Aberdeen, Escocia
Alan Twynam
BP
Sunbury, Inglaterra
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Curtis Boney, Ernie Brown, Steve Davies y
George Hawkins, Sugar Land, Texas, EUA; Jorge González y
Arthur Milne, Caracas, Venezuela; Satyaki Ray, Calgary,
Alberta, Canadá; y David Schoderbek, Burlington Resources
Canadá, Calgary.
ClearFRAC, ClearPAC, CoalFRAC, FMI (herramienta de
generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura
Total), FracCADE, NODAL, OilSEEKER y PERMPAC son marcas de Schlumberger. Alternate Path es una marca de
ExxonMobil Corp.; la licencia de esta tecnología ha sido
otorgada exclusivamente a Schlumberger. FANN es una
marca de Fann Instrument Company.
10
Los objetos diminutos pueden tener un impacto
desproporcionado sobre los esfuerzos de gran
escala. Una gota de tinta puede oscurecer todo
un vaso de agua, mientras que la fisión de un
átomo causa una liberación significativa de energía. Las micelas—estructuras microscópicas de
agua ligadas por surfactantes—resultan indistintas a simple vista, pero un volumen pequeño de
las mismas, es suficiente para mejorar la eficiencia y efectividad de las operaciones de
estimulación de pozos.1
Los surfactantes se utilizan en muchas operaciones de campos petroleros, tales como las
operaciones de perforación y estimulación de
pozos.2 Antes de 1950, en los tratamientos de
estimulación se utilizaban mezclas inflamables
de napalm y gasolina para crear fluidos viscosos
capaces de iniciar y propagar una fractura
hidráulica.3 En la década de 1950, los ingenieros
creían que la introducción de agua en un yacimiento durante la ejecución de un tratamiento
de fracturamiento hidráulico producía daño de
formación, de manera que los pozos eran estimulados con aceites viscosos o aceites gelificados.
Los investigadores descubrieron posteriormente que los fluidos de fracturamiento
hidráulico a base de agua no eran tan perjudiciales para la producción como creían en un
principio. En la década de 1960, los ingenieros se
volcaron a las soluciones viscosas de goma guar, o
de derivados de la goma guar, en salmuera.4
En la década de 1970, la industria de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés)
experimentó un incremento de las operaciones
de estimulación por fracturamiento al tener que
explotar yacimientos menos permeables. Para
estimular pozos más profundos y con temperaturas más elevadas en estos yacimientos, los
ingenieros necesitaban fluidos de fracturamiento
más viscosos y con más estabilidad térmica. En
respuesta a esas demandas, los científicos desarrollaron una nueva generación de fluidos de
fracturamiento a base de polímeros. Con mucha
frecuencia, los polímeros a base de goma guar se
reticulaban con iones de borato, circonato o titanato para generar fluidos de alta viscosidad.5
La década de 1980 fue testigo de los avances
introducidos en las técnicas de evaluación de
daños de formación en el laboratorio y de la
mayor concientización acerca del daño producido en la permeabilidad de las fracturas por los
fluidos de fracturamiento a base de polímeros.
Para minimizar el deterioro de la conductividad
de la fractura inducido por el polímero, los ingenieros comenzaron a utilizar fluidos de
fracturamiento energizados, lo que permitió disminuir la concentración de polímero requerida
hasta en un 50%. El daño de formación producido por el polímero residual se redujo,
agilizándose la limpieza de los pozos y mejorando su productividad.
El paso siguiente tuvo lugar en la década de
1990, cuando los científicos desarrollaron fluidos
de fracturamiento acuosos, libres de polímeros,
basados en la tecnología de surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés). Desde la
primera generación de sistemas de fluidos VES,
esta tecnología ha evolucionado considerablemente. Las nuevas adaptaciones químicas mejoran
el desempeño y han sido utilizadas para enfrentar
una amplia variedad de ambientes de perforación y crear aplicaciones totalmente nuevas.
Oilfield Review
En este artículo, repasamos la evolución de la
química de los fluidos VES en el campo petrolero
durante la última década, en que dejó de ser una
tecnología relativamente desconocida para convertirse en tecnología de uso corriente. Algunos
ejemplos de campo de América del Sur, América
del Norte, el Mar del Norte y el Mar Caspio,
demuestran cómo estos novedosos materiales
ayudan a los ingenieros a optimizar el desempeño
de sus activos de petróleo y gas y a mejorar la
recuperación de hidrocarburos.
1. Las estructuras micelares se refieren a una agregación
coloidal de moléculas anfipáticas que se dan a una concentración micelar crítica bien definida.
2. 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.
3. Chase et al, referencia 2.
4. La goma guar es un polisacárido hidrofílico que se
obtiene de la semilla de la planta de guar (Planta leguminosa que crece en Pakistán y en la India). Altamente
dispersable en agua y en salmueras de diverso tipo,
puede ser reticulado con bórax y otros compuestos para
generar alta resistencia de gel para los sólidos en suspensión, tales como la arena y otros apuntalantes. Se
Primavera de 2005
Desde el principio
En 1983, Dow Chemical Company introdujo una
familia de surfactantes posteriormente conocidos como VES.6 Estos surfactantes se utilizaban
como densificantes en los productos de consumo, tales como decolorantes, detergentes
líquidos para el lavado de vajilla y cosméticos.
Su intrigante desempeño condujo a los ingenieros del Centro de Tecnología de Dowell en Tulsa,
ahora Schlumberger, a explorar diversas formas
de aplicar la tecnología VES en la industria del
petróleo y el gas.
utiliza comúnmente en fluidos de fracturamiento para
crear la viscosidad requerida. Tiene baja estabilidad térmica, es sensible al pH y está sujeta a fermentación
bacteriana.
5. Ely JW: Stimulation Engineering Handbook. Tulsa:
PennWell Publishing Company (1994): 79–97.
6. Chase et al, referencia 2.
11
Condiciones estáticas
Grupo de cabezas
hidrofílicas
Grupo de colas
hidrofóbicas
> El nivel molecular. Los surfactantes viscoelásticos exhiben una estructura
de cabezas hidrofílicas bien definida (derecha) adosada a una sección de
cola articulada con un extremo hidrofóbico (izquierda). Cuando se dispersan
en soluciones de salmuera específicas, las secciones de cola se asocian
formando finalmente una estructura micelar vermicular o vermiforme.
Los surfactantes son compuestos cuyas
estructuras moleculares contienen tanto grupos
hidrofílicos (que atraen el agua) como grupos
hidrofóbicos (que repelen el agua). La mayoría
de los surfactantes consisten de un grupo con
cabezas hidrofílicas y un grupo con colas hidrofóbicas (arriba). Cuando se agregan a un fluido
acuoso, las moléculas de surfactante se combinan para formar estructuras que se conocen con
el nombre de micelas. Las colas hidrofóbicas de
las micelas se asocian para formar un núcleo
rodeado de cabezas hidrofílicas que aíslan las
colas del contacto con el agua. Típicamente, las
micelas tienen forma esférica.
En el caso de los surfactantes VES, cuando
ciertas sales están presentes en el fluido acuoso
dentro de un rango de concentración particular,
las micelas adoptan una estructura tipo barra
(bastoncillos), similar a las fibras de polímeros
(arriba, a la derecha). Estas micelas tipo barra
se entrecruzan, se desarrolla el comportamiento
viscoelástico y se obstaculiza el movimiento del
0.1 micrón
> Micrografía de las micelas. A través de un microscopio electrónico de barrido ambiental, se observa que las moléculas VES dispersas en una solución
acuosa se asocian, forman estructuras tipo barra y se entrecruzan, generando finalmente viscosidad.
12
Dirección del flujo
Condiciones dinámicas
> Efectos quimiomecánicos y viscoelasticidad.
Cuando se mezclan con soluciones salinas a la
concentración correcta, los materiales VES forman micelas de tipo barra que se entrecruzan
bajo condiciones estáticas (extremo superior),
impartiendo así viscosidad al fluido y elasticidad
a los pseudosólidos. Si se exponen a la energía
de corte, tal como la proporcionada con el bombeo de los fluidos, por baja que ésta sea, las
micelas se desasocian de inmediato (extremo
inferior). La elasticidad y la viscosidad
disminuyen.
fluido (izquierda). Se produce un significativo
aumento de la viscosidad y se desarrolla el comportamiento elástico de los pseudosólidos.7
Cuando las micelas son desasociadas por la
energía de corte, el comportamiento reológico de
los fluidos VES es similar al del agua, o casi
Newtoniano; sin embargo, la viscosidad y el comportamiento elástico se recuperan cuando se
elimina la energía disruptiva (próxima página,
arriba). Las propiedades quimiomecánicas únicas que crean la viscosidad de los fluidos VES se
prestan fácilmente a la fluidificación por
esfuerzo de corte, la suspensión estática, los
bajos requerimientos de energía de transición de
condiciones estáticas a condiciones dinámicas y
la alta eficiencia del transporte de partículas.
Los fluidos VES requieren menos energía para
ser bombeados que los fluidos a base de polímeros más convencionales, lo que reduce
efectivamente los requerimientos energéticos de
las bombas en la localización del pozo.
La viscosidad de los fluidos VES puede disminuir con la temperatura. No obstante, el aumento
de la concentración de surfactante o el ajuste de
Oilfield Review
7. El término pseudosólido describe los materiales que
desarrollan estructuras de gel altamente viscosas, que
pueden exhibir un comportamiento elástico y que requieren poca energía para reducir el gel a líquido.
8. Los surfactantes catiónicos son agentes activos en
superficie típicamente compuestos de sales aminas grasas. Poseen una carga positiva neta y son estables a lo
largo de una gama de niveles de pH y en varias soluciones salinas.
9. Parlar M, Nelson EB, Walton IC, Park E y DeBonis VM:
“An Experimental Study on Fluid-Loss Behavior of
Fracturing Fluids and Formation Damage in High
Permeability Porous Media,” artículo de la SPE 30458,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.
Primavera de 2005
Perfil de viscosidad a 24°C [75°F]
Régimen de flujo
Tubulares
y disparos
Formación y fractura
100,000
Viscosidad, cp
2.5% de surfactante viscoelástico
40 lbm/1000 gal de
hidroxietilcelulosa
10,000
1,000
100
10
0.01
0.1
1
10
Tasa de corte, s-1
100
1,000
> Mejoramiento de la viscosidad. Si se comparan con los sistemas de fluidos
de fracturamiento hidráulico convencionales, como los sistemas a base de
hidroxietilcelulosa (HEC) (azul), los sistemas VES (curva roja) proveen una
viscosidad más alta a las tasas de corte experimentadas durante el fracturamiento (izquierda), mientras que la viscosidad provista es similar a las tasas
de corte más bajas que son habituales en los tubulares y en los disparos
(derecha).
Referencias ClearFRAC HT
300
500
450
250
400
350
Temperatura
5% de ClearFRAC HT
4% de ClearFRAC HT
300
250
200
150
200
100
150
100
Temperatura, °F
Viscosidad aparente, cp a 100 s-1
la concentración de sales puede reducir esta fluidificación relacionada con la temperatura. A
diferencia de los sistemas poliméricos convencionales, la viscosidad de los fluidos VES no se
degrada con el tiempo y resulta predecible y fácil
de modelar, combinando simplicidad operativa
con un diseño de fluido eficiente y eficaz (derecha, al centro).
Los primeros experimentos de laboratorio
demostraron que la viscosidad de los fluidos VES
se rompe fácilmente a través del contacto con los
hidrocarburos o se diluye por acción del agua de
formación. El petróleo o el condensado producido alteran el medio eléctrico del fluido, lo que
hace que la forma de las micelas se revierta
pasando de barras a esferas (derecha, abajo). La
viscosidad del fluido se reduce porque las micelas, ahora esféricas, ya no se pueden entrecruzar.
Alternativamente, cuando los fluidos VES son
diluidos por el agua de formación, la concentración de surfactante finalmente se reduce hasta
alcanzar un nivel en el que la cantidad de micelas presentes es insuficiente para que se
entrecrucen y la viscosidad se pierde. A menudo
se realizan pruebas de laboratorio simples para
confirmar la compatibilidad de los fluidos VES
con los hidrocarburos producidos específicos.
A comienzos de la década de 1990,
Schlumberger aplicó por primera vez la química
VES en el fluido de empaque de grava con surfactantes viscoelásticos PERMPAC. Nuevo en el
campo petrolero, este surfactante catiónico
logró viscosificar las salmueras comunes utilizadas en las operaciones de terminación de
pozos—cloruro de potasio, cloruro de amonio,
cloruro de calcio o bromuro de calcio—para
poner en suspensión y transportar la grava.8 La
concentración de los fluidos VES oscilaba entre
2.5 y 6% por volumen, dependiendo de la temperatura de pozo prevista.
A diferencia de los fluidos de empaque de
grava basados en viscosificadores poliméricos,
tales como la goma guar o la hidroxietil celulosa
(HEC), los fluidos VES dejan pocos residuos, lo
que reduce significativamente el daño del empaque de grava.9
50
50
0
0
0
20
40
60
80
Tiempo, minutos
100
120
140
> Viscosidad a través del tiempo. Los fluidos de fracturamiento sin polímeros
ClearFRAC poseen suficiente viscosidad para los tratamientos de fracturamiento y otras aplicaciones a temperaturas de hasta 135°C [275°F]. Si se expone a
temperaturas elevadas en pruebas de laboratorio, el fluido ClearFRAC HT
muestra poca pérdida de viscosidad con el tiempo. Los picos de viscosidad
que aparecen a los 25, 58, 92 y 125 minutos son transformaciones artificiales
del proceso de prueba.
+
Micelas vermiformes
o vermiculares
Rompedor o
contacto con el
hidrocarburo líquido
=
Micelas esféricas
> Ruptura de la viscosidad. Los fluidos VES pueden perder su viscosidad de
diversas maneras. Al entrar en contacto con rompedores, agua de formación
o hidrocarburos líquidos, las micelas pierden su forma de barra, colapsando
para formar esferas. Una vez que esto ocurre, las micelas ya no pueden
entrecruzarse y la viscosidad se pierde siendo en general irrecuperable.
13
Beneficiosos para el medio ambiente
Desde el comienzo, los fluidos de fracturamiento
y empaque de grava VES permitieron mejorar el
desempeño del pozo. A partir de su éxito inicial,
estos fluidos siguieron evolucionando. Para fines
de la década de 1990, la búsqueda de nuevas
reservas de petróleo y gas condujo a los operadores a perforar y terminar pozos en áreas más
desafiantes y más sensibles desde el punto de
vista ambiental.
Los fluidos VES introducidos a comienzos de
la década de 1980 se basaban en la química de
los surfactantes catiónicos. Si bien son efectivos
tanto desde el punto de vista operativo como en
términos de costos, y resultan aceptables desde
la perspectiva medioambiental en la mayoría de
las localizaciones terrestres, los surfactantes
catiónicos no siempre pueden ser descargados en
ambientes marinos.
Para encarar los problemas de descarga, los
ingenieros y científicos de Schlumberger comenzaron a desarrollar surfactantes viscoelásticos no
catiónicos. A comienzos del año 2000, los investigadores habían descubierto nuevos surfactantes
aniónicos capaces de satisfacer tanto las demandas ambientales como las demandas funcionales.10
El resultado, es decir el fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC EF,
permitió mejorar el desempeño en ciertas situaciones proporcionando al mismo tiempo un
fluido que podía ser descargado en áreas sensibles desde el punto de vista ambiental, tales
como la región del Lago de Maracaibo en Venezuela.
14
160
600
140
500
120
100
400
80
300
Tasa de corte, rpm
Esfuerzo de corte, lbm/100 pies2
200
60
Viscosidad,cp
Temperatura,°F
40
100
Temperatura, °F
Tasa de corte, rpm
Viscosidad, cp
Ruptura por cizalladura, lbm/100 pies2
Perfil reológico del fluido ClearFRAC EF
700
20
0
0
0
5
10
15
20
25
Tiempo, min
30
35
40
> Asegurando la viscosidad en el Lago de Maracaibo. Los ingenieros evaluaron el desempeño reológico del fluido de fracturamiento ClearFRAC EF en las
pruebas de laboratorio utilizando un reómetro FANN 50. Las pruebas dieron
seguridad a los ingenieros en cuanto al potencial desempeño satisfactorio
del fluido. La viscosidad del fluido (azul) se mantuvo estable a pesar del
incremento de la temperatura, que pasó de temperatura ambiente a 65°C
[150°F]. Transcurridos siete minutos de la prueba, un cambio en la tasa de
corte (anaranjado) produjo una variación de la viscosidad. Una vez reducida
la tasa de corte, la viscosidad volvió a sus valores normales a lo largo de
toda la prueba de 40 minutos de duración. El mantenimiento de la estabilidad
de la viscosidad durante el calentamiento del fluido simplifica la ingeniería de
fracturamiento. A diferencia de los fluidos a base de polímeros que pierden
viscosidad con el incremento de la temperatura, la eficiencia de transporte
de apuntalante de los fluidos VES no varía con el recalentamiento del fluido
durante el bombeo.
Ancho de
la fractura
Curva de contorno correspondiente
a la concentración de apuntalante
3,850
< 0 laa
0 laa
0.0 a 2.2 laa
3,900
Profundidad, pies
Con el tiempo, el surfactante PERMPAC fue
utilizado en aplicaciones de fracturamiento constituyendo la base para el desarrollo subsiguiente
del fluido de fracturamiento libre de polímeros
ClearFRAC. Sin embargo, las limitaciones de costos y temperatura—60°C [140°F]—impidieron
su uso generalizado en tratamientos de fracturamiento hidráulico.
Schlumberger introdujo el sistema de fluidos
surfactantes ClearFRAC original en el año 1997.
Al igual que los fluidos PERMPAC, el sistema fue
construido en base a la química de los surfactantes catiónicos. El surfactante ClearFRAC
demostró ser estable en salmueras de baja densidad a temperaturas de hasta 93°C [200°F]. Dado
que un alto porcentaje de las operaciones de
fracturamiento tienen lugar a temperaturas de
menos de 200°F, el mercado de los fluidos VES
para tratamientos de fracturamiento era realmente vasto. Además, el surfactante podía
mezclarse continuamente con salmuera y el sistema de fluido resultante podía espumarse, o
energizarse, con nitrógeno [N2].
2.2 a 4.2 laa
4.2 a 6.2 laa
3,950
6.2 a 8.2 laa
8.2 a 10.2 laa
4,000
10.2 a 12.2 laa
12.2 a 14.2 laa
4,050
-1.00 0 1.00 0
Ancho, pulgadas
10
10
>14.2 laa
20
30 40 50 60
Longitud, pies
70
80
90
> Resultados de las operaciones de fracturamiento. La imagen generada por el
software de diseño y evaluación de operaciones de fracturamiento FracCADE
muestra una estimación de la altura y el ancho de la fractura (izquierda). La
fractura se extiende a lo largo de una distancia de aproximadamente 24 m [80
pies] del pozo (derecha). En el Pozo BA-2233, situado en el área del Lago de
Maracaibo, se emplazaron aproximadamente 27,215 kg [60,000 lbm] de apuntalante para fracturamiento. La mayoría de las regiones de la fractura recibieron
más de 14 libras de apuntalante, lo que produjo una conductividad efectiva de
la fractura de 6,019 mD/m [19,746 mD/pie].
En América del Sur, se han perforado y terminado muchos pozos en el Lago de Maracaibo
situado en la porción central norte de Venezuela.
Hoy en día, las descargas provenientes de las
operaciones relacionadas con el petróleo y el gas
se limitan a los productos y materiales que satisfacen estrictas normas ambientales.
Los pozos del Campo Bachaquero, situado en
la región del Lago de Maracaibo, generalmente
producen a partir de areniscas altamente permeables, no consolidadas, de edad Mioceno. En
muchos casos, los tratamientos de estimulación
por fracturamiento hidráulico han demostrado
ser efectivos en lo que respecta al mejoramiento
del desempeño del pozo.
Los ingenieros del laboratorio de soporte de
campo de Schlumberger situado en Las Morochas, Venezuela, evaluaron diversos surfactantes
ClearFRAC, seleccionando finalmente el fluido
ClearFRAC EF por su aceptabilidad medioambiental en ambientes marinos, su baja tendencia
a la formación de emulsiones con el petróleo pro-
Oilfield Review
Retorno de fluidos más diluidos
Los fluidos de fracturamiento cumplen con dos
objetivos fundamentales: en primer lugar, proveer la energía hidráulica que genera y abre una
fractura y, en segundo lugar, emplazar los materiales apuntalantes transportados en la fractura
abierta para mantener una trayectoria conductiva, o conducto, para el flujo lineal hacia el
interior del pozo. Una vez ejecutadas estas
tareas, la presión del pozo cae y el fluido de fracturamiento fluye a la superficie.
En las pruebas de campo, los ingenieros
observaron que, en comparación con los fluidos a
base de polímeros más convencionales, con los
fluidos VES se requerían niveles de viscosidad
significativamente más bajos para transportar y
emplazar el apuntalante en forma eficaz (derecha, arriba). No obstante, en ciertos casos, hasta
niveles de viscosidad mínimos podrían retardar
el flujo de retorno del fluido de fracturamiento
durante la limpieza del pozo.
10. Los surfactantes aniónicos son agentes activos en
superficie que poseen una carga negativa neta.
11. El fracturamiento con control del largo de la fractura consiste en hacer que el apuntalante obture deliberadamente
el extremo de la fractura a través del agotamiento del
colchón. La propagación ulterior de la fractura cesa y la
continuidad del bombeo aumenta el ancho de la fractura.
12. El parámetro de empaque de surfactante es afectado por
las condiciones de la solución tales como temperatura y
concentración de surfactante. También puede ser influenciado por los cambios acaecidos en la longitud de la
cadena micelar y la ausencia de simetría, que producen
un incremento en la curvatura espontánea del surfactante,
determinando finalmente si las moléculas de surfactante
formarán micelas esféricas o micelas cilíndricas.
Primavera de 2005
Viscosidad, cp a 100 s-1
100
35 lbm/1000 gal de fluido
a base de polímeros
Fluido ClearFRAC HT
10
1
0.1
0.01
0.01
0.1
1
Tasa de corte, s-1
100
10
> Polímeros de desempeño destacado. Tanto en evaluaciones de laboratorio
como en evaluaciones de campo, los fluidos ClearFRAC HT mostraron un desempeño superior al de los fluidos a base de polímeros (rojo) en lo que
respecta a eficiencia de transporte. A una tasa de corte baja, los fluidos
ClearFRAC HT proveen viscosidades más altas que los fluidos a base de polímeros (azul–izquierda), mientras que a una tasa de corte más alta (azul–derecha) se observan viscosidades mucho más bajas.
6% de surfactante ClearFRAC en una
solución de cloruro de potasio (KCl)
6% de ClearFRAC en una solución de
cloruro de potasio + 7 ppm* de rompedor
6% de ClearFRAC en una solución de
cloruro de potasio + 10 ppm de rompedor
6% de ClearFRAC en una solución de
cloruro de potasio + 15 ppm de rompedor
300
250
Viscosidad, cp a 100 s-1
ducido localmente y su perfil de viscosidad bajo
las condiciones de fondo de pozo pronosticadas
(página anterior, arriba).
Para mejorar el desempeño del pozo inyector
de vapor BA-2233, los ingenieros llevaron a cabo
una operación de fracturamiento hidráulico
generando una fractura de 15.2 mm [0.6 pulgadas] de ancho (página anterior, abajo). Mediante
la utilización de un fluido portador ClearFRAC
EF, se emplazaron en la formación un poco
menos de 27,215 kg [60,000 lbm] de apuntalante
para fracturamiento de malla 20/40. A los 10
minutos de iniciado el bombeo, o dos minutos
después de que el apuntalante penetrara en los
disparos, se observó el detenimiento del crecimiento longitudinal de la fractura (TSO, por sus
siglas en inglés).11
De acuerdo con el análisis del sistema de producción NODAL, la producción de petróleo con
posterioridad al tratamiento de fracturamiento y
previo a la inyección de vapor sería de aproximadamente 32 m3/d [200 B/D]. La producción real
después del tratamiento de estimulación fue de
33 m3/d [209 B/D], lo que coincide con el pronóstico del análisis NODAL.
200
150
100
50
0
50
100
150
* ppm significa partes por mil
200
Temperatura, °F
250
300
350
> Efectividad de los rompedores VES. La viscosidad de los fluidos ClearFRAC
(azul) puede ser reducida mediante el agregado de compuestos rompedores.
Con mucha frecuencia, los rompedores están encapsulados y entran en contacto con el fluido VES cuando las cápsulas son trituradas durante el período
posterior al fracturamiento. Frente a la exposición a los rompedores encapsulados, la viscosidad del fluido VES (dorado–izquierda) se reduce hasta en
diez veces. Se muestra el desempeño resultante del incremento de la concentración de rompedor con el incremento de la temperatura.
Si se acorta el tiempo requerido para limpiar
un pozo, se puede obtener más rápidamente la
producción comercial. Teniendo en cuenta este
concepto, los responsables del desarrollo de tecnologías comenzaron a investigar la química de
los rompedores de emulsión para los fluidos VES
a fin de posibilitar una reducción de la viscosidad
en sitio en forma controlable y predecible.
La reducción de la viscosidad en las suspensiones VES depende de diversos factores,
incluyendo el medio iónico, la temperatura y los
parámetros de empaques de surfactantes.12 Los
primeros experimentos demostraron que, al igual
que los hidrocarburos producidos, los rompedores químicos hacen que las micelas de los fluidos
VES cambien su forma de barra para convertirse
en esferas, colapsando la estructura micelar
entrecruzada que genera la viscosidad.
Para fines de 1999, los responsables del desarrollo de tecnologías descubrieron una nueva
versión de rompedores de emulsión que podían
encapsularse y mezclarse con los apuntalantes
para ser distribuidos en forma uniforme y efectiva a lo largo de toda la fractura (arriba). En
una operación de fracturamiento típica, una vez
emplazado el apuntalante en la fractura, se eli-
15
Extensión de los límites térmicos
Los ingenieros, científicos y responsables del
desarrollo de tecnologías que aplican fluidos VES
lograron diversos acontecimientos importantes,
incluyendo la aceptación mediombiental y el control de la viscosidad diseñado técnicamente.
Ahora, a medida que los ambientes de perforación
se extienden para incluir condiciones de temperatura, profundidad y presión más extremas, los
sistemas VES también están evolucionando para
satisfacer estos desafíos.
La versatilidad de los surfactantes viscoelásticos hace posible el desarrollo de sistemas de
fluidos para aplicaciones específicas. En Canadá,
se necesitaba un nuevo sistema VES para enfrentar los desafíos de perforación planteados en las
áreas de desarrollo de gas somero del sur de
Alberta (derecha). Las rentabilidades marginales, las estrictas regulaciones ambientales y las
bajas temperaturas de los pozos impusieron
sobre los operadores la necesidad de buscar tecnologías de fluidos de fracturamiento nuevas.
Los ingenieros de Schlumberger respondieron
a esa necesidad desarrollando un fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC LT, un
fluido a base de surfactantes viscoelásticos diseñado para satisfacer diversos requisitos
incluyendo su utilización en ambientes fríos.
16
Aplicado en pozos con temperaturas inferiores a
38°C [100°F], el nuevo fluido también demostró
ser económico en situaciones que requerían soluciones de fracturamiento hidráulico de bajo
costo. Para cumplir con los requisitos vigentes en
Canadá en materia de medio ambiente, los responsables del desarrollo de tecnologías
diseñaron el sistema ClearFRAC LT para que
resultara compatible con soluciones salinas sin
cloruros, tales como los métodos de fractura-
Prueba de campo del fluido ClearFRAC con un rompedor encapsulado
2,000
1,750
1,500
Producción promedio, Mpc/D
mina la presión hidráulica y la fractura comienza
a cerrarse. Las cápsulas que contienen el rompedor ClearFRAC son trituradas dentro de la
fractura que se está cerrando, liberando el rompedor. El rompedor modifica los parámetros del
empaque de surfactante del fluido de fracturamiento: las micelas colapsan y la viscosidad se
reduce, mejorando efectivamente el flujo de
retorno del fluido de fracturamiento.
En aplicaciones de campo, la utilización de
rompedores VES mejora la limpieza del pozo e
incrementa la producción temprana de gas. Se
reduce la formación indeseada de espuma de
fluido en la superficie, se mejora la separación
gas-líquido y se optimiza la conductividad de la
fractura. Si se comparan las curvas de producción
de los pozos fracturados con los sistemas a base
de polímeros más antiguos con los pozos fracturados utilizando los fluidos VES que incorporan la
química de los rompedores, se observa que las
curvas de producción a menudo se asemejan con
el tiempo. No obstante, en los primeros 60 días
aproximadamente, la limpieza más rápida de los
fluidos VES que utilizan rompedores encapsulados produce un volumen de gas incremental
sustancial; los pozos se ponen en producción más
rápido mejorando el retorno de la inversión
(derecha).
Tasa de fluido ClearFRAC
1,250
Curvas de producción
1,000
Tasa de fluido a base de polímeros
750
El área sombreada indica la
producción de gas incremental
en los primeros 35 días
500
Fluido ClearFRAC
Fluido de fracturamiento a base de polímeros
250
0
0
10
20
30
40
50
60
70
Días transcurridos desde la primera aplicación
80
90
100
> Gas incremental. Los datos de las pruebas de campo indican que los fluidos ClearFRAC se limpian
más rápido (azul), produciendo más gas en el primer mes de producción que los fluidos a base de polímeros (rojo). Este gas incremental (recuadro sombreado) puede compensar el costo de las operaciones de estimulación y mejorar el retorno de la inversión.
ALBERTA
0
Grande Prairie
0
200
100
400 km
200 millas
Edmonton
Red Deer
Calgary
Brooks
CANADÁ
> Zonas prospectivas de gas somero en el sur de Alberta. El fluido
ClearFRAC LT de baja temperatura se diseñó en primer término para ayudar
a los operadores a estimular en forma económica y eficaz los pozos perforados en las áreas del sur de Alberta (dorado), Canadá.
Oilfield Review
Registro de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total
Imagen
estática
Imagen
dinámica
Flechas que
señalan
0° el echado 90°
Carbón con lutitas
Fracturas por esfuerzos de corte rotadas
CARBÓN
XXX8
Carbón
Grietas subverticales
Trazas de estratificación
Superficie erosiva en los limos
XXX9
> Gas nuevo a partir del carbón somero. Si bien representan un desafío en lo que respecta a explotación, los mantos de carbón constituyen una fuente de
gas natural no convencional en forma de metano en capas de carbón (CBM, por sus siglas en inglés). El CBM existe como gas adsorbido en la matriz del
carbón o como gas libre en las fracturas o grietas del carbón. Las grietas varían en lo que respecta a tamaño, oscilando entre microscópicas y visibles a
simple vista (izquierda). Las grietas se orientan generalmente en sentido perpendicular a los planos de estratificación naturales. Las imágenes de buena
calidad obtenidas con la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total operada a cable pueden definir grietas en afloramientos de capas de carbón más grandes. En esta imagen se observan abundantes grietas (derecha). Los colores brillantes de las imágenes estáticas
indican litologías más resistivas, tales como los carbones, mientras que los colores oscuros corresponden a lutitas, limos, cenizas o fracturas abiertas.
También pueden observarse fracturas por esfuerzos de corte naturales dentro del carbón que en general rotan formando ángulos variables con respecto
a los planos de estratificación. (Foto e imagen FMI, gentileza de David Schoderbek, Burlington Resources Canadá, Calgary, y Satyaki Ray, Schlumberger
Canadá Ltd., Calgary; utilizadas con autorización).
miento con espuma a base de nitrato de amonio y
nitrógeno. Los fluidos ClearFRAC LT también
pueden ser formulados con cloruro de potasio y
cloruro de amonio.
Como sucede con otros productos ClearFRAC,
el surfactante ClearFRAC LT se mezcla continuamente, lo que posibilita un ahorro de tiempo
considerable en la localización del pozo. Los costos se reducen y cada día se pueden estimular
más zonas. Las pruebas de campo realizadas en
pozos múltiples de Canadá mostraron una mejora
de los parámetros económicos de perforación y
de la logística y la capacidad de estimular zonas
productivas marginales en ambientes de baja
temperatura.
Las modificaciones introducidas en la
química de los surfactantes viscoelásticos
ClearFRAC LT han permitido hallar nuevas aplicaciones que trascienden los pozos de baja
temperatura, por ejemplo en yacimientos no convencionales tales como los yacimientos de
metano en capas de carbón (CBM, por sus siglas
en inglés) y las lutitas carboníferas, o ricas en
carbono, fracturadas, que pueden resultar difíciles de explotar. Globalmente, estos tipos de
Primavera de 2005
yacimientos llegan a representar volúmenes de
hasta 99 a 269 trillones de m3 [3,500 a 9,500 Tpc]
de gas natural.13
La permeabilidad es uno de los factores más
críticos en la recuperación de depósitos CBM. Sin
intervención, la transmisión del fluido y de la presión depende en gran medida de la presencia de
grietas de carbón y del sistema de fracturas en
capas de carbón asociado (arriba).14
A diferencia del gas presente en una matriz
de arenisca convencional, el gas CBM es arrastrado en el sistema de carbón por sorción en las
superficies internas del carbón. En los sistemas
de areniscas, la reducción de la presión de poro
hasta 500 lpc [3,447 kPa] a menudo produce la
liberación de todo el gas arrastrado, mientras
que en un depósito CBM, suelen requerirse presiones de tan sólo 100 lpc [689 kPa].
Independientemente de que las fracturas sean
naturales o inducidas durante las operaciones de
perforación o terminación, la combinación de baja
permeabilidad y bajas caídas de presión hace que
los yacimientos CBM sean sensibles a cualquier
restricción en el flujo. Las terminaciones horizontales convencionales demostraron cierto grado de
éxito en la producción de reservas CBM compactas. No obstante, la productividad cae en forma
dramática cuando la permeabilidad natural se
reduce por debajo de 10 mD. El daño producido
por los fluidos de perforación o de fracturamiento
reduce aún más la productividad.15
13. Fredd CN, Olsen TN, Brenize G, Quintero BW, Bui T,
Glenn S y Boney CL: “Polymer-Free Fracturing Fluid
Exhibits Improved Cleanup for Unconventional Natural
Gas Well Applications,” artículo de la SPE 91433, presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE,
Charleston, Virginia Oeste, EUA, 15 al 17 de septiembre
de 2004.
Para más información sobre producción de gas CBM,
consulte: 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 (Invierno de
2003/2004): 8–33.
14. Una grieta es un plano de rotura presente en los depósitos de carbón, que provee conductividad natural a través
de la capa de carbón.
15. Osman EA y Aggour MA: “Determination of Drilling Mud
Density Change with Pressure and Temperature Made
Simple and Accurate by ANN,” artículo de la SPE 81422,
presentado en la 13a Muestra y Conferencia del Petróleo
de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de
2003.
17
18
Permeabilidad retenida en capas de carbón
Permeabilidad de fractura efectiva retenida, %
Cuando un manto de carbón se expone a los
fluidos de perforación o de fracturamiento, puede
producirse dilatación como resultado de la absorción del agua, los fluidos gelificados o el agua que
contiene bajas concentraciones de agentes reductores de la fricción, tales como la poliacrilamida
parcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas en
inglés). Esto conduce a menudo a una reducción
sustancial de la porosidad y la permeabilidad de
las grietas (derecha). Se han reportado reducciones irreversibles de cinco a diez órdenes de
magnitud.16 El hecho de no remover los geles o los
viscosificadores de los fluidos de fracturamiento
de las microfracturas naturales puede producir
daños adicionales a la permeabilidad.
La eliminación de estos materiales con posterioridad al fracturamiento depende de la
iniciación de una caída de presión y de la producción del fluido contenido en el carbón. Es
probable que no se disponga de suficiente energía
a las bajas presiones características de los yacimientos CBM, para limpiar en forma eficaz los
fluidos de fracturamiento a base de polímeros
residuales.
Cuando se preparan para fracturar hidráulicamente un depósito CBM, los ingenieros
también deben considerar los asuntos relacionados con la presencia de ambientes sensibles
desde el punto de vista ambiental. Tanto como un
tercio de las reservas de CBM de EUA se encuentran localizadas en áreas en las que estrictas
reglamentaciones ambientales controlan la composición de los fluidos que podrían entrar en
contacto con el agua subterránea potable.
Los ingenieros del Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land (SPC) desarrollaron los fluidos de fracturamiento no dañinos
CoalFRAC específicamente para el fracturamiento de CBM. Con mucha frecuencia, los
fluidos CoalFRAC son energizados con nitrógeno
y causan mínimo daño por sorción en las grietas
del carbón. Como sucede con otros fluidos a base
de VES, los fluidos CoalFRAC retornan de inmediato a la superficie después del fracturamiento,
lo que evita el daño potencial en la permeabilidad asociado con los fluidos de fracturamiento a
base de polímeros residuales.
Las pruebas de campo realizadas en Wyoming
central, EUA, demuestran el desempeño de los
fluidos VES en yacimientos no convencionales.
Inicialmente, en un tratamiento de fracturamiento consistente en seis etapas se emplazaron
149,680 kg [330,000 lbm] de apuntalante de malla
16/30 en la capa de carbón, utilizando una combinación de fluidos de fracturamiento a base de
polímeros convencionales, energizados y no energizados, no reticulados.17
100
80
60
40
20
0
Fluido VES
a 120°F
Fluido VES
a 80°F
Fluido a
base de
polímero
Fluido a base
de polímero con
rompedor agregado
> Permeabilidad retenida en capas de carbón. En las pruebas de permeabilidad de retorno realizadas en una capa de carbón simulada en el laboratorio, se muestran las características no dañinas de los fluidos VES libres de
polímeros (azul) en comparación con los fluidos a base de polímeros (verde y
púrpura).
Dado que los resultados no lograron satisfacer
las expectativas, los ingenieros de Schlumberger
y de las compañías clientes diseñaron un programa de refracturamiento para el intervalo de
183 m [600 pies] correspondiente a la capa de
carbón. Las permeabilidades de la capa de carbón oscilaban entre 0.6 y 2 mD. Las reservas de
gas fueron estimadas en 11 a 14 m3/t [350 a 450
pc/ton] de carbón. Mediante el bombeo de nueve
etapas de fracturamiento a través de tubería
flexible utilizando técnicas CoalFRAC, los ingenieros de Schlumberger emplazaron 118,000 kg
[260,000 lbm] de apuntalante para fracturamiento de malla 16/30 empleando un fluido
CoalFRAC energizado con nitrógeno.
La combinación de las nuevas técnicas de
fracturamiento con la tecnología de fluidos CoalFRAC VES permitió quintuplicar la producción
inicial. Hasta el momento se han llevado a cabo
más de 100 tratamientos CoalFRAC en América
del Norte. Si se comparan con los tratamientos
con fluidos de fracturamiento a base de polímeros más comunes, en promedio, los regímenes
de producción obtenidos utilizando fluidos
CoalFRAC han mejorado entre un 30 y un 60% en
lo que respecta tanto a aplicaciones CBM como a
aplicaciones en lutitas carboníferas.
El interés de los operadores en la obtención
de fluidos de fracturamiento eficientes continuó
expandiéndose, pasando de las aplicaciones a
bajas temperaturas a ambientes mucho más profundos y con temperaturas mucho más elevadas.
A lo largo del año 2002, los fluidos de estimulación VES demostraron su eficacia a temperaturas
oscilantes entre 4.5°C [40°F] y un límite superior de aproximadamente 104°C [220°F].
Para abordar la necesidad de contar con fluidos VES que resultaran efectivos en ambientes
de alta temperatura, los científicos del SPC desarrollaron el fluido de fracturamiento libre de
polímeros ClearFRAC HT, un fluido de fracturamiento VES a base de zwitterión diseñado
específicamente para temperaturas elevadas.18 El
sistema ClearFRAC HT extiende la envolvente
operacional de los surfactantes VES a 135°C
[275°F] a la vez que mantiene otros atributos
comunes a los demás fluidos VES, tales como
baja caída de presión por fricción y excelente
capacidad de transporte de apuntalantes. Los
fluidos ClearFRAC HT poseen baja tendencia a la
formación de emulsiones, lo que permite su utilización en un amplio rango de aplicaciones de
yacimientos de petróleo.
Al igual que otros fluidos de fracturamiento a
base de surfactantes viscoelásticos, la viscosidad
de los fluidos ClearFRAC HT se reduce sustancialmente como consecuencia de la dilución con
las salmueras de formación, el contacto o la
mezcla con hidrocarburos, o el agregado de rompedores químicos.
Mejoramiento del desempeño de
las operaciones de empaque de grava
La producción de arena constituye un problema
serio en muchos yacimientos y los operadores
deben invertir sumas importantes para minimizar
los efectos del flujo de arena no controlado. El
empaque de grava, en sus diversas formas, se utiliza comúnmente para controlar el flujo de arena
hacia el interior del sistema de producción.19
Los aumentos logrados en la estabilidad térmica, las mejoras de la tecnología de rompedores
de emulsión y la mayor compatibilidad con una
Oilfield Review
Boquilla
Tubo de
derivación
Filtro
Tubería de
revestimiento
Lechada
Tubo de derivación
Tubo lavador
Boquillas
Talón
Tubo lavador
Punta
Tubo ciego
Grava
Filtro
Agujero descubierto
Revoque de filtración
> Emplazamiento del empaque de grava con fluidos VES. El emplazamiento de la grava en pozos de
gran desviación y alcance extendido siempre es dificultoso. Mediante la utilización de los fluidos VES
para el transporte del apuntalante junto con la tecnología Alternate Path, los ingenieros pueden
minimizar el riesgo de generar un empaque de grava a agujero descubierto incompleto. Los tubos de
derivación adosados a la parte exterior del filtro (extremo superior derecho) proveen una trayectoria
para que la lechada de empaque de grava fluya en caso de producirse un arenamiento prematuro o
un taponamiento.
variedad de soluciones salinas han extendido las
aplicaciones de los fluidos VES. Desde su introducción como fluidos de empaque de grava, los
fluidos VES han vuelto a ser el foco de atención
de los especialistas tanto en control de la producción de arena como en empaque de grava.
En las operaciones de empaque de grava a
agujero descubierto, un fluido portador transporta
y emplaza un volumen de grava de tamaño específico en el espacio anular existente entre la roca
yacimiento y el arreglo de producción, que suele
consistir en una tubería de revestimiento corta
ranurada o un filtro de alambre plano (arriba).
16. Puri R, King GE y Palmer ID, “Damage to Coal
Permeability During Hydraulic Fracturing,” artículo de la
SPE 21813, presentado en la Reunión Regional de las
Montañas Rocallosas y el Simposio sobre Yacimientos
de Baja Permeabilidad de la SPE, Denver, 15 al 17 de
abril de 1991.
17. Fredd et al, referencia 13.
18. Un compuesto zwitteriónico o dipolar lleva tanto una
carga positiva como una carga negativa.
19. Para más información sobre la producción de arena y su
control, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D,
Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A,
López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka
K, Roy A, Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos de
manejo de la producción de arena,” Oilfield Review 16,
no. 1 (Verano de 2004): 10–29.
Primavera de 2005
La grava actúa como un filtro permitiendo que el
fluido de formación fluya de la formación a la
sarta de producción, a la vez que se filtran los granos de arena y otros finos de formación. Al igual
que en las operaciones de fracturamiento, la conductividad, o la capacidad de los fluidos de
circular a través del empaque de grava, es clave
para maximizar la productividad del pozo.
Las operaciones de empaque de grava también deben diseñarse para proveer un flujo
uniforme a través del arreglo de producción. Los
empaques de grava con deficiencias de diseño o
de implementación pueden someter el arreglo de
producción a zonas de flujo concentrado o puntos
candentes. En el caso de los filtros de alambre
plano, el flujo concentrado erosiona la malla de
alambre, lo que se traduce en la irrupción de
arena y en el acortamiento de la vida útil de la
terminación que, a su vez, puede conducir a
costosas operaciones de reparación con fines
correctivos o a operaciones de re-terminación.
Para prolongar la vida útil de los empaques
de grava, los ingenieros deben lograr uniformidad en el emplazamiento de la grava y en el flujo
de fluido producido a lo largo de toda la termina-
ción. La conductividad a través de un empaque
de grava puede ser deteriorada por la presencia
de material residual de perforación o de fluidos
portadores que perdura después del contraflujo.
