Registros de resonancia magnética Evaluación de

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW
Oilfield Review
Invierno de 2001
INVIERNO DE 2001
Registros de resonancia magnética
Evaluación de riesgos económicos
VOLUMEN 12 NUMERO 3
Selección de barrenas de perforación
Registros para la perforación
Visión de un usuario sobre las barrenas de perforación
Décadas de actividad cíclica en la industria del petróleo y el gas,
y la economía cambiante de la perforación han conducido al desarrollo de barrenas rotativas más durables y capaces de perforar un mayor metraje. Actualmente, como resultado de los avances logrados en la ingeniería de los materiales, tanto las barrenas de cortadores fijos como las de conos giratorios se utilizan,
como nunca antes, en las más diversas aplicaciones de perforación (véase "Bordes cortantes," página 38). Esta tecnología de
nueva generación ha incrementado también el número de clases
de barrenas y su disponibilidad. A pesar de que el costo de las
barrenas de perforación constituye solamente una fracción del
costo total del pozo, la elección óptima de la barrena influye en
gran medida en el costo por metro perforado. El desarrollo
actual de las barrenas tiende a reducir los costos de construcción del pozo, disminuyendo el número de viajes necesarios para
reemplazar las barrenas y, por lo tanto, el tiempo de perforación.
Además de los usos tradicionales y ampliados de las barrenas
de conos giratorios, un hecho importante de los últimos 25 años
fue la introducción de las barrenas de cortadores fijos de un
compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en
Inglés). Esta tecnología ha evolucionado de las primeras aplicaciones limitadas para perforar formaciones blandas y con lodo
de perforación a base de aceite (petróleo), a la perforación en
ambientes del subsuelo cada vez más difíciles. Gracias a mejores
diseños de barrenas, a los modernos cortadores de PDC, a las
técnicas de fabricación de alta calidad y a un mejor entendimiento de los procesos de perforación en las distintas formaciones, estas barrenas abarcan más de la mitad del mercado de
perforación actual. En el futuro, las barrenas de PDC y de
cortadores fijos se utilizarán en un rango de aplicaciones
aún mayor.
La selección de las barrenas de perforación adecuadas para
utilizar en un pozo es un proceso complicado que requiere de
experiencia de perforación, del entendimiento de los factores
mecánicos, hidráulicos y económicos, y del acceso a la mejor
tecnología actual de las barrenas. Inicialmente, las barrenas de
conos giratorios y de cortadores fijos se seleccionan en base a
una evaluación completa de las condiciones de perforación que
se esperan encontrar. El siguiente paso consiste en elegir una
barrena específica de los diferentes subconjuntos de barrenas
que se encuentran disponibles: con diente de acero, de insertos,
de diamante natural, de PDC, híbridas o impregnadas de diamante. Finalmente, otras consideraciones definirán las características específicas de la barrena.
Para un pozo dado, estas elecciones críticas se rigen por las
características de la formación tales como la resistencia de la
roca a la compresión, la abrasividad y la presión intersticial. En
consecuencia, las formaciones a perforar deben estar plenamente caracterizadas. Los datos de registros del lodo de perforación
y los registros obtenidos por herramientas operadas a cable son
invalorables. Mediante el análisis y la interpretación de los
registros, puede determinarse cuán ardua será la perforación de
una formación en particular. Esta información, combinada con
los programas de análisis de resistencia de la roca permite que
las barrenas se agrupen en función de su capacidad para perforar ciertas formaciones.
Conjuntamente con los registros del pozo, los registros de la
barrena obtenidos en pozos vecinos son también extremadamente útiles para la selección de las barrenas y para determinar la
capacidad de las mismas. La evaluación del rendimiento y el uso
eficiente de las barrenas requiere una base consistente para la
comparación. Para evaluar el rendimiento de la perforación y alcanzar mejoras en la eficiencia de la misma, es necesario mantener un historial detallado de las barrenas. Las modernas bases
de datos que incorporan la información, tanto de las barrenas de
conos giratorios como de las barrenas de cortadores fijos son herramientas indispensables para la toma de decisiones.
Las decisiones relacionadas con la elección de la barrena con
frecuencia deben tomarse en el momento en que los pozos están
siendo perforados. Estos criterios se basan en la información obtenida en el piso del equipo de perforación, tales como el peso
sobre la barrena, la velocidad de rotación y el esfuerzo de torsión. El análisis detallado de las barrenas utilizadas una vez extraídas a la superficie, conduce a una mejor, más exitosa y más
económica selección de barrenas y de los parámetros de perforación para los viajes subsecuentes. El éxito económico de la barrena puede determinarse comparando viajes de barrenas en pozos vecinos, analizando los registros de pozos y evaluando las barrenas desgastadas. En el futuro, se espera que aquellas decisiones se sustenten en información sobre la barrena, obtenida en
tiempo real de herramientas y sensores de fondo.
La tecnología relacionada con la industria de la perforación
ha cambiado drásticamente. Los pozos horizontales, de alcance
extendido y de tramos laterales múltiples son ambientes de perforación que proporcionan nuevos retos. La continua evolución
de las tecnologías de construcción de pozos requiere barrenas a
ser utilizadas en aplicaciones no tradicionales, tales como los
pozos con diámetro reducido.
Los nuevos diseños de las barrenas deben enfocarse a problemas específicos. Todas las partes involucradas deben compartir
el conocimiento técnico y la experiencia a fin de agilizar el desarrollo de las barrenas diseñadas para nuevas aplicaciones de
perforación. Los esfuerzos conjuntos entre los fabricantes de las
barrenas y el personal del operador pueden dar como resultado
ahorros importantes en los costos y mejoramientos en la eficiencia; factores que son esenciales para el éxito de la perforación.
¿Cuál es la barrena de perforación óptima? La que maximiza la
rentabilidad del pozo.
Alain Besson
Jefe de la Sección de Herramientas de Perforación
TotalFinaElf
París, Francia
Alain Besson es Jefe de la Sección de Herramientas de Perforación de TotalFinaElf y reside en París, Francia. Después de sus estudios en matemáticas avanzadas y de su capacitación y entrenamiento especializado a nivel
universitario, trabajó en la industria de la aviación. Ingresó a TotalFinaElf en
1977 y permaneció ocho años en el área de investigación y desarrollo de las
barrenas de perforación y del equipamiento asociado con las mismas. Alain,
posteriormente trabajó durante cuatro años como ingeniero de perforación
en Noruega. Desde 1989, ha estado involucrado en la creación de la sección
de Barrenas de Perforación y Equipamiento de Perforación, destinada a optimizar el rendimiento de la perforación para las filiales de TotalFinaElf.
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2
Invierno de 2001
Volumen 12
Número 3
Tendencias en registros de RMN
La generación actual de herramientas de registros de resonancia magnética
nuclear (RMN) proporciona información confiable con respecto a los fluidos de la formación y a la porosidad. Los nuevos diseños de las herramientas y el mejor procesamiento de los datos han aumentado la eficiencia en la
velocidad de adquisición de datos y han reducido sustancialmente los costos de adquisición de registros. Las nuevas aplicaciones utilizan las sinergias entre las mediciones de RMN y otros registros para resolver los problemas relacionados con la evaluación de las formaciones, la terminación de
los pozos, la caracterización geológica y la optimización de los yacimientos.
22 Riesgos medidos
El riesgo cobra demasiada importancia en casi todas las etapas del negocio
petrolero, desde las etapas de exploración y producción hasta la fase de
comercialización. La evaluación del riesgo y de la incertidumbre colabora
en la toma de decisiones y puede contribuir a mejorar el rendimiento de la
exploración y de la producción. Las herramientas utilizadas para manejar
los riesgos físicos y la incertidumbre pueden también utilizarse para comprender el riesgo económico y la incertidumbre, sin embargo, son raramente
utilizadas. En este artículo se describen las herramientas más recientes utilizadas para la evaluación económica y para la evaluación de riesgos de las
inversiones propuestas en proyectos de la industria del petróleo y el gas,
incluyendo el flujo de fondos descontado, el análisis de Monte Carlo, y las
teorías de la cartera de inversiones, de las opciones y de las preferencias.
38 Bordes cortantes
La superior calidad de los materiales y las mejoras introducidas en los
procesos de manufactura, en los diseños y en la hidráulica de las barrenas, permiten que hoy en día una sola barrena perfore varias secciones
del hueco que anteriormente requerían múltiples viajes con distintas
barrenas. En este artículo se analizan las barrenas de conos giratorios y
las barrenas de cortadores fijos, así como también la realización de pruebas a escala natural, el diseño asistido por computadora, y el monitoreo
de los datos de fondo para mejorar el rendimiento de la perforación y
fabricar barrenas destinadas a aplicaciones y formaciones específicas.
