Oilfield Review

Oilfield Review
Volumen 23, no.3
Fracturamiento con canales de flujo abiertos
Terminaciones inteligentes modulares
Gas de lutitas como recurso global
Revolución del gas de lutitas
11-OR-0004-S
11-OR-0004-S
La diferencia que marca una década
En el año 2003, según el consenso general, la independencia energética se presentaba como una perspectiva improbable para EUA, dada
la declinación pronunciada de sus reservas de petróleo y gas.
La nación se vio impulsada a luchar por alcanzar la seguridad energética a través de la reducción de su dependencia con respecto a la
energía importada de fuentes políticamente inestables. A pesar de
este apremio, al país le preocupaba tanto su aprovisionamiento
de gas en proceso de declinación, que puso en marcha un programa
agresivo de construcción de puertos a su alrededor con el fin de
poder admitir las embarcaciones gigantes construidas especialmente
para el transporte de gas natural licuado (GNL) desde todos los
lugares del mundo.
Aproximadamente para esa época, la producción de gas natural
de la lutita Barnett de Texas, EUA, estaba comenzando a aumentar
porque los procesos de perforación horizontal y los tratamientos de
estimulación por fracturamiento hidráulico estaban posibilitando la
extracción de gas de lutitas de permeabilidad extremadamente baja.
Simultáneamente, un pequeño grupo de exploradores de
Southwestern Energy Company determinó que la lutita Fayetteville
de Arkansas, en EUA, y la lutita Barnett exhibían propiedades similares de rocas y fluidos. Dejando de lado el sentido común que desalentaba las inversiones en recursos no convencionales, el equipo de
trabajo lanzó una vigorosa campaña para adquirir concesiones.
En el año 2004, el equipo de Southwestern perforó el pozo descubridor Thomas 1-9 en Arkansas, lo que pronto condujo al desarrollo de
una fuente nueva, sustancial e inesperada, de reservas de gas natural.
La lutita Barnett representó el modelo tipo para las extensiones
productivas de lutitas gasíferas, pero fue el éxito experimentado
en la lutita Fayetteville lo que anunció al mundo que la formación
Barnett no era única.
Hoy, la lutita Barnett está produciendo más de 5 000 MMpc/d
[142 millones de m3/d] de gas natural y la lutita Fayetteville produce más de 2 500 MMpc/d [70,8 millones de m3/d]. En el año 2010,
la producción de todos los yacimientos de gas de lutitas de EUA era
de unos 13 000 MMpc/d [368 millones de m3/d] de gas, o un 23%
aproximadamente del aprovisionamiento total de gas de la nación.
Aún más impresionante es el hecho de que las reservas de gas de
lutitas de América del Norte se incrementaron de un volumen estimado de 3 842 Tpc [109 trillones de m3] de gas en 1997 a más de
7 140 Tpc [202 trillones de m3] en nuestros días. Con la demanda
actual, EUA cuenta con un volumen suficiente de recursos de gas
natural que durará 100 años y un 28% de ese volumen proviene de
las lutitas orgánicas.
El espíritu empresarial de los miembros del equipo de
Southwestern Energy los llevó a desafiar el pensamiento tradicional
que por mucho tiempo había descartado a las formaciones arcillosas
como recursos energéticos por ser tecnológica y económicamente
inaccesibles. Pero fue la ardua tarea de aplicación de las tecnologías
emergentes en un yacimiento incierto, y por momentos indeseado,
lo que condujo al desarrollo económico de la lutita Fayetteville.
Algunas de estas tecnologías se describen en este número de la
publicación Oilfield Review. Un artículo destaca los desafíos con
que se enfrenta la industria de E&P en este nuevo ámbito (véase
“Revolución del gas de lutitas, página 40). Otro artículo repasa una
tecnología incipiente que puede tornar más económicamente viable
el desarrollo de recursos no convencionales (véase “Fracturamiento
con canales de flujo abiertos: Una vía rápida para la producción,”
página 4).
Si bien la superación de los desafíos técnicos de la exploración y
la producción de lutitas ha sido al mismo tiempo difícil y gratificante, es probable que resulte ser la parte más fácil de una historia
consistente en dos partes. La industria ha mejorado su capacidad
para perforar, fracturar y terminar pozos en formaciones arcillosas
y el número de pozos de gas de lutitas creció rápidamente en EUA.
Actualmente, existen en curso desarrollos de lutitas en regiones
del mundo que nunca habían experimentado actividades petroleras
(Véase “Gas de lutitas: Un recurso global,” página 28). Las prácticas de fracturamiento hidráulico y de obtención, manipuleo y eliminación del agua están siendo cuestionadas por un público atento y
precavido, y están surgiendo inquietudes acerca de la actividad
industrial en ambientes tradicionalmente rurales y prístinos.
Como industria, como compañías y como individuos, éstos también son nuestros cuestionamientos. Southwestern Energy posee
una fórmula rectora: ser “Las personas correctas que hacen las
cosas correctas.” La compañía no sólo se compromete a llevar a
cabo una gestión responsable para con el medio ambiente, sino
que además apunta a lograr la aceptación de sus actividades por
parte de la comunidad.
Efectivamente, las cosas cambiaron rápidamente en menos
de una década. El discurso del año 2003 acerca de la seguridad
energética en EUA transformó los debates sobre el cambio de
generación de electricidad a partir del carbón a generación de
electricidad a partir del gas, la exportación de GNL desde EUA, el
incremento de los vehículos alimentados con gas natural comprimido en las carreteras y el uso del creciente suministro de gas
natural de más bajo precio, que arde generando menos residuos,
para impulsar el próximo auge industrial mundial. Como industria,
seguiremos elevándonos para satisfacer los desafíos técnicos presentados por este nuevo recurso, pero también debemos trabajar
con el mismo vigor para asegurarnos de obtener la confianza de
todas las partes interesadas en las que inciden nuestras actividades
y luego utilizar esa licencia social para trabajar con las comunidades
de todo el globo. Con la gente correcta haciendo las cosas correctas,
aplicando nuestras tecnologías actuales y las tecnologías aún por
desarrollar, nuestra industria podrá seguir alimentando el
crecimiento mundial. Si logramos todo eso, imaginen todo lo
que podremos lograr en la próxima década.
John Thaeler
Vicepresidente senior de exploración
Southwestern Energy Company
Houston
John Thaeler es vicepresidente senior de exploración de Southwestern Energy
Company en Houston. Antes de ocupar su posición actual, fue vicepresidente
senior de nuevos emprendimientos. Ingresó en Southwestern Energy Company
en 1999 como gerente a cargo de los activos de la subsidiaria, responsable de
las operaciones convencionales de la compañía en la cuenca de Arkoma.
En el año 2001, se convirtió en vicepresidente de la compañía y dirigió el
grupo de trabajo que descubrió y desarrolló la lutita Fayetteville. Antes de
ingresar en Southwestern Energy, John ocupó diversos cargos técnicos y
directivos durante una carrera de 25 años en Occidental Petroleum Company;
trabajó en África, Medio Oriente, América Central y América Sur, y EUA.
John posee una licenciatura de la Universidad de Cleveland, en Ohio, EUA,
y una maestría de la Universidad de Cincinnati, también en Ohio, ambas en
geología, y una maestría en administración de empresas de la Universidad
de Houston. Es miembro de la AAPG, la SPE y la Asociación Independiente
del Petróleo de Estados Unidos.
1
Schlumberger
Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Editor ejecutivo
Lisa Stewart
Editores senior
Matt Varhaug
Rick von Flatern
Editores
Vladislav Glyanchenko
Tony Smithson
Colaboradores
Erik Nelson
Ginger Oppenheimer
Rana Rottenberg
Diseño y producción
Herring Design
Mike Messinger
Ilustraciones Chris Lockwood
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
1
La diferencia que marca una década
Artículo de fondo aportado por John Thaeler, vicepresidente senior de exploración de
Southwestern Energy Company.
4
Fracturamiento con canales de flujo abiertos:
Una vía rápida para la producción
Una nueva técnica de fracturamiento hidráulico forma una
red de canales abiertos —en vez de un empaque continuo
de apuntalante— en una fractura, lo que mejora
considerablemente la conductividad de la fractura.
Algunos casos reales de Argentina y EUA demuestran que
esta técnica genera mejoras significativas en la producción.
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: [email protected];
http://www.linced.com
Traducción Adriana Real
Edición Antonio Jorge Torre
Subedición Nora Rosato
Diagramación Diego Sánchez
18 Terminaciones inteligentes modulares
Las terminaciones inteligentes ofrecen una alternativa con
respecto a las costosas intervenciones en pozos remotos o
complejos y su eficiencia asegura el incremento de las tasas de
producción y una vida económica más larga para dichos pozos.
No obstante, hasta ahora, su costo relegaba las terminaciones
inteligentes exclusivamente a los pozos de calidad superior.
Un nuevo sistema más pequeño, basado en un diseño modular,
promete aportar las ventajas de los pozos inteligentes al resto
del mercado.
En la portada:
Los técnicos se preparan para desplegar
un sistema de terminaciones inteligentes,
previamente probado, recién desarrollado.
Su configuración modular y los costos más
bajos apuntan a proporcionar las ventajas
del monitoreo y el control en tiempo real
a los pozos promedio y marginales. En el
fondo se observa un afloramiento de lutitas
ricas en contenido orgánico. La producción
exitosa de esos depósitos de América del
Norte ha revolucionado la forma en que las
compañías de E&P consideran a las formaciones arcillosas y ha impulsado la búsqueda
global de rocas con las características
geológicas y geomecánicas correctas.
2
Enlaces de interés:
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Marzo de 2012
Volumen 23
Número 3
Consejo editorial
Gretchen M. Gillis
Aramco Services Company
Houston, Texas, EUA
28 Gas de lutitas: Un recurso global
En la década pasada, la producción de gas proveniente de
las lutitas ricas en materia orgánica se tornó redituable a
través de la aplicación de técnicas de fracturamiento
hidráulico y de perforación horizontal. Como resultado de
las exitosas operaciones de gas de lutitas llevadas a cabo en
América del Norte, las compañías de exploración iniciaron
búsquedas globales de cuencas con potencial similar para
convertirse en recursos no convencionales. Los datos
existentes indican que hay abundantes oportunidades
para la exploración.
Roland Hamp
Woodside Energy Ltd.
Perth, Australia
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
George King
Apache Corporation
Houston, Texas, EUA
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
Alexander Zazovsky
Chevron
Houston, Texas, EUA
40 Revolución del gas de lutitas
La producción de gas natural de depósitos de lutitas ricas en
materia orgánica requiere más que la sola perforación de pozos
horizontales y la ejecución de tratamientos de fracturamiento
hidráulico. Los operadores exitosos adoptan un enfoque integrado,
que utiliza fuentes de datos múltiples con el fin de determinar
los parámetros clave necesarios para conocer las lutitas y
extraer el gas. Entre los éxitos, un operador de la lutita
Fayetteville demostró cómo el desarrollo de un modelo 3D del
subsuelo y el mejoramiento continuo de los procesos aportaban
importantes dividendos. Por otro lado, los ingenieros analizaron
los datos derivados de los registros de producción de múltiples
extensiones productivas para identificar las características de la
producción que podrían impactar los planes futuros de desarrollo de lutitas.
57 Colaboradores
59 Próximamente en Oilfield Review
60 Nuevas publicaciones
61 Definición del concepto de perforación:
Un giro a la derecha: Una visión general de las operaciones de perforación
Éste es el tercero de una serie de artículos introductorios que describen los conceptos básicos
de la industria de E&P.
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.
A menos que se indique lo contrario, las
siglas que aparecen en esta publicación
corresponden al idioma inglés.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2012 Schlumberger. Todos los
derechos reservados. Ninguna parte de
esta publicación puede ser reproducida,
archivada o transmitida en forma o
medio alguno, ya sea electrónico o
mecánico, fotocopiado o grabado,
sin la debida autorización escrita
de Schlumberger.
Oilfield Review se complace en dar la
bienvenida a Gretchen M. Gillis a su panel
editorial asesor. Comenzó su carrera en el
año 1989 como geólogo de exploración en
Maxus Exploration Corporation en Dallas.
En el año 1996, se desempeñó como
geólogo de desarrollo en Oryx Energy
Company en Dallas. Ingresó en
Schlumberger en 1997 como coordinadora
fundadora del Glosario de Campos
Petroleros de Schlumberger. Durante sus
13 años en Schlumberger, fue editor de la
publicación Oilfield Review, editor ejecutivo,
gerente editorial y editor consultante para
Oilfield Marketing Communications y
escribió 80 Years of Innovation (80 Años
de Innovación), un libro sobre la historia
de Schlumberger. Además, fue editor del
AAPG Bulletin desde 2007 hasta 2010,
trabajo por el cual recibió el premio por
Servicio Distinguido de la AAPG en el
año 2011. Gretchen ingresó en Aramco
Services Company en Houston como especialista en geología en el año 2010. En ese
carácter, participa en la identificación, análisis e implementación de nueva tecnología
de exploración y producción del sector
petrolero de exploración y producción.
Copreside la Comisión de Asesoramiento
Técnico de la AAPG y es miembro de la
sociedad ante el Instituto Americano de
Geociencias. Obtuvo una licenciatura en
geología del Bryn Mawr College, en
Pensilvania, EUA, y una maestría en
ciencias geológicas de la Universidad
de Texas en Austin, EUA.
3
Fracturamiento con canales de flujo abiertos:
Una vía rápida para la producción
El objetivo de un tratamiento de fracturamiento hidráulico es mejorar la productividad
de los pozos mediante la creación de un trayecto de flujo desde la formación hacia
el pozo. Los tratamientos de fracturamiento convencionales rellenan completamente
la fractura con apuntalante, lo que mantiene abierta la fractura para preservar el
trayecto de la producción. Una nueva técnica de fracturamiento hidráulico crea una
red de canales abiertos a través de todo el empaque de apuntalante, lo cual mejora
la conductividad de las fracturas en varios órdenes de magnitud. La implementación
de esta técnica mejoró significativamente la viabilidad económica de los pozos en
varios campos productores.
Emmanuel d’Huteau
YPF, S.A.
Neuquén, Argentina
Matt Gillard
Matt Miller
Alejandro Peña
Sugar Land, Texas, EUA
En el año 1947, Stanolind Oil & Gas llevó a cabo
el primer fracturamiento hidráulico experimental en el campo Hugoton del sudoeste de Kansas,
en EUA. Desde entonces, las compañías de E&P
emplean esta técnica de estimulación de yacimientos en forma extensiva para mejorar o prolongar la productividad de los pozos. De hecho,
muchos campos productores de nuestros días no
serían económicamente viables sin las ventajas
proporcionadas por el fracturamiento hidráulico.
Durante un tratamiento de fracturamiento,
equipos especiales bombean fluido en un pozo
con más rapidez que con la que éste puede perderse en la formación. La presión ejercida sobre
la formación se incrementa hasta que ésta se
rompe o se fractura (abajo). El bombeo continuo
Jeff Johnson
Mark Turner
Encana Oil and Gas (EUA), Inc.
Denver, Colorado, EUA
Oleg Medvedev
Edmonton, Alberta, Canadá
Tom Rhein
Petrohawk Energy Corporation
Corpus Christi, Texas
Dean Willberg
Salt Lake City, Utah, EUA
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Otoño de 2011: 23, no. 3. Copyright © 2012 Schlumberger.
Cuando se mencionan galones se trata de galones
estadounidenses.
ClearFRAC y HiWAY son marcas de Schlumberger.
Ala de la fractura
> Vista idealizada en un corte transversal de la propagación de una fractura.
El bombeo continuo del fluido (flechas de guiones) hace que la fractura se
extienda bilateralmente a lo largo del plano del esfuerzo mínimo y forme
estructuras denominadas alas.
4
Oilfield Review
Volumen 23, no.3
5
Tercera generación
2000
1990
1960
1950
Segunda generación
1970
Transporte
ayudado
con fibras
Geles surfactantes
viscoelásticos
Fluidos energizados
con espuma
Primera generación
1980
Tecnologías
de soporte
Rompedores
encapsulados
Geles a base
de polímeros
reticulados
• Boro, titanio y
y sales de
circonio
Rompedores
Geles a base de
polímeros lineales
• Derivados de
la goma guar
• Hidroxietilcelulosa
Aceites gelificados
Hidrocarburos
los disparos hacia la fractura abierta. La fractura se
cierra sobre el apuntalante cuando cesa el bombeo
y mantiene el apuntalante en su lugar durante el
reflujo del fluido de fracturamiento en el pozo y
también durante la producción de hidrocarburos.
Permeabilidad de la formación
1 mD
0,1 mD
0,01 mD
100
Producción acumulada de gas, MMpc
Sistemas
de fluidos
2010
Año
hace que la fractura se propague lejos del pozo, lo
cual incrementa la superficie de la formación
desde la que los hidrocarburos pueden fluir hacia
el interior del pozo. Esto ayuda al pozo a lograr
una tasa de producción más alta. En consecuencia,
los operadores recuperan más rápido sus costos de
desarrollo de pozos, y el volumen final de hidrocarburos producidos se incrementa de manera asombrosa (abajo).
Durante el fracturamiento hidráulico, se bombean dos sustancias principales en un pozo: apuntalantes y fluidos de fracturamiento.1 Los apuntalantes
son partículas que mantienen abiertas las fracturas y preservan los trayectos recién formados para
facilitar la producción de hidrocarburos. Las partículas se clasifican cuidadosamente en cuanto a
tamaño y esfericidad para formar un conducto
eficiente, o empaque de apuntalante, que permite
que los fluidos fluyan desde el yacimiento hasta
el pozo. Algunos apuntalantes también están provistos de un revestimiento de resina que aglutina
las partículas después de colocar el apuntalante
en el pozo, con la consiguiente mejora de la estabilidad del empaque. Por lo general, los apuntalantes más grandes y más esféricos forman empaques
más permeables o, en la jerga industrial, empaques con más conductividad.
Los tratamientos de fracturamiento consisten
en dos etapas principales de fluido. La primera
etapa, o etapa de colchón, no contiene apuntalante.
El fluido se bombea a través de los disparos de la
tubería de revestimiento con una tasa y una presión
suficientes para romper la formación y crear una
fractura.2 La segunda etapa, o etapa de lechada de
apuntalante, transporta el apuntalante a través de
75
Presión de pozo = 3,5 MPa [500 lpc]
Altura de la fractura = 6,1 m [20 pies]
50
Oilfield Review
AUTUMN 11
HiWAY Fig. 3
ORAUT11-HWY 3
25
0
0
200
400
600
800
1 000
Longitud de la fractura efectiva, pies
> Efecto del fracturamiento hidráulico sobre la productividad del pozo.
Esta gráfica muestra cómo el tamaño de la fractura afecta la producción
acumulada de gas de un año de tres pozos hipotéticos con diferentes
permeabilidades de formación. La longitud (o semilongitud) de la fractura es
la distancia a lo largo de la cual se extiende una de las alas de la fractura
desde el pozo. El beneficio del fracturamiento hidráulico en términos de
productividad se incrementa en forma proporcional con la reducción de la
permeabilidad de la formación.
6
, Evolución del fluido de fracturamiento.
Los primeros tratamientos de fracturamiento
hidráulico empleaban fluidos a base de
hidrocarburos. Los operadores, con frecuencia,
agregaban gelificantes al petróleo de la misma
formación productora. Los fluidos a base de
agua, tales como las soluciones de polímeros
lineales, fueron introducidos en la década
de 1960. No obstante, conforme los pozos se
volvieron más profundos y más calientes, estos
fluidos dejaron de ser suficientemente viscosos.
Para mejorar la estabilidad térmica, los técnicos
químicos agregaron sales metálicas produciendo
reacciones de reticulado que incrementaron el
peso molecular efectivo del polímero en varios
órdenes de magnitud. Hoy en día, los fluidos a
base de polímeros reticulados se utilizan como
rutina a temperaturas de pozos de hasta 232°C
[450°F] aproximadamente. La recuperación del
fluido con posterioridad al tratamiento requirió
el agregado de agentes de oxidación resistentes,
o rompedores, para descomponer el polímero y
reducir la viscosidad del fluido. Finalmente, se
desarrollaron los rompedores encapsulados
que permitieron concentraciones más altas de
oxidantes y redujeron la cantidad de residuo
de polímero en el empaque de apuntalante.
La formación de espuma de fluido posibilitó
concentraciones más bajas de polímero, lo
que mejoró aún más el proceso de limpieza
del empaque de apuntalante. La inclusión de
fibras mejoró la capacidad de transporte de
apuntalante de los fluidos, lo que permitió
reducciones posteriores de la concentración
del polímero. La generación más reciente de
fluidos de fracturamiento emplea surfactantes
viscoelásticos no poliméricos de bajo peso
molecular. La viscosidad del fluido surge a partir
de la formación de micelas con forma de barras.
Cuando el fluido entra en contacto con los
hidrocarburos en el fondo del pozo, su viscosidad
se reduce sustancialmente, lo cual favorece la
recuperación eficiente y virtualmente los
empaques de apuntalante sin residuos.
Los fluidos de fracturamiento deben ser suficientemente viscosos para crear y propagar una
fractura y además transportar el apuntalante, por
el pozo, hacia el interior de la fractura. Una vez
concluido el tratamiento, la viscosidad debe
reducirse suficientemente para favorecer la evacuación rápida y eficiente del fluido de fracturamiento del pozo. Idealmente, el empaque de
apuntalante también debe estar libre de residuo
de fluido, que puede deteriorar la conductividad
y la producción de hidrocarburos.
Durante seis décadas, los químicos e ingenieros trabajaron para desarrollar apuntalantes y
fluidos de fracturamiento que produjeran la fractura apuntalada ideal. En consecuencia, la natura-
Oilfield Review
> Empaques de apuntalante continuos y discontinuos. En un empaque de apuntalante convencional
(izquierda), todas las partículas de apuntalantes están en contacto mutuo. El flujo de fluido se confina
a los intersticios existentes entre los granos de apuntalante. Un empaque de apuntalante discontinuo
(derecha) consta de aglomeraciones o columnas de apuntalante, lo cual crea una red de canales
abiertos discretos a través de los cuales pueden fluir los fluidos.
leza química y física de estos materiales cambió
significativamente con el tiempo. Los apuntalantes evolucionaron de materiales crudos, tales como
las cáscaras de nuez, a arenas naturales y a esferas
de alta resistencia manufacturadas con cerámica o
bauxita. Los fluidos de fracturamiento pasaron de
los aceites gelificados a las soluciones a base de
polímeros lineales y reticulados. Los rompedores
químicos fueron introducidos para descomponer
el polímero, reducir la cantidad de residuo de
polímero en la fractura y mejorar la conductividad (página anterior, arriba). A fines de la década
1. Para obtener más información sobre fluidos de
3. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,
Oilfield
ReviewKrauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:
fracturamiento y apuntalantes, consulte: Gulbis
Jy
Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,”
AUTUMN 11 “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”
en Economides MJ y Nolte KG (eds): ReservoirHiWAY Fig. 4 Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.
Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra:
4. Gillard
ORAUT11-HWY
4 M, Medvedev O, Peña A, Medvedev A,
John Wiley & Sons, Ltd. (2000): 7-1–7-23.
Peñacorada F y d’Huteau E: “A New Approach to
2. Los disparos son agujeros realizados en la tubería de
Generating Fracture Conductivity,” artículo SPE 135034,
revestimiento después de haber sido cementada en
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
su lugar. El método de disparos más común emplea
Anual de la SPE, Florencia, Italia, 20 al 22 de septiembre
cañones (pistolas) equipados con cargas explosivas
de 2010.
huecas (premoldeadas). La detonación genera túneles
cortos a través de la tubería de revestimiento y la
cementación, lo que provee la comunicación hidráulica
entre el pozo y el yacimiento productor.
Volumen 23, no.3
de 1990, Schlumberger introdujo un sistema esencialmente libre de residuo, el fluido de fracturamiento sin polímeros ClearFRAC.3 La conductividad
del empaque de apuntalante en los pozos tratados
con el fluido ClearFRAC prácticamente igualó a la
predicción teórica.
Habiendo maximizado la conductividad del
empaque de apuntalante, la industria comenzó a
investigar formas de mejorar aún más los resultados del fracturamiento hidráulico. Los ingenieros
encontraron la respuesta cuando se enfocaron en
el empaque de apuntalante de manera diferente.
Desde la introducción del fracturamiento hidráulico, los ingenieros hicieron esfuerzos para rellenar la fractura completamente con apuntalante;
en otras palabras, crear un empaque de apuntalante continuo. ¿Qué sucedería si fuera posible
rellenar la fractura con un empaque de apuntalante discontinuo consistente en columnas discretas de apuntalante rodeadas por canales abiertos?
Según este enfoque, la tarea de sustentación de la
carga del empaque de apuntalante se separaría de
la de provisión de un trayecto de fluido. Los ingenieros especularon que, si el empaque de apuntalante se diseñaba correctamente, la conductividad
de las fracturas sería varios órdenes de magnitud
más alta que la del empaque de apuntalante convencional más limpio (izquierda).
Después de varios años de investigación y
desarrollo, los científicos de Schlumberger lograron esta meta. El fruto de sus esfuerzos, la técnica de fracturamiento hidráulico con canales de
flujo HiWAY, constituye un avance fundamental
en la ciencia de estimulación de yacimientos.
Este artículo describe cómo la técnica HiWAY se
desarrolló en el laboratorio y se introdujo en el
campo petrolero. Algunos casos reales de Argentina
y EUA demuestran los mejoramientos logrados
en la productividad mediante la aplicación de
esta técnica.
Rediseño del empaque de apuntalante
Los científicos del Centro de Tecnología Novosibirsk
de Rusia comenzaron la búsqueda de un empaque de apuntalante discontinuo con un programa
experimental ambicioso para confirmar su factibilidad y desarrollar los medios con los cuales
pudiera aplicarse dicha tecnología. La escala de
los experimentos se incrementó gradualmente y
pasó de los pequeños simuladores de las mesas de
trabajo de los laboratorios a las pruebas de escala
completa con equipos de campo estándar.4
7
Orificio de
ventilación
Camisa de calentamiento
Fuerza
Placa bastidor de carga hidráulica
Regulador de
contrapresión
Válvula de
retención
Pistón lateral
Placas de arenisca
Controlador
de flujo
de masa
Válvula
N2
Placa bastidor de carga hidráulica
Fuerza
Transmisores
de presión
Cámara
de agua
Adquisición y
procesamiento
de datos
Placas de
arenisca
Experimento
Modelo
Cerámica de malla 20/40
Arena de malla 20/40
Permeabilidad, D
100 000
10 000
1 000
100
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
Esfuerzo, lpc
> Medición de la conductividad de una red de columnas de apuntalante. Una celda de conductividad
API estándar (extremo superior) está provista de dos placas de acero, accionadas por una prensa
hidráulica para aplicar el esfuerzo de cierre. El empaque de apuntalante se coloca entre dos placas
de areniscas (normalmente de arenisca Berea), y el “sándwich” resultante se coloca entre las dos
placas bastidores de carga hidráulica. Después de instalar el conjunto de placas dentro de un
contenedor equipado con líneas de flujo, los técnicos bombean un fluido monofásico (usualmente
agua o salmuera) a través del empaque de apuntalante a razón de 1 a 10 mL/min, miden las caídas de
presión resultantes y calculan la permeabilidad del empaque de apuntalante. El contenedor también
puede calentarse para simular la temperatura del yacimiento. Los técnicos crearon un empaque de
apuntalante discontinuo mediante el emplazamiento de cuatro columnas de apuntalante entre las dos
placas de arenisca (centro). Las mediciones de conductividad se obtuvieron con esfuerzos de cierre
que varían entre 1 000 y 6 000 lpc [6,9 y 41,4 MPa] (extremo inferior). Las permeabilidades de los
empaques de apuntalante continuos preparados
con una arena de malla 20/40 (diamantes azules) y un
Oilfield Review
apuntalante cerámico de malla 20/40 (triángulos
AUTUMNverdes)
11 fueron inferiores a 1 000 D. La permeabilidad
en general se redujo con el esfuerzo deHiWAY
cierre debido
Fig. 5 a la trituración del apuntalante y a su
encastramiento en la arenisca. Los empaques
de apuntalante
ORAUT11-HWY
5 discontinuos se formaron con arena
de malla 20/40 y, en concordancia con la predicción teórica (línea roja), las permeabilidades medidas
(cuadrados negros) fueron algunos órdenes de magnitud más altas.
8
La primera tarea consistió en validar la ventaja teórica de la conductividad esperada a partir
de los empaques de apuntalante discontinuos.
Mediante la aplicación de un método de prueba
estándar del Instituto Americano del Petróleo
(API), los ingenieros colocaron un empaque de
apuntalante en un simulador de fracturas. El simulador aplica un esfuerzo de cierre que representa la
presión de la sobrecarga y mide la fuerza necesaria
para bombear un fluido monofásico a través del
empaque con diversas tasas de flujo (izquierda).5
Luego, los ingenieros utilizaron la ley de Darcy y
las ecuaciones de Navier-Stokes para calcular la
permeabilidad del empaque de apuntalante.6
Las permeabilidades medidas de los empaques
de apuntalante discontinuos fueron consistentes
con la predicción del modelo teórico; un valor
entre 1,5 y 2,5 órdenes de magnitud más alto que
los empaques continuos.
Habiendo verificado el beneficio de la conductividad de los empaques de apuntalante discontinuos a través de experimentos, los científicos
centraron su atención en los métodos por los cuales fuera posible crear columnas de apuntalante
en el fondo del pozo en una fractura real, tolerar
los esfuerzos asociados con el flujo de fluido y el
cierre de las fracturas, y mantener canales de
flujo abiertos. Mediante la ejecución de estudios
y experimentos de modelado, los ingenieros evaluaron varios conceptos para crear columnas de
apuntalante en una fractura. Estos conceptos
incluyeron el agregado de fibras de aleaciones
con memoria alrededor de las cuales se congregarían los granos de apuntalante, el emplazamiento
de rompedores encapsulados en zonas localizadas, y la aplicación de temperatura a la lechada
de apuntalante de manera discontinua. En el
método más promisorio, los ingenieros modificaron la forma en que se provee el apuntalante en
el fondo del pozo.
En el método convencional, el apuntalante
está presente en todo el volumen de lechada de
apuntalante. No obstante, si la etapa de lechada
de apuntalante consistiera de pulsos alternados
de fluidos —con y sin apuntalante— una serie de
tapones de apuntalante podría asentarse en la fractura y formar columnas (próxima página, arriba).
Para que el método de generación de pulsos
prosperara, era esencial que los tapones de apuntalante no se dispersaran durante su recorrido por
los tubulares, a través de los disparos y hacia el
interior de la fractura. En los primeros experimentos para comprobar este concepto, los ingenieros
observaron el comportamiento de asentamiento
estático de los tapones de apuntalante en una
Oilfield Review
Colchón
Tiempo
Pulso de apuntalante
(sucio)
Pulso de fluido limpio
Ciclo
Concentración de apuntalante, laa
Concentración de arena
Diseño versus concentración real de apuntalante
Tratamiento convencional
Tratamiento HiWAY
8
Concentración de apuntalante
por diseño, laa
Concentración de apuntalante
del densitómetro, laa
7
6
5
4
3
2
1
0
1 800
2 000
2 200
2 400
2 600
2 800
Tiempo de bombeo, segundos
Etapa de cola
> Comparación entre la técnica HiWAY y un tratamiento de fracturamiento convencional. Durante la etapa de apuntalante de un tratamiento de fracturamiento
convencional (línea roja, izquierda), toda la lechada contiene apuntalante, y los operadores generalmente incrementan la concentración de apuntalante
en forma gradual. La etapa de apuntalante de un tratamiento de fracturamiento HiWAY (línea verde) presenta pulsos alternativos de fluido cargado con
apuntalante (sucio) y fluido limpio. La concentración de apuntalante en los pulsos también puede incrementarse en forma gradual. Los ingenieros
monitorean los pulsos de apuntalante durante los tratamientos de fracturamiento reales (derecha). Las concentraciones de apuntalante se expresan
normalmente en libras por galón agregado, o laa. Una laa significa que se agrega una libra de apuntalante a cada galón de fluido de fracturamiento. No debe
confundirse con las libras por galón, o lbm/galón, más comunes. Durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico, laa refleja mejor la práctica de campo.
No existe ninguna unidad de medición SI reconocida, equivalente a laa.
ranura transparente rellena con un fluido de
fracturamiento. Después de inyectar una muestra de fluido cargado de apuntalante en la parte
superior de la ranura, los ingenieros pudieron
evaluar visualmente el comportamiento de asentamiento con el tiempo. Los científicos pronto
observaron que los tapones de apuntalante se
preparaban con los fluidos de fracturamiento
convencionales dispersados fácilmente al desplazarse por la ranura. Finalmente, descubrieron
que la estabilidad de los tapones de apuntalante
podía mejorarse significativamente mediante la
integración de fibras (derecha).
En la siguiente serie de experimentos se evaluó la estabilidad dinámica de los tapones de
apuntalante. El dispositivo estaba provisto de 33 m
[108 pies] de tubería de 0,78 pulgadas [2 cm] de
diámetro interno (ID); geometría que permitió a
los científicos comprobar tasas de flujo, velocidades de fluido y concentraciones de apuntalante
consistentes con el flujo a través de una fractura.7
Con un sistema de registro por rayos X se midió
Posición inicial
la estabilidad de los tapones de apuntalante.
La absorbancia de los rayos X a través del diámetro de la tubería es linealmente proporcional a la
concentración de apuntalante; por consiguiente,
fue posible obtener mediciones de la estabilidad
mediante el registro de la absorbancia de los
rayos X antes y después de que los tapones de
apuntalante se desplazaran a través de la tubería.
Sin fibras
Con fibras
5. Instituto Americano del Petróleo: API RP 61:
Recommended Practices for Evaluating Short Term
Proppant Pack Permeability, Washington, DC: Instituto
Americano del Petróleo, 1989.
6. La ley de Darcy puede ser representada mediante la
siguiente ecuación: q = kfµw Δp
, donde q es la tasa de,
L
flujo, kf es la permeabilidad del empaque de apuntalante,
w es el ancho del empaque de apuntalante, µ es la
viscosidad del fluido y Δp/L es la caída de presión por
unidad de longitud del empaque de apuntalante. Las
ecuaciones de Navier-Stokes son un conjunto de
ecuaciones diferenciales acopladas que describen cómo
se relacionan la velocidad, la presión, la temperatura y la
densidad de un fluido en movimiento. Para obtener más
información, consulte: Zimmerman RW y Bodvarsson GS:
“Hydraulic Conductivity of Rock Fractures,” Transport in
Porous Media 23, no. 1 (1996): 1–30.
7. Uno podría cuestionarse con qué exactitud la geometría
circular de las tuberías representa la geometría de
ranura de una fractura real. Dado que el área en sección
transversal de una tubería es más grande que la de una
ranura, las influencias desestabilizadoras son más
pronunciadas. Por consiguiente, la geometría de la
tubería proporciona una evaluación más conservadora
de la estabilidad.
Volumen 23, no.3
Oilfield Review
AUTUMN 11
HiWAY Fig. 6
ORAUT11-HWY 6
> Experimentos iniciales de asentamiento de los tapones de apuntalante. La posición inicial del tapón
de apuntalante en una ranura llena con un fluido de fracturamiento correspondió a la parte superior
de la ranura (izquierda). El tapón de apuntalante se fragmentó en 30 minutos cuando no existían fibras
presentes en el tapón o en el fluido (centro). Cuando se utilizaron fibras, el tapón permaneció en gran
parte intacto después de dos horas (derecha).
9
Antes del flujo de la tubería
Después del flujo de la tubería
Concentración de apuntalante, laa
10
Con fibras
Sin fibras
8
6
4
2
0
0
50
100
Tiempo del experimento, segundos
150
200
> Influencia de las fibras sobre la dispersión de los tapones de apuntalante
durante el flujo a través de un cuerpo tubular. Las concentraciones de
apuntalante fueron medidas antes y después de que los tapones de
apuntalante fluyeran a través de los 32,9 m [108 pies] de tubería. El perfil
de concentración de apuntalante del fluido que contiene fibras (azul) fue
significativamente menos disperso que el del fluido que no contiene
fibras (rojo).
Tanque
portátil 1
Tanque
portátil 2
Tanque
portátil 3
Tanque
portátil 4
Los resultados confirmaron que las fibras mejoran la estabilidad de los tapones de apuntalante
(izquierda).
Luego de los prometedores experimentos de
laboratorio, se efectuaron pruebas de escala
completa en el Centro de Aprendizaje Kellyville
(KLC) de Schlumberger en Oklahoma, EUA.
Estos experimentos fueron diseñados para probar la estabilidad de los tapones de apuntalante
que se desplazan a través de las líneas de superficie, los tubulares de los pozos y los disparos con
tasas de flujo similares a las experimentadas
durante un tratamiento de fracturamiento real.
La configuración incluyó un mezclador de campo
y aproximadamente 198 m [650 pies] de línea de
tratamiento de 7,6 cm [3 pulgadas] de diámetro
conectada a la descarga del mezclador (abajo).
Tanque
portátil 5
Medidor
de flujo
Tanque de
residuos
Mezclador
Transductor
de presión
Tanque
portátil 10
Tanque
portátil 9
Tanque
portátil 8
Tanque
portátil 7
Tanque
portátil 6
10 pies
Oilfield Review
AUTUMN 11
HiWAY Fig. 8
ORAUT11-HWY 8
> Prueba del concepto HiWAY a escala de obrador. En el Centro de Aprendizaje Kellyville (KLC) de Schlumberger, los ingenieros dispusieron cinco
conjuntos de disparos a lo largo de una línea de tratamiento, y dos tanques portátiles de 275 galones recolectaron el fluido que pasaba a través de cada
conjunto de disparos (extremo superior y extremo inferior izquierdos). Cada conjunto de disparos (extremo inferior derecho) consistió en 10 agujeros;
cinco con ángulos de fase de 0° y cinco con ángulos de fase de 180°. Un mezclador de campo mezcló y bombeó los fluidos.
10
Oilfield Review
13,5
13,0
Densidad de la lechada, lbm/galón
A lo largo de la línea de tratamiento, se dispusieron
cinco conjuntos de disparos. Cada conjunto consistió de diez agujeros de 0,95 cm [0,374 pulgada];
cinco con ángulos de fase de 0° y cinco directamente
opuestos con ángulos de fase de 180°. El fluido filtrado desde los disparos se recolectó en diez tanques
portátiles de 1,04 m3 [275 galones]. Dos densitómetros —uno en la descarga del mezclador y el otro
en el extremo de la línea de tratamiento— midieron las concentraciones de apuntalante y proporcionaron una indicación de la estabilidad de
los tapones. Un rasgo único del mezclador de
Schlumberger es que se trata de un mezclador programable que controla con precisión la concentración de apuntalante en el fluido de fracturamiento,
que se acopla a un arreglo de alimentadores de
aditivos secos y líquidos y a un sistema único de
aditivos con fibras.
La primera serie de experimentos del centro
KLC, llevados a cabo con los disparos cerrados,
midió la estabilidad de los tapones de apuntalante que se desplazaban por la línea de tratamiento con una velocidad de 11,6 m/s [38 pies/s].
Esta velocidad correspondió a una tasa de bombeo de 2,7 m3/min [17 bbl/min]. El fluido portador
era un sistema a base de goma guar reticulado con
borato, con una concentración de goma guar de
3,6 kg/m3 [30 lbm/1 000 galones], y una concentración de fibras de 5,0 kg/m3 [42 lbm/1 000 galones].
La concentración de apuntalante en los tapones
fue de 10 laa, y la concentración de fibras, 10,0 kg/m3
[84 lbm/1 000 galones]. Los resultados indicaron
que los tapones de apuntalante se mantenían
estables después de pasar por la línea de tratamiento (arriba, a la derecha).
12,5
12,0
11,5
11,0
10,5
10,0
9,5
9,0
8,5
8,0
80
130
280
230
330
380
Tiempo, segundos
> Resultados de la prueba a escala de obrador en el centro KLC. La gráfica
muestra los perfiles de densidad de la lechada de apuntalante en el
mezclador de campo (línea roja) y en el extremo de la línea de tratamiento
(línea azul). Con una velocidad de 11,6 m/s, el tiempo de tránsito del fluido a
través de la línea de tratamiento fue de 33 segundos. Como lo indican los cinco
conjuntos de picos rojos y azules, los perfiles de densidad de la lechada en la
descarga de la línea de tratamiento fueron casi idénticos a los del mezclador,
lo que indicó que los tapones de apuntalante toleraron el viaje.