A diferencia de muchos fluidos a base de polímeros, los fluidos portadores VES optimizan el
transporte de la grava sin dejar residuos dañinos
que deterioran la producción.
Durante la construcción de pozos, los perforadores intentan minimizar el daño de
formación y las complicaciones relacionadas con
las operaciones de perforación, tales como el
atascamiento de las tuberías, mediante la reducción del volumen de fluido que se pierde en una
formación. Los fluidos de perforación tienen
fases múltiples, que a menudo se describen
como fases continuas y discontinuas. La fase
continua consiste de un fluido portador, que
suele ser agua o petróleo junto con sales y otros
compuestos solubles en los fluidos portadores.
La fase discontinua contiene materiales insolubles, tales como los agentes densificantes, los
sólidos perforados, los polímeros y los reductores de pérdida de fluido con partículas de sólidos
tales como el carbonato de calcio.
19
Lodo a base de aceite
Filtros
taponados
por revoque
de filtración
agregado
proveniente
de la pared
del pozo
Fluido de
terminación
Filtros
Flujo de lodo
Revoque
de filtración
depositado
durante la
perforación
Lodo a base
de aceite no
desplazada
Perforación
Terminación
> Eliminación del revoque de filtración. El revoque de filtración (izquierda) puede dañar severamente
un empaque de grava. Si no es eliminado adecuadamente por medios mecánicos o químicos, el revoque de filtración puede volver a fluir dentro del empaque de grava durante la producción, taponando
las trayectorias de flujo y reduciendo la permeabilidad y la conductividad (derecha).
Durante las operaciones de perforación, el
pozo se encuentra generalmente en condiciones
de sobrebalance; la presión hidrostática es
mayor que la presión de poro. A medida que el
fluido de perforación es impulsado contra la
roca yacimiento permeable, la formación actúa
como un filtro y la fase continua penetra por
fuerza en los espacios de poro. Dependiendo de
la permeabilidad y del tamaño de las gargantas
de poro dentro de la formación que se está per-
20
forando, pequeños volúmenes de la fase discontinua son depositados en la región vecina al pozo
formando un revoque de filtración tanto interno
como externo con respecto a la cara del pozo. A
medida que el fluido del pozo circula, este proceso continúa describiendo un ciclo dinámico de
erosión y sedimentación.
Una vez perforado el pozo, los ingenieros utilizan herramientas mecánicas y barridos
químicos para preparar el pozo para una
terminación a agujero descubierto. Independientemente del método de limpieza, siempre
perdura cierta cantidad de revoque de filtración
residual y de sólidos de las gargantas de poro. Si
no se eliminan, estos materiales migran desde la
roca yacimiento hacia el interior del empaque de
grava obturando potencialmente las trayectorias
de flujo, reduciendo la conductividad, deteriorando la producción y creando puntos candentes
que acortan la vida de la terminación (izquierda).
Para remover el material de revoque de filtración interno y externo, pueden requerirse altas
caídas de presión, de más de 200 lpc [1.38 MPa],
para iniciar el flujo cuando el revoque de filtración queda entrampado entre la grava y la
formación. Los datos de la industria indican que,
sin tratamiento, la permeabilidad retenida
después del flujo de retorno puede ser extremadamente baja; en ocasiones inferior al 1% de la
permeabilidad del yacimiento original.20
En el pasado, los tratamientos destinados a
remover los revoques de filtración se realizaban
después de instalar el aparejo de terminación y los
empaques de grava. Este procedimiento implicaba
múltiples viajes de entrada al pozo para desplazar
el fluido portador de empaque de grava y colocar
productos químicos que atacan el revoque de filtración y otros compuestos residuales.21
Hoy en día, los ingenieros combinan los fluidos portadores de empaque de grava VES tales
como el sistema de fluidos ClearPAC, para las
operaciones de empaque de grava, con enzimas y
soluciones de agentes quelatantes (CAS, por sus
siglas en inglés) para atacar los componentes
principales del revoque de filtración; almidones y
agentes de obturación a base de carbonato de
calcio [CaCO3]. La eliminación o la degradación
de estos compuestos reducen significativamente
la presión de iniciación del flujo de retorno y permiten que el material de revoque de filtración
degradado atraviese el empaque de grava, minimizando el deterioro de la permeabilidad y
mejorando el desempeño del pozo.
La implementación de una operación de
empaque de grava y limpieza consistente en un
solo paso requiere la integración de las tecnologías de construcción y terminación de pozos. A
través de la cuidadosa selección e ingeniería del
diseño del fluido de perforación de yacimientos,
la evaluación de las químicas de limpieza en el
laboratorio y la evaluación de las condiciones de
pozo potenciales, los fluidos VES están ayudando
a los ingenieros a emplazar la grava en forma
uniforme y lograr la eliminación consistente del
revoque de filtración, particularmente a lo largo
de largas secciones horizontales de pozo.
Oilfield Review
Empaque de grava a agujero
descubierto en aguas profundas
En un esfuerzo por incorporar las reservas de
petróleo situadas en las profundidades del
Campo Foinaven, que se encuentra ubicado a
unos 190 km [118 millas] al oeste de las Islas
Shetland, en el sector británico del Mar del
Norte, BP opera dos bloques en un tirante de
agua que oscila entre 400 y 600 m [1,312 y 1,969
pies]. El desarrollo del campo comenzó a fines de
1994. Para el año 2003, BP había perforado y
completado la terminación con empaque de
grava y tubos de derivación a agujero descubierto
en aguas profundas más larga del mundo, como
primer paso para acceder a un volumen de reservas de petróleo estimado en más de 40 millones
de m3 [250 millones de barriles].22,23
El desarrollo inicial del yacimiento T25 del
Campo Foinaven implicó una terminación simple
de un pozo horizontal. El Pozo P110 se extiende a
lo largo de 937 m [3,075 pies] de agujero descubierto, abarca dos cuerpos arenosos separados
por una sección de lutitas de 162 m [532 pies] y
tiene acceso a un volumen estimado de 6.7 millones de m3 [42 millones de barriles] de petróleo.
En el momento de comenzar con el desarrollo del campo en el año 1997, los ingenieros de
BP contaban con diversos tipos de diseños de
terminación a agujero descubierto. No obstante,
ningún desarrollo había planteado tantos desafíos como el Pozo P110. Dado el elevado costo de
los trabajos y el riesgo involucrado en las operaciones en aguas profundas, se asignaron
considerables recursos a la planeación y diseño
de la terminación del Pozo P110.
Los ingenieros examinaron primero si más de
900 m [2,952 pies] de pozo horizontal podían ser
empacados con grava efectivamente y, en caso de
ser factible, de qué manera se llevaría a cabo el
trabajo. Mediante la utilización de simulaciones
numéricas y datos de caídas de presión por fricción provenientes de una prueba de taller en gran
escala previa, los ingenieros determinaron que la
tecnología de empaque de grava con tubos de
derivación a agujero descubierto podría asegurar
el emplazamiento efectivo de la grava en pozos de
más de 900 m y, potencialmente, en pozos de
hasta 1,524 m [5,000 pies]. Sin embargo, para no
superar los límites de caída de presión por fricción, las tasas de flujo durante el emplazamiento
de la grava debían ser bajas; es decir, de aproximadamente 0.4 m3/min [2.5 bbl/min].
La distribución efectiva de la arena del empaque de grava a bajas tasas de flujo a través de un
pozo horizontal largo requiere de un pozo correctamente construido y un fluido portador con
características de fluidificación por esfuerzo de
corte para minimizar la pérdida de presión
durante el emplazamiento de la grava frente a la
formación. Los ingenieros determinaron que
para minimizar el riesgo y mejorar la eficiencia y
el potencial de producción, se requería de una
operación de terminación con empaque de grava
y limpieza consistente en un solo paso.
La información de yacimientos limitada y la
falta de datos de núcleos planteaban una variedad de desafíos, desde la selección de la grava y
el filtro hasta el desarrollo de fluidos de perforación, empaque de grava y limpieza no dañinos
sinergísticos.
El primer desafío consistía en perforar un
pozo de alta calidad evitando agrandamientos y
desviaciones excesivas del pozo que pudieran
interferir con el correcto emplazamiento de la
arena durante las operaciones de empaque de
grava. No obstante, antes de comenzar con la
perforación se puso en marcha un programa de
diseño de fluidos detallado para seleccionar el
sistema de fluido de perforación del yacimiento
(RDF, por sus siglas en inglés) correcto.
Este programa de diseño de fluidos incluyó
un estudio de estabilidad del pozo para determinar las zonas de debilitamiento y la ventana de
gradiente de fractura y densidad del lodo. Se utilizaron núcleos laterales de pozos vecinos para
estudiar las características de las lutitas y la respuesta a la exposición al RDF. Además, se evaluó
el potencial de daño de formación junto con la
20. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA,
Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C,
Foxenberg WE y Parlar M: “Filtercake Cleanup in
Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or a
Myth?,” artículo de la SPE 63232, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.
21. Para más información sobre empaques de grava y
tecnología relacionada, consulte: Ali S, Dickerson R,
Bennett C, Bixenman P, Parlar M, Price-Smith C, Cooper
S, Desroches L, Foxenberg B, Godwin K, McPike T, Pitoni
E, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: “Empaques de
grava en pozos horizontales de alta productividad,”
Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52–75.
22. Se utiliza tecnología de tubos de derivación o tecnología
Alternate Path para garantizar un tratamiento de empaque de grava completo alrededor de los filtros. Si el
espacio anular se empaca prematuramente, los tubos de
derivación adosados en la parte exterior de los filtros
proveen conductos para la lechada de empaque de
grava, permitiendo que el empaque de grava se desplace más allá de cualquier obturación o puente que
pudiera formarse alrededor de los filtros. Para más información sobre tratamientos de empaque de grava con
tubos de derivación, consulte: Acock et al, referencia 19.
23. Wilson A, Roy A, Twynam A, Shirmboh DN y Sinclair G:
“Design, Installation, and Results from the World’s
Longest Deep-Water Openhole, Shunt-Tube Gravel-Pack
West of Shetlands,” artículo de la SPE 86458, 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.
Primavera de 2005
calidad del revoque y los requerimientos de presión de eliminación utilizando técnicas de
evaluación de permeámetros de retorno de laboratorio estándar.
La compatibilidad con la química de los fluidos de terminación y limpieza resultó clave para
el diseño RDF. Los ingenieros seleccionaron los
componentes del sistema de fluidos de perforación en base a la eficiencia de la perforación, la
estabilidad del pozo y la susceptibilidad a los
rompedores de enzimas y los agentes quelatantes.
La selección de la grava se basó en estudios
de núcleos laterales de pozos vecinos extensivos
y en simulaciones de laboratorio. Se combinaron
técnicas de tamizado seco, análisis granulométricos láser y técnicas de microscopía electrónica
de barrido para estimar el tamaño del grano de
grava en la Formación Foinaven T25. Estos resultados se utilizaron luego para desarrollar un
material de empaque de núcleos artificial como
análogo de laboratorio.
Los técnicos utilizaron el material de núcleos
artificial para la inyección de lechada y las
pruebas previas al empaque. Las pruebas de
inyección de lechada simularon la migración de
la arena de formación hacia el interior del empaque de grava durante la producción de petróleo.
Las pruebas previas al empaque simularon los
efectos del colapso del pozo que podría ocasionar
la migración de volúmenes significativos de
arena de formación en el frente del empaque de
grava. En base a los resultados de estas pruebas,
se seleccionó un apuntalante sintético de malla
30/50 como el mejor material para controlar en
forma efectiva la producción de arena y optimizar la eficiencia de la producción.
El emplazamiento de la grava a lo largo de los
dos intervalos de producción horizontales era el
próximo desafío a enfrentar. Se seleccionó un
fluido portador de empaque de grava ClearPAC a
base de surfactantes viscoelásticos por sus características de fluidificación por esfuerzo de corte,
limpieza y transporte de apuntalante, y su capacidad para incorporar y distribuir los químicos para
la limpieza del revoque de filtración uniformemente en ambas secciones empacadas con grava.
El fluido VES permitió a los ingenieros transportar y emplazar la grava a lo largo de ambas
zonas de producción, que en conjunto abarcan
937 m [3,074 pies] de agujero descubierto. Más
de 36,300 kg [80,000 lbm] de grava fueron
emplazados en el pozo, cubriendo un 100% del
volumen del agujero descubierto.
Durante las pruebas de pozos, el régimen de
producción de petróleo inicial del Pozo P110 fue
de 3,258 m3/d [20,500 B/D], superando las expec-
21
Factor de daño de terminación total
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
Fluido de perforación a base de agua
Terminaciones con fluidos VES a base de aceite y a base de agua
0
10
20
30
40
50
60
Inclinación del pozo en grados
70
80
> Bajo factor de daño con lodo a base de aceite. El empleo de fluidos de perforación a base de aceite y fluidos de terminación a base de agua y la mayor
inclinación del pozo, produce factores de daño mecánico más bajos. Se muestran los cambios teóricos en los factores de daño mecánico (rojo), donde con
un ángulo de desviación de aproximadamente 60° el efecto geométrico comienza a dominar los factores de daño como lo indica la convergencia de las
líneas correspondientes al daño mecánico. Si está correctamente diseñado,
un fluido de perforación de yacimientos a base de aceite seguido de un fluido
de empaque de grava VES, en combinación con la perforación de pozos de
alto ángulo con respecto a los planos de estratificación, da como resultado
terminaciones con un factor de daño mecánico bajo. En las pruebas de campo,
los pozos perforados con lodos a base de agua muestran factores de daño
mecánico más altos que los perforados con lodos a base de aceite. Los fluidos
de perforación a base de aceite también pueden mitigar el daño mecánico
por bajo ángulo.
tativas en unos 1,351 m3/d [8,500 B/D]. El pozo
produce actualmente sin arrastre de arena.
Extensivos análisis de núcleos laterales y
pruebas de laboratorio permitieron a los ingenieros dimensionar exitosamente los filtros de
grava y de terminación. Los resultados de estas
pruebas también guiaron el transporte de los
fluidos RDF y VES y el diseño del sistema de limpieza. La integración de los procesos de diseño,
construcción y terminación de pozos produjo
resultados positivos: perforación exitosa con
lodo a base de agua (WBM, por sus siglas en
inglés), 100% de emplazamiento del empaque de
grava, limpieza efectiva del revoque de filtración, cero daño mecánico y regímenes de
producción que superaron las expectativas.
Cuándo se requiere lodo a base de aceite
Si bien los lodos a base de agua mejoraron sustancialmente desde mediados de la década de
1980, los ingenieros y científicos se han esforzado
por diseñar lodos a base de agua eficaces desde
el punto de vista de los costos, capaces de emular
el desempeño de los fluidos a base de aceite en
lo que respecta a calidad inhibidora, lubricidad y
estabilidad térmica.
Las terminaciones con empaques de grava a
agujero descubierto problemáticas experimentadas en Azerbaiján condujeron a BP a reemplazar
22
el RDF a base de agua por un lodo a base de
aceite sintético (SOBM, por sus siglas en inglés).24
Previo al año 2003, se habían perforado seis pozos
utilizando RDF a base de agua, que posteriormente fueron empacados con grava. En las
secciones yacimiento perforadas con barrenas de
81⁄2 pulgadas, se observaron agrandamientos de los
pozos de hasta 45.7 cm [18 pulgadas]. La presencia de rebordes en el agujero irregular dificultaba
su limpieza, lo que se tradujo finalmente en operaciones de terminación con empaques de grava
pobres (arriba).
Trabajando en conjunto con las compañías
de servicios, los ingenieros de BP llevaron a cabo
extensivas pruebas de laboratorio para desarrollar un sistema de fluidos RDF y fluidos de
terminación no dañinos con capacidad para controlar el pozo durante la perforación y proveer
un bajo factor de daño durante la terminación.25
El yacimiento está integrado por areniscas de
grano fino a muy fino, pobre a moderadamente
clasificadas, con un diámetro medio de 85 a 200
micrones, que requerían filtros de arena para
empaque de grava de malla 20/40 y filtros calibre
12 para controlar la migración de arena y finos.
Se perforaron cuatro secciones yacimiento
con SOBM cuyo espesor oscilaba entre 200 y 650
m [656 y 2,133 pies], que abarcaban dos areniscas productivas separadas por una sección de
lutitas reactivas de 120 m [394 pies] de espesor.
La presión del yacimiento promediaba los 32
MPa a una profundidad vertical verdadera (TVD,
por sus siglas en inglés) de 3,500 m [4,650 lpc a
11,483 pies].
Los ingenieros perforaron cada una de las secciones yacimiento con SOBM de densidad 1,258
kg/m3 [10.5 lbm/gal]. A medida que avanzaba la
perforación, los técnicos controlaban la calidad
del revoque de filtración manteniendo la concentración de sólidos perforados por debajo del 2% y
realizaban pruebas para asegurar que el RDF
fluyera a través de un filtro de terminación de
calibre 10, dos tamaños menos que lo requerido.
Una vez que el perforador terminó la sección
yacimiento, se efectuó un viaje de limpieza utilizando sistemas mecánicos y químicos para
remover los sólidos y los detritos de la tubería de
revestimiento. El tramo de agujero descubierto
por debajo de la tubería de revestimiento fue
desplazado con fluido a base de agua de alta
viscosidad con carbonato de calcio, dimensionado para controlar las pérdidas en la roca
yacimiento, que permitía a la vez el pasaje a través de un filtro de terminación de alambre plano
calibre 10. El tramo de pozo entubado fue desplazado luego con salmuera de terminación.
Para garantizar el empaque de grava completo a través de zonas múltiples, los ingenieros
recomendaron la ejecución de una terminación
Alternate Path. Después de bajar el aparejo de
terminación en el pozo, se desplazó el fluido con
carbonato de calcio a base de agua con una
secuencia de fluidos de terminación optimizados
para esta aplicación a través de pruebas de laboratorio. Un fluido portador ClearPAC proporcionó
el transporte de grava adecuado, mínima caída
de presión por fricción y buen desempeño con el
diseño de tratamiento de empaque de grava
Alternate Path.
Se bombeó un fluido portador VES, a razón de
0.9 a 1.1 m3/min [6 a 7 bbl/min], seguido de 6 laa
(libras de apuntalante agregado) de lechada de
empaque de grava malla 20/40, una etapa de 40
bbl [6.4 m3] de fluido VES posterior al colchón y
un volumen de desplazamiento adecuado de salmuera filtrada.
Después de las pruebas, dos de los cuatro
pozos fueron suspendidos para su posterior producción. Sin embargo, los resultados de las
pruebas de pozos iniciales mostraron un índice
de productividad promedio (IP) de 45, lo que
indica un excelente potencial de producción.26
Los otros dos pozos fueron puestos en producción
después de que las pruebas indicaran factores de
daño de +2.2 y +2.4, 30 a 50% inferiores a los
observados en las terminaciones con empaques
de grava a agujero descubierto previas.
Oilfield Review
Línea de inyección
Abierto
Tanque de producción
Línea de
producción
Línea de inyección
Abierto
Línea de
producción
Tanque de producción
Cerrado
Cerrado
Lutita
Lutita
M
H
L
VIS
Viscosidad OilSEEKER
M
H
L
VIS
Lutita
Agua
Lutita
Petróleo
Divergente ácido OilSEEKER
Ácido
> Estimulación de zonas de petróleo. Durante los tratamientos de estimulación ácida, el divergente ácido OilSEEKER (izquierda – amarillo) es bombeado
delante de la solución ácida (rojo). Al entrar en contacto con las zonas acuíferas, el fluido divergente aumenta la viscosidad formando un tapón que bloquea efectivamente el acceso a las zonas de agua. En contraste, al entrar en contacto con zonas productivas el divergente OilSEEKER se diluye permitiendo que la etapa de acidificación subsiguiente trate en forma preferencial las zonas petrolíferas no bloqueadas por el fluido divergente (derecha – zona de
petróleo verde).
En comparación con otros pozos del área, los
ingenieros calcularon una producción de petróleo incremental de 87 a 95 m3/d [550 a 600 B/D],
como resultado del empleo de un RDF a base de
aceite seguido de la aplicación de técnicas de
terminación que utilizan fluidos de empaque de
grava ClearPAC.
Aquí, y en otras áreas geográficas del mundo,
los fluidos portadores de empaque de grava
ClearPAC han contribuido al resultado exitoso de
operaciones de terminación dificultosas. Si bien
son sensibles al contacto con los hidrocarburos,
los sistemas de terminación con empaques de
grava VES correctamente diseñados pueden
mejorar la productividad de los pozos aún cuando
se apliquen en conjunto con los fluidos RDF a
base de aceite.
Menos agua, más petróleo
Virtualmente todo yacimiento de petróleo es
barrido al menos parcialmente por el agua, ya
sea por la presión natural de los acuíferos o luego
de la implementación de un proyecto de inyección de agua. El movimiento del agua desplaza al
petróleo y a menudo determina la eficiencia de la
recuperación de petróleo en un campo petrolero.
Si bien resulta crítica para el proceso de producción de petróleo, la producción de agua a veces
se vuelve excesiva.
Hasta las mejores técnicas de manejo de campos petroleros poseen una capacidad limitada
para controlar los volúmenes excesivos de agua
producida. En los campos maduros, la producción de agua puede aumentar al punto de
Primavera de 2005
representar la mayor parte del volumen de
líquido que llega a la superficie. Los informes
indican que globalmente, al menos tres barriles
de agua son generados con cada barril de petróleo producido.27 Los sistemas de manipulación de
líquidos a menudo se sobrecargan, lo que afecta
la eficiencia y la productividad. Tarde o temprano, el costo de abordar el problema del agua
producida impide la rentabilidad del campo.28
A fines de 1999, los ingenieros y científicos de
Schlumberger descubrieron una nueva aplicación
para los fluidos VES: la divergencia ácida. Durante
los tratamientos de acidificación estándar, los fluidos de estimulación siguen la trayectoria de
menor resistencia, estimulando preferentemente
las zonas de permeabilidad más alta. Éstas suelen
ser zonas con saturaciones de agua más altas en
las que la permeabilidad relativa a los fluidos de
estimulación a base de agua, tales como los ácidos, también es más alta. Las zonas productivas
con permeabilidades más bajas son estimuladas
en menor grado. En consecuencia, la producción
de agua aumenta en forma desproporcionada en
comparación con el petróleo.
Con frecuencia, el contraste de permeabilidad
entre las zonas acuíferas y las zonas petrolíferas
dificulta las operaciones de estimulación selectivas. Las técnicas de divergencia previas utilizaban
polímeros y sólidos para taponar las zonas de alta
permeabilidad. Desafortunadamente, se taponaban tanto las zonas de baja permeabilidad como
las zonas de alta permeabilidad, lo que ocasionaba más daños que beneficios a los regímenes de
producción.
La investigación condujo al desarrollo del
divergente ácido OilSEEKER, un sistema a base
de surfactantes viscoelásticos que puede ser diseñado para yacimientos de areniscas o bien para
yacimientos carbonatados. En cada caso, el fluido
OilSEEKER reduce selectivamente la inyectividad
en las zonas con alta saturación de agua forzando
al ácido a ingresar en las zonas con alta saturación de petróleo (arriba).
24. Parlar M, Twynam AJ, Newberry P, Bennett C, Elliott F,
Powers B, Hall K, Svoboda C, Rezende J, Rodet V y
Edment B, “Gravel Packing Wells Drilled with Oil-Based
Fluids: A Critical Review of Current Practices and
Recommendations for Future Applications,” artículo de la
SPE 89815, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre
de 2004.
25. El factor de daño es un valor numérico utilizado para
definir la diferencia entre la caída de presión pronosticada por la ley de Darcy y los valores reales. Los
factores de daño oscilan típicamente entre 6 negativo
para una conductividad alta estimulada, como la obtenida con el fracturamiento hidráulico, y 100 o más de 100
para daños extremos y conductividad pobre.
26. El índice de productividad (IP) es una forma matemática
de expresar la capacidad de un yacimiento para producir
fluidos. El IP se expresa habitualmente como el volumen
de fluido producido en un tiempo dado (gasto) como consecuencia de una caída de presión (o presión
diferencial) determinada ejercida frente a la formación.
27. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: “A White
Paper Describing Produced Water from Production of
Crude Oil, Natural Gas, and Coalbed Methane,”
http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfm?PrintVersion=
true&PubID=1715 (examinado el 16 de abril de 2004).
28. Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M,
Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y
Verbeek P: “Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004):
30–45.
23
Diagrama de producción de fluidos
100
% de agua
80
Fluidos totales
Volumen de fluidos, %
Petróleo total
60
40
20
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Año
> Incremento de la producción de agua. Con el tiempo, la producción de agua proveniente de pozos
maduros suele aumentar y el Pozo SMW9 de PDVSA no escapa a esta regla. Para el año 2003, el
agua representaba el 75% del fluido producido por este pozo (púrpura).
Durante el desarrollo de los fluidos OilSEEKER, las pruebas de laboratorio demostraron que
la divergencia efectiva tiene lugar cuando la
reología del fluido divergente es afectada directamente por la química de los fluidos de
formación. En el caso de los fluidos OilSEEKER,
el divergente ácido conserva un estado gelificado
mientras está en contacto con el agua, pero la
viscosidad se degrada ante la exposición a los
hidrocarburos líquidos. Los experimentos de
inyección de núcleos realizados en el laboratorio
demostraron que las técnicas de divergencia a
base de fluidos VES logran desviar efectivamente
el ácido desde un empaque de arena de 20,000
mD hasta un núcleo de 200 mD utilizado para
simular una zona con permeabilidad más baja. Al
cabo de varios ciclos de tratamiento, aproximadamente un 40% del ácido fue inyectado en el
núcleo de baja permeabilidad.29
En el Campo Barinas, ubicado en el sudoeste
de Venezuela, Petróleos de Venezuela S.A.
(PDVSA) produce petróleo de yacimientos carbonatados de baja permeabilidad que contienen un
alto porcentaje de areniscas y lutitas. Allí es
común la existencia de grandes volúmenes de
agua producida, o alto corte de agua, y los pozos
han demostrado ser difíciles de estimular sin que
aumente la cantidad de agua producida.
Terminado en el año 1984, el Pozo SMW9 produjo inicialmente 18 m3/d [116 BPPD] con un
24
25% de agua y sedimento básico (AyS). En 1997,
se realizó un tratamiento de estimulación de la
matriz que permitió aumentar la producción de
petróleo a 40 m3/d [250 B/D] pero aumentando al
mismo tiempo la producción de agua.
Los ingenieros de PDVSA y de Schlumberger
evaluaron el pozo a comienzos de 2003. En ese
momento, el pozo producía aproximadamente
8 m3/d [51 B/D] de petróleo con una relación
agua-petróleo (RAP) de aproximadamente un
75% (arriba). Como sucede con muchos pozos
con altos cortes de agua, los ingenieros creían
que una reducción de la RAP aumentaría sustancialmente la producción de petróleo.
El intervalo productor de hidrocarburos
corresponde a una matriz calcárea con dolomitas
duras y compactadas, fajas de glauconita y caliza
dura. Debido a la existencia de este tipo de geología, a los ingenieros les preocupaba que la
utilización de ácidos comunes, tales como el
ácido clorhídrico [HCl], pudiera dañar las zonas
productivas remanentes. En consecuencia, se
prestó especial atención al diseño del tratamiento de estimulación ácida.
Los ingenieros de Schlumberger diseñaron
una formulación de ácido orgánico sin HCl, compuesta de ácido fórmico y ácido acético. Las
temperaturas estáticas de fondo de pozo se estimaron en 132°C [270°F], de modo que los
ingenieros seleccionaron la versión del fluido Oil-
SEEKER para altas temperaturas a fin de desviar
el tratamiento ácido lejos de las zonas acuíferas.
En el campo, los ingenieros bombearon
primero una solución de petróleo y solventes,
seguida de una salmuera viscosificada para limpiar el pozo. A continuación, se bombeó el
tratamiento OilSEEKER dentro de la formación,
seguido de un ácido orgánico. Este proceso se
reiteró para garantizar la correcta estimulación a
través de la zona de producción de 9.1 m [30
pies]. El perfil de presión durante el bombeo
mostró escasas indicaciones de pérdida de fluido
excesiva, lo que implicaba una alta probabilidad
de que el ácido estuviera siendo bombeado en las
zonas petrolíferas de permeabilidad más baja.
Durante los dos primeros meses posteriores a
la simulación, los ingenieros registraron un
incremento del 253% en la producción de petróleo, que coincidió con una reducción del 24% en
la producción de AyS (próxima página).
Ya sea que se utilicen para simular pozos en
campos nuevos o bien en área maduras, los tratamientos de estimulación ácida selectiva permiten
mejorar el desempeño del pozo. Hoy en día, los
ingenieros pueden tratar solamente las zonas
petrolíferas mediante el diseño de tratamientos
de fluidos que utilizan divergencia a base de fluidos VES, tales como el sistema OilSEEKER.
Oilfield Review
Porcentaje de
Barriles de fluido Barriles de petróleo
agua y sedimento
por día (BFPD)
por día (BPPD)
básico (AyS)
Porcentaje de
aumento de BFPD
Porcentaje de
aumento de BPPD
Antes de la
estimulación
190
51
73
Diseño
330
93
72
74
82
Después de la
estimulación
350
180
49
84
253
> Tratamiento de estimulación efectiva con el divergente ácido OilSEEKER. Después de la estimulación, la producción de petróleo aumentó en un 253% y el porcentaje de sedimento básico y agua
(AyS) declinó en un 24%, demostrando la efectividad del agente divergente ácido OilSEEKER.
Una nueva generación para los fluidos VES
Desde su primera utilización hace más de 20
años, los surfactantes VES evolucionaron significativamente hallando nuevas aplicaciones y
beneficios en la industria de E&P. Hoy en día, los
ingenieros utilizan los fluidos VES para
tratamientos de fracturamiento hidráulico, operaciones de empaque de grava, divergencia ácida
y un sinnúmero de aplicaciones diferentes.30
Continuamente se desarrollan nuevos fluidos
VES. Una de las áreas de interés son los tratamientos de fracturamiento con dióxido de
carbono [CO2] líquido sin polímeros. En el futuro
se incluirán productos ClearFRAC específicamente diseñados para estimular pozos en los que
la implementación de tratamientos de fracturamiento hidráulico con CO 2 líquido y las
características de daño inherentemente bajo de
los fluidos VES mejorarán sustancialmente la
productividad.
Primavera de 2005
Los ingenieros esperan que la caída de presión por fricción intrínsecamente baja de los
sistemas con CO2 y VES mejore los tratamientos
de estimulación bombeados a través de la tubería
de producción como resultado de permitir regímenes de bombeo más altos, a una presión de
tratamiento máxima, particularmente en comparación con los sistemas de fracturamiento a base
de polímeros más antiguos.
A medida que las operaciones de petróleo y
gas alcanzan mayores profundidades y acceden a
ambientes cada vez más traicioneros, los científicos e ingenieros se esfuerzan por expandir los
límites de desempeño de los sistemas a base de
fluidos VES. Si bien estos materiales se han utilizado durante un cuarto de siglo, aún conservan la
promesa de ofrecer el potencial de nuevos y estimulantes desarrollos que optimizarán la
eficiencia operacional y mejorarán la recuperación de hidrocarburos.
—DW
29. Chang FF, Acock AM, Geoghagan A y Huckabee PT:
“Experience in Acid Diversion in High Permeability Deep
Water Formations Using Visco-Elastic-Surfactant,”
artículo de la SPE 68919, presentado en la Conferencia
Europea sobre Daño de Formación, La Haya, 21 al 22 de
mayo de 2001.
30. Para más información sobre divergencia ácida de
surfactantes viscoelásticos, consulte: 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, Lungwitz
B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu
D: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera
de 2004): 30–47.
25
Perforación de pozos profundos en los océanos con fines
científicos: Revelación de los secretos de la Tierra
Los océanos y sus sedimentos y rocas subyacentes actúan como laboratorios naturales
que registran los procesos dinámicos de la Tierra acaecidos desde el pasado hasta el
presente. La perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos, el
muestreo y las mediciones de pozos están mejorando nuestro conocimiento de la
Tierra, aportando indicaciones acerca de la distribución de los recursos minerales, el
cambio climático global y los desastres naturales potenciales. Si bien algunas tecnologías utilizadas en la industria del petróleo y el gas son desplegadas con fines de
investigación científica, otros métodos y herramientas desarrollados específicamente
para las operaciones de perforación de pozos profundos en los océanos también
están encontrando aplicación en la industria energética.
Tim Brewer
Universidad de Leicester
Leicester, Inglaterra
Tatsuki Endo
Masahiro Kamata
Fuchinobe, Japón
Paul Jeffrey Fox
Universidad A&M de Texas
College Station, Texas, EUA
Dave Goldberg
Greg Myers
Observatorio Terrestre Lamont-Doherty
Palisades, Nueva York, EUA
Yoshi Kawamura
Shin’ichi Kuramoto
Agencia Japonesa de Ciencia
y Tecnología Marina y Terrestre
Yokosuka, Japón
Steve Kittredge
Webster, Texas
Stefan Mrozewski
Houston, Texas
Frank R. Rack
Unión de Instituciones Oceanográficas
Washington, DC, EUA
26
El conocimiento del pasado es crucial para la
predicción del futuro. El fondo de los océanos y
sus sedimentos y rocas subyacentes guardan un
registro de alta resolución tanto de la historia de
la Tierra como de sus condiciones actuales. La
información que encierran estos estratos posee
el potencial de responder preguntas científicas
fundamentales. Los programas de perforación
científica en los océanos proporcionan claves
para desenterrar este tesoro escondido, lo que
conduce a una mejor comprensión de los cambios climáticos, los peligros naturales tales como
los terremotos, las erupciones volcánicas y las
inundaciones, y los recursos minerales y energéticos. Las tecnologías utilizadas comúnmente en
la industria del petróleo y el gas para las operaciones de perforación, las mediciones de pozos y
las actividades de muestreo desempeñan un rol
muy importante en la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos.
adnVISION (herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal),
AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducción
de Arreglo), APS (Sonda de Porosidad de Acelerador de
Neutrones), DSI (herramienta de generación de Imágenes
Sónica Dipolar), Formation MicroScanner (Microbarredor
de la Formación), GeoFrame, geoVISION, GPIT (Inclinómetro de Uso General), HLDT (herramienta de Lito-Densidad
para Ambientes Hostiles), proVISION, RAB (Resistividad
frente a la Barrena), SFL (Resistividad Enfocada Esféricamente), SlimXtreme, VSI (herramienta de generación de
Imágenes Sísmica Versátil) y WST (herramienta de Sísmica
de Pozo) son marcas de Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a John Beck y Ann Yeager, Universidad A&M de
Texas, College Station, Texas, EUA; Rosalind Coggon, Centro
> Muestra de núcleo de hidrato de gas recuperada durante la Campaña 204 del programa de
perforación de pozos profundos en los océanos.
Las muestras tienen un diámetro de aproximadamente 6.5 cm [2.56 pulgadas].
de Oceanografía de Southampton, Inglaterra; Javier
Espinosa y Nathan Frisbee, Webster, Texas; Agus Hadijanto,
Tokio, Japón; Martin Jakobsson, Universidad de Estocolmo,
Suecia; Robert Kleinberg y Lisa Stewart, Ridgefield,
Connecticut, EUA; Herbert Leyton, Belle Chasse, Luisiana,
EUA; Dave McInroy, Servicio Geológico Británico,
Edimburgo, Escocia, y Kerry Swain, NASA, Houston, Texas.
Se agradece además al Programa Integrado de Perforación
de Pozos Profundos en los Océanos y a la Unión de
Instituciones Oceanográficas (JOI, por sus siglas en inglés),
Washington, DC, EUA; al Observatorio Terrestre LamontDoherty, Palisades, Nueva York, EUA; y a la Universidad
A&M de Texas, College Station, EUA, por la provisión del
material del Programa de Perforación de Pozos Profundos
en los Océanos utilizado en la preparación de este artículo.
Oilfield Review
Las operaciones de perforación llevadas a
cabo en el fondo del mar en los últimos 40 años
condujeron a interesantes descubrimientos científicos. Por ejemplo, en 1968, confirmaron que
los sedimentos y las rocas que conforman el
lecho del Atlántico sur se tornaban cada vez más
antiguas con la distancia al eje de la Dorsal
Mesoatlántica, verificando así la hipótesis planteada sobre la tectónica de placas.1
En 1982, la perforación de pozos profundos en
los océanos con fines científicos permitió recuperar evidencias de hidratos de gas marinos macizos
presentes en los sedimentos de aguas profundas
del área marina de América Central.2 Los hidratos
de gas corresponden a agua y gas cristalizados,
compuestos en su mayor parte por metano [CH4],
que se forman bajo condiciones de alta presión y
bajas temperaturas (página anterior).3 Los hidratos han recibido cada vez más atención en la
industria del petróleo y el gas porque constituyen
tanto un riesgo de perforación como un recurso
energético potencial para el futuro.4
Más recientemente, en el año 2004, las actividades de perforación llevadas a cabo en las aguas
congeladas del Océano Ártico, en la cresta de la
Dorsal de Lomonosov, proporcionaron evidencias
preliminares que demostraron que las aguas del
Primavera de 2005
Ártico estaban libres de hielo y eran templadas
hace unos 56 millones de años.5 Los científicos
que analizan los datos de núcleos y de registros
esperan poder determinar cuándo, cómo y porqué
el clima del Ártico pasó de ser cálido a frío y
adquirir un mayor conocimiento de las tendencias actuales del calentamiento global. Los
científicos también están especulando acerca de
la posibilidad de que existan áreas prospectivas
de petróleo y gas en el Océano Ártico.
Los avances registrados en la tecnología de
perforación, extracción de núcleos y adquisición
de registros han sido facilitadores importantes
para estos descubrimientos. Las mediciones de
pozos, obtenidas en forma rutinaria en los pozos
de petróleo y gas, también desempeñan un rol
fundamental en lo que respecta a la investigación científica del océano mediante la provisión
de datos en secciones con recuperación de
núcleos pobre o nula y en la vinculación de las
mediciones de núcleos con los datos sísmicos de
mayor escala. Schlumberger ha estado involucrada en los programas de perforación de pozos
profundos en los océanos con fines científicos
desde 1961, proveyendo mediciones de pozos y
trabajando en estrecha colaboración con los
científicos para desarrollar tecnología de
soporte de sus objetivos científicos.6
1. Le Pichon X: “Sea-Floor Spreading and Continental Drift,”
Journal of Geophysical Research 73, no. 12 (Junio de
1968): 3661–3697.
2. Kvenvolden KA y McDonald TJ: “Gas Hydrates of the
Middle America Trench, Deep Sea Drilling Project Leg
84,” en Von Huene R, Aubouin J, Arnott RJ, Baltuck M,
Bourgois J, Filewicz M, Helm R, Lienert B, McDonald TJ,
McDougall K, Ogawa Y, Taylor E y Winsborough B:
Informes Iniciales del Proyecto de Perforación Marina
Profunda 84. Washington, DC: Oficina de Impresión del
Gobierno de EUA (1985): 667–682.
3. Kleinberg LR y Brewer PG: “Probing Gas Hydrates
Deposits,” American Scientist 89, no. 3 (Mayo a junio
de 2001): 244–251.
4. Collett T, Lewis R y Uchida T: “El creciente interés en los
hidratos de gas,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000):
46–61.
5. Kerr RA: “Signs of a Warm, Ice-Free Arctic,” Science 305,
no. 5691 (Septiembre de 2004): 1693.
6. Los registros de Schlumberger fueron adquiridos desde el
comienzo de la perforación de pozos profundos en los
océanos con fines científicos, con el Proyecto Mohole
(referencia 10). Schlumberger también ha participado en
programas de perforación científica en tierra, lo que condujo al desarrollo de nueva tecnología para la industria
del petróleo y el gas; por ejemplo, una nueva tecnología
de perforación que combinaba técnicas de perforación
rotativa y técnicas de recuperación de núcleos con el
cable de extracción. Para más información sobre perforación científica continental, consulte: Bram K, Draxler J,
Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y Kühr M: “The KTB
Borehole—Germany’s Superdeep Telescope into the
Earth’s Crust,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 4–22.
27
DSDP
ODP
Mohole
Mohole
1961
1962
1963
1961
Posicionamiento de una
embarcación para
perforación en un tirante
de agua de 3,570 m
[11,713 pies] y
comprobación de la
integridad de la columna
de perforación con
sondas magnéticas
internas
El pozo de prueba de
Mohole confirma la
capacidad de obtener
muestras de sedimentos
pelágicos y rocas de
basamento en aguas
profundas
1964
DSDP
1965
1966
1967
1968
DSDP, Campaña 1:
descubrimiento de
domos salinos en el
Golfo de México en un
tirante de agua de 1,067
m [3,500 pies]
DSDP, Campaña 3:
evidencias conclusivas
de la propagación del
lecho marino y la deriva
continental
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1970
Re-entrada de pozo
guiada por sonar
1973
Pruebas del sistema de
compensación de oleaje
DSDP, Campaña 13:
primeras evidencias
sólidas de eventos de
secado de mares en la
costa del Mediterráneo
1974
DSDP, Campaña 39:
relación casual entre el
ciclo procesional de
23,000 años de la Tierra
y el cambio climático de
gran escala
1975
Utilización de cono de
re-entrada para
reingresar en un pozo en
un tirante de agua de
5,519 m [18,108 pies]
1976
1977
1978
1979
1976
Barrena desenganchable
para permitir la
adquisición de registros
a agujero descubierto en
un ambiente sin tubo
ascendente, mediante
sondas operadas a cable
de diámetro interior más
grande
1978
DSDP, Campaña 60, en la
Fosa Mariana en un
tirante de agua de 7,034
m [23,079 pies]
1980
1981
1982
1983
1979
Pruebas de extractor de
núcleos con pistón
hidráulico para
recuperar núcleos de
sedimentos sin perturbar
1981
Núcleos de la Campaña
82 del DSDP (1981) y de
la Campaña 148 del ODP
(1993) que muestran
evidencias de la
presencia de microbios
en el basalto oceánico
1982
DSDP, Campaña 84:
recuperación de núcleo
de hidratos de gas
macizos, de 1 m de
longitud, en el área
marina de Costa Rica
> Línea de tiempo que muestra los hitos de la perforación científica en los océanos. Se resaltan los
descubrimientos científicos importantes (azul) y los avances tecnológicos (negro) que tuvieron lugar
durante el desarrollo del proyecto Mohole, el Proyecto de Perforación Marina Profunda (DSDP, por
sus siglas en inglés) y el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (ODP, por sus
siglas en inglés).
28
Oilfield Review
A la vez que numerosas herramientas y técnicas desarrolladas para ser utilizadas en los
campos petroleros están siendo aplicadas en la
investigación científica, las tecnologías que experimentaron avances en virtud de los programas de
perforación científica también resultan de
utilidad en la perforación de hidrocarburos, particularmente las aplicaciones de perforación en
aguas profundas y adquisición de registros
durante la perforación (LWD, por sus siglas en
inglés).
En este artículo, examinamos primero el contexto histórico de la perforación de pozos
profundos en los océanos con fines científicos y
luego analizamos las tecnologías actuales y
emergentes, especialmente en relación con las
mediciones de fondo de pozo, que son esenciales
para el logro de los objetivos de la perforación
científica. Por último, describimos el nuevo Programa Integrado de Perforación de Pozos
Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas
en inglés), que ofrecerá flexibilidad en lo que
respecta a la utilización de las diversas capacidades de perforación en todas las cuencas
oceánicas, independientemente de la profundidad del lecho marino (tirante de agua) y el lugar
geográfico.7
Contexto histórico
Diversos programas de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos
precedieron al IODP. El primer programa de
investigación comenzó con el Proyecto Mohole,
seguido por el Proyecto de Perforación Marina
Profunda (DSDP, por sus siglas en inglés) y el
Programa de Perforación de Pozos Profundos en
los Océanos (ODP, por sus siglas en inglés),
cubriendo la totalidad de los océanos con excepción del Océano Ártico que se encuentra
cubierto de hielo (página anterior, arriba). Se
obtuvieron muestras de sedimentos del fondo
marino en 1,279 sitios. Cada uno de estos programas logró hitos significativos (abajo y página,
anterior abajo).
El Proyecto Mohole, concebido en 1958 y
vigente entre 1961 y 1966, utilizó una barcaza de
la Marina de EUA reacondicionada, la Cuss 1.8 El
objetivo era obtener muestras del manto perforando a través de la corteza terrestre hasta
alcanzar la discontinuidad de Mohorovicic
(Moho).9 Esta ambiciosa meta requeriría la utili7. El IODP es una asociación global de científicos, instituciones de investigación y organismos gubernamentales.