64 LWD en tiempo real: Registros para la perforación
La eficiencia en la perforación, el manejo del riesgo y la exacta colocación del pozo son las claves para disminuir los costos de exploración y
desarrollo. La avanzada tecnología actual de adquisición de registros
durante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) proporciona
mediciones e imágenes en tiempo real destinadas a evitar problemas
de perforación, mediante la actualización de los modelos utilizados
para alcanzar los yacimientos y mantenerse dentro de los mismos.
Ejemplos de campo demuestran cómo las mediciones de LWD, tales
como la inclinación de la barrena, la presión anular y el registro de
densidad-neutrón azimutal reducen los costos de E&P y mejoran los
niveles de éxito de los pozos horizontales y de alcance extendido.
85 Colaboradores
88 Próximamente en Oilfield Review
89 Nuevas publicaciones
1
Tendencias en registros de RMN
La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o perfilaje de resonancia magnética
nuclear (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compañías petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez
más numerosa; por ejemplo, para caracterizar los fluidos de las formaciones durante la
evaluación de los yacimientos y determinar la producibilidad de la formación. Hoy en día,
las mediciones obtenidas con estas herramientas permiten transformar completamente los
diseños de las terminaciones de los pozos y el desarrollo de los yacimientos.
David Allen
Charles Flaum
T. S. Ramakrishnan
Ridgefield, Connecticut, EUA
Jonathan Bedford
Londres, Inglaterra
Kees Castelijns
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Se agradece la colaboración en la preparación de este artículo a Rob Badry, Calgary, Alberta, Canada; Kamel Bennaceur, Dylan Davies, Robert Freedman y Bruce Kaiser, Sugar
Land, Texas, EUA; Dale Logan, Midland, Texas; Robert Kleinberg, Ridgefield, Connecticut, EUA; Don McKeon, Montrouge, France; LSD Onuigbo, Lagos, Nigeria; y Lee Ramsey
y Frank Shray, Houston, Texas.
CMR, CMR-200, CMR-Plus (herramienta Combinable de
Resonancia Magnética), DMR (Método de Interpretación
que combina los datos de Densidad con los de Resonancia
Magnética), FracCADE, FMI (Imágenes Microeléctricas de
Cobertura Total), MDT (Ensayador Modular de la Dinámica
de la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos),
PowerSTIM y TLC (Perfilaje en Condiciones Difíciles) son
marcas de Schlumberger. MRIL y MRIL-Prime son marcas
de NUMAR Corporation.
2
David Fairhurst
San Antonio, Texas, EUA
Greg Gubelin
Nick Heaton
Chanh Cao Minh
Sugar Land, Texas
Tim Pritchard
BG Group plc
Reading, Inglaterra
Raghu Ramamoorthy
Kuala Lumpur, Malasia
Mark A. Norville
Milton R. Seim
Kerns Oil and Gas, Inc.
San Antonio, Texas
En la última década, los petrofísicos recibieron
con satisfacción la aparición de las herramientas
de perfilaje de resonancia magnética nuclear por
pulsos (RMN) por su capacidad de resolver
problemas difíciles en la evaluación de las formaciones. Las compañías de servicios continúan
realizando importantes inversiones en tareas de
investigación tendientes a perfeccionar las mediciones de RMN. El resultado de estos esfuerzos
se ve reflejado en las continuas mejoras introducidas en las herramientas y las nuevas aplicaciones para las mismas. Con la introducción de
técnicas de pulsación a mayor frecuencia, a
mediados de la década del 90, se ampliaron las
posibilidades de estas herramientas con res-
pecto a la caracterización de la movilidad de los
fluidos. Recientemente, se han obtenido extraordinarios adelantos en las posibilidades de adquisición de datos, lo cual ha significado un
aumento importante en las velocidades de adquisición de registros o perfilaje.
Una ventaja fundamental que presenta la última generación de herramientas de RMN, es su
capacidad de proporcionar un espectro más amplio de información acerca de los yacimientos,
respecto de lo que se había podido lograr hasta
ahora. Los datos de RMN permiten responder
muchas preguntas clave a casi todos los profesionales relacionados con la exploración y producción, incluyendo los ingenieros de yacimiento,
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los ingenieros de terminación, los geólogos y los
petrofísicos. Por ejemplo, los ingenieros de terminación ahora utilizan las mediciones de RMN
para diseñar los tratamientos de estimulación de
yacimientos por fracturación hidráulica. Los ingenieros de yacimiento, evalúan las cualidades de
la roca con datos de RMN de alta resolución,
para localizar barreras de permeabilidad vertical
y mejorar el manejo de la producción. Los geólogos y los petrofísicos adquieren un mejor conocimiento de la geometría del poro, para el análisis
depositacional a partir de las distribuciones del
tiempo de decaimiento. La caracterización de los
hidrocarburos también se ha perfeccionado gracias a la interpretación de registros de RMN,
Invierno de 2001
combinados con otras mediciones. En definitiva,
se obtiene una evaluación más precisa de la producibilidad del pozo.
En este artículo se examinan los avances más
recientes en la tecnología de las herramientas de
RMN y se estudia de qué manera algunos de
estos desarrollos, como el aumento de la precisión, la mayor velocidad de perfilaje y las mediciones de alta resolución, se traducen en nuevas
aplicaciones de RMN. Por medio de ejemplos de
campo, se describe cómo se utiliza esta información para diseñar terminaciones de pozos y se
muestra que las mediciones de RMN y los datos
obtenidos con ensayadores de formación operados a cable, constituyen métodos sumamente efi-
cientes y de bajo riesgo para evaluar la producibilidad del pozo. Por último, se analizan los últimos
desarrollos relativos a la evaluación de las formaciones de carbonatos con herramientas de RMN.
Nuevos avances en las herramientas
La herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR, introducida por Schlumberger en
1995, se opera apoyada contra las paredes del
pozo por medio de un fleje descentralizador. Una
antena corta direccional, ubicada entre dos imanes optimizados, enfoca la medición de la herramienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas
[15 cm] y hasta 1.1 pulgadas [2.8 cm] dentro de la
formación. Estas características y los adelantos
3
Imán permanente
Pared del hueco
Antena
Zona ciega
Zona
investigada
Disco de
desgaste
<
Diseño de la herramienta CMR. La herramienta CMR-Plus utiliza una antena similar a la
herramienta CMR-200; la configuración de los
imanes y los elementos electrónicos también
son semejantes. Los dos imanes permanentes
crean una zona sensible a un campo de resonancia en la formación (arriba a la derecha y
abajo a la izquierda). No obstante, los imanes
de la herramienta CMR-Plus (abajo a la derecha) tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo para
permitir la prepolarización de los átomos del
hidrógeno en rotación mientras se perfila en
forma continua. Esta nueva característica del
diseño, le permite a la herramienta CMR-Plus
operar con mayor rapidez.
15.6 pies
Imán permanente
Herramienta
CMR-Plus
Cartucho
electrónico
Fleje
exentralizador
Herramienta
CMR-200
Patín CMR
6 pulg
30 pulg
12 pulg
Zona investigada
1. Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,
Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,
Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: “How to Use
Borehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review
9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57.
4
2. Freedman, R: “Dual-Wait Time Processing for More
Accurate Total and Bound Fluid Porosity,” Solicitud de
patentamiento en los EUA 156,417, 1998.
McKeon D, Cao Minh C, Freedman R, Harris R, Willis D,
Davies D, Gubelin G, Oldigs R y Hurlimann M: “An
Improved NMR Tool for Faster Logging,” Transactions
of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,
Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo CC.
3. Prammer MG, Bouton J, Chandler RN y Drack ED:
“Theory and Operation of a New Multi-Volume NMR
Logging System,” Transactions of the SPWLA 40th
Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30Junio 3, 1999, artículo DD.