El segundo conjunto de experimentos del cen- densidad del fluido, y las muestras de fluido eran
tro KLC evaluó la capacidad de los tapones de recolectadas a mano a partir del último conjunto
apuntalante para atravesar los disparos y perma- de disparos. Cuando había fibras presentes tanto
necer intactos. Por otro lado, los científicos desea- en los pulsos de fluido limpio como en los pulsos
ban verificar que los tapones de apuntalante de fluido cargado de apuntalante, la distribución
pudieran fraccionarse y distribuirse entre todos del volumen de fluido entre los tanques portátiles
los disparos. Durante cada una de las pruebas, los era uniforme. Las variaciones de la densidad del
técnicos midieron los volúmenes de fluido acumu- fluido medidas con el densitómetro y mediante
lados en cada uno de los tanques portátiles conec- muestreo manual también concordaron, lo que confirmó posteriormente la factibilidad del método de
tados a los cinco conjuntos de disparos.Oilfield
El primer
Review
conjunto de disparos estaba equipado
con
un
AUTUMN 11 tapones de apuntalante para generar un empaHiWAY la
Fig. 10
que de apuntalante discontinuo (abajo).
densitómetro que registraba continuamente
ORAUT11-HWY 10
12
300
Densidad, lbm/galón
250
Volumen, galón
180
200
150
100
11
10
9
50
0
1
2
3
Conjunto de disparos
4
5
8
08:52
09:36
10:19
11:02
11:45
11:28
Tiempo min:segundos
> Pruebas de disparos en el centro KLC. Los técnicos bombearon pulsos de apuntalante a través de la línea de tratamiento y monitorearon cómo se
mantuvieron intactos los pulsos durante el viaje a través de la línea y a través de los disparos. Los volúmenes de fluidos recolectados de cada uno de los
cinco conjuntos de disparos fueron prácticamente uniformes (izquierda), lo que indicó que los pulsos podían fraccionarse y distribuirse entre los conjuntos
de disparos. Para una conformación posterior, las densidades de la lechada (derecha) fueron medidas continuamente durante y entre los pulsos con un
densitómetro colocado al comienzo de la línea de tratamiento (línea azul) en el tanque portátil 1 y manualmente en el extremo final de la línea en el tanque
portátil 6 (líneas rojas). Las densidades de la lechada al comienzo y al final también coincidieron, lo que confirmó que los tapones de apuntalante se
distribuyeron entre los conjuntos de disparos y permanecieron estables.
Volumen 23, no.3
11
Concentración de apuntalante, laa
7
6
5
4
3
2
1
0
0
5
10
15
20
25
Tiempo, segundos
> Perfil de concentración de un pulso de apuntalante en un pozo experimental.
La gráfica representa el comportamiento de un pulso de apuntalante de
8,3 laa y 15 segundos bombeado en el fondo del pozo a través de 2 700 m
[8 960 pies] de tubería, a razón de 3,99 m3/min [25 bbl/min]. Los ingenieros
utilizaron datos de presión de superficie y de fondo de pozo para calcular
las concentraciones de apuntalante en la base de la sarta de la tubería de
producción. La duración del tapón de apuntalante se incrementó hasta
20 segundos, y la concentración de apuntalante se redujo a 6,5 laa
aproximadamente. Si bien la concentración inicial de apuntalante fue de
8,3 laa, no se trata de una dispersión significativa porque se preservaron
la duración del tapón y el perfil de concentración.
Altura de la columna, mm
6,0
Arena de malla 20/40
Cerámico de malla 20/40
Cerámico de malla 20/40
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
Esfuerzo, lpc
> Efecto del esfuerzo de cierre de las fracturas sobre la altura de la columna de
apuntalante. Los técnicos probaron las columnas cargadas de fibras, fabricadas
Oilfield
Review
con arena de malla 20/40 (azul)
y dos
apuntalantes cerámicos de malla 20/40
AUTUMN
(rojo y verde). La altura de la
columna11
inicial fue de 6 mm [0,24 pulgadas].
HiWAY
Fig. 12 de apuntalante se produjo con
Gran parte de la contracción
de la columna
ORAUT11-HWY
presiones de cierre de menos
de 1 000 lpc, lo12cual generó una contracción
adicional, con una velocidad más lenta, conforme la presión de cierre
continuó incrementándose. Con presiones de cierre de 33 000 lpc —mucho
más altas que las experimentadas en los pozos más profundos— se mantuvo
una altura suficiente de la columna para sustentar el flujo de fluido.
90
Incremento del diámetro, %
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1
3
5
7
9
11
Diámetro de la columna de apuntalante, cm
> Mediciones de laboratorio del aumento de la huella del apuntalante bajo el
efecto del esfuerzo de cierre. Los técnicos probaron las columnas cargadas
de fibras, fabricadas con apuntalante cerámico de malla 20/40. El esfuerzo de
cierre fue de 20,7 MPa [3 000 lpc]. Los resultados indican que la magnitud
relativa del aumento se redujo
conReview
el incremento del diámetro de la columna.
Oilfield
Por último, los ingenieros probaron la técnica
de emplazamiento HiWAY en un pozo experimental.
Bajo estas circunstancias, fue imposible observar
directamente el comportamiento de los pulsos de
fluido. En cambio, los ingenieros registraron mediciones de presión de superficie y de fondo de pozo
durante el bombeo y emplearon un modelo matemático para reconstruir el perfil de concentración
de apuntalante a medida que los pulsos atravesaban
los disparos (izquierda). Los datos del medidor de
presión indicaron que los pulsos de fluido cargado
de apuntalante sobrevivieron el viaje en el fondo
del pozo e ingresaron con éxito en los disparos.
Evaluación de la durabilidad
de la columna de apuntalante
Habiendo demostrado que pueden construirse
columnas de apuntalante utilizando el equipo de
mezcla y bombeo disponible, los científicos concentraron su atención en la estabilidad de los
empaques de apuntalante discontinuos con posterioridad al emplazamiento. Luego de un tratamiento de fracturamiento, las columnas deben
ser suficientemente resistentes como para tolerar
la presión de cierre de la formación y las fuerzas
de erosión que surgen del flujo de fluido durante
los procesos de limpieza y producción del pozo.
Para investigar los efectos del esfuerzo de cierre, los técnicos prepararon las columnas de apuntalante manualmente y las colocaron en una prensa
hidráulica provista de sensores para el monitoreo
de la distancia entre los arietes de la prensa. El dispositivo sometió las columnas de apuntalante a
cargas de compresión de hasta 228 MPa [33 000 lpc].
Los parámetros medidos fueron la altura y el diámetro de la columna y la distribución del tamaño
de partículas de apuntalante.
Según lo previsto, la altura de la columna de
apuntalante se redujo con el esfuerzo de cierre;
no obstante, es notable que más del 80% de la
contracción de la columna tuviera lugar durante
los primeros 6,9 MPa [1 000 lpc] de compresión.
Al incrementar las cargas, la contracción adicional fue mínima. La inspección de las columnas de
apuntalante reveló que la contracción inicial era el
resultado de la pérdida de fluido portador y de la
consolidación del apuntalante. La contracción adicional de las columnas en presencia de presiones
más altas se debió a la compactación y la trituración del apuntalante. El tamaño medio de las partículas de apuntalante se redujo con el incremento
de la presión. Finalmente, con un esfuerzo de cierre de 33 000 lpc, se mantuvo una altura suficiente
de la columna de apuntalante para un flujo de
fluido eficiente (izquierda, al centro). Este esfuerzo
de cierre es aproximadamente dos veces superior
AUTUMN 11
HiWAY Fig. 13
ORAUT11-HWY 13
12
Oilfield Review
Núcleos de arenisca
, Medición de la erosión de la columna de
apuntalante producida por el flujo de fluido.
Los ingenieros fabricaron una celda de erosión
que podía insertarse entre los arietes de una
prensa hidráulica (izquierda). El dispositivo
permite la simultaneidad del esfuerzo de cierre
y el flujo de fluido dentro de la celda. La columna
de apuntalante se inserta entre dos núcleos de
arenisca (extremo inferior derecho). El fluido fluye
a través del dispositivo con dos velocidades.
V1 es la velocidad del fluido frente a la columna
Flujo de fluido de apuntalante y V2 es una velocidad de fluido
más alta que resulta del proceso de constricción
a medida que el fluido pasa por la columna.
Un filtro situado en la salida de la celda de
erosión (no mostrado) recolecta las partículas
de apuntalante erosionado.
Núcleos de arenisca
Flujo de fluido
Núcleo de arenisca
Columna de apuntalante
relativo de la huella se volvía menos pronunciado
(página anterior, extremo inferior). En las pruebas de laboratorio, se investigaron diámetros de
columnas de varios centímetros. No obstante, los
70
Erosión de la masa
de apuntalante, %
60
15 min
20 min
25 min
30 a 60 min
40
10 min
30
5 min
20
10
0
0
5
10
15
20
25
Erosión de la masa
de apuntalante, g/cm2
Tasa de flujo, L/min
0,6
0,4
0,2
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
Oilfield Review
Esfuerzo de cierre efectivo, lpc
AUTUMN
> Efectos de la tasa
de flujo y11del esfuerzo de cierre sobre la erosión de
HiWAY Fig. Las
15 columnas iniciales de apuntalante sin
las columnas de apuntalante.
ORAUT11-HWY
erosionar tenían una altura de 1,3815
mm [0,05 pulgadas] y un diámetro que
30 000
varía entre 36 y 42 mm [1,42 y 1,65 pulgadas], y el esfuerzo de cierre fue de
16,6 MPa [2 400 lpc]. Los técnicos aumentaron la tasa de flujo del fluido en
forma incremental y midieron la cantidad de apuntalante recolectado en el
filtro, en la salida de la celda de erosión (extremo superior). Gran parte de
la erosión se produjo durante los primeros minutos, con tasas de flujo más
bajas (línea azul). La erosión de las columnas de apuntalante se redujo
significativamente con esfuerzos de cierre más altos (extremo inferior).
Volumen 23, no.3
Columna de apuntalante
V1
al que tiene lugar en los pozos de petróleo o gas
más profundos, lo que indica que la técnica HiWAY
Núcleo de arenisca
no experimentaría una limitación de V2
la profundidad debida a la presión.
El diámetro de la columna de apuntalante, o
huella, se V1
incrementó con el esfuerzo de cierre.
No obstante, los resultados de las pruebas de cierre indicaron que con cada incremento del diámetro de la columna de apuntalante, el incremento
50
V2
diámetros de las columnas en una fractura real
serían del orden de varios metros; por consiguiente, los ingenieros no esperaban que los trayectos conductivos entre las columnas se perdieran
como resultado del esfuerzo de cierre.
El flujo de fluido durante las operaciones de
limpieza y producción —otros eventos potencialmente desestabilizadores— también requería ser
investigado. Para evaluar este riesgo, los científicos construyeron una celda de erosión que pudiera
insertarse entre los arietes de una prensa hidráulica (arriba). La celda permitía alojar dos núcleos
de arena, entre los cuales podía colocarse una
columna de apuntalante. Mientras la prensa
hidráulica ejercía presión de cierre, los técnicos
bombearon un fluido más allá de la columna con
diversas tasas de flujo, correspondientes a la producción
de un pozo normal y superior a ésta.
Oilfield
Review
AUTUMN
Además,11evaluaron la erosión visualmente y
HiWAY
Fig. 15
mediante
la medición de la pérdida de peso de la
ORAUT11-HWY
15
columna (izquierda).
Los resultados demostraron que casi toda la
erosión del apuntalante se produjo en los primeros minutos de exposición del apuntalante al
flujo de fluido. Por otro lado, la magnitud de la
erosión se redujo con el incremento del esfuerzo
de cierre, particularmente por encima de aproximadamente 69 MPa [10 000 lpc]. El análisis visual
reveló que toda la erosión tuvo lugar a lo largo de
los lados de las columnas, no en las superficies
que enfrentan directamente al flujo de fluido.
13
Luego de estos experimentos, los científicos
adquirieron confianza en cuanto a que las columnas de apuntalante emplazadas en una fractura
hidráulica sobrevivirían a los rigores de las operaciones de pozos subsiguientes.
Selección de los candidatos
para las pruebas de pozos
Los ingenieros diseñaron un método conservador
de pruebas de campo en el que se consideraron
varios parámetros importantes de la formación y
del diseño de los pozos. Al principio, decidieron
limitar la técnica a los pozos verticales y, para
asegurar la separación adecuada de las columnas
de apuntalante en la fractura, en un principio
dispusieron los disparos en agrupamientos en vez
de utilizar la configuración convencional con un
espaciamiento uniforme (abajo).
Los ingenieros también necesitaban considerar la naturaleza de la formación productora.
¿Cómo responderían las paredes de la fractura
Disparos
convencionales
niería minera. Los conglomerados de apuntalante
son análogos a las columnas de una mina subterránea, y los ingenieros de minas deben considerar las relaciones existentes entre las columnas y
la roca suprayacente.
Los parámetros principales que rigen la estabilidad de una mina subterránea son la resisten-
ante la presencia de áreas intersticiales en un
empaque de apuntalante discontinuo? Si la roca es
demasiado blanda o flexible, las paredes podrían
flexionarse o fluir hacia el interior de los vacíos,
con lo cual se comprometería la conductividad
de la fractura. Como orientación, los científicos
recurrieron a una disciplina relacionada: la inge-
Santiago
ARGENTINA
35
35°
Disparos
HiWAY
CHILE
40°
0
km
0
200
mi
200
Tasa de producción de gas inicial, MMpc/d
14
12
Técnica HiWAY
Técnica convencional
10
8
6
4
2
0
N-1 C-1
N-2 N-3 C-2
N-4 C-3 C-4
N-5 N-6 N-7 C-5 C-6 C-7 C-8
Pozo
> Esquemas de disparos convencionales y HiWAY.
La disposición de los disparos en agrupamientos
mejora la separación entre los tapones de
apuntalante que ingresan en la fractura y
asegura un trayecto conductivo óptimo desde
la fractura hasta el pozo.
14
> Resultados del estudio de campo con la técnica HiWAY. El campo Loma
La Lata, operado por YPF S.A., se encuentra ubicado en el sudoeste de
Argentina (extremo superior). Los pozos del campo producen petróleo
(puntos verdes) y gas (puntos rojos). La tasa de producción promedio inicial
(30 días) de los pozos de gas estimulados con la técnica HiWAY (extremo
inferior, azul) fue de 8,2 MMpc/d, en tanto que los pozos estimulados en
forma convencional (naranja) promediaron 5,4 MMpc/d. Los pozos se
agrupan en la gráfica de acuerdo con su proximidad y la semejanza de
las propiedades del yacimiento.
Oilfield Review
AUTUMN 11
HiWAY Fig. 19
ORAUT11-HWY 19
Oilfield Review
Mejoramiento de la producción
de gas en la Argentina
El campo Loma La Lata, que opera YPF S.A., se
encuentra ubicado en el sector sudoeste de la
República Argentina. Con más de 300 pozos, este
campo produce un 26% del gas natural del país.
Tres zonas productoras se ubican en la arenisca de
grano fino a grueso de la formación Sierras Blancas,
en la cuenca Neuquina, a profundidades que oscilan
entre 2 896 y 3 200 m [9 500 y 10 500 pies]. La temperatura y la presión de fondo de pozo varían
entre 113°C y 118°C [235°F y 245°F], y entre 24,1
y 31,0 MPa [3 500 y 4 500 lpc], respectivamente.
Las permeabilidades y las porosidades de yacimiento son moderadas; están comprendidas entre
0,08 y 5 mD, y entre 12% y 17%, respectivamente.
El módulo de Young de la formación varía entre
27 600 y 48 300 MPa [4 y 7 millones de lpc].
Los esfuerzos de cierre oscilan entre 27,6 y 41,4 MPa
[4 000 y 6 000 lpc].
A pesar de la constante actividad de perforación y fracturamiento, recientemente la producción de gas del campo había comenzado a declinar.
  8.El módulo de Young, E, es una constante elástica
que indica cómo se deforma un material cuando es
sometido a un esfuerzo. La resistencia de un material
a la deformación se incrementa con el valor de E.
Sneddon IN: “The Distribution of Stress in the
Neighbourhood of a Crack in an Elastic Solid,”
Actas de la Sociedad Real de Londres A 187,
no. 1009 (22 de octubre de 1946): 229–260.
  9.Gillard et al, referencia 4.
10. Johnson J, Turner M, Weinstock C, Peña A, Laggan M,
Rondon J y Lyapunov K: “Channel Fracturing—A
Paradigm Shift in Tight Gas Stimulation,” artículo SPE
140549, presentado en la Conferencia y Exhibición de
Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE,
The Woodlands, Texas, EUA, 24 al 26 de enero de 2011.
Volumen 23, no.3
5,0
Gas total, MMMpc
cia de las columnas, la presión de sobrecarga y
los módulos de Young de las columnas y de la roca
suprayacente.8 Los científicos consideraron que
las aplicaciones iniciales de la técnica HiWAY
deberían llevarse a cabo en campos en los que la
relación entre el módulo de Young de la formación y el esfuerzo de cierre de la fractura fuera
aproximadamente mayor a 1 000. Esas formaciones tienden a ser duras e inflexibles. Una vez validada la tecnología HiWAY en estas formaciones,
los ingenieros considerarían la reducción del
límite en forma incremental.
Los científicos e ingenieros pasaron muchos
años preparando modelos teóricos y efectuando
pruebas para llegar a este punto del desarrollo de
la tecnología HiWAY. Ahora, teniendo en cuenta
las directrices de selección de pozos candidatos,
estaban listos para abandonar el mundo experimental y aplicar su técnica en los campos productores de petróleo.
4,5
Pozo HiWAY
4,0
Pozos vecinos
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
Resultados de 1 año
Resultados de 2 años
> Mejoramiento de la producción del campo Loma La Lata. Mediante la
aplicación de la técnica de fracturamiento HiWAY en el campo Loma La Lata,
en Argentina, el operador observó un mejoramiento de la producción con
respecto a los pozos convencionales durante el primer año, con un
incremento sustancial en el segundo año. En el segundo año de producción,
el pozo HiWAY (azul) produjo 29% más gas que los pozos vecinos
estimulados en forma convencional (naranja).
Esta situación, combinada con el incremento de Fracturamiento con canales de flujo en
la demanda de energía en Argentina, instó al ope- arenas compactas de yacimientos de gas
rador a considerar nuevos métodos de estimula- Encana Oil and Gas (USA), Inc. opera el campo
ción de pozos. Los ingenieros llevaron a cabo un Jonah, situado en Wyoming, EUA. La mayor parte
estudio de campo de 15 pozos, en el cual siete de la producción se origina en la formación
pozos recibieron el tratamiento HiWAY, y los pozos Lance, que consta de intervalos de arenas fluviavecinos restantes fueron estimulados en forma les con permeabilidades oscilantes entre 0,005 y
convencional.9 Para garantizar una comparación 0,05 mD, y saturaciones de gas comprendidas
óptima, todos los pozos recibieron el mismo fluido entre 33% y 55%. Las temperaturas de fondo de
de fracturamiento y el mismo apuntalante. La tasa pozo varían entre 79°C y 118°C [175°F y 245°F], y
de producción inicial de 30 días en los pozos esti- el módulo de Young de la formación fluctúa entre
mulados con la técnica de fracturamiento con 24 130 y 41 400 MPa [3,5 y 6,0 millones de lpc].
canales de flujo HiWAY excedió a la de los pozos Los esfuerzos de cierre oscilan entre 35,9 y 49,6 MPa
[5 200 y 7 190 lpc]. Dado que los espesores de los
vecinos en un 53% (página anterior, derecha).
Los ingenieros continuaron monitoreando la intervalos arenosos varían entre 3 y 61 m [10 y
producción de algunos de estos pozos durante dos 200 pies] aproximadamente, a profundidades comaños (arriba). La producción acumulada de gas prendidas entre 2 290 y 4 115 m [7 500 y 13 500 pies],
y se intercalan con limolitas y lutitas, los tratadel pozo tratado con la técnica HiWAYOilfield
fue 29%
Review
superior a la de los pozos vecinos, lo AUTUMN
que, a los 11 mientos de estimulación deben ser ejecutados en
HiWAYun
Fig. 20
múltiples etapas.
precios actuales, equivalió a aproximadamente
20
Habitualmente,
los pozos constan de 20 a 50
ingreso adicional de USD 4,8 millones. ORAUT11-HWY
Por consiguiente, los pozos tratados con la técnica HiWAY secuencias de arena apiladas, y Encana por lo
no sólo proporcionaron tasas de producción ini- general las divide en 10 a 14 etapas. Cada etapa
ciales más altas, sino que también sustentaron requiere su propio tratamiento de fracturamiento
incrementos significativos de la producción con y sus propias operaciones de disparos. Los ingeel tiempo. Los resultados indicaron además que nieros comienzan con la etapa más profunda y
los canales de flujo en el interior del empaque de dejan varios días para los procesos de contraflujo
apuntalante discontinuo permanecieron en su (flujo de retorno) de fluido y limpieza antes de prolugar durante mucho tiempo. Por este motivo, ceder en forma ascendente hacia la etapa siguiente.
YPF S.A. continúa incorporando la técnica HiWAY Después que los ingenieros disparan y estimulan
la última zona, el pozo se pone en producción.
en sus actividades de desarrollo de pozos.
La implementación de la técnica de fracturaEl estudio llevado a cabo en Argentina demostró que la técnica HiWAY es efectiva en yacimien- miento HiWAY comenzó con un pozo de 12 etapas
tos moderadamente permeables. Luego de este que contenía 191 m [626 pies] de zona producéxito, los ingenieros decidieron aplicar la nueva tiva neta.10 Un pozo vecino cercano de 12 etapas, con
tecnología en formaciones gasíferas de baja 204 m [669 pies] de zona productiva neta, recibió
permeabilidad.
tratamientos de fracturamiento convencionales.
15
43°
Montañas
Wind River
EUA
42°
Cuenca
Great Divide
Cuenca
de Bridger
d
Cor
Cuenca
Washakie
ra
ille
Wyoming
41°
0
50
mi
50
Utah
Colorado
km
k
0
Par
Cuenca
Sand Wash
Montañas Uinta
Producción acumulada normalizada, Mpc
to
en
mi s
nta lin
va aw
Le de R
Cinturó
n de
Wyomin corrimiento
g-Idaho
Campo Jonah
12 000
Técnica HiWAY
Técnica convencional
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Tiempo después del último tratamiento de fracturamiento, días
> Comparación de seis meses de producción entre pozos de gas en arenas
compactas, estimulados en forma convencional y con la técnica HiWAY.
Los pozos, operados por Encana, se encuentran ubicados en el campo Jonah
(extremo superior). Los datos fueron normalizados para dar cuenta de las
diferencias litológicas y de la calidad del yacimiento entre los dos pozos
(extremo inferior). La producción acumulada del pozo tratado con la técnica
HiWAY superó en un 26% a la de los pozos estimulados en forma convencional.
Los ingenieros bombearon el mismo fluido de del pozo vecino. Este resultado alentador condujo
fracturamiento a base de goma guar reticulado a Encana a encarar un estudio comparativo de
con borato y apuntalante con arena de malla pozos más ambicioso.
En la misma sección del campo se estimula20/40 en ambos pozos con concentraciones de
Oilfielda Review
apuntalante oscilantes entre 4 y 6 laa. Debido
la ron trece pozos; cinco con el proceso HiWAY y los
AUTUMN
formación de canales abiertos en el pozo
tratado 11 otros ocho con medios convencionales. Al igual
HiWAY Fig. 21
antes, todos los pozos recibieron el mismo
con la técnica HiWAY, fue necesarioORAUT11-HWY
un 44% que21
menos de apuntalante. El operador rastreó la fluido a base de goma guar reticulado con borato
producción de ambos pozos durante 180 días y apuntalante con arena. El programa consistió
(arriba). La producción acumulada del pozo tra- en 135 etapas de fracturamiento. Debido a las
tado con la técnica HiWAY fue 26% mayor que la fracturas con canales de flujo abierto, el proceso
11.Rhein T, Loayza M, Kirkham B, Oussoltsev D, Altman R,
Viswanathan A, Peña A, Indriati S, Grant D, Hanzik C,
Pittenger J, Tabor L, Markarychev-Mikhailov S y
Mikhaylov A: “Channel Fracturing in Horizontal
Wellbores: The New Edge of Stimulation Techniques in
the Eagle Ford Formation,” artículo SPE 145403,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de
noviembre de 2011.
16
12.Los fluidos de fracturamiento a base de agua oleosa
(slick water) se componen de agua y un polímero
(usualmente poliacrilamida) para reducir la caída de
presión por fricción cuando se bombea el fluido a través
de los tubulares. La tasa de bombeo durante los
tratamientos de fracturamiento con agua oleosa es alta:
15,9 m3/min [100 bbl/min]. En consecuencia, se requieren
grandes cantidades de agua para estimular un pozo.
de limpieza se produjo más rápidamente y los
volúmenes de fluido recuperados fueron 48%
mayores que los de los pozos vecinos. Después de
30 días, la producción normalizada de los pozos
tratados con la técnica HiWAY fue 23% superior a
la de los pozos vecinos. Los modelos predicen
que, después de dos años, la producción acumulada será 17% mayor que la de los pozos vecinos.
Estimulación de la lutita Eagle Ford
La lutita Eagle Ford de EUA reviste gran importancia por su capacidad para producir tanto gas como
volúmenes relativamente grandes de petróleo y
condensado. La lutita exhibe un alto contenido de
carbonatos, lo que la vuelve frágil y adecuada para
los tratamientos de fracturamiento. La formación
se extiende desde el sector noreste de México
hacia el este de Texas, y posee un ancho de
aproximadamente 80 km [50 mi] y una longitud
de 644 km [400 mi]. El espesor promedio es de
76 m [250 pies] a una profundidad de unos 1 220
a 3 660 m [4 000 a 12 000 pies] (próxima página,
al centro). Los ingenieros de Petrohawk Energy
Corporation, que opera el campo Hawkville cerca
de Cotulla, en Texas, investigaron si la técnica de
fracturamiento HiWAY podría mejorar la producción tanto de gas como de condensado.11
La formación es extremadamente compacta, con
permeabilidades que oscilan entre 100 y 600 mD
y porosidades comprendidas entre 7% y 10%.
Las temperaturas y presiones de fondo de pozo
también son elevadas; están comprendidas entre
132°C y 166°C [270°F y 330°F] y 48,3 y 69,0 MPa
[7 000 y 10 000 lpc], respectivamente. Los módulos
de Young son más bajos que los descriptos previamente; entre 13 800 y 31 050 MPa [2,0 y 4,5 millones
de lpc]. Se trata de condiciones desafiantes para la
ejecución exitosa de los tratamientos de fracturamiento, independientemente de la técnica utilizada.
Los pozos de esta sección de la lutita Eagle
Ford suelen ser horizontales, lo que plantea desafíos adicionales para el método de fracturamiento
HiWAY. Los científicos de Schlumberger aún no
habían efectuado estudios extensivos de modelado de formaciones con canales abiertos en
pozos desviados; sin embargo, Petrohawk decidió
probar la nueva técnica. El operador seleccionó
dos pozos para una evaluación inicial: el pozo 1,
localizado en una región productora de gas, y el
pozo 2, en un sector de condensado. Existían a
disposición pozos vecinos para efectuar una comparación válida (próxima página, abajo). El operador había estimulado los pozos vecinos con
fluidos de fracturamiento consistentes de agua
oleosa o bien de un sistema híbrido que empleaba
Oilfield Review
agua oleosa durante la etapa de colchón y un
fluido a base de polímeros reticulados durante la
etapa de apuntalante.12 Los ingenieros de
Schlumberger escogieron un fluido a base de
goma guar reticulado con borato para estimular
los pozos tratados con la tecnología HiWAY.
Para el pozo 1, la tasa de producción inicial de
gas fue de 411 000 m3/d [14,5 MMpc/d]; es decir,
un 37% más alta que en el mejor pozo vecino comparable. Después de 180 días, la producción acumulada de gas superó en un 76% a la del mismo
pozo vecino. Está previsto que la producción final
de gas de este pozo sea de 252 millones de m3
[8 900 MMpc]. El pozo 2 produjo inicialmente 130 m3
[820 bbl] de condensado por día; 32% más que el
mejor pozo vecino comparable. Después de 180 días,
la producción acumulada de condensado fue 54%
mayor que la del pozo vecino comparable.
Sobre la base de estos resultados, Petrohawk
incrementó la utilización de la tecnología HiWAY.
Diez pozos más fueron terminados utilizando la
nueva técnica y se lograron tendencias de producción consistentes con los pozos de pruebas
iniciales. La técnica incrementó la producción de
gas de la lutita Eagle Ford en un 51% y la producción de condensado en un 46%.
Extensión del alcance del servicio HiWAY
Al momento de la redacción de este artículo, se
habían ejecutado más de 2 600 tratamientos de
fracturamiento HiWAY en ocho países, con un
índice de éxito, en términos de emplazamiento
de apuntalante, superior al 99,8%. Esta estadística confirma que los años de trabajo teórico y
experimental claramente se tradujeron en criterios de diseño y ejecución robustos.
EUA
Texas
T e x a s
Lutita
Eagle Ford
MÉXICO
0
km 100
0
mi
d
Golfo
Ventana de petróleo
Ventana de gas húmedo-condensado
Ventana de gas seco
Campo Hawkville
co
e Méxi
100
> Lutita Eagle Ford. La formación produce petróleo, condensado y gas. Petrohawk opera el campo
Hawkville en el sur de Texas.
120 000
Producción acumulada de petróleo, bbl
Producción acumulada de gas, Mpc
1 600 000
Pozo HiWAY 1
Pozo vecino
Pozo vecino
Pozo vecino
1 200 000
800 000
400 000
0
La formación de empaques de apuntalante discontinuos reduce significativamente el costo y la
huella ambiental de los tratamientos de fracturamiento. Los ingenieros estiman que, en forma global, los operadores ahorraron más de 86 180 000 kg
[190 millones de lbm] de apuntalante, respecto del
volumen que se utilizaría en los tratamientos
convencionales. Esto implica aproximadamente
7 000 viajes menos por carretera y unos 900 viajes
menos por ferrocarril para el transporte del apuntalante hasta las localizaciones de los pozos. En consecuencia, el consumo de combustible diesel declinó
en aproximadamente 283,9 m3 [75 000 galones], y
las emisiones de CO2 se redujeron en 725 750 kg
[1,6 millón de lbm] aproximadamente.
El alcance del servicio HiWAY continúa expandiéndose. Por ejemplo, los ingenieros están buscando formas de aumentar los tipos de yacimientos
en los que resulta aplicable la técnica. La experiencia de campo ha demostrado que la pauta inicial para la relación entre el módulo de Young de la
formación y el esfuerzo de cierre fue demasiado
conservadora. El límite se redujo de 1 000 a 350, lo
que abrió la aplicación del servicio HiWAY a una
gama más amplia de formaciones, especialmente
las lutitas.
El éxito inicial con los pozos horizontales de la
lutita Eagle Ford condujo a los científicos a ejecutar tareas de modelado y trabajos experimentales
adicionales para ajustar la técnica HiWAY a un
ambiente de pozo desviado. En consecuencia, los
pozos horizontales representan el 69% de los tratamientos ejecutados hasta la fecha. Además se han
puesto en marcha trabajos para extender el servicio HiWAY de un pozo entubado a un ambiente de
agujero descubierto. Conforme los operadores
apliquen la técnica con éxito en una gama más
amplia de tipos de pozos, es posible que los empaques de apuntalante discontinuos se conviertan
en la práctica estándar de la industria. —EBN
0
30
60
90
Tiempo, días
120
150
180
Pozo HiWAY 2
Pozo vecino
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
0
0
30
60
90
120
150
180
Tiempo, días
> Seis meses de producción de gas y petróleo, proveniente de los pozos horizontales que recibieron el tratamiento HiWAY en el campo Hawkville, en Texas.
La producción de los pozos de gas (izquierda) y petróleo (derecha) que recibieron el tratamiento HiWAY (azul) fue significativamente mayor que la observada
en los pozos vecinos.
Volumen 23, no.3
Oilfield Review
AUTUMN 11
HiWAY Fig. 22
ORAUT11-HWY 22
17
Terminaciones inteligentes modulares
Kevin Beveridge
Clamart, Francia
Las ventajas de las terminaciones inteligentes están demostradas; sin embargo,
Joseph A. Eck
Rosharon, Texas, EUA
y mantenimiento, las mantienen excluidas de los planes de desarrollo de
Gordon Goh
Kuala Lumpur, Malasia
estos sistemas modulares más pequeños, disminuyen los costos pero mantienen
Gabriela Scamparini
Ravenna, Italia
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Otoño de 2011: 23, no. 3.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Por la colaboración en la elaboración de este artículo,
agradecemos a Claire Bullen y David Núñez, Houston;
y Farid Hamida, Rosharon, Texas.
IntelliZone Compact, UniConn y WellBuilder son marcas
de Schlumberger.
1. Para mayor información acerca de las terminaciones
inteligentes: Algeroy J, Morris AJ, Stracke M, Auzerais
F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R, Davies J,
Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J y Newberry P:
“Control remoto de yacimientos,” Oilfield Review 11, no. 3
(Otoño de 1999): 18–29.
Dyer S, El-Khazindar Y, Reyes A, Huber M, Raw I y Reed
D: “Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado de
pozos,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 4–17.
2. Aggrey GH, Davies DR y Skarsholt LT: “A Novel Approach
of Detecting Water Influx Time in Multizone and
Multilateral Completions Using Real-Time Downhole
Pressure Data,” artículo SPE 105374, presentado en la
Exhibición y Conferencia de Petróleo y Gas de Medio
Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 11 al 14 de marzo
de 2007.
Aggrey G y Davies D: “Real-Time Water Detection and
Flow Rate Tracking in Vertical and Deviated Intelligent
Wells with Pressure Sensors,” artículo SPE 113889,
presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de
la SPE Europec/EAGE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.
3. Sakowski SA, Anderson A y Furui K: “Impact of
Intelligent Well Systems on Total Economics of Field
Developments,” artículo SPE 94672, presentado en el
Simposio de Evaluación y Rentabilidad de Hidrocarburos
de la SPE, Dallas, 3 al 5 de abril de 2005.
18
todas las ventajas de los sistemas de alto nivel más grandes y más complejos.
Los sistemas de pozos inteligentes fueron concebidos originalmente como respuesta a los costos
extremos asociados con ciertas operaciones de
intervención de pozos en áreas críticas o remotas, especialmente en aguas profundas y ultraprofundas. Los costos de las reparaciones de
pozos, reterminaciones e incluso algunos tipos de
mantenimientos básicos en pozos ubicados en
tirantes de agua (profundidad del lecho marino)
de más de 150 m [500 pies] son a menudo prohibitivos debido a que estas operaciones sólo pueden llevarse a cabo desde plataformas flotantes.
Como el costo de alquiler y traslado de estas
embarcaciones es elevado, y los trabajos de reparación de pozos submarinos generalmente son a
largo plazo, los operadores se resisten a contratar
un equipo de aguas profundas para una simple operación de reparación o reterminación de pozo que
Caída de presión
Corte de agua en la zona del extremo final del pozo horizontal
Corte de agua en la zona del extremo inicial del pozo horizontal
85
40
80
30
75
20
70
10
65
500
720
940
1 160
1 380
Tiempo, días
1 600
1 820
2 040
Corte de agua, %
Maharon B. Jadid
Willem Ruys Sablerolle
PETRONAS
Kuala Lumpur, Malasia
muchos operadores. Es probable que una nueva propuesta modifique esta percepción;
Caída de presión, psi
Ronaldo G. Izetti
Petrobras
Río de Janeiro, Brasil
la percepción que se tiene de sus altos costos iniciales de diseño, instalación
0
> Detección de invasión de agua utilizando sensores de fondo de pozo. Debido a
que el influjo de agua en una determinada zona produce una reducción de la
tasa de producción en la misma, los regímenes aumentarán en las otras zonas
para asegurar que el pozo alcance las restricciones totales establecidas por
el operador, tales como tasas de producción de líquidos o presión de cabezal
de tubería de producción. Este cambio se manifiesta en un correspondiente
aumento o disminución de la caída de presión entre zonas. En este escenario
de producción, alrededor del día 700, el avance del agua en el extremo final
(azul) de un pozo horizontal de dos zonas creó un descenso brusco en la caída
de presión (rojo) entre esa zona y el sensor ubicado en el extremo inicial del
pozo horizontal. A medida que aumentaba la producción de agua desde el
extremo inicial del pozo horizontal, alrededor del día 1 160 (verde), la caída de
presión comenzó a descender más lentamente. Alrededor del día 1 700, con el
aumento de producción de agua desde el extremo inicial del pozo horizontal,
la caída de presión aumentó. (Adaptado de Aggrey et al, 2008, referencia 2.)
Oilfield Review
no promete retornos de inversión significativos.
Además, como a menudo éstos son pozos de altas
tasas de producción, el costo de la producción perdida durante el cierre puede ser una consideración
crítica cuando el operador analiza los beneficios
de una intervención. Considerados en conjunto, estos
factores a menudo hacen que los operadores pospongan las intervenciones necesarias. Tales demoras pueden disminuir el régimen de producción
durante un período prolongado, causar daños permanentes a la productividad del yacimiento y
reducir la producción total estimada, todo lo cual
repercute en la rentabilidad total del campo.
Una terminación inteligente (IC) puede ofrecer una alternativa a las intervenciones. Las terminaciones inteligentes incluyen sensores de fondo
de pozo que permiten a los operadores obtener
datos de flujo y del yacimiento de forma remota.
Están equipadas con válvulas de control de flujo
de fondo de pozo accionadas en forma remota
(FCV) con las cuales los operadores pueden regular el flujo de cada zona de producción en forma
individual.1
Los sensores remotos eliminan la necesidad
de las intervenciones más frecuentes en pozos de
múltiples zonas: identificar la ubicación de los
problemas que inhiben la producción, tales como
las entradas de agua, gas o arena. Los sensores
que miden cambios de producción, temperatura y
presión a profundidades específicas en el pozo
Volumen 23, no.3
permiten a los ingenieros determinar en tiempo
real qué zona está teniendo una disminución de
producción o presión, sin los costos ni riesgos de
una intervención (página anterior).
Una vez que los ingenieros identifican la
fuente del problema, pueden cerrar, incrementar
o disminuir el flujo de cualquier zona utilizando
las válvulas FCV ubicadas a través de cada intervalo de producción y reconfigurar la terminación.2
Esto puede ser especialmente rentable cuando
los cambios iniciales a las configuraciones de las
válvulas FVC pueden reajustarse en base a mediciones obtenidas durante un período de flujo posterior a la operación de remediación inicial.
Cuando las terminaciones inteligentes fueron
introducidas por primera vez, las compañías se
resistieron a instalarlas. Los ingenieros cuestionaban, con cierta razón, la confiabilidad de los
componentes críticos de los sistemas durante la
vida útil del pozo. Los operadores eran además
cuidadosos en cuanto a las erogaciones de capital
(capex) de las terminaciones inteligentes, las
cuales han sido tradicionalmente más costosas
que las terminaciones convencionales. Como
resultado, los análisis económicos y de riesgos,
generalmente favorecen a las terminaciones
estándar con respecto a las terminaciones inteligentes, excepto en áreas remotas o para terminaciones submarinas.
Las mejoras en los componentes y sistemas y
los años de uso de las terminaciones inteligentes
han hecho mucho por superar las dudas sobre la
confiabilidad de las mismas. Sin embargo, debido
a que su diseño e implementación son complejos,
las terminaciones inteligentes se mantienen
relativamente costosas. Por lo tanto, su utilización está limitada principalmente a ambientes
remotos y a pozos con regímenes de producción
muy altos, para los cuales el costo de intervención y demora de producción es extremo.
Más recientemente, se han tornado más atractivas a medida que los ingenieros han aprendido
a utilizar las terminaciones inteligentes como
herramientas efectivas de control de yacimiento.
Las terminaciones de múltiples zonas, inyecciones de agua, levantamiento artificial por gas y
otros sistemas, se optimizan más fácilmente
mediante monitoreo y control de fondo de pozo
en forma remota, que mediante intervenciones.