La Fundación Nacional de Ciencias de EUA (NSF, por sus
siglas en inglés) y el Ministerio de Educación, Cultura,
Deportes, Ciencia y Tecnología (MEXT) de Japón son
miembros principales que realizan aportes financieros
equivalentes. El saldo del financiamiento es proporcionado por el Consorcio Europeo para la Investigación de
los Océanos (ECORD, por sus siglas en inglés) como
miembro contribuyente, y el Ministerio de Ciencia y
Tecnología (MOST, por sus siglas en inglés) de China,
como miembro asociado.
8. El Proyecto Mohole fue financiado por la Fundación
Nacional de Ciencias de EUA y la Academia Nacional de
Ciencias de EUA.
9. La discontinuidad de Mohorovicic es el límite que separa
la corteza del manto terrestre. El espesor cortical oceánico, interpretado a partir de los resultados del método de
refracción sísmica, oscila entre 3.6 y 5.5 km [11,800 y
18,045 pies].
< Emplazamientos de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos entre 1961 y 2003. El proyecto Mohole (verde), iniciado en 1958,
utilizó una embarcación naval convertida, la barcaza Cuss I, para perforar en dos sitios cercanos a La Jolla, California, EUA, y en Guadalupe, México, entre
1961 y 1966. El Proyecto de Perforación Marina Profunda (negro) utilizó la embarcación para perforación Glomar Challenger para perforar en 624 sitios,
entre1968 y 1983. Durante el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (rojo), desarrollado entre 1984 y 2003, la embarcación para perforación JOIDES Resolution navegó hasta los 80° de latitud norte y hasta los 71° de latitud sur y realizó operaciones de perforación en los siguientes 653
emplazamientos.
ODP
1984
1985
1986
1985
Re-entrada de un pozo
de 8 años de antigüedad
en un tirante de agua de
5,511 m [18,080 pies]
1987
1988
1989
1990
1989
Adquisición de registros
a agujero descubierto,
en un tirante de agua de
5,980 m [19,620 pies]
Campaña 124E:
utilización de barrenas
de extracción de núcleos
de diamante para
perforar a través de la
corteza dura en los
océanos
ODP, Campaña 125:
descubrimiento de
volcanes de lodo de
serpentina que emanan
del manto
ODP, Campañas 158 y
193: revelación del
tamaño y la estructura
de depósitos de sulfuro
macizos activos, como
los que forman la base
de los emplazamientos
mineros de nivel
mundial
Primavera de 2005
1991
1992
IODP
1993
1994
1991
Despliegue de los sellos
de pozos CORK para la
vigilancia rutinaria
(monitoreo) real de
pozos en sitio
1992
ODP, Campaña 146:
registro de máxima
resolución de los
cambios ambientales
oceánicos y los cambios
bióticos producidos en
los últimos 160,000
años; evidencias de
ciclos de cambios
climáticos con períodos
de tan sólo 50 años
1995
1996
1997
1998
1995
Recuperación de núcleo
con extractor de núcleos
a presión, a altas
presiones locales
ODP, las Campañas 164
(1995) y 204 (2002)
revolucionan el
conocimiento de los
depósitos de hidratos de
gas natural
1996
Adquisición de registros
durante la perforación
en un tirante de agua de
5,056 m [19,214 pies]
1997
ODP, Campaña 171B:
recuperación de núcleos
antiguos de sedimento
blando correspondiente
al límite de extinción
Cretácico/Terciario
1999
2000
2001
2002
1999
ODP, Campaña 186: dos
observatorios de
deformación
sísmica/cortical instalados
en un tirante de agua de
2,000 m [6,562 pies], 1,000
m [3,280 pies] por debajo
del lecho marino.
Separadas por una
distancia de tan sólo 50
km [31 millas], un área
termina siendo
sísmicamente activa y la
otra, no.
2003
2004
2000
ODP, Campaña 189: se
confirmaron los
hallazgos del proyecto
DSDP, Campaña 29
(1973), en cuanto a que
la separación entre
Australia y la Antártica
produjo corrientes en
los océanos masivas y
cambio climático;
incluyendo el desarrollo
del Manto de hielo
antártico
2001
Adquisición de registros
durante la perforación
en tiempo real en un
tirante de agua de
4,791 m [15,718 pies]
2002
Prueba exitosa del
sistema de adquisición
de registros durante la
extracción de núcleos
con la herramienta de
resistividad frente a la
barrena RAB
29
zación de una columna de perforación de aproximadamente 9,100 m [29,860 pies] para alcanzar
la discontinuidad de Moho a una profundidad de
agua de 3,566 m [11,700 pies] entre la Isla de
Guadalupe, y la costa de Baja California, ambas
en México.10 Este objetivo excedía en 1,500 m
[4,920 pies] la mayor profundidad de penetración alcanzada en tierra, y las profundidades del
agua superaban las capacidades de las operaciones de perforación marina existentes en ese
momento. El proyecto, si bien no logró alcanzar
la discontinuidad de Moho, sí posibilitó la perforación científica en los océanos y condujo al
desarrollo de la tecnología de perforación en
aguas profundas, al posicionamiento dinámico
de buques y a nuevos diseños de embarcaciones
que fueron utilizados posteriormente en los programas DSDP y ODP.
El proyecto DSDP comenzó sus operaciones
en 1968 con la embarcación para perforación
Glomar Challenger operada por la Institución de
Oceanografía Scripps.11 La embarcación Glomar
Challenger promovió y refinó la utilización del
posicionamiento dinámico con propulsores
retractables de puntos múltiples para mantener
la posición de la embarcación. Esta tecnología
aún hoy se sigue utilizando en las embarcaciones
para perforación de pozos petroleros. Las mediciones de pozos no eran consideradas esenciales
en esos tiempos; se registraban menos de 90
pozos y sólo si la recuperación de núcleos era
pobre y el tiempo lo permitía.
El primer viaje científico DSDP, conocido
como campaña, obtuvo evidencias de la presencia de domos salinos, a través de la recuperación
de núcleos y la obtención de datos con cable, que
también contenían evidencias de hidrocarburos
debajo del manto salino a profundidades abisales
de 2,927 a 5,361 m [9,603 a 17,590 pies], en el
Golfo de México.12 El descubrimiento de sal tecLaboratorios a bordo
Laboratorios de mediciones de pozos
y laboratorios auxiliares
Laboratorios de obtención de núcleos,
propiedades físicas y paleomagnetismo
Laboratorios de microbiología,
paleontología y química
Laboratorio y sala de computación
Laboratorio de fotografía
Laboratorio
de geofísica
Pozo central
> Un ingeniero de Schlumberger obteniendo registros de pozos durante la
perforación, en tiempo real, en el laboratorio de mediciones de fondo de
pozo.
30
tónicamente activa e hidrocarburos profundos
incentivó a los exploracionistas dedicados a la
búsqueda de petróleo y gas. Desde el primer descubrimiento subsalino comercial realizado por
Phillips, Anadarko y Amoco en 1993, las operaciones de exploración y producción (E&P, por
sus siglas en inglés) en el Golfo de México continúan prosperando.13
El programa ODP, la fase siguiente de los programas de perforación de pozos profundos en los
océanos con fines científicos, utilizó la embarcación para perforación JOIDES Resolution operada
por la Universidad A&M de Texas en College
Station (abajo).14 El programa ODP perforó 1,700
pozos en tirantes de agua que oscilaron entre 91 y
1,828 m [300 y 6,000 pies] con más de 213,000 m
[699,000 pies] de recuperación de núcleos. 15
< Embarcación para perforación JOIDES
Resolution con siete pisos de laboratorios a
bordo. La embarcación de 143 m [466 pies] constituye un complejo de laboratorios distribuidos en
siete pisos para analizar la gran variedad de
núcleos y registros recolectados en todo el mundo. La embarcación es mantenida en su posición
mediante 12 propulsores controlados por computadora que soportan el sistema de propulsión
principal. Cerca del centro de la embarcación se
encuentra el pozo central, una apertura de 7 m
[23 pies] situada en el fondo de la embarcación,
por la cual se baja la columna de perforación. La
embarcación para perforación es una universidad virtual que puede alojar 50 científicos y
técnicos y 65 tripulantes, con una serie de laboratorios distribuidos en siete pisos. Los dos pisos
inferiores (que no se muestran) cuentan con instalaciones para almacenamiento de núcleos. En
la bovedilla de la embarcación, a la izquierda, se
encuentra un laboratorio de geofísica que contiene el equipo que recolecta la información
relacionada con la posición de la embarcación, el
tirante de agua y los datos magnéticos utilizados
en el estudio de la topografía del lecho marino.
> Una científica del ODP trabajando en descripciones de núcleos. (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).
Oilfield Review
Con los resultados exitosos de la adquisición de
registros de pozos, la adquisición con cable pasó a
ser parte integrante del programa ODP, con más
de un 56% de los pozos registrados.16
Las últimas cuatro décadas de la perforación
científica en los océanos se han beneficiado con
los numerosos avances tecnológicos acaecidos en
las tecnologías de adquisición de registros con
cable, perforación y obtención de mediciones y en
los dispositivos de vigilancia rutinaria (monitoreo) de pozos a largo plazo. El desarrollo de
tecnologías para abordar los desafíos planteados
en términos de perforación de pozos profundos en
los océanos con fines científicos fue el resultado
de una estrecha colaboración entre la comunidad
científica y la industria de servicios.
Desafíos en la perforación de pozos
profundos en los océanos con fines científicos
Existen numerosos desafíos asociados con la
perforación en áreas de aguas profundas y ultraprofundas, donde las profundidades del lecho
marino exceden los 183 m [600 pies] y 1,524 m
10. Horton EE: “Preliminary Drilling Phase of Mohole Project
1, Summary of Drilling Operations,” Boletín de la
Asociación Americana de Geólogos del Petróleo 45,
no. 11 (Noviembre de 1961): 1789–1792.
11. El proyecto DSDP fue financiado por la Fundación
Nacional de Ciencias y fue dirigido por la Unión de
Instituciones Oceanográficas para el Muestreo de la
Profundidad de la Tierra (JOIDES, por sus siglas en
inglés), un consorcio de instituciones oceanográficas de
EUA. En 1976, el programa fue ampliado para incluir otros
países: Francia, Japón, la Unión Soviética, el Reino Unido
y Alemania Occidental.
12. Ewing M, Worzel JL, Beall AO, Berggren WA, Bukry D,
Burk CA, Fischer AG y Pessagno EA Jr: Informes Iniciales del Proyecto de Perforación Marina Profunda, Unión
de Instituciones Oceanográficas para el Muestreo de la
Profundidad de la Tierra (JOIDES). Universidad de
California, Institución de Oceanografía Scripps, Vol 1.
(Agosto-septiembre de 1968).
13. Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R:
“Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1
(Primavera de 1996): 50–64.
14. El Programa de Perforación de Pozos Profundos en los
Océanos fue dirigido por la Unión de Instituciones
Oceanográficas. (JOI); un consorcio de instituciones
oceanográficas de EUA. La operación y la dotación del
personal de la embarcación para perforación y la recuperación de núcleos en distintos sitios del mundo estuvo
a cargo de la Universidad A&M de Texas (TAMU, por sus
siglas en inglés). El Observatorio Terrestre
Lamont-Doherty (LDEO, por sus siglas en inglés) de la
Universidad de Columbia, Nueva York, EUA, dirigió los
servicios de adquisición de registros y el banco de datos
de levantamientos del sitio. Los fondos para el programa
ODP fueron provistos inicialmente por la Fundación
Nacional de Ciencias de EUA (NSF, por sus siglas en
inglés) y posteriormente se ampliaron para incluir otros
socios internacionales tales como Australia, Bélgica,
Canadá, China, Dinamarca, Finlandia, Alemania, Islandia,
Irlanda, Italia, Japón, Corea, los Países Bajos, Noruega,
Portugal, España, Suecia, Suiza, Taiwán y el Reino Unido.
15. Los depósitos de núcleos del programa ODP se encuentran en el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty,
Palisades, Nueva York, EUA; Institución de Oceanografía
Scripps, California; Universidad A&M de Texas y
Universidad de Bremen, Alemania.
16. Goldberg D: “The Role of Downhole Measurements in
Marine Geology and Geophysics,” Reviews of
Geophysics 35, no. 3 (Agosto de 1997): 315–342.
Primavera de 2005
Tubo ascendente
Columna de perforación
El fluido de perforación
es bombeado en sentido
descendente a través de
la columna de perforación
El fluido y los recortes de
perforación fluyen en sentido
ascendente entre la columna
de perforación y el tubo
ascendente
Preventor
de reventones
Lecho marino
Tubería de revestimiento
de superficie
Segunda tubería
de revestimiento
Agujero descubierto
El fluido y los recortes de
perforación fluyen en
sentido ascendente entre
la columna de perforación
y el pozo o la tubería de
revestimiento
Herramienta de adquisición
de registros durante la
perforación
> Perforación con tubo ascendente. El tubo ascendente es una tubería que
se extiende desde la plataforma de perforación hasta el lecho marino. El
lodo y los recortes de perforación del pozo retornan a la superficie a través
del tubo ascendente. El extremo superior del tubo ascendente se adosa a la
embarcación de perforación, mientras que su extremo inferior se fija en el
lecho marino. Un preventor de reventones (BOP, por sus siglas en inglés)
emplazado en el lecho marino entre el cabezal de producción del pozo y el
tubo ascendente ofrece protección contra la presencia de formaciones
sobrepresionadas y el influjo repentino de gas. El diámetro del tubo ascendente, que alcanza hasta 53.3 cm [21 pulgadas], es suficientemente grande
como para permitir el paso de la columna de perforación, las herramientas
de adquisición de registros y las sartas de revestimiento múltiples.
[5,000 pies], respectivamente. Los objetivos
científicos de los programas de perforación de
pozos profundos en los océanos exigían que se
perforara en tirantes de agua mucho mayores
que las profundidades habituales de las operaciones de exploración y producción (E&P, por
sus siglas en inglés). El programa debió desarro-
llar tecnología para perforar sin un tubo ascendente—un tubo de gran diámetro que conecta el
conjunto de preventores de reventón (BOP, por
sus siglas en inglés) con un equipo de perforación de superficie flotante—utilizado
comúnmente en las operaciones de perforación
marina en busca de petróleo y gas (arriba).
31
Cuando se perfora con un tubo ascendente, el
fluido de perforación circula por el tubo, a través
de la barrena, y luego retorna a la superficie
junto con los recortes de rocas por la parte
externa de la columna de perforación.
Sin un tubo ascendente, el fluido de perforación sale por la parte superior del pozo
derramándose sobre el lecho marino y no retorna
a la superficie (abajo). Esto no constituye un problema para el ambiente de lecho marino porque
Columna de perforación
El agua de mar es bombeada en
sentido descendente a través de
la columna de perforación
Recortes
Los recortes fluyen al océano
Lecho marino
Tubería de revestimiento
de superficie
Segunda tubería
de revestimiento
El agua de mar y los recortes
fluyen en sentido ascendente
entre la columna de perforación
y el pozo o la tubería de
revestimiento
Agujero descubierto
Barrena
Herramienta de adquisición
de registros durante la
perforación
> Perforación sin tubo ascendente. El agua de mar es bombeada en sentido
descendente a través de la columna de perforación para limpiar y enfriar la
barrena. El fluido de perforación y los recortes fluyen en sentido ascendente
entre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento, donde
se esparcen sobre el lecho marino y no retornan a la superficie.
32
el agua de mar se utiliza como fluido de perforación. No obstante, dado que no se agrega ningún
sólido, no se forma ningún revoque de filtración.
Sin revoque de filtración, el pozo es menos estable, lo que puede conducir a su colapso. Por lo
tanto, fue preciso desarrollar tecnología y soluciones para encarar los problemas asociados con
el movimiento vertical de la embarcación, la
estabilidad de los pozos, la re-entrada de pozos
en un tirante de agua de más de 5,000 m [16,405
pies] y otras cuestiones técnicas.
En perforación convencional en busca de
petróleo y gas, los dispositivos de compensación
tratan al tubo ascendente como la referencia fija
para corregir las incertidumbres asociadas con
la profundidad. Una importante mejora introducida en las operaciones de adquisición de
registros en pozos sin tubo ascendente fue el
desarrollo de un compensador de oleaje de gran
desplazamiento para reducir las incertidumbres
asociadas con la profundidad que surgen del
movimiento vertical de la embarcación. El sistema compensador de oleaje con cable (WHC,
por sus siglas en inglés) mide el movimiento vertical de la embarcación con un acelerómetro,
desplaza automáticamente el pistón hidráulico y
desenrolla la cantidad de cable de adquisición de
registros requerida. 17 El sistema WHC puede
compensar adecuadamente olas de hasta 6 m [20
pies]. Actualmente, en la embarcación JOIDES
Resolution, se está probando un nuevo sistema
de compensación de malacate rotativo programable desarrollado por Schlumberger.
Con la columna de perforación flexible de
más de 5,000 m de longitud colgando en estado
de tensión desde la torre de perforación, comenzar a perforar sin un tubo ascendente un pozo en
la roca desnuda constituye un verdadero desafío.
En ambientes de rocas duras, tales como las dorsales mesoatlánticas, se torna dificultoso iniciar
la perforación de un pozo y mantenerlo abierto,
debido a la naturaleza fracturada y frágil de las
rocas encontradas. El programa ODP desarrolló
el sistema de re-entrada de rocas duras para iniciar la perforación de pozos en ambientes
dificultosos mediante la utilización de un martillo de perforación hidráulico. El martillo
perforador se baja por el interior de la tubería
de revestimiento y perfora un pozo y hace
avanzar la tubería de revestimiento simultáneamente.18 En los campos petroleros de hoy en día,
la tecnología que utiliza tubería de revestimiento estándar para perforar el pozo y luego
dejarla en su lugar para entubar el pozo, elimina
las maniobras de la columna de perforación y
puede incrementar la eficiencia de la perforación en un 20 a un 30%.
Oilfield Review
Otro de los desafíos de la perforación sin
tubo ascendente era la re-entrada de pozos preexistentes. Puede ser necesario reingresar en un
pozo por diversos motivos, tales como un cambio
de barrena o cuando se retorna al pozo en campañas múltiples. Para cambiar la barrena, por
ejemplo, se debe subir la columna de perfora-
ción, adosar una nueva barrena y volver a bajar
la columna hasta el fondo dentro de la misma
perforación. La formidable tarea de reingresar
en un pozo en el fondo del océano se logró con la
utilización de un equipo de barrido por sonar y
un cono de re-entrada. El arreglo de cono de reentrada comprende un embudo de re-entrada
Cono de re-entrada
Lecho marino
Faldón de lodo
Tubería de revestimiento
de 16 pulgadas
Tubería de revestimiento
de 103⁄4 pulgadas
Tubería de revestimiento
de 20 pulgadas
Tubería de revestimiento
de 133⁄8 pulgadas
> El cono de re-entrada. Una instalación grande, en forma de embudo de
3.7 m [12 pies] de diámetro, emplazada en el fondo del mar sirve como
conducto para el re-emplazamiento de un pozo perforado previamente y
para el asentamiento y el soporte de la sarta de revestimiento de superficie. El cono de re-entrada es liberado a través del pozo central (extremo
superior). (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).
Primavera de 2005
instalado en una placa de soporte que descansa
sobre el fondo marino y una cubierta para soportar las sartas de revestimiento múltiples
(izquierda). El sistema de re-entrada es ancho
en la parte superior, por encima del lecho
marino, y se estrecha en la parte inferior cerca
de la base del fondo marino, lo que facilita que
el embudo guíe la columna de perforación dentro del pozo.
El cono de re-entrada permite reingresar en
un pozo en campañas múltiples para profundizarlo o para instalar un observatorio de pozo
para la obtención de mediciones y muestras de
fondo de pozo a largo plazo.
El programa ODP desarrolló dos tipos fundamentales de observatorios de pozos. Se
desplegaron sismómetros de banda ancha de
fondo de pozo con un ancho de banda que oscilaba entre 0.001 y 10 Hz y medidores de esfuerzo
en sitios seleccionados, ubicados fundamentalmente en zonas sismogénicas o proclives a
terremotos, cercanas a Japón y situadas en la
porción este del Océano Pacífico. El otro tipo de
observatorio de pozo consta de instrumental
para obtener mediciones en sitio de la temperatura y la presión de formación y muestreo de las
propiedades geoquímicas de los fluidos. De un
modo similar, los medidores de fondo de pozo
permanentes para el monitoreo de tasas de flujo,
presión y temperatura son habituales en los
campos petroleros para la optimización de la
producción en tiempo real.19
No obstante, la utilización efectiva de pozos
como observatorios hidrogeológicos requirió que
se los cerrara herméticamente para protegerlos
del agua de mar sobreyacente y que se permitiera a la formación retornar a un estado de
equilibrio. Esto fue posible gracias al empleo de
un sistema de prevención de la circulación entre
el pozo y el océano (CORK, por sus siglas en
inglés), desplegado por primera vez en el año
1991, que aísla los pozos del agua de mar que se
17. Lorsignol M, Armstrong A, Rasmussen MW y Farnieras L:
“Heave Compensated Wireline Logging Winch System
and Method of Use,” Patente de EUA no. 6,216,789 (17 de
abril de 2001).
18. Grupo Científico a Bordo, 2000: “Leg 191 Preliminary
Report: West Pacific ION Project/Hammer Drill
Engineering,” Informe Preliminar del ODP 191,
http://wwwodp.tamu.edu/publications/prelim/191_prel/19
1PREL.PDF (se examinó el 10 de diciembre de 2004).
19. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G,
Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M,
Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A:
“Métodos prácticos de manejo de la producción de arena,”
Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.
33
Cabezal CORK
Orificios de muestreo
hidráulico
(desde los filtros)
Registrador de datos
para el registro de presión
Cono de re-entrada
Faldón de lodo
Tubería de revestimiento
Líneas de muestreo
hidráulico (desde los filtros)
Línea de inflado
del empacador
Filtros
Empacadores
Tapón puente
> Sistema de prevención de la circulación entre el océano y el pozo (CORK, por sus siglas en inglés). Una
vez finalizadas las operaciones de adquisición de registros y extracción de núcleos, el pozo es aislado
del agua de mar sobreyacente mediante el emplazamiento de un sistema CORK; un sello mecánico de
pozo readaptado a un cono de re-entrada (extremo superior). El sello impide la circulación de fluido
hacia el interior y el exterior del pozo. Al sistema CORK se le puede adosar un arreglo de sensor que
se extiende dentro del pozo para medir la temperatura, la presión y las propiedades químicas y biológicas locales a lo largo de varios años. Un sistema CORK de avanzada incorpora sellos múltiples para
permitir el registro de las observaciones de series de tiempo en varias zonas aisladas (extremo inferior). Se despliega un submarino o un ROV (vehículo de operación remota) para descargar periódicamente los datos. (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).
encuentra por encima del lecho marino (arriba).
Los datos de temperatura y presión registrados a
lo largo de un período que varía entre algunos
meses y varios años son recuperados mediante la
utilización de equipos sumergibles tripulados o
no tripulados.
Una nueva generación de sistemas CORK de
avanzada incorporará empacadores múltiples
para aislar las zonas subterráneas del pozo a fin
de medir la temperatura, la presión, la química
de fluidos y la microbiología de cada zona.
Si bien las profundidades del lecho marino y
las condiciones de pozo son extremas, ODP y
Schlumberger han concebido métodos y herra-
34
mientas para la obtención de mediciones de
pozos a fin de satisfacer los objetivos científicos
y operar efectivamente en ambientes hostiles.
Avances en mediciones de pozos
Las mediciones de pozos ahora se consideran
tan vitales para el logro de los objetivos científicos de las operaciones de perforación de pozos
profundos en los océanos con fines científicos
como lo son para la industria de exploración y
producción (E&P). Estas mediciones proporcionan un registro continuo de las propiedades de
las formaciones bajo las condiciones locales, un
enlace entre los datos de núcleos y los datos sís-
micos de escala regional más grande, y a veces
proveen los únicos datos válidos cuando la recuperación de núcleos es pobre o inexistente.
La necesidad de contar con herramientas en
ambientes de pozos de diámetro reducido, alta
presión y alta temperatura y la necesidad de disponer de herramientas de alta resolución para
caracterizar las capas delgadas han sido las fuerzas impulsoras del diseño a medida de las
necesidades específicas y el desarrollo de nuevas
herramientas de pozos.
A veces las sondas de adquisición de registros deben ser operadas a través de tuberías de
tan sólo 9.7 cm [3.8 pulgadas] de diámetro para
obtener mediciones en pozos de más de 30 cm
[11.8 pulgadas] de diámetro. Para superar esta
dificultad, se redujo el diámetro de ciertas
herramientas de campos petroleros. En el año
1988, se modificó el dispositivo Microbarredor
de la Formación, reduciéndose su diámetro exterior (OD, por sus siglas en inglés) de más de 11.4
cm [4.5 pulgadas] a 9.4 cm [3.7 pulgadas]. Otro
dispositivo, la herramienta de Sísmica de Pozo
WST para pozos de diámetro reducido, fue adecuada mediante el agregado de dos geófonos
horizontales. Esto posibilitó la determinación de
la velocidad de ondas de corte y la anisotropía
de las rocas subyacentes a partir de un levantamiento VSP.
El objetivo de incrementar la resolución vertical de las mediciones de fondo de pozo incentivó
a los científicos del Observatorio Terrestre
Lamont-Doherty, en Palisades, Nueva York, EUA
(LDEO), a desarrollar la herramienta de rayos
gamma de sensores múltiples (MGT) en el año
2001. Esta herramienta aumenta la resolución
mediante apilamiento de punto medio común y
suma de los datos recibidos desde un arreglo de
cuatro sensores de espectrometría de rayos
gamma con un espaciamiento de 61 cm [2 pies]
entre sí.20 La herramienta MGT incrementa la
resolución vertical de los datos de los registros de
rayos gamma naturales en un factor de tres a
cuatro con respecto a las herramientas de adquisición de registros convencionales, mejorando la
caracterización de las capas delgadas y su correlación con los datos de núcleos.
Habitualmente, un sistema operado con
cable no puede registrar el intervalo superior
ubicado justo por debajo del lecho marino porque la columna de perforación tiene que ser
bajada unos 50 a 100 m [164 a 328 pies] aproximadamente para garantizar la estabilidad del
pozo. Además, las sartas de herramientas largas
a menudo no logran registrar el fondo del pozo.
Por otra parte, en ciertos ambientes dificultosos,
por ejemplo, en intercalaciones de roca dura y
roca blanda, tales como las secuencias de fta-
Oilfield Review
nita-creta, las rocas se deterioran después de la
perforación, lo que se traduce en recuperación
de núcleos y registros pobres. En esos casos, las
herramientas de adquisición de registros
durante la perforación resultan de importancia
crítica y proporcionan las únicas mediciones en
sitio.21
Por razones de seguridad en pozos inestables,
y para reducir el tiempo de perforación, durante
el desarrollo del programa ODP se desarrolló una
innovadora solución de adquisición de registros
durante la extracción de núcleos (LWC, por sus
siglas en inglés). La herramienta de resistividad
frente a la barrena RAB fue modificada mediante
la incorporación de baterías anulares en la pared
del portabarrena y una nueva camisa de resistividad de pastillas. Esto permite que un tubo
extractor de núcleos ODP pase a través de la
herramienta RAB para llevar a cabo las operaciones de extracción de núcleos durante la
obtención de mediciones de resistividad y rayos
gamma azimutal (derecha). El sistema LWC provee precisión en lo que respecta a la calibración
de la profundidad de los registros de núcleos y
orientación de los mismos sin viajes adicionales,
lo que se traduce tanto en ahorros de tiempo
como en ventajas científicas únicas.22
Obtención de muestras de núcleos
El mejoramiento de la recuperación de núcleos y
la obtención de muestras no contaminadas e
inalteradas son objetivos científicos importantes. La contaminación producida por el proceso
de perforación puede afectar los estudios de las
propiedades magnéticas, la química de fluidos,
la microbiología, la estructura sedimentaria, y la
textura de las muestras de núcleo. Como sucede
con las operaciones de exploración y producción
(E&P), las tecnologías de perforación y muestreo de los programas de perforación científica
en los océanos han sido adaptadas a la dureza de
las rocas y la litología. Las innovaciones específicas incluyen la técnica de extracción de núcleos
con pistón de avanzada para el muestreo de
rocas blandas a rocas de dureza intermedia y un
tubo extractor de núcleos extendido o un tubo
extractor de núcleos de diamante para la extracción de núcleos en rocas de dureza intermedia a
rocas duras.
La investigación de los hidratos de gas en particular, requiere la recuperación de muestras en
condiciones locales. Durante la extracción convencional de núcleos de hidratos, se produce la
liberación de volúmenes sustanciales de gas
cuando los sedimentos son llevados a la superficie. Los programas DSDP y ODP respectivamente,
desarrollaron el tubo extractor de núcleos bajo
presión operado con cable y el tubo extractor de
Primavera de 2005
núcleos bajo presión para recuperar muestras a
presiones locales de hasta 10,000 lpc [70 MPa].23
Estas herramientas resultan particularmente
útiles para el muestreo de hidratos de gas y la
medición del volumen de gas liberado desde
estas muestras. La necesidad de contar con procedimientos de muestreo bajo presión que
mantengan el núcleo a la presión de fondo de
pozo en una cámara autoclave, inspiró a un consorcio europeo a desarrollar un nuevo conjunto
de herramientas conocido como autoclave de
extracción de núcleos de hidratos; la próxima
generación de sistemas de extracción de núcleos
bajo presión.24
La Campaña 204 del programa ODP, que tuvo
lugar entre julio y agosto de 2002, proporcionó la
oportunidad para probar una amplia variedad de
tecnologías y técnicas de medición nuevas.25 El
objetivo científico de la misión era comprender
la presencia y distribución de los hidratos de gas
en el área marina de Oregón, EUA. Esta campaña marcó la utilización, por primera vez, de la
técnica de adquisición de registros y extracción
de núcleos en forma simultánea con el sistema
LWC y la ejecución de pruebas extensivas de
herramientas de extracción de núcleos bajo presión. La Campaña 204 desplegó además una
amplia gama de herramientas operadas con
cable y herramientas LWD de Schlumberger e
incluyó herramientas desarrolladas por el programa ODP para medir la presión en sitio.26 Por
primera vez en una operación ODP se utilizaron
cámaras infrarrojas digitales para el barrido de
las muestras de núcleos. Esto se realiza no bien
se recuperan las muestras del intervalo de
hidratos de gas para registrar las anomalías de
temperatura.27
20. Goldberg D, Meltser A y el Grupo Científico a Bordo del
ODP, Campaña 191, 2001: “High Vertical Resolution Spectral Gamma Ray Logging: A New Tool Development and
Field Test Results,” Transcripciones del 42o Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, 17 al 20 de junio de 2001, artículo JJ.
21. Goldberg, referencia 16.
22. Goldberg D, Myers G, Grigar K, Pettigrew T, Mrozewski S
y el Grupo Científico a Bordo del ODP, Campaña 209:
“Logging-While-Coring—First Tests of a New
Technology for Scientific Drilling,” Petrophysics 45, no. 4
(Julio a agosto de 2004): 328–334.
23. Pettigrew TL: “Design and Operation of a Wireline
Pressure Core Sampler,” ODP, Nota Técnica 17. College
Station, Texas: Programa de Perforación de Pozos
Profundos en los Océanos (1992).
24. El consorcio HYACINTH europeo desarrolló el sistema de
autoclave de extracción de núcleos de hidratos (HYACE,
por sus siglas en inglés). Dos tipos de herramientas de
extracción de núcleos bajo presión operadas con cable,
una herramienta de percusión y una herramienta rotativa, fueron desarrolladas en conjunto con los medios
para transferir el núcleo a una cámara de laboratorio sin
pérdida de presión.
25. Tréhu AM, Bohrmann G, Rack FR, Torres ME, Delwiche ME,
Dickens GR, Goldberg DS, Gràcia E, Guèrin G, Holland M,
Johnson JE, Lee YJ, Liu CS, Long PE, Milkov AV, Riedel M,
Tubo extractor de núcleos
accionado por motor recuperable
(MDCB, por sus siglas en inglés),
diámetro exterior del tubo del
núcleo interno = 27⁄8 pulgadas
Diámetro interior de la
herramienta RAB = 3.45 pulgadas
Batería anual
Electrodos de resistividad
azimutal en la camisa de
pastillas, diámetro
exterior = 91⁄2 pulgadas
Sensor de rayos gamma
Estabilizador reemplazable
en el campo
Electrodo de resistividad
de la barrena
Diámetro exterior del
núcleo = 2.5 pulgadas
> Sistema de adquisición de registros durante la
extracción de núcleos (LWC, por sus siglas en
inglés). El tubo extractor de núcleos accionado a
motor (MDCB, por sus siglas en inglés) pasa por
la herramienta de resistividad frente a la barrena
RAB modificada para recolectar las muestras de
núcleos durante la adquisición de registros de
resistividad y de rayos gamma. (Adaptado de
Goldberg et al, referencia 22).
Schultheiss P, Su X, Teichert B, Tomaru H, Vanneste M,
Watanabe M y Weinberger JL: Transcripciones del
Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos, Informe Inicial, Vol. 204. http://www-odp.tamu.edu/
publications/prelim/204_prel/204toc.html (se examinó el 12
de diciembre de 2004).
26. Algunas de las herramientas con cable utilizadas en la
Campaña 204 son: APS (Sonda de Porosidad de
Acelerador de Neutrones), DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), DIT (herramienta de
Doble Inducción), Formation MicroScanner
(Microbarredor de la Formación), GPTI (Inclinómetro con
Fines Generales), HLDT (herramienta de Lito-Densidad
para Ambientes Hostiles), HNGS (Sonda de Rayos
Gamma Naturales para Ambientes Hostiles), SGT
(herramienta de Centelleo de Rayos Gamma), SFL
(herramienta de Resistividad Enfocada Esféricamente),
VSI (herramienta de generación de Imágenes Sísmica
Versátil) y la herramienta WST-3. Las herramientas de
perforación y obtención de mediciones fueron
adnVISION, geoVISION, proVISION y la herramienta
RAB-8 modificada para ser utilizada con el sistema de
adquisición de registros durante la extracción de
núcleos.
27. Cuando los hidratos de gas se desasocian de un intervalo sedimentario, se pueden palpar con la mano puntos
fríos que pueden ser medidos con cámaras infrarrojas
térmicas.
35
Enfoque en los hidratos de gas
La existencia de hidratos de gas en sedimentos
-900
-1,000
marinos se conoce desde los primeros días del
programa DSDP pero en el pasado se los evitaba
1245
lógicamente por cuestiones de seguridad de la
1244
perforación. Sin embargo, el creciente interés
1252
1246
en los hidratos en sí como recurso energético
1247
potencial y en su posible influencia sobre el
-1,100
cambio climático, los ha convertido en una de
1248
las áreas de interés de la perforación científica
1249
1251
en los océanos.
1250
Los hidratos presentes en los sedimentos de
aguas profundas, en los márgenes continentales
-1,200
-800
externos, son comúnmente estables. Los hidratos de gas se vuelven inestables cuando la
temperatura del océano se eleva o se produce un
44°33’ N
fenómeno de despresurización debido a la
125°09’W
125°06’ W
125°03’ W
reducción de la presión de confinamiento, cau> Emplazamientos de perforación correspondientes a la Campaña 204 del programa ODP, en la
sada por ejemplo por una reducción del nivel del
Dorsal de Hidratos, en el área marina de Oregón, EUA. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25).
mar o una pérdida en la sobrecarga de sedimentos.28 Esto ocasiona la emisión de metano—un
gas de efecto invernadero poderoso—en los océanos y en la atmósfera. Los científicos han
1.1
planteado diversos cuestionamientos acerca del
Localización 1246
Localización 1245
impacto de los hidratos de gas sobre el ciclo del
4,100 pies
Localización 1244
1.2
carbono y el clima global.29 No obstante, existe
1,250 m
gran incertidumbre respecto de qué cantidad de
Y
B
1.3
0
hidrato y gas libre contienen efectivamente los
Localización
sedimentos marinos. Por lo tanto, es importante
1252
Y
75
B
1.4
saber dónde y cómo se acumulan los hidratos, y
vigilar rutinariamente las condiciones que
150 BSR
1.5
podrían alterar su estabilidad.
A
Para reducir esta incertidumbre, se perfora225
1.6
ron 45 pozos en nueve emplazamientos de un
alto batimétrico conocido con el nombre de DorBSR
300
1.7
sal de Hidratos, en un tirante de agua de 790 m
375
1.8
Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos
Profundidad, m
44°36’ N
450
AC
1.9
> Corte vertical este-oeste a través de la imagen de datos sísmicos tridimensionales. Los datos sísmicos muestran el marco estructural y estratigráfico de la Dorsal de Hidratos en las Localizaciones
1244, 1245, 1246 y 1252. El reflector de gran amplitud que se encuentra debajo del lecho marino es el
reflector de simulación del fondo (BSR, por sus siglas en inglés) y corresponde a la base de la zona
de estabilidad de los hidratos de gas. El BSR posee polaridad negativa, lo que indica la presencia de
sedimentos de alta velocidad con contenido de hidratos de gas que sobreyacen los sedimentos de
baja velocidad que contienen gas libre. Debajo del límite AC, los datos sísmicos son incoherentes y
representan sedimentos intensamente deformados y más antiguos del complejo acrecional de la
porción central de la Dorsal de Hidratos. Las reflexiones sísmicas indicadas con las letras A, B, B', Y
e Y' corresponden a eventos estratigráficos anormalmente brillantes. La escala de profundidad en
metros debajo del lecho marino (mblm) se basa en una velocidad supuesta de 1,550 m/s [5,085 pies/s]
por encima de 150 mblm [492 pies] y 1,650 m/s [5,413 pies/s] por debajo de 150 mblm. Las líneas de
color anaranjado rojizo indican la profundidad de penetración en cada localización. (Adaptado de
Tréhu et al, referencia 25).
36
28. Kleinberg y Brewer, referencia 3.
29. Dickens GR: “Rethinking the Global Carbon Cycle with a
Large, Dynamic and Microbially Mediated Gas Hydrate
Capacitor,” Earth and Planetary Science Letters 213, no.
3 (25 de agosto de 2003): 169–183.
30. 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 T, Menkiti H, Puech J-C,
Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datos
sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de
2003): 2–23.
31. Tréhu AM, Long PE, Torres ME, Bohrmann G, Rack FR,
Collett TS, Goldberg DS, Milkov AV, Riedel M, Schultheiss
P, Bangs NL, Barr SR, Borowski WS, Claypool GE,
Delwiche ME, Dickens GR, Gràcia E, Guerin G, Holland
M, Johnson JE, Lee Y-J, Liu C-S, Su X, Teichert B, Tomaru
H, Vanneste M, Watanabe M y Weinberger JL:
“Three-Dimensional Distribution of Gas Hydrate beneath
Southern Hydrate Ridge: Constraints from ODP Leg 204,”
Earth and Planetary Science Letters 222, no. 3–4, (15 de
junio de 2004): 845–862.
32. Los experimentos de Archie establecieron una relación
empírica entre la resistividad, la porosidad y la saturación
de agua. Para obtener más información sobre la ecuación
de Archie, consulte: Log Interpretation Principles/
Applications. Houston: Servicios Educativos de
Schlumberger, 1989.
Oilfield Review
tente entre los sedimentos de alta velocidad que
contienen hidratos de gas y los sedimentos de
baja velocidad más profundos que contienen gas
libre produce un reflector de alta amplitud al
que se alude como reflector de simulación del
fondo (BSR, por sus siglas en inglés). Este
reflector es interpretado como la base de la zona
de estabilidad de los hidratos de gas. Las velocidades sísmicas derivadas de los VSP resuelven
claramente esta reducción de la velocidad, indicativa de la presencia de gas libre debajo del
BSR que se encuentra a una distancia de 129 a
134 m [423 a 440 pies] aproximadamente, por
debajo del fondo marino.
Dado que los hidratos no son conductivos, la
resistividad eléctrica de los sedimentos saturados de hidratos es mayor que la de los
sedimentos saturados de agua. Las imágenes de
resistividad adquiridas con la herramienta de
resistividad frente a la barrena RAB mostraron
la distribución azimutal de los hidratos en los
sedimentos perforados (abajo). Los datos RAB,
en conjunto con los datos sísmicos 3D, guiaron
Imagen estática RAB-8
Resistividad profunda
Recuperación
Fotos de núcleos
Núcleo 12498
[2,592 pies], en el área marina de Oregon, EUA
(página anterior, arriba). Durante la Campaña
204, se obtuvieron varias mediciones geofísicas
que pueden ayudar a cuantificar los hidratos de
gas, incluyendo el método de resonancia magnética nuclear, la generación de imágenes de
resistividad, la adquisición de registros sónicos y
los perfiles sísmicos verticales (VSPs, por sus
siglas en inglés). Se adquirieron datos sísmicos
de pozos con la herramienta de generación de
Imágenes Sísmicas Versátil VSI que puede obtener registraciones simultáneas en estaciones
múltiples. Con diferentes configuraciones fuente-receptor, se adquirió sísmica de pozo con
apartamiento de la fuente y con desplazamiento
sucesivo de la fuente para representar el subsuelo lejos del pozo.30
Los datos sísmicos tridimensionales (3D)
adquiridos en los nueve emplazamientos de perforación, situados en la porción sur de la Dorsal
de Hidratos, proporcionaron un marco estructural y estratigráfico regional (página anterior,
abajo). El fuerte contraste de velocidad exis-
Bajo
N
Alto
ohm-m
Orientación
E
S
W
N
la subsiguiente operación de extracción de
núcleos permitiendo un muestreo preciso de las
zonas ricas en hidratos de gas.31
La integración de los núcleos con los registros de pozos y los datos sísmicos de pozos y de
superficie, cada uno con diferente resolución
espacial y sensibilidad al contenido de hidratos
de gas, arroja una estimación de la distribución
tridimensional de los hidratos de gas dentro de
un sistema dorsal acrecional.
El porcentaje de hidratos de gas se estimó
mediante el empleo de diferentes metodologías.
Si bien las mediciones de pozos proveen un
muestreo espacial continuo, existen suposiciones involucradas en la estimación de los
hidratos de gas. Suponiendo que el espacio
poroso está relleno de agua e hidratos de gas
solamente, el porcentaje de hidratos de gas
presentes puede ser deducido mediante la utilización de la relación de Archie para determinar
la saturación de agua, correspondiendo el resto
a hidratos de gas.32 Esta técnica no distingue
entre hidrato de gas y gas libre.
Resistividad
RAB-8
ohm-m
0
20
40
Rayos gamma
RAB-8
API
40 60 80
Núcleo RAB-8
Densidad volumétrica
g/cm3
1.55 1.65 1.75
5
10
15
20 cm
2A
3A
4A
5A
6A
Textura espesa de tipo crema
producida por la disociación
de hidratos
7A
8A
Profundidad, metros por debajo del lecho marino
15 cm
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Arcilla con parche verdoso oscuro
y espículas de esponja dispersas
9A
70
> Datos de la Campaña 204 del Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos. Los datos adquiridos en el Pozo 1249B incluyen una imagen
de resistividad profunda obtenida con la herramienta RAB-8 (Carril 2), resistividad (Carril 3), rayos gamma (Carril 4) y densidad de núcleos (Carril 5). A la
izquierda se muestran fotos de núcleos. Los intervalos de alta resistencia indican la presencia de hidratos de gas. Obsérvese que la recuperación de
núcleos (Carril 1) es intermitente y pobre, mientras que las mediciones LWD son continuas. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25).
Primavera de 2005
37
Programa Integrado de Perforación
de Pozos Profundos en los Océanos
(IOPD, por sus siglas en inglés)
Asesorar y consultar
Otros Subcontratos
de Servicios Científicos
Embarcación para perforación sin tubo
ascendente JOIDES Resolution
EUA
Estructura de Asesoramiento
Científico (SAS, por sus siglas en inglés)
IOPD Management International Inc.