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CPMG prolongada
CPMG reducida
Tiempo de espera
prolongado
Tiempo de espera reducido
CPMG prolongada
Una subsecuencia de tiempo de espera prolongado
(para medir los componentes prolongados de T2)
Diez subsecuencias de tiempo de espera reducido
(para medir los componentes reducidos de T2)
> Modo de precisión mejorada (EPM). La medición en EPM es una nueva versión de la secuencia de
adquisición por pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), destinada a aumentar la precisión
de la medición de T2 corta, o señal del fluido adherido. La medición en EPM comprende una secuencia
de pulsos, con un tiempo de espera prolongado, que mide todos los componentes de T2, seguida de una
serie de secuencias con tiempo de espera reducido, optimizadas para los componentes tempranos de
T2 correspondientes a los poros pequeños. Las secuencias de tiempo de espera corto se apilan o acumulan para disminuir el ruido de la medición, con lo cual se obtiene una mayor precisión en los datos
de ecos tempranos. Esto aumenta la precisión en las mediciones del volumen de fluido adherido y la
porosidad total CMR.
electrónicos incorporados en la herramienta que
mejoran la relación señal-ruido en la secuencia
de adquisición de datos, permiten obtener un alto
grado de precisión en las mediciones de la formación con gran resolución vertical.1
Debido al aumento en el precio del crudo y a
las altas tarifas de los equipos de perforación en
áreas marinas, resulta cada vez más importante
poder tomar decisiones en forma rápida. La
última versión dentro del grupo de herramientas
CMR, la herramienta CMR-Plus, contempla este
aspecto (página anterior). Esta nueva herramienta incluye varias mejoras con respecto a la
versión anterior, la herramienta CMR-200, que
comprenden el nuevo diseño del imán con un
campo prepolarizado más extenso, que permite
aumentar las velocidades de perfilaje hasta 3600
pies/hora [1097m/h] en ambientes de relajación
rápida. Se trata de una herramienta compacta, de
bajo peso, y muy resistente que tiene 15.6 pies
[4.8 m] de largo y pesa 450 libras [204 kg]. El diseño del patín con bajo perfil, permite operar en
pozos con diámetros u orificios de sólo 5 7⁄8 pulgadas [15 cm] de diámetro. Cuenta con una nueva
secuencia de pulsos de adquisición, denominada
modo de precisión mejorada (EPM, por sus siglas
en Inglés) que, sumada al paquete de adelantos
electrónicos, permite aumentar la relación señalruido y mejorar las mediciones de alta precisión
para evaluar los yacimientos (arriba).2
Invierno de 2001
La posibilidad de obtener mediciones de RMN
de alta precisión en forma rápida, hace que los
ingenieros perciban la producibilidad de los
pozos desde otra perspectiva. Por ejemplo, hay
zonas que podrían haber sido consideradas
improductivas, debido a la elevada saturación de
agua y la posibilidad de que produjeran agua en
exceso. De hecho, estas zonas merecían un estudio para determinar si el agua era no movible
(irreducible). En un pozo de desarrollo ubicado en
América del Sur, un registro obtenido con la herramienta CMR-Plus reveló que, en una zona, la
aparentemente alta saturación de agua resultaba
ser irreducible y por lo tanto, tal zona produciría
hidrocarburos libres de agua. Con anterioridad, el
operador había evitado disparar, (cañonear o punzar) esta zona durante el proceso de desarrollo
del campo. A partir de la nueva información, se
abrió la zona y produjo gas seco, con lo cual se
agregaron 20,000 MMpc [566 millones de m3] a
las reservas de gas.
Las mayores velocidades de perfilaje que se alcanzan con la herramienta CMR-Plus, les permiten
a los operadores adquirir datos en forma económica
en intervalos más prolongados que incluyen zonas
que inicialmente no resultaban interesantes.
La Corporación NUMAR, subsidiaria de
Halliburton, desarrolló la herramienta de Imágenes por Resonancia Magnética MRIL, que incorpora un imán largo permanente para crear un
campo estático lateral en la formación. Esta herramienta se corre en la parte central del pozo y
el volumen de medición consiste de una cápsula
resonante cilíndrica y concéntrica de 24 pulgadas
[61 cm] de longitud y aproximadamente 0.04 pulgadas [1 mm] de espesor. El diámetro promedio
de la cápsula resonante es de unas 15 pulgadas
[40 cm] y se determina por la frecuencia de operación de la herramienta. En un pozo de 10 pulgadas [25.4 cm] puede alcanzar una profundidad
de investigación de 2.5 pulgadas [7.6 cm].
Cuando se cuenta con una elevada profundidad
de investigación, es posible reducir la sensibilidad a la rugosidad en muchos huecos.
La última versión de la herramienta de
NUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejoras
que permiten aumentar la velocidad y la eficiencia del perfilaje.3 Está equipada con imanes
prepolarizadores de 3 pies [1 m] ubicados por
encima y por debajo de la antena, lo cual permite
registrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece una
capacidad de medición con multicápsulas de
nueve frecuencias. Cada cápsula de medición se
puede programar con una secuencia de pulsación
diferente, y la medición se puede alternar entre
las distintas cápsulas a través del cambio de frecuencia. La variación total en la profundidad de
investigación de las nueve cápsulas, es de
aproximadamente 1 pulgada [2.5 cm]. La operación multifrecuencia permite realizar una medición de la porosidad total y adquirir datos
multiparámetros con diferentes secuencias de
pulsado en cada cápsula.
5
Esta herramienta se encuentra disponible en
dos tamaños. El diámetro estándar de la herramienta es de 6 pulgadas; mide 53 pies [16 m] de
largo y pesa 1500 libras [680 kg]. Existe un modelo más liviano que tiene un diámetro de 47⁄8 pulgadas [12 cm], mide 50 pies [15 m ] de largo y
pesa 1300 libras [590 kg]. Estas herramientas
permiten obtener registros en pozos de 5 7⁄8 pulgadas hasta 121⁄4 pulgadas [31 cm] de diámetro. La
velocidad de perfilaje en ambientes con tiempo
de polarización reducido, es de 1440 pies/hr [440
m/hr] y de 700 pies/hr [213 m/hr] para la versión
reducida de la herramienta.
RMN de alta resolución
La identificación y cuantificación de la geometría
de la roca y la movilidad de los fluidos, sobre la
base de las características de la relajación de la
rotación nuclear del fluido, se encuentran entre
los aportes más importantes del perfilaje de RMN.
La separación de la porosidad en los componentes
de fluido adherido y fluido libre, resulta esencial
para evaluar la producibilidad del yacimiento.4 En
las formaciones delgadas y laminadas, la producibilidad depende no sólo de la relación neta de los
volúmenes de fluido adherido y fluido libre, sino
también de la ubicación relativa de los dos volúmenes de fluido dentro de los diferentes estratos
laminados. Las mediciones resultan útiles en este
aspecto, sólo si son sensibles a las variaciones
espaciales sobre una escala de longitud comparable con el espesor de la laminación. El ingeniero
de producción puede hacer uso de los datos de
RMN de alta resolución para evaluar la producibilidad de las secciones de laminación delgada, obtener en forma precisa el volumen poroso
con hidrocarburos, e identificar las barreras de
permeabilidad vertical, que pueden contribuir a
evitar la producción de agua no deseada de las
napas acuíferas cercanas. Por otra parte, el ingeniero de terminaciones puede utilizar los datos de
alta resolución para posicionar con mayor precisión los diseños de las operaciones de disparo,
fracturación y estimulación de la formación.
Producibilidad de alta resolución—La resolución vertical de una medición de RMN está determinada por la longitud de la antena, la relación
señal-ruido en la secuencia de adquisición y la
velocidad de perfilaje. Por ejemplo, las mediciones de la herramienta CMR-200 combinan pares
superpuestos de fases alternadas (PAP, por sus siglas en Inglés) de secuencias pulso-eco de CarrPurcell-Meiboom-Gill (CPMG) y una antena corta,
para resolver los estratos de hasta 6 pulgadas de
espesor (véase "Fundamentos de los registros de
RMN," página 12). El imán de prepolarización
largo incluido en la herramienta CMR-Plus, permite la adquisición de mediciones PAP no superpuestas a velocidades de perfilaje de hasta 3600
pies/hr, con una mínima reducción de la resolución vertical. En la práctica, la resolución vertical
para la mayoría de las mediciones de RMN se ve
disminuida por el apilamiento vertical efectuado
en cada nivel de profundidad; técnica utilizada
para mejorar la relación señal-ruido, lo cual es
necesario para el proceso de inversión de T2.