En muchos casos, el retorno de la inversión en las
terminaciones inteligentes, mediante el flujo de
fondos acelerado y un aumento en la producción
total estimada, supera ampliamente los ahorros
obtenidos al evitar intervenciones. Un operador de
envergadura ha calculado que el 5% del impacto
económico total de las terminaciones inteligentes
en su negocio se debe al ahorro en intervenciones,
mientras que el 60% se debe a incrementos en las
ganancias relacionadas con el yacimiento.3
19
El sensor del espacio
anular mide la presión
de yacimiento
de la zona 1
El sensor de la
tubería de producción
mide la FBHP
de la zona 1
El sensor de la
tubería de producción
mide la FBHP
de la zona 2
El sensor del espacio
anular mide la presión
de yacimiento
de la zona 2
Se cierra la válvula FCV 2
Se cierra la válvula FCV 1
lutita
zona 1
lutita
zona 2
lutita
lutita
zona 1
lutita
zona 2
lutita
> Presión de yacimiento y presión dinámica de fondo de pozo (FBHP) a partir del monitoreo y el control en forma remota. En una terminación inteligente de
múltiples zonas, cada zona se encuentra aislada, monitoreada y controlada. La presión dinámica de fondo de pozo puede medirse como flujo desde la zona 2
solamente (flechas rojas) cerrando la válvula FCV de la zona 1 (izquierda), mientras se mide el incremento de presión de yacimiento en la zona 1 cerrada.
Cerrando la válvula FCV en la zona 2 y abriéndola en la zona 1 (derecha), se puede determinar la presión de yacimiento en la zona 2 y la presión dinámica
de fondo del pozo en la zona 1. Este principio puede aplicarse para cualquier número de zonas aisladas.
Los ingenieros descubrieron además que las
terminaciones inteligentes pueden ser esenciales para la reducción de la cantidad de pozos
necesarios para la explotación de una formación.
Las reducciones en cantidad de pozos, frecuencia
de intervenciones y demoras en la producción
asociadas con las intervenciones, pueden ahorrarles a los operadores millones de dólares en los
costos de desarrollo del campo, especialmente en
aguas profundas.4 La menor cantidad de pozos
implica además menos equipo submarino y por lo
tanto una reducción substancial en las erogaciones
de capital. Además, las unidades de procesamiento
de gas y agua que se utilizan en las terminaciones
inteligentes, pueden ser más pequeñas ya que el
exceso de producción de agua y gas puede eliminarse o reducirse en el fondo del pozo en lugar de
ser tratado en superficie. El aislamiento zonal y la
optimización de la presión entre zonas dan como
resultado regímenes superiores del flujo mezclado
en el pozo. La consecuencia es un incremento neto
en la producción y la recuperación total.
Con las válvulas FCV controladas desde la
superficie, es posible además medir periódicamente la presión del yacimiento y la presión dinámica de fondo del pozo (FBHP) sin tener que
correr registros de producción. Esto se logra
cerrando primero una zona, para permitir que el
sensor de presión de fondo de pozo que se encuentra frente a la formación pueda comenzar a registrar la presión del espacio anular o la presión del
yacimiento. Al mismo tiempo, un sensor ubicado
en una segunda zona totalmente abierta mide la
FBHP para esa zona en particular.
Cuando se cierra la segunda zona y se abre la
primera, el sensor frente a la formación mide la
presión de yacimiento de la segunda zona y la
FBHP de la primera zona (arriba). Esta técnica,
que puede aplicarse a varios intervalos productores a la vez, permite a los operadores obtener un
perfil de presión de fondo de pozo de cualquiera
20
de las zonas en cualquier momento, sin incurrir
en demoras excesivas en la producción para
registrar el incremento de presión y evitar además la exposición a los riesgos asociados con las
intervenciones. Esta técnica de aislamiento de
zonas permite además a los ingenieros obtener
datos de incremento de presión de formación y
un perfil de caída de presión para las actualizaciones y cambios del índice de productividad (PI)
a lo largo de la vida del pozo.5
A pesar de su confiabilidad demostrada y de
un nicho definido más ampliamente para las terminaciones inteligentes, y debido a que la intención original de los desarrolladores fue utilizar
las terminaciones inteligentes en pozos de regímenes relativamente altos, la rentabilidad de los
campos de niveles medio y bajo son tales que los
operadores continúan utilizando las estrategias
de terminación tradicionales en lugar de tomar el
riesgo de erogación de capital asociado con una
terminación inteligente. Se pretendió además que
las terminaciones inteligentes fueran lo suficientemente robustas como para impedir las intervenciones a lo largo de la vida del pozo, generalmente
más de 20 años, ya que una única intervención en
agua profunda u otra área remota podría frustrar
fácilmente cualquier ventaja económica prevista
a partir de una terminación inteligente.
Este objetivo de diseño dio como resultado
terminaciones inteligentes que eran necesariamente grandes, complicadas y costosas. Además,
con el tiempo, como los proveedores de la industria solicitaron incrementar la confiabilidad y
flexibilidad de las terminaciones inteligentes, la
tecnología evolucionó gradualmente. Los operadores que procuran las mejores soluciones a
menudo tienen que combinar componentes de
muchos proveedores en una misma configuración
de terminación. Esto generó problemas de interfaces que aumentaron los riesgos de falla de los
equipamientos, el tiempo de equipo de termina-
ción y los costos para montar, probar e instalar las
terminaciones.
Todos estos factores han conspirado para perpetuar la imagen de los pozos equipados con monitoreo y control en forma remota como grandes
erogaciones de capital inicial justificables únicamente en los casos de altos volúmenes de producción, complejidad o localizaciones de pozos donde
las intervenciones tengan costos prohibitivos o
sean tecnológicamente complicadas. Este artículo
describe los esfuerzos reorientados que dieron
origen a un sistema de terminación inteligente
menos complejo. Su diseño reduce su costo, lo
cual permite a los operadores de pozos promedios
a marginales aprovechar los beneficios del control
de yacimiento de las terminaciones inteligentes
antes restringidos casi exclusivamente para las
aplicaciones de alto costo o alto riesgo.
El valor de la flexibilidad
Cuando los operadores planean pozos en aguas
profundas u otras localizaciones aisladas, puede
resultar evidente que evitar una sola intervención
permita ahorrar lo suficiente en costos operativos
como para justificar la erogación de capital asociada con una terminación inteligente tradicional.
Por otro lado, un pozo en tierra, de una única
zona, ubicado en un área que tiene una buena
cantidad de equipos de terminación es probable
que nunca justifique el costo de una terminación
inteligente, incluso si esto permitiera al operador
evitar múltiples intervenciones.
Durante el análisis de escenarios que se
encuentren entre esos dos extremos, por ejemplo
terminaciones de múltiples zonas en pozos terrestres, el análisis de costos puede no ser tan evidente.
Cerrar la producción de una zona y abrir otra
mediante una operación de reterminación o cambiando de posición la camisa deslizante son opciones
de costo relativamente bajo incorporadas a la rentabilidad original de los pozos de múltiples zonas.
Oilfield Review
El monitoreo y control en forma remota es una
herramienta especialmente poderosa para reducir la incertidumbre acerca de las propiedades del
yacimiento. Por ejemplo, como sucede en muchos
de los desarrollos de aguas profundas, el operador
del campo Agbami en el área marina de Nigeria no
tenía datos de yacimiento relevantes sobre los
cuales desarrollar los planes de los pozos.7
Los pozos del campo Agbami generalmente
están terminados en múltiples zonas dentro del
mismo yacimiento con fallas. El equilibrio de las
presiones indica que las zonas están comunicadas, aunque las incertidumbres persisten ante la
presencia de conectividades de fallas transversales, tanto verticales como laterales, bajo condiciones dinámicas (abajo). Consecuentemente, los
ingenieros creían que los frentes de inyección de
agua y gas avanzarían a través del yacimiento a
diferentes regímenes.
Para manejar esta incertidumbre, el operador
instaló terminaciones inteligentes que incluyeron sensores permanentes de presión, medidores
de flujo y densitómetros dispuestos desde la formación hasta el separador. Éstos se monitorean
mediante una computadora con sistemas de base
de datos y de análisis integrados que recogen y
evalúan las salidas de los sensores. Se colocaron
estranguladores variables en el fondo del pozo y
en la superficie para facilitar el control remoto
del flujo.8
Petróleo acumulado, %
125
100
Yacimientos C, B y A
75
Yacimiento A
50
Yacimiento B
25
Yacimiento C
0
10
20
30
40
Tiempo, meses
50
60
70
> Comparación entre producción mezclada y secuencial. Los beneficios de
una estrategia de producción mezclada con respecto a una estrategia de
producción secuencial, quedan demostrados en las curvas de producción de
un operador del Golfo de México. En este pozo se instalaron dos válvulas FCV
para controlar las zonas productivas superior e inferior. El operador utilizó
controles de cierre y apertura para aislar la producción de una zona cuando
su corte de agua ponía en peligro la producción neta; el resultado fue un
incremento de aproximadamente un 28% con respecto a las estimaciones
de la producción secuencial.
Sin embargo, tales estrategias necesitan que la
primera zona se agote antes de abrir la próxima.
Los análisis de yacimiento indican que ajustando
remotamente las válvulas FCV de fondo de pozo
para mezclar zonas en base a los datos de presión
y temperatura obtenidos en tiempo real, se consigue acelerar significativamente la producción e
incrementar la producción total estimada en comparación con las configuraciones tradicionales de
terminaciones de múltiples zonas de tipo cierre y
apertura (arriba).
Esta ventaja no siempre resulta evidente
debido a que los modelos tradicionales de flujo de
fondos descontado, utilizados por la mayoría de
los operadores no permiten cuantificar el valor
derivado de la flexibilidad operacional.6 Esta flexi4. Sakowski et al, referencia 3.
5. Chen JHC, Azrul NM, Farris BM, NurHazrina KZ,
Aminuddin MKM, Saiful Anuar MY, Goh GKF, Kaur PKS,
Darren Luke TK y Eddep A: “Implementation of Next
Generation Intelligent Downhole Production Control in
Multiple-Dipping Sandstone Reservoirs, Offshore East
Malaysia,” artículo SPE 145854, presentado en la
Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas de Asia y
el Pacífico de la SPE, Yakarta, 20 al 22 de septiembre
de 2011.
6. Sharma AK, Chorn LG, Han J y Rajagopalan S:
“Quantifying Value Creation from Intelligent Completion
Technology Implementation,” artículo SPE 78277,
presentado en la Conferencia Europea del Petróleo
de la SPE, Aberdeen, 29 al 31 de octubre de 2002.
7. Narahara GM, Spokes JJ, Brennan DD, Maxwell G
y Bast M: “Incorporating Uncertainties in Well-Count
Optimization with Experimental Design for the Deepwater
Agbami Field,” artículo SPE 91012, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
8. Adeyemo AM, Aigbe C, Chukwumaeze I, Meinert D y
Shryock S: “Intelligent Well Completions in Agbami:
A Review of the Value Added and Execution
Performance,” artículo OTC 20191, presentado en la
Conferencia de Tecnología Marina, Houston,
4 al 7 de mayo de 2009.
Volumen 23, no.3
bilidad depende de la disponibilidad de numerosas opciones con las cuales mitigar los problemas
del pozo durante su vida útil. Tener la capacidad
de controlar de forma remota las condiciones de
fondo de pozo y ajustar el flujo de las distintas
zonas en tiempo real, aumenta la cantidad de
opciones disponibles para el operador, lo cual elimina la carga económica de las intervenciones
con equipos de terminación de pozos.
Modelo de yacimiento del campo Agbami
S = superior
M = medio
I = inferior
14 MY
S 16 MY
Yacimientos secundarios
I 16 MY
S 17 MY
M 17 MY
Yacimiento principal
I 17 MY
> Incertidumbre sobre las propiedades del yacimiento. Los intervalos productivos del campo Agbami
consisten en dos zonas principales. La incertidumbre acerca de la permeabilidad, sellos de fallas y
conformidad de la inyección, dificultan las decisiones en cuanto a la cantidad y ubicación de los pozos.
Las arenas 17 MY superior, media e inferior tienen alrededor del 80% de las reservas. Los yacimientos
secundarios incluyen las capas 13 MY (no mostrada en la imagen), 14 MY y 16 MY. [Adaptado de la
Sociedad Geológica de Houston: “Cena Internacional HGS, 21 de junio de 2004; Descubrimiento Agbami,
Nigeria,” (25 de Mayo de 2004), http://www.hgs.org/en/art/209 (consultado el 3 de agosto de 2011).]
21
Adaptador de
manipulación
Empacador
Línea eléctrica
Medidor de
presión doble
Adaptador
de montaje
Línea
hidráulica
Adaptador
de filtrado
Módulo
multipunto
FCV
Adaptador de
manipulación
> Conjunto de terminación inteligente pequeño.
El diseño modular del sistema IntelliZone Compact
permite a los ingenieros ensamblar y probar el
paquete de terminación inteligente para cada
zona antes de ser transportado al sitio del pozo.
Todas las conexiones eléctricas e hidráulicas están
soldadas en sus correspondientes posiciones por
el fabricante. Los operadores en los equipos de
terminación sólo tienen que conectar las líneas
en los adaptadores de manipulación y ya no es
necesario enhebrar las líneas a través de los
empacadores ni conectarlas a las válvulas FCV
y sensores de presión en el sitio del pozo, lo cual
resulta en una disminución de los tiempos,
costos y riesgos asociados con la instalación.
Un adaptador de filtrado mejora la durabilidad del
sistema evitando que los contaminantes lleguen
a las válvulas FCV. En los pozos de múltiples
zonas, los módulos multipunto necesitan menos
líneas hidráulicas para manejar múltiples válvulas
de control.
22
El operador identificó cuatro categorías que
caracterizaron el valor agregado del uso de las
terminaciones inteligentes:
•recuperación adicional lograda mediante las
contribuciones zonales optimizadas
•manejo del yacimiento mediante remplazo efectivo del volumen desplazado y mantenimiento
de la presión con inyección de agua y gas
•optimización de las perforaciones de pozos de
relleno mediante el uso de mejores modelos basados en el ajuste histórico de volúmenes zonales en
lugar de los volúmenes totales del yacimiento
•ahorros en los costos operativos mediante la
reducción o eliminación de trabajos de reacondicionamiento de pozos, perforación de pozos
de re-entrada y adquisición de registros de producción para evaluar las contribuciones de la
inyección y la producción de cada zona en forma
individual.
Utilizando modelos de simulación dinámica,
el operador concluyó que la instalación de terminaciones inteligentes en todo el campo Agbami incrementarían la recuperación de petróleo de 84 a
138 millones de barriles [13 a 22 millones de m3].9
El campo Agbami contiene 20 pozos productores, 12 pozos inyectores de agua y 6 pozos inyectores de gas en un tirante de agua de alrededor de
5 000 pies [1 500 m]. La producción en el año 2009
fue de 140 000 bbl/d [22 250 m3/d] de petróleo con
un pico de producción esperado de 250 000 bbl/d
[39 730 m3/d]. Dadas las dimensiones, ubicación
e incertidumbres del yacimiento, el campo Agbami
era un candidato ideal para las terminaciones
inteligentes. Sin embargo, el éxito allí, en términos
de incremento de la producción como resultado de
la instalación de las terminaciones inteligentes,
demostró además las ventajas potenciales que
ofrece esta estrategia para los campos más pequeños si se puede recuperar el capital invertido.
Más pequeña y modular
A diferencia de la mayoría de los pozos que son
buenos candidatos para la instalación de terminaciones inteligentes —aquellos caracterizados por
múltiples objetivos de alto régimen de producción— muchos pozos promedios o marginales sólo
son rentables cuando los operadores son capaces
de alcanzar una gran cantidad de zonas de producción marginal al costo de un único pozo. A pesar de
la complejidad inherente a la perforación y terminación de muchos de estos pozos, las rentabilidades de los proyectos a menudo exigen que la
erogación de capital sea estrictamente limitada.
Esto promueve que los operadores sacrifiquen las
capacidades de manejo de yacimiento de una termi-
nación inteligente por los menores costos iniciales
de las configuraciones tradicionales de terminación
para múltiples zonas.
Los ingenieros de Schlumberger han desarrollado recientemente una solución técnica a este
problema comercial mediante el re-ensamblado
de las tecnologías de terminaciones inteligentes
tradicionales de alto nivel, en sistemas de costos
considerablemente menores. El sistema modular
IntelliZone Compact para manejo zonal de yacimientos, fue desarrollado para ser instalado en
pozos de múltiples zonas que necesitan menos posiciones de estrangulación y tienen menores presiones de trabajo que aquellos pozos tradicionales en
los que se utilizaban las terminaciones inteligentes.
Es apto para el uso en campos maduros o marginales, en pozos en los que de otra manera se utilizarían terminaciones de camisa deslizante, la mayoría
sin sistemas de monitoreo, y en pozos que necesitan
pruebas de larga duración. El sistema IntelliZone
Compact mejora la recuperación en pozos horizontales prolongados, ya que compartimentaliza
los mismos y las zonas de control en los pozos de
levantamiento artificial mediante el monitoreo y
control del influjo frente a la formación.
El sistema IntelliZone Compact es un conjunto integrado más que un conglomerado de
herramientas individuales como las que conforman las terminaciones inteligentes tradicionales.
El ensamble de control de flujo de fondo de pozo
incluye un empacador, un adaptador de manipulación y una válvula FCV (izquierda). Las válvulas
FCV pueden ser de estranguladores de tipo apertura y cierre, de dos o cuatro posiciones. Cada conjunto puede probarse en fábrica y correrse con un
empacador de producción o con un empacador de
aislación sin cuñas.
Utilizando las tecnologías de comunicación de
modulación por desplazamiento de frecuencia
(FSK) para transmitir los datos hasta la superficie,
el sistema monitorea la presión y temperatura de
fondo de pozo y las posiciones de las válvulas cada
un segundo.10 Los datos se transmiten al sistema de
control de superficie mediante un único cable
monoconductor. Una unidad de energía hidráulica
(HPU) controla todo el flujo de salida y de entrada
de la línea de fluido hidráulico, así como también
las presiones requeridas para accionar las herramientas de fondo de pozo. Un controlador universal de sitio UniConn actúa como una plataforma de
control y recolección de datos que maneja el funcionamiento de los sistemas de control de motor,
sistemas de herramientas de fondo de pozo, sistema SCADA y otros sistemas de comunicación.
Oilfield Review
Volumen 23, no.3
Apertura
Apertura
Apertura
Cierre
Apertura
Apertura
Cierre
Cierre
Apertura
Cierre
Apertura
Apertura
Cierre
7
Apertura
Cierre
Apertura
Cierre
Válvula FCV de dos
posiciones
6
Apertura
Apertura
Módulo multipunto
de ocho pulsos
Zona 3
Cierre
Válvula FCV de dos
posiciones
Ciclo de accionamiento
2
3
4
5
Cierre
Módulo multipunto
de cuatro pulsos
Zona 2
Cierre
Válvula FCV de dos
posiciones
1
Cierre
Módulo multipunto
de dos pulsos
Zona 1
0
Cierre
El sistema de control cumple varias funciones
clave, que incluyen la adquisición y el almacenamiento de los datos: presión en el espacio anular,
presión dentro de la tubería de producción, temperatura en el espacio anular, temperatura dentro de la tubería de producción y posición de las
válvulas FCV. También realiza la secuencia automática de las operaciones de las válvulas, detección de alarmas y condiciones, niveles de tolerancia, adquisición y almacenamiento de datos de
la unidad HPU y capacidad SCADA remota.
El sistema se basa en la aplicación WellBuilder
de diseño de terminaciones de pozo, para integrar el proceso de planificación de la terminación
desde la concepción hasta la puesta en servicio.
El programa WellBuilder utiliza las condiciones de
yacimiento, los requisitos de terminación, y los
parámetros de construcción para generar múltiples configuraciones de la cantidad de líneas de
control requeridas y los límites de presión operacional para cada zona.
Las válvulas FCV de dos posiciones IntelliZone
Compact incluyen una sección de control de flujo
y una sección de accionamiento. La válvula FCV
de dos posiciones puede estar abierta o cerrada.
Un mecanismo de accionamiento simple, que se
logra liberando la presión de una línea de control
mientras se incrementa la presión en la otra, cambia la posición de la válvula de abierta a cerrada y
viceversa. Cuando se coloca más de una válvula
FCV en el pozo, la utilización compartida de las
líneas permite reducir el número de líneas a una
más que el total de válvulas en el pozo. La válvula
FCV de cuatro posiciones incluye una sección de
estrangulación y una sección de accionamiento, y
además un graduador de ranura tipo J, que controla la posición del estrangulador; puede estar
cerrado, 33% abierto, 66% abierto y 100% abierto.
Al igual que en la válvula FCV de dos posiciones, la posición del estrangulador se cambia un
paso por cada accionamiento mediante la liberación de presión en una línea y la presurización en
la otra, y también puede configurarse para la utilización compartida de líneas a fin de minimizar el
número de líneas hidráulicas instaladas. La válvula FCV de cuatro posiciones también utiliza un
módulo multipunto que permite la manipulación
de hasta tres válvulas de fondo de pozo mediante
una única línea de control. Un sensor de posición
se encuentra integrado en la válvula FCV hidráulica, el cual se logra mediante la programación de
cada válvula FCV para responder a una señal de
dos, cuatro u ocho pulsos (derecha). Como la válvula se mueve en una única dirección, se puede
utilizar una serie de pulsos para cambiarlas de
apertura a cierre o a través de la secuencia de
posiciones de estrangulación.
Zona 1
Válvula FCV de
dos posiciones
Módulo multipunto
Zona 1
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Módulo multipunto
Zona 1
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Módulo multipunto
Zona 2
Válvula FCV de
dos posiciones
Módulo multipunto
Zona 2
Válvula FCV de
dos posiciones
Módulo multipunto
Zona 2
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Módulo multipunto
Zona 3
Válvula FCV de
dos posiciones
Módulo multipunto
Zona 3
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Módulo multipunto
Zona 3
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Módulo multipunto
Zona 4
Válvula FCV de
dos posiciones
Módulo multipunto
Zona 4
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Zona 5
Válvula FCV de
cuatro posiciones
Zona 5
Válvula FCV de
cuatro posiciones
> Reducción de la cantidad de líneas hidráulicas. En las configuraciones de terminaciones
tradicionales, cada válvula FCV accionada desde la superficie requiere una línea hidráulica dedicada.
Un módulo multipunto interpreta los pulsos emitidos desde la superficie a modo de comandos para
modificar la apertura de una determinada válvula FCV dentro del pozo (arriba). Esto permite a los
ingenieros operar por lo menos una válvula más que la cantidad de líneas hidráulicas disponibles.
Por ejemplo, el uso de módulos multipunto (abajo) permite operar tres válvulas FCV de 2 posiciones
con una única línea de control (línea negra, izquierda) o dos válvulas FCV de 2 posiciones más tres
válvulas FCV de 4 posiciones con dos líneas (líneas negra y verde, centro) y hasta cinco válvulas
FCV de 4 posiciones con tres líneas (líneas negra, verde y roja, derecha).
  9.Adeyemo et al, referencia 8.
10.La tecnología de comunicación FSK utiliza un robusto
esquema de modulación de frecuencia que envía datos
codificados en forma digital mediante el cambio de
frecuencia de la señal transmitida. Un receptor
convierte nuevamente la señal a la forma de origen.
La señal FSK se conecta fácilmente a otros dispositivos
de comunicación tales como los utilizados por los
sistemas SCADA.
23
25
Realizar inspección final
Terminar adaptadores en el empacador
Organizar líneas de control y colocar
protectores, placas
20
Instalar sensor doble en el mandril
Realizar verificación de medidor y prueba de presión
Realizar prueba eléctrica y verificar medidor
Prueba de funcionamiento de válvula FCV
Operación, h
15
Conectar línea de control a la válvula FCV:
circular, conectar y probar presión
Pasar línea de control y línea eléctrica a través de
puertos pasantes del empacador
10
Conectar empacador a tubería de producción en la
mesa rotatoria
Levantar empacador hasta el piso de perforación
Conectar mandril de medidor a la tubería de
producción en la mesa rotatoria
5
Levantar el mandril del medidor hasta el piso
de perforación
0
Terminación
inteligente estándar
Terminación
IntelliZone Compact
Conectar la válvula FCV a la tubería de producción
en la mesa rotatoria
Levantar la válvula FCV hasta el piso de perforación
> Ahorro de tiempo. Debido a que tiene un diseño modular y que puede ser ensamblado y probado
antes de llegar al sitio del pozo, el conjunto IntelliZone Compact está preparado para ser corrido en
el pozo en aproximadamente la mitad del tiempo estimado para llegar al mismo estado utilizando una
instalación de terminación inteligente estándar. Mucho del tiempo que se ahorra se debe a los pasos
necesarios para las instalaciones de las terminaciones inteligentes estándares (enmarcadas en rojo)
que ya no son necesarios cuando se corre una terminación IntelliZone Compact.
Al minimizar la cantidad de líneas de control
hidráulico en una terminación, se reduce la complejidad de la instalación: menos líneas requieren menos manipulación y empalmes. El módulo
multipunto también hace que sea posible colocar
las válvulas FCV en más zonas de producción de
las que serían posibles de otra manera, debido a la
disponibilidad de un número limitado de empacadores y penetraciones para colgadores de tuberías.
El módulo multipunto se monta externamente
a la tubería de producción dentro del sistema
IntelliZone Compact y se conecta a los puertos de
apertura y cierre de la válvula FCV y, en serie, a la
línea de control hidráulico instalada hasta la
superficie. La instrumentación de fondo de pozo
también puede ser agregada al ensamble de control de flujo como un paquete modular mediante
el montaje de los medidores de presión y temperatura y de los otros dispositivos hidráulicos alrededor del adaptador para tubería de producción.
Ahorros en Brasil e India
Los ahorros generados por el enfoque del sistema
IntelliZone Compact en comparación con los sistemas de terminaciones inteligentes convencionales se deben a su modularidad y estandarización.
Con alrededor de 10 m [30 pies] de largo, tiene la
mitad de la longitud de las terminaciones inteli-
24
gentes estándares. Debido a que el dispositivo de
aislamiento, sensores y válvulas de control de flujo
están empaquetados en un único ensamble, no
existen los problemas de interfaces comunes en los
sistemas construidos a partir de componentes provistos por diferentes fabricantes. Esto mejora considerablemente la confiabilidad total del sistema y,
debido a que el sistema completo se ensambla y se
prueba en la etapa de fabricación en vez de en el
campo, ahorra tiempo de equipo al operador.
El sistema IntelliZone Compact también ayuda
a los operadores a ahorrar tiempo y reducir posibles errores debido a que las líneas de control están
instaladas como parte del paquete. El manejo de
líneas de control en el pozo está limitado a la realización de empalmes arriba y debajo del paquete
a medida que se lo baja en el pozo. En las aplicaciones estándar, éstas líneas deben enhebrarse a
través de los empacadores y conectarse a cada
válvula de control individualmente; esto es una
operación lenta y con altas probabilidades de
dañar las líneas y los componentes. Debido a que
hay una menor cantidad de líneas que necesitan
ser manipuladas, el riesgo asociado con las operaciones de empalme también se reduce.
Fueron éstos ahorros en tiempo y costos los
que influyeron en una decisión de Petrobras de
utilizar un sistema IntelliZone Compact en el
pozo inyector Carapeba 27 del campo Carapeba
en la cuenca de Campos, en el área marina de Río
de Janeiro. Los ingenieros procuraron optimizar
la producción de este campo maduro mediante la
sustitución de pozos de una única zona y terminación convencional, con pozos de tres zonas con
terminaciones inteligentes. Optaron por utilizar
una terminación inteligente IntelliZone Compact
en un pozo inyector para optimizar el barrido del
yacimiento y para realizar pruebas de inyectividad
que permitan asignar los regímenes de inyección
en cada zona. Ambos objetivos se ven facilitados
por el sensor de posición de alta precisión que
posee el sistema. Los ingenieros también necesitaban monitorear y controlar el flujo de fondo de
pozo en forma remota mediante su sistema SCADA,
lo cual se logró mediante el controlador de sitio
UniConn.
Ensamblado y probado en fábrica, cada componente de la terminación modular de tres zonas incluía un empacador de producción, un sensor doble
de presión y temperatura para las lecturas del espacio anular e interior de la tubería de producción, un
módulo multipunto, una válvula FCV de dos o cuatro
posiciones y un sensor de posición de la válvula FCV.
Como Carapeba es un campo maduro, la rentabilidad deseada del proyecto exigía un sistema de bajo
costo, lo cual se logró con menores costos de instalación en comparación con los estimados para terminaciones inteligentes tradicionales (izquierda).
Los ingenieros de un operador en el área
marítima de India también optaron por una solución IntelliZone Compact al considerar la manera
de terminar un pozo de tres zonas dentro de las
restricciones económicas de un campo marginal.
Procuraban reducir la inversión de capital mediante
la utilización de equipamientos ya adquiridos.
Al mismo tiempo procuraban optimizar el retorno
a la inversión mediante el control de cada zona en
forma independiente. Considerando estas dos restricciones, su elección de terminación de pozo
estaba entre la utilización de camisas deslizantes
y un sistema de control de flujo de fondo de pozo
controlado desde la superficie.
Las camisas deslizantes necesitan intervenciones para cambiarlas de posición, y los ingenieros sabían que para poner en línea estos pozos
necesitarían realizar tratamientos de acidificación mediante tubería flexible en cada una de las
zonas en forma individual. La alternativa, el tratamiento de todas las zonas simultáneamente,
resultaría en la entrada de la mayor parte del
ácido en una zona de gran permeabilidad, lo cual
dejaría a las otras dos zonas sin tratamiento. No se
pudieron utilizar los sistemas de control de flujo
tradicionales para aislar cada zona debido a que
la operación para controlar los equipos de las
Oilfield Review
Empacador
Módulo
multipunto
Válvula FCV
Disparos
Zona 1
Empacador
Línea
hidráulica
Módulo
multipunto
Válvula FCV
Disparos
tres zonas hubiese requerido más líneas hidráulicas que los orificios existentes en el cabezal del
pozo de la compañía.
La solución incluyó la implementación de un
módulo multipunto en un sistema IntelliZone
Compact. Los ingenieros pudieron implementar
válvulas FCV de fondo de pozo controladas desde
la superficie en las tres zonas utilizando una
única línea hidráulica. El sistema fue implementado con un empacador de pozo entubado y dos
empacadores expandibles para aislar cada zona
(izquierda). Utilizando el módulo multipunto, los
ingenieros pudieron abrir una zona mientras las
otras dos permanecían cerradas, con lo cual aseguraron que los tratamientos de acidificación
lograran sus objetivos.
La eliminación de tres de las cuatro líneas de
control requeridas por los sistemas tradicionales,
así como también la eliminación de la necesidad
de intervenciones utilizando tubería flexible, ahorró al operador tres semanas de tiempo de equipo
de terminación de pozos. Como resultado, el operador optimizó la producción en un 165% con respecto al régimen esperado y ahorró USD 1 millón
en los primeros dos meses posteriores a la instalación del sistema.
Zona 2
Empacador
Módulo
multipunto
Válvula FCV
Disparos
Zona 3
> Adaptación al equipo disponible. Utilizando
módulos multipunto en cada una de las tres
zonas, los ingenieros pudieron controlar las
válvulas FCV mediante una única línea de control
hidráulico (línea verde). De esta manera, el
operador pudo utilizar un cabezal del pozo que
ya se encontraba disponible en su inventario en
lugar de tener que comprar otro más costoso con
mayor cantidad de penetraciones requeridas en
las instalaciones de terminación inteligente de
tres zonas tradicionales.
Volumen 23, no.3
Solución de alta tecnología y bajo costo
La optimización de la producción requiere inversiones. Sin embargo, cuando se enfrentan a un
activo de reservas marginales, los operadores
están a menudo limitados a optar sólo entre escenarios de terminación básicos por temor a que
cualquier aumento de producción que pueda
lograrse utilizando altas tecnologías no resulte
suficiente para pagar el costo de tales soluciones.
Esto es aún más cierto cuando el desafío para
aumentar la producción era tan técnico como al
que se enfrentaban los ingenieros de PETRONAS
en las terminaciones de los pozos de un campo en
el área marítima del este de Malasia.
El campo S, operado por PETRONAS, tiene
reservas marginales en yacimientos de arenas no
consolidadas. Las reservas se encuentran en una
columna de petróleo de gran espesor: 40 m [131 pies].
Debido a la presencia de un extenso casquete de
gas, los ingenieros temían que el avance del gas
terminara prematuramente con la producción de
petróleo e hiciera que se pasaran por alto importantes reservas de petróleo. Tuvieron que considerar además la posibilidad de la invasión de
agua desde un acuífero moderadamente importante y activo.11
Para reducir la cantidad de pozos y maximizar
al mismo tiempo el contacto con el yacimiento, los
ingenieros de PETRONAS planificaron el desarrollo del campo utilizando 14 pozos horizontales.
Los pozos horizontales produjeron una caída de
presión frente a la formación menor que la producida por los pozos verticales o desviados típicos,
con una productividad equivalente. Esta menor
caída de presión ayuda a reducir la severidad de
la conificación del agua y la formación de crestas
en el contacto con el gas.12
Sin embargo, cuando la sección horizontal penetra zonas de diferentes propiedades de flujo, aquellas con mayor permeabilidad se agotarán primero.
Esto puede llevar a que el agua o el gas entren al
pozo a través de secciones agotadas de la zona de
producción, lo cual causa que las reservas en las
áreas menos permeables de la formación sean
pasadas por alto. Una vez que se produce tal irrupción, las operaciones de remediación que utilizan
equipos de reparación de pozos pueden ser inútiles o pueden no ser capaces de lograr que la producción de petróleo vuelva a niveles rentables.
Debido a que los contrastes entre las propiedades de cada zona eran grandes, PETRONAS
tuvo que equilibrar la entrada inicial de fluido y
mantener la habilidad de reaccionar ante los problemas de influjo que surgiesen durante la vida
del pozo. Para satisfacer estos requerimientos,
las terminaciones IntelliZone Compact fueron
consideradas como una alternativa con respecto
a los dispositivos de control de influjo pasivos
(ICD) para los otros seis pozos de producción
mezclada.13 Los pozos del campo S más adecuados para esta aplicación fueron analizados y clasificados en función a su perfil de producción y
propiedades dinámicas del fluido de yacimiento,
tales como el corte de agua y la relación gaspetróleo. También se realizaron mediciones de
las diferentes sensibilidades de producción
frente a la formación para el aumento de petróleo, reducción del corte de agua, perfil de la relación gas-petróleo y presión dinámica de fondo del
pozo.
Los dos pozos escogidos para la instalación,
pozo A1 y pozo A2, mostraron resultados positivos
en el análisis de control de influjo zonal, en comparación con el del caso base de filtros autónomos convencionales. Se terminaron con paquetes
11.Chen et al, referencia 5.
12.Para mayor información acerca de las tecnologías de
perforación de pozos de alcance extendido, consulte:
Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R,
Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de
alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3
(Marzo de 2011): 4-15.
13.Para mayor información acerca de los dispositivos de
control de influjo: Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T,
Kvernstuen S, Leung E, Moen T, Porturas F, Skillingstad
T, Vorkinn PB y Raffn AG: “Dispositivos de control de
influjo: Perfeccionamiento de los estándares,”
Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 30-39.
Chen et al, referencia 5.
25
Análisis de ganancia de producción: Válvula FVC versus dispositivo ICD pasivo
2,4
Producción acumulada de petróleo, millones de bbl
2,1
1,8
1,5
1,2
0,9
0,6
0,3
0
Ene. 2009
Oct. 2009
Jul. 2010
Abr. 2011
Ene. 2012
Oct. 2012
Jul. 2013
Abr. 2014
Ene. 2015
Fecha
> Ganancia probable en la producción total estimada. Se utilizaron aplicaciones de software para el
modelado de campos que proporcionan balance de materiales, análisis nodal y de desempeño del
sistema, para comparar la producción total estimada de los pozos operados por PETRONAS en el
campo S. Se terminó el pozo con válvulas FCV de fondo de pozo controladas desde la superficie (azul)
y se comparó con un pozo equipado con un dispositivo ICD pasivo (verde). El pozo equipado con las
válvulas FCV proyecta una producción total estimada de 100 000 barriles más de petróleo que los
pozos equipados con dispositivos ICD. (Adaptado de Chen et al, referencia 5.)
de terminación modulares integrados que incluían
empacadores de aislamiento zonal, dos válvulas
FCV de posición intermedia y de apertura y cierre, y sensores permanentes de presión y temperatura en tiempo real.
El ensamble se envió al pozo como una única
pieza de menos de 9 m [30 pies] de largo, lo que
representaba entre la mitad y un tercio de la longitud requerida para una terminación inteligente
convencional comparable. El ensamble además fue
probado previamente con electrónica y empalmes
hidráulicos soldados en fábrica. Cada conexión probada fue fijada al ensamble y además se colocó a la
carcasa una banda metálica adicional para proteger aún más el ensamble y evitar daños por impactos durante la instalación.
Además de reducir los riesgos de fallas de instalación, éstas prácticas disminuyen el tiempo de
instalación ya que reducen la cantidad de
conexiones que deben hacerse y de líneas que
Zona 1
Zona 2
deben empalmarse en el sitio del pozo. En el caso
del campo S, el ahorro de tiempo de equipo de
terminación debido a la instalación, fue de dos
tercios por zona en comparación con el tiempo
requerido para una instalación convencional, o el
equivalente a USD 400 000 por pozo terminado.
Después de la instalación, se utilizó el análisis nodal del pozo combinado con el modelado de
lapsos de tiempo para predecir escenarios de
producción en base a la productividad del yacimiento para las trayectorias de pozo propuestas.
Como no se disponían de las propiedades petrofísicas y geológicas detalladas para cada pozo a
partir de un modelo de ajuste histórico, las mismas fueron calibradas contra el rendimiento del
campo vecino. Los resultados de la simulación de
la producción indicaron la manera en que las terminaciones inteligentes IntelliZone Compact
permitirían el control y la producción zonal en
diversos escenarios de producción y productividad del yacimiento. El sistema sería especialmente efectivo en el control del influjo de las
zonas de altos índices de productividad mediante
la utilización de una apertura menor de la válvula, mientras que estimularía el flujo de las
zonas de bajos índices de productividad mediante
válvulas completamente abiertas.
El diseño IntelliZone Compact incluye opciones
para tres tamaños de válvulas FCV, cada una con
configuraciones de estrangulador totalmente abierto,
totalmente cerrado y dos posiciones intermedias.
En base a los modelos de simulación de yacimiento,
se diseñaron los conjuntos de válvulas utilizando
los siguientes criterios de selección:
•control zonal para zonas discretas
•balance de flujo para múltiples zonas
•prevención de flujo transversal
•capacidad suficiente para las diferencias en los
índices de productividad zonales.
Tasa de
Índice de
Tasa de
producción
producción, Corte de
de gas, productividad
bbl/d/psi
bbl/d
MMpc/d
agua, %
Zona 1
Zona 2
Caso
Apertura,
%
Apertura,
%
Interior
tubería, lpc
Espacio
anular, lpc
∆Presión,
psi
Interior
tubería, lpc
Espacio
anular, lpc
Caso 0
100
100
2 094
2 092
2
2 096
2 094
2
1 179,2
0,12
0,18
Caso 1
100
0
1 877
1 873
4
1 875
2 105
–230
555,4
21,30
0,05
138,9
Caso 2
0
100
2 101
2 035
66
2 102
2 100
2
1 067,6
4,85
0,08
533,8
Caso 3
33
100
2 095
2 091
4
2 097
2 095
2
1 144,4
0,22
0,19
Caso 4
67
100
2 095
2 092
3
2 097
2 095
2
1 143,4
0,21
0,18
Caso 5
100
67
2 085
2 082
3
2 086
2 101
–15
1 001,9
0,44
0,16
Caso 6
100
33
1 951
1 949
2
1 952
2 100
–148
1 050,6
0,37
0,17
∆Presión,
psi
> Configuraciones de control de flujo. Midiendo la producción zonal con medidores de presión de fondo de pozo, los ingenieros analizaron siete
configuraciones de válvulas de control para dos zonas en el pozo A2 del campo S. El caso 0 indicaba producción con las zonas completamente abiertas.
En los casos 1 y 2, cerrando la producción de la zona 2 y luego de la zona 1 respectivamente, el operador estableció el índice de productividad y corte de agua
para cada zona. Utilizando los resultados de los casos 0, 1 y 2 los ingenieros lograron discernir que debido a su bajo índice de productividad, la zona 1
no aportaba producción cuando ambas válvulas FCV estaban totalmente abiertas. Después de probar otras combinaciones, el equipo concluyó que el
caso 3, con la válvula que controlaba la zona 1 abierta 33% y la válvula en la zona 2 abierta 100%, era la configuración óptima. (Adaptado de Chen et al,
referencia 5.)