Embarcación para perforación
con tubo ascendente Chikyu
Japón
Plataformas específicas
para cada misión
Europa
Operador
Operador
Operador
Unión de Instituciones Oceanográficas (Alianza JOI)
Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina
y Terrestre (JAMSTEC)
Operador de Ciencias ECORD (ESO)
Plataforma y Operaciones de Perforación
Plataforma y Operaciones de Perforación
Plataforma y Operaciones de Perforación
Fundación Nacional de Ciencias (NSF)
Ministerio de Educación, Cultura,
Deportes, Ciencia y Tecnología (MEXT)
Agencia de Manejo ECORD (EMA)
> Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas en inglés). El IODP es una operación de plataformas múltiples que involucra una embarcación para perforación sin tubo ascendente, una embarcación para perforación con tubo ascendente y una variedad de
plataformas específicas para cada misión. Japón, EUA y Europa apoyarán a las organizaciones a cargo de la implementación en lo que respecta a las
diversas embarcaciones y plataformas (véase referencia 7). (Fotografías, cortesía de la alianza JOI, JAMSTEC y ECORD.)
Otro enfoque utilizó una liberación controlada de la presión de la muestra de núcleo para
permitir la medición del volumen de gas almacenado dentro de un intervalo de sedimento. Este
volumen se utilizó luego con las curvas de equilibrio de gas establecidas para estimar el volumen
de hidratos de gas o gas libre presente en el
núcleo.
Los resultados indicaron que el alto contenido de hidratos de gas—30 a 40% del espacio
poroso—se limita a los décimos de metros superiores que subyacen el fondo marino en la cresta
de la Dorsal de Hidratos, mientras que en los
flancos de la dorsal, los hidratos se extienden a
mayor profundidad.33 La comprensión de la distribución heterogénea de los hidratos de gas es
un factor importante en el modelado de la formación de hidratos de gas en sedimentos
marinos y de los cambios debidos a la tectónica
y el impacto ambiental.
En el año 2000, el Departamento de Energía
de EUA (DOE, por sus siglas en inglés), en con-
38
sulta con otros organismos gubernamentales,
inició una activa gestión con miras a poner en
marcha un programa de investigación fundamental y aplicada para identificar, evaluar y
desarrollar hidratos de metano como recurso
energético. Numerosos países, entre ellos Japón,
Canadá e India, también están interesados en el
potencial de los hidratos de gas como fuente de
energía y han establecido grandes proyectos de
investigación y desarrollo relacionados con los
hidratos de gas, mientras que China, Corea,
Noruega, México y otras naciones están investigando la viabilidad de implementar proyectos de
investigación de los hidratos de gas auspiciados
por los gobiernos.34
El proyecto industrial conjunto del DOE de
EUA, liderado por ChevronTexaco, tiene proyectado perforar dos emplazamientos en aguas
profundas del Golfo de México, en el año 2005. Se
aplicarán algunas de las técnicas y lecciones
aprendidas como resultado de la Campaña 204.
Si bien el principal objetivo es aprender cómo
explotar en forma segura los yacimientos de
hidrocarburos convencionales que se encuentran
debajo de los hidratos, los resultados del programa posibilitarán además una mejor
evaluación de la viabilidad comercial de los
hidratos de gas marinos.
Todos estos logros tecnológicos fomentarán
la realización de estudios de perforación científica en los océanos en el siglo XXI, si bien en la
próxima década será necesario contar con tecnologías específicas para enfrentar desafíos
tales como la medición de las altas temperaturas
y presiones presentes en las zonas sismogénicas,
las operaciones de muestreo de fluidos, la recuperación de sedimentos no contaminados y de
vida microbiana en condiciones locales, el desarrollo de mediciones de pozos mejoradas y la
instalación de sensores a largo plazo o permanentes.
Con la adquisición de un número creciente de
datos, el manejo de los datos se ha convertido en
otro asunto crítico. En el año 1996, Schlumberger
Oilfield Review
y ODP colaboraron para probar un montículo
estabilizado para las antenas utilizadas en la
transmisión de datos de alta velocidad desde la
embarcación JOIDES Resolution hasta los centros de datos costeros. Ahora es común contar
en las operaciones IODP con una versión de
avanzada de este sistema de terminal de apertura muy pequeña (VSAT, por sus siglas en
inglés) que ofrece cobertura global casi total
para la transmisión de datos y comunicaciones
electrónicas y comunicaciones de voz.
Finalmente, los enormes volúmenes de datos
e información generados por los programas de
perforación de pozos profundos en los océanos
generan los mismos problemas con que se
enfrenta el manejo de datos de exploración y
producción (E&P).35 Los datos heredados, recolectados durante el desarrollo de los programas
DSDP y ODP, y los datos del programa IODP
recién lanzado, son algunos de esos problemas.
Además de las mediciones crudas, el copioso
volumen de información digital, tales como los
informes de perforación, los datos de adquisición
de registros de inyección y las descripciones de
los recortes de perforación, deben ser manejados
correctamente y han de asociarse con los datos
medidos sin procesar para mantener la información contextual y asegurar la integridad y validez
de los datos que maneja el sistema. Schlumberger ha estado colaborando en forma estrecha con
la JAMSTEC—Agencia Japonesa de Ciencia y
Tecnología Marina y Terrestre—para diseñar y
construir el prototipo de tal sistema de manejo
de datos. La integración de la capacidad de análisis de datos dentro del sistema de manejo de
datos mediante la utilización del programa integrado de sistemas de caracterización de
yacimientos GeoFrame permite a los usuarios
acceder a los datos en forma directa desde un
sitio remoto.
Una nueva era en perforación
de pozos profundos en los océanos
El Programa Integrado de Perforación de Pozos
Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas
en inglés), un programa nuevo que comenzó en
el año 2004, se basa en la experiencia y los conocimientos adquiridos durante las campañas de
perforación científica en los océanos previas. El
IODP es una asociación global de científicos,
instituciones de investigación y organismos
gubernamentales que provee un método más
enfocado de exploración a mayores profundidades y en áreas previamente inaccesibles (página
anterior). Los objetivos científicos del IODP se
describen sucintamente en el plan de ciencias
inicial.36 Al igual que sus predecesoras, las expe-
Primavera de 2005
diciones del IODP son controladas por las propuestas y se planifican luego de extensivas
revisiones científicas y de seguridad de índole
internacional.
Sin embargo, el IODP difiere considerablemente de cualquiera de los programas previos
porque utiliza embarcaciones múltiples con
diversas capacidades de perforación. Las plataformas múltiples—sin tubo ascendente,
específicas para cada misión y con tubo
ascendente—permitirán perforar en áreas previamente inaccesibles, tales como los márgenes
continentales, en aguas someras con menos de
menos de 20 m [66 pies] de profundidad, en
regiones cubiertas de hielo del Ártico y en los
océanos ultraprofundos.37
Se utilizará la actual embarcación estadounidense JOIDES Resolution en la primera fase
operacional de las operaciones sin tubo ascendente, que durará hasta el año 2005. 38 Las
plataformas específicas para cada misión (MSP,
por sus siglas en inglés) que opera el Consorcio
Europeo para Perforación de Pozos Profundos en
los Océanos con Fines de Investigación trabajarán en aguas someras y regiones cubiertas de
hielo.39 Tal como lo sugiere el nombre “específicas
para cada misión,” estas plataformas de perforación podrían consistir en barcazas de perforación,
plataformas de perforación autoelevadizas o sistemas de perforación en el fondo del océano, según
el entorno de perforación de que se trate.
La construcción de la plataforma con tubo
ascendente y el desarrollo de tecnologías relacionadas fueron iniciados en 1990 por el MEXT
(Ministerio de Educación, Cultura, Deportes,
Ciencia y Tecnología) de Japón. Este programa,
denominado “Perforación de Pozos Profundos en
los Océanos en el Siglo XXI,” fue integrado al
IODP.40 La embarcación japonesa Chikyu, que
significa “Tierra,” será una embarcación para
perforación posicionada dinámicamente, equipada con tubo ascendente y tecnología de
vanguardia. Inicialmente el buque Chikyu
alcanzará una profundidad de 10,000 m (32,800
pies), en tirantes de agua de hasta 2,500 m
(8,200 pies). En las operaciones sin tubo ascendente, el Chikyu tendrá capacidad para perforar
en tirantes de agua de hasta 7,000 (22,970 pies).
En el futuro, el Chikyu será capaz de perforar con un tubo ascendente en tirantes de agua
de 4,000 m (13,120 pies), alcanzando una profundidad total de 12,000 m (39,370 pies), lo que
permitirá acceder a regiones donde anteriormente la perforación con fines científicos se
encontraba impedida por la presencia de hidrocarburos y otros fluidos. Aunque la perforación
con tubo ascendente se emplea comúnmente
para la exploración y el desarrollo de hidrocarburos, nunca se la ha utilizado en estos
ambientes ultraprofundos. Será posible perforar
pozos más estables y capaces de penetrar zonas
con diferentes presiones. Las zonas sismogénicas son particularmente difíciles de perforar
debido a las fuertes pérdidas de fluidos asociadas con los intervalos fracturados. Con la
utilización de esta embarcación, los investigadores pueden perforar e instalar sensores
permanentes en zonas sismogénicas. Se espera
que el Chikyu esté en condiciones de operar
hacia fines del año 2006 o principios del 2007.
33. Milkov AV, Claypool GE, Lee Y-J, Torres ME, Borowski WS,
Tomaru H, Sassen R, Long PE y el Grupo Científico de la
Campaña 204 del ODP: “Ethane Enrichment and Propane
Depletion in Subsurface Gases Indicate Gas Hydrate
Occurrence in Marine Sediments at Southern Hydrate
Ridge Offshore Oregon,” Organic Geochemistry 35, no. 9
(Septiembre de 2004): 1067–1080.
Milkov AV, Claypool GE, Lee YJ, Dickens GR, Xu W,
Borowski WS y el Grupo Científico de la Campaña 204
del ODP, “In Situ Methane Concentrations at Hydrate
Ridge Offshore Oregon: New Constraints on the Global
Gas Hydrate Inventory from an Active Margin,” Geology
31 (2003): 833–836.
34. Collett TS: “Gas Hydrates as a Future Energy Resource,”
Geotimes 49, no. 11 (Noviembre de 2004): 24–27.
35. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J,
Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P,
Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán O, Ochoa E,
O’Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P Data
Management,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997):
21–33.
36. Para obtener más información sobre el plan de ciencias
inicial, consulte: http://www.iodp.org/downloads/
IODP_Init_Sci_Plan.pdf (se examinó el 30 de septiembre
de 2004).
37. Coffin MF: “Expeditions to Drill Pacific, Arctic, and
Atlantic Sites,” Unión Geofísica Americana,
Transcripciones EOS 85, no. 2 (Enero de 2004): 13–18.
38. La Unión de Instituciones Oceanográficas (JOI, por sus
siglas en inglés), la Universidad A&M de Texas, la
Universidad de Columbia, y el Observatorio Terrestre
Lamont-Doherty componen la alianza JOI. La JOI provee
colectivamente servicios de extracción de núcleos y
adquisición de registros, equipamiento de laboratorio,
personal, ingeniería, curado, distribución de datos y
logística para la embarcación sin tubo ascendente. La
Universidad A&M de Texas subcontrata la embarcación
sin tubo ascendente y el Observatorio Terrestre
Lamont-Doherty subcontrata los servicios de adquisición
de registros.
39. Las plataformas específicas para cada misión son operadas por el Consorcio Europeo para la Investigación en
los Océanos (ECORD, por sus siglas en inglés), y dirigidas
por el sector de Operaciones Científicas del ECORD
(ESO, por sus siglas en inglés), un consorcio de instituciones científicas europeas. El Servicio Geológico
Británico (BGS, por sus siglas en inglés) es responsable
de la dirección general de las ESO. La Universidad de
Bremen, de Alemania, fue contratada por el BGS para los
servicios de curado, depósitos de núcleos y manejo de
datos. El BGS contrata al Consorcio Petrofísico Europeo,
que comprende a la Universidad de Leicester, Inglaterra;
la Universidad de Montepellier, Francia; RWTH Aachen,
Alemania, y la Universidad Vrije de Ámsterdam, para las
actividades de adquisición de registros y las actividades
petrofísicas.
40. Para obtener más información sobre Perforación de
Pozos Profundos en los Océanos en el Siglo XXI (OD21),
consulte: http://www.jamstec.go.jp/jamstec-e/odinfo/
iodp_top.html (se examinó el 2 de diciembre de 2004).
39
El IODP inició sus operaciones en el año 2004
con la Expedición 301 que utilizó la embarcación
para perforación sin tubo ascendente y la Expedición 302 en la que se empleó una plataforma
específica para la misión en cuestión. El objetivo
de la Expedición 301 era investigar la hidrogeología dentro de la corteza en los océanos,
determinar las trayectorias de distribución de
fluidos, establecer enlaces entre la circulación de
fluidos, la alteración química y los procesos
microbianos y determinar la relación entre las
propiedades sísmicas e hidrológicas.41 La Expedición 301 se concluyó en agosto de 2004, en la
Dorsal de Juan de Fuca, en el Océano Pacífico
oriental. Este sistema hidrotérmico activo libera
lava derretida del interior de la Tierra en las
aguas más frías del océano. En la Expedición 301
se utilizaron diversas herramientas con cable
para ambientes hostiles, desarrolladas para la
industria del petróleo y el gas, para explorar yacimientos más profundos a temperaturas y
presiones extremas.42
La Expedición 301 también recogió muestras
de sedimentos, basalto, fluidos y microbios. Se
instalaron dos nuevos observatorios de pozos a
una profundidad de 583 m (1,913 pies) por
debajo del lecho marino. En estos pozos se llevaron a cabo pruebas hidrogeológicas.
En el futuro, una red de observatorios de
pozos de este tipo permitirá estudiar el movimiento de los fluidos. La circulación del agua a
través de la corteza en los océanos tiene implicancias sobre tierra firme, especialmente en
aquellos lugares en que las placas en los océanos
se sumergen debajo de las placas continentales.
Por ejemplo, la reciente actividad volcánica del
monte St. Helens, Washington, EUA, acaecida en
octubre de 2004, se debe a una combinación de
agua con roca derretida cuando la placa en los
océanos fue sometida a subducción en el interior de la Tierra. El agua en las zonas de
subducción profunda es geoquímicamente reactiva con las rocas adyacentes y también puede
afectar la formación de fallas profundas.43
La Expedición 302, concluida en septiembre
de 2004, utilizó múltiples embarcaciones en el
Ártico (próxima página). El rompehielos pesado
Sovetskiy Soyuz proporcionó protección aguas
arriba a la embarcación para perforación y análisis del hielo para la expedición, en tanto que el
Oden brindó protección frente a los hielos cercanos, comunicaciones e instalaciones para las
operaciones científicas. Ambas naves acompañaron a la embarcación para perforación convertida
Vidar Viking.
La Expedición 302 se centró en los cambios
climáticos a corto plazo. La historia climática
del Ártico de los últimos 56 millones de años ha
sido recuperada a partir de 339 m (1,112 pies)
de núcleos y aproximadamente 150 m (492 pies)
de registros de sedimentos marinos adquiridos
con cable. El examen preliminar de los núcleos
sugiere que el Océano Ártico, cubierto de hielo,
alguna vez fue un lugar cálido. Nuevas investigaciones proporcionarán pistas sobre los cambios
climáticos ocurridos cuando la Tierra pasó de
ser un planeta caliente a frío.44 Algunos científicos creen que una breve elevación de la
temperatura puede haberse debido a una gran
emisión de metano de los depósitos de hidrato
de gas.45 La causa exacta de esta posible emisión
masiva de gas de efecto invernadero aún no se
conoce.
Los núcleos de la Expedición 302 proporcionaron las primeras evidencias de la presencia de
extensivo material orgánico creado por el plankton y otros microorganismos en los sedimentos
del lecho oceánico, lo que sugiere un entorno
favorable para los depósitos de petróleo y gas.
41. Grupo Científico a Bordo, 2004: “Juan de Fuca
Hydrogeology: The Hydrogeologic Architecture of
Basaltic Oceanic Crust: Compartmentalization,
Anisotropy, Microbiology, and Crustal-Scale Properties
on the Eastern Flank of Juan de Fuca Ridge, Eastern
Pacific Ocean,” Informe Preliminar del IODP 301,
http://iodp.tamu.edu/publications/PR/301PR/301PR.PDF
(se consultó el 3 de noviembre de 2004).
42. Además de las herramientas operadas con cable estándar, las diversas herramientas para ambientes hostiles
desplegadas en la Expedición 301 incluyen la sonda de
Porosidad de Acelerador de Neutrones APS, la sonda de
Rayos Gamma Naturales para Ambientes Hostiles HNGS,
la herramienta de Litodensidad Hostil HLDT y la
herramienta de generación de Imágenes de Inducción
de Arreglo AIT SlimXtreme. Para más información sobre
adquisición de registros a alta presión y alta temperatura,
consulte: Baird T, Fields T, Drummond R, Mathison D,
Langseth B, Martin A y Silipigno L: “High-Pressure,
High-Temperature Well Logging, Perforating and
Testing,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 50–67.
43. http://www.iodp-usio.org/Newsroom/releases/
exp_301_end.html (se examinó el 7 de noviembre de
2004).
40
Los desafíos futuros
En la próxima década, las tecnologías de perforación y muestreo, los observatorios de pozos y
las mediciones de pozos desempeñarán un rol
crucial en lo que respecta a responder interrogantes sobre el cambio climático global, los
desastres naturales, y la existencia y distribución de recursos minerales y de hidrocarburos.
La necesidad de una mayor recuperación de
núcleos, a la vez que se mantiene la calidad de
la muestra, es importante para todos los objetivos científicos del programa IODP. Posiblemente
será necesario utilizar perforación direccional y
mediciones de la orientación del esfuerzo para
optimizar la recuperación de núcleos.46
La contaminación causada por los procesos
de perforación y muestreo puede perjudicar los
estudios de microbiología, composición de fluidos y paleomagnetismo. La existencia y
distribución de las poblaciones microbianas
constituyen un foco de interés de la investigación futura. Se recogerán muestras de una
variedad de entornos tectónicos y ambientales
que utilizarán las plataformas múltiples del
IOPD. Con la perforación con tubo ascendente,
se obtendrán por primera vez muestras directas
del área de acoplamiento entre la placa continental y la placa en los océanos. Para que estos
estudios tengan éxito es imprescindible obtener
muestras libres de contaminación. Por último,
será necesario seguir desarrollando las técnicas
de extracción de núcleos bajo presión para recuperar muestras en condiciones locales,
manteniendo la presión y la temperatura. Esto
es de particular importancia en relación con los
sedimentos que contienen hidrocarburos e
hidratos de gas.
Otro objetivo primordial de las futuras
expediciones será el estudio de las zonas sismogénicas perforando el epicentro de terremotos y
emplazando dispositivos de monitoreo permanente que rastreen los cambios temporales de
temperatura, presión de poro, química de fluidos, inclinación, esfuerzo y deformación. Las
temperaturas pueden alcanzar 250ºC [482ºF] en
las zonas sismogénicas y 400ºC [752ºF] en las
áreas hidrotérmicas. Sin embargo, los sensores
de fondo del pozo actuales son capaces de tolerar temperaturas de hasta 150ºC [302ºF]
solamente, para el monitoreo a largo plazo.
El Centro de Tecnología de Schlumberger en
Kabushiki Kaisha (SKK, por sus siglas en inglés),
44. Kingdon A, O’Sullivan M y Gaffney O: “Arctic Coring
Expedition (ACEX) Retrieves First Arctic Core,”
anunciado el 25 de agosto de 2004,
http://www.eurekalert.org/pub_releases/2004-08/
sprs-ace082504.php (se examinó el 10 de diciembre
de 2004).
45. Revkin CA: “Under All That Ice, Maybe Oil,” The New
York Times: exhibido el 30 de noviembre de 2004,
http://www.iodp.org/education_outreach/
press_releases /nytimes_acex_article.pdf
(se anunció el 10 de diciembre de 2004).
46. Goldberg et al, referencia 22.
Oilfield Review
180°
Do
rsa
ov
120°W
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Emplazamientos de la ACEX
60°E
60°W
GROENLANDIA
SVALBARD
0°
> Ejemplo de una operación MSP (Expedición 302) en el Ártico. La primera expedición para extracción de núcleos en el Ártico (ACEX, por sus siglas en
inglés) se llevó a cabo ente agosto y septiembre de 2004, en la cresta de la Dorsal de Lomonosov en el Océano Ártico Central (izquierda). La embarcación
para perforación Vidar Viking (derecha) fue protegida por dos rompehielos, el Oden y el Sovetskiy Soyuz. La Vidar Viking perforó cinco pozos en cuatro
emplazamientos y se recuperó una secuencia sedimentaria de 339 m (892 pies) de largo en los núcleos. (Fotografía, cortesía de M. Jakobsson, IOPD).
en colaboración con la JAMSTEC, ha realizado
un estudio de factibilidad sobre la tecnología de
vigilancia rutinaria permanente y su aplicabilidad para el monitoreo a largo plazo en pozos
profundos en el océano con fines científicos. Por
lo general, los valores nominales de temperatura
y presión de los instrumentos científicos utilizados en el pasado no son adecuados. Otro
problema importante es la cantidad de energía
que se requiere para monitorear continuamente
la sismicidad durante períodos mayores a un
año, así como la confiabilidad del sistema de
monitoreo de fondo de pozo. Schlumberger ha
iniciado un nuevo proyecto para desarrollar telemetría de baja energía y un sistema de
Primavera de 2005
suministro de energía para los sensores de monitoreo permanente de próxima generación.
La investigación científica de los hidratos de
gas marinos sigue siendo un área de interés del
programa IODP. El conocimiento de la existencia y distribución de los hidratos de gas, la
comprensión de su rol en el ciclo global del carbono y la evaluación de su potencial como
recurso energético siguen siendo objetivos
importantes. Las diversas plataformas de perforación permitirán tomar muestras y obtener
mediciones de pozos a distintas profundidades y
en distintos ambientes. Se necesitará nueva tecnología, no sólo para medir directamente las
propiedades de los hidratos de gas, sino también
para monitorear la presión, temperatura y flujo
de fluidos a lo largo de períodos prolongados.
Los observatorios de pozos desempeñarán un rol
de vital importancia en el futuro.
Por último, la enorme cantidad de datos que
se recojan en los próximos años—levantamientos sísmicos, muestras de núcleos, datos de
observatorios de pozos, documentos e informes—se debe almacenar en bases de datos que
sean de fácil acceso para la comunidad científica global. Es necesario que se mantenga una
estrecha y sostenida asociación entre la comunidad científica y los proveedores de servicios para
desarrollar herramientas y procesos que aborden estos desafíos en los próximos años. —RG
41
Menor incertidumbre con el análisis
de fallas que actúan como sello
Los yacimientos de petróleo y gas de formaciones siliciclásticas falladas son difíciles de explotar. Mediante la integración de datos sísmicos, información detallada de
núcleos y datos de pozos y de producción, los geocientíficos ahora pueden modelar
el comportamiento de las fallas e incorporar los resultados en simuladores de flujo
de fluido de yacimientos. Este proceso integrado mejora la predicción del comportamiento de las fallas y reduce la incertidumbre y el riesgo asociados con la presencia
de trampas complejas.
Kip Cerveny
BP Alaska
Anchorage, Alaska, EUA
Russell Davies
Rock Deformation Research (RDR) USA Inc.
Dallas, Texas, EUA
Graham Dudley
Richard Fox
BP
Aberdeen, Escocia
Peter Kaufman
Cambridge, Massachusetts, EUA
Rob Knipe
Rock Deformation Research Ltd.
Universidad de Leeds
Leeds, Inglaterra
Bob Krantz
ConocoPhillips
Houston, Texas
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Karen Dawe, Asociación Geológica de Canadá,
St. John's, Terranova, Canadá; Jayne Harnett, RDR, Leeds,
Inglaterra; y David McCormick, Cambridge, Massachusetts,
EUA.
FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), MDT (Probador Modular de la
Dinámica de la Formación, OBMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite),
Petrel y RFT (Probador de Formación a Repetición) son marcas de Schlumberger.
42
Una falla puede ser un transmisor o una barrera
para el flujo de fluido y la comunicación de la
presión. La categorización del comportamiento
de las fallas dentro de estos extremos es importante para la perforación, exploración y
desarrollo de hidrocarburos. Los modernos
métodos de análisis de fallas que actúan como
sello utilizan datos sísmicos, información estructural y microestructural del análisis de núcleos
de alta resolución, y datos de pozos y de producción para predecir el comportamiento de las
fallas y reducir la incertidumbre y el riesgo asociados con la explotación de yacimientos
siliciclásticos fallados.
Las fallas que actúan como sello pueden
constituir un control primario sobre la trampa en
muchos yacimientos de hidrocarburos pero también pueden transformar un yacimiento
relativamente grande y continuo en compartimentos que luego se comportan como un grupo
de yacimientos más pequeños. Cada compartimento puede tener sus propias características de
presión y fluido, lo que obstaculiza el desarrollo
eficaz y efectivo de los campos petroleros y la
subsiguiente recuperación de hidrocarburos.
Las fallas que no forman sellos pueden impedir que se acumulen el petróleo y el gas en tanto
los hidrocarburos se forman y migran a través de
las estructuras presentes en el subsuelo. Las
fallas abiertas y permeables de un yacimiento
establecido también pueden causar problemas
de pérdida de circulación graves durante las ope-
raciones de perforación. La pérdida de lodo de
perforación puede resultar cara y peligrosa e
incluso conducir al abandono de los pozos. Independientemente de que sean perjudiciales o
beneficiosas, las fallas y su comportamiento
deben ser comprendidos por los geólogos y los
ingenieros para poder explorar y extraer las
reservas de hidrocarburos en forma exitosa.
Los desarrollos registrados recientemente en
materia de predicción de sellos por fallas se han
concentrado en dos aspectos independientes,
aunque interrelacionados, de la formación de
fallas: la arquitectura de las fallas y las propiedades de las rocas de falla. La arquitectura de
las fallas se refiere a la forma, tamaño, orientación e interconectividad de las mismas. Además
comprende la distribución del desplazamiento
general de las fallas que forman subfallas múltiples. La longitud de las fallas horizontales puede
oscilar entre unos pocos milímetros, en el caso
de las microfallas, hasta cientos de kilómetros.
Por ejemplo, la falla de San Andrés en California, EUA, tiene más de 1,290 km [800 millas] de
longitud. Los estudios detallados de núcleos y
del subsuelo han demostrado que las fallas más
largas normalmente comprenden fallas más cortas interconectadas. Los agrupamientos de fallas
forman una zona de daño por fallas o un halo
interconectado de fallas en un rango de escalas
que puede tener un impacto acumulativo significativo sobre el comportamiento de los
yacimientos. El desplazamiento de los segmen-
Oilfield Review
tos de fallas primarias y secundarias dentro del
yacimiento se yuxtapone al yacimiento a lo largo
de la falla contra litologías disímiles, lo que
puede impactar el flujo de fluido.
Las propiedades de las rocas que se encuentran dentro de las zonas de falla afectan la
capacidad de sello de una falla. Estas propiedades a su vez se ven afectadas por las facies
locales, los tipos y saturaciones de los fluidos de
yacimiento, las diferencias de presión registradas a lo largo de las fallas, las arquitecturas de
las zonas de falla, las historias de sepultamiento
1. Las designaciones de las facies representan las características generales de una unidad de roca y reflejan su
origen y diferencian la unidad de otras unidades adyacentes. Las facies se distinguen entre sí por la
mineralogía y la fuente sedimentaria, el contenido en
fósiles, las estructuras sedimentarias y la textura.
2. Davies RK y Handschy JW: “Introduction to AAPG
Bulletin Thematic Issue on Fault Seals,” Boletín de la
Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87,
no. 3 (Marzo de 2003): 377–380.
Yielding G, Øverland JA y Byberg G: “Characterization of
Fault Zones for Reservoir Modeling: An Example from the
Gullfaks Field, Northern North Sea,” Boletín de la
Primavera de 2005
y fallamiento, y la yuxtaposición de las litologías
a través de las fallas.1 Además, los cambios de
presión y fase de los fluidos producidos durante
el desarrollo del yacimiento agravan la complejidad del análisis del comportamiento de los
sellos por fallas.2
Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 83,
no. 6 (Junio de 1999): 925–951.
Jev BI, Kaars-Sijpesteijn CH, Peters MPAM, Watts NL y
Wilkie JT: “Akaso Field, Nigeria: Use of Integrated 3-D
Seismic, Fault Slicing, Clay Smearing and RFT Pressure
Data on Fault Trapping and Dynamic Leakage,” Boletín
de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 77,
no. 8 (Agosto de 1993): 1389–1404.
43
Régimen de esfuerzo relacionado
con fallas normales
σ1
σ2
σ3
Régimen de esfuerzo relacionado
con fallas inversas
σ3
σ2
σ1
Régimen de esfuerzo relacionado
con fallas de desplazamiento
σ2
σ3
σ1
> Relación de los tipos de fallas con la orientación de los esfuerzos. La teoría Andersoniana explica
los tres tipos de fallas principales relacionados con la orientación del esfuerzo principal. Éstos son el
tipo de fallas normales, en las que σ1, el esfuerzo local más grande es vertical (extremo superior); el
tipo de fallas inversas, en las que σ1 es horizontal y σ3, el esfuerzo local más pequeño, es vertical
(centro); y el tipo de fallas de desplazamiento en las que tanto σ1 como σ3 son horizontales (extremo
inferior).
Los métodos modernos de análisis de sellos
por fallas mejoran la predicción del comportamiento de las fallas en el subsuelo y reducen la
incertidumbre asociada con la explotación de
yacimientos siliciclásticos fallados. Este artículo
sintetiza los métodos de predicción de sellos por
fallas y las incertidumbres asociadas. Una breve
introducción a la teoría de fallas básica ayuda a
definir las causas, tipos y características fundamentales de las fallas antes de presentar una
caracterización más detallada del comportamiento y predicción de los sellos por fallas.
Además se examinan las tecnologías de campos
petroleros utilizadas para medir y predecir las
características de las fallas. Algunos ejemplos de
campo de Hibernia, Terranova, Canadá, y la Bahía
de Prudhoe, Alaska, EUA, demuestran cómo una
mejor comprensión de la formación de sellos por
fallas mejora la simulación y el desarrollo de los
yacimientos clásticos, reduciendo en consecuencia la incertidumbre y el riesgo asociados.
44
Mecánica, arquitectura y
propiedades básicas de las fallas
Cuando las rocas o las capas de rocas son sometidas a esfuerzos tectónicos, se curvan o se rompen
o experimentan ambos fenómenos al mismo
tiempo. En su forma más simple, una falla es una
discontinuidad laminar, o una superficie de ruptura, generada en la roca a través de la cual se
produce un desplazamiento o deslizamiento
observable. La contracción y la extensión inducen
la ruptura por cizalladura en las rocas. La dirección de los esfuerzos principales determina la
orientación del plano de ruptura o de la falla. La
resistencia de la roca controla la magnitud del
esfuerzo de corte necesario para romper la roca.
Aunque excesivamente simplificada, la teoría
Andersoniana de formación de fallas, desarrollada por el geólogo E.M. Anderson en el año
1951, sigue siendo ampliamente utilizada como
base para describir los fundamentos de la orientación de las fallas según la discontinuidad.3
Anderson describió tres tipos de fallas básicos—
normal, inversa y de desplazamiento—relativos
a las orientaciones de los esfuerzos regionales
máximos. Esta teoría asume que uno de los
esfuerzos principales—σ1, σ2 o σ3 en orden de
magnitud decreciente—o la carga litostática, es
siempre vertical, y que los otros esfuerzos son
ortogonales y horizontales. Según esta teoría las
fallas se forman como dos planos conjugados con
las tres relaciones siguientes entre la orientación de las fallas y los esfuerzos principales:
• las fallas se forman con un ángulo de ± 30°
respecto de la dirección σ1
• las fallas se forman con un ángulo de ± 60°
respecto de la dirección σ3
• la línea formada por la intersección de los planos de fallas conjugados será paralela a σ2.
Estas relaciones son significativas porque si
los geólogos conocen las direcciones de los
esfuerzos principales, pueden predecir las orientaciones de las fallas. Si además se conocen las
magnitudes relativas de los esfuerzos principales, los geólogos pueden predecir los tipos de
fallas (izquierda).
No obstante, a escala del mapa sísmico, las
fallas raramente son laminares debido a las perturbaciones del campo de esfuerzos causadas
por las heterogeneidades y la anisotropía de las
rocas. Más comúnmente, las fallas están compuestas de segmentos independientes con
extremos característicos definidos por líneas de
desplazamiento cero. Los enlaces pueden producirse como enlaces completos donde los
extremos de las fallas se conectan o como enlaces incompletos donde la geometría de los
extremos de las fallas es afectada por una falla
adyacente que carece de una conexión física.4 El
desplazamiento de la estratigrafía a través de
una falla varía en forma sistemática, pasando de
un desplazamiento cero en los extremos de la
falla a un desplazamiento máximo cerca del centro de la falla. Las anomalías presentes en la
distribución sistemática del rechazo vertical
reflejan las complejidades en la litología y en los
segmentos de fallas adyacentes.5 Las complejidades de las fallas impiden una interpretación
simple de su orientación, geometría y arquitectura.
Un paso fundamental en la evaluación del
comportamiento de las fallas y de las propiedades de sello es el mapeo de las fallas y la
construcción de mapas del rechazo sobre el
plano de falla y la yuxtaposición a escala sísmica
(próxima página).6 No obstante, los límites de la
resolución sísmica introducen incertidumbre en
lo que respecta al rechazo vertical mapeado a
través de la falla y no permiten el mapeo de las
Oilfield Review
Contenido de arcilla, %
5
15 25 35 45 55 65
0
0
km
1.0
millas 0.6
> Interpretación de fallas a partir de datos sísmicos y modelado mediante la utilización de herramientas de computación. La arquitectura de fallas complejas en los escenarios de exploración y desarrollo puede hacerse más comprensible con la utilización de
programas poderosos de mapeo y generación de imágenes tales como la aplicación de las herramientas de secuencias de tareas Petrel. En este ejemplo, los intervalos estratigráficos codificados en color, en la pared colgante (techo) y la pared de base
(yacente), se yuxtaponen contra las superficies de falla modeladas, en tres dimensiones.
fallas cuyo rechazo vertical es menor que la resolución sísmica. El rechazo mapeado total a
través de una falla a escala sísmica también
puede incluir los rechazos sumados de numerosas fallas que son demasiado pequeñas para ser
detectadas por separado a escala sísmica. El
volumen de los segmentos de falla estrechamente espaciados se conoce como zona de daño
por fallas.
3. Anderson EM: The Dynamics of Faulting and Dyke
Formation with Applications to Britain. Edinburgo,
Escocia: Oliver y Boyd (1951): 206.
Para mayor información sobre la orientación del plano de
falla, consulte: http://www.naturalfractures.com/1.1.3.htm
(examinado el 15 de enero de 2005).
4. Walsh JJ y Watterson J: “Geometric and Kinematic
Coherence and Scale Effects in Normal Fault Systems,”
en Roberts AM, Yielding G y Freeman B (eds): The
Geometry of Normal Faults, Sociedad Geológica de
Londres, Publicación Especial 56. Bath, Inglaterra: The
Geological Society Publishing House (1991): 193–203.
5. El rechazo vertical de una falla es la diferencia de elevación generalizada de la misma capa en los lados opuestos
de la falla o la componente vertical de desplazamiento. El
desplazamiento de una falla es la distancia total a lo largo
de la cual una capa se encuentra separada a ambos lados
de la falla y se define como: desplazamiento = rechazo
vertical/seno (echado del plano de falla).
6. Knipe RJ: “Juxtaposition and Seal Diagrams to Help
Analyze Fault Seals in Hydrocarbon Reservoirs,” Boletín
de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 81,
no. 2 (Febrero de 1997): 187–195.
7. Davies y Handschy, referencia 2.
Primavera de 2005
El rechazo vertical mapeado a través de una
falla a escala sísmica desplaza las capas de rocas
sobre una falla unitaria o sobre un agrupamiento
de fallas múltiples, cada una de las cuales se
encuentra por debajo del nivel de resolución sísmica. La separación incide en la capacidad de
sello de la falla y en las propiedades de las rocas
de falla dentro de la zona de falla. Se puede formar una falla que actúa como sello, por ejemplo,
si una falla que intersecta diferentes litologías
produce el emplazamiento de rocas permeables
de calidad de yacimiento contra rocas menos
permeables tales como las lutitas. Esto se
conoce como sello por yuxtaposición. También
se puede formar un sello por falla si el yacimiento permanece yuxtapuesto contra sí
mismo—donde el rechazo vertical es menor que
el espesor del yacimiento—o contra otro yacimiento. Esto se produce porque la roca existente
dentro de la zona de falla puede desarrollar una
permeabilidad más baja.
Las diferentes rocas de falla se desarrollan
bajo diferentes condiciones de deformación y
sus propiedades de sello están relacionadas con
las condiciones de deformación y los factores
litológicos, tales como el contenido de arcilla.7
Las fallas que cortan areniscas porosas con bajo
contenido de arcilla—menos del 15%—pueden
generar sellos de baja permeabilidad a partir de
la reducción de la permeabilidad asociada con la
trituración mecánica de los granos de cuarzo.
Éstos se conocen con el nombre de bandas cataclásticas o bandas de deformación. También
pueden desarrollarse bandas de desagregación
en areniscas limpias pero sin la reducción asociada con la porosidad y la trituración de granos.
Las fallas generadas en areniscas impuras
forman rocas de falla con estructura de filosilicatos (PFFR, por sus siglas en inglés) con
mayores contenidos de arcillas—entre 15 y
40%—que reducen la porosidad y la permeabilidad mediante la compactación y la mezcla de las
partículas de arcilla y los granos de cuarzo. Aparecen pátinas arcillosas a lo largo de las fallas
que cortan rocas con un contenido de arcillas
superior al 40%. Las capas de arcilla o las lutitas
son arrastradas y deformadas a lo largo del
plano de falla formando una barrera de baja permeabilidad para el flujo de fluido. También
puede producirse cementación a lo largo de un
plano de falla, formando barreras casi impermeables para el flujo. No obstante, estas zonas
cementadas raramente son continuas a menos
que se asocien con un cambio regional, tal como
45
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> Clasificación de rocas de falla que relaciona el contenido de arcilla, la fragmentación y la litificación.
Las rocas almacén originales incluyen areniscas limpias con menos de 15% de contenido de arcilla,
areniscas impuras con un contenido de arcilla que oscila entre 15 y 40% y arcilitas y lutitas con un
contenido de arcilla superior al 40%. Los procesos de fragmentación y litificación tienen lugar a lo
largo de toda la historia de una falla y producen uno de tres tipos de rocas de falla, a partir de cada
una de las rocas almacén que se ilustran en la porción inferior del diagrama. Las fotografías del extremo inferior muestran diferentes formas de rocas de falla, incluyendo rocas de falla (A) desagregadas y cementadas (izquierda), (B) con estructura y pátinas de filosilicatos (centro) y (C) con pátinas
arcillosas (derecha).
un aumento de la temperatura por encima de
90°C [194°F], temperatura a la que la tasa de
precipitación del cuarzo aumenta (arriba).8
Las fallas más comunes observadas en los
campos de petróleo y gas son las fallas normales,
que poseen en su mayor parte cierto componente de movimiento oblicuo. Las geometrías de
fallas tridimensionales (3D) complejas surgen a
partir de la nucleación, crecimiento y enlace de
las fallas y dan origen a zonas de daño. La comprensión de las zonas de daño por fallas es
46
crucial para el modelado del comportamiento de
las fallas y su impacto sobre el desempeño del
yacimiento.
Características de la
arquitectura de las zonas de falla
Es posible obtener una apreciación de la complejidad de una zona de daño por fallas a través
de un estudio cuidadoso de las fallas en afloramientos. Las exposiciones superficiales
permiten a los geocientíficos observar la arqui-
tectura de las fallas en detalle y en un contexto y
escala espacial 3D no proporcionados por la
investigación del subsuelo. Es importante destacar que gran parte de lo que determina las
propiedades de sello de las fallas tiene lugar a
escala subsísmica y dentro de la zona de daño
por fallas. En consecuencia, el estudio de las
zonas de daño en afloramientos se ha vuelto crucial para el modelado de los sellos por fallas y la
predicción de la forma en que afectan el flujo de
fluido de superficie.
Oilfield Review
Zona de daño por el extremo
Zona de daño
por la pared
Zona de daño
por el enlace
Zona de
daño externa
Zona de daño interna
> Clasificaciones de zonas de falla. Un diagrama conceptual 3D ilustra los volúmenes de daño internos y externos asociados con
las fallas. El calco de la vista en plano de la propagación de la falla a través de las rocas almacén indica tres zonas características que son la zona de daño por el extremo (rojo), la zona de daño por el enlace (azul claro) y la zona de daño por la pared
(verde). Las líneas correspondientes a los extremos de la falla se muestran en negro.
La zona de daño es el volumen de rocas
deformadas existentes en torno a una falla principal que se ha originado a partir de la
iniciación, propagación, interacción y desarrollo
del deslizamiento a lo largo de las fallas pequeñas presentes entre bloques de fallas. 9 El
volumen deformado que irradia desde un seg8. Fisher QJ y Knipe RJ: “Fault Sealing Processes in
Siliciclastic Sediments,” en Jones G, Fisher QJ y Knipe
RJ (eds): Faulting, Fault Sealing and Fluid Flow in
Hydrocarbon Reservoirs: Publicación Especial de la
Sociedad Geológica 147. Bath, Inglaterra: The
Geological Society Publishing House (1998): 117–134.
9. Kim Y-S, Peacock DCP y Sanderson DJ: “Fault-Damage
Zones,” Journal of Structural Geology 26 (2004): 503–517.
10. Kim et al, referencia 9.
Primavera de 2005
mento de falla principal puede dividirse en una
zona de daño interna y una zona de daño externa.
La zona de daño interna consiste habitualmente
de rocas de falla intensamente deformadas que
resultan difíciles de mapear en forma discreta,
mientras que la zona externa posee una alta densidad de fallas de escaso rechazo vertical que a
menudo mantienen una orientación similar al
segmento de falla principal.
La geometría de la zona de falla también
puede ser definida a lo largo del rumbo de una
falla, o fallas, como tres zonas características
(arriba). La primera zona se denomina zona de
daño por el extremo y se asocia con la concentración de esfuerzos en el extremo del segmento de
la falla principal donde el desplazamiento se
convierte en cero. La segunda zona se denomina
zona de daño por enlace y se refiere al volumen
afectado por la interacción entre dos segmentos
de falla no coplanares subparalelos. La zona de
daño por la pared, es decir la tercera zona, se
ubica a lo largo de la superficie de falla y constituye el resultado del daño producido por el
deslizamiento continuo de la falla o del daño
ocasionado por los extremos de fallas abandonadas previamente al continuar el proceso de
propagación de fallas a través del tiempo.10 En
las tres zonas pueden producirse fallas de escala
subsísmica secundarias, fracturas naturales y
cementación.
47
SO
NE
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Entrada
Moab,
Utah
EUA
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colgante
Área de mapeo
detallado
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de la foto superior
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m
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> Área de estudio Bartlett Wash, Moab, Utah, EUA. Una sección transversal fotográfica a lo largo de la falla Moab provee vistas
que iluminan la arquitectura de la zona de falla compleja dentro del área de mapeo detallado (extremo superior). Una vista aérea
(extremo inferior) que abarca desde la pared de base hasta la pared colgante muestra otra perspectiva del contacto neto formado por la falla Moab.
La investigación intensiva de las exposiciones
de fallas, como la falla Moab del sudeste de Utah,
EUA, ha permitido a los geocientíficos caracterizar zonas de daño por fallas y efectuar analogías
con las fallas principales existentes en el subsuelo. La falla Moab ha sido extensivamente
estudiada por los geocientíficos, incluyendo científicos del Centro de Investigaciones Doll de
Schlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut,
EUA, y del grupo Rock Deformation Research
(RDR) Ltd., Leeds, Inglaterra.11 Ubicada en la
porción noreste de la Cuenca de Paradox, la falla
Moab es una falla normal de aproximadamente
45 km [28 millas] de largo con rumbo noroeste a
sudeste. Esta falla comprende varios segmentos
enlazados. El segmento más largo tiene un
rechazo vertical de 960 m [3,150 pies] al sur,
como se observa a partir del desplazamiento en
48
superficie y la erosión de las rocas sedimentarias
de edad Pensilvaniano a Cretácico. 12 La falla
Moab se mantuvo activa desde el período Triásico hasta mediados del Cretácico como mínimo.
El paisaje de cañones que rodea a la falla Moab
es ideal para mapear la exposición de la falla en
tres dimensiones (arriba).