φ
Apilamiento vertical
Inversión estándar de T2
con datos apilados
Los últimos desarrollos en el registro CMR de
alta resolución espacial, se derivan de un nuevo
método de procesamiento optimizado para brindar respuestas de alta resolución y un esquema
de adquisición de datos en EPM.5 En el procesamiento de alta resolución, la inversión de T2 se
realiza sin aplicar ningún promedio vertical de los
datos de eco. El procedimiento de inversión de alta resolución se diferencia de la inversión convencional en diversos aspectos. La inversión
convencional, por lo general, utiliza entre 30 y 50
componentes de T2, lo que comprende la totalidad de los tiempos de relajación posibles propios
de la formación y los fluidos de perforación. El
proceso de alta resolución utiliza sólo entre dos y
cinco componentes de T2 (abajo). Por otra parte,
estos componentes se seleccionan analizando la
distribución de T2 estándar, obtenida a partir de
los datos apilados en cada nivel de profundidad.
Por ejemplo, si el intervalo de apilamiento en
una profundidad en particular, está formado por
arena limpia, donde se observa un solo pico en la
distribución de T2, centrado entre 50 y 300 milisegundos, los componentes de T2 utilizados para la
inversión de alta resolución estarán comprendidos
dentro de este rango. Al utilizar un número reducido de valores de T2 "óptimos," la inversión de
alta resolución proporciona la porosidad total con
mayor precisión. Para garantizar la precisión y la
correspondencia con el procedimiento convencional, la porosidad de alta resolución se escala de
manera tal que el valor medio coincida con el de
la porosidad estándar. Esta estrategia es similar a
φ
Inversión de T2 de alta
resolución con una sola secuencia CPMG
> Procesamiento de alta resolución de ventanas de datos en varios niveles. El apilamiento vertical
(izquierda) de las trazas de ecos y la inversión, se utilizan para obtener la distribución de T2 (centro) de
los datos promediados. Una distribución de T2 equivalente, está formada por un número reducido de
casilleros de valores de T2 de aproximadamente igual amplitud (derecha). La porosidad total, φ, y el
valor de la media logarítmica T2 de la distribución reducida, son idénticas a las de la distribución original.
6
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Prof,
pies
Rayos
gamma
Porosidad
neutrón
Porosidad
del núcleo
Porosidad
del núcleo
Permeabilidad
del núcleo
Permeabilidad
del núcleo
Distribución de T2
TCMR, 5-NIV
TCMR-AR
KTIM, 5-NIV
KTIM-AR
Porosidad
del densidad
30 u.p.
0 30 u.p.
0 30 u.p.
0 0.1 mD 1000 0.1 mD 1000 0.3
mseg
3000
XX80
XX90
X100
X110
X120
> Ejemplo de un pozo en Australia, con una secuencia de estratos delgados de arena y lutita. En el
Carril 1 se observan los registros tradicionales de densidad (azul) y neutrón (rojo). Un valor de porosidad total CMR con apilamiento de cinco niveles de profundidad (AR, negro), se compara con la
porosidad de los núcleos en el Carril 2. La porosidad total CMR de alta resolución (negro), se compara con la porosidad de los núcleos en el Carril 3. Nótese la precisión con que la porosidad total
de alta resolución captura las marcadas variaciones de porosidad que se observan a lo largo de
los datos de los núcleos. La permeabilidad CMR obtenida con apilamiento de cinco niveles (azul),
se compara con los datos de los núcleos en el Carril 4, y la permeabilidad de alta resolución (azul)
en el Carril 5. Una vez más, el registro CMR de alta resolución concuerda con las variaciones de
permeabilidad (azul) observadas en los datos de los núcleos. En el Carril de profundidad aparece
un registro de rayos gamma, mientras que las distribuciones de T2 de la herramienta CMR se
presentan en el Carril 6.
la utilizada en el método de procesamiento alfa,
utilizado para derivar las mediciones de densidad
de alta resolución.6
La separación de la porosidad de alta resolución en los volúmenes de fluido adherido y fluido
libre es sencilla. Dado que la señal del fluido libre
decae en forma lenta, aporta una gran cantidad de
ecos. En consecuencia, el volumen de fluido libre
se puede calcular con gran precisión, utilizando la
inversión estándar sin apilar los datos. El volumen
de fluido adherido de alta resolución, es igual a la
diferencia entre la porosidad total de alta resolución y el volumen de fluido libre de alta resolución.
Los datos de porosidad y permeabilidad derivados de registros de RMN de alta resolución, constituyen elementos fundamentales para evaluar los
yacimientos con laminación delgada. Por ejemplo,
Invierno de 2001
en Australia, en un pozo perforado en una secuencia de capas delgadas de arenas y lutitas, se
observa escasa correlación entre la porosidad de
los núcleos (testigos) y la porosidad derivada de
los registros de densidad-neutrón obtenidos a
hueco abierto (arriba). La porosidad de los núcleos
presenta grandes fluctuaciones en la zona inferior:
hasta 20 u.p. en un intervalo de 1 pie [0.3 m], lo
que podría esperarse en una formación laminada.
En dichas zonas, los registros tradicionales obtenidos a hueco abierto y los registros tradicionales
de RMN, con promediado de tres a cinco niveles,
a menudo proporcionan una resolución vertical
inadecuada y tienen limitada capacidad para
seleccionar zonas aptas para los disparos. La
porosidad total CMR de alta resolución, registrada
en el Carril (Pista) 3, captura las fluctuaciones pro-
nunciadas de la porosidad, y ésta coincide perfectamente con los datos de los núcleos. Los cálculos
de permeabilidad de Timur-Coates de alta resolución derivados de las mediciones CMR, también
concuerdan con las permeabilidades de los
núcleos que se observan en el Carril 5. Los cálculos de permeabilidad de Timur-Coates se examinarán más adelante en forma más detallada.
4. Coates G y Denoo S: “The Producibility Answer
Product,” The Technical Review 29, no. 2 (1981): 54-63.
5. Heaton N, Cao Minh C, Freedman R y Flaum C: “High
Resolution Bound-Fluid, Free-Fluid and Total Porosity
with Fast NMR Logging,” Transactions of the SPWLA
41st Annual Logging Symposiu, Dallas, Texas, EUA,
Junio 4-7, 2000, artículo V.
6. Galford JE, Flaum C, Gilchrist WA y Duckett S:
“Enhanced Resolution Processing of Compensated
Neutron Logs,” artículo de la SPE 15541, presentado en
la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Octubre 5-8, 1986.
7
Ecuación de Timur-Coates
kTIM=aφm (FFV/BFV)n
m~4, n~2
Ecuación de SDR
kSDR=bφm (T2LM)n
m~4, n~2
> Transformaciones de permeabilidad de RMN. La
ecuación de Timur-Coates contiene la porosidad
total, φ, y la relación entre el volumen de fluido
libre (FFV) y el volumen de fluido adherido (BFV).
La ecuación de SDR (Schlumberger-Doll Research) también contiene la porosidad total, pero utiliza una media logarítmica T2 (T2LM) en lugar de la
relación entre FFV y BFV. Los exponentes típicos
son 4 y 2, pero pueden variar de acuerdo con las
condiciones locales.
En Canadá, se corrió la herramienta CMR-Plus a
1200 pies/hr [366 m/hr] en una formación de arena
y lutita con laminaciones finas (abajo). Los registros
de alta resolución de volumen de fluido adherido y
fluido libre, concuerdan con las laminaciones finas
que se observan en el despliegue obtenido con la
herramienta de Imágenes Microeléctricas de
Cobertura Total FMI en la zona inferior. En este
pozo, los registros de fluido libre y adherido de alta
resolución anticorrelacionan y se compensan
mutuamente en tal medida, que el registro de alta
resolución de porosidad total proporciona escasa
Amplitud del eco
Permeabilidad en aumento con porosidad en aumento...
Tiempo
<
Permeabilidad y la señal de T2 de RMN. En la hilera superior se observa
una serie de señales de RMN hipotéticas—envolventes del decaimiento de
la amplitud del eco—para porosidades y permeabilidades en aumento, en
las cuales el tiempo de decaimiento de T2 permanece constante. La hilera
inferior muestra una serie de señales en las cuales la porosidad se mantiene constante, pero el tiempo de decaimiento de T2 y la permeabilidad
calculada aumentan de izquierda a derecha. El área comprendida bajo la
envolvente del decaimiento de la amplitud del eco y la permeabilidad
calculada, aumentan con la porosidad y el tiempo de decaimiento.