26
Oilfield Review
2 500
50
50
1 500
30
1 000
20
500
0
10
0
1
2
3
4
5
Tiempo, meses
6
7
8
0
40
1 000
800
30
600
20
400
10
200
0
Corte de agua, %
40
Tasa de producción de petróleo, bbl/d
2 000
Corte de agua, %
Tasa de producción de petróleo, bbl/d
1 200
0
1
2
3
5
4
Tiempo, meses
6
7
8
0
> Comparación de perfiles de producción. El pozo A1 (izquierda), equipado con una terminación IntelliZone Compact, fue capaz de retardar el avance del
agua (azul) y alcanzar y mantener un perfil de producción neta de petróleo (verde) más elevado que un pozo horizontal vecino (derecha) terminado en
la misma arena. El pozo vecino, sin embargo, estaba afectado por la producción de agua, lo cual resultaba en una menor producción neta de petróleo.
(Adaptado de Chen et al, referencia 5.)
Los ingenieros utilizaron aplicaciones de
computación para el modelado integrado del
campo, que proporcionan balance de materiales,
análisis nodal, y análisis de rendimiento del sistema, para comparar la producción total estimada de los pozos terminados con sistemas
IntelliZone Compact. Estudiaron dos escenarios
de producción, ganancia potencial de producción
y bloqueo de la producción del agua y gas en
fondo de pozo.
En el primer escenario, en comparación con
los dispositivos ICD pasivos, los ingenieros encontraron que el control activo del flujo de fondo de
pozo dio lugar a 15 900 m3 [100 000 bbl] adicionales de petróleo (página anterior, arriba). El análisis del segundo escenario, enfocado en el manejo
del gas y el agua en fondo de pozo, indicó que el
avance de agua que anula la producción ocurriría
desde el yacimiento más pequeño y más permeable
en el inicio de la sección horizontal del pozo.
Cerrando dicha zona y abriendo la zona menos permeable y más espesa, en el extremo final del pozo
horizontal, la producción continuaría.14
Utilizando los datos de los registros de incremento de presión, presión dinámica de fondo del
pozo y pruebas de pozo realizadas en superficie,
un equipo a cargo de los activos estudió la productividad y capacidad de producción zonal del
yacimiento en el pozo A2 para comprender mejor
el yacimiento. La contribución zonal fue monitoreada utilizando los medidores de presión de
fondo de pozo y la producción se reguló con las
válvulas FCV en cada zona. Después de estudiar
siete configuraciones, el equipo a cargo de los
14.Chen et al, referencia 5.
Volumen 23, no.3
activos determinó qué aperturas de 33% y 100%
en las zonas 1 y 2 respectivamente, creaban el
flujo optimo (página anterior, abajo).
El equipo de trabajo comparó un perfil de producción del pozo A1 con el de un pozo horizontal
vecino con terminación en la misma arena (arriba).
El primero mostraba un período prolongado de
producción neta de petróleo elevada mientras que
el avance de agua y gas se encontraban retardados.
El segundo estaba afectado con un régimen de
petróleo fluctuante y menor, acoplado con una
acelerada irrupción de agua.
Solución técnica a un problema de mercado
Durante años, los desarrolladores de las tecnologías de la industria petrolera se han visto obstaculizados por la renuencia del sector a adoptar
soluciones innovadoras. En general, la indecisión
del usuario, especialmente respecto a las herramientas destinadas al sector de exploración y producción, se ha fundado en el temor a que el nuevo
sistema falle al ser sometido a las duras condiciones de fondo de pozo. Con el tiempo, las dudas
sobre la confiabilidad del sistema se han superado,
y las innovaciones tales como los sistemas rotativos direccionales y las tuberías de revestimiento
expandibles se han vuelto comunes. Lo mismo
puede decirse en cuanto a la aceptación de la industria de la tecnología de terminación inteligente.
Hoy en día, la resistencia de la industria con
respecto a las terminaciones inteligentes provienen de preocupaciones financieras que tienen los
operadores acerca de sus activos maduros o marginales; los operadores deben visualizar un aumento
de producción debido a las capacidades de monitoreo y control de fondo de pozo en forma remota,
suficiente como para justificar los costos iniciales
del hardware.
La introducción de un sistema modular destinado a proporcionar a la industria las ventajas de
una terminación inteligente tradicional a un costo
mucho menor parece cumplir aquel requisito.
Este cambio en la percepción acelerará la adopción de la tecnología de terminaciones inteligentes en la industria y, al hacerlo, repercutirá
considerablemente en la manera en que los operadores ven sus campos marginales y maduros.
Con la reducción de la barrera del costo inicial, las terminaciones inteligentes pueden extender la vida de los campos marginales debido a
que la tecnología para controlar la producción
frente a la formación, sin necesidad de realizar
intervenciones, conduce a una mayor producción
neta y producción total estimada mediante un
mezclado más eficiente. Del mismo modo, los proyectos con escenarios económicos tan frágiles que
quedaban archivados por temor a que los costos
de las posibles futuras intervenciones pudieran
contrarrestar la ganancia neta, ahora pueden ser
llevados adelante. Mediante el uso de terminaciones inteligentes en estos proyectos marginales,
los operadores pueden ahorrar en intervenciones
y reducir la erogación de capital inicial en instalaciones auxiliares. La capacidad para manejar los
parámetros de yacimiento mediante el control de
flujo a fin de retardar el ingreso del agua frente a
la formación, también permite a los operadores
planificar instalaciones de superficie de menores
dimensiones y reducir los costos asociados con el
manejo del agua, lo cual repercute positivamente
en los planes de desarrollo de los campos maduros
o marginales.
—RvF
27
Gas de lutitas: Un recurso global
La producción de cantidades comerciales de gas natural proveniente de lutitas ricas
en materia orgánica era poco común hasta hace una década. El éxito experimentado
en la lutita Barnett de Texas central, en EUA, creó un nuevo modo de pensar acerca
de las lutitas generadoras de hidrocarburos. Las técnicas utilizadas en esa formación
se aplicaron en otras cuencas de América del Norte donde las condiciones eran
favorables para la extracción de gas natural de las rocas generadoras.
La consecuencia en numerosas localizaciones de EUA y Canadá fue la producción
exitosa de gas de lutitas. Esto despertó el interés exploratorio a escala global ya
que actualmente las compañías buscan repetir ese logro.
Chuck Boyer
Pittsburgh, PensiIvania, EUA
Bill Clark
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Valerie Jochen
College Station, Texas, EUA
Rick Lewis
Camron K. Miller
Dallas, Texas
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Otoño de 2011: 23, no. 3.
Copyright © 2012 Schlumberger.
28
Las lutitas son la forma más abundante de roca
sedimentaria que existe en la Tierra. Sirven como
rocas generadoras de los hidrocarburos que
migran hacia los yacimientos permeables y
actúan como sellos para el entrampamiento de
petróleo y gas en los sedimentos infrayacentes.
Hasta hace poco, la industria del petróleo y el gas
las consideraba estorbos a los que había que tolerar durante la perforación dirigida a los yacimientos de arenisca y caliza. Pero los geólogos y los
ingenieros comenzaron a contemplar un tipo
específico de lutitas —las lutitas ricas en materia
orgánica— con una nueva perspectiva. Si exhiben
las características adecuadas, las lutitas ricas en
materia orgánica tienen el potencial para actuar
no sólo como fuentes de hidrocarburos, sino también como yacimientos para explotar. El descubrimiento y la explotación de gas de formaciones
de lutitas, que en un principio fuera un fenómeno
exclusivamente norteamericano, se ha convertido en una búsqueda global para muchas compañías de exploración.
El catalizador para el reciente auge de la
exploración de lutitas es la lutita Barnett de Texas.
Se necesitaron 20 años de experimentación para
que esta extensión productiva se considerara
económicamente viable. Y este éxito fue posible
gracias al desarrollo y la aplicación de dos tecnologías —estimulación por fracturamiento hidráulico y perforación horizontal— en el momento
adecuado.
Si bien la mayor parte del interés y las más
grandes inversiones financieras se han concentrado en las cuencas de América del Norte, las
compañías operadoras están intentando reproducir el éxito en otras partes del mundo. En lugares
con poca producción de hidrocarburos propia,
como los países de Europa, la exploración de lutitas reviste gran importancia. Sin embargo, el
interés no se limita a América del Norte y Europa.
Diversas partes del mundo están atrayendo capitales de inversión. Este artículo examina el estado
actual de las actividades de exploración y desarrollo de las lutitas gasíferas a nivel mundial.
Recursos no convencionales
Los depósitos de lutitas ricas en materia orgánica
con potencial para la producción de hidrocarburos
se conocen como yacimientos no convencionales y
como recursos no convencionales. Los yacimientos
de gas no convencionales corresponden a sedimentos de permeabilidad baja a ultra baja que producen principalmente gas seco. Los yacimientos con
una permeabilidad de más de 0,1 mD se consideran convencionales, y aquéllos cuya permeabilidad es inferior a ese valor límite se denominan no
convencionales, si bien no existe fundamento
científico alguno para tal designación.
Según una definición más reciente, los yacimientos de gas no convencionales son aquéllos
que no pueden ser explotados con tasas de flujo
Oilfield Review
económicas ni con volúmenes económicos a menos
que el pozo sea estimulado mediante tratamientos de fracturamiento hidráulico o aquéllos a los
que se llega mediante un pozo horizontal, pozos
multilaterales o alguna otra técnica para exponer
más superficie del yacimiento al pozo.1 Esta definición incluye las formaciones compuestas de areniscas gasíferas compactas y los carbonatos, además
de recursos no convencionales tales como el carbón y las lutitas.2 El término recurso no convencional se refiere a los sedimentos que actúan al mismo
tiempo como yacimiento y como fuente de hidrocarburos. A diferencia de las extensiones productivas convencionales, los recursos no convencionales
cubren una superficie extensa y habitualmente
no están confinados a la estructura geológica.
La producción de hidrocarburos de depósitos
de lutitas no es nueva, sino que constituye una
práctica anterior a la industria petrolera moderna.
En el año 1821, varias décadas antes de la perforación del primer pozo de petróleo, se perforó un
pozo comercial de gas de lutitas en Fredonia,
Nueva York, EUA.3 En la década de 1920, la producción de gas natural más prolífica del mundo
provino de depósitos de lutitas similares de la
cercana cuenca de los Apalaches. Los métodos
utilizados en esos tiempos para la explotación de
las lutitas gasíferas poco tienen que ver con las
prácticas actuales. Los operadores perforaban
pozos verticales que producían tasas de flujo bajas.
No obstante, el éxito de la producción de gas natural de la cuenca de los Apalaches despertó esperanzas en quienes más tarde intentaron explotar
la lutita Barnett y otros recursos no convencionales similares.
El desarrollo de la lutita Barnett se remonta
al año 1981 en que Mitchell Energy & Development
Corporation perforó un pozo exclusivamente para
la producción de gas de lutitas. La gratificación no
fue inmediata; 20 años de innovaciones en materia de perforación y terminación de pozos, además
de los incrementos de los precios de las materias
primas básicas, crearon el marco que le confirió la
viabilidad comercial a la extensión productiva.
La estimulación por fracturamiento hidráulico constituyó la primera tecnología para obtener el gas entrampado en las lutitas. Esta práctica
genera permeabilidad en las rocas que poseen
muy poca permeabilidad natural. El fracturamiento de la lutita desde pozos verticales producía
tasas de flujo de producción inicial elevadas, seguidas por una rápida caída. Los operadores notaron
que era necesario un mayor contacto con el yacimiento para evitar estas declinaciones rápidas.
De ese modo, junto con el fracturamiento hidráulico, la segunda tecnología facilitadora —la capacidad para perforar pozos horizontales de alcance
extendido— permitió el contacto con un volumen significativamente mayor de roca yacimiento
que el que es posible con pozos verticales.
Mediante la aplicación de estas dos tecnologías combinadas, las compañías que operaban en
la lutita Barnett demostraron que podían libe-
1. Consejo Nacional del Petróleo (NPC) de EUA:
“Unconventional Gas Reservoirs—Tight Gas, Coal
Seams, and Shales,” Washington, DC, documento de
trabajo del Estudio Global de Petróleo y Gas del NPC,
Contribución no. 29, 18 de julio de 2007.
2. Consejo de Protección de Aguas Subterráneas y ALL
Consulting: “Modern Shale Gas Development in the
United States: A Primer,” Washington, DC, Oficina de
Energía Fósil del DOE de EUA y Laboratorio Nacional
de Tecnología Energética, 2009.
Para obtener más información sobre el metano en capas
de carbón, consulte: Al-Jubori A, Johnston S, Boyer C,
Lambert SW, Bustos OA, Pashin JC y Wray A: “Metano
en capas de carbón: Energía limpia para el mundo,”
Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 4–15.
3. Departamento de Energía (DOE) de EUA y Laboratorio
Nacional de Tecnología Energética (NETL): “Shale Gas:
Applying Technology to Solve America’s Energy
Challenges,” Washington, DC, DOE de EUA y NETL
(Marzo de 2011), http://www.netl.doe.gov/technologies/
oil-gas/publications/brochures/Shale_Gas_March_2011.
pdf (Se consultó el 22 de agosto de 2011).
Volumen 23, no.3
29
Perspectivas globales
Las compañías de E&P producen hidrocarburos de
Lutita Marcellus
lutitas como rutina. Por ejemplo, los operadores de
Lutita Haynesville-Bossier
Brasil, Estonia, Alemania y China producen petróleo de lutitas mediante el proceso de pirogenación.8
Lutita Woodford
5,0
No
obstante, hasta el año 2011, no se registraba
Lutita Fayetteville
4,5
ninguna operación comercial de producción de gas
Lutita Barnett
de lutitas fuera de América del Norte. Pero esa situa4,0
Lutita Antrim
ción puede cambiar rápidamente. Existen proyec3,5
tos de exploración de lutitas gasíferas en curso en
América del Sur, África, Australia, Europa y Asia.
3,0
En todo el mundo, las compañías de E&P están
2,5
adquiriendo y analizando datos sísmicos, perforando pozos exploratorios y evaluando formacio2,0
nes en busca de capacidades para la producción
1,5
de gas. Dada la continuidad de la evaluación de los
recursos globales de lutitas, las estimaciones del
1,0
potencial de ese recurso se han elevado asombrosa0,5
mente (próxima página, arriba). Un estudio reciente
0,0
estimó que el potencial de gas natural global pro2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
veniente de las lutitas era de 716 trillones de m3
Año
[25 300 Tpc]. No obstante, en muchos casos, el
> Un rápido incremento de la producción de gas de lutitas en EUA. Desde el año 2000, la producción
camino del desarrollo plantea desafíos significativos.
anual de gas de lutitas en EUA se ha incrementado de un valor prácticamente insignificante a casi
A diferencia del desarrollo de las lutitas en
un cuarto del gas total producido. Las siete extensiones productivas indicadas produjeron 4,5 Tpc
3
EUA,
donde los operadores más pequeños resulta[127 400 millones de m ] de gas natural en el año 2010. El total producido de todos los recursos no
convencionales de lutitas de EUA fue de 4,87 Tpc [137 900 millones de m3] de gas seco. (Adaptado
ron esenciales para gran parte de la actividad, las
del DOE de EUA y del NETL, referencia 3.)
operaciones de exploración y desarrollo de lutitas
gasíferas en Europa tienden a ser dominadas por
3
nes
de
m
/d [5 200 MMpc] de gas natural, lo cual las grandes compañías de energía multinacionales
rarse volúmenes económicos de hidrocarburos de
eclipsó
los
152,9 millones de m3/d [5 400 MMpc/d] y las compañías petroleras estatales. Entre las
las lutitas generadoras. Luego de este éxito, los
operadores arremetieron con cuencas similares de la lutita Barnett.5 En el año 2010, se produje- compañías de Europa que tienen posiciones susen busca de lutitas que se convirtieran en la ron 137 900 millones de m3 [4,87 Tpc] de gas seco tanciales en términos de extensión areal se
“próxima Barnett.” Las rocas por tanto tiempo de los diversos recursos no convencionales de encuentran ExxonMobil Corporation, Total S.A.,
ignoradas por la industria de E&P pronto se con- lutita de EUA (arriba). Esto representó el 23% de la ConocoPhillips Company y Marathon Company.
virtieron en un tema de gran interés.
producción anual de ese país.6 Y en cuanto a la pro- Con limitada experiencia en exploración y desarroComo prueba del éxito de la producción de ducción de gas de lutitas se avizora un futuro bri- llo de lutitas, estas compañías se están asociando
gas de lutitas, en el año 2008, la lutita Barnett pasó llante. Según las proyecciones, la lutita Marcellus con las compañías que desarrollaron la industria
a ser la extensión o formación productora de gas situada en la región de los Apalaches del este de de las lutitas gasíferas de América del Norte. Por
más grande de EUA y contribuía con el 7% de todo EUA, que recién ahora está siendo explorada y ejemplo, Total adquirió una participación imporel gas natural producido en los 48 estados conti- desarrollada, cuenta con el potencial para supe- tante en Chesapeake Energy Corporation, una
guos ese año.4 Con posterioridad, se registraron rar la producción de ambas formaciones de luti- empresa protagonista activa en diversos desarroéxitos en otras extensiones productivas de gas. tas: Barnett y Haynesville-Bossier.7 Ahora, las llos de lutitas en EUA. ExxonMobil acaba de adquiEn marzo de 2011, al cabo de sólo tres años de compañías de exploración están desplazando su rir XTO Energy Inc, movimiento al que muchos
desarrollo, la prolífica lutita Haynesville-Bossier enfoque hacia otras regiones con la esperanza de analistas energéticos ven como un intento para
adquirir conocimientos técnicos especiales en el
de Luisiana y el este de Texas produjo 159,1 millo- desarrollar los recursos no explotados de lutitas.
desarrollo de los recursos de lutitas.9
7.Monteith G: “Ohio Shale’s Energy Potential: It Could
4. Warlick D: “A Current View of the Top 5 US Gas Shales,”
Más allá de la falta de experiencia técnica,
Be Big,” hiVelocity (5 de mayo de 2011),
Oil & Gas Financial Journal, (1° de febrero de 2010),
http://www.hivelocitymedia.com/features/
http://warlickenergy.com/oil-gas-articles/a-currentexisten muchos otros factores que impiden el
Shale5_5_11.aspx (Se consultó el 16 de octubre de 2011).
view-ofthe-top-5-us-gas-shales/ (Se consultó el 17
desarrollo de los recursos de lutitas en Europa,
de octubre de 2011).
8.Allix P, Burnham A, Fowler T, Herron M, Kleinberg R y
Asia y América del Sur. La obtención de grandes
Symington B: “Extracción del petróleo contenido en las
5. Administración de Información de Energía (EIA) de EUA:
lutitas,” Oilfield Review 22, no. 4 (Junio de 2011): 4–15.
“Haynesville Surpasses Barnett as the Nation’s Leading
cantidades de agua para las operaciones de perShale Play,” Washington, DC, US EIA (18 de marzo de
9.Durham LS: “Poland Silurian Shale Ready for Action,”
foración y estimulación constituye una preocupa2011), http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.
AAPG Explorer 31, no. 2 (Febrero de 2010): 14, 18.
cfm?id=570 (Se consultó el 6 de octubre de 2011).
ción importante, al igual que la disponibilidad
10.Kuuskraa et al, referencia 6.
6. Kuuskraa V, Stevens S, Van Leeuwen T y Moodhe K:
11.Arthur JD, Langhus B y Alleman D: “An Overview of
limitada de equipos para servicios de campos
“World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of
Modern Shale Gas Development in the United States,”
14 Regions Outside the United States,” Washington, DC,
petroleros; principalmente los del tipo utilizado
ALL Consulting (2008), http://www.all-llc.com/
Administración de Información de Energía de EUA,
publicdownloads/ALLShaleOverviewFINAL.pdf
para tratamientos de fracturamiento hidráulico.
Departamento de Energía, abril de 2011.
Producción anual de gas de lutita, Tpc
Lutita Eagle Ford
(Se consultó el 28 de septiembre de 2011).
30
Oilfield Review
Además, se plantean problemas con respecto al
uso potencial del suelo en las zonas densamente
pobladas de Europa Occidental. Mientras que los
derechos al subsuelo en relación con gran parte
de las tierras en EUA son controlados por los
terratenientes, no sucede lo mismo en otros países en los que el Estado es el propietario de los
recursos subterráneos. Los conflictos potenciales
entre los superficiarios y los responsables del
desarrollo de los recursos constituyen quizás el
desafío más desalentador para las operaciones de
desarrollo en Europa.
En la urgencia por proceder al desarrollo, es
difícil ignorar los problemas no técnicos, entre
los que se encuentran la geopolítica, la percepción pública y una diversidad de otras preocupaciones. A pesar de estos factores, y debido a la
naturaleza revolucionaria de las extensiones productivas de lutitas gasíferas de EUA, el interés
global se ha intensificado. En un informe integral
publicado por la Administración de Información
de Energía (EIA) de EUA en el año 2011 se evaluaron 48 cuencas de lutitas gasíferas de 32 países y se examinó el estado de desarrollo actual de
Estudio Rogner 1997, Tpc
Estudio EIA 2011, Tpc
América del Norte
Región
3 842
7 140
América del Sur
2 117
4 569
549
2 587
África
1 548
3 962
Asia
3 528
5 661
Australia
2 313
1 381
Otros
2 215
No disponible
Total
16 112
Europa
25 300
> Estimaciones del gas de lutitas. Un estudio efectuado en 1997 estimó que el volumen de reservas
globales de gas de lutitas era de 16 112 Tpc [456 trillones de m3]. El estudio de la EIA de EUA del año
2011 incrementó esa estimación en casi el 60% y arrojó una cifra de 25 300 Tpc [716 trillones de m3].
[Adaptado de Rogner H-H: “An Assessment of World Hydrocarbon Resources,” Victoria, Columbia
Británica, Canadá: Instituto de Sistemas Integrados de Energía, Universidad de Victoria (IESVic,
1997) y Kuuskraa et al, referencia 6.]
las lutitas (abajo).10 Según este informe, el mundo
parece estar preparado para la revolución del gas
de lutitas.
Evaluaciones del gas de lutitas
Estados Unidos: Actualmente, los únicos recursos no convencionales comerciales de lutitas se
localizan en América del Norte, y la mayor parte
en EUA. La lutita Marcellus, en el noreste de EUA,
es sin dudas la extensión productiva más grande
ya que posee una superficie de 246 000 km2
[95 000 mi2]. A ésta le sigue la lutita New Albany,
con un tamaño que equivale aproximadamente a
la mitad de la primera.11 Otras zonas de lutitas
Cuencas establecidas con
estimación de recursos
Cuencas potenciales sin
estimación de recursos
Países con potencial
desconocido
> Recursos globales de gas de lutitas. La EIA de EUA estudió 14 regiones con potencial de gas de lutitas. Las vastas masas de tierra de Rusia, Medio
Oriente y África no fueron incluidas en el informe (sombreado gris). Las razones de la exclusión de estas regiones del informe fueron la escasez de datos
de exploración o la presencia de reservas abundantes en yacimientos convencionales, lo que vuelve poco atractivo el gas de lutitas; por el momento
actual. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
Volumen 23, no.3
31
con 42,5 trillones de m3 [1 500 Tpc], está a la
cabeza de todas las demás. Si bien la lutita
Marcellus parece alojar el mayor potencial, los
operadores de la región recién han comenzado a
explorarla y desarrollarla. De las lutitas explotadas activamente en nuestros días, la más vasta es
la lutita Haynesville-Bossier con un GIP estimado
en 20,3 trillones de m3 [717 Tpc]. Le sigue la
lutita Barnett con 9,3 trillones de m3 [327 Tpc].12
Pero existen diversos recursos de lutitas actualmente en producción. Algunos de los más notables son Fayetteville, Woodford, Antrim, Eagle
Ford y New Albany.
Canadá: Numerosas cuencas de Canadá cuentan con un potencial significativo de gas de lutitas.
gasíferas importantes de EUA oscilan en extensión
entre 13 000 y 30 000 km2 [5 000 y 12 000 mi2], y
algunas demostraron ser productoras prolíficas
(abajo).
Sobre la base de las estimaciones del año
2011, las formaciones líderes con las tasas diarias
combinadas más altas de producción son las lutitas Barnett y Haynesville-Bossier. La clasificación
por producción, si bien constituye un indicador
significativo, puede conducir a errores porque las
diferentes extensiones productivas han experimentado niveles de desarrollo variables. Por el
contrario, si las extensiones productivas de EUA
se clasifican de acuerdo con las estimaciones del
gas original en sitio (GIP), la lutita Marcellus,
Río Besa
Inferior
Montney
Las más extensas se encuentran ubicadas en el
oeste de Canadá e incluyen la cuenca de Horn
River, la bahía de Córdova, la cuenca de Laird, la
cuenca Profunda y el grupo Colorado. Se estima
que estas cinco cuencas contienen en forma conjunta 37,6 trillones de m3 [1 326 Tpc] de GIP, de
los cuales 10 trillones de m3 [355 Tpc] se consideran técnicamente recuperables.13
Los sedimentos objetivo de las cuencas de
Horn River, Córdova y Laird son de edad Devónico,
y las principales formaciones de interés corresponden a las lutitas Muskwa, Otter Park, Evie,
Klua y lower Besa River. Diversos operadores involucrados activamente en estas áreas han obtenido
resultados positivos. Las extensiones productivas
Cuencas del Río Horn, de
Cordova y Laird
Cuenca
Profunda
Muskwa, Otter Park,
Lutitas Evie y Klua
Doig
Phosphate
CANADÁ
Grupo Colorado
Frederick
Brook
Niobrara*
Cody
Heath**
Bakken
***
Utica
Horton Bluff
Gammon
Mowry
Hilliard-BaxterMancos-Niobrara
Antrim
Niobrara*
EUA
Mancos
MontereyTemblor
Hermosa
Utica
PierreNiobrara
Lewis
New
Albany
Marcellus
Excello-Mulky
Woodford
Chattanooga
Monterey
Fayetteville
Bend
New Caney
Floyd-Neal
Avalon
Conasauga
Barnett
BarnettWoodford
Tuscaloosa
Haynesville-Bossier
Eagle Ford,
La Casita
Cuenca de Sabinas
MÉXICO
Eagle Ford
Extensiones productivas de lutitas prospectivas
Pearsall
Cuencas
Cuenca de Burgos
Eagle Ford,
Tithonian
Extensiones productivas de lutitas actuales
Cuenca de Tampico
Extensiones productivas apiladas
Más someras o más modernas
Profundidad o edad intermedia
Más profundas o más longevas
0
0
600
400
1 200 km
800 mi
Cuenca de Tuxpan
Pimienta,
Tamaulipas
Maltrata
* Extensión productiva mixta de lutitas y cretas
** Extensión productiva mixta de lutitas y calizas
*** Extensión productiva mixta de lutitas y
roca dolomía-limolita-arenisca compactas
Cuenca de
Veracruz
> Extensiones productivas de lutitas de América del Norte. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
32
Oilfield Review
Triassicage Montney Shale y Doig Phosphate de
edad Triásico se encuentran en la cuenca Profunda.
Para julio de 2009, en la lutita Montney se habían
perforado 234 pozos horizontales que producían
10,7 millones de m3/d [376 MMpc/d] de gas natural.14
En el este de Canadá existen numerosas extensiones productivas potenciales de lutitas, si bien
no han sido tan extensivamente estudiadas como
las del oeste. Las áreas prospectivas comprenden
la porción canadiense de la lutita Utica de edad
Ordovícico Superior en el cinturón plegado de los
Apalaches, que se extiende por la frontera con
EUA y aloja un GIP estimado de 4,4 trillones de m3
[155 Tpc], de los cuales 877 000 millones de m3
[31 Tpc] son técnicamente recuperables. En la
lutita Utica se han perforado pocos pozos, y durante
las pruebas se recuperó gas pero con tasas de
producción bajas.
La lutita lacustre Horton Bluff de la cuenca de
Windsor es mucho más pequeña, con 255 millones
de m3 [9 Tpc] de GIP, de los cuales unos 56 600 millones de m3 [2 Tpc] son técnicamente recuperables.
Más hacia el oeste, la lutita Frederick Brook en la
cuenca Maritimes de New Brunswick se encuentra transitando las etapas preliminares de exploración y evaluación.
México: En México existen lutitas ricas en
materia orgánica y térmicamente maduras de
edad Jurásico y Cretácico. (Para obtener más
información sobre las características de las lutitas orgánicas, véase “Revolución del gas de lutitas,”
página 40.) Son similares a las lutitas gasíferas
productivas de edad relativa de EUA, tales como
las lutitas Eagle Ford, Haynesville-Bossier y
Pearsall.15 Los recursos potenciales de lutitas se
localizan en el noreste y en la zona centro-oriental de México, a través de la cuenca del Golfo de
México. Las lutitas a las que se apunta como objetivos de exploración también actuaron como roca
generadora para algunos de los yacimientos convencionales más grandes de México.
12.Arthur et al, referencia 11.
13.Kuuskraa et al, referencia 6.
14.Junta Nacional de Energía, Canadá: “A Primer for
Understanding Canadian Shale as—Energy Briefing
Note,” Calgary: Junta Nacional de Energía, Canadá
(Noviembre de 2009), http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/
rnrgynfmtn/nrgyrprt/ntrlgs/prmrndrstndngshlgs2009/
prmrndrstndngshlgs2009-eng.html (Se consultó el
10 de octubre de 2011).
15.Salvador A y Quezada-Muñeton JM: “Stratigraphic
Correlation Chart, Gulf of Mexico Basin,” en Salvador
A (ed): The Geology of North America, Volume J,
The Gulf of Mexico Basin. Boulder, Colorado, EUA:
The Geological Society of America (1991): 131–180.
16.Kuuskraa et al, referencia 6.
17.Weeden S: “Mexico Aims to Tap World’s Fourth Largest
Shale Gas Reserves,” Hart Energy E&P, (26 de agosto de
2011), http://www.epmag.com/2011/August/item87574.php
(Se consultó el 20 de septiembre de 2011).
Volumen 23, no.3
PERÚ
BOLIVIA
BRASIL
PARAGUAY
Cuenca
Paranaense
Cuenca
Chaquense
CHILE
ARGENTINA
URUGUAY
AMÉRICA DEL SUR
Cuenca
Neuquina
Cuenca del
Golfo San Jorge
Cuenca
Austral-Magallanes
0
0
Cuenca prospectiva
500
1 000 km
300
600 mi
> Cuencas de lutitas de América del Sur. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
Si bien se ha reportado el desarrollo de poca
actividad de exploración de las lutitas gasíferas
en las cinco cuencas de México estudiadas por la
EIA de EUA, existe GIP estimado de 67 trillones
de m3 [2 366 Tpc], de los cuales se considera que
19,3 trillones de m3 [681 Tpc] son técnicamente
recuperables.16 Las cinco cuencas de interés para
el desarrollo de las lutitas son las de Burgos (que
incluye las lutitas de la formación Eagle Ford y las
lutitas de edad Titoniano), Sabinas (que incluye
las lutitas de la formación Eagle Ford y de la formación La Casita de edad Titoniano), Tampico
(lutita de la formación Pimienta), Tuxpan (lutitas
de las formaciones Pimienta y Tamaulipas) y
Veracruz (lutita de la formación Maltrata). Si bien
existe un alto interés en el desarrollo de yacimientos de lutita en México, muchas de las lutitas
ricas en materia orgánica son estructuralmente
complejas debido al sobrecorrimiento o se encuentran a más de 5 000 m [16 400 pies] de profundidad;
demasiada profundidad para encarar el desarrollo
utilizando la tecnología actual. Los objetivos potenciales más grandes se hallan en el norte y corresponden a las lutitas Eagle Ford y Titonianas de
las cuencas de Burgos y Sabinas.
En la cuenca del Río Grande, en el sur de
Texas, la formación Eagle Ford produjo tanto gas
como petróleo. Dado que esta formación se
extiende a lo largo del límite y penetra en las
cuencas de Burgos y Sabinas de México, la producción exitosa del lado del límite que corresponde a EUA promete la obtención de resultados
similares para el lado mexicano.
En su primer pozo exploratorio de gas de lutitas,
la compañía petrolera estatal de México, Petróleos
Mexicanos (PEMEX) Exploración y Producción,
anunció recientemente el éxito de una prueba de
gas de la lutita Eagle Ford en la cuenca de Burgos.
La producción comenzó en mayo de 2011 con una
tasa de 84 000 m3/d [3,0 MMpc/d] aproximadamente.
PEMEX tiene previsto perforar 20 pozos más en
el futuro cercano para evaluar de manera más
exhaustiva el potencial de recursos de las cinco
cuencas mencionadas.17
América del Sur: En América del Sur se localizan varias cuencas de lutitas gasíferas potenciales (arriba). Sin lugar a dudas, la Argentina posee
el potencial de recursos más grande, con un GIP
de 77 trillones de m3 [2 732 Tpc], de los cuales
21,9 trillones de m3 [774 Tpc] se consideran téc-
33
nicamente recuperables.18 Le sigue Brasil con
25,7 trillones de m3 [906 Tpc], de los cuales 6,4 trillones de m3 [226 Tpc] se consideran recuperables.
Chile, Paraguay y Bolivia también cuentan con
recursos cuantiosos. Uruguay, Colombia y Venezuela
poseen un potencial limitado para el desarrollo
de lutitas.
La cuenca Neuquina, en la porción centro-occidental de Argentina, parece alojar parte del mayor
potencial para el desarrollo de lutitas gasíferas.
Se trata de una región que ya se define como
importante productora de petróleo y gas de areniscas convencionales y compactas. La formación Los
Molles de edad Jurásico Medio y la formación Vaca
Muerta de edad Cretácico Temprano contienen
sedimentos ricos en materia orgánica. Estas dos
lutitas marinas de aguas profundas constituyeron
la fuente de la mayoría de los campos de petróleo
y gas de la cuenca Neuquina.
La formación Vaca Muerta exhibe algunas de las
mejores características para el desarrollo, con niveles promedio altos de carbono orgánico total (TOC)
(4,0%), una profundidad moderada —2 440 m
[8 000 pies]— y condiciones de sobrepresión.19
La formación Los Molles es más madura que la
formación Vaca Muerta y se encuentra a una profundidad promedio de 3 810 m [12 500 pies]. Si bien
cubre un área geográfica más grande, los valores
del TOC más bajos (1,5% en promedio) de la formación Los Molles proporcionan menos GIP neto
que en la formación Vaca Muerta. No obstante,
existen secciones más ricas en la formación Los
Molles con valores del TOC que promedian entre
un 2% y un 3%. Recientemente, Repsol YPF S.A.
comenzó a perforar, terminar, estimular por fracturamiento y probar algunos pozos en la cuenca
Neuquina y terminó con éxito un pozo productor de
petróleo en la formación Vaca Muerta.20 Apache
Corporation Argentina, terminó recientemente
un pozo de lutita en la formación Los Molles, que
produjo cantidades significativas de gas.21
La cuenca del Golfo San Jorge en la Patagonia
central da cuenta del 30% de la producción convencional de petróleo y gas de Argentina. La lutita de
la formación Aguada Bandera de edad Jurásico
Tardío y Cretácico Temprano fue la roca generadora predominante para estas acumulaciones.
Con un buen grado de madurez térmica en la
mayor parte de la cuenca y valores del TOC entre
medios y altos, la formación Aguada Bandera
posee potencial para la producción de gas de lutitas.
Se encuentra a profundidades que oscilan entre
3 487 y 3 706 m [11 440 y 12 160 pies]. El ambiente
depositacional lacustre de estos sedimentos plantea
un riesgo potencial para el desarrollo porque las
lutitas lacustres se consideran objetivos generalmente peores que las lutitas marinas.22
34
Otra lutita lacustre, la lutita Pozo D-129 de
edad Cretácico Temprano, también se localiza en
la cuenca del Golfo San Jorge. Exhibe un espesor
consistente de 915 m [3 000 pies] en la porción
central de la cuenca, y el análisis inicial de los
sedimentos indica la existencia de valores del TOC
moderados y buena madurez térmica. Los mejores
prospectos para los desarrollos de lutitas gasíferas
se encuentran en las porciones central y septentrional de la cuenca debido a la naturaleza potencialmente petrolífera de las porciones australes.
La cuenca Austral-Magallanes del sur de la
Patagonia se extiende a lo largo del límite entre
Argentina y Chile. La porción chilena de la cuenca,
es decir Magallanes, da cuenta de la producción de
petróleo esencialmente de todo el país. La roca
generadora principal para la cuenca es la formación
Inoceramus Inferior de edad Cretácico Inferior, que
contiene depósitos de lutitas ricos en contenido
orgánico. Esta formación posee un espesor de 200 m
[656 pies] aproximadamente, se encuentra a
profundidades comprendidas entre 2 000 y 3 000 m
[6 562 y 9 842 pies] y exhibe valores del TOC oscilantes entre bajos y medios.23
La cuenca Chacoparanaense es inmensa y se
extiende a través de un área de más de 1 294 994 km2
[500 000 mi2]. La cuenca cubre la mayor parte de
Paraguay y partes de Brasil, Uruguay, Argentina y
Bolivia. No ha sido explorada extensivamente y
tiene menos de 150 pozos perforados. La formación Los Monos de edad Devónico contiene varios
depósitos de lutitas marinas. El más prometedor
es San Alfredo, que corresponde a una capa
espesa y monótona de lutitas negras que suprayacen un nivel arenoso. Si bien puede alcanzar un
espesor de 3 658 m [12 000 pies], se considera que
sólo 600 m [2 000 pies] exhiben riqueza orgánica.24
La escasa información disponible indica la presencia de una matriz de lutita con buenas características para la estimulación por fracturamiento
hidráulico.
Sobre la base del espesor asumido, la madurez térmica y las saturaciones de gas, y utilizando
los datos de los pocos pozos perforados en la
cuenca, los ingenieros estimaron un valor conservador de GIP de 59 trillones de m3 [2 083 Tpc],
con 14,8 trillones de m3 [521 Tpc] técnicamente
recuperables.25
Europa: Europa posee muchas cuencas con
áreas prospectivas de gas de lutitas (próxima página).
Dado que parece alojar el mayor potencial, Polonia
es uno de los países de Europa más activos en la
exploración de lutitas gasíferas. Las cuencas del
Báltico y de Lublin de edad Silúrico se disponen
en dirección centro-norte o sudeste a través del
país y están limitadas por la zona de falla transeuropea. La cuenca de Podlasie se encuentra ubi-
cada al este de estas dos cuencas. Las cuencas de
Lublin y Podlasie son similares entre sí y se diferencian de la cuenca del Báltico por los rasgos geológicos y el fallamiento tectónico regional. El volumen
de gas en sitio correspondiente a estas tres cuencas se estima en 22,4 trillones de m3 [792 Tpc],
de los cuales 5,3 trillones de m3 [187 Tpc] se consideran técnicamente recuperables.26 Si bien la
cuenca de Podlasie exhibe algunas de las mejores
características, la cuenca del Báltico es, sin dudas,
la más grande en extensión areal y en GIP total.
Existen varias compañías de exploración con
una participación activa en Polonia, y el primer
pozo de exploración de lutitas fue perforado en la
cuenca del Báltico en el año 2010. El pozo de evaluación vertical constituyó una operación conjunta entre 3Legs Resources plc y ConocoPhillips
Company. BNK Petroleum Inc perforó y probó
algunos pozos en la cuenca del Báltico, en busca
de las formaciones de edad Silúrico y Ordovícico.27
Con un GIP estimado de 20,4 trillones de m3
[720 Tpc] y 5,1 trillones de m3 [180 Tpc] recuperables, Francia sigue de cerca a Polonia en
cuanto a recursos estimados de lutitas gasíferas.28
Estos recursos se encuentran principalmente en
la cuenca de París y en la cuenca del Sudeste.
La cuenca de París contiene dos lutitas ricas en
materia orgánica, la formación de lutitas negras
de edad Toarciano y las lutitas de edad PérmicoCarbonífero. Algunas porciones de las lutitas de
edad Toarciano son térmicamente inmaduras y
poseen un alto contenido de petróleo, lo que
limita su potencial gasífero. Las lutitas PérmicasCarboníferas más maduras —cuya edad oscila
entre el Pensilvaniano y el Pérmico Tardío— se
encuentran a mayor profundidad y han sido
menos exploradas que las del sector norte de la
cuenca de París. El espesor promedio de las lutitas es de unos 350 m [1 150 pies], si bien en el
margen este de la cuenca pueden observarse
espesores de más de 2 200 m [7 200 pies] en secciones aisladas. El número de datos disponibles a
partir de registros de pozos es mínimo, de modo
que las estimaciones del volumen de gas se basan
en hipótesis extrapoladas.