Los científicos de SDR y RDR comenzaron a
almacenar datos de afloramientos detallados a
lo largo de un segmento de la zona de daño de la
falla Moab, en Bartlett Wash, como analogía con
estructuras similares esperadas, aunque no
representadas, en el subsuelo. Dentro del área
de estudio, el rechazo vertical a lo largo del segmento de falla principal es de 210 m [690 pies].
El miembro Slick Rock Jurásico, más antiguo,
correspondiente a la arenisca Entrada está bien
expuesto en la pared de base (yacente) y exhibe
una densa red de fallas de escaso rechazo vertical en una zona angosta adyacente al segmento
de falla principal.
Los geocientíficos emplearon una técnica de
mapeo sofisticada, que utiliza un sistema de
posicionamiento global (GPS, por sus siglas en
inglés) de alta precisión y unidades remotas
para mapear los rasgos discretos con precisión
de 2 cm [0.8 pulgadas] (próxima página, abajo).
Las coordenadas de los datos fueron identificadas con atributos geológicos clave en diversas
estaciones para captar la complejidad y la escala
de la zona de daño por fallas. También se registraron las posiciones y las geometrías de los
elementos estructurales principales y secundarios, tales como fallas y fracturas naturales. Los
científicos crearon un modelo geológico digital
para utilizar como analogía para la interpreta-
Oilfield Review
0
Aproximado
m
25
0
pies
82
N
> Mapeo de la zona de la falla Moab. En el sitio Bartlett Wash se mapearon más de 70,000 rasgos estructurales para poblar un modelo analógico de la zona de daño por fallas (izquierda). La densidad de las fallas pequeñas dentro de la zona de daño del segmento principal de la falla Moab disminuye al aumentar la distancia a la falla principal. Las trazas de fallas rojas se encuentran dentro
de la zona de daño interna, mientras que los rasgos amarillos se ubican dentro de la zona de daño externa (derecha). Las poderosas herramientas de computación permiten a los geólogos utilizar técnicas innovadoras como las visitas de observación virtuales, captando el conocimiento y las experiencias de los miembros de los equipos en el sitio.
ción de las fallas del subsuelo a fin de facilitar la
visualización a través de técnicas innovadoras,
tales como visitas de observación virtuales, y utilizar la distribución de la población de fallas
como datos de entrada para los modelos de flujo
(arriba).
> Mapeo de alta precisión de la zona de daño de
la falla Moab. Se utilizaron sistemas de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés) y
unidades remotas, que determinan las ubicaciones exactas de los levantamientos, para registrar
los rasgos discretos y ubicarlos con alta precisión.
Los elementos estructurales secundarios, tales
como fallas y fracturas, fueron identificados con
atributos geológicos clave para captar la complejidad y escala del daño producido por la falla.
Primavera de 2005
Si bien la geometría estática y las propiedades de las rocas de falla constituyen los
controles principales sobre el flujo de fallas
transversales en el subsuelo, la reactivación de
las fallas es otro fenómeno que incide en las propiedades de flujo a lo largo de la falla. Los
cambios producidos en los regímenes de esfuerzos tectónicos a través del tiempo geológico, por
ejemplo, pueden reactivar una falla abriendo
trayectorias que no existían previamente y permitiendo la filtración de hidrocarburos. A escala
de tiempo de producción del yacimiento, los
cambios producidos en los regímenes de presión
de poro como resultado de la producción o la
inyección actual en los sistemas de fallas y sus
adyacencias, pueden iniciar la reactivación de
las fallas y causar la pérdida del sello.
Los incrementos de la presión local producidos cerca o dentro del plano de falla como
resultado de la inyección reducen el esfuerzo
normal efectivo, lo cual puede causar la reactivación de la falla.13 Además, los cambios de presión
producidos en las rocas adyacentes a las fallas,
por ejemplo a partir del agotamiento de un yacimiento, alteran los esfuerzos locales que actúan
sobre los planos de fallas y, dependiendo de la
alineación de la falla respecto de los esfuerzos
principales, pueden conducir a una reactivación
con la subsiguiente ruptura del sello. Este comportamiento ha sido documentado en áreas tales
como el Mar del Norte, el Golfo de México y la
Cuenca de Bight en Australia.14
Estos cambios de presión tienen grandes
implicaciones en lo que respecta a producción,
recuperación mejorada de petróleo (EOR, por
sus siglas en inglés) y mantenimiento de la
presión, y en el almacenamiento subterráneo de
gas, incluyendo el almacenamiento de dióxido
de carbono [CO 2 ] para la reducción de las
emisiones de gas de efecto invernadero. 15
11. Kaufman PS, McAllister E y Smallshire R: “Collection and
Visualization of 3D Digital Geologic Data Sets: An
Example from the Moab Fault Zone, UT,” presentado en
la Reunión Anual de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo, Nueva Orleáns, 16 al 19 de abril de 2000.
McAllister E, Smallshire R, Knipe R y Kaufman P:
“Geometry of Fault-Damage Zones from High Resolution
Mapping of the Moab Fault Zone, UT,” presentado en la
Reunión Anual de la Asociación Americana de Geólogos
de Petróleo, Nueva Orleáns, 16 al 19 de abril de 2000.
12. “Quantification of Fault-Related Diagenetic Variation of
Reservoir Properties at Outcrop,”
http://www.faultanalysis-group.ucd.ie/Projects/
UTAH.html (examinado el 15 de enero de 2005).
13. Hsieh PA y Bredehoeft JD: “A Reservoir Analysis of the
Denver Earthquakes: A Case of Induced Seismicity,”
Journal of Geophysical Research 86 (1981): 903–920.
14. Wiprut D y Zoback MD: “Fault Reactivation and Fluid
Flow Along a Previously Dormant Normal Fault in the
Northern North Sea,” Geology 28, no. 7 (2001): 595–598.
Zoback MD y Zinke JC: “Production-Induced Normal
Faulting in the Valhall and Ekofisk Oil Fields,”
http://www.geomi.com/images/PDFs/
MDZ-Zinke_PAG_2002.pdf (examinado el 15 de
enero de 2005).
“Wetland Subsidence, Fault Reactivation, and
Hydrocarbon Production in the U.S. Gulf Coast Region,”
Hoja de Datos del USGS FS-091-01, http://pubs.usgs.gov/
fs/fs091-01/ (examinado el 15 de enero de 2005).
Hillis RR y Reynolds SD: “In Situ Stress Field, Fault
Reactivation and Seal Integrity in the Bight Basin,”
http://ftp.petroleum.pir.sa.gov.au/products/data/rb2003_2.
pdf (examinado el 15 de enero de 2005).
15. Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishnan TS,
Randen T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almacenamiento de CO2: Una solución al alcance de la mano,”
Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.
Hawkes CD, McLellan PJ, Zimmer U y Bachu S:
“Geomechanical Factors Affecting Geological Storage of
CO2 in Depleted Oil and Gas Reservoirs,” artículo
2004–258, presentado en la 55a Reunión Técnica Anual
de la Sociedad Canadiense del Petróleo, Calgary, 8 al 10
de junio de 2004.
49
Los roles de la presión y la secuencia
cronológica en la formación de sellos por fallas
Un concepto importante para la estimación de la
capacidad de sello de las fallas es el relacionado
con la presión umbral (Pt). En rocas humedecidas
con agua, Pt es la presión capilar más baja (Pc) a
la que los hidrocarburos forman una trayectoria
continua a través de las gargantas de poros interconectadas más grandes de la roca de falla.17 El
conocimiento del valor de Pt de las diferentes
rocas de falla, generadas bajo diferentes condiciones, permite a los geocientíficos calcular la altura
máxima de la columna de petróleo (Ht) o la capacidad de sello de la roca de falla que impide la
migración de hidrocarburos a través de la falla. La
presión capilar de los hidrocarburos bajo condiciones hidrostáticas contra un sello por falla
aumenta en sentido ascendente a partir de cero
en el nivel de agua libre (FWL, por sus siglas en
inglés), que se encuentra en la base de la columna de hidrocarburos. Un sello capilar o sello de
membrana impide la migración de hidrocarburos
a través de la falla para una altura de la columna
de hidrocarburos medida desde el FWL hasta
donde el valor de Pc es igual al valor de Pt. El sello
de membrana se forma debido a la tensión superficial entre el agua y el hidrocarburo, de manera
que la permeabilidad efectiva al hidrocarburo es
cero cuando Pc es menor que Pt (arriba).
Una columna de hidrocarburos con un valor
de Pc mayor que el valor de Pt de la roca de falla
migrará lentamente a través de la falla. El flujo es
retardado por la capacidad de sello de resistencia
hidráulica de la roca de falla. El sello de resistencia hidráulica se forma cuando la permeabilidad
relativa al hidrocarburo es baja debido a la roca
50
Pc
S wirr
Pc = Pt
Ht
Presión capilar derivada de registros
Presión de
los hidrocarburos
Presión
hidrostática
Profundidad
La reactivación de las fallas que limitan el yacimiento compromete los mecanismos de sello de
las fallas, cizalla las tuberías de revestimiento
de los pozos y genera compactación y subsidencia. La integración de las propiedades de
resistencia de las rocas de falla, la geometría de
las fallas y las condiciones de los esfuerzos locales, proporcionan valiosos datos de entrada para
el modelado y la evaluación del riesgo de reactivación. 16 Las orientaciones de los esfuerzos
locales son interpretadas con dispositivos de
generación de imágenes de pozos, tales como la
herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI o la
herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI, y a partir
de la adquisición de datos de presión de poro
utilizando herramientas de medición y muestreo
tales como el Probador Modular de la Dinámica
de la Formación MDT o el Probador de Formación a Repetición RFT.
Rotura de
sello hidráulico
Sello de
resistencia
hidráulica
Pt
Sello de
membrana
Pe
Nivel de
agua libre
Presión
1
Saturación de
mercurio fraccional [Hg]
0
> Diagrama de presión capilar. La gráfica de presión en función de la profundidad (izquierda) muestra la presión capilar, Pc, como la diferencia entre las
presiones del agua y los hidrocarburos con la profundidad. El hidrocarburo
tiene un gradiente de presión más pronunciado que el agua, de manera que
la presión capilar se incrementa por encima del nivel de agua libre (FWL, por
sus siglas en inglés) donde la misma es cero. La gráfica de la derecha muestra una curva típica de presión capilar por inyección de mercurio como se
mide en el laboratorio. La presión de entrada, Pe, es la presión a la cual los
hidrocarburos ingresan primero en la muestra. Una altura de la columna de
hidrocarburos, Ht, puede ser entrampada por debajo de la presión capilar umbral, Pt, formando un sello de membrana. Las geometrías de la trampa quizás
permitan que las columnas de hidrocarburos excedan esta altura. Es posible
el flujo de hidrocarburos a través del sello que se encuentra por encima de la
altura Ht a una velocidad que depende de la permeabilidad relativa del sello.
de falla humedecida con agua y al potencial de
baja presión existente a través de la falla para
columnas de hidrocarburo pequeñas. Los hidrocarburos pueden migrar lentamente pero el sello
de resistencia hidráulica provee una obturación
efectiva a lo largo del tiempo geológico. En la
base de la zona de resistencia hidráulica, Pc es
igual a Pt. La permeabilidad relativa a los hidrocarburos a esta altura es cero pero aumenta por
encima de este punto en una zona de transición
que pasa de un sello de membrana a una filtración geológicamente significativa debido al
incremento de la permeabilidad relativa. Los geólogos consideran significativa la rotura del sello
de resistencia hidráulica una vez que la tasa de
fuga excede la tasa de carga de hidrocarburos,
momento en el cual los hidrocarburos dejan de
acumularse.
Las diferencias de presión del agua presentes
en el yacimiento a través de una falla o en el
relleno de la falla inciden en la altura de la
columna de hidrocarburos resultante. La presión
de agua más alta existente en el acuífero, en la
parte externa de la trampa, por ejemplo, conduce
al flujo de agua dentro del yacimiento si la saturación de hidrocarburos en la zona de falla es
menor que la saturación de agua irreducible,
Swirr. Estas condiciones mejoran el potencial de
sellos por fallas y aumentan la altura de la
columna de hidrocarburos. Las presiones más
bajas existentes en el acuífero, en el exterior de
la trampa, y en el relleno de la falla a una saturación de agua irreducible conducirán a una
reducción de las alturas de las columnas de
hidrocarburos en la trampa. Estas interrelaciones
entre fluidos, presiones y propiedades de las
rocas constituyen controles importantes para la
predicción del comportamiento de las fallas y las
capacidades de sello.
La arquitectura de las fallas, las distribuciones
de los rechazos, las litologías, las distribuciones y
propiedades de las rocas de falla en su totalidad
inciden en las propiedades de flujo de las fallas.
No obstante, la historia de las fallas es igualmente importante a la hora de considerar el
potencial de sello de las trampas por fallas en
exploración y producción. La historia de sepultamiento, la distribución cronológica de la
deformación y la historia de la carga de hidrocarburos inciden en las propiedades de las rocas de
falla y en su impacto sobre la capacidad de sello
de las fallas.
Las estrategias de desarrollo de yacimientos
exitosas deben incorporar la historia de fallamiento y sepultamiento para predecir en forma
más exacta el riesgo que plantean los sellos por
fallas. Por ejemplo, los eventos tectónicos independientes crean fallas nuevas y reactivan las
Oilfield Review
Métodos de análisis de sellos por fallas
Los métodos de análisis de sellos por fallas exitosos integran información fundamental sobre la
arquitectura de la zona de falla, las propiedades
de las rocas de falla y los datos de presión. Una
herramienta importante para evaluar el potencial de flujo a través de una falla es una vista del
rumbo o mapa del plano de falla con las intersecciones de la pared colgante y la pared de
base superpuestas sobre la superficie de falla
modelada.18 Los diagramas de Allan utilizan esta
técnica para mostrar posibles trayectorias de
migración de fluidos, puntos de fuga o áreas de
sello a través de la falla, y además han ayudado a
explicar la ubicación de los contactos hidrocarburo-agua en diversos campos petroleros de todo
el mundo. Los diagramas de Allan habitualmente utilizan los horizontes interpretados
sísmicamente para definir la separación entre la
pared colgante y la pared de base a través de la
falla y la litología interpretada en base a los
registros de pozos para identificar los cambios
estratigráficos producidos entre los horizontes
sísmicos. Las herramientas de mapeo sofisticadas permiten el desarrollo de los diagramas de
Allan como modelos 3D. Estos modelos requie16. Jones RM y Hillis RR: “An Integrated, Quantitative
Approach to Assessing Fault-Seal Risk,” Boletín de la
Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3
(Marzo de 2003): 507–524.
17. Brown A: “Capillary Effects on Fault-Fill Sealing,” Boletín
de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87,
no. 3 (Marzo de 2003): 381–395.
18. Allan US: “Model for Hydrocarbon Migration and
Entrapment Within Faulted Structures,” Boletín de la
Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 73, no. 7
(Julio de 1989): 803–811.
Primavera de 2005
1
Profundidad de sepultamiento máxima, km
Cuenca A - Influencia de la cementación del
cuarzo a una profundidad > 3 km
Cuenca B - Cataclasis moderada
Cuenca C - Cataclasis intensa
2
3
4
5
0.0001
0.001
0.01
0.1
Permeabilidad promedio, mD
> Reducción de la permeabilidad en una zona de falla cataclástica con el
aumento de la profundidad de sepultamiento en tres ejemplos de cuencas
diferentes. La permeabilidad se reduce en las zonas de fallas cataclásticas
debido principalmente a la trituración mecánica de los granos y al incremento de la cementación del cuarzo a mayor profundidad. En cuencas con grandes esfuerzos efectivos medios, es probable el desarrollo de un proceso de
cataclasis intenso en las zonas de falla (azul), con la consiguiente reducción
de la permeabilidad al aumentar la profundidad de sepultamiento. En cuencas
con esfuerzos efectivos medios menores, es factible que se produzca un proceso de cataclasis moderada en las zonas de falla (rojo), que hace que la
permeabilidad sea más alta en esas zonas de falla. Las cuencas con procesos de cementación de cuarzo en las zonas de falla (verde) exhiben permeabilidades en las zonas de falla que aumentan a medida que las profundidades
de sepultamiento se hacen más someras pero se vuelven muy impermeables
por debajo de los 3 km [9,840 pies] de profundidad debido al aumento de la
cementación del cuarzo. Otros factores, tales como la historia geológica y
la litología de las rocas almacén, desempeñan un rol significativo en lo que
respecta a la determinación de los procesos que imponen la permeabilidad
de la zona de falla.
a
b
Fuga potencial
a
b
Profundidad
fallas existentes. Las fracturas pueden propagarse, modificando potencialmente las
características de permeabilidad del yacimiento.
Las propiedades de las rocas de falla también
cambian con el sepultamiento y levantamiento.
La permeabilidad a lo largo de las fallas y en las
rocas adyacentes generalmente disminuye con
la profundidad de sepultamiento (derecha). Los
aumentos de la temperatura incrementan la tasa
de precipitación del cuarzo, lo que puede reducir significativamente la transmisividad a través
de una falla.
Los mapas de actividades de fallas que codifican en color la cronología geológica del
desarrollo estructural ayudan a los equipos a
cargo de los activos petroleros a cuantificar el
riesgo de desarrollar un área prospectiva o de
implementar los pasos de desarrollo subsiguientes, tal como la puesta en marcha de un proceso
de EOR. El conocimiento de la historia geológica
y su impacto también es importante a la hora de
predecir las propiedades de sello de las fallas.
Plano de
proyección vertical
c
c
d
d
> Diagrama de Allan. Basados en datos sísmicos e información de pozos, los
diagramas de Allan demuestran las relaciones de yuxtaposición a través de
un plano de falla. Estos diagramas se utilizan a menudo para identificar puntos de fuga de petróleo potenciales (rojo) a lo largo del rumbo de una falla.
ren cantidades significativas de datos y su desarrollo puede resultar lento aunque los nuevos
programas de computación, tales como la aplicación de las herramientas de secuencias de
tareas Petrel, han reducido sustancialmente el
tiempo de procesamiento (arriba).
Una alternativa con respecto a la complicada
evaluación de la distribución de la estratigrafía a
través del plano de falla, que se utiliza en los
diagramas de Allan, es un diagrama de triángulos de yuxtaposición simplificado, que posibilita
un examen inicial rápido y la predicción de la
51
Diagrama
de triángulos
0
Rechazo vertical, m
50
100
150
200
Diagrama
de bloques
Arenisca
Profundidad
Lutita
aA
isc
en
Ar
Ar
en
isc
Arenisca
A
Aren
isca
A
aA
Lutita
Arenisca
> Análisis de la yuxtaposición. Una diagrama de triángulos de yuxtaposición (izquierda) permite la
evaluación simple y rápida de los escenarios de yuxtaposición estratigráfica; por ejemplo, cuando
un yacimiento, la Arenisca A, se yuxtapone contra una lutita impermeable que provee un sello. Otro
escenario podría identificar el emplazamiento de una arenisca contra otra arenisca que no logra
proveer un sello adecuado para el entrampamiento de hidrocarburos. La litología se muestra a la
izquierda; el eje horizontal muestra la magnitud del rechazo vertical y las flechas de guiones diagonales muestran el escenario de yuxtaposición en un rechazo y una capa específicos. El diagrama de
bloques (derecha) se muestra para ilustrar una representación 3D.
capacidad de sello por fallas. Esta técnica
permite representar la pared colgante y las yuxtaposiciones para diversos rechazos verticales y
posibilita una evaluación del los intervalos estratigráficos yuxtapuestos para un rechazo vertical
dado (arriba). Estos diagramas simplifican el
análisis de la yuxtaposición para un plano de
falla unitario. Además, utilizando estos diagramas se pueden evaluar rápidamente los efectos
de fallas múltiples con escasos rechazos verticales. La yuxtaposición se evalúa simplemente en
los rechazos verticales más pequeños para cada
falla.
En el análisis inicial, los diagramas de
triángulos muestran la yuxtaposición de la estratigrafía a través de la falla. Los yacimientos
yuxtapuestos contra rocas de baja permeabilidad, tales como las lutitas, tienden a actuar
como sellos, mientras que las yuxtaposiciones
entre yacimientos a través de la falla probablemente produzcan fugas. Los diagramas de
yuxtaposición también pueden ser utilizados
para evaluar las rocas de falla presentes y sus
propiedades asociadas que se desarrollan dentro
de la zona de falla. Por ejemplo, se puede determinar la distribución de las pátinas arcillosas
provenientes de las capas ricas en arcilla presentes en la zona de falla y cuantificar sus
efectos sobre el sello. Además, es posible evaluar
los rechazos verticales críticos cuando las fallas
cataclásticas de permeabilidad más alta pueden
representar un riesgo para el flujo de fallas
transversales. Esto se produce cuando dos yacimientos siliciclásticos permeables se
yuxtaponen a través de la falla—uno en la pared
colgante (HW, por sus siglas en inglés) y otro en
52
la pared de base (FW, por sus siglas en inglés)
(próxima página).
Se han desarrollado varios métodos para estimar la distribución de las rocas de falla dentro
de una zona de falla. Dos de los métodos más
aplicados son la relación lutita-jaboncillo (SGR,
por sus siglas en inglés) y las pátinas arcillosas.19
Además, los investigadores del RDR introdujeron recientemente un método SGR modificado, o
relación lutita-jaboncillo efectiva (ESGR, por sus
siglas en inglés), que posibilita un mayor control
sobre la arquitectura y distribución de las rocas
de falla a lo largo de la superficie de falla durante el análisis.
El método SGR estima el porcentaje de arcilla en base a la litología dominante mezclada
con la zona de falla. El algoritmo calcula el contenido neto de arcilla dentro de la litología que
es desplazada más allá de cada punto de la falla
mediante el producto de la suma del espesor de
la capa por el porcentaje de arcilla dividido por
el rechazo vertical de la falla. Este cálculo se
obtiene a través de una superficie de falla modelada con una distribución de los rechazos
verticales calculada y con estimaciones del porcentaje de arcilla derivadas de los registros de
pozos. El método ESGR utiliza un SGR ponderado que permite una distribución no uniforme
de las arcillas dentro de la sección arrastrada
más allá de cada punto de la superficie de falla
para modelar un proceso más complejo de la
zona de falla.
Los estudios de afloramientos de zonas de
falla también han demostrado que la presencia
de pátinas arcillosas constituye un proceso
común de la zona de falla en el que la arcilla
forma una pátina a lo largo de la zona de falla de
acuerdo con la presencia de un banco arcilloso
local. El espesor de la pátina arcillosa a lo largo
de la falla aumenta con el espesor de la capa arcillosa original y disminuye con la distancia hasta
dicha capa. Múltiples capas arcillosas tienden a
combinarse para producir una pátina continua, lo
que mejora la capacidad de sello por falla.
El método básico de modelado de las distribuciones de las rocas de falla consiste en
calcular la distribución de los rechazos verticales en una superficie de falla grillada a partir de
las intersecciones de los horizontes sobre la
falla, rellenando la estratigrafía detallada con
los espesores y los contenidos de arcilla
estimados y trazando las curvas de contorno
correspondientes a las propiedades de los sellos
por fallas obtenidas, sobre la superficie de la
falla. Las curvas de contorno de la presión capilar medida a lo largo de la falla proporcionan
una calibración con la capacidad de sello para
las propiedades de las rocas de falla estimadas.
Estos datos de presión suelen adquirirse a agujero descubierto utilizando herramientas de
muestreo de la formación tales como las herramientas MDT o RFT.
Si bien el cálculo del potencial de sellos por
fallas presente a lo largo de una falla parece
directo, quizás se trate de una simplificación
excesiva. En base a estudios de afloramientos y
fallas exhumadas, los geocientíficos observan
que las pátinas arcillosas no se distribuyen en
forma uniforme en las zonas de falla sino que
pueden ser interrumpidas creando múltiples discontinuidades que reducen el efecto de sello a
través de las escalas de tiempo geológico. Un
estudio de la falla normal Calabacillas, situada
en Nuevo México, EUA, demostró que las pátinas
arcillosas tienden a ser continuas a lo largo de
una distancia entre dos y seis veces superior al
espesor de la capa de arcilla original, pero luego
se adelgazan significativamente al alejarse de la
base de la capa de arcilla original en la pared de
base.20 Además, las pátinas son fracturadas frecuentemente por fallas de escaso rechazo
vertical. En consecuencia, las técnicas de estimación de pátinas y calibración de sellos pueden
sobrestimar el potencial de sellos por fallas,
especialmente cerca de la base de una capa de
arcilla original.
La calibración de las curvas de contorno de la
presión capilar y de las estimaciones de las propiedades de las rocas de falla sobre una
superficie de falla es insuficiente si se utilizan
los métodos descriptos. Un análisis más preciso
debería incluir la calibración de las propiedades
de las rocas de falla estimadas a partir de mediciones de núcleos. La presión umbral y la
Oilfield Review
Filosilicato
Litología
de la roca
10 100 1,000 almacén
mD
%
0 20 40 60 80 0
Rechazo vertical de la falla, m
0
3,560
3,580
C
3,600
D
3,620
Profundidad del núcleo, m
B
B
50
3,660
F
3,680
G
75
100
125
150
La zona de fuga ha sido sellada por
una pátina de filosilicato potencial
de la Unidad Yacimiento C
C
D
Yacimiento contra la
estratigrafía más
moderna en la pared
colgante
E
F
G
3,640
E
A
25
Yacimiento contra la
estratigrafía más antigua
en la pared de base
Ausencia
de datos
de filosilicatos
A
B
C
D
0 0.5 1.0
0 10 20 30 40 50
Contenido
de arena
Neto/Total
Porosidad del testigo, %
Litología de la roca almacén
Arenisca de alta permeabilidad
Arenisca
Arenisca impura
Rica en contenido de filosilicato
(incluyendo la lutita)
Arenisca cementada
Tipo de roca de falla/sello
Sellos cataclásticos (arenisca sobre arenisca)
Sellos cataclásticos (arenisca sobre arenisca más
allá de otras litologías)
Sellos cataclásticos (arenisca de alta permeabilidad sobre
arenisca de alta permeabilidad más allá de otras litologías)
Sellos cataclásticos sobre estructuras de filosilicatos
en pátinas (areniscas impuras en FW o HW)
Alto potencial de sellos cataclásticos sobre estructuras de
filosilicatos en pátinas (areniscas impuras más allá de otras litologías)
Sello de cemento (cementado en FW o HW)
Alto potencial de sello de cemento (sección cementada
más allá de otras litologías)
Filosilicatos en pátinas (unidades ricas en filosilicatos o
lutitas en FW o HW)
Alto potencial de filosilicatos en pátinas (unidades
ricas en filosilicatos más allá de otras litologías)
E
F
G
Litología de yacimiento en la pared colgante, m
Litología de yacimiento en la pared de base
A
3,540
3,520
Zona
Permeabilidad
del testigo
> Análisis de la yuxtaposición. Una diagrama de triángulos de yuxtaposición (izquierda) permite la evaluación simple y rápida
de los escenarios de yuxtaposición estratigráfica, por ejemplo, cuando un yacimiento, la Arenisca A, se yuxtapone contra una
lutita impermeable que provee un sello. Otro escenario podría identificar el emplazamiento de una arenisca contra otra arenisca
que no logra proveer un sello adecuado para el entrampamiento de hidrocarburos. La litología se muestra a la izquierda; el eje
horizontal muestra la magnitud del rechazo vertical y las flechas de guiones diagonales muestran el escenario de yuxtaposición en un rechazo y una capa específicos. El diagrama de bloques (derecha) se muestra para ilustrar una representación 3D.
permeabilidad medidas a través de fallas pequeñas en núcleos ayudan a predecir la capacidad
de sello y las propiedades de flujo de la distribución de rocas de falla estimada. Las rocas de falla
19. Yielding G, Freeman B y Needham DT: “Quantitative Fault
Seal Prediction,” Boletín de la Asociación Americana de
Geólogos de Petróleo 81, no. 6 (Junio de 1997): 897–917.
Bretan P, Yielding G y Jones H: “Using Calibrated Shale
Gouge Ratio to Estimate Hydrocarbon Column Heights,”
Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de
Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 397–413.
Yielding et al, referencia 2.
20. Doughty PT: “Clay Smear Seals and Fault Sealing
Potential of an Exhumed Growth Fault, Rio Grande Rift,
New Mexico,” Boletín de la Asociación Americana de
Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 427–444.
Primavera de 2005
en núcleos también definen la gama de tipos de
rocas de falla creadas por procesos tales como la
cataclasis o la trituración de granos y permiten
la evaluación del impacto de la historia geológica
y de la secuencia cronológica de las fallas.
Las bases de datos de rocas de falla correspondientes a determinadas cuencas son clave
para la calibración del potencial de sello de las
rocas de falla. Los datos de rocas de falla representan una información crucial para la
obtención de simulaciones de yacimientos exitosas que además utilizan datos de campo,
incluyendo levantamientos sísmicos, registros de
pozos, registros y estudios de núcleos y datos de
presión de campo. Estos datos también son
importantes para reducir el riesgo asociado con
un ambiente de exploración en donde puede
haber mucha menos información disponible.
Más conocimiento, menos incertidumbre
Las fallas en núcleos no sólo posibilitan la calibración de las propiedades de las rocas de falla,
tales como porosidad, permeabilidad y presiones
umbrales, sino que proveen la distribución y la
densidad de las fallas a una escala que está por
debajo de la escala de resolución sísmica. Los
53
Compartimentos
Arrumbamiento
de las fallas
N-S
NO-SE
Echado hacia el O
Echado hacia el NE
Echado hacia el E
Echado hacia el SO
B-16 16
B-16 2
P
B-16 4
Q
V
E
R
B-16 17
T
S
H
Plataforma
Bonavista
C
I
Mur
re
J
Fa
lla
F
K
A
N D
L
Falla
ut
B
M
Na
ilu
s
P
Q
G
V
R
O
S
T
N
FF
EE
X
Y
BB W
0
0
km
2
CC
Z
AA
Halifax
DD
millas 1.2
St. John’s
CANADÁ
Hibernia
EUA
> Mapa estructural del Campo Hibernia y ubicación de dos pozos en los que se extrajeron núcleos, el Pozo B-16 2 y el Pozo B-16 4, ubicados
en los Bloques Q y R, respectivamente.
avances introducidos recientemente en los
métodos de interpretación sísmica, tales como
los programas de picado de fallas y mapeo de
atributos automáticos, ayudan a los geofísicos a
interpretar grandes volúmenes sísmicos en
menos tiempo y con mayor detalle que los métodos manuales. Sin embargo, gran parte del
detalle de las fallas todavía existe a una escala
que está por debajo de la resolución sísmica, de
modo que para la detección de estas fallas
pequeñas se debe hacer uso de herramientas de
generación de imágenes de pozo de alta resolución y del estudio detallado de núcleos de
diámetro completo.
El Campo Hibernia altamente compartimentalizado, situado en la Cuenca Jeanne d’Arc, en
el área marina de Terranova, Canadá, demuestra
la importancia de los exámenes de núcleos
detallados.21 El Campo Hibernia se encuentra
ubicado en una cuenca sedimentaria contenida
dentro de la Cuenca Jeanne d’Arc que ha experimentado múltiples eventos de rifting asociados
con la separación del supercontinente Pangea y
con la formación del Océano Atlántico que tuvieron lugar entre el Triásico tardío y el Cretácico
temprano.
Desde la primera producción que tuvo lugar
en 1997, los geólogos e ingenieros de la compañía Hibernia Management and Development
Company supieron que los dos yacimientos prin-
54
cipales del Campo Hibernia se encontraban
compartimentalizados por la presencia de fallas.
A partir de las variaciones observadas en las
alturas de los contactos de fluidos y en las presiones, se identificó un total estimado de 30
bloques de fallas. A medida que se continuaba
con el desarrollo del campo, se obtuvieron indicaciones de que el mismo podría estar aún más
compartimentalizado de lo que se pensaba originalmente.22 Sin embargo, el equipo a cargo de
los activos de la compañía no estaba seguro
acerca del grado en que las fallas estaban reduciendo la producción de los pozos individuales y
el desempeño de la inyección.
Para caracterizar la deformación y la arquitectura de la zona de falla, se extrajeron
núcleos de diámetro completo del yacimiento
inferior de la sección de pared colgante de dos
pozos, el Pozo B-16 2 situado en el Bloque Q y el
Pozo B-16 4 situado en el Bloque R, (arriba). Los
núcleos fueron examinados a efectos de identificar las estructuras geológicas y se tomaron
muestras para el análisis de las propiedades
microestructurales y petrofísicas. Las rocas de
falla fueron clasificadas de acuerdo con el contenido de arcilla.
Las rocas de falla con un contenido de arcilla
inferior al 15% exhibían tanto bandas de desagregación, que son zonas localizadas de flujo de
partículas con escaso fracturamiento de granos,
como bandas de deformación con filones cataclásticos con magnitudes variables de reducción
del tamaño de los granos debido a su trituración
mecánica. A pesar de la ausencia de arcilla, estas
rocas de falla poseen una permeabilidad promedio de 0.06 mD, lo que equivale a casi cinco
órdenes de magnitud menos que la permeabilidad de la roca almacén. Las rocas de falla que
contienen una cantidad intermedia de arcilla—
entre 15 y 40%—son clasificadas como rocas de
falla con estructura de filosilicatos y en este caso
exhibían permeabilidades aún más bajas que las
de sus contrapartes con bajo contenido de arcilla. Las rocas ricas en arcilla, caracterizadas por
un contenido de arcilla superior al 40%, formaban pátinas arcillosas. Estas rocas de falla
poseen típicamente permeabilidades de menos
de 0.001 mD, equivalentes a las propiedades de
las rocas almacén. El análisis de las rocas de
falla en núcleos demostró que los distintos tipos
de rocas de falla son capaces de reducir significativamente la permeabilidad a lo largo de las
fallas existentes en el Campo Hibernia.
Para evaluar el potencial de sello de las fallas
que compartimentalizan el yacimiento, los tipos y
las propiedades de las rocas de falla se integran
con las estimaciones de la distribución de las
rocas de falla obtenidas de los diagramas de yuxtaposición. Estos diagramas demuestran que
cuando el rechazo vertical de la falla es menor
que el espesor de las capas individuales y el yacimiento se yuxtapone contra sí mismo, las
propiedades de sello quedan determinadas por las
propiedades de las rocas de falla cataclásticas.
Contrariamente, cuando el rechazo vertical de la
falla excede el espesor de las capas individuales el
sello por yuxtaposición del yacimiento contra la
roca no yacimiento constituye el sello principal.
Un diagrama de triángulos de yuxtaposición
de la Formación Hibernia en el Pozo B-16 2
demuestra las distribuciones de las rocas de falla
pronosticadas y los efectos interpretados de las
mismas sobre el flujo de fluido (próxima página).
Este diagrama muestra que para rechazos
verticales de menos de 30 m [98 pies], las rocas
de falla son predominantemente cataclasitas o
zonas de trituración de granos. Por el contrario,
21. Porter JR, McAllister E, Fisher QJ, Knipe RJ, Condliffe
DM, Kay MA, Stylianides G y Sinclair IK: “Impact of
Fault-Damage Zones on Reservoir Performance in the
Hibernia Oilfield (Cuenca Jeanne d’Arc, Terranova): An
Analysis of Structural, Petrophysical and Dynamic Well
Test Data,” artículo especial 43 en Hiscott R y Pulham A
(eds): Petroleum Resources and Reservoirs of the Grand
Banks, Eastern Canadian Margin. St. John’s, Terranova,
Canadá: Asociación Geológica de Canadá (2004): 129–142.
22. Gormley JR, Andrews RJ, Baskin DK y Stokes R: “An
Integrated Study of Reservoir Compartmentalization in
the Hibernia Formation, Hibernia Field,” Resúmenes, Vol.
26. Asociación Geológica de Canadá, Reunión Anual de
la Asociación Mineralógica de Canadá, St. John’s,
Terranova (2001): 52–53.
Oilfield Review
0
100
Rechazo vertical de la falla, m
200
Yuxtaposición
Arenisca en FW y HW
Arenisca contra arenisca más allá de
otras litologías
Arenisca impura en FW y HW
Arenisca impura contra arenisca impura
más allá de otras litologías
Alto contenido de lutita en FW y HW
Alto contenido de lutita contra alto contenido
de lutita más allá de otras litologías
Capa 1
Capa 2
Superior
Lutita intermedia
Arenisca
superior
Nota: Con un rechazo vertical de 75 m,
la arenisca de la Capa 2 se yuxtapuso
contra la arenisca basal de la Capa 3 Superior
Lutita
Arenisca
basal
Capa 3
Media
Lutita
0
Arenisca
100
Rechazo vertical de la falla, m
200
Tipos de sellos por fallas (utilizando un factor de pátina arcillosa de 3.0)
Basal
Lutita
Cataclasitas
Arenisca
Capa 1
Rocas de falla
con estructuras
de filosilicatos
(PFFR)
Ricos en
filosilicatos
Litofacies (derivada de la lutita volumétrica)
Con predominio de arenisca
Heterolítica mixta
Con predominio de lutita/fangolita
Capa 2
Arenisca en FW y HW
Arenisca contra arenisca más allá de
otras litologías
Arenisca impura en FW y HW
Arenisca impura contra arenisca impura
más allá de otras litologías
Alto potencial para PFFR (alto
contenido de lutita en FW y HW)
Rocas de falla ricas en filosilicatos (pátinas arcillosas)
Alto potencial de rocas ricas en filosilicatos
(pátinas arcillosas)
Capa 3
Media
Superior
Lutita intermedia
Arenisca
superior
Lutita
Arenisca
basal
Lutita
Nota: Reducción del tamaño de
la ventana debido al potencial
de formación de pátinas de las
areniscas impuras y las lutitas
intermedias involucradas
Arenisca
Basal
Lutita
Arenisca
> Diagramas de yuxtaposición (extremo superior) y de sellos por fallas (extremo inferior) correspondientes al Pozo B-16 2 del Campo Hibernia. El diagrama
de yuxtaposición identifica una yuxtaposición de tipo arenisca contra arenisca en un rechazo vertical de 75 m [246 pies]. En este escenario, una arenisca
de la Capa 2 presente en la pared colgante (HW, por sus siglas en inglés) es arrastrada más allá de otras litologías—areniscas impuras y una lutita intermedia—presentes en la pared de base (FW, por sus siglas en inglés) y se yuxtapone contra la arenisca basal en el intervalo superior de la Capa 3. Ésta representa una posible área de fuga. No obstante, cuando se toma en cuenta la pátina arcillosa, el área de fuga potencial predicha se reduce
considerablemente.
cuando los rechazos verticales superan los 30 m,
aparecen las rocas de falla ricas en filosilicatos y
ricas en arcillas de permeabilidad más baja.
Estos resultados indican que las rocas de falla
presentes en el Campo Hibernia tienen el potencial de degradar el desempeño de los pozos de
producción y de los pozos de inyección por igual.
Primavera de 2005
Combinado con modelos de ajuste de la historia de producción, que arrojan soluciones no
únicas a partir de los diversos escenarios geológicos posibles, el análisis de sellos por fallas
calibrado con los datos de fallas obtenidos de
núcleos apoyó la interpretación de la forma en
que las fallas afectan el flujo de fluido en el
campo. Esto condujo a la perforación del pozo
inyector B-16 21, que fue emplazado de manera
tal de sortear las zonas de daño por fallas peligrosas. El nuevo pozo inyector mejoró el barrido
del yacimiento y proporcionó soporte de presión
adicional para los pozos productores adyacentes.
55
140,000
Cantidad total de
pies perforados
Pérdida de
circulación total
1,400,000
1,200,000
120,000
100,000
1,000,000
80,000
800,000
60,000
600,000
40,000
400,000
20,000
200,000
0
Pérdida de circulación total, barriles
Cantidad total de pies perforados, pies
1,600,000
0
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
Año
> Aumento de los problemas de pérdida de circulación en el Campo de la
Bahía de Prudhoe. Junto con la declinación de la cantidad total de pies
perforados (azul) acaecida en las dos últimas décadas, los problemas de
pérdida de circulación (rojo) se agravaron y se volvieron más costosos. Al
perforar bloques de fallas más pequeños utilizando pozos horizontales, se
atravesaban más fallas que durante las primeras etapas de la perforación
de desarrollo. Se observó que el incremento de la cantidad de pies horizontales perforados a fines de la década de 1990 se correlacionaba directamente con pérdidas de lodo, identificándose a las fallas como fuente
predominante de los problemas de perforación.
El análisis de sellos por fallas asiste
en las operaciones de perforación
Los sistemas de fallas conductivas abiertas pueden ser tan desafiantes como las fallas que
forman sellos para el desarrollo de un campo
petrolero, especialmente donde esos sistemas
plantean un peligro de perforación serio. Desde
el comienzo de la perforación de desarrollo en el
año 1970, el Campo de la Bahía de Prudhoe
intensamente fallado, situado en Alaska, EUA,
ha producido más de 10,000 millones de barriles
[1,600 millones de m3] de petróleo. A lo largo de
toda la historia del campo, los problemas de pérdida de circulación han sido comunes y han
estado relacionados directamente con la cantidad de fallas atravesadas durante la perforación
de los pozos. Con el volumen sustancial de reservas recuperables remanentes, el desarrollo
continuo por parte de BP y ConocoPhillips
requiere que se perfore penetrando bloques de
fallas más pequeños y atravesando más fallas
con el consiguiente aumento dramático de los
problemas de pérdida de circulación y la reducción de la cantidad total de pies perforados
registrada en los últimos años (arriba).
Los problemas alcanzaron niveles críticos en
el año 1998, cuando 66 de 120 pozos y re-entradas
experimentaron problemas de pérdida de circulación, lo que se tradujo en un costo de más de US$
10 millones. Los costos por tiempo insumido en
resolver problemas incrementaron entre un 50%
y un 100% los costos de construcción de pozos. En
algunos casos, las tasas de pérdida superaron los
1000 bbl/h [159 m3/h], lo que suscitó serias preo-
56
cupaciones respecto de la seguridad y puso en
riesgo la pérdida de los pozos. BP y ConocoPhillips, en ese momento Arco Alaska, consideraron
diversas opciones para encarar los problemas de
pérdida de circulación relacionados con la presencia de fallas. El equipo a cargo de los activos
del Campo de la Bahía de Prudhoe podía optar
por no perforar los objetivos que planteaban riesgos, reduciendo las opciones de desarrollo y las
reservas recuperables, o bien emplear elevadas
erogaciones imprevistas de perforación que
habrían mitigado el problema pero a costa del
conocimiento de su causa.
Las compañías socias que operan el Campo de
la Bahía de Prudhoe, junto con RDR, decidieron
investigar la causa de los problemas de pérdida
de circulación—las fallas que actúan como conductos para el lodo de perforación. En el Campo
de la Bahía de Prudhoe, se han interpretado más
de 5,400 fallas mediante levantamientos sísmicos.
Las fallas oscilan en lo que respecta a longitud
del rumbo entre 152 y 4,570 m [500 y 15,000 pies]
con rechazos verticales que varían de 6 a 60 m
[20 a 200 pies] (próxima página, extremo superior). Primero se reprocesaron los datos sísmicos
existentes para mejorar la interpretación de las
fallas. Luego, se incorporaron las fallas mapeadas
a una base de datos que incluía parámetros de
fallas tales como orientación y longitud. Junto
con los datos geológicos, se compilaron datos de
perforación para todos los pozos del campo, incluyendo los volúmenes y las tasas de pérdida de
circulación, y la ubicación de las pérdidas. Los
datos de pozos y el ajuste de la historia de pro-
ducción también se utilizaron para adquirir un
mayor conocimiento del comportamiento de las
fallas, los fluidos y los yacimientos. Si bien este
análisis ayudó a explicar el 80% de los problemas
de pérdida de circulación, también demostró que
se justificaba una exploración más detallada de
las propiedades de las rocas de falla a lo largo del
Campo de la Bahía de Prudhoe.
El análisis de distribuciones de fallas y propiedades de rocas de falla basado en miles de
pies de núcleos extraídos de 14 pozos proporcionó la calibración necesaria para evaluar el
comportamiento de las fallas. La presencia de
fracturas vacuolares abiertas en los núcleos permitió identificar zonas conductivas que podrían
plantear riesgos de perforación potenciales. El
modelado de campo completo y de los esfuerzos
locales, integrado con la historia tectónica, mostró una orientación preferencial de las fallas
conductivas paralelas a la dirección del esfuerzo
local máximo. Una base de datos integrada de
estilos y arquitectura de fallas, propiedades de
rocas de falla y datos de pérdida de circulación
facilitó el estudio de las zonas de daño por fallas
y el análisis de los sellos por fallas.