...y aumento de T2 ó FFV/BFV
Volumen de
fluido adherido
Volumen de
fluido libre
Porosidad
total
Una sola CPMG
Una sola CPMG
Una sola CPMG
5 niveles
5 niveles
5 niveles
Prof,
pies
<
Correlación de un registro de NMR de alta
resolución (AR) con imágenes FMI. En los Carriles 1 a 3, los registros tradicionales de fluido
adherido, fluido libre y porosidad total, procesados con apilamiento de cinco niveles de profundidad (negro), se comparan con curvas de alta resolución (verde) y con las correspondientes
estimaciones derivadas de CPMG (rojo). Los registros de porosidad derivados del neutrón (azul)
y la densidad (rojo) se observan en el Carril 4 y
los registros de resistividad profunda (rojo) y
somera (verde) se observan en el Carril 5. Por
encima de la zona tope, entre XX90 y X100 pies,
los registros de alta resolución no presentan características especiales y se superponen con los
registros promediados. No obstante, en la zona
inferior desde X100 a X120 pies, los registros de
alta resolución muestran un aumento de actividad, debido a la presencia de laminaciones finas
que aparecen en la imagen FMI del Carril 6.
Nótese que los registros de fluido adherido y fluido libre anticorrelacionan y se compensan entre
sí, lo cual origina un registro de porosidad total
que presenta poca indicación de las laminaciones. Las fluctuaciones sustanciales en el fluido
libre y el fluido adherido en la sección inferior,
concuerdan con las laminaciones que aparecen
en la imagen FMI.
8
indicación de las laminaciones. Los cálculos individuales de CPMG mejoran la resolución, lo que
resulta más evidente en la sección comprendida
entre X100 pies y X120 pies. Los registros CMR de
alta resolución en la zona superior entre XX90 pies
y X100 pies se superponen con los registros procesados en forma tradicional y muestran poca evidencia de la existencia de estratos laminados.
Este ejemplo demuestra que, mediante esta
novedosa técnica de procesamiento, se pueden
obtener registros de RMN de alta resolución corriendo la herramienta CMR-Plus a altas velocidades de perfilaje. Las laminaciones de entre 4 y
6 pulgadas [10 a 15 cm] son detectables y es posible localizar con precisión las zonas de producción de alta porosidad, ubicadas entre los
estratos de lutitas.
Rayos
gamma
AR
40
u.p.
AR
0 40
u.p.
AR
0 40
u.p.
Resistividad
FMI
Porosidad
90 pulg
Fluido libre de AR
Distribución de T2
del densidad
Porosidad
Rxo
Fluido adherido de AR
neutrón
0 40
u.p.
0 0.2 ohm.m 2000 40
u.p.
0 0.3 mseg 3000
XX90
X100
X110
X120
Oilfield Review
N
Σeco(n)
n=1
Indicador de
permeabilidad
10,000
Permeabilidad medida, mD
1000
R2 = 0.95
100
10
1
0.1
0.01
1000
10,000
Suma de lo ecos
100,000
RSR (suma de los ecos)/RSR (primer eco)
35
T2 = 0.6 seg
30
T2 = 0.4 seg
25
20
T2 = 0.2 seg
15
T2 = 0.1 seg
10
5
0
T2 = 0.05 seg
T2 = 0.01 seg
100
1000
10,000
Número de ecos
> Indicador de permeabilidad de RMN de alta resolución. El nuevo indicador es
simplemente la suma de las amplitudes del eco (arriba) y es directamente proporcional al área de la envolvente de decaimiento del eco. El indicador de permeabilidad de alta resolución por suma de ecos, se compara con las permeabilidades
medidas en el laboratorio sobre 30 muestras de núcleos provenientes de cuatro
pozos de diferentes partes del mundo (centro). La correlación lineal (R2 = 0.95) es
adecuada para más de seis órdenes de magnitud y concuerda con la de las
transformaciones de permeabilidad basadas en las mediciones de RMN convencionales. La curva de alta resolución que aparece en la gráfica fue calibrada para
una suma de 600 ecos. El prefactor y el exponente utilizados en el cálculo, se
ajustan de acuerdo con las condiciones locales. El aumento de la relación señalruido (RSR, abajo) y, por lo tanto, el número óptimo de ecos utilizados en el cálculo, depende de la tasa de decaimiento de la señal de T2 propia de la formación.
Invierno de 2001
Indicador de permeabilidad de alta
precisión—Otro aporte importante del perfilaje
de RMN, lo constituye su capacidad de obtener
una medición continua de la permeabilidad. En
las formaciones con laminaciones delgadas, la
permeabilidad puede variar en órdenes de magnitud en pocos centímetros de distancia. En estas
condiciones, es importante obtener un cálculo
continuo de la permeabilidad con la mayor resolución vertical posible. Las dos transformaciones
de permeabilidad más utilizadas hoy en día basadas en mediciones de RMN, son la ecuación de
Timur-Coates y la ecuación de SDR
(Schlumberger-Doll Research Center) (página
anterior, arriba a la izquierda). La ecuación de
Timur-Coates calcula la permeabilidad utilizando
la porosidad total y la relación entre el volumen
de fluido libre y el volumen de fluido adherido
(FFV y BFV, por sus siglas en Inglés respectivamente). La transformación de SDR se basa en la
media logarítmica de T2 y la porosidad total.
Si bien se puede utilizar el método de porosidad de alta resolución comentado anteriormente para derivar la permeabilidad de SDR y de
Timur-Coates de alta resolución, existe una forma
alternativa que puede ofrecer mejores resultados
en ambientes con alto nivel de ruido. Se ha
observado que la suma de todas las amplitudes
de los ecos es proporcional al producto de la
porosidad y el promedio de T2. Esta suma, a su
vez, correlaciona con la permeabilidad (página
anterior, al centro).7 Además, la suma de los ecos
tiene una relación señal-ruido elevada de manera que se puede interpretar sin apilamiento, con
lo cual se obtiene una medición con mayor resolución vertical.
El nuevo indicador de permeabilidad RMN de
alta resolución, se deriva de la suma de las
amplitudes de los ecos y es directamente proporcional al área comprendida dentro de la envolvente de decaimiento del eco (izquierda). La
resolución vertical alcanzable con esta técnica
novedosa es igual a la apertura de la antena de
la herramienta, más la distancia recorrida
durante una secuencia CPMG, más el tiempo de
polarización. La resolución vertical así obtenida,
por lo general, es de 7 a 9 pulgadas [18 a 23 cm]
para la herramienta CMR-Plus.
7. Sezginer A, Cao Minh C, Heaton N, Herron M, Freedman
R y Van Dort G: “An NMR High-Resolution Permeability
Indicator,” Transactions of the SPWLA 40th Annual
Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,
1999, artículo NNN.
9
En un caso observado en la formación de
yeso Ekofisk en el Mar del Norte, se puede apreciar la excelente resolución vertical del nuevo
indicador de permeabilidad, obtenido por la
suma de amplitudes del eco (derecha). A pesar
de la creencia generalizada de que las formaciones de yeso son homogéneas, las imágenes
obtenidas en este pozo con la herramienta FMI
revelan la existencia de laminaciones sutiles.
Tanto en los registros de rayos gamma, como en
los registros de densidad-neutrón y en el registro
estándar de permeabilidad calculado con la
transformación de SDR con cinco niveles de
apilamiento y resolución de 30 pulgadas [76 cm],
no se observa ninguna indicación de la existencia de estas laminaciones. Sin embargo, el registro indicador de permeabilidad de alta
resolución, presenta evidentes variaciones de
permeabilidad que se corresponden con las laminaciones observadas en las imágenes obtenidas
con la herramienta FMI.
Mejoramiento de los tratamientos
de estimulación de pozos
Los pozos terminados en yacimientos de baja a
moderada permeabilidad, con frecuencia requieren, estimulación por fracturación hidráulica para
asegurar la rentabilidad de la producción. Dado
que el tratamiento de fracturación por lo general
representa el costo más alto asociado con la terminación, los operadores tratan de encontrar los
métodos de estimulación que resulten más efectivos desde el punto de vista económico.
La efectividad de un tratamiento de estimulación puede verse sumamente afectada por la
permeabilidad del yacimiento. Tradicionalmente,
para diseñar las terminaciones de los pozos se
utilizan datos de permeabilidad obtenidos a partir de núcleos completos, núcleos laterales (testigos laterales, muestras de pared) rotativos y
núcleos de percusión, en combinación con las
pruebas de presión transitoria y el ajuste de los
datos con la historia de producción. La documentación de las historias de producción es demorosa y sólo resulta de utilidad para terminaciones
de remediación. Por otra parte, la adquisición de
núcleos implica riesgos mecánicos, y a menudo
resulta sumamente costosa. Con frecuencia, el
análisis de los núcleos en el laboratorio no representa exactamente las condiciones de permeabilidad en el fondo y, en el mejor de los casos, sólo
8. Fairhurst DL, Marfice JP, Seim MR y Norville MA:
“Completion and Fracture Modeling of Low-Permeability
Gas Sands in South Texas Enhanced by Magnetic Resonance and Sound Wave Technology,” artículo de la SPE
59770, presentado en el Simposio de Tecnología del Gas
de la SPE CERI, Calgary, Alberta, Canadá, Abril 3-5, 2000.