La mayor parte de la actividad exploratoria de
la cuenca de París se ha dirigido al petróleo de
lutita, más que al gas. No obstante, recientemente, las compañías de E&P han apuntado a los
recursos no convencionales más profundos que
se encuentran en la ventana de gas. Las formaciones de lutitas más promisorias de la cuenca
Sudeste son las lutitas negras Terres Noires de
edad Jurásico Superior y las lutitas negras
Liásicas de edad Jurásico Inferior. La porción
este de la lutita Terres Noires se encuentra en la
ventana de gas, en tanto que los bordes occiden-
Oilfield Review
impacto ambiental.29 Más importante aún es una
prohibición gubernamental de todos los procesos
de fracturamiento hidráulico en Francia, que fue
promulgada en junio de 2011.30 La extracción de
gas de lutitas no se prohíbe expresamente, pero
sin la capacidad para aplicar la tecnología de
fracturamiento es difícil lograr la viabilidad de
los recursos no convencionales.
Al norte de Francia, la cuenca alemana del
Mar del Norte se extiende a través del Mar Norte
desde Bélgica hasta la frontera este de Alemania,
atravesando los Países Bajos. Dentro de esta cuenca
existen numerosas formaciones con potencial de
gas de lutitas, incluidas las lutitas de Posidonia
tales todavía se hallan en la ventana de gas
húmedo-petróleo. Dado que alguna vez se encontró a mayor profundidad pero fue levantada a lo
largo de su margen oeste, la lutita Liásica por lo
general es térmicamente más madura que la
lutita Terres Noires. Si bien el potencial de la
lutita Liásica como recurso se considera más
grande que el de la lutita Terres Noires, su mayor
contenido de arcilla dificulta los tratamientos de
estimulación por fracturamiento.
En la actualidad, existe una suspensión de las
actividades de investigación y perforación en
busca de petróleo y gas de lutitas en Francia, ya
que está pendiente la ejecución de estudios de
(localizadas en porciones aisladas de los Países
Bajos y Alemania), las lutitas Wealden (Alemania)
y las lutitas de edad Carbonífero (Namuriano)
(Países Bajos).31
Un volumen significativo de las lutitas de
Posidonia y Wealden se encuentra térmicamente
inmaduro y sólo existen secciones aisladas con
potencial gasífero. El potencial es bajo en estas
dos lutitas; se estima un GIP de 736 000 millones
de m3 [26 Tpc] y 198 000 millones de m3 [7 Tpc]
recuperables en la lutita Posidonia y un GIP de
254 000 millones de m3 [9 Tpc] y 56 600 millones
de m3 [2 Tpc] recuperables en la lutita Wealden.
La lutita más profunda y muy madura de edad
NORUEGA
SUECIA
Lutita Alum
Sistema
petrolero
Norte
IRLANDA
REINO
UNIDO
Cuenca del Weald
Cuenca
de París
BELARÚS
ALEMANIA
AUSTRIA
Cuenca
del Po
Cuenca
de Ebro
ITALIA
PORTUGAL
Cuenca prospectiva
0
0
POLONIA
Falla
transeuropea
Cuenca
de Lublin
500
UCRANIA
MOLDAVIA
HUNGRÍA
Cuenca de
PannoniaTransilvania
CROACIA BOSNIA Y
HERZOVINA SERBIA
Cuenca de
los CárpatosBalcanes
RUMANIA
BULGARIA
ALBANIA
Área prospectiva
750
Cuenca de
Podlasie
Cuenca de
ESLOVAQUIA
Molasse Cuenca de Viena
Cuenca de
Aquitane
Cuenca del
Sudeste
ESPAÑA
LITUANIA
REP.
CHECA
FRANCIA
Cuenca
del Peniche
Lusitaniano
Cuenca
del Báltico
PAÍSES
BAJOS
BÉLGICA
RUSIA
LETONIA
DINAMARCA
Cuenca alemana
del Mar del Norte
Sistema
petrolero
Sur
ESTONIA
1 500 km
MACEDONIA
GRECIA
TURQUÍA
1 000 mi
> Cuencas de lutitas de Europa. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
18.Kuuskraa et al, referencia 6.
19.El TOC rige el potencial de la lutita como recurso.
Los objetivos de exploración habitualmente exhiben
valores del TOC cuyo rango oscila entre el 2% y el 10%.
20.OilandGasInvestor.com: “Argentina’s Neuquén Basin
Shales,” http://www.oilandgasinvestor.com/article/
Argentinas-Neuquen-Basin-Shales_84718 (Se consultó
el 20 de septiembre de 2011).
21.Natural Gas Americas: “First Horizontal Shale Gas
Well Completed in Argentina,” (19 de agosto de 2011),
http://naturalgasforamerica.com/horizontal-shalegascompleted-argentina.htm (Se consultó el 25 de
septiembre de 2011).
Volumen 23, no.3
22.Kuuskraa et al, referencia 6.
23.Kuuskraa et al, referencia 6.
24.Kuuskraa et al, referencia 6.
25.Kuuskraa et al, referencia 6.
26.Kuuskraa et al, referencia 6.
27.BNK Petroleum: “BNK Petroleum Inc. Baltic
Basin Update,” (4 de septiembre de 2011),
http://www.bnkpetroleum.com/newsletters/
BNK%20Press%20Release%20Poland%20update
%20Sept%204th%20final.pdf (Se consultó el 5 de
septiembre de 2011).
28.Kuuskraa et al, referencia 6.
29.Sheehan J: “Europe Gears Up for the Shale Gale,”
Journal of Petroleum Technology 63, no. 7 (Julio
de 2011): 32–37.
30.Patel T: “France Vote Outlaws ‘Fracking’ Shale for
Natural Gas, Oil Extraction,” Bloomberg (1° de julio
de 2011), http://www.bloomberg.com/news/2011-07-01/
france-vote-outlaws-fracking-shale-for-natural-gasoilextraction.html (Se consultó el 20 de septiembre
de 2011).
31.Kuuskraa et al, referencia 6.
35
Carbonífero (Namuriano) contiene un GIP estimado
de 1,8 trillones de m3 [64 Tpc], con 453 000 millones
de m3 [16 Tpc] recuperables.32 Actualmente, varias
compañías están desarrollando actividades de exploración, tanto en Alemania como en los Países Bajos.
Más hacia el norte, la lutita Alum se extiende a
través de Noruega, Suecia y Dinamarca. Las zonas
que se encuentran en la ventana de gas son prometedoras en términos de producción; no obstante,
los datos son escasos. Sobre la base de los datos
disponibles, el GIP estimado es de 16,7 trillones
de m3 [589 Tpc] con 4,2 trillones de m3 [147 Tpc]
considerados técnicamente recuperables.
La cuenca de Pannonia-Transilvania cubre la
mayor parte de Hungría, Rumania y Eslovaquia.
Se cree que los sedimentos marinos depositados
en esta cuenca durante la edad Oligoceno constituyen la fuente de la mayoría de los hidrocarburos convencionales de Hungría. Si bien las lutitas
han estado expuestas a un gradiente geotérmico
muy alto, que ha acelerado la maduración del
material orgánico, la calidad de las rocas ricas en
contenido de arcilla es pobre para la producción
de gas de lutitas. Las actividades de exploración se
encuentran en la etapa especulativa temprana y
algunas pruebas iniciales fueron desalentadoras.
El Reino Unido e Irlanda son otras dos áreas
de exploración de lutitas. El Reino Unido posee
dos horizontes petroleros principales: el sistema
petrolero norte de edad Carbonífero y el sistema
petrolero sur de edad Mesozoico.33 Los dos sistemas contienen varias cuencas con una historia
depositacional y tectónica similar. Las acciones
gubernamentales destinadas a restringir las actividades de exploración de lutitas cambiaron su
curso en mayo de 2011 y recientemente se ha
registrado un incremento de las operaciones de
perforación de exploración en ambos sistemas.
La exploración petrolera en el sistema petrolero norte existe hace más de 100 años y la lutita
TÚNEZ
Cuenca
de Tadla
MARRUECOS
Cuenca de
Ghadames
Cuenca
de Tindouf
0
MAURITANIA
LIBIA
ARGELIA
SAHARA
OCCIDENTAL
Cuenca prospectiva
600
0
400
Cuenca
de Sirte
Área prospectiva
1 200 km
800 mi
NIGERIA
Bowland en la cuenca del Cheshire de esta región
detenta un gran potencial para el desarrollo. Se necesitan datos adicionales para evaluar este recurso
en forma exhaustiva, especialmente en las regiones
occidentales.34 Las estimaciones actuales del GIP
se encuentran en el orden de 2,7 trillones de m3
[95 Tpc], de los cuales 538 000 millones de m3 [19 Tpc]
son técnicamente recuperables. Recientemente,
Cuadrilla Resources Ltd anunció el descubrimiento de 5,7 trillones de m3 [200 Tpc] de gas de
lutitas en la lutita Bowland, cifra que excede con
creces las estimaciones publicadas para la región.35
El sistema petrolero sur ha sido explorado
desde la década de 1920, si bien hasta el descubrimiento del campo Wytch Farm en el año 1973 se
registraron pocos hallazgos destacados. La lutita
generadora Liásica exhibe un potencial gasífero
limitado. Es profunda, ya que promedia 4 114 m
[13 500 pies], pero carece de madurez térmica.
El potencial de recursos recuperables es de sólo
28 300 millones de m3 [1 Tpc]. Celtique Energie
Petroleum Ltd posee concesiones en la lutita
Liásica de la cuenca del Weald. Se cree que esta
lutita aloja cantidades comerciales de gas húmedo,
condensado y petróleo.36
Existen muchos otros depósitos de lutitas en
cuencas de Europa que pueden ofrecer potencial
para la exploración y el desarrollo. En su mayoría
no han sido ampliamente explorados o no se han
publicado datos para la evaluación de todo su
potencial.
África: El continente africano posee varias
cuencas de lutitas consideradas recursos no convencionales potenciales. Debido a la presencia de
recursos convencionales sin explotar, ha habido
CHAD
BOTSWANA
SWAZILAND
NAMIBIA
SUDÁFRICA
Cuenca de Karoo
LESOTO
ÁFRICA
0
0
Cuenca prospectiva
300
200
Área prospectiva
600 km
400 mi
> Cuencas de lutitas de África. Sólo se muestran Sudáfrica y África Septentrional debido a la falta de datos correspondientes a gran parte de África continental.
(Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
36
Oilfield Review
pocos informes de actividad de exploración de las
lutitas gasíferas (página anterior). La excepción
notable con respecto a esta situación la constituye Sudáfrica, donde compañías de E&P importantes e independientes se han involucrado
activamente en la producción de gas de lutitas.
La cuenca de Karoo, ubicada en la porción
central y sur de Sudáfrica, cubre casi dos tercios
del país. El grupo de lutitas Ecca de edad Pérmico
contiene volúmenes significativos de gas, con un
GIP estimado de 51,9 trillones de m3 [1 834 Tpc],
de los cuales 13,7 trillones de m3 [485 Tpc] son
técnicamente recuperables.37 Las lutitas de esta
cuenca se caracterizan como térmicamente maduras y con alto contenido orgánico y se encuentran
en la ventana de gas seco.
Muchas lutitas ricas en materia orgánica se
hallan en las cuencas de África septentrional —
desde el Sahara Occidental y Marruecos y pasan
por Argelia, Túnez y Libia— pero la mayor parte
de las compañías de exploración se están concentrando en el descubrimiento y el desarrollo de los
yacimientos convencionales de estas regiones.
No obstante, a diferencia de Argelia, Túnez y Libia,
Marruecos cuenta con pocas reservas de gas natural y depende considerablemente de las importaciones para satisfacer sus necesidades de consumo
interno. Por este motivo, en esa zona existen actividades de exploración en curso en los depósitos
de lutitas.
La cuenca de Tindouf (que se extiende a través
de Marruecos, el Sahara Occidental, Mauritania y
el oeste de Argelia), y en menor medida, la cuenca
de Tadlan (en Marruecos central), son objetivos de
exploración y posiblemente de desarrollo como
recursos no convencionales de lutitas. Estos depósitos de lutitas de edad Silúrico contienen un GIP
estimado de 7,5 trillones de m3 [266 Tpc], con
aproximadamente 1,5 trillón de m3 [53 Tpc] técnicamente recuperables.38 La actividad de exploración en Marruecos, incluidas la adquisición
sísmica y las operaciones de perforación exploratoria, comenzó recientemente pero aún se encuentra en las primeras etapas. San León Energy plc ha
manifestado interés en el gas de lutitas, pero en
este momento está explorando áreas prospectivas
de lutitas petrolíferas en el oeste de Marruecos.39
Excepto lo observado precedentemente, y a lo
largo de la costa oeste de África, donde las compañías de E&P siguen descubriendo, produciendo
y desarrollando recursos convencionales, gran
parte del resto de África permanece inexplorado.
En este momento, la escasez de información,
junto con la falta de recursos de perforación y
exploración, crean un ambiente deficiente para
el desarrollo de lutitas gasíferas.
Volumen 23, no.3
China: En China se han identificado muchas
lutitas ricas en materia orgánica que resultan
prometedoras como recursos no convencionales
(abajo). Con un GIP estimado de 144,4 trillones
de m3 [5 101 Tpc] y 36,1 trillones de m3 [1 275 Tpc]
de gas técnicamente recuperable, el potencial
es comparable con el de América del Norte.40
Existen dos grandes cuencas sedimentarias de
interés: la cuenca de Sichuan al sur y la cuenca de
Tarím al oeste. Con depósitos de lutitas ricas en
materia orgánica de gran espesor, estas cuencas
cubren amplias extensiones y poseen buenas
características prospectivas para el desarrollo.
En la cuenca de Sichuan, se observan lutitas
marinas térmicamente maduras de edad Cámbrico
Inferior (formación Qiongzhusi) y Silúrico Inferior
(formación Longmaxi). Las compañías de exploración han manifestado un interés considerable
en estas formaciones debido a los rastros de gas
hallados en los pozos exploratorios. Su bajo contenido de arcillas también constituye una ventaja, lo
que las convierte en candidatos potencialmente
buenos para los tratamientos de estimulación por
fracturamiento hidráulico. No obstante, la presencia extensiva de pliegues y fallas plantea una
importante complejidad estructural, lo que introduce riesgos para el desarrollo futuro.
Actualmente, algunos operadores están efectuando evaluaciones y pruebas en la cuenca de
Sichuan, si bien no se ha confirmado la existencia de producción comercial. No obstante, según
se informa, en el año 2010 China Petroleum and
Chemical Corporation (Sinopec) produjo cantidades comerciales de gas a partir de pruebas realizadas en dos partes diferentes de la cuenca de
Sichuan; el distrito de Yuanba al noreste y el distrito de Fuling al sudeste.41
La cuenca de Tarím, en el oeste de China, es
una de las cuencas de exploración de frontera más
grande del mundo. Las lutitas de interés son de
edad Cámbrico y Ordovícico y actuaron como roca
generadora de los 795 millones de m3 [5 000 millones
de bbl] de hidrocarburos de petróleo equivalente
de los yacimientos carbonatados convencionales
de la región. No obstante, las condiciones áridas
de la región —que yace por debajo del desierto de
Taklimakán— dejan en claro que la obtención de
agua para los procesos de fracturamiento será difícil.
Las lutitas de edad Cámbrico alojadas en las
depresiones de Manjiaer y Awati tienen más de 1 km
[3 280 pies] de espesor, y ambos depósitos se
encuentran en la ventana de gas seco. La profundidad excesiva de estos depósitos limita el metraje
neto de lutitas ricas en materia orgánica accesi-
MONGOLIA
KAZAJSTÁN
0
Cuenca del Tarím
Cuenca prospectiva
600
0
400
1 200 km
800 mi
CHINA
Cuenca de
Sichuan
NEPAL
INDIA
MYANMAR
> Cuencas de lutitas de China. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
32.Kuuskraa et al, referencia 6.
33.Kuuskraa et al, referencia 6.
34.Kuuskraa et al, referencia 6.
35.Chazan G: “U.K. Gets Big Shale Find,” The Wall Street
Journal (22 de septiembre de 2011), http://online.wsj.
com/article/SB1000142405311190456390457658490413
9100880.html (Se consultó el 26 de septiembre de 2011).
36.Celtique Energie: “Central Weald—Further Data,”
http://www.celtiqueenergie.com/operations/uk/
southern_england/central_weald_data.html
(Se consultó el 21 de septiembre de 2011).
37.Kuuskraa et al, referencia 6.
38.Kuuskraa et al, referencia 6.
39.Petroleum África: “San Leon Moves Toward
Moroccan Shale Oil,” (28 de junio de 2011),
http://www.petroleumafrica.com/en/newsarticle.
php?NewsID=11703 (Se consultó el 1° de septiembre
de 2011).
40.Kuuskraa et al, referencia 6.
41.Reuters: “Sinopec Strikes Shale Gas Flow in Sichuan
Basin,” (23 de diciembre de 2010), http://www.reuters.com/
article/2010/12/23/sinopec-shale-gas-idUSTOE6BM03X
20101223 (Se consultó el 27 de septiembre de 2011).
37
bles, pero la alta calidad de este recurso —bajo
contenido de arcilla, gas seco, TOC moderado y
buena porosidad— las convierte en objetivos preferenciales para la exploración y la evaluación.
Los potenciales como recurso de las lutitas
de edad Ordovícico contenidas en la depresión
de Manjiaer son aún mayores que los de las lutitas Cámbricas, con un espesor neto de 1 600 m
[5 250 pies] de depósitos ricos en contenido
orgánico. Las lutitas ricas en materia orgánica de
edad Ordovícico, alojadas en la depresión de
Awati, poseen un espesor de 400 m [1 300 pies].
Lamentablemente, gran parte de los recursos de
estas dos formaciones se encuentran a demasiada profundidad para proceder al desarrollo de
las lutitas utilizando la tecnología disponible
actualmente. No se ha informado acerca de actividades de exploración y evaluación de lutitas en
la cuenca de Tarím.42
Existen otras cinco cuencas sedimentarias en
China pero son cuencas no marinas y carecen de
madurez térmica, si bien esto no ha impedido la
exploración y evaluación de su potencial. Sobre la
base de los primeros resultados, las cinco cuencas parecen no prospectivas en cuanto al gas de
lutitas, si bien continúan las actividades de adquisición y evaluación de datos.
India y Pakistán: En India existen varias cuencas que contienen lutitas ricas en materia orgánica, si bien sólo cuatro se consideran prioritarias
para la exploración; Pakistán posee una cuenca
con potencial (derecha). Otras cuencas carecen de
madurez térmica o sus datos son demasiado limitados para llevar a cabo una evaluación exhaustiva.
Las cinco cuencas de estos países son la cuenca de
Cambay en India occidental, la cuenca de KrishnaGodavari a lo largo de la costa este de India, la
cuenca de Cauvery en India meridional, la cuenca
del Valle del Damodar en el noreste de India y la
cuenca Southern Indus en el sector sudeste de
Pakistán. Se estima que las cinco cuencas poseen
un GIP combinado de 14 trillones de m3 [496 Tpc],
de los cuales 3,2 trillones de m3 [114 Tpc] se consideran técnicamente recuperables.43 Debido a la
actividad tectónica, las cuencas de India y Pakistán
son geológicamente complejas.
La lutita Kommugudem en la cuenca de
Krishna-Godavari de la India parece ofrecer el
mayor potencial para la producción, seguida por
la lutita Cambay de la cuenca de Cambay. El análisis de la lutita Barren Measure del Valle del
Damodar la clasifica como la de menor potencial
de las cuatro cuencas de la India.
Existen actividades de exploración en curso
en la India con cierto grado de éxito. Si bien el
análisis indicó la existencia de potencial marginal
para la producción comercial de la lutita Barren
Measure de edad Pérmico, en la cuenca del Valle
del Damodar, fue el lugar donde se perforó el primer
pozo de gas de lutitas de India. El pozo RNSG-1 de
2 000 m [6 562 pies] de profundidad, perforado por
Oil and National Gas Corporation (ONGC) Ltd, se
destaca por ser uno de los primeros pozos fuera de
EUA y Canadá que produce gas de lutitas en cantidades comerciales.44 Se tienen previstos otros pozos
de exploración y evaluación para esta cuenca.
Dos formaciones de lutitas ricas en materia
orgánica en la cuenca de Southern Indus de
Pakistán son las formaciones Sembar y Ranikot.
Actualmente, no existen datos públicos disponibles sobre la exploración o el desarrollo de lutitas
gasíferas en estas formaciones. Las estimaciones
basadas en datos adquiridos previamente corresponden a un GIP combinado de 5,8 trillones de m3
[206 Tpc], de los cuales se cree que es técnicamente recuperable 1,4 trillón de m3 [51 Tpc].45
Australia: Los operadores de Australia tienen
una larga historia en el desarrollo de yacimientos
no convencionales, que incluyen gas en arenas
compactas y metano en capas de carbón (CBM).
La experiencia con el CBM constituye un activo en
el desarrollo de los recursos de lutitas gasíferas porque los equipos y técnicas utilizados para desarrollar las lutitas son similares. No obstante, las cuatro
cuencas básicas con potencial de gas de lutitas no
se encuentran ubicadas en las mismas regiones que
los campos de CBM. Las principales cuencas consideradas para el desarrollo son las cuencas de
Canning, Cooper (la localización de la producción convencional terrestre más importante de
Australia), Perth y Maryborough (próxima página).
Estas cuencas alojan un GIP estimado de 39,1 trillones de m3 [1 381 Tpc], de los cuales 11,2 trillones m3
[396 Tpc] son técnicamente recuperables.
La formación Goldwyer de edad Ordovícico de la
cuenca de Canning cuenta, sin lugar a dudas, con el
mayor volumen estimado de recursos recuperables
y cubre el área geográfica más extensa de Australia.
No obstante, esta región se encuentra poco explorada y carece de la infraestructura necesaria para
el desarrollo. Existe producción convencional de
hidrocarburos en la región, aunque es bastante
reciente; el primer descubrimiento comercial de
petróleo en esta cuenca se realizó en el año 1981.
El volumen estimado de gas recuperable es de
6,5 trillones de m3 [229 Tpc]; la producción
necesita más exploración y análisis porque sólo
60 pozos penetraron este recurso.
Como proveedora principal del gas de tierra
firme de Australia, la cuenca de Cooper produce
aproximadamente 14 millones de m3/d [500 MMpc/d]
de gas natural de yacimientos convencionales y
de baja permeabilidad. Los yacimientos de gas en
arenas compactas de baja permeabilidad suelen
ser sometidos a tratamientos de fracturamiento
AFGANISTÁN
CHINA
PAKISTÁN
Cuenca
Southern Indus
BHUTÁN
NEPAL
Cuenca de
Cambay
INDIA
Cuenca del
Valle del Damodar
BANGLADESH
MYANMAR
Cuenca de
Krishna-Godavari
Cuenca de
Cauvery
0
0
Cuenca prospectiva
600
400
1 200 km
800 mi
> Cuencas de lutitas de India y Pakistán. (Adaptado de Kuuskraa et al,
referencia 6.)
38
Oilfield Review
Cuenca
de Canning
AUSTRALIA
Cuenca de
Maryborough
Cuenca
de Cooper
Cuenca
de Perth
0
Cuenca prospectiva
800
Área prospectiva
1 600 km
0
500
1 000 mi
> Cuencas de lutitas de Australia. (Adaptado de Kuuskraa et al, referencia 6.)
hidráulico para su explotación. Por este motivo,
la cuenca de Cooper cuenta con personal con
conocimientos especiales y equipos de fracturamiento hidráulico para el desarrollo de los recursos de lutitas.46
Las lutitas Roseneath y Murteree de edad
Pérmico de la cuenca de Cooper parecen favorables para el desarrollo. Su espesor varía entre 50 y
100 m [165 y 330 pies] aproximadamente. Una tercera formación de la cuenca, la formación Epsilon,
corresponde fundamentalmente a una mezcla de
arenisca con lutita carbonácea y carbón. Los tres
objetivos se consideran a menudo en combinación
y se aluden en conjunto como formaciones REM.
Si bien su origen lacustre y el material generador del kerógeno Tipo III no constituyen habitualmente el objetivo del desarrollo de las lutitas
gasíferas, las formaciones REM exhiben algunos
atributos positivos. Su bajo contenido de arcilla
conforma rocas que pueden ser fracturadas
hidráulicamente con más facilidad. Por otro lado,
un gradiente geotérmico extremadamente alto
—1,4°C/30 m [2,55°F/100 pies] en general, y
1,9°C/30 m [3,42°F/100 pies] en ciertos lugares—
aceleró la maduración de la roca generadora.47
Si bien los operadores todavía se encuentran
atravesando las primeras etapas de exploración,
están involucrados activamente en los procesos
de evaluación y pruebas en la cuenca de Cooper,
donde se perforó al menos un pozo de exploración y una compañía de E&P está analizando el
núcleo por el contenido de gas y las propiedades
mecánicas. Santos Energy Ltd y Beach Energy
Ltd son dos de las compañías más activas en la
exploración de lutitas gasíferas en ese lugar.
La cuenca de Perth es relativamente pequeña.
La porción terrestre de la cuenca posee sedimentos marinos con potencial de producción, si bien
gran parte del intervalo de interés yace a demasiada profundidad para el desarrollo de lutitas
gasíferas. Las formaciones del área norte de
Dandaragan, un gran sinclinal de edad Silúrico a
Cretácico, contienen rocas con potencial como
recurso. Con gradientes geotérmicos altos y valores del TOC entre moderados y altos, los sedimentos marinos más modernos, tales como las lutitas
Carynginia y Kockatea de edad Pérmico, también
son promisorias.48
La cuenca de Maryborough se encuentra en la
costa este de Australia. La región no posee produc-
42.Kuuskraa et al, referencia 6.
43.Kuuskraa et al, referencia 6.
44.LNG World News: “India: ONGC Finds Shale Gas near
Durgapur,” (4 de febrero de 2011), http://www.
lngworldnews.com/india-ongc-finds-shale-gas-neardurgapur/ (se consultó el 11 de septiembre de 2011).
45.Kuuskraa et al, referencia 6.
46.Kuuskraa et al, referencia 6.
47.Las cuencas tecnónicamente estables poseen
gradientes geotérmicos que varían entre 0,45°C y
0,92°C/30 m [0,82°F y 1,65°F/100 pies].
48.Kuuskraa et al, referencia 6.
Volumen 23, no.3
ción convencional de hidrocarburos y existen
pocos datos para evaluar su potencial. Con datos
de cinco pozos de exploración solamente, se necesita más información para caracterizar exhaustivamente el potencial de las lutitas. No obstante,
la formación Maryborough de edad Cretácico, un
depósito marino de gran espesor, sí resulta promisoria. Las estimaciones recientes indican un volumen potencial de 651 000 millones de m3 [23 Tpc]
de gas técnicamente recuperable con la posibilidad de que se incremente la estimación cuando se
incluya en la evaluación la mitad sur de la cuenca,
aún inexplorada y no muy comprendida.
Existen otras actividades de exploración en todo
el mundo. Algunas regiones, tales como Medio
Oriente y Rusia, cuentan con un potencial abundante de lutitas gasíferas, pero el fácil acceso a los
yacimientos convencionales impide la implementación de campañas serias de desarrollo de lutitas.
Los países ávidos de energía y a menudo pobres
en recursos constituyen la mayor parte de la actividad de exploración en curso.
El futuro
Los recursos energéticos son un elemento vital
para las economías modernas. Veinte años atrás,
en EUA se emitieron advertencias funestas acerca
de que el suministro de gas natural estaba disminuyendo y que pronto se necesitarían fuentes de
suministro alternativas. A raíz de ello, se recomendó un programa agresivo para importar LNG
de países con suministros accesibles. Hoy, la situación es notablemente diferente. EUA registra abundancia de gas natural y el suministro en el largo
plazo es más seguro que nunca porque los operadores han aprendido a extraer el gas natural de los
recursos no convencionales; fundamentalmente de
la lutita, pero también del CBM. Habiendo observado el éxito de América del Norte, los operadores
de muchas regiones del mundo están adoptando
medidas para equipararse a ese sector.
En un tiempo, los ingenieros de perforación y
de yacimientos pueden haber considerado a las
lutitas como estorbos a los que había que abordar
en la búsqueda de rocas de calidad yacimiento y la
idea de obtener producción comercial a partir de
depósitos de lutitas sencillamente no era realista.
Pero la industria del petróleo y el gas continúa
desarrollando nuevas técnicas y creando nuevas
formas de acceso a los hidrocarburos. Y mientras
cobra impulso la revolución global que plantea el
desarrollo de las lutitas gasíferas, las compañías de
exploración recién han comenzado a descubrir qué
tienen para ofrecer las lutitas orgánicas.
—TS
39
Revolución del gas de lutitas
Tom Alexander
Southwestern Energy Company
Moncton, New Brunswick, Canadá
Jason Baihly
Sugar Land, Texas, EUA
Chuck Boyer
Pittsburgh, Pensilvania, EUA
Bill Clark
George Waters
Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA
Valerie Jochen
College Station, Texas
Joël Le Calvez
Houston, Texas
Rick Lewis
Camron K. Miller
Dallas, Texas
John Thaeler
Southwestern Energy Company
Houston, Texas
En todo el mundo, las compañías están explorando activamente recursos en lutitas,
con la esperanza de encontrar la próxima lutita Barnett. Sin embargo, el desarrollo
y la producción de estos enigmáticos recursos requieren algo más que encontrar
lutitas ricas en contenido orgánico y fracturarlas hidráulicamente. A medida que
la revolución del gas de lutitas gana impulso a nivel mundial, las compañías de
exploración y producción están descubriendo que para lograr el éxito, es esencial
un enfoque integrado. El aprendizaje a partir de las experiencias pasadas y la
mejora continua de las metodologías pueden no garantizar el éxito, pero aumentan
su probabilidad en gran medida.
Desde el advenimiento de la industria moderna del
petróleo y el gas, los geólogos de esta industria han
seguido una ruta convencional para la exploración:
buscar rocas madres impregnadas de hidrocarburos, encontrar rocas de calidad de yacimiento en
las que los hidrocarburos puedan acumularse,
identificar un mecanismo de entrampamiento y
luego perforar un pozo. Pero se está produciendo
una revolución en la industria de E&P. Las rocas
que en el pasado eran de poco interés, excepto
como rocas madres potenciales, hoy en día se buscan activamente como yacimientos potenciales.
Cuando se consideran recursos no convencionales, el objetivo es encontrar lutitas orgánicas.
Brian E. Toelle
Denver, Colorado, EUA
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Otoño de 2011: 23, no. 3.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Por la colaboración en la elaboración de este artículo,
agradecemos a Doug Bentley, Warsaw, Polonia; Damian
Friend, Joanne Hresko, Reese Mitchell, Brad Sylvester
y Steve Thomson, Southwestern Energy Company,
Houston; Vincenzo De Gennaro, Pau, Francia; Hariharan
Ramakrishnan, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA;
y Leah Hogarth, Houston.
DSI, ECLIPSE, EcoScope, ECS, ELANPlus, FMI, geoVISION,
HiWAY, HRA, Petrel, Platform Express, Sonic Scanner,
SonicScope, SpectroLith, StimMAP, StimMAP LIVE, TRA
y VISAGE son marcas de Schlumberger.
1. Los geólogos generalmente consideran que las
partículas sedimentarias menores a 4 micrones
corresponden al tamaño de grano de la arcilla.
Las partículas de limo varían entre 4 y 62,5 micrones
aproximadamente.
2. Blyth FGH y de Freitas MH: A Geology for Engineers,
7° ed. Burlington, Massachusetts, EUA:
Butterworth- Heinemann, 1984.
40
> Lutitas orgánicas. Las lutitas son sedimentos fisibles de granos finos que se encuentran en capas.
Pueden estar fracturadas y quebrarse en láminas en el sentido de la propia estructura laminar (inserto).
Las lutitas ricas en contenido orgánico se caracterizan por mayores niveles de carbono orgánico total
en comparación con las otras lutitas: varían de 2% a 10%. Las lutitas ricas en contenido orgánico y
térmicamente maduras son los principales objetivos de exploración.
Oilfield Review
La lutita Barnett del centro de Texas, EUA,
está reconocida como la extensión productiva que
inició el reciente interés en el desarrollo de las
lutitas como yacimientos productivos. Este desarrollo representa un cambio fundamental en la
manera en que las compañías de exploración consideran los recursos. Las dos principales tecnologías habilitantes que han convertido en rentables
a las extensiones productivas de lutitas son la
perforación de pozos horizontales de alcance
extendido y la estimulación por fracturamiento
hidráulico de múltiples etapas. Sin embargo, los
operadores han descubierto que para producir el
gas de las rocas madres se necesita mucho más
que perforar pozos horizontales y luego fracturarlos hidráulicamente.
Los ingenieros y geólogos que estudian las
reservas de gas de lutitas consideran que una
mejor comprensión del yacimiento puede dar
lugar a la adaptación de los procesos y al refinamiento de las técnicas. Es importante integrar
los datos de diversas fuentes y a muchas escalas
diferentes para optimizar la perforación, terminación y estimulación de pozos para la producción de hidrocarburos de sus rocas madres.
Volumen 23, no.3
Este artículo revisa las lecciones aprendidas
durante 30 años de desarrollo de lutitas y describe algunas de las herramientas utilizadas para
analizar las mismas. Gracias a la adopción de un
enfoque integrado para el desarrollo de la lutita
Fayetteville, un operador fue recompensado por
su esfuerzo, tal como lo evidencian el incremento
en la producción de gas y las mejoras en las eficiencias operacionales. En otro ejemplo, un amplio
estudio de registros de producción, utilizando
datos obtenidos en las seis cuencas de gas de lutitas más importantes de EUA, reveló resultados
que podrían repercutir en las prácticas de perforación y estimulación.
Características de los yacimientos de lutitas
Las lutitas son rocas de granos finos que se forman
por la compactación de partículas del tamaño de
limos y arcillas.1 El sesenta por ciento de la cor-
teza sedimentaria de la tierra está compuesta por
lutita, y es la roca madre más importante de la
mayoría de los depósitos convencionales de hidrocarburos en todo el mundo.2 Debido a que las lutitas
se formaron a partir de lodo, a menudo se las llama
lodolitas o fangolitas. Las lutitas se diferencian de
las otras arcillitas y lodolitas en que están laminadas en estratificaciones muy finas y son fisibles, lo
que significa que pueden separarse o quebrarse en
láminas en el sentido de su propia estructura laminar (página anterior). Dependiendo de su madurez y mineralogía, también pueden fracturarse
con gran facilidad.
A pesar de su abundancia, pocos depósitos de
lutita pueden ser desarrollados como recursos
hidrocarburíferos. Los objetivos de exploración de
lutitas gasíferas son los sedimentos ricos en materia orgánica que se depositaron de tal manera
como para preservar una parte importante de su
41
materia orgánica original, la que finalmente funcionó como materia prima para la generación de
hidrocarburo. Una vez generado, la mayor parte
del hidrocarburo permaneció atrapado en la
matriz de la roca de ultra baja permeabilidad, sin
poder migrar.
Las formaciones de lutitas ricas en contenido
orgánico se forman bajo condiciones específicas:
altos niveles de materia orgánica y bajos niveles de
oxígeno, que las diferencian de los otros depósitos
de lutitas.3 Estas condiciones fueron las predominantes durante varias eras geológicas, que incluyen el período devónico durante el cual el clima
era cálido, el nivel del mar era elevado y gran parte
de la tierra estaba cubierta por mares tropicales.
Pero el período devónico no fue el único durante el
cual se formaron gruesos depósitos de sedimentos
ricos en contenido orgánico. Se han identificado
lutitas ricas en contenido orgánico desde el período
precámbrico hasta los tiempos modernos (abajo).4
Sin embargo, para cumplir con el criterio de madurez térmica, la mayoría de las lutitas gasíferas se
concentran en sedimentos de un rango de tiempos
geológicos que comienza en el período ordovícico y
se extiende a lo largo del período pensilvaniense.
Millones de
años atrás
65
Período
América
del Norte
América
del Sur
La materia orgánica, que consiste principalmente en restos de plantas y animales, se deposita
en el fondo de lagos u océanos y se convierte en alimento para otros animales y bacterias. Sin embargo,
en ambientes anóxicos, la bacterias anaeróbicas,
que son consumidoras menos eficientes que las
aeróbicas, son las únicas bacterias capaces de
consumir la materia orgánica. Así, los sedimentos
pueden retener gran parte de su material orgánico original. Hoy en día, el mar Negro tiene una
estrecha analogía con las condiciones necesarias
para la creación de recursos en lutitas; las condiciones anóxicas permiten que los sedimentos se
acumulen con altas concentraciones de materia
orgánica (próxima página, arriba).5
A medida que se acumula más material y el lodo
subyacente se va compactando, los sedimentos se
van hundiendo a mayores profundidades y quedan
sometidos a presiones y temperaturas más elevadas.
También se desarrollan las laminaciones. En los
ambientes marinos profundos, estos procesos pueden transcurrir muy lentamente y abarcar largos
períodos de tiempo; la acumulación de unos pocos
centímetros podría tardar miles de años. El peso
de los sedimentos suprayacentes expulsa los líqui-
Europa
Siberia y
Asia Central
África
Australia
y Asia
Cuaternario
y Terciario
Cretácico
135
Jurásico
190
225
Triásico
Pérmico
280
320
345
395
435
Pensilvaniense
Misisipiense
Devónico
Silúrico
Ordovícico
500
Cámbrico
570
Proterozóico
2 500
Arqueozoico
> Distribución mundial de lutitas marinas orgánicas por período geológico. La tectónica, geografía y
las condiciones climáticas contribuyen a la depositación de sedimentos ricos en contenido orgánico.
Las lutitas marinas ricas en contenido orgánico se encuentran en todo el mundo. (Los círculos negros
representan la cantidad de ocurrencias por cada edad). Las compañías de exploración se han
concentrado en los sedimentos marinos que tienen la suficiente madurez térmica para convertir el
kerógeno en hidrocarburos a fin de desarrollarlos como recursos. Las lutitas lacustres de depósitos
someros de agua dulce (no se muestran) también son objetivos de exploración pero todavía no han
probado ser tan prolíficas como las marinas. (Adaptado de Tourtelot, referencia 4.)
42
dos y compacta la lodolita, los cuales son pasos que
forman parte del proceso de litificación. La materia orgánica se cocina lenta y parcialmente, y se
transforma en kerógeno, un material insoluble
del cual se pueden generar los hidrocarburos,
tanto petróleo como gas.
Los diferentes materiales orgánicos generan
diferentes tipos de kerógenos.6 Cuando están
expuestos a calor y presión, cada tipo de kerógeno
es más propenso a generar productos específicos:
petróleo, gas húmedo, gas seco y elementos no
hidrocarburíferos. Durante el proceso de soterramiento y maduración, el kerógeno pasa a través de
una gama de temperaturas y presiones. En primer
lugar está la ventana de petróleo, en la que se
puede generar petróleo líquido a partir de kerógeno propenso a generar petróleo, o gas húmedo a
partir de kerógeno propenso a generar gas
(próxima página, centro). Esta etapa de maduración se conoce como catagénesis. A mayor profundidad de soterramiento, el kerógeno pasa a la
ventana del gas seco. Mediante el proceso de metagénesis, se genera gas por la conversión del kerógeno restante y la transformación de los
hidrocarburos más pesados generados durante la
catagénesis. Las lutitas que son ricas en materia
orgánica y han estado sometidas a temperaturas
y presiones correspondientes a la ventana de gas
seco constituyen los principales objetivos para la
exploración de lutitas gasíferas.
Sin embargo, sólo porque los sedimentos
hayan pasado a través de las etapas de maduración, no significa necesariamente que sean rocas
de calidad de yacimiento. Utilizando las propiedades geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas
obtenidas de diversas fuentes, los geólogos e
ingenieros determinan la factibilidad de continuar con la exploración de las lutitas gasíferas.
Análisis geoquímico
Para identificar las lutitas que tienen potencial
de producción, los geólogos buscan propiedades
geoquímicas específicas, que generalmente se
obtienen de datos de núcleos. Algunas de las propiedades se pueden medir con sensores de fondo
de pozo; sin embargo, los petrofísicos perfeccionan y caracterizan las mediciones de fondo de
pozo calibrando los datos de registros con los
datos de núcleos. Las propiedades geoquímicas
necesarias para caracterizar adecuadamente los
recursos en lutitas incluyen carbono orgánico
total (TOC), volumen y capacidad de gas, madurez térmica, permeabilidad y mineralogía.