Las propiedades de la base de datos calibradas con las yuxtaposiciones y las distribuciones
de las rocas de falla basadas en el contenido de
arcilla de las fallas individuales ayudaron a reducir el riesgo de perforar pozos de desarrollo en el
Campo de la Bahía de Prudhoe. La planeación de
pozos previa a las operaciones de perforación
ahora incorpora los datos de la base de datos para
evitar áreas de perforación peligrosas (próxima
página, extremo inferior).
Un año después de implementado este proyecto de caracterización de fallas integrado, se
perforaron 65 pozos y re-entradas. La cantidad de
pozos problemáticos, con más de 16 m3 [100 bbl]
de pérdida de fluido de perforación, se redujo de
un 32 a un 16% de los pozos totales. Las zonas de
pérdida de circulación fueron anticipadas y explicadas, lo que redujo el tiempo insumido en la
resolución de problemas y permitió bajar los costos de perforación en 2 a 5 millones de dólares
estadounidenses durante ese año. Sólo dos pozos
experimentaron problemas significativos. El conocimiento más acabado de las fallas presentes en
el Campo de la Bahía de Prudhoe permitió reducir el riesgo de perforación, mejorar la planeación
de pozos y aumentar la confianza del equipo a
cargo de los activos en lo atinente a continuar con
el desarrollo. La reducción sustancial del riesgo
de perforación ha planteado objetivos de perforación que alguna vez fueron considerados
demasiado riesgosos, incrementando potencialmente el volumen de reservas recuperables.
Oilfield Review
Mapa de fallas del Campo de la Bahía de Prudhoe
0
km
8
0
millas
5
Bahía de Prudhoe
Alaska
EUA CANADÁ
Anchorage
> La complejidad estructural del Campo de la Bahía de Prudhoe es
demostrada por un mapa de fallas que muestra un fallamiento
extensivo en gran parte del campo.
Problema complejo, respuesta simple
Las fallas y sus influencias sobre el flujo de
fluido en los yacimientos constituyen una problemática compleja. Los avances tecnológicos
han mejorado nuestra capacidad de medir estas
influencias, tanto directa como indirectamente.
Las técnicas de ejecución de pruebas de pozos,
el ajuste de la historia de producción y la inyección de trazadores radioactivos, por ejemplo,
ayudan a evaluar si existen compartimentos en
el yacimiento y, en ese caso, si los compartimentos se encuentran comunicados o aislados.
Además se utilizan herramientas de adquisición
de registros de pozos y herramientas de muestreo para evaluar rocas, fluidos y presiones de
yacimiento a fin de determinar la compartimen-
talización. Recientemente, los ingenieros lograron identificar con éxito las variaciones
composicionales de los fluidos relacionadas con
la compartimentalización mediante la utilización la herramienta MDT de Schlumberger.23 La
evaluación, calibración y predicción de las fallas
que compartimentalizan los yacimientos requieren un análisis sistemático que debe incluir la
integración de conjuntos de datos de propiedades medidas en núcleos convencionales con
datos de pozos del subsuelo y datos de producción, interpretaciones sísmicas y analogías en
afloramientos y en el subsuelo.
Las complejidades de fallas del subsuelo
pobremente resueltas pueden ser incorporadas
en simuladores de flujo de fluido de yacimientos
Ob
jet
ivo
Vista en planta
Ejemplo de plan
de pozo previo
Planeación
por pérdidas
Punto de comienzo
de la desviación
Falla transversal con una
relación lutita-jaboncillo alta
> Mejoramiento de la planeación de pozos. Con el mayor conocimiento del
comportamiento de las fallas en el Campo de la Bahía de Prudhoe, las áreas
con pérdidas considerables ahora pueden ser evitadas o previstas durante
la perforación para alcanzar el objetivo. La información específica, tal como
la relación lutita-jaboncillo a lo largo de fallas individuales, permite al equipo
a cargo de los activos de las compañías identificar los puntos óptimos en
los cuales atravesar las fallas para minimizar las pérdidas de lodo y reducir
los costos de perforación.
Primavera de 2005
utilizando los resultados de estudios detallados
de analogías con afloramientos. En los simuladores, los efectos de las fallas son representados
como factores de transmisividad efectiva a través de secciones definidas. La transmisividad
relacionada con las fallas depende de la cantidad de fallas, el espesor de las zonas de daño
asociadas y las propiedades de las fallas, tales
como la permeabilidad de las rocas de falla y las
presiones umbrales.
La incorporación de las propiedades de las
rocas de falla provenientes de las bases de datos
ha permitido mejorar el ajuste histórico y el
modelado del flujo de fluido a lo largo de las
fallas.24 Estos resultados aún contienen riesgo e
incertidumbre. En el análisis de sellos por fallas,
siempre habrá cierta incertidumbre relacionada
con la arquitectura interna de las fallas, las propiedades de las rocas almacén, la definición de
las unidades estratigráficas a partir de los levantamientos sísmicos, los efectos de la presión
capilar y el alcance de la proyección del modelo
dada la cantidad limitada de datos de pozos. Las
bases de datos de propiedades de rocas de falla
proveen el rango y la magnitud de la incertidumbre que pueden incorporarse en el modelado del
riesgo, por ejemplo, mediante la utilización de
las técnicas de Monte Carlo.
En el análisis de sellos por fallas se debe capturar y modelar la complejidad de las fallas, pero
la respuesta ha de ser suficientemente simple
como para ser utilizada efectivamente en las
simulaciones de yacimientos y así reducir la
incertidumbre asociada a la exploración y el
desarrollo de yacimientos siliciclásticos fallados
enigmáticos.
—MGG
23. Mullins OC, Hashem M, Elshahawi H, Fujisawa G, Dong C,
Betancourt S y Terabayashi T: “Hydrocarbon
Compositional Analysis In Situ in Openhole Wireline
Logging,” Transcripciones del 45° Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk,
Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004, artículo FFF.
Fujisawa G, Betancourt SS, Mullins OC, Torgerson T,
O’Keefe M, Terabayashi T, Dong C y Eriksen KO: “Large
Hydrocarbon Compositional Gradient Revealed by In-Situ
Optical Spectroscopy,” artículo de la SPE 89704, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
Elshahawi H, Hashem M, Mullins OC, Fujisawa G, Dong C,
Betancourt S y Hegeman P: “In-Situ Characterization of
Formation Fluid Samples: Case Studies,” artículo de la
SPE 90932, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre
de 2004.
Betancourt S, Fujisawa G, Mullins O, Carnegie A, Dong C,
Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y
Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”
Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.
24. Knai TA y Knipe RJ: “The Impact of Faults on Fluid Flow in
the Heidrun Field,” en Jones G, Fisher QJ y Knipe RJ
(eds): Faulting, Fault Sealing and Fluid Flow in
Hydrocarbon Reservoirs: Publicación Especial de la
Sociedad Geológica 147. Bath, Inglaterra: The
Geological Society Publishing House (1998): 269–282.
57
Un nuevo horizonte en
mediciones de flujo multifásico
La tecnología de medición de flujos trifásicos en la superficie ha experimentado una
revolución silenciosa. Los medidores multifásicos de avanzada proveen a los ingenieros de producción y yacimientos los datos necesarios para comprender y optimizar el
desempeño de los pozos sin separar una corriente de flujo en sus tres fases individuales; esto es gas, petróleo y agua.
Ian Atkinson
Bertrand Theuveny
Cambridge, Inglaterra
Michel Berard
Moscú, Rusia
Gilbert Conort
Rosharon, Texas, EUA
Trey Lowe
Houston, Texas
Allan McDiarmid
Apache Energy Limited
Occidente de Perth,
Australia Occidental, Australia
Parviz Mehdizadeh
Consultor
Scottsdale, Arizona, EUA
Bruno Pinguet
Gerald Smith
Bergen, Noruega
Kerry J. Williamson
Shell Exploration and Production Company
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Alain Chassagne, Luanda, Angola; Dan Deznan,
Apache Energy Limited, Aberdeen, Escocia; Richard Kettle,
Ahmadi, Kuwait; Donald Ross, Rosharon, Texas, EUA;
Jon Svaeren, Framo Engineering AS, Bergen, Noruega;
Eric Toskey, Bergen, Noruega y Laurent Yvon, Douala,
Camerún.
3-Phase, LiftPRO, NODAL, PhaseTester, PhaseWatcher,
Platform Express y Vx son marcas de Schlumberger.
58
Oilfield Review
Un nuevo medidor de flujo de superficie está
cambiando radicalmente la forma en que medimos el flujo complejo proveniente de los pozos
productores. Esta transformación es impulsada
por la nueva tecnología que permite medir con
exactitud las variaciones rápidas producidas en
los fluidos trifásicos, incluyendo la presencia de
flujos tipo tapón, espumas y emulsiones estables
que previamente resultaban difíciles de cuantificar. La capacidad de medir el fluido multifásico
en tiempo real aumenta la eficiencia operacional
con el consiguiente ahorro de tiempo y dinero.
Ahora es posible asignar la producción sin la
separación convencional de fases y superar las
restricciones de procesamiento, o cuellos de
botella, que tienen lugar en las instalaciones de
superficie existentes. La cuantificación exacta
del flujo de cada una de las fases de fluidos de
una corriente de producción permite a los operadores tomar mejores decisiones acerca del
desempeño de los pozos. Ahora, los ingenieros
pueden identificar, comprender y remediar mejor
los problemas asociados con el flujo de pozos
múltiples, optimizar las operaciones de levantamiento artificial y construir mejores modelos
dinámicos de yacimientos.
Este artículo analiza los avances registrados
recientemente en materia de mediciones de flujo
multifásico y examina la utilización de esta tecnología para aplicaciones de medición permanente,
levantamiento artificial y pruebas de pozos móviles, tanto en tierra firme como en áreas marinas.
Algunas historias de casos de Australia, el Golfo
de México y África destacan los beneficios de la
avanzada tecnología de medición.
Separación convencional y pruebas de pozos
Los separadores de prueba convencionales son
versiones reducidas de los separadores de producción grandes que segregan y miden el gas, el
petróleo y el agua en las instalaciones de procesamiento de superficie. En las operaciones de
campo ya establecidas, los separadores de prueba
son instalaciones permanentes. Para los pozos
exploratorios y los pozos de delineación, las compañías deben desplegar separadores de prueba
modulares. A veces son necesarios varios separadores de prueba en serie o en paralelo para
manipular pozos a alto régimen de producción,
petróleos pesados o gas rico en condensado; es
decir, gas húmedo.
Habitualmente, los separadores de prueba son
recipientes cilíndricos que se despliegan en forma
horizontal. Estos recipientes poseen una longitud
que oscila entre 4.6 y 9.1 m [15 y 30 pies] y una
altura que fluctúa entre 2.4 y 4 m [8 y 13 pies] y
pesan hasta 9,072 kg [10 toneladas]. Los separa-
Primavera de 2005
Válvula de
alivio de presión
Segunda válvula
de alivio
de presión
Placas de
coalescencia
Placa deflectora del
rompedor de espuma
Salida del gas a través
de la placa-orificio
Extractor de vapores
Puerta
de acceso
Entrada
de efluente
Placas
deflectoras
Salida
adicional
Regulador del
nivel de agua
Salida del agua al Cortador
medidor mecánico de vórtice
Regulador del
nivel de petróleo
Cortador de vórtice
Salida del petróleo al
medidor mecánico
Placa deflectora de vertedero
> Separadores convencionales y mediciones de fluidos. La separación de la producción se inicia
cuando los efluentes de los pozos ingresan en un recipiente horizontalmente y chocan con una serie
de placas perpendiculares. Esto hace que los líquidos caigan al fondo del recipiente mientras que el gas
(rojo) sube a la parte superior. La fuerza de gravedad separa los líquidos en petróleo (marrón) y agua
(azul). Las fases de gas, petróleo y agua son medidas por separado a medida que salen de la unidad a
través de líneas de salida independientes. Los fluidos son medidos por medidores mecánicos, mientras
que el gas es medido por una placa-orificio. Ambos dispositivos requieren calibración periódica.
dores reciben el efluente producido de los pozos
individuales y segregan las diferentes fases de
fluidos a través de un proceso basado en la
fuerza de gravedad (arriba).
Los recipientes bifásicos separan el gas de
los líquidos y los recipientes trifásicos separan
ulteriormente los líquidos en petróleo y agua.
Estos sistemas miden las fases de fluidos independientes en forma individual cuando salen del
recipiente, antes de mezclar y hacer retornar los
fluidos a una línea de flujo. Las condiciones operacionales normales para un separador de
prueba se limitan a presiones que oscilan entre
200 y 1,000 lpc [1.4 y 6.9 MPa], con presiones de
trabajo máximas de hasta 1,440 lpc [9.9 MPa].
Los separadores de prueba no están diseñados para pozos específicos sino que, por el
contrario, deben manejar una amplia variedad
de tasas de flujo o gasto. En el momento de la
instalación, los separadores de prueba a menudo
se sobredimensionan en forma intencional para
que sirvan como separadores de producción
auxiliares o complementarios y puedan procesar
cualquier incremento de producción futuro.
La obtención de mediciones confiables
mediante un separador de prueba requiere que
existan condiciones relativamente estables dentro del recipiente, lo que puede demandar varias
horas. Los protocolos de pruebas de pozos asociados con estas unidades generalmente
enfatizan la eficiencia operacional—un enfoque
del tipo “tamaño único”—en lugar de configurar
los instrumentos de medición y regular las tasas
de flujo en base a las condiciones de pozos individuales. Las restricciones de tiempo y las
limitaciones del personal a menudo impiden la
optimización del proceso de separación.
Además, las condiciones operacionales a
veces impiden la separación completa de las
fases de fluidos. Siempre queda algo de petróleo
en el agua, algo de agua en el petróleo, algo de
gas en los líquidos y algo de líquido en el gas.
Estas condiciones producen errores en los instrumentos de medición del separador diseñados
para medir corrientes de gas, petróleo o agua
monofásicas. Los separadores de prueba también tienen problemas para medir ciertos
regímenes de flujo anómalos debido a la necesidad de contar con condiciones de procesamiento
estables y al hecho de que la respuesta a las condiciones de flujo dinámico siempre se demora.
Los regímenes de flujo problemáticos incluyen fluidos tipo tapón, en los que una fase es
interrumpida por otra fase; espumas, que no
pueden ser tratadas por los separadores convencionales y emulsiones estables que requieren
calor adicional o un tratamiento químico para
separar la fase que está suspendida y dispersa en
otra. Además, los fluidos viscosos, tales como el
petróleo pesado, dificultan significativamente la
separación y obtención de mediciones precisas.
Mediciones multifásicas
A diferencia de los separadores convencionales,
los medidores de flujo multifásico miden continuamente el flujo de gas, petróleo y agua sin
separar físicamente la corriente de flujo en fases
de fluidos individuales. Los medidores de flujo
mutifásico reciben los fluidos trifásicos directamente desde una línea de flujo, realizan las
59
mediciones e inmediatamente devuelven los fluidos a la línea de flujo (abajo). Estos medidores
muestran los resultados de las mediciones a los
pocos minutos de ser puestos en operación.1
La caída de presión producida en los medidores de flujo multifásico es significativamente
menor que la que se produce en los separadores
convencionales, lo que permite que las pruebas
Vg =
Vo =
Vw =
Ag =
Ao =
Aw =
de pozos se realicen en condiciones de producción similares a las reales. En aplicaciones de
mediciones permanentes, estos dispositivos ocupan un espacio mínimo en las localizaciones de
velocidad del gas
velocidad del petróleo
velocidad del agua
área ocupada por el gas
área ocupada por el petróleo
área ocupada por el agua
Vg
Ag
Vo
Ao
Aw
Vw
> Mediciones de flujo multifásico. La medición del flujo trifásico en los tubulares de los pozos o en las
tuberías de las instalaciones de superficie (izquierda) requiere de la medición continua de las cambiantes composiciones y velocidades del gas (g), el petróleo (o) y el agua (w), (Ag, Ao, Aw y Vg, Vo, Vw,
respectivamente). Las unidades de monitoreo de producción multifásica de avanzada pueden ser
integradas con las tuberías de la instalación (extremo superior derecho) o montarse sobre patines
(extremo inferior derecho).
Computadora
de flujo
Fuente nuclear
Venturi
Detector nuclear
Transductor
de presión
diferencial
Transductor
de presión
Flujo
> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. La forma del medidor
venturi responde al estándar industrial. Las mediciones de la presión absoluta
y la presión diferencial se obtienen en el mismo lugar, en la garganta tipo
venturi. Las ventanas transparentes nucleares del medidor venturi permiten
que los rayos gamma pasen de la fuente al detector con una pérdida insignificante causada por la ferretería, lo que incrementa la precisión de las
mediciones. La fuente nuclear corresponde a bario 133 y posee una vida útil
promedio de aproximadamente 10.5 años. Una computadora de flujo provee
datos de procesamiento del sensor y de tasas de flujo además de más de 30
parámetros adicionales en condiciones estándar y condiciones de línea. Esta
computadora permite almacenar más de 200 perfiles de pozos que incluyen
las características de fluidos específicas de cada pozo, lo que posibilita que
el flujo de múltiples pozos pase a través del mismo medidor.
60
superficie o en las plataformas marinas. En este
momento, existen más de 1,300 instalaciones de
medidores multifásicos en todo el mundo, lo que
refleja la importante expansión acaecida en los
últimos seis años (próxima página).2
Las pruebas a cargo de terceros y los proyectos industriales conjuntos han ayudado a
comprobar la tecnología de medición de flujos
multifásicos. Los responsables del desarrollo de
medidores de flujo trifásico también han demostrado la eficacia de estos sistemas a través de
extensivas pruebas de laboratorio efectuadas en
circuitos cerrados de flujo. Una prueba en un
circuito cerrado de flujo consiste en medir con
precisión los fluidos monofásicos—gas, petróleo
y agua—en un medio controlado, mezclándolos
para generar una corriente multifásica y haciéndolos circular luego por un medidor de flujo
multifásico.
Los resultados de las mediciones obtenidas en
los circuitos cerrados de pruebas de flujo se comparan con los volúmenes individuales de los
fluidos constituyentes que conformaron el flujo de
prueba.3 Estas pruebas evalúan el desempeño del
medidor frente a una amplia gama de mezclas de
fluidos y condiciones de flujo. El desempeño del
medidor en las condiciones de campo previstas
puede ser extrapolado a partir de los datos de los
circuitos cerrados de pruebas de flujo.
Los usuarios realizan pruebas extensivas de
los medidores de flujo multifásico a fin de habilitar los sistemas para aplicaciones de campo
específicas. A menudo es necesaria dicha habilitación porque los distintos sistemas de medición
reaccionan en forma diferente a los cambios
producidos en las condiciones de proceso, tales
como tasas de flujo, propiedades de fluidos, la
presencia de depósitos de incrustaciones o parafina, y los volúmenes de arena o gas presentes en
una corriente de flujo.4
Hasta la fecha, no existe ningún procedimiento de prueba comúnmente aceptado. Los
socios de proyectos, los organismos gubernamentales y otros titulares de participaciones de
riesgos compartidos deben acordar los procedimientos de habilitación apropiados cada vez que
se utiliza un sistema de medición para asignar, o
distribuir, la producción mezclada de acuerdo
con el lugar del cual provenga la producción. Sin
embargo, diversos organismos industriales y
reguladores—el Instituto Americano del Petróleo (API), la Sociedad Americana de Ingenieros
Mecánicos (ASME), la Comisión de Conservación
de Petróleo y Gas (OGCC), la Organización
Internacional de Normalización (ISO), el Departamento de Comercio e Industria del Reino
Unido (DTI) y la Sociedad Noruega de Medición
Oilfield Review
1,400
Instalaciones de Medidores Multifásicos
Número de instalaciones
1,200
1,000
Submarinas
Marinas
Terrestres
800
600
400
200
0
1994 a 1996
1997 a 1998
1999 a 2000
2001 a 2002
2003 a 2004
Año
> Expansión de la tecnología de medidores de flujo multifásico. Si bien las instalaciones de medidores de flujo multifásico aparecieron en el año 1994, el
número estimado de instalaciones creció en forma asombrosa aproximadamente a partir de 1999 (extremo superior). En aplicaciones de mediciones
permanentes, estos dispositivos ocupan menos espacio que los separadores
de prueba convencionales (extremo inferior).
de Petróleo y Gas (NSOGM)—están desarrollando directrices para la aplicación y
habilitación de medidores de flujo multifásico.5
Además de los circuitos cerrados de pruebas
de flujo, la ejecución de pruebas en condiciones
de campo es otra alternativa a los fines de la
habilitación de sistemas de medición de flujo
multifásico para aplicaciones específicas. El
desempeño del medidor de flujo se compara con
las mediciones de los separadores de prueba en
un campo en el que la composición del fluido, la
presión de la línea de flujo y las tasas de flujo se
aproximan significativamente a los de una presunta aplicación. La realización de pruebas en
condiciones de campo reales a menudo establece
un mayor nivel de aceptación con respecto al
desempeño de los medidores de flujo
multifásico.6 Sin embargo, las pruebas de campo
consumen más tiempo que los circuitos cerrados
de pruebas de flujo típicas y tienden a ser más
costosas. Por otra parte, es esencial que los
operadores presten especial atención a la cali-
1. Letton W, Svaeren J y Conort G: “Topside and Subsea
Experience with the Multiphase Flow Meter,” artículo de
la SPE 38783, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de
octubre de 1997.
2. Mehdizadeh P: “Qualifying Wet Gas and Multiphase
Metering for Deep Water Well Allocations,” presentado
en la Conferencia y Exhibición Internacional de
Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, 30 de
noviembre al 2 de diciembre de 2004.
3. Mehdizadeh, referencia 2.
4. Mehdizadeh, referencia 2.
5. State of the Art Multiphase Flow Metering, Publicación
del API 2566, Primera Edición. Washington, DC: American
Petroleum Institute, 2004.
Use of Subsea Wet-Gas Flowmeters in Allocation
Measurement Systems, Práctica Recomendada del API
RP 85, Comité Upstream del API, Subcomité de Equipos
Submarinos, Grupo Asesor Técnico de Mediciones
Upstream. Washington, DC: American Petroleum
Institute, 2004.
Asignación de Gas y Condensado en el Área del
Upstream, versión borrador, Informe Técnico
ISO/TC193/SC3/WG1.
Delft, Países Bajos: Nederlands Normalisatie-Instituut
(NEN), 2002.
Amdal J, Danielsen H, Dykesteen E, Flølo D, Grendstad J,
Hide HO, Moestue H y Torkildsen BH: Handbook of
Multiphase Metering. Oslo, Noruega: La Sociedad
Noruega de Medición de Petróleo y Gas, 1995.
Primavera de 2005
bración y operación de los separadores de prueba
para garantizar la obtención de datos de referencia de alta calidad.7
En lo que respecta a los desarrollos submarinos, con los cabezales o los árboles de producción
de pozo y el equipo de control de la producción
emplazados en el fondo del mar, las pruebas de
campo son a menudo impracticables. Además, los
procedimientos de los circuitos cerrados de pruebas de flujo quizás no logren reproducir las
condiciones de presión y temperatura extremas
prevalecientes en ciertos proyectos, tales como
los desarrollos en aguas profundas y ultraprofundas. A menudo, la mejor opción en estos casos es
comparar los datos de un programa acelerado de
vigilancia rutinaria (monitoreo) posterior a la
instalación con los datos de corrientes de proceso
monofásicas convencionales en los puntos de
exportación durante la ejecución de las pruebas
de producción mensuales.8
Un nuevo diseño de medidor de flujo
Debido a las limitaciones propias de los separadores de prueba convencionales, Schlumberger y
Framo Engineering AS desarrollaron la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx a través
de la empresa conjunta 3-Phase Measurements
AS. Este sistema de medidores de flujo multifásico es aplicable a instalaciones permanentes,
pruebas móviles y optimización de operaciones
de levantamiento artificial.9 La tecnología Vx ha
sido habilitada en más de 1,500 circuitos cerrados de pruebas de flujo llevadas a cabo por
terceros en cinco instalaciones independientes
que generaron aproximadamente 5,000 puntos
de prueba de regímenes de flujo.
Los componentes principales del medidor de
flujo multifásico Vx son un medidor venturi provisto de sensores de presión absoluta y presión
diferencial, además de un detector de rayos
gamma espectral de energía dual, acoplado a
una fuente química radioactiva unitaria de baja
intensidad para medir el flujo másico total y las
fracciones de gas, petróleo y agua (página anterior, abajo).
Notas Orientativas para la Medición de Petróleo según
las Normas de Producción de Petróleo, Número 7-Borrador Final. Londres, Inglaterra: Departamento de
Comercio e Industria, Unidad de Otorgamiento de
Licencias y Consentimientos, 2003.
6. Mehdizadeh, referencia 2.
7. Hasebe B, Hall A, Smith B, Brady J y Mehdizadeh P:
“Field Qualification of Four Multiphase Flowmeters on
North Slope, Alaska,” artículo de la SPE 90037, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
8. Mehdizadeh, referencia 2.
9. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad
C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau
S, Smith J y Stephenson K: “Avances en material de vigilancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4
(Primavera de 2003): 14–37.
61
62
17,500
15,000
Picos de baja energía
Gas
Petróleo
Agua destilada
Cuentas
12,500
5% de agua salina
10,000
10% de agua salina
15% de agua salina
7,500
Picos de alta energía
5,000
2,500
0
32 KeV
81 KeV
Gas
Tasa de conteo correspondiente al pico de alta energía
La tecnología Vx funciona sin necesidad de
contar con un dispositivo de mezcla de fluidos
aguas arriba, lo que minimiza el tamaño y el
peso de la unidad.10 Estos sistemas no poseen
partes móviles y básicamente no necesitan mantenimiento. El flujo en línea pasa a través de un
orificio de admisión a una sección recta y corta
de tubería horizontal que conduce a una “T”
invertida con un extremo horizontal cerrado.
Esta “T” ciega preacondiciona y dirige el flujo
hacia arriba, a través de una sección de tipo venturi del medidor Vx. La presión se mide justo
antes de que los fluidos ingresen en el medidor
venturi y a medida que la corriente de flujo pasa
por la garganta estrecha de dicho medidor.
El detector de rayos gamma espectral de
energía dual se encuentra instalado en uno de
los lados de la sección de tipo venturi, opuesto a
una fuente de bario, que emite rayos gamma con
distintos niveles de energía; aproximadamente
32, 81 y 356 keV. El detector mide las tasas de
conteo radioactivas asociadas con la atenuación
de rayos gamma a través de la mezcla de fluidos
en los niveles de energía correspondientes a 32 y
81 keV.11 El nivel de energía más alto mide principalmente la densidad de la mezcla, que es
afectada por la relación gas/líquido; el nivel de
energía más bajo corresponde a la composición
del fluido, en la que incide la mezcla de
agua/líquido (derecha).
Dado que el flujo másico total y las fracciones individuales se miden simultáneamente y en
el mismo lugar—en la garganta tipo venturi—
los sistemas de medición dual de los medidores
Vx evalúan el mismo flujo. Esta configuración, y
las ecuaciones estrictas utilizadas para la dinámica de los fluidos asociada con el flujo
condicionado por una garganta tipo venturi, proporcionan una capacidad de medición robusta
que no se ve afectada por los regímenes de flujo
aguas arriba.12
Este diseño de detector se obtuvo a partir de
la sonda integrada de adquisición de registros
con cable Platform Express, que posee la capacidad de procesar más de 1 millón de mediciones
por segundo. En consecuencia, el detector realiza cálculos completos de las fracciones de gas,
petróleo y agua cada 22 milisegundos o un poco
más de 45 mediciones de la densidad de la mezcla de fluidos y la fracción trifásica por segundo.
La rápida velocidad de muestreo y medición
permite que el medidor de flujo obtenga la velocidad de la fase líquida y la fase gaseosa de una
corriente de flujo y compense las inestabilidades
de alta frecuencia presentes en la garganta tipo
venturi. Por lo tanto, el medidor Vx puede medir
las condiciones de flujo causadas por las condiciones de fondo de pozo y la tubería de
40%
Petróleo
Agua
60%
Tasa de conteo correspondiente al pico de baja energía
> Atenuación de rayos gamma. Los diferentes fluidos atenúan los rayos
gamma en distinto grado. El detector de alta velocidad produce una tasa de
conteo indicativa en las bandas de energía superior e inferior que constituyen una función del medio medido (extremo superior). Estas tasas de conteo
posibilitan una solución triangular de la fracción de fase (extremo inferior).
Para cada fase, la relación de la tasa de conteo de alta energía en función de
la intensidad de la fuente, o tasa de conteo en tubería vacía, se representa
gráficamente en función de la relación de la tasa de conteo de baja energía
versus la intensidad de la fuente, en un diagrama de coordenadas x e y. Estos
puntos se convierten en los vértices de un triángulo. La fracción de la fase
es determinada por la intersección de dos líneas dentro del triángulo. La primera línea representa la relación gas/líquido (verde); la segunda conecta el
punto correspondiente al 100% de gas con el punto correspondiente a la
relación petróleo/agua (rojo).
superficie, incluyendo la presencia de flujos tipo
tapón, espumas y emulsiones (próxima página,
extremo superior).13
El servicio fijo de vigilancia rutinaria de la
producción de pozos multifásicos PhaseWatcher
es la principal aplicación de monitoreo permanente de la tecnología Vx. Este sistema se
encuentra disponible con gargantas cuyas dimensiones oscilan entre 29 mm [1.1 pulgadas], 52 mm
[2 pulgadas] y 88 mm [3.5 pulgadas], dependiendo de la tasa de flujo.14
Para aplicaciones de pruebas de pozos móviles, el equipo portátil de pruebas periódicas de
pozos multifásicos PhaseTester se encuentra disponible con gargantas de 29 mm o 52 mm. Este
sistema compacto pesa aproximadamente 1,700
kg [3,750 lbm] y puede ser transportado fácilmente en camiones, remolques o patines
modulares (próxima página, extremo inferior).
También se dispone de un módulo de pruebas de
gas para aplicaciones de monitoreo permanente
y pruebas móviles.15
Oilfield Review
> Pruebas de pozos periódicas. El sistema portátil de pruebas periódicas de pozos multifásicos PhaseTester puede ser montado sobre patines para ser
transportado a localizaciones de pozos en tierra, en la parte posterior de un camión pequeño, o como un paquete modular para ser elevado con grúas en las
plataformas marinas. La unidad PhaseTester es considerablemente más pequeña y compacta que los separadores de prueba convencionales temporarios.
para la transferencia de la custodia en las estaciones de bombeo de los oleoductos o en las
terminales portuarias. Esta información resulta
esencial para los socios de proyectos y también
para los gobiernos que poseen necesidades de eje-
Oportunidades de medición permanente
Las mediciones de flujo multifásico ayudan a distribuir la producción entre los titulares de
participaciones económicas y los titulares de participaciones por regalías o registran volúmenes
Bolsones de gas
Medidor multifásico
4,000
3,500
100
Separador
convencional
Gas, Mpc/D
Líquido, B/D
Gas, Mpc/D
Corte de agua
Líquido, B/D
80
Corte de agua
3,000
60
2,500
2,000
40
Corte de agua, %
Tasas de flujo correspondientes al gas y a los líquidos
4,500
cución de pruebas para el cálculo preciso del pago
de impuestos y regalías. Por ejemplo, podrían
obtenerse mediciones en un pozo determinado,
durante un período de una semana, de manera de
extrapolar los resultados para distribuir la producción a lo largo de un período más extenso.
Además, los datos de los separadores de
prueba sirven de base para las estrategias de
optimización de la producción. No obstante, a
medida que avanzan los desarrollos de campos
petroleros y se ponen en operación más pozos, la
capacidad de los separadores de prueba a
menudo resulta inadecuada y se debe diferir la
1,500
1,000
20
500
0
0
11:02
12:14
13:26
14:38
15:50
Tiempo
> Comparación entre los datos del medidor multifásico y los datos del separador. Los datos de medición continua de un medidor de flujo multifásico identifican claramente la presencia de bolsones de
gas periódicos en el pozo. Los puntos de medición del separador de prueba indican que el separador
puede detectar o no estos bolsones de gas, dependiendo de la frecuencia del procedimiento de recolección de datos.
Primavera de 2005
10. Atkinson I, Berard M, Hanssen B-V y Segeral G: “New
Generation Multiphase Flowmeters from Schlumberger
and Framo Engineering AS,” presentado en el Taller
Internacional sobre Medición de Flujo del Mar del Norte,
Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de 1999.
11. Al-Asimi et al, referencia 9.
12. Atkinson et al, referencia 10.
13. Williamson J y Mehdizadeh P: “Alaska Regulatory
Guidelines for Qualification of Multiphase Metering
Systems for Well Testing” artículo de la SPE 94279, preparado para ser presentado en la Reunión Regional de
Occidente de la SPE 2005, Irvine, California, EUA, 30 de
marzo al 1° de abril de 2005.
14. Tasas de flujo máximas:
Medidor venturi de 29 mm [1.1 pulgada]: 2051 m3/d
[12,900 B/D] de líquido; 48,086 m3/d [0.17 MMpc/D] de
gas; Medidor venturi de 52 mm [2 pulgadas]: 6281 m3/d
[39,500 B/D] de líquido; 161,229 m3/d [0.57 MMpc/D] de
gas; Medidor venturi de 88 mm [3.5 pulgadas]:
17,808 m3/d [112,000 B/D] de líquido;
452,271 m3/d [1.6 MMpc/D] de gas.
15. Atkinson DI, Reksten Ø, Smith G y Moe H: “High-Accuracy Wet-Gas Multiphase Well Testing and Production
Metering,” artículo de la SPE 90992, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
63
Tasa de flujo (gasto) de líquido del sistema PhaseTester
Tasa de flujo de líquido del separador convencional
Configuración del estrangulador
10,000
6,000
4,000
2,000
0
24 de agosto
12:00
24 de agosto
18:00
25 de agosto
00:00
25 de agosto
06:00
25 de agosto
12:00
26 de agosto
18:00
1
3/4
1/2
1/4
0
26 de agosto
00:00
Diámetro del estrangulador, pulgadas
Tasa de flujo de líquido en condiciones estándar, B/D
8,000
> Separadores de prueba subdimensionados. A medida que los operadores aumentan las tasas de
flujo de los pozos con estranguladores de diámetros cada vez más grandes (rojo), se observan diferencias significativas entre las tasas de flujo de líquidos medidas por un medidor de flujo multifásico
(verde) y las medidas por un separador de prueba convencional (azul). Con tasas de flujo altas, los
separadores de prueba demasiado pequeños a menudo no logran la separación completa. Un gran
volumen de líquido permanece en el gas y deja de medirse con los líquidos. La operación del separador puede incluso volverse inestable, debiéndose pasar por alto, lo que resulta en períodos breves de
flujo cero. La correlación entre las tasas de flujo de líquidos medidas por el medidor de flujo multifásico y las configuraciones de los estranguladores brinda confiabilidad en lo que respecta a la calidad
de las mediciones de las tasas de flujo.
producción para dar lugar a las pruebas de pozos
(arriba). Estas limitaciones constituyen un factor
disuasivo en lo que respecta a probar más pozos
de lo que se requiere desde el punto de vista
comercial o legal.
Una situación similar se produce cuando se
incorpora nueva producción, tal como sucede con
la terminación de zonas previamente pasadas por
alto o la ejecución de tratamientos correctivos en
pozos existentes, o cuando se implementan métodos de mantenimiento de la presión y métodos de
recuperación asistida. En estos casos, los cuellos
de botella provocados en los separadores de prueba
limitan la evaluación del campo y la optimización
de la producción.
Una alternativa es agregar capacidad de
separación pero cada separador llega a costar
hasta US$ 500,000. La instalación de un medidor
de flujo multifásico cuesta tan sólo alrededor de
un 40% de ese importe. Los sistemas de medición
multifásicos no almacenan, ni separan o tratan
los efluentes del pozo, sino que miden los flujos
de fluidos en las mismas condiciones en que se
encuentran las corrientes de flujo en la línea de
64
producción y los devuelven de inmediato a la
línea de flujo. Esto elimina la formación de cuellos de botella.
En ciertos casos, los medidores multifásicos
permiten a los operadores convertir los separadores de prueba para ser utilizados como
separadores de producción. Esta capacidad agregada incrementa los regímenes de producción de
campo y mejora la flexibilidad operacional. El
emplazamiento de los medidores de flujo multifásico en las proximidades de las líneas de flujo y
su operación con pérdida de presión mínima permite efectuar las mediciones en condiciones
similares al punto de funcionamiento o el
ambiente de producción real de cada pozo. El
ambiente submarino es otra de las aplicaciones
para las mediciones de flujo multifásico.
Los sistemas submarinos PhaseWatcher posibilitan un ahorro significativo en términos de
costos a través de la reducción a escala o la eliminación de las instalaciones de pruebas de pozos
de superficie y las líneas de prueba submarinas
(próxima página, extremo superior). Dado que los
separadores de prueba no pueden ser desplega-
dos en este entorno, la medición de la producción
de los pozos submarinos en superficie requiere la
instalación de costosas líneas de prueba submarinas. Además, las instalaciones con base en
plataformas a menudo poseen capacidad insuficiente para conectar los pozos submarinos a los
separadores de prueba existentes en la parte
superior, diseñados en un principio para alojar
solamente la producción proveniente de los cabezales de producción de las plataformas.
La ampliación de las instalaciones de las plataformas quizás no constituya una alternativa
válida dadas las limitaciones de índole espacial y
económica existentes. Además, debido a su longitud, las líneas de prueba submarinas aumentan
los tiempos de estabilización de los separadores,
obstaculizando la capacidad de seguimiento de
las condiciones de producción dinámicas desde
la superficie, y reducen la frecuencia de las
pruebas de pozos. La producción mezclada proveniente de diversos pozos submarinos oculta el
desempeño de los pozos individuales.
Si la mezcla se produce a través de un colector de producción submarino sin ninguna línea
de prueba, la medición del desempeño de los
pozos individuales requiere la ejecución de
“pruebas por diferencia.” Esto implica cerrar
periódicamente uno de los pozos mientras se
miden los otros y obtener finalmente datos de
pozos individuales por inferencia, lo que se traduce inevitablemente en aplazamiento de la
producción y precisión pobre.
La reducción de los cuellos de botella no
siempre es una justificación importante para la
instalación de medidores de flujo multifásico
permanentes. A veces el problema radica en la
accesibilidad. Este es el caso de las plataformas
marinas automatizadas y de ciertos pozos terrestres ubicados en áreas remotas. Los pozos que se
encuentran alejados de la batería de producción
más cercana con un separador de prueba, pueden ser conectados directamente a una línea de
flujo mezclándose con la producción proveniente
de otros pozos, especialmente si se trata de
grandes productores.
La única forma de medir el flujo multifásico
de estos pozos es a través del método de prueba
por diferencia. En términos prácticos, algunos
pozos quizás nunca sean sometidos a pruebas. No
obstante, la planeación, el diseño y la puesta en
operación de pozos nuevos con monitoreo permanente del flujo multifásico ofrecen nuevas
posibilidades para la obtención de datos adicionales sobre el flujo de gas, petróleo y agua
proveniente de pozos de desarrollo, incluyendo los
que se encuentran ubicados en localizaciones
remotas.
Oilfield Review
Medidor
venturi
Detector
nuclear
Fuente
nuclear
> Medidor de flujo submarino. La unidad de monitoreo submarina PhaseWatcher es bajada al lecho
marino para ser instalada en un árbol de producción sumergido o en un colector (derecha). Este sistema reduce significativamente los costos de desarrollo de campos petroleros mediante la eliminación
de las instalaciones de prueba de superficie y la instalación de líneas de prueba submarinas (izquierda).
Tapones de petróleo
7,000
Tasa de flujo de petróleo total, B/D
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
0
2
4
6
Tiempo, horas
8
10
12
> Pruebas en condiciones de inestabilidad. Los medidores de flujo multifásico
pueden ser utilizados para realizar pruebas de pozos que previamente resultaban dificultosas o, a los fines prácticos, imposibles de ejecutar. Los datos de
un pozo típico con flujos tipo tapón indican un aumento abrupto de la tasa de
flujo de petróleo, de 159 m3/d [1,000 B/D] a más de 953 m3/d [6,000 B/D], condiciones que no pueden ser medidas con precisión por los separadores de prueba
convencionales porque el tiempo de respuesta es demasiado lento. Además
de esta variedad de flujo tipo tapón, los medidores de flujo multifásicos pueden
medir los flujos compuestos de espumas y emulsiones que también plantean
condiciones esencialmente inestables para los separadores convencionales.
Primavera de 2005
Los sistemas de medición de flujo multifásico
aumentan la frecuencia de ejecución de las
pruebas de pozos pero también mejoran la calidad de las mediciones. El flujo de ciertos pozos
es tan inestable que no puede ser medido en
forma precisa con un separador de prueba convencional. Los medidores de flujo multifásico
son más precisos que los separadores de prueba
convencionales y se ven menos afectados por los
regímenes de flujo complejos (izquierda,
extremo inferior).
Las mediciones de flujo multifásico además
identifican condiciones de fases que probablemente no sean detectadas por las mediciones
exclusivamente volumétricas de los separadores
de prueba convencionales. Por otra parte, a diferencia de los separadores de prueba de pozos, los
medidores de flujo multifásico no poseen partes
móviles ni requisitos de mantenimiento asociados
para mantener la precisión de las mediciones.
Los medidores de flujo multifásico incrementan la seguridad operacional porque se elimina la
necesidad de contar con válvulas de alta presión
y líneas de alivio de presión. Además se evita el
almacenamiento de volúmenes sustanciales de
hidrocarburos en las condiciones potencialmente
inestables de los separadores de prueba. Éste es
un tema importante si las pruebas de pozos se
llevan a cabo en áreas sensibles desde el punto
de vista ambiental. Además, no existen problemas de disposición de fluidos asociados con los
medidores de flujo multifásico, lo que aumenta la
seguridad y protección del medio ambiente.
Los medidores de flujo multifásico no sólo
eliminan los obstáculos para lograr mayor consistencia, confiabilidad y calidad en las
mediciones, sino que el proceso de medición en
sí se convierte esencialmente en una función de
monitoreo continuo. Si bien los pozos no se
miden todo el tiempo, habitualmente las mediciones son más frecuentes y se llevan a cabo
durante períodos más extensos.
Debido a esto, ahora los operadores están
obteniendo datos de flujo multifásico dinámico.
Esta capacidad de observar los flujos multifásicos en línea durante un período extendido, en
tiempo real, permite un mejoramiento sostenido
de la calidad y cantidad de datos disponibles
para las decisiones relacionadas con la optimización de la producción. La unidad PhaseWatcher
se puede conectar en forma segura a través de
Internet para permitir el monitoreo y la toma de
decisiones remotas acerca de las operaciones de
pozos y campos petroleros desde cualquier lugar
del mundo.
65
Los datos de los medidores de flujo multifásicos permiten a los operadores determinar si los
pozos producen según lo previsto y si se deben
programar operaciones de reparación de índole
correctiva en base a las tasas de producción de
gas, petróleo y agua individuales. Si la producción de campo es limitada por la presencia de
cuellos de botella en las instalaciones de tratamiento de gas y agua de superficie, los medidores
de flujo multifásico ayudan a identificar qué
pozos optimizar y cuáles ahogar.
Otra oportunidad de optimización significativa corresponde a las operaciones de
levantamiento artificial, donde habitualmente los
sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP, por
sus siglas en inglés) o los sistemas de inyección
de gas llevan los fluidos a la superficie. El servicio
LiftPRO de Schlumberger para el mejoramiento
de los pozos sujetos a sistemas de levantamiento
artificial con desempeños deficientes aborda esta
necesidad, con aplicaciones tanto para mediciones permanentes como para pruebas móviles
periódicas. Los pozos individuales pueden ser
vigilados rutinariamente con medidores de flujo
multifásico, mientras que las tasas de bombeo o
de inyección de gas son monitoreadas en forma
independiente por diferentes instrumentos a fin
de identificar los niveles óptimos.