10
Prof,
pies
Mapa de
FMI
T2
Porosidad
permeabilidades dePermeabilidad
alta resolución del densidad
Indicador de
de alta
Permeabilidad
Porosidad
permeabilidad
resolución
estándar
neutrón
de alta resolución
100
0.01 mD 100 50 u.p.
0 0.3 mseg 3000
Rayos
gamma
(API)
0
X410
X420
X430
X440
X450
> Formación de yeso Ekofisk en el Mar del Norte. La imagen FMI en el Carril 2
muestra la presencia de muchos estratos de yeso delgados y laminados entre
X410 y X450 pies. En la imagen FMI, el color amarillo pálido indica un yeso de alta
resistividad y baja porosidad y el marrón oscuro indica un yeso con mayor conductividad y mayor porosidad. El registro del indicador de permeabilidad de alta resolución (azul) aparece en el Carril 4. La imagen de permeabilidad en el Carril 3 se
deriva del registro del indicador de permeabilidad de alta resolución y concuerda
con la imagen FMI. En la imagen de permeabilidad, el color amarillo pálido indica
yeso de baja permeabilidad y el marrón oscuro indica mayor permeabilidad. Las
distribuciones de T2 se observan en el Carril 6. Tanto el registro de rayos gamma
(negro) en el Carril 1, como los registros de porosidad derivada del densidad (rojo)
y el neutrón (azul) en el Carril 5, y el registro convencional de permeabilidad de
RMN con apilamiento de cinco niveles (líneas negras), que aparece en el Carril 4,
presentan pocas indicaciones de la existencia de estas laminaciones.
proporciona una pequeña muestra que podría no
ser representativa de la zona de interés. El
método preferido para el análisis de la presión
transitoria comprende un período de fluencia,
seguido de un período de cierre y de restauración
de la presión, lo que implica una dotación numerosa de personal y elevados costos de equipamiento. Por otra parte, hay que considerar los
gastos de bajar las tuberías de producción en
potenciales trabajos de reparación, además de la
demora en la producción posterior a la estimulación a causa de una prueba de presión.
Dado que los datos de permeabilidad por lo
general son dispersos, el ingeniero responsable
de la estimulación puede deducir una permeabilidad compuesta. Esta es, por lo general, una permeabilidad promediada volumétricamente, que
en algunos casos se obtiene a partir de muestras
no representativas de zonas de interés o zonas
de alta permeabilidad. Además, cuando no se
dispone de datos de permeabilidad detallada y
continua, a menudo se opta por diseñar una fractura en una sola etapa, tomando como base el
promedio de la resistencia de la roca y la
permeabilidad de esa zona. Con frecuencia, el
resultado es un diseño inadecuado de la fractura.
Por ejemplo, un diseño de estimulación poco
óptimo o incorrecto basado en la permeabilidad
compuesta, podría resultar en una fractura de longitud insuficiente y con una gran extensión vertical y poco práctica. Un diseño óptimo requiere un
conducto estrecho y profundo que penetra en la
formación. Para perfeccionar los modelos de estimulación hidráulica y superar las limitaciones tradicionales inherentes a la obtención de datos de
permeabilidad, los ingenieros de estimulación y
los operadores han investigado métodos para calcular los perfiles de permeabilidad en forma confiable con herramientas de perfilaje.8 Si se
comprende la distribución de la permeabilidad de
alta resolución en la zona de producción, se logra
optimizar el tratamiento de estimulación, porque
Oilfield Review
de fluido y de apuntalante. En el primer caso se
incorporaron datos de permeabilidad tradicionales, obtenidos a partir de núcleos laterales y
datos publicados. Como resultado, se obtuvo el
diseño de una fractura alta y corta, no adecuada
para lograr una producción efectiva. La extensión lateral de la fractura es de 600 pies [183 m]
dentro del yacimiento.
El segundo diseño, basado en los datos de
permeabilidad de RMN obtenidos en forma continua, presenta una fractura más larga que penetra en la formación hasta una profundidad de 800
pies [244 m] con un apuntalamiento efectivo
dentro de la formación de por lo menos el doble
del obtenido en el primer diseño.
De no haber contado con los datos de permeabilidad de RMN de alta calidad, el ingeniero
encargado de la estimulación se habría enga-
ñado por los resultados de la simulación, como
ocurrió en el primer modelo. Para alcanzar la longitud deseada de la fractura, era necesario incrementar el programa de bombeo, es decir, utilizar
mayores tasas (gastos, caudales) de bombeo y
mayores volúmenes de fluido y de apuntalante,
con lo cual el trabajo de estimulación resultaría
más costoso y menos eficiente. La posibilidad de
que se produzca un taponamiento es mucho más
alta cuando el trabajo se encuentra sobredimensionado. Gracias a los perfiles detallados de permeabilidad versus profundidad de los registros
de RMN, la compañía Kerns Oil and Gas ha
logrado establecer un récord extraordinario de
(continúa en la página 14)
X4800
Largo de la fratura 600 pies
Concentración
del apuntalante
< 0.0 lbm/pie2
0.0-0.1 lbm/pie2
0.1-0.2 lbm/pie2
0.2-0.3 lbm/pie2
0.3-0.4 lbm/pie2
0.4-0.5 lbm/pie2
0.5-0.6 lbm/pie2
0.6-0.7 lbm/pie2
0.7-0.8 lbm/pie2
> 0.8 lbm/pie2
X4900
Profundidad, pies
pueden mapearse las vetas de mayor permeabilidad e incluirse correctamente en el diseño de la
fracturación.
La permeabilidad derivada de mediciones de
RMN puede proporcionar información precisa y
continua en un programa de diseño de estimulación de múltiples capas, como el programa de
estimulación FracCADE. La permeabilidad gobierna el transporte de fluido que desaparece o se
pierde dentro de la cara recién abierta o expuesta
de la fractura durante una operación de estimulación por fracturación. El parámetro que gobierna
la pérdida de fluidos resulta crítico para el diseño
de la fractura. Si se fija un parámetro demasiado
elevado, se bombea demasiado fluido, con lo cual
se desperdicia apuntalante (agente de sostén) y
fluido y, además, se incurre en costos innecesarios. Si, por el contrario, se fija un parámetro de
pérdida demasiado bajo, puede producirse un
taponamiento o enarenamiento, con lo cual la longitud de la fractura resultará insuficiente y la producción se verá reducida; además de los riesgos
mecánicos para la integridad de la terminación y
el desperdicio del apuntalante. Es importante
contar con los datos de permeabilidad correctos.
La permeabilidad puede cambiar fácilmente por
varios órdenes de magnitud dentro de un mismo
estrato de arena, aún cuando la porosidad se
mantenga constante.
La empresa Kerns Oil and Gas, Inc. ha utilizado mediciones de porosidad y permeabilidad total, obtenidas con la herramienta CMR para
proporcionar parámetros críticos, como los datos
para sus diseños de estimulación destinados a
arenas cerradas (duras o de baja permeabilidad)
de pozos de gas ubicados en el sur de Texas,
EUA. Por ejemplo, se prepararon dos diseños de
estimulación por fracturación realizados con el
programa FracCADE para un mismo pozo (derecha). En ambos diseños, se considera la misma
resistencia de la roca y cantidades equivalentes
X5000
X5100
Mayor concentración
del apuntalante
X5200
3600
4400
Esfuerzo, lpc
0.1
0
0.1 0
Ancho de fractura en el pozo, pulg
400
800
Largo de la fractura, pies
1200
X4800
Largo de la fratura 800 pies
Invierno de 2001
Concentración
del apuntalante
< 0.0 lbm/pie2
0.0-0.1 lbm/pie2
0.1-0.2 lbm/pie2
0.2-0.3 lbm/pie2
0.3-0.4 lbm/pie2
0.4-0.5 lbm/pie2
0.5-0.6 lbm/pie2
0.6-0.7 lbm/pie2
0.7-0.8 lbm/pie2
> 0.8 lbm/pie2
X4900
Profundiodad, pies
<
Diseños de estimulación. Se utilizó el programa
FracCADE para comparar dos diseños de estimulación por fractura en una formación cerrada de
arena con gas. En el primer diseño (arriba) se utilizaron los datos de permeabilidad provenientes
de las muestras de núcleos y el conocimiento
local. La permeabilidad estaba sobrestimada por
un factor de 10, lo cual dio como resultado una
fractura excesivamente alta y corta, no adecuada
para lograr una producción óptima. En el segundo
diseño (abajo), basado en los datos continuos de
registros de permeabilidad de RMN, se obtuvo
una fractura más larga, 800 pies [244 m], y de
altura limitada, más adecuada para mejorar la
producción de gas. En el segundo diseño el apuntalante penetró la formación el doble de la distancia prevista para el primer caso.