TOC—Una lutita orgánica, por definición, tiene
que tener carbono orgánico, y el TOC determina
el potencial de recursos de una lutita. Las rocas
con mayores valores del TOC son más ricas en
Oilfield Review
Mar Negro
Estrecho del Bósforo
A
Agua dulce
as
gu
Capa oxidada
alad
a
Zona anóxica con agotamiento de oxígeno
Sedimentos orgánicos negros
Gas húmedo
Gas seco
Metano biogénico
Petróleo
Biomarcadores
Zona inmadura
Diagénesis
Ventana de petróleo
Catagénesis
Hidrocarburos generados
> Analogía moderna de las lutitas ricas en contenido orgánico. La descomposición del material
orgánico es un proceso bacteriano que ocurre bajo condiciones aeróbicas; cierta actividad
bacteriana anaeróbica limitada también puede ocurrir en condiciones anóxicas. El mar Negro
está estratificado con una capa superior oxidada y una zona inferior anóxica. El agua dulce
(flechas verdes) llega desde los ríos, y el agua marina más densa (flecha azul) llega desde el mar
Mediterráneo por el estrecho del Bósforo. Debido a las diferentes salinidades y densidades, la
mezcla está limitada a los 100 a 150 m [330 a 490 pies] superiores. La mezcla entre las aguas de
superficie y las aguas de fondo está estrictamente limitada; el agua de fondo se cambia sólo una
vez en miles de años. Los sedimentos negros y ricos en materia orgánica se acumulan en el fondo.
Las bacterias anaeróbicas extraen oxígeno de los sulfatos y emiten sulfuro de hidrógeno [H2S]
como producto residual. El sulfuro de hidrógeno puede reaccionar con el hierro en los sedimentos
para formar pirita [FeS2], la cual se observa con frecuencia en los depósitos de lutitas ricas en
contenido orgánico (Adaptado de Lueschen, referencia 5.)
Ventana de gas
Metagénesis
Incremento de la profundidad y la temperatura
> Etapas de maduración en la generación de hidrocarburos. Los procesos
de soterramiento, conversión de la materia orgánica y generación de
Oilfield
hidrocarburos pueden resumirse
en Review
tres pasos. Diagénesis: caracterizada
AUTUMN
por la baja temperatura, inferior
a 50°C11
[122°F], conversión de la materia
Shale Fig.pueden
1
orgánica en kerógeno. Las bacterias
digerir y convertir parte de la
1
materia orgánica en metanoORAUT11-SHL
biogénico. Catagénesis:
generalmente se
produce a medida que el mayor soterramiento genera más presión y más
temperatura en el rango de 50° a 150°C [122° a 302°F], lo que produce la
ruptura de los enlaces químicos en la lutita y el kerógeno. Metagénesis:
la última etapa, en la que el calor y los cambios químicos transforman el
kerógeno en carbono. Durante esta etapa, se libera metano tardío, o gas
seco, junto con otros gases, que incluyen CO2, N2 y H2S. Los hidrocarburos
producidos en las primeras etapas con el paso del tiempo también se
convierten en metano. Las temperaturas varían aproximadamente de
150°C a 200°C [302°F a 392°F] o más elevadas.
materia orgánica. Los objetivos de exploración
tienen valores del TOC en el rango general de 2%
a 10% (derecha). Las rocas con valores del TOC
superiores a 10% generalmente son demasiado
inmaduras para el desarrollo.
El carbono total en una muestra de lutita
incluye carbono orgánico e inorgánico. Para cuantificar el carbono orgánico, los ingenieros utilizan
una técnica de combustión.7 Primero se trata una
pequeña parte de la muestra de roca con ácido
fosfórico para eliminar el carbono inorgánico.
Volumen 23, no.3
Luego los sedimentos se secan y se queman a
1 350°C [2 462°F] en un ambiente rico en oxígeno.
El carbono orgánico se oxida para formar CO2, el
cual fluye a través de una celda de detección
infrarroja no dispersiva sintonizada para responder al CO2. El volumen de gas medido se convierte a una medición del TOC y se registra como
un porcentaje en peso de la roca.
Los valores del TOC pueden variar significativamente a través de una sección de yacimiento.
Pero debido a que no es posible adquirir y luego
analizar núcleos en intervalos de gran longitud,
los petrofísicos generalmente utilizan los datos
de fondo de pozo de los registros convencionales
y geoquímicos para cuantificar el volumen de
kerógeno en la roca y luego calcular los valores
del TOC a partir de estos datos. Para validar los
modelos utilizados para la medición del TOC, los
científicos calibran los datos petrofísicos con los
valores obtenidos de los núcleos.
Volumen y capacidad del gas—El gas se
encuentra absorbido en la superficie del kerógeno en la lutita y también distribuido libremente en las porosidades primaria y secundaria.
El volumen total de gas en sitio (GIP) es la combinación del gas absorbido y el gas libre.
Dependiendo de la presión inicial del yacimiento,
a medida que se produce el gas libre y se reduce
la presión en los poros, el gas absorbido será liberado, o desorbido, desde la superficie del kerógeno. Sin embargo, las investigaciones recientes
indican que la desorción también es una función
del tamaño de poro de la lutita, el cual ha de ser
tenido en cuenta por los científicos cuando ellos
estiman el potencial de los recursos.8
Carbono orgánico
total, % en peso
Potencial de
los recursos
< 0,5
Muy pobre
0,5 a 1
Pobre
1a2
Medio
2a4
Bueno
4 a 10
Muy Bueno
> 10
Desconocido
> Relación entre el carbono orgánico total y el
potencial de los recursos.
3. Algunos geólogos creen que si los sedimentos se
depositan más rápido de lo que la fauna óxica puede
consumirlos, se pueden preservar altos niveles de
materia orgánica en sedimentos que no son pobres
en oxígeno.
4. Tourtelot HA: “Black Shale—Its Deposition and
Diagenesis,” Clays and Clay Minerals 27, nro. 5
(Octubre de 1979): 313–321.
5. Lueschen H: “Black Sea Sediments,” http://www. mbgc.
icbm.de/HolgerL/BlackSea.html (consultado el 20 de
septiembre de 2011).
6. Para mayor información sobre los tipos de kerógeno,
consulte: Boyer C, Kieschnick J, Suárez-Rivera R, Lewis
RE y Waters G: “Producción de gas desde su origen,”
Oilfield Review 18, nro. 3 (Invierno de 2006/2007): 36-49.
7. Bernard BB, Bernard H y Brooks JM: “Determination of
Total Carbon, Total Organic Carbon and Inorganic Carbon
in Sediments,” College Station, Texas, EUA, TDI-Brooks
International y B&B Laboratories, Inc., http://www.tdi-bi.
com/analytical_services/environmental/ NOAA_methods/
TOC.pdf (consultado el 21 de octubre de 2011).
8. Ambrose RJ, Hartman RC, Díaz-Campos M, Akkutlu IY y
Sondergeld CH: “New Pore-Scale Considerations for
Shale Gas in Place Calculations,” artículo SPE 131772,
presentado en la Conferencia de Gas No Convencional
de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 23 a 25 de
febrero de 2010.
Oilfield Review
AUTUMN 11
Shale Fig. Table 2
ORAUT11-SHL Table 2
43
Los científicos a veces utilizan pruebas de
desorción mediante cartuchos filtrantes para
determinar el GIP total a partir de núcleos.
Inmediatamente después de recuperadas, las
muestras de núcleos recién cortadas se sellan
dentro de los cartuchos y se envían al laboratorio
para su análisis. El gas se extrae de los cartuchos,
se mide volumétricamente y se analiza composicionalmente en función del tiempo. La representación gráfica del gas producido a lo largo del
tiempo se puede utilizar para estimar el GIP de la
muestra de núcleo en condiciones de yacimiento.
Este análisis es sensible al tiempo que se tarda
en recuperar los núcleos desde el fondo del pozo.
Para determinar el volumen de gas absorbido
de las lutitas, los ingenieros utilizan las relaciones de presión que estiman el potencial de sorción de la roca. Las muestras se pulverizan para
maximizar la superficie y luego se calientan para
eliminar todo el gas absorbido. Luego las muestras se exponen a metano a presiones cada vez
más elevadas mientras se mantienen a una temperatura constante. El volumen de gas absorbido
por la muestra de roca, presentado en unidades
de pies cúbicos estándar/tonelada (pc/ton), se
describe mediante una curva de isoterma de
Langmuir (abajo). Una vez que se establece una
isoterma, se puede determinar la capacidad de
almacenamiento de la roca mediante una referencia a la presión de poro de la formación, la
cual es representativa de la presión de yacimiento en sitio.
Los ingenieros utilizan las isotermas de
Langmuir de los datos de núcleos para calcular el
gas absorbido a partir de los valores del TOC derivados de registros. Calculan los volúmenes de gas
libre a partir de los valores de porosidad efectiva
y saturación de gas derivados de los registros,
después de sustraer el cálculo de volumen poroso
ocupado por el gas absorbido. Una evaluación
adecuada requiere datos de entrada geoquímicos
y petrofísicos, que incluyen el tipo y contenido de
arcilla, densidad de la matriz, resistividades del
agua de formación y del agua ligada, porosidad
efectiva y saturación de gas.
Madurez térmica—La madurez térmica es una
función de la historia depositacional. A medida
que el kerógeno se expone a temperaturas cada
vez más elevadas a lo largo del tiempo, la vitrinita,
material de la pared celular y tejidos leñosos de
los vegetales preservados en la roca, experimenta
alteraciones irreversibles y desarrolla mayor
reflectancia. La medición de la reflectancia de la
vitrinita (Ro) se desarrolló originalmente para clasificar la madurez del carbón.
La reflectancia Ro se determina mediante
mediciones con microscopio de la reflectividad de
por lo menos 30 granos de vitrinita de una muestra de roca: los valores generalmente varían de 0%
a 3%. Las mediciones mayores que 1,5% son un
signo de rocas madres generadoras de gas seco, un
indicador positivo de lutitas gasíferas. Los valores
de Ro entre 0,6% y 0,8% indican petróleo y entre
0,8% y 1,1% indican gas húmedo. Inicialmente, el
petróleo y el condensado se consideraban indicadores negativos para el desarrollo de lutitas; sin
embargo, algunos operadores han tenido éxito produciendo petróleo y condensado de lutitas, y en
estos casos los valores de Ro más bajos pueden ser
considerados como indicadores positivos. Un valor
de reflectancia menor que 0,6% es un indicador
de kerógeno inmaduro, que no ha sido expuesto a
las condiciones térmicas suficientes durante un
período de tiempo adecuado para la conversión de
la materia orgánica en hidrocarburos.
350
Volumen de Langmuir (VL) = volumen de gas a presión infinita
100
300
Contenido de gas, pc/ton
Contenido de gas, pc/ton
120
80
Contenido de gas = VL p/(p + PL)
60
40
20
0
Permeabilidad—Una de las propiedades más
difíciles de cuantificar cuando se caracteriza a las
lutitas es la permeabilidad al gas, la cual puede
variar de 0,001 a 0,0000001 mD. La permeabilidad
es una función de la porosidad efectiva, la saturación de hidrocarburo y la mineralogía. Los yacimientos convencionales tienen permeabilidades
de cientos de milidarcies, varios órdenes de magnitud más que las observadas en las lutitas. Los ingenieros miden la permeabilidad de las rocas
convencionales forzando fluido a través de los
núcleos y midiendo el volumen y la velocidad de los
fluidos a medida que pasan a través de la muestra.
La permeabilidad de las lutitas en el rango de los
nanodarcies imposibilita la implementación de
estos enfoques convencionales.
TerraTek desarrolló los análisis de rocas compactas TRA con la técnica de pirolisis para cuantificar permeabilidades ultra bajas en formaciones
no convencionales.9 Además de permeabilidad, la
técnica TRA proporciona densidad aparente y de
granos, porosidad total y efectiva, saturación de
agua y de hidrocarburo, porosidad ocupada por
gas, saturación de hidrocarburos ligados y volumen de agua ligada a las arcillas.
La permeabilidad del yacimiento también
puede ser estimada mediante pruebas de inyección de nitrógeno de corta duración y el subsiguiente análisis de caída de presión. Estas pruebas
proporcionan la permeabilidad del sistema y
toman en cuenta no sólo la permeabilidad de la
matriz sino también la influencia de las fracturas
naturales.
Mineralogía—Las lutitas pueden tener mezclas complejas de minerales y el éxito o el fracaso
de un recurso potencial dependen de la concentración relativa de los constituyentes. Las muestras de núcleos pueden proporcionar una gran
Presión de Langmuir (PL) = presión a 0,5 × VL
0
1 000
2 000
3 000
Presión en el espacio poroso, psi
Gas libre
Gas absorbido
Gas total
250
200
150
100
50
0
4 000
5 000
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
Presión en el espacio poroso, psi
> Isotermas de Langmuir y capacidad de almacenamiento de gas. Las isotermas de Langmuir (dorado, izquierda) se derivan de las muestras de roca
triturada y cuantifican la capacidad de almacenamiento absorbido de dicha roca. El volumen de Langmuir, VL (línea roja), es el límite teórico para el gas
absorbido a presión infinita. La capacidad de almacenamiento a una presión dada, p, se puede determinar a partir del gráfico. La presión de Langmuir,
PL (línea azul vertical), es la presión a la mitad del volumen de Langmuir. Utilizando las isotermas de Langmuir, se puede determinar el GIP total (magenta,
derecha) para un yacimiento específico como una función de la presión. El gas total es el gas absorbido en el kerógeno (dorado) y el gas libre almacenado
en los poros (azul). A bajas presiones, la absorción es un mecanismo efectivo de almacenamiento de gas. A medida que la presión aumenta, el gas de los
poros aumenta proporcionalmente. La productividad de la mayoría de los yacimientos de lutitas orgánicas que se están desarrollando en la actualidad se
deriva del volumen de gas que ocupa el espacio poroso. La desorción se torna importante a medida que disminuye la presión dinámica de fondo de pozo.
44
Oilfield Review
cantidad de información sobre la geoquímica y la
mineralogía, pero están limitadas a la ubicación
específica de donde se extrajeron las muestras.
La mineralogía se determina más frecuentemente
a partir de los datos petrofísicos adquiridos con
herramientas de registros de fondo de pozo, los
cuales se calibran con los datos de núcleos.
Datos petrofísicos
Los principales datos utilizados para los análisis
petrofísicos de las formaciones de lutitas son los
mismos que los utilizados para los análisis de
yacimientos convencionales: rayos gamma, resistividad y datos acústicos; con el agregado de
datos de espectroscopía de captura de neutrones.
De la misma manera que los pozos convencionales de petróleo y gas tienen indicadores de producción, las lutitas con potencial de producir
hidrocarburos muestran características específicas que las diferencian de las lutitas con poco o
ningún potencial (derecha).
Los análisis petrofísicos de las lutitas comienzan con una de las mediciones más básicas: el
registro de rayos gamma, el cual puede proporcionar uno de los primeros indicadores de la presencia
de lutitas ricas en contenido orgánico. La materia
orgánica generalmente contiene mayores niveles
de elementos con radiación natural: torio, potasio y
uranio; en comparación con los minerales de los
yacimientos convencionales. Debido a que éstas
tienen una mayor concentración de materia orgánica que otros sedimentos, las lutitas ricas en contenido orgánico a menudo muestran cuentas de
rayos gamma de más de 150 gAPI. Los petrofísicos
utilizan las cuentas elevadas de rayos gamma
para identificar las formaciones de lutitas ricas
en contenido orgánico; sin embargo, algunas formaciones del cretácico, mesozoico y era terciaria
pueden no mostrar esta particularidad.
Las sartas de herramientas conocidas como
tripe combo, tales como la herramienta integrada
de adquisición de registros con cable Platform
Express, proporcionan las mediciones de resistividad y porosidad. Proveen además características
petrofísicas para ayudar a los analistas de registros a identificar las potenciales lutitas gasíferas.
Por ejemplo, las mediciones de resistividad en las
lutitas gasíferas generalmente son más elevadas
que en las lutitas circundantes que no tienen
potencial de gas.
Las mediciones de porosidad también tienen
características diferentes en las lutitas gasíferas.
En general, las lutitas convencionales muestran
una separación uniforme entre las mediciones de
porosidad de la densidad y la porosidad neutrón.
9. Boyer et al, referencia 6.
Volumen 23, no.3
Las lutitas ricas en contenido orgánico con potencial para la producción de hidrocarburos, en cambio, muestran mayor variabilidad, mayor porosidad
derivada del registro de densidad y menor porosidad neutrón. Esta respuesta se debe en parte a la
presencia de gas en la roca, la cual disminuye el
índice de hidrógeno y la porosidad neutrón resultante. En una lutita orgánica también puede darse
una menor porosidad neutrón debido al menor
contenido de minerales arcillosos en las lutitas
orgánicas en comparación con las lutitas típicas.
0
6,3
Rayos gamma
gAPI
Calibrador
pulgadas
200
En cuanto a la medición de porosidad del registro de densidad, el material constituyente que conforman las lutitas generalmente tienen mayores
densidades aparentes que las rocas de yacimientos
convencionales tales como areniscas o calizas. En
contraste, el kerógeno tiene una densidad aparente
mucho menor (1,2 g/cm3) que la de las areniscas o
calizas, y su presencia puede llevar al cálculo de
una mayor porosidad. Para calcular correctamente
la porosidad a partir del registro de densidad en una
lutita, los ingenieros deben conocer la densidad
Resistividad
Arreglo de 90 pulgadas
16,3 0,2
ohm.m
2 000
Arreglo de 60 pulgadas
Tamaño de barrena (BS)
ohm.m
2 000
6,3
pulgadas
16,3 0,2
Efecto fotoeléctrico
0
20
Porosidad del registro
de densidad (Caliza)
Cavernas
Arreglo de 30 pulgadas
0,2
ohm.m
2 000
40
Rayos gamma
200 a 400 gAPI
Arreglo de 20 pulgadas
0,2
ohm.m
2 000
Porosidad neutrón (Caliza)
40
%
–10
Rayos gamma
400 a 600 gAPI
Arreglo de 10 pulgadas
0,2
ohm.m
2 000
Cruzamiento
%
–10
> Prospección con datos de registros existentes. Los petrofísicos utilizan los
datos de los registros triple combo convencionales para identificar los posibles
depósitos de lutita orgánica. Los últimos 50 pies de este registro abarcan una
lutita convencional (sombreado azul). El rayo gamma (carril 1) lee menos de
150 gAPI. La resistividad (Carril 2) es baja y tiene un valor estable. Las porosidades
de los registros de densidad y neutrón (Carril 3) están separadas y muestran
poca variabilidad. En comparación con la lutita convencional, la sección de
lutita orgánica (sombreado rojo) tiene mayores lecturas de rayos gamma,
valores de resistividad más elevados y variables, y mayores valores de
porosidad del registro de densidad; la porosidad neutrón tiene un mayor
grado de variabilidad. La porosidad neutrón a menudo es menor en las lutitas
orgánicas debido a que éstas tienen un menor volumen de agua ligada.
45
de grano de la roca en cuestión. La densidad de
grano se deriva principalmente de la herramienta
de espectroscopía de captura elemental (ECS).
La herramienta ECS también proporciona una
estimación del kerógeno para la corrección de la
densidad de grano.
La evaluación de la formación para caracterizar yacimientos no convencionales depende en
gran medida de la comprensión de la mineralogía
de la roca. La caracterización puede realizarse
mediante el análisis de núcleos, pero este método
no es ni eficiente ni rentable a través de intervalos extensos. Las mediciones continuas de las
herramientas de adquisición de registros tales
como la sonda ECS proporcionan rendimientos
elementales que conducen a la estimación del
porcentaje en peso para diversos minerales que
son comunes en las lutitas orgánicas.
Las principales respuestas de la herramienta
de espectroscopía incluyen silicio [Si], calcio [Ca],
hierro [Fe], sulfuro [S], titanio [Ti], gadolinio [Gd]
y potasio [K]. Los ingenieros de Schlumberger utilizan el procesamiento de litología SpectroLith
para procesar los datos de las herramientas de
espectroscopía de rayos gamma inducidos por
neutrones para calcular los datos geoquímicos y
de mineralogía. Luego calibran los resultados del
procesamiento SpectroLith con las relaciones
empíricas derivadas de una extensa base de datos
químicos y de mineralogía de los núcleos. La densidad de grano de la matriz puede determinarse a
partir de estos datos y utilizarse para el cálculo de
la porosidad. Ciertos tipos de cantidades de minerales pueden indicar rocas que se quiebran y se
fracturan más fácilmente. Los analistas de registros utilizan esta información para identificar los
intervalos en los cuales ubicar los pozos verticales y
horizontales e iniciar el fracturamiento hidráulico.
Los datos de espectroscopía también pueden
obtenerse durante la perforación, utilizando el
servicio multifunción de adquisición de registros
durante la perforación EcoScope.
Junto con los datos de mineralogía, las mediciones de espectroscopía proporcionan información acerca de los tipos de arcilla. Los ingenieros
utilizan el tipo de arcilla para predecir la sensibilidad a los fluidos de fracturación y para comprender las características de fracturación de la
formación. El contacto con el agua producirá que
algunas arcillas se hinchen, lo cual inhibe la producción de gas y genera una gran cantidad de problemas operativos. La esmectita es la arcilla
hinchable más común. La sensibilidad a los fluidos puede ser inferida a partir del tipo de arcilla,
pero las pruebas en los núcleos extraídos del yacimiento proporcionan la información más precisa.
46
Además de indicar la sensibilidad a los fluidos,
el tipo de arcilla es un indicador de rocas dúctiles,
y que por lo tanto no se fracturan con facilidad.
Las lutitas dúctiles son más propensas a incorporar apuntalante. Otros tipos de lutitas son más
quebradizas y se fracturan con mayor facilidad.
La presencia de illita es favorable para el fracturamiento hidráulico debido a que a menudo es un
indicativo de rocas quebradizas que no reaccionan con el agua. La presencia de esmectita generalmente indica arcillas dúctiles.
Las mediciones acústicas, especialmente aquellas que proporcionan las propiedades mecánicas
para los medios anisotrópicos de lutitas, también
son muy necesarias para comprender la productividad a largo plazo de los pozos de gas de lutitas.
La plataforma de barrido acústico Sonic Scanner
proporciona datos que se utilizan para mejorar los
modelos mecánicos del subsuelo y optimizar la perforación y la estimulación. Las propiedades mecánicas que se pueden obtener a partir de las
herramientas acústicas incluyen el módulo de
compresibilidad, el coeficiente de Poisson, el
módulo de Young, el límite elástico, el módulo de
corte y la resistencia a la compresión. Estos valores
se calculan a partir de las mediciones de las ondas
compresionales, de corte y de Stoneley.
En las lutitas arcillosas, altamente laminadas, el
módulo de Young y el coeficiente de Poisson son funciones de la orientación de la medición con respecto
a los planos de estratificación de la formación.
Estas propiedades mecánicas anisotrópicas afectan el esfuerzo de cierre y por lo tanto el crecimiento vertical de la fractura hidráulica. Los datos
de la plataforma Sonic Scanner se utilizan para
estimar las propiedades mecánicas anisotrópicas y
así proporcionar una definición realista de los
esfuerzos locales de la roca.
Cuando se presenta una gran diferencia entre
los módulos de Young medidos en sentido vertical
y horizontal, el esfuerzo de cierre será mayor que
en las rocas isotrópicas. Estos intervalos anisotrópicos generalmente están asociados con rocas
que tienen altos contenidos de arcilla así como
también con arcillas hinchables. Estas rocas ricas
en arcilla son malas candidatas tanto para el
posicionamiento de pozos horizontales como para
la estimulación por fracturamiento hidráulico.
El esfuerzo en estos intervalos será mayor, y será
más difícil retener la conductividad de la fractura
durante la producción, ya que el apuntalante
tiende a incorporarse en la formación dúctil.
La porosidad sónica es otra medición acústica
que facilita el análisis de las lutitas. Para las lutitas, la porosidad sónica es generalmente mucho
menor que la porosidad neutrón. Es una función
de los grandes volúmenes de agua ligada a las arcillas que se encuentran comúnmente en las lutitas.
Cuando la porosidad sónica es mucho mayor que
la porosidad neutrón, puede indicar la presencia
de gas, en lugar de agua, en el espacio poroso.
Cuando los valores de las porosidades sónica y
neutrón son similares, la lutita puede ser propensa a la acumulación de petróleo.
Los analistas de registros también utilizan los
registros de imágenes de fondo de pozo adquiridos con herramientas operadas con cable, tales
como los del generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI, para identificar la
presencia de fracturas naturales e inducidas por
la perforación, y para definir su orientación y
concentración. A partir de estos datos, los intérpretes pueden determinar si las fracturas naturales están cerradas (mineralizadas) o abiertas.
Los ingenieros utilizan esta información para
optimizar el posicionamiento lateral y seleccionar los intervalos de disparos a lo largo del pozo
horizontal. Mediante el análisis de fracturas
inducidas por la perforación, también pueden
inferir el estado de los esfuerzos en la zona vecina
a la pared del pozo.
Aunque hay métodos para adquirir datos
petrofísicos en tramos laterales, la mayoría de los
pozos se perforan verticalmente y se registran
con un conjunto completo de herramientas antes
de perforar la sección lateral. Los datos pueden
adquirirse utilizando herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD),
que proveen la ventaja adicional de permitir a los
perforadores direccionales orientar de forma
óptima la barrena en los posibles sectores ideales, conocidos en inglés como sweet spots. El servicio de generación de imágenes durante la
perforación geoVISION puede proporcionar resistividad junto con imágenes para la identificación
de estratificaciones y fracturas; la herramienta
de adquisición de registros sónicos multipolares
durante la perforación SonicScope puede proporcionar las mediciones acústicas.
Las mediciones de las diferentes herramientas pueden combinarse en una vista integrada tal
como el despliegue de registros combinados para
lutitas proporcionado por Schlumberger. Las propiedades de la formación se presentan utilizando
una plataforma común, y los geólogos pueden
comparar directamente la calidad de las rocas
(próxima página). El gas libre y el absorbido se
calculan y se presentan en unidades de pc/ton,
una unidad común de medición en las operaciones de explotación de carbón. Algunos operadores prefieren que el gas absorbido, libre y total se
muestre en miles de millones de pies cúbicos por
Oilfield Review
Porosidad total
40
%
TOC, método TerraTek
0 0
Porosidad efectiva
Densidad aparente
g/cm3
2,0
40
Rayos gamma
0
gAPI
pulgadas
2 000
Arreglo de 60 pulgadas
150 0,2
ohm.m
14 0,2
Tamaño de barrena (BS)
ohm.m
Porosidad del registro
de densidad (Caliza)
40
2 000
Arreglo de 20 pulgadas
%
Kerógeno
Calcita
40
%
Pirita
g/cm3
Cuarzo
Porosidad neutrón
corregida
3,0
Densidad de matriz, ECS
g/cm3
2,0
3,0
Densidad aparente
(núcleo)
2,0
–10
3,0
Densidad de matriz,
ElanPlus
–10
Porosidad
neutrón (Caliza)
2 000
Arreglo de 30 pulgadas
Calibrador
4
ohm.m
40
3
g/cm
3,0
Densidad de la matriz
(núcleo)
2,0
g/cm3
3,0
4
pulgadas
14 0,2
%
–10 Densidad de la matriz
ohm.m 2 000 40
g/cm3
Rugosidad del pozo
Arreglo de 10 pulgadas
Porosidad sónica
Profundidad,
pies
0
1/pie
1 0,2
ohm.m 2 000 40
%
–10 Diferencia de la matriz
XX 300
Illita
Clorita
100
%
Agua
Saturación de agua
Agua
Gas
Gas
Gas
64
65
69
73
68
77
74
77
70
72
XX 400
2,65
72
73
2,61
53
73
2,70
75
63
2,74
69
63
2,81
72
XX 450
2,72
25
TOC, ElanPlus
TOC
60
2,67
%
nD
7
7
8
6
7
8
8
7
5
7
5
5
5
4
8
7
7
6
6
7
6
6
3
7
6
7
6
4
9
7
6
5
6
5
7
3
5
9
8
5
6
4
6
5
5
5
7
6
4
Gas total
0
400
pc/ton
Gas absorbido
0
Permeabilidad
%
60
2,62
–100 0
TOC
(Núcleo)
Agua ligada
20
0,01
mD 0,00001
Hidrocarburos desplazados
2,74
2,70
mD
Agua desplazada
19
0,01
Permeabilidad de lutita
–100 1
Porosidad efectiva
28
2,66
mD
%
2,80
2,64
0 1 000
Saturación de gas
62
XX 350
%
25
Permeabilidad intrínseca
Saturación de agua
(Núcleo)
2,77
2,59
%
%
%
0 1 000
Saturación de agua
Agua ligada
Montmorillonita
%
100
25
Permeabilidad de gas
Porosidad total (núcleo)
40
%
0 0
Agua ligada
40
25
TOC, método Schmoker
%
Mineralogía
g/cm3
2,0
Arreglo de 90 pulgadas
0,2
0,25
Densidad aparente
corregida
2,0
Resistividad
g/cm3
0 0
Agua libre
Correlación de densidad
–0,25
%
3,0
%
TOC, método ELANPlus
400
pc/ton
GIP total
0
MMMpc/mi2
60
GIP absorbido
0
MMMpc/mi2
60
GIP Total
MMMpc/mi2
Gas libre
pc/ton
Gas libre
52
38
1,1
52
38
1,5
4,6
5,6
5,6
4,6
6,0
4,4
4,1
3,5
4,3
5,3
3,8
4,3
4,5
4,2
3,5
5,9
4,3
3,5
5,0
2,3
3,8
1,0
71
72
29
426
290
313
159
147
320
215
184
281
279
345
251
538
355
299
80
258
157
244
83
555
402
91
242
66
222
176
48
62
146
52
38
49
36
44
32
39
28
34
25
28
21
23
17
18
13
14
10
8
6
4
2
0
0
53
> Despliegue de registros combinados para lutitas. La saturación de agua y la porosidad se calculan a partir de la resistividad (Carril 2) y la porosidad (Carril 3)
de las herramientas de adquisición de registros convencionales. La herramienta ECS proporciona la mineralogía (Carril 5) y la densidad de la matriz (Carril 4)
para el cálculo de la porosidad mejorada y distingue el TOC de la porosidad (sombreado rosa). La densidad de grano de las rocas también se puede calcular y
utilizar para corregir la porosidad derivada del registro de densidad (Carril 4). Los datos de muestras de núcleos proporcionan las isotermas de Langmuir
para la capacidad de almacenamiento de gas y confirman los datos calculados para garantizar la validez de los resultados de los modelos tales como la
densidad aparente, densidad de la matriz, saturación de agua, porosidad total y TOC (círculos, Carriles 4, 6 y 7). Las saturaciones de los fluidos, corregidas
por litología, están presentes en el Carril 6. Los geólogos utilizan el GIP total, gas absorbido y gas libre (Carril 8), para determinar el potencial del yacimiento.
Otras características adicionales del despliegue de registros combinados para lutitas son las salidas numéricas en los Carriles 4, 6, 7 y 8, las cuales permiten a los geólogos leer valores directamente desde el registro. Por ejemplo, a XX 350 pies, la permeabilidad efectiva (números rojos, Carril 7) es de 313 mD y
el volumen de gas libre acumulado (números azules, carril 8) es de 32 pc/ton. En este intervalo, a diferencia de la mayoría de las lutitas orgánicas, los rayos
gamma (Carril 1) no sobrepasan los 150 gAPI.
Volumen 23, no.3
47
milla cuadrada (MMMpc/mi2). La concentración
de los recursos de gas presentada en miles de
millones de pies cúbicos/sección ayuda a cuantificar el potencial total de un yacimiento de lutitas prospectivas.
El producto de registros integrados, además de
caracterizar las propiedades petrofísicas y geomecánicas del yacimiento, ayuda a los ingenieros a
determinar la profundidad para comenzar a perforar el tramo lateral (abajo). La estrategia preferida es perforar en la dirección de menor esfuerzo
horizontal, el cual es perpendicular al esfuerzo
horizontal máximo.
Rocas de calidad
Un estudio realizado en el año 2007 concluyó que
menos del 30% de los pozos en la lutita Barnett
serían rentables para los niveles de precios que
existían en ese momento.10 La mayor parte de los
datos se obtuvieron de pozos que fueron terminados cuando los operadores todavía estaban aprendiendo cómo aprovechar correctamente las lutitas.
Los datos de los registros de producción (PL)
obtenidos de varios pozos de la lutita Barnett indicaron que el 30% de los intervalos de disparos proporcionaban el 70% del total del flujo de gas, y en
algunos pozos, el 50% de los intervalos de disparos
no estaban fluyendo en el momento en que se realizó la adquisición de registros.11 Teniendo en
cuenta todas las cuencas, el estudio de registros
de producción mostró que aproximadamente el
30% de los intervalos de disparos no estaban contribuyendo a la producción. Estas estadísticas evidenciaron que cuando no se dispone de los datos
de registros, perforar a ciegas y fracturar hidráulicamente intervalos distribuidos geométricamente,
puede no ser la estrategia óptima.
Antes de perforar, los geólogos e ingenieros
deben identificar las capas que tienen las mejores
características geomecánicas y de yacimiento,
luego perforar y terminar dentro de estos intervalos de alta calidad. Los recursos en lutitas generalmente cubren grandes áreas geográficas y sus
características de registros pueden no variar significativamente en sentido lateral en toda la cuenca.
Sin embargo, la sutil, y a veces no tan sutil, heterogeneidad lateral dentro de estas secuencias
resulta en áreas con características que contribuyen a una mejor producción y estimulación por
fracturamiento hidráulico. Estos sectores ideales,
incluyen zonas con alto potencial de gas; es decir,
que tienen buena calidad de yacimiento (RQ) y
zonas que pueden ser estimuladas de manera
óptima; es decir, que tienen buena calidad de terMódulo de
compresibilidad, psi
3,4 × 106
3,2 × 106
3,0 × 106
2,8 × 106
2,6 × 106
2,4 × 106
2,2 × 106
2,0 × 106
> Posicionamiento de tramos laterales. La caracterización del yacimiento es esencial en el desarrollo de
las lutitas gasíferas, pero la perforación del tramo lateral requiere más que petrofísica y geomecánica.
Los parámetros clave que controlan la calidad de terminación (CQ) deben ser tomados en cuenta.
El módulo de compresibilidad es un indicador de la calidad CQ. La roca con mayor módulo tiene más
probabilidades de tener menor contenido de arcilla y por lo tanto un menor esfuerzo de cierre y
además una menor tendencia a la incorporación del apuntalante durante la producción. En la figura
se muestra un perfil de pozo con respecto a una proyección de la estructura geológica y el módulo de
compresibilidad. Los primeros dos tercios del tramo lateral se mantuvieron en el intervalo de interés.
La sección del extremo final se encuentra en rocas de menor módulo de compresibilidad, las cuales
son productoras más pobres. No sólo fue más difícil la estimulación de la sección final que la del resto
del tramo lateral, sino que además la producción de los intervalos con bajo módulo de compresibilidad
fue menor en comparación con la producción de las rocas de mejor calidad.
48
minación (CQ). Los geólogos construyen modelos
detallados para estimular el yacimiento e intentar identificar las partes del yacimiento con las
mejores calidades RQ y CQ. Estos modelos pueden perfeccionarse a medida que se perforan más
pozos y se dispone de mayor cantidad de datos.
Las características geológicas, especialmente
las fracturas naturales, afectan la productividad
del pozo. El conocimiento de la densidad y orientación de las fracturas, y de las propiedades de los
esfuerzos locales, puede ayudar a los ingenieros a
tomar las decisiones sobre la ubicación y espaciamiento de los pozos, así como también a optimizar
el programa de estimulación por fracturamiento.
Los yacimientos convencionales se pueden drenar
a través de grandes distancias, en cambio la recuperación de estos recursos depende de un óptimo
espaciamiento entre pozos y de la maximización
del volumen estimulado mediante fracturación.
El régimen de esfuerzos locales es importante
tanto para la perforación como para la estimulación.
Los esfuerzos a lo largo del pozo son una función
de las fuerzas tectónicas, la profundidad y el
espesor de la formación, además de los cambios
originados por estimulaciones anteriores y producción en pozos cercanos. Para una estabilidad de
pozo optima, la perforación debe estar orientada
en la dirección del mínimo esfuerzo principal.
Es importante comprender cómo reaccionará el
yacimiento y la red de fracturas naturales, a
medida que se los somete a los esfuerzos asociados con la perforación, estimulación y producción.
Los cambios en el yacimiento debidos a la producción y los esfuerzos inducidos, repercutirán
en las decisiones relacionadas con la organización
de las etapas de estimulación, ubicación de los
disparos y espaciamiento entre pozos. Este tipo de
información puede ser cuantificada en estudios
geomecánicos.
La geomecánica es una rama de la ingeniería
que aplica la mecánica de los sólidos, las matemáticas y la física para predecir la manera en que
las rocas responden a los esfuerzos externos.12
Siguiendo el ejemplo de la minería y la ingeniería
civil —disciplinas que han utilizado muchísimo la
geomecánica para predecir y evitar consecuencias
catastróficas— los ingenieros de perforación y producción cada vez aplican con mayor frecuencia
estos conceptos para el desarrollo de los yacimientos. Estas prácticas requieren la medición y estimación de los esfuerzos y el estudio de la manera
en que los materiales responden a los mismos.
El estado inicial de los esfuerzos de una
región es el resultado de su historia tectónica y
sedimentaria. Los esfuerzos están además inducidos por una variedad de procesos comunes a las
operaciones de la industria petrolera, que incluyen
Oilfield Review
Registros de pozo, núcleos, análisis de conglomerados,
Modelo mecánico del subsuelo
Inversión sísmica, datos del simulador ECLIPSE,
Modelado de propiedades con el procesamiento de
análisis de rocas heterogéneas HRA
Estructura y fallas
Horizontes, Cuadriculado
> Geomecánica en el diseño de pozos. El modelador VISAGE utiliza los datos sísmicos (arriba derecha), modelos 3D generados con el programa Petrel
(abajo izquierda, abajo derecha) y datos de registros de pozo y muestras de núcleos (arriba izquierda) para construir un modelo geomecánico que incluye
esfuerzos actuales y propiedades mecánicas (centro). Una vez que el modelo 3D ha sido creado, se le puede agregar el elemento temporal, creando un
modelo 4D. Los cambios en los esfuerzos afectan la perforación e inciden en la efectividad de las estimulaciones, las cuales determinan en gran medida
la productividad.
los efectos de la perforación y los cambios en la presión de los fluidos por la inyección y la producción.
Todos estos efectos pueden simularse utilizando
modelos del subsuelo en 3D y 4D, los cuales permiten que los ingenieros pronostiquen el comportamiento del yacimiento como respuesta a la
perforación, estimulación y futura producción.
Los geofísicos e ingenieros de Schlumberger
han construido un modelo mecánico del subsuelo
con el software Petrel, el cual abarca desde la sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos
e integra los datos del software de simulación de
yacimientos ECLIPSE. Los ingenieros utilizan
estos modelos para la planificación de pozos y
para determinar el estado inicial de los esfuerzos.
Combinando la simulación en 3D del programa ECLIPSE con el simulador VISAGE, los
geofísicos pueden crear un modelo 4D que simula
los cambios en la magnitud y orientación de los
esfuerzos de fondo de pozo que se producen con
el transcurso del tiempo (arriba). Toda la historia
de producción de un único pozo, múltiples pozos
o de un campo completo pueden simularse y
visualizarse utilizando la combinación de los programas ECLIPSE y VISAGE.
La identificación de los posibles peligros de la
perforación, estimulación y producción, es otra
pieza de información crucial obtenida de los
datos sísmicos. La existencia de fallas puede ser
Volumen 23, no.3
un gran problema cuando un operador está fracturando hidráulicamente un intervalo de lutita.