Optimización de las operaciones
de levantamiento artificial
Apache Energy Limited utilizó el sistema PhaseWatcher para optimizar las operaciones de
levantamiento artificial durante el desarrollo de
campos marinos en Australia. El sistema Vx
logró satisfacer numerosos objetivos importantes, incluyendo la reducción de las erogaciones
de capital y los gastos operativos, así como el
mejoramiento de la asignación de la producción
y el manejo de los campos petroleros.
Un elemento clave de estos esfuerzos de
desarrollo fue la instalación de cinco plataformas automatizadas, con instalaciones mínimas,
sin capacidad de procesamiento y, por lo tanto,
sin separación en la parte superior (arriba). La
producción proveniente de cada plataforma se
mezclaba en una línea de flujo de producción
unitaria, lo que requería la medición exacta de
cada fluido componente de la corriente de
fluido. Los pozos de cada campo petrolero se
hacen producir mediante la utilización de un sistema de levantamiento artificial por gas común.
La medición con el sistema PhaseWatcher,
habilitado haciendo uso de la infraestructura de
Internet, en cada cabeza de pozo, permitió a
Apache optimizar rápidamente el sistema de
levantamiento artificial por gas y el sistema de
66
> Levantamiento artificial por gas optimizado. Estas miniplataformas automatizadas fueron algunas de
las numerosas instalaciones del área marina de Australia en las que Apache Energy Limited instaló el
sistema de medición de flujo multifásico PhaseWatcher. La tecnología PhaseWatcher permitió a
Apache optimizar las operaciones de levantamiento artificial por gas, generando al mismo tiempo
ahorros en términos de erogaciones de capital y gastos operativos.
producción y realizar ajustes operacionales
inmediatos en respuesta a los cambios producidos en las configuraciones de los estranguladores
(orificios) o en la productividad de los pozos.
Esto permitió eliminar el período de espera para
la estabilización de los flujos de los tanques para
inventario, que es necesario con un separador de
prueba.
El proceso de optimización comenzó durante
la limpieza del pozo, de manera que los sistemas
Vx proporcionaron el monitoreo continuo de la
producción. Los pozos alcanzaron sus regímenes
de producción objetivo a las pocas horas de la
puesta en marcha. El monitoreo del flujo multifásico ayudó además a eliminar las interrupciones
de la producción gracias a la identificación inmediata de incrementos en los cortes de agua y los
flujos tipo tapón, lo que mejoró la capacidad de
mantener un proceso de producción estable. La
rápida identificación de los factores de flujo
dinámico, lograda con los medidores PhaseWatcher, permitió mejorar el diagnóstico del pozo en
forma continua.
Mediante la provisión de un medidor de flujo
multifásico para cada línea de flujo, Apache eliminó la necesidad de contar con un separador
de prueba en los sistemas de producción de
campo. Con aproximadamente 370 kg [815 lbm],
los sistemas PhaseWatcher representaron un
ahorro en términos de peso de aproximadamente el 90% frente a la alternativa de los
separadores de prueba convencionales que
pesan unos 3,175 kg [3.5 toneladas] cada uno,
excluyendo el soporte estructural y los componentes utilitarios.16
Esta reducción de peso ayudó a minimizar
las erogaciones de capital, que se redujeron aún
más con la limitación del tamaño de las estructuras de las plataformas y de la extensión de las
tuberías. Esta minimización de la estructura se
tradujo además en otros ahorros de capital relacionados con la logística. La reducción del
tamaño, el peso y la complejidad de las estructuras superiores de cada plataforma permitió el
transporte por carretera y en un solo viaje hasta
el lugar de descarga.
La eliminación de los separadores de prueba
y el mantenimiento mínimo de los medidores de
flujo multifásico también redujeron los costos
operativos. Las capacidades de operación
remota logradas mediante la integración de los
sistemas de medición y telemetría minimizaron
aún más la necesidad de mantenimiento intrusivo y las visitas del personal. La instalación de
sistemas de medidores de flujo multifásico
desempeñó un rol importante en la optimización
de las operaciones de levantamiento artificial
por gas y en la reducción de los costos de capital
y los costos operativos, objetivos cruciales en el
desarrollo de estos campos petroleros.
Oilfield Review
Colectores submarinos
Distribuidor de producción
Pozos submarinos de campos satélites
Pozos submarinos de campos satélites
> Estrategia de desarrollo de campos satélites en aguas profundas. Un distribuidor de producción, o
instalación central, recibe la producción adicional directa o indirectamente a través de colectores
submarinos, desde uno o más campos satélites con pozos submarinos. A medida que evoluciona este
escenario, los cuellos de botella producidos en la capacidad de separación de prueba conducen a
pruebas de pozos menos frecuentes y a mediciones de menor calidad al aumentar las distancias de
flujo. Los sistemas de medidores de flujo multifásico eliminan estos cuellos de botella, lo que mejora
la calidad de las mediciones y permite la ejecución de pruebas de pozos con la periodicidad necesaria. Estos factores mejoran la distribución de la producción y aumentan las oportunidades de optimización de la misma.
Mejoramiento del proceso de
asignación de la producción
Los entes reguladores y los organismos de la
industria del petróleo y el gas, incluyendo el Servicio de Administración de Minerales de Estados
Unidos (MMS), el API, la ASME, la Dirección
Noruega del Petróleo (NPD) y el DTI del Reino
Unido, reconocen el rol de los datos de alta calidad provenientes de los medidores de flujo
multifásico en lo que respecta a las pruebas de
pozos y están desarrollando normas para la utilización de estos equipos. En consecuencia, el
empleo de la tecnología de medidores de flujo
multifásico para distribuir la producción de petróleo y gas se está generalizando.
Los nuevos proyectos de aguas profundas
reflejan cada vez más las estrategias de desarrollo con un distribuidor de procesamiento que
recibe la producción proveniente de uno o más
yacimientos satélites con terminaciones submarinas. El número de campos petroleros distantes
a menudo aumenta a medida que se desarrollan
nuevos descubrimientos, que luego se vinculan
directa o indirectamente con la instalación central (arriba).
Para estos tipos de desarrollos, la asignación
de la producción suele ser más compleja dado
que la titularidad puede variar para cada campo
o yacimiento. La utilización de la técnica de
Primavera de 2005
separación de prueba basada en distribuidores
para las mediciones de flujo multifásico puede
resultar cada vez más problemática. En primer
lugar, por el tamaño y peso de los separadores de
prueba que afectan el costo y los parámetros
operacionales de la instalación central, tales
como el número de bocas (slots) para los cabezales de producción de las plataformas y la
seguridad operacional.
Además, la expansión de la producción a través de empalmes satélites puede hacer que las
demandas de pruebas de pozos excedan la capacidad y disponibilidad de los separadores de
prueba, lo que se traduce en una menor frecuencia de pruebas de pozos individuales. La
incorporación de capacidad de separación en un
distribuidor de procesamiento suele ser impracticable o imposible. Por otra parte, a medida que
aumenta la distancia que media entre los pozos y
el distribuidor, el proceso de medición y la obtención de mediciones con los separadores de
prueba se vuelven más dificultosos.
El tiempo de estabilización de los separadores
de prueba de pozos aumenta cuando las líneas de
prueba son más largas. Las líneas de prueba submarinas largas pueden enmascarar la dinámica
del flujo del pozo y contribuir a la formación de
flujo tipo tapón cuando el agua se acumula en las
zonas bajas a lo largo de su trayectoria. A medida
que declina la disponibilidad y eficacia de las instalaciones de separación de prueba, también lo
hace la calidad de los datos obtenidos para la distribución y optimización de la producción. 17
Contrariamente, los sistemas de medidores de
flujo multifásico eliminan los problemas asociados con la calidad de las mediciones y la
frecuencia de las pruebas de pozos.
El número de medidores de flujo multifásico
actualmente desplegados en los desarrollos de
aguas profundas es limitado, pero su efectividad
en lo que respecta al mejoramiento de la distribución de la producción genera aplicaciones
potenciales en aguas profundas. Los medidores
de flujo multifásico pueden ser diseñados en
forma económica para formar parte de las nuevas instalaciones de producción a medida que se
desarrollan campos satélites. A la luz de estos
factores, la tecnología Vx se convierte en una
necesidad práctica en numerosos desarrollos
marinos y es esencialmente una tecnología habilitante para algunos proyectos de aguas
profundas.18
Medición de la producción
en distribuidores marinos
Shell instaló el sistema PhaseWatcher en el
Complejo Auger del Golfo de México para superar los cuellos de botella producidos en la
separación de prueba y las dificultades planteadas por la asignación de la producción, como
resultado del crecimiento de la misma. Numerosos campos submarinos existentes en el área
habían sido vinculados al Complejo Auger para
el procesamiento de la producción.
El Campo Auger produce desde una plataforma de cables tensados (TLP, por sus siglas en
inglés) que comenzó a operar en el año 1994 con
capacidad para procesar 7,950 m3/d [50,000 B/D]
de petróleo y 39.6 millones de m3/d [140 MMpc/D]
de gas, de pozos de acceso vertical directo (DVA,
por sus siglas en inglés). Al avanzar las actividades de desarrollo, la producción pronto superó las
expectativas. Las instalaciones TLP del Campo
Auger fueron mejoradas y expandidas.
Además, el desarrollo de diversos campos submarinos adyacentes condujo a una serie de
empalmes en la plataforma del Campo Auger, en
2000, 2001 y 2004. Esto convirtió a las instalaciones de ese campo en un distribuidor de
16. El peso corresponde a un sistema de medición Vx con
una garganta tipo venturi de 88 mm [3.5 pulgadas] de diámetro. También se utilizó una versión del sistema de
menor diámetro en algunas de las aplicaciones.
17. Mehdizadeh, referencia 2.
18. Mehdizadeh, referencia 2.
67
La transformación del Campo Auger en una instalación central submarina
Empalmes de los Empalmes de los Exploración de
Campos Habanero
campo satélite
Campo Macaroni, Campos Serrano y y Llano, 2004
Producción máxima, primer empalme
Orégano, 2001
entre 1998 y 2000 submarino, 2000
Expansiones de la instalación,
1995, 1997 y 2000
Descubrimiento del
Campo Cardamon,
1996
Desarrollo
de la arenisca
Producción del Campo Auger
Distribuidor de procesamiento Auger
rosa, 1995
Primera
producción,
1994
Tiempo
> Estrategias de desarrollo de campos submarinos. Los volúmenes de producción superiores a los
previstos, obtenidos en la plataforma del Campo Auger de Shell, en el Golfo de México, condujeron a
varias expansiones de la instalación, seguidas de una serie de empalmes desde los campos
submarinos cercanos que demandaban instalaciones adicionales. Esto convirtió al Campo Auger en
un distribuidor de procesamiento y exportación de gran volumen. Los medidores de flujo multifásico
ayudaron a eliminar los costosos cuellos de botella en el distribuidor del Campo Auger, permitiendo a
Shell satisfacer en forma económica las complejas necesidades de medición y distribución de la
producción.
procesamiento y exportación de la producción
que hoy manipula la producción de seis campos
diferentes (arriba).
A través de los diversos empalmes y expansiones, la capacidad de procesamiento llegó a ser
más del doble que la existente previamente y la
red de instalaciones se volvió más compleja.
Debido a la capacidad limitada del separador de
prueba y la complejidad de las necesidades de
medición y de asignación de la producción, la
ejecución de pruebas de pozos comenzó a
demandar aplazamiento de la producción y
tiempo inactivo en ciertos pozos. Esto incrementó aún más la susceptibilidad a un cierre del
sistema. Ante la dificultad de conseguir espacio
en la plataforma, el agregado de capacidad de
separación resultaba a la vez complejo y costoso.
Mediante la instalación de cuatro medidores
de flujo multifásico, Shell redujo tanto las interrupciones del flujo de producción como la
necesidad de desviar y diferir la producción
debido a la ejecución de las pruebas de pozos. La
utilización de la tecnología Vx en un ambiente de
producción continua aportó un concepto más
simple para los nuevos pozos de producción submarina. Shell instaló seis dispositivos de
medición PhaseWatcher adicionales en los empalmes de las líneas de flujo de producción entrante
y en el colector de producción DVA. Esto permite
el monitoreo continuo de las tasas de flujo de las
líneas de flujo submarinas sin necesidad de disponer de separadores individuales.
68
El empleo de la tecnología de medidores de
flujo multifásico en el Complejo Auger condujo a
la aprobación, por parte del MMS, de esta tecnología combinada con el análisis del sistema de
producción NODAL para aplicaciones de medición y asignación de la producción.19 La tecnología
de medición de flujo multifásico permitió resolver problemas importantes en la plataforma
Auger y proporcionó una alternativa económica
para la medición de la producción futura en esta
instalación.
Mejoramiento de la planeación
de desarrollos en tierra
En África del Norte, las instalaciones de superficie correspondientes a cinco campos petroleros
satélites se encuentran ubicadas en 12 emplazamientos de perforación en tierra esparcidos por
toda el área de desarrollo. La producción se distribuye entre varios socios, de acuerdo con los
porcentajes de participación y regalías de cada
compañía.
La planeación de desarrollos futuros trajo
aparejadas dificultades de diversa índole para el
operador, debido a las crecientes complicaciones asociadas con la integración de nuevos
pozos en el sistema de separación de prueba
existente y los elevados costos involucrados en
la expansión de ese sistema. La operación del
separador de prueba periódicamente causaba
pérdidas de presión significativas en la red
colectora de superficie, lo que exigía el empleo
de compresores de campo para compensar estas
pérdidas. Ocasionalmente era necesario quemar
el gas en antorcha para controlar los incrementos de presión resultantes.
Los operadores instalaron una serie de 12
sistemas de medición de flujo multifásico PhaseWatcher, incluyendo medidores de 52 y 88 mm
de diámetro, en todo el campo. Siete medidores
fueron asignados a la distribución fiscal de la
producción y cinco a la ejecución de pruebas de
pozos con fines de manejo de yacimientos. Las
especificaciones clave de los nuevos medidores
incluyeron el almacenamiento interno de los
datos, el enlace directo con una computadora de
servicio y la compatibilidad con los sistemas de
supervisión, control y adquisición de datos
(SCADA, por sus siglas en inglés) existentes. El
operador implementó el módulo Identificador de
Fluido Vx ID con un conjunto de datos de propiedades de fluidos, específicos del campo,
cargados en los parámetros de configuración del
medidor. El despliegue de los medidores Vx
simplificó considerablemente los planes de desarrollo del campo.
Los primeros cuatro sistemas PhaseWatcher
fueron entregados y puestos en servicio en octubre de 2004. El proceso de aceptación del sitio
incorporó varias pruebas de campo para evaluar
el desempeño de los medidores. Hasta la fecha,
los sistemas Vx han demostrado poseer alta precisión y repetibilidad de las mediciones.
Mediante la utilización de estos medidores, el
operador evita el bombeo de la producción y su
quema en antorcha. La entrega y la puesta en
servicio de los sistemas de medidores de flujo
multifásico Vx estuvo prevista para fines de 2004
y principios de 2005.
Modernización de la infraestructura
de campos petroleros
En otra localización de África del Norte, varios
socios poseen participaciones económicas en tres
campos satélites, que están siendo desarrollados
y empalmados a una instalación de producción
principal centralizada. La instalación de los sistemas de monitoreo de la producción de pozos
multifásicos de 52 mm PhaseWatcher se tradujo
en un importante ahorro de costos gracias a la
eliminación de estaciones de medición y separación remotas (próxima página, arriba).
A fin de abordar la creciente necesidad de
mejorar las mediciones de flujo multifásico para
la distribución de la producción y la asignación
fiscal, y para la optimización de los campos, la
compañía operadora puso en servicio el primer
sistema de medición PhaseWatcher en agosto de
2003. Este medidor inicialmente distribuyó la pro-
Oilfield Review
vez un diagnóstico completo del pozo. El medidor de flujo PhaseTester móvil desempeña un rol
esencial en lo que respecta al diagnóstico de la
fuente de intrusión del agua en los pozos de producción mixta.
Pruebas de limpieza en los pozos de petróleo
Total utilizó el sistema PhaseTester para efectuar pruebas de limpieza en los pozos de
desarrollo submarinos del Campo Girasol, en
Angola. El sistema Vx obtuvo una cobertura completa de los datos de flujo, que mostró mayor
precisión que la cobertura lograda con un separador convencional (abajo). Los datos obtenidos
mediante la tecnología de medición de flujo multifásico resultaron esenciales para ayudar al
> Instalación mínima de un medidor de flujo multifásico. El sistema de monitoreo de la producción de 52 mm PhaseWatcher fue instalado en un campo de
África del Norte a fin de modernizar la infraestructura de superficie para medir
y distribuir la producción.
19. El análisis NODAL, una herramienta analítica para pronosticar el desempeño en diversos puntos o nodos de un
sistema de producción, se utiliza para optimizar el diseño
de las operaciones de terminación de pozos y las instalaciones de superficie y maximizar el desempeño de los
pozos y la productividad de los yacimientos, identificar
restricciones o limitaciones en el sistema, y mejorar la
eficiencia operacional.
Primavera de 2005
pozo. Está previsto que el segundo pozo de este
campo sea puesto en operación en el año 2005 y
que produzca a través del mismo medidor.
Oportunidades de ejecución
de pruebas móviles
Los medidores de flujo multifásico han transformado la tecnología de medición de flujo
permanente y además están generando nuevas
oportunidades en lo que respecta a pruebas de
pozos móviles y periódicas. El sistema móvil
PhaseTester adquiere los mismos datos dinámicos de alta calidad que el sistema PhaseWatcher
permanente. Se pueden obtener mediciones con
relativa frecuencia, lo que constituye una solución ideal en las localizaciones en las que
previamente no se obtenían datos de flujo multifásico o sólo se obtenían en forma esporádica.
Por primera vez, no existe ningún obstáculo
logístico o técnico decisivo para la realización de
pruebas en cualquier pozo de producción que un
operador necesite evaluar. Los pozos de producción pueden ser sometidos a pruebas en
cualquier momento, si bien la etapa de limpieza
posterior a la perforación constituye una oportunidad potencialmente ventajosa para la
realización de pruebas móviles. De este modo,
las pruebas pueden ser integradas en el paquete
más grande de servicios al pozo para establecer
una producción optimizada desde el principio.
Además, mediante la combinación de una
dotación completa de mediciones derivadas de
los registros de producción de fondo de pozo con
las mediciones de superficie de un medidor de
flujo multifásico, es posible obtener por primera
Índice de productividad (IP) durante la producción
ducción entre los socios del Pozo 1 durante el
desarrollo del primer campo. Seis meses después,
el operador puso en operación el Pozo 2 a través
del mismo medidor. Los dos pozos se encuentran
a una distancia de aproximadamente 12 km [7.5
millas] de la estación colectora principal.
El sistema de monitoreo PhaseWatcher permitió un ahorro estimado de US$ 10 millones a
través de la eliminación de una estación de
campo intermedia. Numerosas pruebas de campo
compararon el desempeño de los medidores en
función de las mediciones convencionales obtenidas con tres separadores de prueba de terceros
y los tanques medidores asociados. Los resultados indicaron una diferencia máxima de menos
del 1.7% con regímenes de producción de petróleo diaria que oscilaban entre 715 y 954 m3/d
[4,500 y 6,000 B/D].
Sobre la base de este registro, en enero de
2004 se instaló un segundo dispositivo PhaseWatcher idéntico para medir dos pozos del segundo
campo. El desempeño fue comparable con el del
sistema inicial. En noviembre de 2004, se puso en
servicio un tercer medidor de flujo PhaseWatcher
de 52 mm para monitorear la producción del tercer campo. Los datos de este sistema de medición
facilitan la operación de un pozo provisto de terminación inteligente que tiene incorporadas
cuatro válvulas de control de flujo de fondo de
IP durante la limpieza del pozo
> Pruebas de pozos móviles. Total conectó el
sistema PhaseTester a un estrangulador aguas
abajo y a una válvula de derivación durante la
fase de limpieza después de la perforación y la
terminación de pozos de desarrollo en aguas
profundas, en el área marina de Angola, África
Occidental (extremo superior). El índice de productividad (IP) obtenido de las mediciones de
flujo multifásico en ocho pozos fue validado por
los cálculos del IP efectuados subsiguientemente
durante la etapa de producción (extremo inferior).
69
operador a poner en operación estos pozos en
forma económica y a los niveles de producción
planificados.
Este enfoque permitió asegurar que los pozos
producirían en forma sostenida, conforme a lo
proyectado, mejoró la eficiencia operacional, la
seguridad y la protección del medio ambiente en
las operaciones de pruebas de pozos y suprimió la
necesidad de un separador de prueba convencional. Además, los datos de flujo multifásico
establecieron una base valiosa para las decisiones
en curso relacionadas con el manejo de campos y
yacimientos petroleros.20
Todos los pozos debían alcanzar niveles de
producción óptimos al ser puestos en operación a
fin de garantizar que la meseta proyectada para
la producción de campo se alcanzara con el
número de pozos planificados. Además, las consideraciones de aseguramiento del flujo imponían
procedimientos de puesta en marcha elaborados
para estos pozos.
Cada pozo necesitaba alcanzar un nivel de
producción de petróleo inmediato de 1,590 a
2,385 m3/d [10,000 a 15,000 B/D] para crear un
flujo estabilizado, libre de tapones, en las líneas
de flujo submarinas. Al mismo tiempo, era necesario mantener la integridad del control de la
producción de arena a través de una puesta en
marcha graduada que no era posible con el sistema flotante de producción, almacenamiento y
descarga (FPSO, por sus siglas en inglés),
debido a las restricciones del equipo y a los problemas de estabilidad de las líneas de flujo.21
Para llevar a cabo estos procedimientos de
puesta en marcha sin poner en riesgo los pozos,
era preciso operar desde el equipo de perforación. Esto implicó la imposición de límites
estrictos sobre el tiempo de equipo de perforación presupuestado para controlar este gasto
considerable, así como también la identificación
rápida de cualquier intervención adicional del
equipo de perforación. Después de someter a
pruebas exhaustivas los dos primeros pozos, a
todos los pozos subsiguientes se les asignó un
tiempo de limpieza mínimo y las evaluaciones de
desempeño tuvieron que realizarse durante la
fase de limpieza.
El sistema PhaseTester móvil proporcionó
datos de mediciones de flujo continuos durante
la limpieza del pozo que eran imposibles obtener
con las mediciones convencionales. Los datos de
tasas de flujo dinámicas permitieron al operador
optimizar el período de limpieza y evitar el
tiempo de equipo de perforación innecesario. Los
datos de flujo multifásico confirmaron el punto
preciso en el cual los fluidos y los detritos eran
completamente removidos y la producción, libre
de impedimentos, fluía desde todos los pozos.
70
Los datos del medidor de flujo multifásico
constituyeron la base para las interpretaciones
de las pruebas de incremento de presión que no
habrían sido posibles con los datos del separador
de prueba únicamente. Estas interpretaciones
condujeron a análisis clave del desempeño de los
pozos y las operaciones de terminación. Las
mediciones de la permeabilidad y del daño mecánico, obtenidas de estos datos de presiones
transitorias, confirmaron la selección de los diseños de terminación con control de la producción
de arena en varios pozos y facilitaron la elección
de los procedimientos de bajada de las herramientas.
Los datos también resultaron valiosos para la
evaluación de formaciones y el modelado dinámico de yacimientos, lo que a su vez reforzó la
confiabilidad en las predicciones del comportamiento de los pozos. En un caso, la utilización de
mediciones dinámicas de flujo multifásico para
rastrear el índice de productividad transitorio
estimado (IP) de un pozo horizontal se tradujo
en una decisión oportuna de suspender y reingresar en el pozo que, de lo contrario, hubiera
respondido en forma deficiente a la limpieza.
Después de la intervención, el IP mejoró sustancialmente logrando satisfacer las expectativas y
los registros de producción confirmaron que la
sección horizontal entera estaba produciendo.
La cobertura completa de los regímenes de
limpieza constituyó un aporte importante para
las pruebas de interferencia realizadas antes de
la primera producción de petróleo en las áreas
clave del campo petrolero. El monitoreo de la
producción proveniente de un pozo durante la
limpieza de un pozo vecino cercano proporcionó
datos de gran utilidad sobre la presión y transmisividad del fluido a través de las formaciones y
las fallas geológicas (véase “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como
sello,” página 42).
Estos datos llevaron a Total a revisar el
esquema de perforación y eliminar uno de los
pozos de desarrollo propuestos. Los datos obtenidos con un medidor de flujo multifásico y con
los medidores de fondo de pozo también aceleraron el proceso de toma de decisiones, lo que
condujo a una operación con tubería flexible y
línea de acero en otro pozo en el que se abrió
una válvula de terminación parcialmente
cerrada, permitiendo que el pozo fluyera normalmente.
El sistema de medición de flujo multifásico
mejoró la seguridad del personal a través de la
eliminación del separador de prueba con sus válvulas de seguridad y sus líneas de alivio de
presión. Además, la tecnología de medición de
flujo multifásico redujo los períodos de flujo de
limpieza y la quema de hidrocarburos en antorcha, lo que contribuyó a proteger el medio
ambiente.
Tecnología de medición de
flujo multifásico futura
A medida que se difunda su utilización, los medidores de flujo multifásico reemplazarán a los
separadores convencionales en muchas aplicaciones de pruebas de pozos y eliminarán la
necesidad de disponer de instalaciones costosas,
que ocupan mucho espacio, en ciertos emplazamientos de producción. La demanda futura de
separadores de prueba convencionales responderá cada vez más a los requisitos de muestreo
de fluidos. No obstante, parte del muestreo, particularmente para el análisis de la relación
presión-volumen-temperatura (PVT, por sus
siglas en inglés), se llevará a cabo con medidores de flujo multifásico.
Es probable que las innovaciones tecnológicas hagan que los medidores de flujo multifásico
incursionen en ambientes de presión y temperatura más elevadas. Esto podría expandir
significativamente las aplicaciones submarinas
para la tecnología Vx, generando al mismo
tiempo aplicaciones adicionales, en tierra firme,
en los proyectos de recuperación térmica de
petróleo pesado y en los mercados de gas natural.
Otra posibilidad de crecimiento futuro son
los sistemas de medición de flujo multifásico
inteligentes que, además de proveer información
sobre tasas de flujo, diagnostican el estado del
medidor y la calidad de las mediciones. En resumen, la demanda creciente y el conocimiento
más profundo de las aplicaciones potenciales de
los medidores de flujo multifásico incentivarán
virtualmente la implementación de innovaciones
y mejoras continuas y competitivas para satisfacer los nuevos desafíos.
—JP/MET
20. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Barber EC: “
Development Well Testing Enhancement Using a
Multiphase Flowmeter,” artículo de la SPE 77769,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de
octubre de 2002.
Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Norris RJ: “Added
Value of a Multiphase Flow Meter in Exploration Well
Testing,” artículo OTC 13146, presentado en la
Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril
al 3 de mayo de 2001.
21. Un sistema flotante de producción, almacenamiento y
descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) es una instalación marina, habitualmente con forma de embarcación,
que almacena crudo en tanques ubicados en el casco de
la embarcación. El petróleo es descargado periódicamente en petroleros transbordadores o barcazas de
navegación oceánica para el transporte hasta las instalaciones de recepción y procesamiento. Un sistema
FPSO puede ser utilizado para desarrollar y explotar
yacimientos y campos marginales situados en aguas
profundas o a gran distancia de las líneas de conducción
existentes.
Oilfield Review
Colaboradores
Ian Atkinson se desempeña como asesor de ingeniería
en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge (SCR), Inglaterra, donde se dedica a la
investigación de flujos multifásicos. Ingresó en la compañía en 1984 en Farnborough, Inglaterra, donde
diseñó y desarrolló medidores de fluido, presión y densidad de fluido en flujos monofásicos. En 1990, fue
transferido a SCR para trabajar en medición de flujo
multifásico y, posteriormente, pasó al Centro de
Productos Riboud de Schlumberger (SRPC) en París,
donde se concentró en el desarrollo de la tecnología
de pruebas de pozos multifásicos Vx* que condujo más
tarde al desarrollo del equipo fijo de monitoreo de la
producción de flujos multifásicos PhaseWatcher* y del
equipo portátil de pruebas periódicas de flujos multifásicos PhaseTester*. Ian posee una licenciatura en
física de la Universidad de Bristol y un doctorado en
ciencias de los materiales de la Universidad de
Warwick, ambas en Inglaterra.
Michel Berard se desempeña como asesor científico
para el Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Moscú. Obtuvo un diploma Grand Ecole en física de la
Ecole Normale Supérieure de París, un doctorado en
física de la Université Pierre et Marie Curie de París y
un doctorado en física molecular de la Universidad de
París. Ingresó en la compañía en 1984 como jefe del
laboratorio de física de sensores en el Centro de
Investigaciones de Schlumberger en Montrouge,
Francia, después de pasar 13 años en la universidad.
Desde entonces, trabajó como jefe del departamento
de mediciones de flujo y telemetría en Flopetrol, en
Melun, Francia, y en el Centro de Productos de
Schlumberger en Riboud, Clamart, Francia, donde fue
jefe del segmento de mediciones de pozos y gerente
del sector de física. Antes de ser transferido a Moscú,
se desempeñó como asesor científico en el Centro de
Investigación de Carbonatos de Schlumberger en
Dhahran, Arabia Saudita. Autor prolífico, Michel posee
además seis patentes.
Tim Brewer se desempeña como conferenciante
senior en el Departamento de Geología de la
Universidad de Leicester, Inglaterra, y como director
del Grupo de Investigación de Pozos de la Universidad
de Leicester. Antes de ocupar su posición actual, trabajó como geoquímico para el Servicio Antártico
Británico, como consultor geofísico y geoquímico para
Midland Earth Science Associates y como conferenciante en temas geológicos en la Universidad de
Nottingham, en Inglaterra. Tim posee una licenciatura
del Instituto Politécnico de Portsmouth, en Inglaterra,
y un doctorado de la Universidad de Nottingham,
Inglaterra, ambos en geología.
Primavera de 2005
Kip Cerveny es jefe del sector de desarrollo del equipo
a cargo de la transmisión satelital en la Bahía de
Prudhoe, para BP Alaska y está radicado en
Anchorage. Antes de ingresar en la compañía como
geólogo en el año 2000, comenzó su carrera en ARCO
como geólogo de investigación en Plano, Texas, EUA, y
posteriormente trabajó como consultor geocientífico,
radicado en Alaska, en diversos proyectos implementados en Alaska, Rusia y Kazajstán. Kip obtuvo una licenciatura y una maestría del Dartmouth College,
Hannover, New Hampshire, EUA, y un doctorado de la
Universidad de Wyoming en Laramie, EUA.
Gilbert Conort se desempeña como gerente de mercadeo de pruebas de pozos para la Oficina Central de
Terminaciones y Productividad de Pozos de
Schlumberger en Rosharon, Texas. Es responsable del
desarrollo de estrategias y del lanzamiento de nuevos
productos y servicios para los negocios relacionados
con pruebas de pozos, sistemas de disparos bajados
con la tubería de producción y operaciones con línea
de acero. Ingresó en la compañía como ingeniero electrónico en Clamart, Francia, y subsiguientemente fue
transferido a Flopetrol Engineering en Melun, Francia,
como gerente del programa de manómetros de presión
y posteriormente como gerente de ingeniería de mediciones de presión de los sistemas de producción.
Después de ocupar diversos cargos directivos en
Francia y EUA, asumió su posición actual en el año
2004. Es cofundador de 3-Phase* Measurements AS,
una asociación de empresas entre Schlumberger y
Framo Engineering AS, constituida para desarrollar la
tecnología Vx. Gilbert obtuvo un diploma en ingeniería
electrónica de la Ecole Supérieure d'InformatiqueElectronique-Automatique de París.
Pierantonio Copercini es subgerente general de operaciones de perforación y reparación de pozos de
Belayim Petroleum Company (Petrobel), una compañía operadora de ENI, y está radicado en El Cairo.
Maneja toda la actividad de los equipos de perforación
y reparación de pozos de la compañía. Comenzó su
carrera en Agip como supervisor de perforación en tierra y ocupó diversas posiciones, incluyendo la de ingeniero de perforación, gerente de perforación y gerente
de operaciones de pozos, antes de ocupar su posición
actual. Pierantonio posee un diploma de escuela técnica en mecánica expedido en Milán, Italia.
Russell Davies es gerente de operaciones de EUA y
consultor en geología para Rock Deformation
Research (RDR) USA Inc. y está radicado en Dallas.
Posee un doctorado en geología estructural de la
Universidad A&M de Texas en College Station y ha trabajado en la industria del petróleo y el gas durante
más de 14 años. En RDR, maneja proyectos de escala
regional y de escala de áreas prospectivas en cuencas
de todo el mundo; prepara y dicta cursos de entrenamiento y participa en tareas de investigación aplicada.
Además, es profesor adjunto de la Universidad de
Texas en Dallas. Antes de trabajar para RDR, Russell
pasó tres años en Shell Oil Company dedicándose a
proyectos de exploración y desarrollo en el Golfo de
México antes de incorporarse al grupo de investigación
de geología estructural de ARCO. Allí, se dedicó a
temas de investigación y consultoría relacionados con
interpretación y validación estructural, análisis de
fallas y fracturas, y análisis de sellos por fallas. Trabajó
en problemas asociados con fallas en cuencas de todo
el mundo y recientemente editó un número especial
del Boletín de la AAPG sobre sellos por fallas.
Graham Dudley es gerente de tecnología del Mar del
Norte para BP en Aberdeen. Desde su ingreso en la
compañía en 1985, trabajó desde la etapa de exploración hasta la etapa de producción como geólogo y posteriormente como líder de equipo y gerente de
desarrollo de campos petroleros del negocio de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) en
todo el Mar del Norte, el Reino Unido, Noruega,
Alaska, Ucrania y otras localizaciones de proyectos.
Graham obtuvo una licenciatura en geología de la
Universidad de Liverpool, Inglaterra.
Mohamed El Gamal es gerente de ventas de
GeoMarket* de Schlumberger en Libia y está a cargo
de la introducción de nueva tecnología, incluyendo la
herramienta de Medición de la Inclinación Frente a la
Barrena AIM*, las herramientas de Evaluación de
Formaciones y generación de Imágenes durante la
Perforación VISION* y los sistemas rotativos direccionales PowerDrive*. Previamente, fue gerente de ventas del sector de Perforación y Mediciones (D&M, por
sus siglas en inglés) para Schlumberger East Africa &
East Mediterranean GeoMarket y estuvo radicado en
El Cairo. Ingresó en la compañía en 1997 como ingeniero de ventas y aplicaciones y posteriormente se
desempeñó como gerente de cuentas del sector de
D&M. También trabajó como geólogo petrolero, geólogo especialista en evaluación de la presión, geólogo
de pozo y representante de ventas técnico, para
EXLOG y Milpark en todo Medio Oriente y el Mar del
Norte. Mohamed posee un doctorado en geología de
petróleo de la Universidad de El Cairo en Egipto.
Tatsuki Endo es gerente de mercadeo para el Centro
de Tecnología KK de Schlumberger en Fuchinobe,
Japón, donde está a cargo de la coordinación de todos
los proyectos de colaboración con clientes. Ingresó en
la compañía en 1981 como ingeniero de campo en
Indonesia. Posteriormente trabajó en Noruega y en
Brasil como analista de registros antes de retornar a
Japón, donde pasó a formar parte del personal de
soporte de campo y manejó diversos proyectos. Antes
de ocupar su posición actual, Tatsuki se desempeñó
como gerente de proyectos del desarrollo de la herramienta de generación de Imágenes Sísmicas Versátil
VSI*. Obtuvo una licenciatura en física de la
Universidad de Sophia en Tokio.
71
Paul Jeffrey Fox es director de operaciones científicas de la Organización de Ejecución del Programa
Integrado de Perforación de Pozos en el Océano de
EUA de la Universidad A&M de Texas, College Station,
y profesor de los Departamentos de Geología, Geofísica
y Oceanografía. Participó en 36 expediciones oceanográficas, desempeñándose en carácter de científico en
jefe en 26 de ellas. Sus principales intereses en términos de investigación incluyen la investigación de los
procesos volcánicos y estructurales que crean la litosfera oceánica a lo largo del sistema de dorsales mesoatlánticas. Autor prolífico, Paul ha integrado comités
consultivos para la Fundación Nacional de Ciencias, el
Sistema Nacional de Laboratorios Oceanográficos de la
Universidad, y otros programas destacados de investigación oceanográfica de EUA. Obtuvo una licenciatura
en geología de la Universidad Ohio Weslayan en
Delaware, Ohio, EUA, y un doctorado en
geología/geofísica marina de la Universidad de
Columbia en la Ciudad de Nueva York.
investigación de sistemas de telemetría acústica mientras estuvo radicado en Sugar Land, Texas, en Anadrill.
Además trabajó en el desarrollo de instrumentos sísmicos y en la adquisición de datos sísmicos durante la
perforación para Geco-Prakla en Dallas y en Hannover,
Alemania. Masahiro es el inventor del arreglo sísmico
de fondo de pozo y del acelerómetro de geófono. Posee
una licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad Tohoku Gakuin de Sendai, Japón, y una
maestría y un doctorado, también en ingeniería mecánica, de la Universidad de Rice, Houston.
Richard Fox es geólogo principal del Equipo de
Calidad de Portafolios del Mar del Norte para BP y
está radicado en Aberdeen. Ingresó en la compañía en
1991 como geólogo de investigación y ayudó a desarrollar las capacidades de análisis de fallas, fracturas y
esfuerzos de BP. Posteriormente trabajó en distintos
lugares del mundo—Alaska, Golfo de México,
Colombia, Venezuela, Mar del Norte, Noruega y Medio
Oriente—como parte del equipo de geología estructural y como líder de redes estructurales de BP. Antes de
ocupar su posición actual, trabajó como líder del
equipo de subsuelo para el sector de Evaluación y
Desarrollo de BP. Richard obtuvo una licenciatura del
Instituto Politécnico de Kingston, Londres, y un doctorado del University College, Cork, Irlanda, ambos en
geología.
Peter Kaufman es científico principal de investigación
y trabaja en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Massachusetts. Desde
que ocupó su posición actual en 1998, ha trabajado
como geólogo estructural en el programa de Geología,
realizando caracterizaciones de campo detalladas de
zonas de daño por fallas mediante la utilización de la
técnica de mapeo con el sistema de posicionamiento
global diferencial. Además desarrolló visualizaciones
3D de datos de afloramientos y datos del subsuelo
mediante la utilización de una variedad de programas
de computación y desarrolló la visualización de la yuxtaposición de fallas utilizando la infraestructura de la
Red. Peter comenzó su carrera como geólogo petrolero
dedicado al modelado de cuencas en Amoco Production
Company en 1995, después de obtener una licenciatura
en geología de la Universidad Case Western Reserve de
Cleveland, Ohio, y un doctorado en geología del
Instituto de Tecnología de Massachusetts. Ingresó en el
Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en
Ridgefield, Connecticut, EUA, en 1998 y además trabajó
en el Centro de Tecnología de Abingdon, en Inglaterra,
donde redactó documentos de especificaciones para los
diversos módulos de los programas de modelado de
yacimientos FloGrid*.
Dave Goldberg se desempeña como científico senior
de Doherty en el Observatorio Terrestre
Lamont-Doherty de la Universidad de Columbia en
Palisades, Nueva York. Además es director del Grupo
de Investigación de Pozos, que manejó los servicios de
adquisición de registros para el Programa de
Perforación de Pozos en el Océano y ahora para el
componente del Programa Integrado de Perforación
de Pozos en el Océano correspondiente a EUA. Dave
obtuvo una licenciatura y una maestría en geofísica
marina del Instituto de Tecnología de Massachusetts,
Cambridge, EUA, y un doctorado en geofísica de pozo
de la Universidad de Columbia, Ciudad de Nueva York.
Ha escrito más de 100 publicaciones científicas sobre
investigación de actualidad en geofísica de pozo y geofísica marina.
Yoshi Kawamura es responsable de las relaciones
internacionales y la coordinación con el Programa
Integrado de Perforación de Pozos en el Océano
(IODP, por sus siglas en inglés) para el Centro de
Exploración Terrestre Profunda (CDEX, por sus siglas
en inglés) y está basado en la Agencia Japonesa de
Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC,
por sus siglas en inglés) en Yokosuka. Ingresó en la
JAMSTEC en el año 2001 después de ocupar diversas
posiciones incluyendo la de gerente de servicios de
campo relacionados con operaciones con cable,
gerente de localizaciones de operaciones con cable y
gerente de mercadeo de servicios de campos petroleros para Schlumberger Wireline. Yoshi obtuvo una
licenciatura en física aplicada de la Universidad de
Agricultura y Tecnología de Tokio.
Masahiro Kamata es líder de proyectos de estudios
sísmicos de avanzada KK de Schlumberger en
Fuchinobe, Japón, donde está desarrollando nuevos
sensores sísmicos para aplicaciones sísmicas terrestres, de fondo de pozo y de lecho marino. Desde su
ingreso en la compañía en 1976, ha trabajado en herramientas sísmicas de fondo de pozo en Japón y en la
Slaheddine Kefi es científico de investigación senior
del Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge, Inglaterra, y está a cargo del desarrollo de
nuevas formulaciones en las operaciones de estimulación y cementación en campos petroleros. Desde que
ocupa su posición actual en el año 2004, ha investigado
el desarrollo de nuevos lodos a base de aceite y ha tra-
72
bajado en tratamientos de acidificación de la matriz
en condiciones de campos maduros. Ingresó en la compañía en 1998 como ingeniero de desarrollo para
Dowell en Clamart, Francia, y también ha trabajado en
Sugar Land, Texas, en una diversidad de proyectos
incluyendo el divergente ácido OilSEEKER*, la tecnología de cementación de pozos petroleros basada en la
utilización de concreto CemCRETE* y los sistemas de
lechada LiteCRETE*. Slaheddine posee una maestría y
un doctorado de la l’Université Paris Sud, Orsay,
Francia, y una maestría de la Ecole Supérieure de
Physique et de Chimie Industrielles de París, todos en
química.
Steve Kittredge es ingeniero de campo general para el
Programa de Perforación de Pozos en el Océano (ODP,
por sus siglas en inglés) del Distrito Marino de
Houston del segmento de Servicios al Pozo de
Schlumberger y está radicado en Webster, Texas.
Actualmente trabaja en la Expedición 304 de la Dorsal
Mesoatlántica. Previamente, se desempeñó como ingeniero senior para el ODP, a cargo de la provisión de
servicios de adquisición de registros y del mantenimiento de todo el equipo de adquisición de registros
para el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty y sus
proyectos. Steve posee una licenciatura en ingeniería
mecánica del Instituto de Tecnología de Georgia,
Atlanta, EUA.
Rob Knipe es profesor de geología estructural y director del Centro de Investigación de la Deformación de
las Rocas (RDR, por sus siglas en inglés), una compañía de investigación/asesoramiento escindida de la
Universidad de Leeds en Inglaterra. Rob formó este
grupo de geocientíficos en el año 1992, para proveer
servicios de geología estructural especializada a la
industria minera y la industria petrolera, incluyendo
nuevos métodos para evaluar el impacto de las estructuras de fallas sobre los procesos de flujo asociados
con la exploración y producción de hidrocarburos.
Además, lideró tareas de investigación en temas relacionados con el comportamiento físico y químico de
las rocas durante la deformación, concentrándose en
la evaluación del rol dual de las fallas como zonas de
permeabilidad mejorada para la migración de fluidos
concentrados y como barreras de baja permeabilidad
para el flujo de fluido. Autor de más de 70 artículos de
investigación, Rob realiza discursos de apertura en
conferencias internacionales y ha recibido premios de
la Sociedad Geológica de Londres y la AAPG por su trabajo de investigación. Es miembro del comité directivo
para el programa de investigación del Micro al Macro
Flujo de Fluido del Consejo Nacional de Investigación
del Medio Ambiente (NERC, por sus siglas en inglés) y
ha presidido el Grupo de Investigación sobre
Deformación de Yacimientos de la AAPG. Rob recibió
recientemente la Medalla William Smith de la
Sociedad Geológica de Londres.
Oilfield Review
Bob Krantz se desempeña como geólogo estructural
del segmento de Tecnología del sector petrolero del
upstream para ConocoPhillips en Houston. Allí, se ha
concentrado en el impacto de las fallas y las fracturas
sobre el desempeño de los yacimientos, y la efectividad
de las trampas, y en las relaciones entre las estructuras pequeñas y la deformación regional. Previamente,
trabajó en Alaska para ConocoPhillips, ARCO
Exploration Research, ARCO International
Exploration y ARCO Alaska. Posee una licenciatura en
geología de la Universidad de Utah, Salt Lake City,
EUA, y una maestría y un doctorado en geología de la
Universidad de Arizona, Tucson, EUA. Bob también
realizó tareas de investigación postdoctorales en la
Universidad de Arizona y en la Universidad de Rennes,
Francia. Es presidente del Grupo de Investigación
sobre Deformación de Yacimientos de la AAPG.