X5000
X5100
Mayor concentración
del apuntalante
X5200
3600
4400
Esfuerzo, lpc
0.1
0
0.1 0
Ancho de fractura en el pozo, pulg
400
800
Largo de la fractura, pies
1200
11
Fundamentos de los registros de RMN
Las modernas herramientas de registros de resonancia magnética nuclear (RMN) utilizan potentes imanes permanentes para crear un intenso
campo magnético estático (B0) de polarización
dentro de la formación. Los núcleos de los átomos de hidrógeno (protones) del agua y de los
hidrocarburos, poseen una carga eléctrica positiva que al rotar sobre sí mismos generan débiles
campos magnéticos, comportándose como pequeñas agujas imanadas. Cuando el intenso B0
de la herramienta atraviesa una formación que
contiene fluidos, sus protones se alinean a lo largo de B0, como lo hace la aguja de una brújula.
Este proceso da origen a la magnetización, que
aumenta en forma exponencial, alcanzando un
valor de equilibrio, con una constante de tiempo
T1, y que se mantiene mientras continúe presente B01. El pulso de radiofrecuencia, que es también generado por la misma herramienta, produce la rotación de los protones, que se traduce en
idéntica rotación de la magnetización, hacia, por
ejemplo, el plano perpendicular o transversal a
B0. Esta magnetización, inmediatamente luego
de concluido el pulso, comienza un movimiento
de precesión alrededor de B0, de la misma manera que un trompo adquiere el movimiento de precesión en el campo gravitacional terrestre.
La frecuencia de precesión, denominada frecuencia de Larmor, es proporcional a la intensidad de B0. La precesión de la magnetización
genera un campo magnético oscilante que, a
esta frecuencia, induce un pequeño voltaje—la
señal nuclear—que por lo general es de unos
pocos microvoltios, y que es convenientemente
amplificada por la herramienta. La amplitud
total de la señal mide el contenido total de
hidrógeno, o porosidad, de la formación.
La velocidad o tasa de decaimiento de la señal
se denomina tiempo de relajación transversal,
T2, y es la segunda medición clave de RMN, porque depende del ambiente en el que se encuentra el fluido, es decir, de la distribución de tamaño de poros. La variable T2 es la constante de
12
tiempo que caracteriza el decaimiento de la
componente transversal de la magnetización.
Depende de tres factores: la relajación intrínseca del fluido; la relajación superficial, que es un
efecto ambiental; y la relajación derivada de la
difusión en un gradiente de B0, que es una
combinación de efectos ambientales y de la
herramienta.
Además, la componente transversal de la magnetización desaparece rápidamente debido a las
inhomogeneidades de B02. Este proceso se conoce como el decaimiento de la inducción libre, y
la secuencia de pulsos de Carr-Purcell-MeiboomGill (CPMG) se utiliza para compensar el rápido
decaimiento de la inducción libre, producida por
dichas inhomogeneidades3.
Las tres contribuciones a T2 desempeñan una
función importante en el uso de la distribución
de T2 para su aplicación en registros de pozos.
Por ejemplo, la contribución de la relajación
intrínseca del fluido se debe principalmente a la
interacción magnética entre los protones de las
moléculas del fluido, la que a menudo se denomina interacción espín-espín.
El movimiento molecular del agua y del petróleo liviano es rápido, de manera que la relajación es ineficiente y da origen a T2 largos. Sin
embargo, a medida que los líquidos se tornan
más viscosos, los movimientos moleculares se
hacen más lentos. Es por eso que los campos
magnéticos que fluctúan debido a su movimiento
relativo, se acercan a la frecuencia de precesión
de Larmor y las interacciones de relajación magnética espín-espín se vuelven mucho más efectivas, dando origen a T2 cortos. De esta manera se
puede identificar el betumen y los petróleos viscosos, puesto que sus T2 son menores que los del
petróleo liviano o del agua.
Los fluidos que se encuentran cercanos o en
contacto con la superficie de los granos, relajan
mucho más rápido que aquellos alejados de
dichas superficies. Debido a las complejas
interacciones magnéticas que ocurren entre los
protones de los fluidos y los átomos de impurezas paramagnéticas en la superficie de los granos, existe una alta probabilidad—caracterizada por el parámetro de relajación de la superficie—de que el protón relaje rápidamente cuando se encuentra próximo a la superficie de los
granos. Para que el proceso de relajación superficial sea la contribución dominante a T2, los
protones deben interactuar con la superficie del
poro, y esto lo logran gracias al proceso de difusión que se origina en el movimiento browniano.
Es claro que a menor tamaño de poro en la formación, mayor es la frecuencia con la que los
protones "visitan" e interactuan con la superficie del poro, dando origen de esta forma a T2
más cortos. Este es el fundamento en base al
cual se puede afirmar que la distribución de T2
está estrechamente vinculada con la distribución de tamaño de poros.
Tradicionalmente, la porosidad total que se
observa en las formaciones se origina en tres
componentes principales: la porosidad del fluido
libre, con T2 largos; el agua ligada a los capilares, con T2 superior a 3 mseg y menor que el T2
de corte para el fluido libre; y, por último, el
agua adherida a la arcilla con T2 cortos inferiores a 3 mseg. Debido al perfeccionamiento tecnológico de las herramientas de RMN que tuvo
lugar durante la última década, el menor espaciamiento entre los ecos permite determinar
más componentes de la porosidad, incluyendo
la señal del agua adherida a la arcilla. Actualmente, por ejemplo, las herramientas CMR-200
y CMR-Plus pueden medir T2 desde 0.3 mseg
mientras se realiza la operación de perfilaje en
forma continua, y desde 0.1 mseg durante mediciones estacionarias.
La relajación debida a la difusión en el
gradiente del campo B0 es una técnica que se
utiliza con frecuencia para diferenciar el petróleo del gas4. Teniendo en cuenta que los protones se mueven en forma aleatoria en el
fluido, todo gradiente de un campo magnético
Oilfield Review
Agua adherida
a las arcillas
Agua ligada
a capilares
Fluidos producibles
Distribución de T2
0.3
provocará una compensación incompleta con la
secuencia de pulsos y ecos de CPMG. Por ejemplo, entre los pulsos de la secuencia CPMG, algunos protones se desplazarán—debido al movimiento browniano—desde una región a otra de
diferente B0, con lo cual se modificarán sus frecuencias de precesión y, en consecuencia, sus
fases relativas no podrán ser reajustadas correctamente. De esta forma se produce un incremento con el que se anula la componente transversal de la magnetización, es decir, la difusión
de los protones produce un acortamiento de T2.
El gas tiene una alta movilidad comparado con
el petróleo y el agua, y por lo tanto, la señal de
RMN de los protones del gas muestra un mayor
efecto de la difusión. Es importante saber que
no se requiere un gradiente de campo magnético uniforme para explotar el efecto de difusión
en el gradiente. Para poder diferenciar el gas
del petróleo y del agua, todo lo que se necesita
es un volumen de gradiente bien definido5.
Arenisca
3.0
33
3000
T2, mseg
Porosidad total CMR
Porosidad CMR de 3 mseg
Porosidad CMR de fluidos libres
> Utilización de la distribución de T2 (abajo) para identificar los componentes de
los fluidos (arriba) en los yacimientos de areniscas. En las rocas de areniscas mojadas por agua, la distribución del tiempo T2 refleja la distribución de tamaño de
poros en la formación. Los fluidos que serán producidos son el agua libre (azul claro) y las acumulaciones de petróleo (verde) alojado en los poros más grandes. El
agua libre y el petróleo aportan los componentes de T2 más largos. El agua ligada a
los capilares (azul oscuro) se mantiene adherida a los granos de arena por tensión
superficial y no se podrá extraer. El agua adherida a las arcillas (negro) tampoco
se producirá. Los componentes con T2 más cortos provienen del agua irreducible
que se encuentra más estrechamente adherida a las superficies de los granos.