Una falla puede dominar efectivamente el crecimiento de la fractura y reorientar toda la energía
del tratamiento dentro del sistema de fallas y
fuera de la zona de destino. Las subsecuentes
etapas de fracturación pueden crecer a través de
las fallas estimuladas previamente, lo cual agrega
muy poco al volumen total estimulado. Las fallas
también funcionan como conductos que dirigen
los tratamientos de fracturamiento hidráulico
Oilfield Review
hacia zonas productoras
de agua, lo cual puede
AUTUMN
potencialmente
anular o11
reducir en gran medida
la producciónShale
de gas.Fig. 11
ORAUT11-SHL 11
En base al conocimiento adquirido durante los
30 años de desarrollo de la lutita Barnett, los ingenieros han aprendido a considerar varios aspectos
al desarrollar estos recursos. Esto incluye conocer
la dirección del esfuerzo horizontal máximo
actual para determinar la dirección óptima del
pozo; cuantificar la densidad, naturaleza y orientación relativa de las fracturas naturales respecto de la dirección del esfuerzo horizontal
máximo; contar con el conocimiento suficiente
de geomecánica para diseñar terminaciones que
favorezcan la máxima superficie y complejidad de
fracturas hidráulicas; y comprender la interferencia entre fractura y fractura tanto de múltiples
etapas como de múltiples pozos.13 Los ingenieros
de terminación de pozos deben equilibrar los costos de la estimulación y la perforación con respecto al aumento de la cantidad de pozos o etapas
de estimulación por fracturamiento hidráulico.
Estas decisiones se facilitan mucho con los modelos 3D y 4D.
Fracturamiento hidráulico
El éxito en el desarrollo de la lutita Barnett ha
sido atribuido en parte al uso de los rentables tratamientos de fracturamiento con agua oleosa
conocida en inglés como slickwater.14 Sin embargo
éste no es el único tipo de tratamiento que se utilizó durante el desarrollo y puede no ser la mejor
elección de fluido para algunos tipos de lutitas.15
10.Berman A: “What’s New in Exploration,” World Oil
Online (Noviembre de 2007), http://208.88.130.69/Article.
aspx?id=38918 (consultado el 11 de octubre de 2011).
11.Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of
Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in
Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en
la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional
de la SPE en Norteamérica, The Woodlands, Texas,
12 a 16 de junio de 2011.
12.Zoback MD: Reservoir Geomechanics. Nueva York:
Cambridge University Press, 2007.
13.King GE: “Thirty Years of Gas Shale Fracturing: What
Have We Learned?” artículo SPE 133456, presentado
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, Florencia, Italia, 19 a 22 de septiembre de 2010.
14.Los fluidos de fractura de tipo agua oleosa (slickwater)
están compuestos por agua y un polímero (generalmente
poliacrilamida), utilizado para disminuir la fricción cuando
se bombea el fluido a través de las tuberías.
15.King, referencia 13.
49
X 200
Y 000
Y 400
Profundidad, pies
X 600
Y 800
Z 200
0
400
800
2 400
zontal, pies
2 000
600
1 200 1
ión hori
ac
vi
Des
2 800
3 600
3 200
> Monitoreo microsísmico de fracturamiento hidráulico en múltiples etapas a lo largo de un tramo lateral.
El análisis de datos microsísmicos, como en esta presentación de diagnóstico de la estimulación por
fracturamiento hidráulico StimMAP, puede proporcionar a los operadores información sobre la
efectividad del tratamiento por fracturamiento hidráulico. En este ejemplo, se bombearon cinco etapas
desde el pozo de tratamiento (línea roja) mientras se monitoreaba desde un segundo pozo (línea verde
con las ubicaciones de los geófonos representadas como círculos verdes). La primera etapa (puntos
amarillos) en el extremo final del tramo lateral generó una compleja red de fracturas; sin embargo, la
segunda etapa (puntos azules) se superpone al volumen estimulado de la primera etapa. La tercera y
quinta etapa (puntos rojos y magentas) desarrollaron fracturas complejas. La cuarta etapa (puntos
cian) tiene una dirección preferencial por lo que se deja parte de la formación sin cubrir. Es importante
identificar estas variaciones en la calidad de las fracturas para optimizar los futuros diseños de
estimulación, el posicionamiento de los pozos y el espaciamiento entre pozos. Las herramientas tales
como el servicio de diagnóstico StimMAP LIVE para el monitoreo microsísmico de las fracturas en
tiempo real, puede proporcionar a los ingenieros de terminación la posibilidad de ajustar las
operaciones durante la ejecución del trabajo para mejorar la efectividad del tratamiento.
Lutita
Fayetteville
Lutita
Caney
EUA
Cuenca de Arkoma
Oklahoma
Montañas
Ouachita
Arkansas
Lutita
Barnett
Cuenca de
Fort Worth
Texas
Luisiana
> Lutita Fayetteville, cuenca de Arkoma. La compañía Southwestern Energy desarrolló una extensión
productiva en la lutita Fayetteville ubicada en el centro norte de Arkansas, EUA. La superficie de la
compañía (recuadro rojo) incluye formaciones con estructuras complejas debido a las aperturas
continentales y levantamientos de placas que tuvieron lugar en la región.
50
Las estimulaciones por fracturamientos gelificados, asistidos por gas e híbridos, han sido todos
probados en la lutita Barnett así como también en
otras extensiones productivas de lutitas.16
No hay una única solución para todos los yacimientos de lutita. Por ejemplo, aunque el agua
oleosa ha sido una técnica efectiva en la lutita
Barnett, la menor capacidad de transporte de
arena de estos sistemas, en comparación con la de
los sistemas gelificados, y la tendencia a la decantación del apuntalante pueden limitar la capacidad de flujo de las fracturas inducidas. El contacto
limitado o la pérdida de la conductividad en el
área estimulada también pueden hacer que se
desplome el régimen de producción.
Otro motivo de preocupación con los fracturamientos con agua oleosa es la sensibilidad de la
lutita al fluido debido a que algunos tipos de arcillas tienen tendencia a hincharse cuando entran
en contacto con el agua. El gas y los fluidos a base
de espuma parecen ofrecer una alternativa ideal
a los sistemas gelificados o con agua oleosa; sin
embargo, no son muy utilizados debido a su alto
costo, disponibilidad limitada y por el hecho de que
tradicionalmente se aplican en trabajos pequeños.
El enigma ante el cual se enfrentan los operadores consiste en encontrar el mejor sistema para
cada lutita en particular y al mismo tiempo minimizar los costos de prueba y error.17
Recientemente, los científicos del centro de
tecnología de Schlumberger Novosibirsk en Rusia
desarrollaron un innovador enfoque para el
diseño de los fracturamientos hidráulicos. La técnica de fracturamiento hidráulico por canales de
flujo HiWAY (véase “Fracturamiento con canales de
flujo abiertos: Una vía rápida para la producción,”
página 4), desarrollada después de años de
modelado y pruebas, ha sido aplicada con éxito
en una serie de entornos. Los resultados iniciales
en los pozos de prueba de la lutita Eagle Ford han
mostrado aumentos en los regímenes de producción de 32% a 37% en comparación con los de los
16.La estimulación por fracturamientos híbridos
generalmente comienzan con fluidos de baja viscosidad
para crear una red compleja. Al final de la estimulación,
se utilizan fluidos capaces de transportar altas
concentraciones de apuntalante para abrir la región
cercana al pozo.
17.King, referencia 13.
18.King, referencia 13.
19.Ramakrishnan H, Peza E, Sinha S, Woods M, Ikeocha C,
Mengel F, Simon Y, Pearce P, Kiester J, McKetta S y
Jeffers J: “Understanding and Predicting Fayetteville
Shale Gas Production Through Integrated
Seismic-to-Simulation Reservoir Characterization
Workflow,” artículo SPE 147226, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Denver, 30 de octubre a 2 de noviembre de 2011.
20.Ramakrishnan et al, referencia 19.
Oilfield Review
pozos cercanos similares. Las rentabilidades a
menudo marginales de estos recursos pueden
mejorar significativamente por estos aumentos en
la producción.
Otra práctica común en los programas de
fracturamiento de lutitas es dividir la sección
lateral del pozo en segmentos espaciados uniformemente (página anterior, arriba). Este proceso
pasa por alto la heterogeneidad vertical y lateral
de la formación y ha dado lugar a casos de grandes
pérdidas de capital invertido en el fracturamiento.18 Sin embargo, los ingenieros de terminación pueden diseñar programas utilizando los
datos adquiridos durante la perforación para
mejorar el programa de estimulación.
El camino al éxito
En gran parte debido al éxito en la lutita Barnett,
la actividad de E&P en Norteamérica se ha visto
dominada por la exploración de lutitas gasíferas
en la última década. Inicialmente, sin embargo,
los operadores no estaban seguros de que el éxito
logrado en la lutita Barnett podría repetirse en
otras extensiones productivas de lutitas. La lutita
Fayetteville, descubierta por Southwestern Energy
Company, fue uno de los primeros yacimientos en
los que los operadores intentaron ampliar los
horizontes de las lutitas gasíferas más allá de la
lutita Barnett. El éxito de la compañía condujo a
desarrollar con más prisa los recursos en lutitas
en otros lugares.
La lutita Fayetteville se encuentra al norte de
la cuenca de Arkoma y al sur de la región de Ozark
en el centro de los EUA (página anterior, abajo).
La superficie de Southwestern Energy en el norte
de Arkansas, EUA, abarca un depósito de lutitas
marinas de la edad del Mississippi que tienen un
espesor de 50 a 550 pies [15 a 168 m] a profundidades de 1 500 a 6 500 pies [457 a 1 980 m]. La
extensión productiva tiene una geología estructural compleja, como resultado de la fragmentación
continental de los períodos precámbrico y cámbrico seguidos por la tectónica compresiva durante
la orogenia Ouachita de la era paleozoica tardía.
La fragmentación continental generó grandes
fallas normales con orientación noreste, mientras que los eventos tectónicos posteriores se
caracterizaron por fallas inversas con orientación norte. La orientación del máximo esfuerzo
horizontal actual, un resultado de la relajación
posterior, es de noreste a suroeste.19
El yacimiento está dividido en los intervalos
Fayetteville superior, medio e inferior. El intervalo
Fayetteville superior tiene filones de alta porosidad ocupada por gas y abundantes fracturas naturales, las cuales pueden ser estimuladas con
presiones de tratamiento bajas. El intervalo
Fayetteville medio tiene concentraciones relativamente altas de arcillas tipo illita y esmectita y se
caracteriza por mayores gradientes de fractura y
menor porosidad efectiva. El intervalo Fayetteville
inferior está subdividido en tres zonas; la capa
media es el principal intervalo de interés de los
tres debido a su bajo contenido de arcilla y alta
porosidad ocupada por gas. Las fracturas naturales, tanto abiertas como mineralizadas, están presentes en todo el intervalo Fayetteville inferior.
Debido a una amplia gama de rendimientos de
la producción, Southwestern Energy inició un
estudio multidisciplinario para caracterizar la
lutita Fayetteville e identificar los principales
controles de producción.20 El estudio abarcó tres
áreas de alrededor de 10 millas2 [26 km2] cada una.
Un modelo 3D del subsuelo, construido con el
software Petrel, el cual abarca desde la sísmica
hasta la simulación dinámica de yacimientos, fue
un componente esencial en el análisis. Para construir el modelo, los geólogos sistemáticamente
integraron datos de diversas fuentes incluyendo
datos petrofísicos, levantamientos sísmicos,
geomecánicos y modelos de fracturas (abajo).
Análisis geológico
Análisis
sísmico
Monitoreo de
la estimulación
Construcción del
modelo estático
Modelo del yacimiento
Simulación
del yacimiento
Planificación de la estimulación
> Flujo de trabajo y datos de entrada del modelo vivo del subsuelo. Los ingenieros y geólogos construyen el modelo 3D del subsuelo mediante la integración
de los datos derivados de múltiples fuentes. Utilizan los datos geológicos de los núcleos y registros de pozos junto con los datos sísmicos para construir un
modelo estático. El programa para estimulación de yacimientos se utiliza para poblar el modelo con datos de pozos horizontales y verticales. Los ingenieros
crean planes de espaciamiento entre pozos y diseñan los programas de estimulación por fracturamiento hidráulico para maximizar la producción. Los datos
microsísmicos se pueden utilizar para validar el modelo y mejorar las futuras estimulaciones por fracturamiento y las planificaciones de pozos. El modelo del
yacimiento se actualiza a medida que se obtienen nuevos datos.
Volumen 23, no.3
51
> Geomodelo estático en 3D de la lutita Fayetteville. Para comprender la variación de las propiedades a través de las lutitas gasíferas,
se necesita integrar en la evaluación una variedad de diferentes tipos de datos, que reconocen la ubicación espacial en 3D para cada
elemento de datos. Dentro del contexto de un modelo de subsuelo en 3D elaborado con Petrel, los datos sísmicos, registros de pozo,
fallas y superficies estructurales pueden combinarse para desarrollar un modelo dentro del cual se pueden poblar las propiedades
petrofísicas, mecánicas y de fracturas naturales, tal como el que se muestra aquí, el cual se desarrolló para la lutita Fayetteville.
El operador puede comparar los cubos de propiedades, tales como los que se muestran en la imagen, con otras informaciones
geoespaciales en 3D y optimizar el posicionamiento de los pozos y el fracturamiento hidráulico. La incorporación de los resultados
de producción permite revelar la interconexión intrínseca de estos diferentes tipos de datos y ayuda a comprender el impacto de
los diferentes factores determinantes de la producción en el rendimiento del pozo. Estos cubos de propiedades también conforman
los bloques básicos de construcción para los modelos de simulación de yacimientos de porosidad simple y doble.
Además, se utilizó un modelo de fluido monofásico
con el módulo de gas de lutitas del software de
simulación de yacimientos ECLIPSE. El modelo
3D incluyó una opción de doble porosidad para
las fases de ajuste de la historia de producción y
de pronóstico.
Para construir el modelo 3D del subsuelo, los
geólogos comenzaron construyendo un modelo geológico, para lo cual emplearon un flujo de trabajo
que utiliza datos de muestras de núcleos: difracción de rayos X, microscopio electrónico de barrido,
cortes de láminas delgadas, reflectancia de vitrinita, pirólisis y datos de los análisis TRA. A continuación, agregaron los datos de los registros
calibrados que incluían los registros triple combo
de pozo abierto, registros geoquímicos, registros
de barrido acústico Sonic Scanner, registros del
generador de imágenes sónico dipolar DSI, y las
52
imágenes de pozo de la herramienta FMI; los cuales fueron adquiridos en pozos pilotos verticales.
Los datos geoquímicos de la herramienta ECS
proporcionaron información mineralógica esenOilfield Review
cial y se calibraron
con los
AUTUMN
11 datos de núcleos.
Los parámetros
asociados
Shale Fig. 15 comúnmente con
la evaluaciónORAUT11-SHL
de recursos en15
lutitas, tales como
las isotermas de Langmuir, TOC, GIP inicial, y gas
absorbido versus gas libre; fueron medidos y
luego extrapolados desde una escala de pozo
único a una escala de toda la cuenca utilizando
los levantamientos sísmicos de superficie en 3D.
Debido a que los cambios laterales en las propiedades petrofísicas a través de las cuencas de lutitas generalmente son sutiles, esta extrapolación
se logró sin sacrificar la variabilidad de los datos
de resolución más fina. Los geólogos también
pudieron correlacionar las litologías específicas a
las fracturas naturales. Utilizando los registros de
producción, los ingenieros pudieron correlacionar
las litofacies a los intervalos con fracturas naturales que mostraban mayor producción de gas después de la estimulación por fracturamiento.
A continuación, los ingenieros desarrollaron un
modelo estructural utilizando los datos sísmicos
que fue perfeccionado aún más utilizando los datos
geomecánicos derivados de registros. Los datos de
fondo de pozo incluyeron gradientes de fractura,
coeficiente de Poisson, módulo de Young y densidad de fracturas naturales. A partir de los registros de imágenes, los cuales se calibraron con los
datos de núcleos y eventos microsísmicos, se
generó un modelo de fractura basado en redes de
fracturas discretas. Los ingenieros aplicaron un
enfoque de modelo pseudo 3D de fracturamiento
hidráulico múltiple para predecir las caracterís-
Oilfield Review
Una visión más general
Mediante la integración de todos estos datos
diferentes, los ingenieros crearon el modelo 3D
completo del subsuelo, lo que les ayudó a caracterizar el yacimiento de la lutita Fayetteville
(página anterior). El modelo fue utilizado para
desarrollar mejores programas de perforación y
terminación de pozos, como por ejemplo, cuando
se utilizó para analizar y mejorar la estimulación
por fracturamiento hidráulico.
El fracturamiento hidráulico puede ser el proceso más costoso en la terminación y desarrollo
de pozos para explotar estos recursos, y es el que
más incide en la producción efectiva del pozo.
Los ingenieros de terminación concluyeron, en
base a los resultados de los registros de produc-
Volumen 23, no.3
1,05
1,00
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
Gradiente de esfuerzos
locales mínimos, psi/pies
ticas de la fractura para cada etapa de cada pozo
incluido en el estudio. Luego modelaron la longitud
media de la fractura, altura de la fractura, variaciones en la conductividad de la fractura y elementos
de las geometrías de la fractura, y luego utilizaron
estos datos en el modelo de simulación de yacimiento. Se incluyeron en el modelo las orientaciones de las fracturas naturales que surgieron de la
interpretación de los registros de imágenes.
Los ingenieros desarrollaron aún más el
modelo estructural poblándolo con las propiedades de yacimiento del modelo geológico. Las propiedades que se utilizaron fueron similares a las de
los yacimientos convencionales e incluyen porosidad, permeabilidad y saturación de hidrocarburo.
Sin embargo, para las extensiones productivas de
lutitas, la porosidad se calibra con los datos de
núcleos y debe provenir del promedio de varias fuentes diferentes. La permeabilidad puede derivarse de
los datos de núcleos, aunque las permeabilidades
ultra bajas de las lutitas hacen prácticamente imposible realizar mediciones directas. Así, los ingenieros
aplicaron a los datos de fondo de pozo una transformada de porosidad-permeabilidad derivada de los
núcleos para calcular la permeabilidad.
El modelo 3D del subsuelo también incluyó la
simulación dinámica del flujo. Desarrollar un
modelo de simulación de flujo para rocas ultra
compactas requiere el conocimiento del régimen
de esfuerzos ya que la orientación de las cuadrículas utilizadas en el modelo puede afectar los
resultados calculados. En el caso de la simulación de la lutita Fayetteville, las celdas de la cuadrícula se crearon con uno de sus lados en
paralelo con la dirección del esfuerzo horizontal
máximo y el otro lado en paralelo con la trayectoria horizontal del pozo. Esta información fue proporcionada por el modelo estructural, el cual
indicó que la dirección del esfuerzo horizontal
máximo actual es de noreste a suroeste.
Etapa 1
9%
Etapa 2
7%
Etapa 3
25%
Etapa 4
27%
Etapa 5
32%
> Contribución a la producción a partir del análisis de los registros de
producción. El tramo lateral (línea azul) pasa a través de intervalos de
esfuerzos bajos (rojo) y altos (azul). La estimulación por fracturamiento
hidráulico consta de cinco etapas con tres intervalos de disparos por cada
una (óvalos verdes). Luego de la estimulación se adquirieron datos de
registros de producción. Las líneas rojas que se extienden por debajo de
cada intervalo de disparos representa la producción de gas normalizada
para el mayor contribuyente. La longitud de cada línea roja representa el
flujo normalizado. Las primeras dos etapas (óvalos de guiones rojos), en el
extremo final del pozo, estaban en zonas de altos esfuerzos. Sólo el 16% del
flujo proviene de estas etapas. El otro 84% de la producción proviene de las
tres etapas (óvalos de guiones amarillos) ubicadas en los intervalos de
bajos esfuerzos. Los ingenieros pueden utilizar este tipo de información
para identificar los sectores ideales y evitar los costosos tratamientos de
fracturamiento en las zonas con bajo potencial de producción.
ción posteriores a la estimulación, que hubo una estimulación, se actualizó el modelo de fracturas
correlación directa entre los esfuerzos locales y la mediante el ajuste de la historia de producción.
A medida que el estudio progresaba, los ingeproducción de hidrocarburo (arriba). Así, el conocimiento del gradiente de esfuerzos a lo largo del nieros observaron que el crecimiento vertical de la
tramo lateral proporcionó a los ingenieros de ter- fractura variaba en diferentes partes de la cuenca.
Oilfield Review
minación una herramienta para optimizar
los En
AUTUMN
11 las primeras etapas del desarrollo, los datos
microsísmicos
indicaron que la estimulación por
programas de estimulación. Además, conocer
la
Shale Fig. 17
hidráulico se extendía desde la
orientación del esfuerzo horizontal ayudóORAUT11-SHL
a los fracturamiento
17
ingenieros de perforación a elegir las mejores tra- lutita Fayetteville inferior hasta la parte más
yectorias para perforar los tramos laterales. La esta- alta del intervalo de lutita Fayetteville superior.
bilidad del pozo es mejor cuando se perfora en la Sin embargo, descubrieron que algunos pozos no
producían como se esperaba debido a que la estidirección del menor esfuerzo horizontal.
Debido a que algunos pozos tenían secciones mulación no estaba llegando a la capa superior.
Los ingenieros de yacimiento atribuyeron las
laterales de longitudes superiores a 5 000 pies
[1 500 m], se encontraron importantes variacio- diferencias en el crecimiento vertical de la fracnes en las propiedades del yacimiento a lo largo de tura a las áreas con mayores contenidos de arcilla
las trayectorias. El modelo 3D del subsuelo propor- en el intervalo de lutita Fayetteville medio. La precionó a los ingenieros parámetros de diseño más sencia de mayor cantidad de arcilla dio lugar a
precisos para el programa de estimulación por mayores esfuerzos locales, que inhibieron el crefracturamiento hidráulico que los que podrían cimiento vertical de las fracturas en las capas
haberse obtenido mediante la proyección de las superiores. Los ingenieros identificaron estas
propiedades de la sección vertical del pozo a anomalías mediante el análisis del modelo 3D del
cierta distancia. Después de cada tratamiento de subsuelo.
53
Longitud del tramo lateral,
pies
4 909
Días de perforación
17
4 528
2,9
4 100
14
Costos de descubrimiento
y desarrollo,
USD por millón de pies cúbicos
Costo del pozo,
millones de dólares
3,0
2,9
Producción,
miles de millones de
pies cúbicos (MMMpc)
Reservas,
miles de millones de
pies cúbicos (MMMpc)
350,2
2,8
2,8
4 345
2,05
3 619
12
11
3 117
243,5
2 657
1,21
8
0,86
134,5
1 545
0,69
2007 2008 2009 2010 2011
2007 2008 2009 2010 2011
2007 2008 2009 2010 2011
2007 2008 2009 2010
53,5
716
2007 2008 2009 2010
2007 2008 2009 2010
> Mejora continua del proceso. Durante un período de cuatro años y medio, desde 2007 hasta 2011, Southwestern Energy redujo los días de perforación
(azul oscuro) en un 52%, a pesar de que la longitud del tramo lateral se incrementó en más del 84% (rosa). Los costos de pozo (rojo oscuro) se mantuvieron
ligeramente más bajos durante el período, pero los costos de descubrimiento y desarrollo (F&D, azul claro) de la empresa se redujeron significativamente
durante el período. La producción (dorado) y las reservas (verde) aumentaron considerablemente durante el período de estudio. (Los datos de 2011
corresponden a los primeros seis meses del año.)
Los resultados tangibles obtenidos del proceso de optimización, que incluyeron la perforación y estimulación de secciones laterales más
prolongadas, realización de estimulaciones por
fracturamiento hidráulico optimizadas y aumento
de la eficiencia operativa, se hicieron evidentes
en las mejoras continuas que se observaron desde
2007 a 2011 (arriba). La cantidad de días necesarios para perforar un pozo disminuyó en más de
un 52% a pesar de que la longitud de la sección
lateral del pozo promedio aumentó en más del
84%. La producción promedio aumentó considerablemente, casi siete veces, pero los costos del
pozo se mantuvieron prácticamente iguales
durante el período.
Estos recursos implican grandes erogaciones
de capital, pero como suelen cubrir grandes áreas
geográficas, los operadores se benefician de las
economías de escala y de la flexibilidad operativa.
Identificar y desarrollar los sectores ideales mejora
considerablemente la rentabilidad y el retorno de
la inversión (ROI). La medida definitiva del éxito
es la producción. En octubre de 2011, Southwestern
Energy reportó haber alcanzado aproximadamente
2 000 MMpc/d [56,6 millones m3/d] en la producción de gas en la lutita Fayetteville.
Evaluación posterior al fracturamiento
El componente final y, a menudo descuidado, en
la optimización de la producción de estos recursos,
es el análisis de la producción. Se efectúa un gran
esfuerzo en determinar las cualidades del yacimiento y en desarrollar modelos complejos para
identificar las zonas con el mayor potencial dentro
54
del yacimiento. Los ingenieros de perforación
analizan las propiedades del pozo y utilizan geoposicionamiento para orientar el pozo dentro de
las áreas que parecen tener las mejores RQ y CQ.
Los ingenieros de terminación de pozos diseñan
programas de estimulación para maximizar la
producción concentrándose en las rocas con las
mejores CQ. Estos esfuerzos ayudan a identificar
los mejores candidatos para la producción, pero
raras veces toman en cuenta las variaciones a
pequeña escala que existen dentro del recurso.
Los datos de los registros de producción proporcionan una prueba empírica de la producción y
ofrecen la posibilidad de identificar características del yacimiento que diferencian a las zonas
con mayor potencial (próxima página).
Un reciente estudio a gran escala de seis
grandes cuencas de lutitas de EUA demostró los
beneficios queOilfield
se pueden
obtener de los datos de
Review
AUTUMN
11 para el desarrollo de
los registros de
producción
21
Fig. 18intentó destacar caracestos recursos.Shale
El estudio
18
terísticas queORAUT11-SHL
los ingenieros pudieran
incorporar
en los flujos de trabajo para mejorar la eficiencia
general. Un hallazgo preocupante fue que en sólo
el 20% de los pozos todos los intervalos de disparos
estaban contribuyendo a la producción. En dos
pozos horizontales en la lutita Woodford en la
cuenca de Arkona, sólo la mitad de los intervalos
de disparo estaban produciendo gas.
Los recursos en lutitas son vistos a veces como
grandes estructuras monolíticas; sin embargo, la
heterogeneidad causada por las variaciones en
las propiedades de la roca, se produce verticalmente a escalas extremadamente pequeñas en
estos yacimientos. Además, la presencia de fracturas naturales puede introducir grandes variaciones en las propiedades mecánicas dentro un
área pequeña. Si esta variabilidad no se tiene en
cuenta en los diseños de estimulación, los pozos
pueden no alcanzar los resultados esperados.
Los ingenieros pueden utilizar los datos de los
registros de producción para correlacionar la
producción de gas con las diferencias en la roca o
en las propiedades geomecánicas. Las prácticas de
terminación y la geometría de los pozos que podrían
afectar la producción también se pueden observar
en los datos de los registros de producción. El estudio de registros de producción que incluye datos de
más de 100 pozos, evaluó varias prácticas comunes
utilizadas en los pozos de gas de lutitas y estimó sus
efectos sobre la producción.
Trayectoria de pozo—Inicialmente, la mayoría de los pozos horizontales en lutitas, fueron
perforados hacia arriba, con desviaciones que
superaban los 90 grados. Esto se hizo para facilitar el drenaje gravitacional de los fluidos de fractura hasta el extremo inicial del tramo lateral y
ayudar a descargar los fluidos más rápidamente.
En algunas extensiones productivas de lutitas,
esta práctica ha sido remplazada por la perforación de tramos laterales en la estructura, independientemente de la trayectoria. Sin embargo,
la trayectoria ideal es de más de 90 grados con la
menor cantidad de cavernas y patas de perro y
permaneciendo siempre en la zona de interés.
Una tendencia evidente en los datos es que los
pozos con altas tasas de flujo pueden descargar
de manera efectiva los fluidos de fractura inde-
Oilfield Review
Pozo A
1 000
Régimen para
cada intervalo,
bbl/d equivalentes
0
3 000
Régimen de
producción
acumulada,
bbl/d equivalentes 0
7 900
Agua
Gas
Profundidad
vertical
verdadera
(TVD), pies
8 100
Profundidad
medida, pies
8 400
8 800
9 200
9 600
10 000
10 400
Pozo B
1 500
Régimen para
cada intervalo,
bbl/d equivalentes
0
Régimen de 15 000
producción
acumulada,
bbl/d equivalentes 0
7 950
Agua
Gas
Profundidad
vertical
verdadera
(TVD), pies
8 050
Profundidad
medida, pies
8 200
8 600
9 000
9 400
9 800
10 200
10 600
11 000
> Comparación de registros de producción. Estos registros de producción corresponden a dos pozos
diferentes en la lutita Woodford en la cuenca de Arkoma. Las líneas verticales rojas y doradas a lo
largo de la trayectoria del pozo indican las ubicaciones de los intervalos de disparos. El sombreado rojo
representa el gas en el pozo; el sombreado azul indica agua. Los datos de los registros de producción
del pozo A (arriba) muestran una producción variable con sólo tres intervalos que contribuyen
considerablemente al total del gas producido y tres intervalos que producen la mayor parte del
agua (los regímenes medidos para cada intervalo individual se muestran en el carril superior).
Tres intervalos (líneas doradas) no tienen contribución alguna. La producción en el pozo B (abajo) es
más uniforme. La mayoría de los intervalos están contribuyendo cantidades equivalentes, aunque el
primero y último intervalo (líneas doradas) no están contribuyendo. Aunque el agua está presente en
el extremo final del pozo, no hay indicaciones de producción de agua en el pozo B. (Adaptado de
Miller et al, referencia 11.)
pendientemente de la trayectoria y pueden supe- Así, aunque la longitud de los tramos laterales
rar los efectos perjudiciales relacionados con la ha aumentado en los últimos años, la longitud
de los segmentos que se estimulan por etapa ha
geometría del pozo.
Etapas de fracturamiento—La productivi- disminuido.
OilfieldlaReview El estudio analizó los efectos del espaciadad del pozo mejora a medida que aumenta
AUTUMN 11
cantidad de etapas de fracturamiento. Un incre- miento entre las etapas de fracturamiento; es
Shale Fig. 19
mento en la cantidad de etapas de ORAUT11-SHL
fractura- decir,
19la distancia entre cada etapa. Los ingenieros
miento a menudo coincide con tramos laterales observaron que para la mayoría de las extensiones
de mayor longitud; por lo tanto, se incrementa el productivas de lutitas, el espaciamiento del orden
contacto con el yacimiento. Sin embargo, el estu- de los 100 pies [30 m] daba como resultado la
dio indicó que la estimulación de secciones más mejor producción. Concluyeron que cualquier
cortas del tramo lateral tiene un efecto positivo en incremento en los esfuerzos asociados con los trala producción, incluso cuando los datos se norma- tamientos de estimulación anteriores no afectaba
lizan para mayores longitudes de tramos laterales. negativamente la productividad de las etapas subsecuentes cuando se utilizaba este espaciamiento.
21.Miller et al, referencia 11.
Volumen 23, no.3
Una excepción a este hallazgo se presentó en la
lutita Barnett, donde no había una correlación clara
entre el espaciamiento de las etapas y la productividad. Los ingenieros atribuían esta diferencia al
ambiente estructural de la cuenca Fort Worth.
Debido a que las fracturas naturales en la lutita
Barnett tienden a correr en sentido ortogonal
con respecto a las fracturas inducidas hidráulicamente, se podía lograr una red compleja de fracturas durante la estimulación. Y por lo tanto, las
etapas cercanas entre sí, proporcionaban menos
beneficios en comparación a los de las otras
extensiones productivas de lutitas. Este hallazgo
pone de manifiesto la importancia de comprender
el contexto geológico de un yacimiento y su incidencia en la calidad de la terminación del pozo.
El resultado práctico es que una metodología de
estimulación optimizada en una cuenca no puede
transferirse a otra.
El estudio de los registros de producción también analizó el diseño de las etapas de fracturamiento mediante la comparación de la producción
teórica con respecto a la producción medida.
La producción teórica se definió como el régimen
de producción si todas las etapas produjeran por
igual. El estudio reveló que por cada dos pozos
completados, con un promedio de ocho etapas por
pozo, había por lo menos una etapa que no contribuía nada. Además, muchos intervalos de disparos
no contribuían según el nivel teórico. Nuevamente,
estos hallazgos tenían atributos específicos para
cada cuenca en particular. El porcentaje de etapas
que producían por lo menos la mitad de sus tasas
teóricas variaban entre el 18% para la lutita
Marcellus en el noreste de EUA y el 33% para la
lutita Haynesville-Bossier en el norte de Luisiana
y este de Texas.
Intervalos de disparos—El análisis de la productividad de los intervalos de disparos proporcionó pocas tendencias claras, y los resultados
fueron a menudo específicos para cada cuenca.
Aunque la lutita Barnett fue estimulada en forma
eficaz con un único intervalo por etapa, los pozos
de la lutita Woodford con cuatro intervalos por
etapa superaban el rendimiento de los de ocho
intervalos por etapa. Además de estas características específicas de cada cuenca, los resultados
mostraron que es muy difícil estimular de forma
efectiva múltiples intervalos de disparos por etapa.
Por ejemplo, casi la mitad de los intervalos en los
pozos con seis intervalos de disparos por etapa no
estaban contribuyendo cuando se adquirieron los
registros de producción. Esto contrasta con el
promedio de 20% de los intervalos que no estaban
contribuyendo cuando sólo se habían incluido
dos intervalos de disparos por cada tratamiento
55
Presión de iniciación de
fractura, psi/pies
1,4
1,2
1,0
0,8
Etapa 1 Etapa 2
0,6
Etapa 3
Etapa 4
Etapa 5
0,4
0,2
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Resistividad somera, ohm.m
Resistividad
somera,
ohm.m
Presión de
iniciación de
fractura, psi/pies
Producción
normalizada, mejor
productor = 1,0
8
1,2
0,28
Etapa 2
5
1,1
0,22
Etapa 3
632
1,0
0,80
Etapa 4
581
0,9
0,86
Etapa 5
724
0,9
1,0
Etapa 1
> Datos de resistividad, contenido de arcilla e iniciación de fractura. Las
imágenes de microresistividad de la pared del pozo proporcionadas por la
herramienta FMI (arriba) pueden proporcionar información cualitativa acerca
de la mineralogía. Los intervalos ricos en contenidos de arcilla corresponden
a baja resistividad (marrón más oscuro) en las etapas 1 y 2 y tienen mayores
presiones de iniciación de fractura (abajo). La mineralogía resistiva
observada en las etapas 3, 4 y 5 (marrón más claro, izquierda) corresponde a
rocas con menor contenido de arcilla. La producción de todas las etapas se
normalizó con respecto a la producción de la etapa 5, la cual tenía la mayor
producción de gas, y la tasa de producción de las otras cuatro etapas está
presentada como una fracción de este valor. La lutitas ricas en contenidos de
arcillas, de resistividad baja, tuvieron menos rendimiento que los intervalos
de lutitas resistivas. Estos resultados mostraron el beneficio de estimular los
pozos horizontales de lutitas en los intervalos que tienen buenas
características de RQ y CQ. (Adaptado de Miller et al, referencia 11.)
de estimulación. La tendencia actual se inclina
hacia una menor cantidad de intervalos de disparos por etapa.
Junto con la cantidad de intervalos de disparos, el espaciamiento entre intervalos también
afecta la producción. El espaciamiento entre los
intervalos de los pozos estudiados variaba de 36 a
421 pies [11 a 128 m]. Los resultados indicaron
que un espaciamiento entre intervalos menor que
125 pies [38 m] producía resultados superiores.
Los operadores reconocieron la correlación aparente entre el espaciamiento de los intervalos y la
productividad, y más recientemente, las extensiones productivas de lutitas desarrolladas están utilizando menores espaciamientos entre intervalos.
Al igual que antes, sin embargo, esta tendencia
no era válida para la lutita Barnett, donde se
lograron resultados aceptables incluso con espaciamientos mayores que 175 pies [53 m].
Aplicación de las lecciones aprendidas—Los
análisis indican que algunos hallazgos son específicos para cada cuenca, otros específicos para
56
Oilfield Review
AUTUMN 11
Shale Fig. 20
cada pozo, y algunos indican
que no hay una
ORAUT11-SHL
20 ten-
dencia establecida. Los datos de registros de producción proporcionan información sobre lo que
está sucediendo en el pozo en el momento del
registro, pero los geólogos e ingenieros pueden
correlacionar las diferencias en la producción con
las variaciones laterales en las características del
yacimiento. Por ejemplo, los registros de imágenes pueden proporcionar información sobre las
variaciones laterales, tales como fracturas, mineralogía, y cambios en el régimen de esfuerzos.
Sin embargo, estos datos generalmente no están
disponibles después de la fase inicial de recopilación de información del desarrollo en las extensiones productivas de lutitas, ya que los operadores se
concentran en las eficiencias operativas y reducción de costos. Esto hace que sea difícil correlacionar los resultados de los registros de producción
con las propiedades de la formación.
En un pozo horizontal, los ingenieros corrieron la herramienta FMI en pozo abierto y registros de producción después de la terminación y
estimulación del pozo (izquierda). Los geólogos
derivaron registros de microresistividad de las
imágenes FMI a partir de los cuales podrían
determinar cualitativamente la mineralogía. Baja
resistividad a menudo se corresponde con altos
contenidos de arcilla y alta resistividad se corresponde con rocas de mejor calidad. Las rocas con
menores contenido de arcilla tienen menor
esfuerzo local y mayor módulo de Young, y son
más propensas a conservar la conductividad de
las fracturas durante la producción. De las cinco
etapas de fractura en el pozo, las tres etapas que
se realizaron en zonas identificadas como de bajo
contenido de arcilla superaron en rendimiento a
las dos realizadas en rocas con alto contenido de
arcilla. Los ingenieros pueden optimizar el
diseño de las etapas, la aislación de los intervalos
con grandes esfuerzos, la ubicación de los intervalos y los programas de apuntalante cuando
estos datos se encuentran disponibles.
¿Evolución o revolución?
Para desarrollar este tipo de recursos, la industria del petróleo y el gas enfrenta desafíos que
van más allá de la tecnología, y estos desafíos no
deben ser minimizados. Hay cuestiones políticas,
ambientales y de percepción que tienen poco que
ver con la perforación y producción de hidrocarburos en las formaciones de lutita que se encuentran en todo el mundo. La industria se enfoca
principalmente en los elementos técnicos, aunque los otros son consideraciones cruciales.
Las compañías de E&P han demostrado que,
después de tres décadas de desarrollo, estos
recursos son objetivos viables para la exploración.
Las rocas que alguna vez fueron consideradas
prácticamente sin valor desde el punto de vista de
la producción ahora proporcionan a los EUA abundantes suministros de gas natural. En un entorno
con precios de gas natural bajos por el éxito del
desarrollo de la lutita orgánica, los operadores tendrán que seguir utilizando innovación, tecnología y
soluciones de ingeniería para mejorar la rentabilidad en el desarrollo de estos recursos.
Lo que se ha demostrado durante la última
década es que la revolución que comenzó en la
lutita Barnett no se detuvo ahí. A medida que la
tecnología evoluciona, la revolución se prepara
para convertirse en un esfuerzo global (véase, “Gas
de lutitas: Un recurso global,” página 28). —TS
Oilfield Review
Colaboradores
Tom Alexander es gerente general de Southwestern
Energy Resources Canada, y reside en Moncton,
New Brunswick, Canadá. Ocupó diversas posiciones de
ingeniería y supervisión, entre otras en Schlumberger
en el Golfo de México, antes de ingresar en
Southwestern Energy en 1984. En 1998 se convirtió en
ingeniero de terminación y producción de pozos y fue
líder del equipo descubridor de la lutita Fayetteville
en Southwestern Energy, donde estuvo a cargo de la
terminación de 450 pozos horizontales por año.
Actualmente, dirige un programa de exploración de
tres años que cubre 2,5 millones de acres en New
Brunswick. Posee una licenciatura y una maestría en
ingeniería minera de la Escuela de Minas y Tecnología
de Dakota del Sur, en Rapid City, EUA. Además posee
otra licenciatura de la Universidad Wake Forest, en
Winston-Salem, Carolina del Norte, EUA, y realizó un
curso de postgrado en química y genética en la
Universidad de Duke, en Durham, Carolina del Norte,
y en gestión ambiental en la Universidad de Denver.
Jason Baihly es el líder del equipo de optimización y
terminación de pozos horizontales del grupo Data &
Consulting Services de Schlumberger. Su equipo
evalúa la factibilidad, economía, diseño y optimización
de los pozos horizontales, en las formaciones de lutitas
compactas, y actualmente sus proyectos se centran en
las lutitas Marcellus y Eagle Ford. Jason, residente de
Sugar Land, Texas, EUA, comenzó su carrera en la
compañía en el año 2001 como ingeniero de soporte
técnico a cargo del diseño de tratamientos de
estimulación. Obtuvo una licenciatura en ingeniería
civil en la Escuela de Minas y Tecnología de Dakota
Sur en Rapid City.