Shin’ichi Kuramoto es líder del Grupo de Servicios
Científicos y Servicios de Información de la Agencia
Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre
(JAMSTEC, por sus siglas en inglés). Previamente, se
desempeñó como investigador senior para el Servicio
Geológico de Japón en el grupo de Ciencia y
Tecnología Industrial de Avanzada. Shin’ichi posee un
doctorado en geología y geofísica marina de la
Universidad de Tokio, Japón.
Chris Kuyken es líder de equipo del segmento de
Tecnología de Ingeniería de Pozos y Servicios al Pozo
para Shell Exploration & Production en Europa y tiene
más de 22 años de experiencia en perforación de pozos
de petróleo y gas en Shell. Ha trabajado en áreas terrestres y marinas, ocupando numerosas posiciones de
ingeniería de pozos en Omán, Brunei y, desde 1999, en
Escocia. Es un enérgico defensor de la filosofía de perforación Drilling the LimitTM de Shell, por la cual la
gente, la salud, la seguridad y el medio ambiente y la
tecnología son las claves del éxito. Ingeniero europeo
(EUR ENG, por sus siglas en inglés) registrado en la
Federación Europea de Asociaciones Nacionales de
Ingeniería (FEANI, por sus siglas en inglés) e Ingeniero
Certificado (C ENG, por sus siglas en inglés) a través
del Consejo de Ingeniería Británico, Chris obtuvo una
licenciatura en tecnología de ingeniería química de la
Hogere Technische School (HTS) de La Haya.
Jesse Lee es gerente de programas de Schlumberger
para productos químicos de campos petroleros en
Sugar Land, Texas, donde es responsable del fluido de
fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC*, los
proyectos de fluidos con metano en capas de carbón y
los fluidos de fracturamiento a base de polímero de
alto valor. Ingresó en la compañía en 1997 como ingeniero de desarrollo para Dowell en Sugar Land y luego
se convirtió en ingeniero de desarrollo senior para los
fluidos de fracturamiento viscoelásticos a base de surfactantes antes de ocupar su posición actual. Jesse
posee una licenciatura en química de productos naturales y química analítica de la Universidad Nacional de
Taiwán, Taipei, y doctorados en química inorgánica de
la Universidad de Yale, New Haven, Connecticut, y en
química de polímeros/organometálica del Instituto de
Tecnología de Massachusetts, Cambridge.
Primavera de 2005
Wayne Longstreet es asesor de perforación para
Dragon Oil Plc. y está radicado en Dubai, EAU. Ha
trabajado para la compañía durante cuatro años.
Trey Lowe es gerente de cuentas internacionales para
el segmento de Terminaciones y Productividad de Pozos
(WCP, por su siglas en inglés) y reside en Houston. Es
responsable del soporte de las operaciones de pruebas
internacionales y mediciones de flujos multifásicos para
los clientes que residen en Houston. Desde su ingreso
en la compañía en 1998, Trey ha ocupado diversas posiciones relacionadas con el manejo y las ventas de
campo incluyendo el de campeón de productos para los
productos y servicios PhaseWatcher. Posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad del Estado
de Oklahoma en Stillwater, EUA.
Iain McCourt es gerente de perforación e ingeniería
para el GeoMarket de Schlumberger en el Caspio, en
Bakú, Azerbaiján, donde se encarga de todo el trabajo
de perforación y diseño de ingeniería realizado para
los clientes del área del Mar Caspio. Ingresó en la
compañía después de obtener una licenciatura en geología de la Universidad de Queen en Belfast, Irlanda
del Norte. Comenzó su carrera como responsable de
los registros de lodo en el Mar del Norte y trabajó en
distintos lugares de Asia, Medio Oriente, Australia y
Nueva Zelanda, en posiciones de variada responsabilidad, incluyendo la de ingeniero especialista en obtención de mediciones durante la perforación (MWD, por
su siglas en inglés) y adquisición de registros durante
la perforación (LWD, por su siglas en inglés), perforador direccional, campeón de productos, gerente de
servicios de campo, instructor para sistemas de ingeniería de perforación y sistemas rotativos direccionales y gerente de conocimientos para entrenamiento en
mediciones. Antes de ocupar su posición actual, Iain
estuvo radicado en Midland, Texas, como gerente de
operaciones para West Texas.
Allan McDiarmid es ingeniero de petróleo senior para
Apache Energy Ltd. en Perth, Australia Occidental,
Australia. Se graduó en la Universidad de Strathclyde,
Glasgow, Escocia, en 1985, obteniendo una licenciatura (con mención honorífica) en minería e ingeniería
petrolera. Allan ha ocupado diversas posiciones de
ingeniería de yacimientos e ingeniería petrolera en
SOEKOR, en Sudáfrica, y en Santos and Helix Well
Technologies en Australia.
Parviz Mehdizadeh es consultor para Production
Technology Inc., en Scottsdale, Arizona, y comenzó su
carrera en Conoco Inc. en 1962. Durante sus 30 años
en la compañía, trabajó en programas de desarrollo de
tecnología y en proyectos de aplicaciones de desarrollo
de la producción, incluyendo los relacionados con el
procesamiento y la medición de fluidos en áreas marinas. Además, dirigió la construcción de la instalación
para pruebas de campo de fluidos multifásicos de
Conoco en Lafayette, Luisiana, EUA. Entre 1993 y
1996, se desempeñó como consultor para Agar
Corporation, dirigiendo el desarrollo, mercadeo e instalación de campo de medidores multifásicos para
pruebas de pozos. Desde entonces, como consultor, ha
proporcionado asesoramiento técnico sobre la selec-
ción y especificación de medidores multifásicos a diversas compañías operadoras. Fue copresidente de la Mesa
Redonda sobre Usuarios de Mediciones Multifásicas de
la Universidad A&M de Texas y actualmente está trabajando con el Comité de Mediciones de Petróleo del
Instituto Americano del Petróleo, en el desarrollo de
especificaciones para sistemas de medición de flujo
multifásico. Parviz obtuvo una licenciatura en física,
una maestría en ingeniería metalúrgica y un doctorado
en ingeniería química y ciencia de los materiales, todos
de la Universidad de Oklahoma en Norman.
Stefan Mrozewski es ingeniero de ventas y soporte
interno de servicios de diseño y evaluación DESC*
para clientes del segmento de Perforación y
Mediciones de Schlumberger para BP en Houston.
Coordina las operaciones MWD y LWD para los grupos
de desarrollo de plataforma y aguas profundas del
Golfo de México (GOM, por sus siglas en inglés) de BP.
Ingresó en Schlumberger en el año 2000 como ingeniero de campo en Youngsville, Luisiana. Participó
como ingeniero especialista en operaciones LWD en
las Campañas 204 y 209 del Programa de Perforación
de Pozos en el Océano, realizando operaciones de perforación en busca de hidratos de gas y probando la tecnología de extracción de núcleos durante la
perforación con la herramienta de Resistividad Frente
a la Barrena. Stefan obtuvo su licenciatura en geofísica de la Universidad de Waterloo, Ontario, Canadá.
Greg Myers es gerente de servicios de ingeniería y servicios técnicos del Grupo de Investigación de Pozos del
Observatorio Terrestre Lamont-Doherty en Palisades,
Nueva York. Desde su graduación en Rutgers, la
Universidad del Estado de Nueva Jersey, New
Brunswick, EUA, en 1991, ha estado involucrado en
diversos aspectos de la geofísica de pozo, tales como
servicios de campo, análisis de datos, investigación y
desarrollo de nuevas herramientas, integración de
nueva tecnología y manejo de programas. Sus áreas de
interés en lo que respecta a ingeniería incluyen mediciones nuevas, compensación de oleaje, adquisición de
registros durante la extracción de núcleos y nuevas técnicas de recolección de núcleos. Además de sus responsabilidades de manejo y diseño terrestres, Greg ha
participado de numerosas expediciones de Perforación
de Pozos en el Océano con fines científicos.
Erik Nelson se retiró de Schlumberger en el año 2004
después de 27 años de servicio y ahora trabaja como
consultor independiente en Houston. Antes de retirarse, se desempeñó como asesor de ingeniería de
Schlumberger en Sugar Land, Texas, donde trabajó en
el desarrollo de nuevos productos químicos para operaciones de cementación, fracturamiento y control de
la producción de arena. Erik posee una licenciatura en
química y una maestría en geoquímica, ambas de la
Escuela de Minas de Colorado en Golden. Es editor en
jefe del libro de texto Well Cementing (Cementación
de Pozos) actualmente en su tercera impresión.
73
Ángel Núñez Hernández es gerente técnico del
Distrito Central Sur para Petróleos de Venezuela SA
(PDVSA), situada en Barinas, Venezuela. Comenzó su
carrera en 1987 en Corpoven, una subsidiaria de
PDVSA, en el Distrito de San Tomé, y se especializó en
operaciones de producción, ingeniería de producción,
tratamientos de estimulación químicos, operaciones
de disparos y reparación de pozos. En 1997, Ángel fue
transferido al Distrito de Barinas como líder de yacimientos y posteriormente supervisó el desarrollo de
yacimientos en la unidad de manejo de la producción
para PDVSA. Posee una licenciatura en ingeniería
petrolera de la Universidad de Zulia, Maracaibo,
Venezuela.
Tom Olsen es gerente de desarrollo de negocios de
gas no convencionales terrestres de EUA de
Schlumberger y está radicado en Denver. Ha trabajado
en Schlumberger desde su ingreso en Dowell en 1980.
Sus primeras funciones que involucraron temas relacionados con tratamientos de estimulación de pozos,
mejoramiento de la producción e ingeniería de proyectos lo condujeron a diversas posiciones en el Mar del
Norte, la ex Unión Soviética (CIS, por sus siglas en
inglés), Canadá, y, en EUA, Alaska, Texas, Oklahoma y
Colorado. Posteriormente se desempeñó como gerente
técnico de operaciones de mejoramiento de la producción para Europa y la ex Unión Soviética. Luego de
desempeñarse como gerente de servicios de producción de pozos de Dowell para Europa y la ex Unión
Soviética, fue trasladado a Sugar Land, Texas, como
gerente de mercadeo para el Centro de Productos de
Servicios al Pozo. Antes de ocupar su posición actual,
dirigió el Grupo de Servicios de Consultoría de
Schlumberger. Tom posee una licenciatura en geología
de la Universidad de Connecticut en Storrs.
Mehmet Parlar es gerente de desarrollo de negocios
del sector de Sistemas de Fluidos de Terminación de
Pozos Frente a la Formación del equipo de Desarrollo
de Negocios para el Control de la Producción de Arena
de Schlumberger en Rosharon, Texas, y provee aporte
técnico y de mercadeo para el desarrollo de productos
de control de la producción de arena y soporte en control de la producción de arena y soporte en términos
de fluidos de estimulación. Después de obtener una
maestría y un doctorado en ingeniería petrolera de la
Universidad del Sur de California en Los Ángeles,
ingresó en Dowell, en Tulsa, como ingeniero de desarrollo. Entre 1996 y 1999, se desempeñó como ingeniero de yacimientos en el equipo de Desarrollo de
Negocios para el Control de la Producción de Arena de
Dowell, en Lafayette, Luisiana. Antes de ocupar su
posición actual, Mehmet se desempeñó como ingeniero
principal especialista en soluciones de terminación de
pozos horizontales en Rosharon y como especialista en
producción de pozos y coordinador técnico en Sugar
Land, Texas. Autor de numerosas publicaciones, posee
además una licenciatura en ingeniería petrolera de la
Universidad Técnica de Estambul en Turquía.
Barry Persad es campeón de productos del sector de
motores y herramientas de perforación para el segmento de Perforación y Mediciones de Schlumberger
y está radicado en Sugar Land, Texas. Se desempeña
como enlace para la introducción de los motores de
perforación de alto desempeño PowerEdge* al igual
74
que para la implementación de nueva tecnología de
estatores de pared delgada para otras herramientas
de perforación rotativa direccional motorizadas.
Después de obtener una licenciatura en ciencias
ambientales de la Universidad de Guelph, Ontario,
Canadá, comenzó su carrera en Baker Hughes Inteq,
en Trinidad, Indias Occidentales, como especialista
en adquisición de registros de lodo. Barry ingresó en
Schlumberger Anadrill de Canadá en 1997 como especialista en MWD y también trabajó como perforador
direccional y como gerente de servicios de campo del
sector de perforación direccional en Canadá antes de
ocupar su posición actual.
Bruno Pinguet es asesor técnico de medición de flujos multifásicos de International Oilphase DBR de
Schlumberger, ubicado en Aberdeen, Escocia, y en
Bergen, Noruega. Tiene a su posición la definición y el
desarrollo del negocio y la transferencia técnica de
conocimientos. Además representa a Schlumberger
en el Proyecto Industrial Conjunto de Gas Húmedo,
con otras compañías entre las cuales se encuentran
Saudi Aramco, BP, Shell, Total, BG Group y
ConocoPhillips. Comenzó su carrera en Schlumberger
Research & Engineering Flopetrol en Inglaterra y
Francia, diseñando un nuevo sensor para medir la
estructura del flujo en los flujos difásicos. Fue transferido al departamento de ingeniería del Centro de
Productos Riboud de Schlumberger, donde trabajó en
adquisición de registros de producción y en modelado
de mediciones en flujos multifásicos. Además trabajó
en Kuwait, Indonesia y Malasia como ingeniero de
campo y en Noruega como gerente de desarrollo de
productos para 3-Phase Measurements AS. Bruno
posee un doctorado (con la máxima mención honorífica) en mecánica de fluidos de la Ecole Normale
Supérieure de París y un postgrado (con mención
honorífica) en física de los líquidos de la Université
Pierre et Marie Curie de París.
Timothy L. Pope es campeón de productos para los
fluidos de fracturamiento ClearFRAC de Schlumberger,
en Sugar Land, Texas, y trabaja con los equipos de
desarrollo de productos en ejecución de pruebas, evaluación de productos y soporte de campo. Ingresó en
la compañía en Vernal, Utah, después de obtener una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
de Wyoming en Laramie. Además obtendrá una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de
Wyoming, previa defensa de su tesis. Antes de ocupar
su posición actual en el año 2003, trabajó como ingeniero DESC en Talisman Energy, en Calgary.
Brian Powers es ingeniero de terminación de pozos
senior responsable del diseño y la ejecución de operaciones de terminación de pozos en los campos
Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) del área marina de
Bakú, Azerbaiján, para BP Plc. Ingresó en Amoco en
1982 y posteriormente trabajó para BP después de la
fusión de las dos compañías acaecida en 1998, en
diversas posiciones relacionadas con ingeniería de
producción e ingeniería de terminación de pozos en
EUA, Egipto y EUA, antes de ser transferido a Bakú en
el año 2001. Brian obtuvo una licenciatura en ingeniería geológica de la Escuela de Minas y Tecnología de
Dakota del Sur, Rapid City, EUA.
Frank R. Rack es director del Programa de
Perforación de Pozos en el Océano (ODP, por sus
siglas en inglés) y director del Departamento de
Energía/Laboratorio Nacional de Tecnología
Energética (DOE/NETL, por sus siglas en inglés) en
Joint Oceanographic Institutions (JOI), Inc. y está
radicado en Washington, DC. Es responsable del
manejo de programas y la supervisión de los contratos
JOI con la Fundación Nacional de Ciencias de EUA
para preservar el legado del programa ODP y las actividades de integración de sistemas de la Organización
de Ejecución del Programa Integrado de Perforación
de Pozos en el Océano de EUA. Frank es responsable
además del manejo y la supervisión de los proyectos
DOE/NETL relacionados con los hidratos de gas y provee servicios de manejo de proyectos para nuevos
emprendimientos relacionados con la Perforación de
Pozos Profundos en el Océano con fines científicos.
Frank ha participado de más de 12 viajes de investigación como científico de planta, especialista en propiedades físicas y especialista en operaciones marinas.
Posee una licenciatura en recursos naturales de la
Universidad de Rhode Island, Kingston, EUA, y un
doctorado en oceanografía geológica/geofísica de la
Universidad A&M de Texas, College Station.
Jon Rodd es gerente de desarrollo de petróleo para
Dragon Oil Plc. en Dubai, EUA, y supervisa todas las
operaciones de desarrollo de campos petroleros, perforación y reparación de pozos, las operaciones sísmicas 3D, el manejo de la producción, y la geología y
geofísica de yacimientos del subsuelo. Antes de ingresar en Dragon Oil hace más de 20 años, trabajó en el
sector británico del Mar del Norte, en los Países
Bajos, Siria, Omán, Fiji, Qatar y Pakistán para varios
de los grandes operadores. Jon posee una licenciatura
de la Universidad de Gales, Swansea, y un doctorado
de la Universidad de Reading, Inglaterra, ambos en
geología.
Alistair Roy es ingeniero de terminación de pozos
senior de BP para el Campo de Gas Rhum, situado en
el Mar del Norte, y está radicado en Aberdeen. Es responsable del diseño y la instalación de tres terminaciones de pozos submarinos de alta presión y alta
temperatura implementadas a comienzos de 2005.
Antes de ingresar en BP en el año 2000, trabajó como
ingeniero de petróleo para diversas compañías incluyendo Marathon Oil, Monument Oil y British Gas.
Alistair obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en geología aplicada de la Universidad de
Strathclyde, Glasgow, Escocia, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt de
Edimburgo, Escocia.
Mark Sarssam es jefe del sector de Desarrollo y
Producción de Yacimientos para Dragon Oil Plc. en
Dubai, EUA. Antes de ingresar en la compañía este
año, trabajó para Shell Omán, Shell Brunei, Fina y
Amerada Hess. Mark obtuvo una maestría en ingeniería petrolera del Imperial College de Londres.
Gerald Smith es gerente de desarrollo de negocios de
Schlumberger para el sector de Pruebas de Pozos
Multifásicos, en Bergen, Noruega. Es responsable del
desarrollo creativo del campo de pruebas de pozos
multifásicos, incluyendo la obtención de mediciones y
la vigilancia rutinaria de yacimientos. Ingresó en
Flopetrol Schlumberger en 1979 después de obtener
una licenciatura (con mención honorífica) de la
Oilfield Review
Universidad de Bradford, Inglaterra. Gerald trabajó en
toda Europa y África como ingeniero, gerente de productos, gerente de cuentas y gerente de desarrollo de
negocios antes de ser transferido a Houston como
gerente de mercadeo para operaciones con cable y
pruebas, producción y terminación de pozos. Antes de
ocupar su posición actual, fue gerente de cuentas
internacionales del sector de mercadeo de pruebas de
pozos multifásicos en Houston.
Farag Soliman es gerente general de perforación y
reparación de pozos para Belayim Petroleum Company
(Petrobel) y está radicado en El Cairo. Posee una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
de El Cairo.
Phil Sullivan es ingeniero principal para
Schlumberger en Sugar Land, Texas, y actualmente
está desarrollando aditivos contra pérdidas de fluidos
para mejorar la eficacia de los fluidos de fracturamiento además de colaborar con los investigadores del
Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge, Inglaterra, y de la Universidad de
Princeton, Nueva Jersey. Desde su ingreso en la compañía en 1994 como ingeniero de desarrollo para
Dowell, ha trabajado en sistemas de fluidos, fluidos de
transporte asistidos con fibras, fluidos de fracturamiento ClearFRAC y operaciones de limpieza con
tubería flexible. Phil posee una licenciatura de la
Universidad de Virginia, Charlottesville, EUA, y una
maestría y un doctorado, todos en ingeniería mecánica, de la Universidad de Purdue, Lafayette Oeste,
Indiana, EUA. Autor prolífico, posee además numerosas patentes.
Bertrand Theuveny es campeón de productos para
producción en tiempo real/gerente de dominio de producción con base en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, donde está a
cargo de la racionalización de la producción y la recolección de productos de respuesta para yacimientos y
del soporte de la infraestructura de Tiempo Real. Ha
estado involucrado en pruebas de pozos desde su
ingreso en Flopetrol en 1985. Ocupó diversas posiciones relacionadas con operaciones con cable y pruebas
incluyendo la de ingeniero de pruebas, ingeniero de
servicios de campo, gerente de país y coordinador de
mercadeo de pruebas en Brasil, Argelia y Libia. Fue
transferido a Noruega como gerente de soporte para
3-Phase Measurements AS y antes de ocupar su posición actual en el año 2002, trabajó como gerente de
desarrollo de negocios a nivel mundial para pruebas de
pozos multifásicos. Bertrand obtuvo una licenciatura
en ingeniería oceánica de la Ecole Centrale de París y
una maestría en ingeniería petrolera y geofísica de la
Universidad de Alaska en Fairbanks.
Allan Twynam es ingeniero de perforación senior de
BP (Fluidos) en el Grupo de Tecnología de
Exploración y Producción y está radicado en Sunbury,
Inglaterra. Allí, maneja los laboratorios de fluidos y es
responsable del soporte técnico y los proyectos de
desarrollo en todos los aspectos relacionados con la
perforación de yacimientos, los fluidos de terminación
de pozos y la mitigación del daño de formación.
Ingresó en el sector de perforación y terminación de
pozos del Centro de Investigaciones de BP en 1990
después de desempeñarse como ingeniero de fluidos
de perforación para emplazamientos de pozos y
gerente de base en Great Yarmouth para BW Mud, en
Primavera de 2005
el Reino Unido. Subsiguientemente trabajó como ingeniero de soporte técnico de fluidos para las operaciones de BP International y manejó los contratos de
fluidos, cementación y manejo de residuos para BP
Venezuela. Retornó a Sunbury en 1998 para conducir
proyectos de desarrollo de tecnología en el manejo de
residuos de perforación. Luego de la fusión de BP y
Amoco, manejó los proyectos de fluidos y daño de formación para BP. Allan obtuvo una licenciatura (con
mención honorífica) en geología y geografía del
University College, Cardiff, Gales.
Mike Williams es gerente de ventas globales de
Schlumberger para el sector de Perforación y
Mediciones en Sugar Land, Texas, y ayuda a asegurar
que los socios clientes empleen la tecnología de perforación, emplazamiento de pozos y evaluación de formaciones más efectiva desde el punto de vista de sus
costos. Comenzó su carrera en Schlumberger en 1987
como registrador de registros de lodo en el sector sur
del Mar del Norte. Trabajó como supervisor de perforación direccional en diversos proyectos para varios
clientes del Mar del Norte, en el programa de perforación de pozos de alcance extendido que superó todos
los récords en Wytch Farm y como gerente de desarrollo de negocios para servicios relacionados con la perforación en el sector británico del Mar del Norte.
Autor de numerosos artículos, Mike posee una licenciatura (con mención honorífica) en ciencias de la tierra de la Universidad de Birmingham, Inglaterra.
Kerry J. Williamson es ingeniero de proceso senior
para Shell Exploration and Production Company
(SEPCo, por sus siglas en inglés), región EP Américas,
y está radicado en Nueva Orleáns, donde provee
soporte de ingeniería de proceso a los activos y los proyectos de Shell en el Golfo de México. Ingresó en la
compañía en Nueva Zelanda en 1997 y trabajó en el
Golfo de México desde el año 2001. Fue ingeniero de
instalaciones para la plataforma de cables tensados
del Campo Auger, donde manejó la instalación de
medidores multifásicos para pruebas de pozos de las
líneas de flujo submarinas de a bordo utilizando la tecnología de pruebas de pozos multifásicos 3-Phase Vx.
Kerry obtuvo una licenciatura en ingeniería de la
Universidad de Auckland, Nueva Zelanda.
Allan Wilson es ingeniero de terminación de pozos
senior de BP y reside en Aberdeen, donde trabaja en la
Unidad de Producción de Aguas Profundas que cubre
los campos Foinaven, Schiehallion y Loyal al Oeste de
las Shetlands. Está a cargo de la entrega de terminaciones de pozos en esas áreas y es la autoridad técnica
en temas de terminación de pozos. Allan ingresó en BP
en el año 2000 después de trabajar cinco años para
Wellserv Plc. en diversas posiciones, desde ingeniero
hasta gerente de proyectos. Allan obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería mecánica
de la Universidad Robert Gordon, Aberdeen.
Próximamente en Oilfield Review
Yacimientos carbonatados. Por toda su riqueza
en hidrocarburos, los yacimientos carbonatados
resultan notoriamente difíciles de explotar. Para
recuperar estos hidrocarburos de la manera más
segura y eficaz posible, los científicos e ingenieros
llevan a cabo operaciones de evaluación de formaciones, caracterización de yacimientos y optimización de las terminaciones a escala de pozo. A escala
de yacimiento, las compañías operadoras realizan
enormes esfuerzos por optimizar la producción y el
posicionamiento de pozos nuevos. Algunos ejemplos
de campo demostrarán cómo la nueva tecnología
mejora la evaluación de carbonatos; los esquemas
de clasificación de rocas más simples facilitan las
interpretaciones confiables de las distribuciones de
tamaños de poros y sirven como marcos valiosos
para las decisiones relacionadas con el manejo de
yacimientos.
Aseguramiento de la producción submarina. Las
terminaciones submarinas a menudo se empalman
con las instalaciones de producción a través de
millas de líneas de flujo y tubos ascendentes. La
temperatura, presión y química de los fluidos producidos deben ser reguladas en estas líneas de producción submarinas para prevenir la formación de
depósitos que podrían impedir el flujo entre el yacimiento y la instalación central. Este artículo describe
los roles que desempeñan los sistemas de pruebas
de fluidos, sobrepresión de flujo y vigilancia rutinaria
en el manejo del flujo de petróleo, gas y agua de un
extremo del sistema de producción al otro.
Manejo de yacimientos de gas condensado. Un
fluido de gas condensado retrógrado condensa hidrocarburo líquido cuando el fluido cae por debajo de su
presión de rocío. La condensación puede producirse
en la formación, creando un banco de condensado
que reduce la producción o puede tener lugar en el
pozo, cargándolo con la fase más pesada y requiriendo a menudo una operación de intervención para
mantener la producción. Este artículo describe los
esfuerzos realizados por mantener la productividad
de los pozos independientemente de la declinación
de la presión de yacimiento.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
Drilling the Limit es una marca registrada de Shell.
75
NUEVAS PUBLICACIONES
Recomendado para cursos preparatorios sobre corrosión y como referencia práctica para aquellos
ingenieros y técnicos en ejercicio de su
profesión que busquen una descripción
clara de los principios y aplicaciones
básicos.
Darby R: Choice 41, no.10 (Junio de 2004):
1911-1912.
Corrosión y protección
Einar Bardal
Springer-Verlag
175 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10010 EUA
2004. 336 páginas. $89.95
La mayoría de los geofísicos
extraerán poca utilidad de este libro.
Puede resultar útil como referencia
para quienes trabajan intensamente en
geología, geofísica o modelado de
yacimientos.
ISBN 1-85233-758-3
Elaborado para ser utilizado como guía
destinada a estudiantes de ingeniería
mecánica, marítima y civil, y además
como texto de referencia para los ingenieros en ejercicio de su profesión, el
libro combina una descripción práctica
de los problemas de corrosión con una
explicación teórica de los diversos tipos
y formas de corrosión. Los ejercicios
proporcionados para cada uno de los 10
capítulos subrayan la relación que existe entre los problemas prácticos y los
principios científicos básicos.
Contenido:
• Introducción
• Corrosión húmeda: características,
prevención e índice de corrosión
• Termodinámica: Potenciales de
equilibrio
• Cinética de los electrodos
• Pasividad
• Tipos de corrosión con diferentes
reacciones catódicas
• Diferentes formas de corrosión clasificadas según su aspecto
• Corrosión en diferentes ambientes
• Pruebas, monitoreo e inspección de
la corrosión
• Prevención de la corrosión
• Índice
Aunque escrita originariamente en
idioma noruego, el estilo de esta obra
es directo y las explicaciones, fáciles de
seguir. El material teórico no resulta
apabullante, sino que constituye un
fundamento sólido adecuado. Se incluyen numerosas figuras y diagramas
claros y efectivos.
76
Al reunir material literario proveniente de Europa Occidental, Europa
Oriental (sobre todo Hungría), Rusia y
de otras fuentes de la ex Unión Soviética, el autor provee un servicio realmente valioso. Si bien la ingeniería de
yacimientos no es mi tema, puedo afirmar que de hecho esta obra proporcionará un buen texto de referencia para
muchos aspectos de la ingeniería de
yacimientos. En sus páginas es posible
hallar muchas ecuaciones relevantes
simples.
Bartel DC: The Leading Edge 23, no. 5
(Mayo de 2004): 496, 508.
ISBN 693-05-7927-8
Este libro se refiere a los métodos de
recuperación de petróleo crudo y de gas
natural, tanto convencional como mejorada; también analiza los principios
geológicos y temas tales como clasificación de yacimientos, simulación numérica y manejo de la temperatura. Entre
otros tópicos tratados también se
encuentran los procesos de almacenamiento subterráneo de gas en rocas
porosas, la construcción de modelos de
yacimientos, y los métodos de planeación y análisis.
Contenido:
• Geología básica para la
recuperación de petróleo
• Procesos de recuperación
convencional: Métodos de
planeación y análisis
• Procesos de recuperación mejorada
de petróleo
• Clasificación de reservas y recursos
de petróleo
• Índice
Vaitheeswaran (corresponsal en
temas de energía y medio ambiente de
The Economist) ha preparado la mejor
revisión de la situación energética
mundial que este revisor haya leído.
Comer JC: Choice 41, no. 9 (Mayo de 2004): 1696.
El libro es entretenido (otra cualidad inusual en un libro sobre política
energética).
Desarrollo de
yacimientos de petróleo
József Pápay
Akadémiai Kiadó
P.O. Box 245
H-1519 Budapest, Hungría
(También se puede conseguir en
International Specialized Book
Services, Inc.)
920 NE 58th Avenue, Suite 300
Suite 300
Pórtland, Oregón 97213 EUA)
2003. 939 páginas. $89.00
• Presiones ambientales: El dilema
verde: Bienvenido al calentamiento
global; Limpieza del aire; Adam
Smith se reúne con Rachel Carson.
• Tecnología energética: Más grande
que Internet: El futuro de las células
de combustible; La ciencia de los
cohetes salva a la industria petrolera; ¿El renacimiento de la energía
nuclear? Micropower se encuentra
con Village Power.
• Epílogo: El futuro es el gas
• Notas, Bibliografía, Índice
Blair PD: American Scientist 92, no. 3,
(Mayo-junio de 2004): 271.
Poder para la gente: De qué
manera la inminente revolución
energética transformará una
industria, modificará nuestra
vida y quizá salve al planeta
Vijay V. Vaitheeswaran
Farrar, Straus y Giroux
19 Union Square West
Nueva York, Nueva York 10003 EUA
2003. 358 páginas. $25.00
ISBN 0-374-23675-5
Con el objetivo de producir su evaluación de las fuerzas económicas, políticas y tecnológicas que están reconfigurando el manejo de los recursos energéticos a nivel mundial, Vaitheeswaran,
reportero en temas de energía para
The Economist, entrevistó a distintos
ejecutivos de compañías petroleras y de
servicios públicos, reguladores, directivos de grupos dedicados al medio
ambiente y defensores de los combustibles alternativos.
Contenido:
• Introducción
• Fuerzas del mercado: El ascendente
de la mano invisible: Micropower:
El Sueño revivido de Thomas
Edison; Enron contra Exxon: o Los
gigantes durmientes se despiertan;
Porqué enloqueció California; El
petróleo: la adicción más
peligrosa.
Lógica difusa en geología
Robert V. Demicco y
George J. Klir (editores)
Academic Press
525 B Street, Suite 1900
San Diego, California 92101 EUA
2004. 347 páginas. $95.00
ISBN 0-12-415146-9
Destinado a los geocientíficos, este
libro describe sucintamente el rol de la
lógica difusa, un sistema de conceptos y
métodos para explorar modos de razonamiento que son aproximados más
que exactos. Los autores introducen la
utilización de la teoría de conjuntos
difusos con capítulos individuales sobre
tópicos relevantes para los geocientíficos: modelado de sedimentos, detección de fracturas, caracterización de
yacimientos, agrupamiento en análisis
de datos geofísicos, movimiento del
agua subterránea y análisis de series de
tiempo.
Oilfield Review
Contenido:
• Introducción
• Lógica difusa: Curso tutorial
especializado
• Lógica difusa y ciencia de la tierra:
Panorama general
• Lógica difusa en ciencias geológicas:
Revisión de la literatura
• Aplicaciones de lógica difusa al
modelado estratigráfico
• Lógica difusa en hidrología y
recursos hídricos
• Análisis de conceptos formales en
geología
• Lógica difusa e investigación de
terremotos
• Transformación difusa: Aplicación
al problema del crecimiento de los
arrecifes
• Estimación del nivel antiguo del mar
• Reconocimientos, Índice.
El libro constituye un excelente
punto de partida para cualquier geofísico interesado en aprender sobre las
técnicas de computación y aplicarlas al
procesamiento e interpretación sísmicos. Espero ver pronto algunas aplicaciones de esta tecnología en nuestra
industria, y en un futuro no muy lejano
revisar un volumen acerca de lógica
difusa en geofísica.
McCormack M: The Leading Edge 23, no. 6
(Junio de 2004): 606-607.
accidental. Para rastrear la palabra
desde su acuñación a mediados del siglo
XVIII hasta comienzos del siglo XX, los
autores efectúan la crónica de gran parte
de las actuales ciencias naturales y sociales. El libro también representa el argumento contra la retórica de la ciencia
pura, que define el descubrimiento como
el mero resultado de una investigación
que ha sido planificada de modo rígido.
Contenido:
• Los orígenes de la serendipidad
• La difusión inicial de la serendipidad
• El descubrimiento accidental en la
ciencia: La opinión victoriana
• Respuestas habituales a la
serendipidad
• Las cualidades de la serendipidad
• Los diccionarios y la “Serendipidad”
• La historia social de la serendipidad
• Las implicancias morales de la
serendipidad
• La distinta importancia de la
serendipidad en la ciencia
• La serendipidad como ideología y
como política de la ciencia
• Nota sobre la serendipidad como
metáfora política
• Nota sobe la serendipidad en las
Humanidades
• Epílogo, Referencias, Índice
…y esta bibliografía de la serendipidad es un libro humano, versado y
muy sabio.
Es lamentable que hayamos tenido
que esperar tanto para que aparezca,
porque [este libro] es el mayor logro
[de Merton].
Escrito para que constituya una introducción general de la aplicación de la
geología y la geofísica a la búsqueda y
producción de petróleo y gas, este libro
de texto está estructurado para reflejar
los procesos secuenciales y cíclicos de
la exploración, evaluación, desarrollo y
producción. Al final de cada capítulo se
presentan algunos ejemplos de pozos
perforados en todo el mundo y otros de
sistemas petroleros cuya edad oscila
entre el Precámbrico tardío y el
Plioceno.
Escrito por un profesor de física, el libro
describe casi todos los aspectos de la
física en términos de su relación con los
automóviles—desde la mecánica básica,
incluyendo la velocidad, la aceleración,
el impulso y el esfuerzo de torsión,
hasta conceptos más avanzados como la
transferencia y la eficiencia del calor, la
electricidad y el magnetismo, y la aerodinámica. Con ilustraciones generosas,
esta obra está destinada a atraer tanto a
los entusiastas de los autos como a los
aficionados a la ciencia.
Contenido:
• Introducción
• Herramientas
• Exploración de frontera
• Exploración y Explotación
• Evaluación
• Desarrollo y producción
• Referencias, Índice
Contenido:
• Introducción
• El camino abierto: La física básica
del manejo de un auto
• Todo agitado: El motor de
combustión interna
• Cuando saltan las chispas:
El sistema eléctrico
• Frénalos: Desacelerando
• Amortiguadores y engranajes:
El sistema de suspensión y la
transmisión
• Buen arrastre: Diseño aerodinámico
• Curso sobre choques: La física de las
colisiones
• Las banderas a cuadros: La física de
las carreras de autos
• La hora pico: tráfico y caos
• El camino que queda por delante:
Los autos del futuro
• Epílogo: La bandera de llegada
• Bibliografía, Índice
Una característica muy agradable
de este libro son sus ejemplos de
campo generales; 15 en total, incluidos
al final de cada capítulo...
El libro está bien ilustrado; si bien
caben algunas observaciones... francamente, la calidad de la reproducción de
muchas líneas sísmicas y el tono medio
de las fotografías desconciertan...
No obstante, es sumamente recomendable, a un precio muy competitivo, para el mercado al que apunta; y,
en verdad, para todos los geocientíficos
especializados en petróleo.
Parker J: Petroleum Geoscience 10, no. 2
(Mayo de 2004): 184.
Shapin S: American Scientist 92, no. 4
(Julio-agosto de 2004): 374-376.
[El libro] tiene un encanto evidente y mantiene el interés del lector.
Pese a ciertos defectos menores, esta
obra resultará de gran interés
pudiendo proveer un buen recurso
para los docentes que enseñan física
elemental.
Smith HJP: The Industrial Physicist 10, no. 2
(Abril-mayo de 2004): 33-34.
Los viajes y las aventuras de
la serendipidad : Estudio de
semántica sociológica y
sociología de la ciencia
Robert K. Merton y Elinor Barber
Princeton University Press
41 William Street
Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA
2004. 328 páginas. $29.95
La escuela de conductores Isaac
Newton: La física y su auto
ISBN 0-691-11754-3
La geociencia del petróleo
El libro rastrea la historia de la serendipidad en el mundo—esa feliz combinación de conocimiento y suerte por la cual
se realiza un descubrimiento no del todo
Jon Gluyas y Richard Swarbrick
Blackwell Publishing Company
350 Main Street
Malden, Massachusetts 02148 EUA
2004. 288 páginas. $83.95
Barry Parker
The Johns Hopkins University Press
2715 North Charles Street
Baltimore, Maryland 21218 EUA
2003. 250 páginas. $26.95
ISBN 0-8018-7417-3
ISBN 0-632-03767-9
Primavera de 2005
77
Índice Anual de Oilfield Review —Volumen 16
ARTÍCULOS
Aspectos destacados de una
encuesta a lectores
Andersen M y Stewart L.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 4–5.
Captación y almacenamiento de
CO2: Una solución al alcance de
la mano
Bennaceur K, Gupta N, Monea M,
Ramakrishnan TS, Randen T,
Sakurai S y Whittaker S.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005):
48–65.
Disparos sobre el objetivo
Bersås K, Stenhaug M, Doornbosch F,
Langseth B, Fimreite H y Parrott B.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 30–39.
El tiempo lo dirá: Contribuciones
clave a partir de datos sísmicos
de repetición
Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O,
Goto R, Khazanehdari J, Pickering S
y Smith P.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.
Examinando los pozos
productores: Supervisión de los
sistemas ESP
Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A,
Hudson S, Romero G y Shanmugam V.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29.
Fluidos de perforación de
emulsión reversible para un
mejor desempeño del pozo
Ali S, Bowman M, Luyster MR, Patel A,
Svoboda C, McCarty RA y Pearl B.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005):
66–73.
Las diversas facetas de los datos
sísmicos de componentes
múltiples
Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser
J, Van Dok R, Johns T,
Kristiansen P, Probert T y
Thompson M.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.
Manejo de la producción de
agua: De residuo a recurso
Arnold R, Burnett DB, Elphick J,
Feeley TJ, Galbrun M, Hightower M,
Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F
y Verbeek P.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 30–45.
Mayor potencia para
continuar la perforación
Copercini P, Soliman F, El Gamal M,
Longstreet W, Rodd J, Sarssam M,
McCourt I, Persad B y Williams M.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.
Menor incertidumbre con el
análisis de fallas que actúan
como sello
Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R,
Kaufman P, Knipe R y Krantz B.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.
78
Métodos prácticos de manejo de
la producción de arena
NUEVAS PUBLICACIONES
Acock A, ORourke T, Shirmboh D,
Alexander J, Andersen G, Kaneko T,
Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J,
Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K,
Roy A, Wilson A y Twynam A.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.
Análisis de pruebas de pozos: La
utilización de modelos de
interpretación avanzados
Nuevas aplicaciones para los
surfactantes viscoelásticos
Bardal E.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.
Kefi S, Lee J, Pope TL, Sullivan P,
Nelson E, Nun̆ez Hernandez A, Olsen T,
Parlar M, Powers B, Roy A, Wilson A
y Twynam A.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 10–25.
Optimización de los tratamientos
de fracturamiento y empaque
Gadiyar B, Meese C, Stimatz G,
Morales H, Piedras J, Profinet J
y Watson G.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 18–31.
Perfilaje y cuantificación de
flujos multifásicos complejos
Baldauff J, Runge T, Cadenhead J,
Faur M, Marcus R, Mas C, North R
y Oddie G.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 4–13.
Perforación de pozos profundos
en los océanos con fines
científicos: Revelación de los
secretos de la Tierra
Brewer T, Endo T, Kamata M, Fox PJ,
Goldberg D, Myers G, Kawamura Y,
Kuramoto S, Kittredge S, Mrozewski S y
Rack FR.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 26–41.
Perforación de pozos verticales
Brusco G, Lewis P y Williams M.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 14–17.
Pruebas virtuales: La clave de un
proceso de estimulación
Ali S, Frenier WW, Lecerf B, Ziauddin M,
Kotlar HK, Nasr-El-Din HA y Vikane O.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 62–73.
Sistemas avanzados de
operación de herramientas
en el fondo del pozo
Alden M, Arif F, Billingham M, Grønnerød
N, Harvey S, Richards ME
y West C.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 32–47.
Tubería flexible:
La próxima generación
Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A,
Calmeto JCN, Lima J, Lovell J,
Tinkham S, Zemlak K y Staal T.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 40–61.
Un nuevo giro en la perforación
rotativa direccional
Williams M.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.
Un nuevo horizonte en
mediciones de flujo multifásico
Atkinson I, Theuveny B, Berard M,
Conort G, Lowe T, McDiarmid A,
Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G
y Williamson KJ.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.
Bourdet D.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.
Corrosión y protección
Los viajes y las aventuras de la
serendipidad: Estudio de
semántica sociológica y
sociología de la ciencia
Merton RK y Barber E.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.
Magnetismo ambiental: Principios
y aplicaciones del magnetismo
ambiental. Series Geofísicas
Internacionales, Volumen 86
Desarrollo de yacimientos
de petróleo
Evans ME y Heller F.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.
Pápay J.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.
Manual internacional de
sismología e ingeniería de
terremotos. Parte A
Evaluación de la incertidumbre
asociada a las mediciones:
Fundamentos y pautas prácticas
Lira I.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.
Fundamentos del análisis de
riesgo: Una perspectiva
orientada al conocimiento y las
decisiones
Aven T.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.
La energía en la encrucijada:
Perspectivas e incertidumbres
globales
Smil V.
Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.
La estructura dinámica de las
profundidades de la Tierra: Un
enfoque multidisciplinario
Karato S.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.
La escuela de conductores
Isaac Newton: La física y su auto
Parker B.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.
La guía de Chicago para la
comunicación de la ciencia
Montgomery SL.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.
La guía para las operaciones de
pesca en pozos petroleros:
herramientas, técnicas y reglas
empíricas
DeGeare J, Haughton D y McGurk M.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 68.
La geociencia del petróleo
Lee WHK, Kanamori H, Jennings PC
y Kisslinger C (eds).
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.
Manual internacional de
sismología e ingeniería de
terremotos. Parte B
Lee WHK, Kanamori H, Jennings PC
y Kisslinger C (eds).
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.
Origen y predicción de presiones
de formación anormales.
desarrollos en la ciencia del
petróleo 50
Chilingar GV, Serebryakov VA y Robertson
JO Jr.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.
Poder para la gente: De qué
manera la inminente revolución
energética transformará una
industria, modificará nuestra vida
y quizá salve al planeta
Vaitheeswaran VV.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.
Programas de computación y
análisis de datos inteligentes en
la exploración de petróleo
Nikravesh M, Aminzadeh F y
Zadeh LA (eds).
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.
Propagación y generación de
ondas elásticas en sismología
Pujol J.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.
Reseña histórica de casi todo
Bryson B.
Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.
Gluyas J y Swarbrick R.
Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.
La mente sobre el magma: La
historia de la petrología ígnea
Young DA.
Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.
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