Kevin Beveridge es gerente de soporte de operaciones,
monitoreo y control de yacimientos para Schlumberger
y reside en Clamart, Francia. Previamente, fue campeón
de producto para el control del flujo, supervisando el
desarrollo de la línea de productos de válvulas de
control de flujo en Schlumberger. Ingresó en Schlumberger
en 1996 como ingeniero de campo internacional y
estuvo a cargo de la instalación y la puesta en servicio
de los sistemas de levantamiento artificial, monitoreo de
fondo de pozo y terminación de pozos a nivel mundial.
En los últimos 15 años, ocupó diversas posiciones
técnicas, gerenciales y de soporte a clientes en EUA,
Libia, China y los Emiratos Árabes Unidos. Kevin
recibió un premio Bronze Award del programa
Performed by Schlumberger por “La oficina de
proyectos de terminación de pozos: Un modelo
de negocios único.” Obtuvo una licenciatura
(con mención honorífica) en ingeniería eléctrica
y electrónica de la Universidad de Aberdeen
en Escocia.
Volumen 23, no.3
Chuck Boyer se desempeña como gerente de desarrollo
de negocios no convencionales para Schlumberger.
Con base en Pittsburgh, Pensilvania, EUA, sus
principales responsabilidades se centran en la
exploración y el desarrollo de recursos no
convencionales de gas y petróleo. Antes de ingresar
en Schlumberger en 1998, fue fundador y gerente de
varias empresas de exploración y consultoras y además
gerente de investigación asociada con el control del
metano en US Steel Corporation, lo que incluyó su
participación en el primer campo de producción
comercial de metano en capas de carbón del mundo.
Chuck posee una licenciatura en ciencias geológicas
de la Universidad Estatal de Pensilvania, en University
Park, y terminó estudios avanzados en minería e
ingeniería petrolera en la Universidad de Pittsburgh, en
Pensilvania, y en la Universidad Estatal de Pensilvania.
Bill Clark se jubiló en el año 2009 luego de trabajar
34 años en Schlumberger, pero recientemente retornó
como miembro del equipo de recursos no convencionales
de Schlumberger y reside en Oklahoma City,
Oklahoma, EUA; está a cargo del desarrollo de negocios
internacionales. Comenzó su carrera en 1975 como
ingeniero junior en Dowell, Beaumont, Texas.
Luego, ocupó posiciones de campo, ventas y mercadeo
en Texas y Oklahoma. Bill obtuvo su licenciatura
en tecnología oceanográfica de la Universidad de
Lamar en Beaumont.
Emmanuel d’Huteau se desempeña como ingeniero
especialista en tratamientos de estimulación en
YPF S.A., en donde está a cargo de los proyectos de
estimulación que incluyen formaciones de lutitas y
arenas compactas. Residente actual de Neuquén, en
Argentina, cuenta con 32 años de experiencia en la
industria en servicios de bombeo tanto en compañías
de servicios como en compañías operadoras y ahora
se especializa en tratamientos de fracturamiento.
Desempeñó diversas funciones de campo en América
del Sur y Medio Oriente. Emmanuel se graduó como
ingeniero mecánico del Instituto Nacional de Ciencias
Aplicadas, en Estrasburgo, Francia.
Joseph A. Eck ingresó en Schlumberger en 1997 como
campeón de la línea de productos de monitoreo de
sensores permanentes en el Golfo de México. Con base
en Rosharon, Texas, actualmente se desempeña como
gerente de línea de productos del segmento de
terminaciones inteligentes. Antes de ingresar en
Schlumberger, se desempeñó como ingeniero y gerente
para una compañía de adquisición de datos de fondo
de pozo. En el año 2002, recibió el premio Silver
Award del programa Performed by Schlumberger
por la campaña de optimización de pozos PowerStim*
para BP plc en el Golfo de México. Joseph obtuvo una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
Técnica de Luisiana, en Ruston, EUA.
Matt Gillard es gerente de la línea de productos
para tratamientos de estimulación de América del
Norte para el segmento de servicios de bombeo de
Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas.
Ingresó en Schlumberger en 1998 como ingeniero
de campo en una brigada a cargo de las operaciones
de fracturamiento. Ocupó posiciones como ingeniero
de campo y mercadeo en Rusia y el Reino Unido antes
de convertirse en gerente de desarrollo de negocios
para Well Services en la provincia Volga-Ural de Rusia.
Fue director de ingeniería en Plymouth Marine
Services, en Inglaterra, antes de ingresar en
Schlumberger. Matt posee un diploma nacional
superior y una licenciatura (con mención honorífica)
en ingeniería civil marina de la Universidad de
Plymouth en Inglaterra.
Gordon Goh es residente de Kuala Lumpur y se
desempeña como ingeniero de yacimientos en
Schlumberger Data & Consulting Services.
Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 2002.
Gordon obtuvo una licenciatura en ingeniería química
de la Universidad de Malasia y una maestría en
ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt,
en Edimburgo, Escocia.
Ronaldo G. Izetti se desempeña como ingeniero
senior para Petrobras con base en Río de Janeiro.
Ronaldo posee una licenciatura en ingeniería eléctrica
del Instituto Militar de Ingeniería y una maestría en
ingeniería de producción de la Pontificia Universidad
Católica de Río de Janeiro.
Maharon B. Jadid se desempeña como tecnólogo
custodio en PETRONAS Carigali Sdn Bhd desde el año
2010 y reside en Kuala Lumpur. Cuenta con 37 años de
experiencia en la industria del petróleo y el gas; 19 de
los cuales transcurrieron en Shell. Maharon ocupó
una diversidad de posiciones durante su carrera,
entre otras, la de químico de producción, tecnólogo
de producción, asesor de activos y gerente general.
Obtuvo su licenciatura en ingeniería química de la
Universidad de Malaya, en Kuala Lumpur.
Valerie Jochen ha estado involucrada en análisis de
datos de producción y descripción de yacimientos de
recursos no convencionales durante sus 30 años en la
industria. Pasante de Schlumberger, ocupa el cargo
de director técnico global de producción y recursos
no convencionales. Además de muchos años en
Schlumberger, Valerie trabajó para The Superior Oil
Company, Mobil Exploration and Production y SA
Holditch and Associates. Obtuvo una licenciatura, una
maestría y un doctorado en ingeniería petrolera de la
Universidad A&M de Texas, en College Station, donde
actualmente se desempeña como profesora adjunta
de ingeniería petrolera.
57
Jeff Johnson es director del equipo de operaciones
de la unidad de negocios del norte de las Rocallosas
para Encana Oil and Gas (USA), Inc. en Denver. Está a
cargo de las operaciones de perforación y terminación
de pozos en Wyoming. Jeff cuenta con amplia
experiencia en tratamientos de estimulación de
pozos, habiendo diseñado, implementado y manejado
las terminaciones de más de 1 600 pozos en las
regiones de las Rocallosas. Jeff obtuvo una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
de Kansas en 1981. Cuenta con más de 30 años de
experiencia en operaciones de petróleo y gas, que
incluyen operaciones, manejo, diseño y evaluación
de operaciones de estimulación.
Joël Le Calvez se desempeña como geólogo principal
para Schlumberger en Houston, donde dirige el grupo
de monitoreo de las operaciones de fracturamiento
hidráulico StimMAP* en Data & Consulting Services.
Trabajó para Schlumberger como geólogo desde el
año 2001 en posiciones centradas en el soporte de
procesos de microsisimicidad inducida y
fracturamiento hidráulico. Posee una licenciatura
en física de la Université de Nice–Sophia Antipolis,
en Francia, y una maestría en tectonofísica de la
Universidad de París VI. Joël posee además un
doctorado en geología, con especialidades en geología
estructural, tectónica salina y modelado físico, de la
Universidad de Texas en Austin.
Rick Lewis es gerente técnico de petrofísica del
segmento de recursos no convencionales de
Schlumberger y reside en Dallas. Rick fue uno de los
responsables principales del desarrollo del flujo de
trabajo de evaluación de las lutitas gasíferas. Dirige un
grupo responsable del mejoramiento continuo del flujo
de trabajo y de su introducción y aplicación en el
mercado internacional. Antes de ocupar su posición actual,
estuvo a cargo del desarrollo de la interpretación de
operaciones con cable para la zona central y este de EUA.
Por otro lado, trabajó para Shell Oil Company y el
Servicio Geológico de EUA. Rick obtuvo una licenciatura
de la Universidad de California en Los Ángeles y una
maestría y un doctorado del Instituto de Tecnología
de California en Pasadena, EUA, todos en geología.
Oleg Medvedev se desempeña como gerente de
proyectos para los cortadores de PDC ONYX* en el
Centro de Tecnología DBR de Schlumberger en
Edmonton, Alberta, Canadá. Ingresó en Schlumberger
en el año 2005 como ingeniero de desarrollo de
productos en el Centro de Tecnología de Novosibirsk,
donde subsiguientemente fue líder de equipo y gerente
de ingeniería de productos a cargo del desarrollo y de
la verificación de la técnica de fracturamiento por
canales de flujo HiWAY*. Fue investigador invitado en
58
la Universidad Estatal del Norte Fluminense, en Brasil,
y en la Universidad Técnica de Denmark, en Lyngby.
Oleg obtuvo una maestría en física termal de la
Universidad Estatal de Odessa I.I. Mecnikov, en
Ucrania, y un doctorado en ingeniería química de la
Universidad Técnica de Dinamarca, en Copenhague.
de Petrohawk. Tom cuenta con 29 años de experiencia
en ingeniería y manejo de operaciones diversificadas
de petróleo y gas. Antes de ocupar su posición actual,
fue ingeniero de operaciones y yacimientos.
Obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de
la Universidad A&M de Texas, en College Station.
Camron K. Miller se desempeña como geólogo senior
para el segmento de recursos no convencionales de
Schlumberger; su enfoque se centra en los yacimientos
de lutita de las cuencas que se encuentran fuera de
EUA y reside en Dallas. Cuenta con más de 10 años
de experiencia en la compañía, trabajando como
ingeniero de campo especialista en operaciones con
cable, geólogo de pozo y gerente del grupo Data &
Consulting Services. Camron obtuvo una licenciatura
en geología de The College of Wooster, en Ohio, EUA, y
una maestría en geología petrolera de la Universidad
de Akron, en Ohio.
Willem Ruys Sablerolle es tecnólogo custodio de
producción en PETRONAS Carigali Sdn Bhd y reside
en Malasia. Actualmente, está a cargo de las operaciones
de fracturamiento hidráulico, los pozos inteligentes y
la implementación en el campo. Comenzó su carrera
en Shell International E&P y trabajó 24 años en diversas
posiciones técnicas y gerenciales de tecnología de
producción y química de producción en Europa, África,
Medio Oriente y Asia. Willem posee una maestría en
ingeniería química de la Universidad Técnica de Delft,
en los Países Bajos.
Matt Miller se desempeña como gerente del portafolio
de materiales y química para el segmento de servicios
de producción de pozos de Schlumberger en Sugar
Land, Texas. Previamente, fue director de investigaciones
químicas en el Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Inglaterra. Además
ocupó posiciones de liderazgo técnico en el campo y
estableció el centro de ingeniería de tratamientos de
estimulación de Schlumberger en Rusia. Titular de
numerosas patentes relacionadas con las operaciones
de estimulación, los apuntalantes, los tratamientos de
fracturamiento hidráulico y los trazadores, Matt posee
una licenciatura de la Universidad de New Hampshire
en Durham, EUA, y una maestría y un doctorado de la
Universidad de Michigan, en Ann Arbor, EUA, todas en
ingeniería química.
Alejandro Peña es gerente del portafolio de materiales
y química para el segmento de servicios de producción
de pozos de Schlumberger con base en Sugar Land, Texas.
Previamente, fue campeón de productos para el
servicio de fracturamiento hidráulico HiWAY.
Obtuvo su licenciatura en ingeniería química y fue
profesor adjunto en la Universidad de Los Andes en
Mérida, Venezuela. Después de terminar su doctorado
en ingeniería química en la Universidad de Rice en
Houston, ingresó en Schlumberger como ingeniero
químico senior. Desde entonces, ocupó diversas
posiciones de campo, ingeniería y manejo de operaciones
dentro de Schlumberger, en América del Norte y
América del Sur. Alejandro es titular de numerosas
patentes y autor de varias publicaciones sobre tecnología
de fluidos de estimulación de pozos.
Tom Rhein es gerente de operaciones del Sur de Texas
para Petrohawk Energy Corporation. Con base en
Corpus Christi, Texas, está a cargo de la terminación,
la producción y las operaciones de la lutita Eagle Ford
Gabriela Scamparini desde hace tres años se
desempeña como ingeniero de campo especialista en
terminaciones de pozos en Schlumberger; el último
año, trabajó como ingeniero de proyectos para
Schlumberger Completions en Italia. En el año 2010,
se desempeñó como supervisor de probadores y
operaciones de campo para la instalación del sistema
IntelliZone* en Brasil. Gabriela obtuvo una licenciatura
en ingeniería eléctrica de la Universidad Estadual
de Campiñas, en Brasil, y un diploma de estudios
avanzados en ingeniería industrial con especialización
en innovación y desarrollo de la École Centrale de
Lyon, en Francia.
John Thaeler es vicepresidente senior de exploración
de Southwestern Energy Company en Houston.
Antes de ocupar su posición actual, fue vicepresidente
senior de nuevos emprendimientos. Ingresó en
Southwestern Energy Company en 1999 como gerente
a cargo de los activos de la subsidiaria, responsable de
las operaciones convencionales de la compañía en la
cuenca de Arkoma. En el año 2001, se convirtió en
vicepresidente de la compañía y dirigió el grupo de
trabajo que descubrió y desarrolló la lutita Fayetteville.
Antes de ingresar en Southwestern Energy, John ocupó
diversas posiciones técnicas y directivas durante una
carrera de 25 años en Occidental Petroleum Company;
trabajó en África, Medio Oriente, América Central y
América Sur, y EUA. John posee una licenciatura de la
Universidad de Cleveland, en Ohio, EUA, y una maestría
de la Universidad de Cincinnati, en Ohio, ambas en
geología, y una maestría en administración de empresas
de la Universidad de Houston. Es miembro de la AAPG,
la SPE y la Asociación Independiente del Petróleo de
Estados Unidos.
Oilfield Review
Brian E. Toelle es asesor de Schlumberger Data &
Consulting Services en las áreas de geofísica y
exploración y reside en Denver. Cuenta con más de
30 años de experiencia en la industria a nivel mundial,
habiendo comenzado su carrera en 1981 con el
desarrollo de áreas prospectivas para Texaco en Texas
Oeste, las Rocallosas y el área marina de California.
Además, pasó cinco años en el área de desarrollo
y exploración para Saudi Aramco en Dhahran,
Arabia Saudita. Brian es autor o coautor de numerosos
artículos profesionales, pósters y presentaciones.
Obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad
A&M de Texas, en College Station, y una maestría en
geología estructural de la Universidad Estatal Stephen
F. Austin, en Nacogdoches, Texas.
Mark Turner se desempeña como líder del grupo de
terminaciones de pozos para Encana Oil and Gas
(EUA), Inc con base en Denver. Pasó 26 años con
una importante compañía de servicios de bombeo,
diseñando y manejando los servicios de bombeo, los
cuales incluían las operaciones de estimulación de
pozos, empaque de grava y cementación. Trabajó 14
de esos años en EUA y el resto en África Occidental,
el Mar del Norte, Medio Oriente y Kazakstán.
Mark ingresó en Encana en el año 2003 y ha estado
involucrado en la ingeniería de terminación de pozos
en el campo Jonah de Wyoming, EUA durante los
últimos ocho años. Posee una licenciatura en
ingeniería civil de la Universidad Estatal de Colorado,
en Fort Collins, EUA.
George Waters se desempeña como gerente técnico
de terminaciones no convencionales para
Schlumberger en Oklahoma City, Oklahoma. Está a
cargo de la expansión del conocimiento de las
terminaciones de los recursos no convencionales en
los mercados emergentes, fuera de América del Norte.
Sus funciones incluyen la facilitación de la transferencia
de conocimientos internos y externos, el desarrollo y la
implementación de flujos de trabajo para la terminación
de recursos no convencionales y el soporte técnico de
proyectos de recursos no convencionales. Comenzó su
carrera en Dowell Schlumberger en 1985 y ocupó
numerosas posiciones concentradas principalmente en
la optimización de las operaciones de fracturamiento
hidráulico en yacimientos de baja permeabilidad.
Desde el año 2000, se ha concentrado en la evaluación
y terminación de yacimientos de lutitas. George posee
una licenciatura en ingeniería petrolera de la
Universidad de Virginia Oeste, en Morgantown, EUA;
y una maestría en ingeniería ambiental de la
Volumen 23, no.3
Universidad Estatal de Oklahoma, en Stillwater, y una
maestría en ingeniería petrolera del Instituto Francés
del Petróleo (IFP), Rueil-Malmaison, Francia.
Fue Conferenciante Distinguido de la SPE 2009–2010
sobre el tema de los yacimientos de lutitas orgánicas.
Dean Willberg se desempeña como gerente de
programas del Centro de Innovaciones de
Schlumberger en Salt Lake City, Utah, EUA.
Durante su carrera en Schlumberger, desarrolló
productos para operaciones de estimulación de
pozos y fracturamiento hidráulico, y recientemente
se concentró en el desarrollo de métodos de
caracterización de interacciones entre rocas y fluidos
en yacimientos no convencionales. Obtuvo una
licenciatura en química de la Universidad de Alberta,
en Edmonton, Canadá, y un doctorado, también en
química, del Instituto de Tecnología de California en
Pasadena, donde también se desempeñó como miembro
investigador postdoctoral durante tres años.
Ocupó posiciones de ingeniería y directivas en los
centros de Schlumberger en Tulsa; Sugar Land, Texas;
Moscú y Novosibirsk, en Rusia; y en Dallas y Salt
Lake City. Dean posee numerosas patentes relacionadas
con operaciones de fracturamiento hidráulico y fluidos
y materiales de estimulación de pozos.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
Próximamente en Oilfield Review
Sistemas rotativos direccionales híbridos.
La perforación de pozos con trayectorias complejas
y pozos de alcance extendido siempre implicó
concesiones mutuas. Los motores orientables
pueden producir altas tasas de curvatura, pero a
menudo al costo de la velocidad de penetración.
Los sistemas rotativos direccionales (RSSs)
pueden logar velocidades de penetración más
altas y tienden a perforar pozos más parejos,
pero no han podido lograr el incremento angular
con la misma velocidad que los motores orientables.
Se ha desarrollado un nuevo sistema RSS híbrido,
que combina el alto desempeño en el desarrollo
de la pata de perro de un motor orientable con
las ventajas asociadas normalmente con la
perforación rotativa.
Pérdidas de circulación. Con el incremento del
número de pozos complejos, el impacto de las
pérdidas de circulación en los costos de construcción
de pozos es significativo y aumenta a nivel mundial.
La industria de perforación ha desarrollado una
gama de tecnologías y servicios diseñados para
prevenir o mitigar los problemas de pérdidas
de circulación. La experiencia de la industria ha
demostrado que a menudo es más fácil y más
efectivo evitar que se produzcan pérdidas que
intentar detenerlas o reducirlas una vez iniciadas.
Este artículo analiza la prevención de los problemas
de pérdidas de circulación a través de la utilización de materiales de refuerzo del pozo, además
de las diversas escuelas de pensamiento sobre los
mecanismos para estabilizar el pozo.
Próxima generación de simuladores de
yacimientos. La nueva tecnología de simulación
de yacimientos ahora puede manipular campos
grandes y complejos. Esta tecnología utiliza redes
de computación paralelas, tecnología avanzada
de creación de cuadrículas y nuevos programas
de computación para reducir significativamente
el tiempo de ejecución, a veces en un orden
de magnitud. Sumada a los modelos mejorados
para pozos multilaterales y el manejo mejorado
de los campos petroleros, esta tecnología de
avanzada simula el proyecto en cualquier etapa,
desde el descubrimiento de la formación hasta el
abandono final y puede extraer ventajas de los
campos nuevos y longevos.
59
NUEVAS PUBLICACIONES
Caracterización geofísica
de los hidratos de gas
Michael Riedel, Eleanor C.
Willoughby y Satinder Chopra (eds)
Society of Exploration Geophysicists
8801 South Yale, Suite 500
Tulsa, Oklahoma 74137 EUA
2010. 392 páginas. USD 149,00
ISBN: 978-1-56080-218-1
Esta recopilación documenta diversos
tipos de estudios geofísicos que se
llevan a cabo para la detección y el
mapeo de los hidratos de gas. Un total
de veinte artículos se divide entre cinco
secciones que abarcan desde las
investigaciones geofísicas de los
hidratos de gas hasta el modelado de
la física de las rocas y los estudios de
laboratorio de los hidratos de gas.
Contenido:
• Los hidratos de gas: Técnicas y
métodos de exploración geofísica • Motivaciones para la investigación
geofísica de los hidratos de gas • Sección 1: Generación de imágenes
sísmicas: Introducción a la
generación de imágenes sísmicas;
Indicadores sísmicos de la
presencia de hidratos de gas natural
y de gas libre infrayacente; Análisis
sísmico AVO para determinar las
reflexiones relacionadas con los
hidratos de gas; Análisis de las
provincias de hidratos de gas
mediante métodos sísmicos de
fondo oceánico; Inversión de datos
sísmicos para la determinación
de parámetros elásticos: Una
herramienta para la caracterización
de los hidratos de gas; Perfiles
sísmicos verticales obtenidos a
través de sedimentos que contienen
hidratos de gas
• Sección 2: Generación de imágenes
geofísicas: Introducción a la
generación de imágenes geofísicas;
Electromagnetismo con fuente
marina controlada y evaluación de
los hidratos de gas del fondo
marino; Resolución de una capa
de hidratos de gas terrestres con
el método de transitorios electro-
60
magnéticos de desplazamiento largo
(LOTEM); Generación de imágenes
del desplazamiento del fondo
marino en depósitos de hidratos
de gas; Los hidratos de gas y el
magnetismo: Prospección y análisis
diagenético; Generación de
imágenes infrarrojas de núcleos que
contienen hidratos de gas: últimos
adelantos y prospectos futuros
• Sección 3: Estudios de pozos:
Introducción a los estudios de
pozos, Evaluación de los sistemas
de hidratos de gas natural
utilizando registros de pozos,
Técnicas de extracción de núcleos
en condiciones de presión de pozo y
análisis de núcleos en condiciones
de presión local, Mediciones del
flujo de calor marino en el fondo
del mar y estimación del flujo de
calor a partir de las observaciones
sísmicas de los reflectores de
simulación del fondo marino
• Sección 4: Estudios de laboratorio:
Introducción de los estudios de
laboratorio; Mesa redonda: La física
de las rocas de un yacimiento de
hidratos de gas; Las mediciones de
velocidad y resistividad de los
sedimentos que contienen hidratos
de gas artificiales; Mediciones de
laboratorio en núcleos de sedimentos
que contienen hidratos de gas
terrestres frescos; Propiedades
geofísicas y respuesta dinámica de
los sedimentos que contienen hidratos
de metano a la formación y la
descomposición de los hidratos;
Un estudio con equipo de columna
resonante de las propiedades sísmicas
de las arenas que contienen hidratos
de metano; Teoría de ondas,
simulación y determinación del
contenido de hidratos de gas en los
sedimentos; El impacto de la
saturación de hidratos sobre las
propiedades mecánicas, eléctricas
y térmicas de las arenas, limos y
arcillas que contienen hidratos
• Índice
Un conjunto de 26 artículos
individuales constituye este volumen
. . .reciente de la serie de desarrollos
geofísicos de la SEG. Redactados por
especialistas líderes, los artículos
ofrecen al lector un panorama
actualizado y un punto de partida
sólido para el diseño de aplicaciones
geofísicas en la búsqueda y
producción de este nuevo recurso
energético no convencional. . .
Los editores lograron una compilación
exitosa. . . muy recomendada.
. . . [Los autores] proporcionan
de manera admirable una versión
condensada general y compacta, por
no decir una simplificación inevitable,
de la tectónica de placas . . .Uno de
los puntos más fuertes del libro son
los mapas y secciones transversales
coloridos y excelentes que
complementan el texto. Las referencias
a la literatura están bien seleccionadas.
Recomendado.
Grose TLT: Choice 49, no. 2
(Octubre de 2011): 335–336.
Tectónica de placas: La deriva
continental y la orogénesis
Wolfgang Frisch, Martin Meschede y
Ronald Blakey
Springer-Verlag
233 Spring Street
Nueva York, Nueva York 10013 EUA
2010. 212 páginas. USD 79,95
ISBN: 978-3-540-76504-2
Este libro cubre los fundamentos de la
tectónica de placas, una teoría
desarrollada en el siglo pasado a partir
del concepto de deriva continental.
Los autores sintetizan los nuevos
desarrollos científicos, las correcciones
y las refinaciones de la teoría en una
presentación de los datos y descripciones
de estos procesos geodinámicos.
Contenidos:
• La teoría de la contracción;
La deriva continental y la
tectónica de placas
• El movimiento de las placas
y sus relaciones geométricas
• Las estructuras continentales
de tipo fosa tectónica (graben)
• Los márgenes continentales
pasivos y las llanuras abisales
• Las dorsales meso-oceánicas
• Los puntos calientes
• Zonas de subducción, arcos de
islas y márgenes continentales
activos
• Fallas de transformación
• Terrenos
• La tectónica de placas del
Precámbrico Temprano
• La tectónica de placas y la
orogénesis
• Los orógenos antiguos
• Los orógenos modernos:
Los lugares más elevados
de la Tierra
• Glosario, Referencias, Palabras
Clave, Índice
Brevik I: The Leading Edge 30, no. 6
(Junio de 2011): 704.
Oilfield Review
El tercero de una serie de artículos que introducen
los conceptos básicos de la industria de E&P
DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFORACIÓN
Un giro a la derecha: Una visión general
de las operaciones de perforación
Matt Varhaug
Editor senior
El ícono más reconocible de la industria del petróleo y el gas es una torre que
sobresale por su altura en la localización del pozo. El equipo de perforación
representa la culminación de un proceso de exploración intensivo; sólo puede
validarse un área prospectiva mediante la perforación de un pozo. Una vez que
las compañías petroleras adquieren los derechos de perforación en un área
prospectiva, sus geocientíficos transmiten las coordenadas de la zona productiva potencial y los objetivos de la evaluación de formaciones a sus ingenieros
de perforación y éstos los traducen en objetivos de perforación.
El departamento de perforación planifica una trayectoria que maximice
la exposición del pozo a las zonas productivas y diseña los arreglos de fondo
de pozo (BHAs) para lograr ese recorrido. Los ingenieros preparan un plan
detallado para cada etapa del proceso de perforación. Esta prognosis de
perforación designa una localización en la superficie y la profundidad total
(TD) del pozo, y especifica el tamaño de la barrena, las densidades anticipadas del lodo y los programas de entubación necesarios para alcanzar la TD.
En lo que respecta a los pozos desviados, la prognosis establece la localización del fondo del pozo (BHL) y la profundidad de deflexión inicial y el acimut para el punto de comienzo de la desviación (KOP). La prognosis sirve
además como base para presupuestar y obtener la autorización para las
erogaciones requeridas por la perforación (AFE).
El contratista de perforación
Las compañías petroleras generalmente contratan a una compañía de perforación para que perfore sus pozos. El contratista de perforación provee un
equipo de perforación y la cuadrilla de operarios. Estos servicios se contratan
habitualmente por una tarifa diaria que oscila entre miles y cientos de miles
de dólares por día, dependiendo del tipo de equipo de perforación utilizado.
En tierra firme, las tarifas diarias se determinan en general según la
potencia nominal del equipo de perforación, lo que además establece la profundidad hasta la que puede perforar el equipo. La profundidad también se
traduce en el tamaño del equipo de perforación; los equipos más grandes
transportan un malacate y la torre con mayor capacidad de carga en el gancho para izar cientos de toneladas de columna de perforación. Los equipos de
perforación marinos, también valuados por la potencia, se clasifican además
sobre la base de la profundidad operacional del lecho marino. Las plataforTraducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2011: 23, no. 3.
Copyright © 2012 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a John Walker,
Kuala Lumpur, Malasia.
Volumen 23, no.3
mas de perforación autoelevadizas son utilizadas en tirantes de agua (profundidades del lecho marino) comprendidos entre 9 y 105 m [30 y 350 pies]
aproximadamente. (Ciertas plataformas autoelevadizas para servicio pesado
pueden operar en tirantes agua de hasta 168 m [550 pies] y están diseñadas
para perforar hasta 10 660 m [35 000 pies]). El diseño de los equipos semisubmergibles les permite operar en aguas que exceden el límite de profundidad de las plataformas autoelevadizas. Las embarcaciones de perforación
operan en las aguas más profundas. Las tarifas diarias para los equipos de
perforación terrestres por lo general son más bajas que para los equipos de
perforación marinos; las plataformas autoelevadizas para aguas someras
tienden a costar menos que los equipos de perforación semisumergibles o las
embarcaciones de perforación para aguas profundas.
El inicio de la perforación
El contratista de perforación desplaza el equipo de perforación hasta la
localización y un agrimensor certifica su posición. A medida que la cuadrilla
de perforación monta el equipo, las distintas secciones de la tubería guía de
gran diámetro se sueldan entre sí y se hincan en el terreno; generalmente
hasta alcanzar un punto de rechazo, más allá del cual no pueden avanzar. En el
extremo superior de la tubería guía se fija un cabezal de pozo.
En el piso de perforación, la cuadrilla de perforación arma el BHA, que
consta de una barrena de perforación, los portamechas (lastrabarrenas), los
estabilizadores y, en ciertos casos, un rectificador. Al BHA se le pueden incorporar sensores de adquisición de registros durante la perforación (LWD), un
motor de lodo y un sistema para direccionar la barrena a lo largo de la trayectoria especificada. El BHA puede pasar de un tramo del pozo a otro para incrementar, mantener o reducir su ángulo de inclinación.
Cada pieza del BHA está diseñada para desempeñar un rol específico.
Los portamechas —secciones de tuberías pesadas y de paredes gruesas— proporcionan rigidez y peso para evitar la flexión de la columna de perforación.
Los estabilizadores incrementan la rigidez del BHA para prevenir las vibraciones y mantener la trayectoria. En ciertas formaciones, se emplean rectificadores especiales para mantener el pozo en calibre o ensancharlo más allá
del diámetro de la barrena y para ayudar a reducir el torque y el arrastre. A su
vez, el BHA se conecta a los elementos tubulares de 9,5 m [31 pies] de la
columna de perforación pesada, que constituyen una transición entre los
portamechas del BHA y la columna de perforación estándar utilizada para
armar la sarta de perforación que acciona la barrena.
61
DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFORACIÓN
El BHA se baja a través
del piso de perforación y del
Vástago
cabezal del pozo y hacia el
interior de la tubería guía.
Una vez que la barrena se
encuentra en el fondo, una
Buje del
vástago
tubería de forma hexagonal
o cuadrada, conocida como
Mesa
rotativa
vástago de perforación se
enrosca en el elemento tubular superior extremo de
> Buje del vástago de perforación. El vástago la columna de perforación.
se fija a través del centro del buje del vástago, El vástago de perforación se
que rota cuando se acopla la mesa rotativa.
inserta en el buje del vástago de perforación (KB) y
se acopla a la unidad de mando rotativa del equipo de perforación. La mesa
rotativa hace girar el KB, que a su vez hace girar el vástago de perforación
(arriba). La sarta de perforación rota (girando hacia la derecha en el sentido de las agujas del reloj) y comienza la perforación. El inicio de la perforación se conoce en inglés como spudding in, y, al igual que la fecha de
nacimiento de una persona, se registra como la fecha de inicio de la perforación del pozo.
Continuación de la perforación
A medida que la barrena penetra más profundamente en el subsuelo, cada
tramo adicional de la columna de perforación se conecta al elemento tubular
anterior, y la sarta de perforación se vuelve cada vez más larga. Para enfriar y
lubricar la barrena se bombea fluido de perforación, o lodo, en el fondo del pozo.
El lodo también transporta los recortes de roca generados por la barrena.
Los fluidos de perforación habitualmente consisten en una fórmula especial
de agua o una fase continua no acuosa mezclada con barita en polvo y otros
aditivos para controlar la reología del lodo. (A veces, se emplea agua en las
partes superiores de un pozo; algunas presiones de formación son tan bajas
que puede utilizarse aire en vez de lodo.)
Mediante bombas de alta presión, se extrae el lodo de los tanques de
superficie y se envía por el centro de la columna de perforación. El lodo se
descarga a través de las boquillas situadas en el frente de la barrena. La presión de la bomba impulsa el lodo hacia arriba, a lo largo del exterior de la
columna de perforación y luego éste llega a la superficie a través del espacio
anular existente entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento, y emerge a través de una línea de flujo instalada por encima del
preventor de reventones (BOP). El lodo pasa por un cedazo (filtro) de
mallas vibratorias situado en la zaranda vibratoria (temblorina); allí, los
recortes de la formación son separados del lodo líquido, que cae en los tanques de lodo a través de los cedazos antes de volver a circular en el pozo.
El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. El lodo
se bombea en el fondo para compensar los incrementos de la presión de
fondo de pozo, que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a
ingresar en el pozo, lo cual produciría un peligroso golpe de presión o
incluso un reventón. No obstante, la presión ejercida por el lodo no debe ser
tan alta como para fracturar la roca propiamente dicha, lo que reduciría la
presión del lodo en el pozo. La presión ejercida por el lodo es principalmente una función de la densidad del lodo, que generalmente se ajusta
mediante el control de la cantidad de barita u otros espesantes del sistema.
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La presión en general se incrementa con la profundidad, de modo que la
densidad del lodo también debe incrementarse con la profundidad. El proceso de perforación normalmente sigue adelante hasta que incrementos
adicionales de la densidad del lodo fracturarían la formación, punto en el
cual se coloca la tubería de revestimiento.
Ejecución de maniobras con la barrena
Las superficies de corte de la barrena se desgastan gradualmente a medida
que trituran la roca, lo cual disminuye la velocidad de penetración (ROP).
Tarde o temprano, la barrena gastada debe ser reemplazada por una nueva.
Esto exige que la cuadrilla de perforación extraiga la sarta de perforación, o
que se ejecute un viaje de salida del pozo. Primero, el lodo se hace circular
para llevar los recortes y el gas a la superficie; proceso que se conoce como
circulación de los recortes a la superficie. A continuación, los peones de
boca de pozo desconectan el vástago de la sarta de perforación y enganchan
el elemento tubular superior extremo de la sarta de perforación con los elevadores de la torre; las abrazaderas metálicas utilizadas para levantar la tubería. El perforador controla el malacate que hace subir los elevadores hacia
el interior de la torre.
La sarta de perforación se extrae del pozo, un tiro por vez. En la mayoría
de los equipos de perforación, un tiro consta de tres elementos tubulares de
la columna de perforación conectados entre sí. Algunos equipos de perforación sólo pueden subir tiros de dos elementos tubulares; otros, suben tiros de
cuatro elementos tubulares; esto depende de la altura de la torre. Cada uno
de los tiros se desenrosca de la sarta de perforación y luego los tiros se disponen verticalmente en filas, con la guía del enganchador.
El último tiro lleva la barrena a la superficie. La barrena se desconecta
del BHA y se clasifica según el desgaste. Una barrena nueva se conecta en la
base del BHA y el proceso se invierte. El proceso completo —el viaje de
salida y nueva entrada del pozo— se denomina viaje de ida y vuelta.
Profundidad de entubación
Tarde o temprano, la mayoría de los pozos requieren una forma de prevenir el
colapso de la formación de manera que pueda continuar la perforación. El lodo
de perforación, bombeado por el pozo para ejercer presión hacia afuera contra la pared del pozo, es efectivo sólo hasta un cierto punto. Luego, debe
bajarse y cementarse en su lugar la tubería de revestimiento de acero para
estabilizar la pared del pozo (próxima página).
El perforador hace circular todos los recortes a la superficie y la columna
de perforación se extrae del pozo. La sección de agujero descubierto generalmente se evalúa utilizando herramientas de adquisición de registros de
pozos operadas con cable. Una vez concluida la operación de adquisición de
registros, una cuadrilla de entubación baja la tubería de revestimiento
hasta el fondo del pozo. La tubería de revestimiento, cuyo diámetro es
menor que la barrena, es bajada en el pozo en un proceso similar al de la
ejecución de conexiones con la columna de perforación.
Los centralizadores, instalados a intervalos regulares a lo largo del exterior de la sarta de entubación, aseguran que exista la separación correcta
entre la tubería de revestimiento y la formación para permitir el pasaje del
cemento durante las operaciones subsiguientes. Se bombea una lechada de
cemento a través del centro de la sarta de entubación y del fondo, y de regreso
por el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y el pozo.
Y mientras el cemento se endurece se mantiene la presión sobre éste.
Oilfield Review
Prueba de pérdida de fluido
La integridad de la operación de cementación y de la formación que se
encuentra por debajo de la tubería de revestimiento se evalúa mediante la
ejecución de una prueba de pérdida de fluido (LOT). Esta prueba se lleva a
cabo inmediatamente después de reperforar desde debajo de la tubería de
revestimiento para obtener una estimación crítica de los límites de la densidad del lodo que pueden utilizarse para perforar en forma segura hasta la
profundidad de entubación siguiente.
Tubería guía de
36 pulgadas
La tubería guía impide el derrumbe de las capas del
suelo y de los sedimentos someros no consolidados.
Barrena de
28 pulgadas
Tubería de
revestimiento de
1
24 /2 pulgadas
La tubería de revestimiento de superficie protege las
zonas someras de agua dulce, proporciona un soporte
estructural para el BOP y sustenta las sartas de
entubación más profundas.
Barrena de
171/2 pulgadas
Tubería de
revestimiento de
16 pulgadas
Las sartas de entubación intermedias aíslan las
formaciones que podrían fracturarse y producen
problemas de pérdida de circulación.
Barrena de
143/4 pulgadas
Tubería de
revestimiento de
3
13 /8 pulgadas
La tubería de revestimiento de producción impide
la migración de hidrocarburos desde las zonas
productivas hacia otras formaciones.
Después de perforar a través del cemento, en la zapata de entubación y
a través de aproximadamente 3 a 6 m [10 a 20 pies] de formación nueva, el
perforador hace circular los recortes a la superficie para confirmar que la
barrena ha penetrado la formación nueva. Luego, el pozo se cierra y en su
interior se bombea el fluido de perforación para incrementar gradualmente
la presión contra la formación. Finalmente, la presión se desviará respecto
de un incremento que describe una línea recta, lo que indica que el fluido
de perforación se ha perdido o ha ingresado en la formación.
Los resultados de la prueba LOT dictaminan el valor máximo de presión
o densidad del lodo que puede aplicarse en el fondo del pozo durante la perforación antes de colocar la tubería de revestimiento una vez más. La presión
de operación máxima es fijada normalmente un poco por debajo del resultado de la prueba de pérdida de fluido para mantener un factor de seguridad
pequeño. El ciclo de perforación, viajes de entrada y salida, y entubación del
pozo continúa hasta que el pozo alcanza la TD.
Tecnologías en evolución
La tendencia en perforación ha evolucionado, desde los pozos verticales
hasta los pozos direccionales, y los pozos horizontales se han vuelto muy
comunes, en gran medida gracias a los sistemas rotativos direccionales.
Conforme los ambientes y los objetivos de perforación se vuelven más desafiantes, los avances registrados en los sistemas direccionales y LWD están
ayudando a los perforadores a modificar las trayectorias de los pozos y mantenerse en la zona para alcanzar múltiples objetivos. Los pozos pueden ser
perforados utilizando técnicas de bajo balance o de manejo de la presión
para evitar el daño de la formación. Ahora, en vez de simplemente perforar
agujeros con la mayor rapidez posible, las cuadrillas altamente calificadas
perforan pozos que toleran los esfuerzos impuestos por el subsuelo y los
procesos de producción, con lo cual crean pozos que pueden producir y ser
registrados y terminados en forma segura.
> Perfil del pozo. Para perforar un pozo se utilizan barrenas y sartas de
entubación de diámetro cada vez más pequeño, lo que genera un perfil
telescópico.
Volumen 23, no.3
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11-OR-0004-S