Invierno de 2001
1.La constante de tiempo para el proceso de polarización,
T1, se conoce tradicionalmente como tiempo de relajación espín-red. Este nombre proviene de la RMN de
estado sólido, en donde la red cristalina intercambia
energía con el sistema de espines.
2. El rápido decaimiento que se observa, denominado
decaimiento de inducción libre, se debe a la acción combinada de los mecanismos reversibles (inhomogeneidades del B0 ) e irreversibles (interacción espín-espín) a la
relajación transversal.
3.Las herramientas actuales utilizan la secuencia CPMG,
por Carr, Purcell, Meiboom y Gill. Phys. Rev. 94, 630-638,
(1954).
4. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ; “NMR
Logging of Natural Gas Reservoirs”, The Log Analyst 37,
33-42 (1996).
5. Flaum C, Guru U y Bannerjee S: “Saturation Estimation
from Magnetic Resonance Measurements in
Carbonates”, Transactions of the SPWLA 41st Annual
Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7 (2000).
Artículo HHH.
13
Pozo
Formación
Pre-estimulación
Estimación a partir de
predicciones FracCADE
Post-estimulación
1
San Miguel
100 Mpc/D
400 Mpc/D
500 Mpc/D
2
San Miguel
800 Mpc/D
y 25 bppd
1200 Mpc/D
1550 Mpc/D
y 200 bppd
3
San Miguel
1000 Mpc/D
y 20 bppd
1600 Mpc/D
2000 Mpc/D
y 45 bppd
4
Olmos
Sin entrada
200 Mpc/D
410 Mpc/D
5
Olmos
Sin entrada
350 Mpc/D
370 Mpc/D
6
Olmos
Sin entrada
500 Mpc/D
330 Mpc/D
7
San Miguel
Sin entrada
300 Mpc/D
320 Mpc/D
y 18 bppd
8
Olmos
Sin entrada
300 Mpc/D
340 Mpc/D
> Resultados de producción de pozos utilizando datos de registros de RMN. Antes de la estimulación, varios pozos no fluían. La producción estimada utilizando las permeabilidades derivadas
del registro de RMN, coincide con la producción observada después de la estimulación.
92% de éxito en alcanzar o superar sus objetivos
de producción mediante tratamientos de estimulación (arriba).
En ciertos casos, el costo que implica recolectar todos los datos para optimizar la geometría de
la fractura no permite su total implementación, lo
cual conduce a una estimulación por debajo de
los niveles óptimos. En estas circunstancias, los
datos continuos de permeabilidad de RMN, le
permiten al ingeniero de estimulación considerar
diseños de estimulación por capas. Por ejemplo,
las zonas de mayor permeabilidad pueden ser
estimuladas en forma efectiva con una fractura
más pequeña, más corta y de menor costo, para
obtener resultados inmediatos de producción.
Posteriormente, una vez que esta zona ha estado
en producción por un cierto tiempo, la presión del
yacimiento en la zona de alta permeabilidad disminuye, con lo cual se produce un aumento en el
contraste de las tensiones entre la zona de gas y
las capas de lutita. Este aumento en el contraste
de las tensiones permite realizar una segunda
fractura de estimulación, que penetre una mayor
profundidad en la zona de menor permeabilidad,
sin riesgo de aumentar la altura de la fractura.
El enfoque descripto fue aplicado por Conoco
durante la ejecución de un proyecto destinado a
comprender el impacto económico del uso de
datos continuos de permeabilidad de RMN en
proyectos de estimulación por fracturación
hidráulica.9 Se utilizó un modelo económico
basado en el valor actual neto (VAN) para probar
la sensibilidad de las diferentes variables en la
optimización de la fractura (véase "Riesgos medidos," página 22). En uno de los pozos, un diseño
tradicional en una sola etapa consumía 288,192
galones [1090 m3] de fluido y 935,216 lbm
[424.214 kg] de apuntalante para alcanzar la longitud óptima de la fractura de 795 pies [242 m], a
un costo de $320,000. La recuperación estimada
en el término de tres años sería de un total de
2200 MMpc [62 millones de m3] de gas.
Se comenzó por realizar un pequeño tratamiento de estimulación en la zona de alta permeabilidad, seguido de un segundo tratamiento
en la zona de menor permeabilidad: los dos tratamientos hipotéticos utilizaban un total de
186,383 galones [705 m3] de fluido y 438,079 lbm
[198,713 kg] de apuntalante. La longitud de la
fractura en la primer zona fue de 388 pies [118 m]
y la segunda alcanzó 1281 pies [390 m], a un
costo total de $254,000. La recuperación de las
reservas estimada en tres años sería de 2500
MMpc [70 millones de m3] de gas (abajo). El
diseño de la simulación en dos etapas, utilizando
datos de permeabilidad continua de RMN, da
como resultado una reducción en los costos de
$66,000, además de un aumento de la producción acumulada de 292 MMpc de gas, lo que
equivale aproximadamente a $1.5 millones a los
precios actuales.10
<
Producción acumulada con diseños de estimulación tradicionales y basados en mediciones de RMN.
Para calcular la producción acumulada se utilizó el
software ProCADE, sobre la base del espesor neto
de la zona, la presión estática de fondo y la permeabilidad. La curva roja muestra la producción acumulada basada en los cálculos de permeabilidad compuesta tradicional y en un diseño de estimulación por
fractura en una sola etapa. La curva verde se basa
en los datos continuos de permeabilidad de RMN y
en un diseño de estimulación en dos etapas.
Producción acumulada, MMpcs
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
200
400
Permeabilidad compuesta
14
600
Tiempo, días
800
1000
Permeabilidad medida en forma continua
Oilfield Review
Porosidad, u.p.
<
Permeabilidad derivada del registro CMR en el Mar del Norte.
El Carril 1 contiene la porosidad derivada del CMR subdividida
en petróleo (rojo), agua ligada a los capilares (verde), agua
adherida a las arcillas (blanco) y agua producible (azul).
El Carril 2 contiene el análisis de saturación basado en la integración de los datos del CMR, con las mediciones de resistividad que muestran la saturación de agua producible (verde)
y la saturación total del agua (curva azul). La permeabilidad
derivada del CMR se observa en el Carril 3. La permeabilidad
medida en el laboratorio (amarillo) corresponde a las muestras
de los núcleos (círculos rojos). El Carril 4 muestra la capacidad
de flujo normalizada a través de las tres zonas del yacimiento.
10
20
Saturación, %
30
0
50
Permeabilidad, mD
100
10-1
1
100
10+4
Perfil de flujo normalizado
0
50
100
XX560
Zona C
XX660
Profundidad, pies
La combinación de los datos de registros continuos de permeabilidad de RMN, con los diseños
de estimulación por fracturación hidráulica, es
uno de los objetivos de la iniciativa PowerSTIM;
tema que será tratado en un próximo número de
Oilfield Review.
0
XX760
Zona B
XX860
Zona A
XX960
Predicción del flujo de un yacimiento
Los datos petrofísicos cuantitativos se aplican cada vez más en los simuladores numéricos utilizados para el manejo de los yacimientos.11 BG
International y Phillips Petroleum, por ejemplo, utilizaron mediciones de la herramienta CMR para
predecir las características del flujo de un pozo ubicado en la zona central del Mar del Norte. En
primer lugar, se compararon los análisis de laboratorio de RMN y análisis convencionales realizados
sobre los núcleos, con el fin de optimizar un nuevo
algoritmo para estimar la permeabilidad a partir
de mediciones de RMN. En el nuevo algoritmo se
utilizaron los valores de la porosidad total y el
agua irreducible derivados del registro CMR, para
determinar la permeabilidad en forma continua a
través de todo el espesor del yacimiento (arriba).
A partir de allí, se determinó el comportamiento
XY060
del flujo del yacimiento en una gráfica comparativa de la capacidad de flujo, definida como el producto de la permeabilidad y el espesor, con la
capacidad de almacenamiento definida como el
producto del volumen poroso con hidrocarburo y el
espesor. Esta herramienta gráfica, que se conoce
como gráfica de Lorenz, proporciona una guía de
la cantidad de unidades de flujo que se necesitan
para mejorar el esquema geológico (abajo).
Los resultados muestran que la zona inferior
del pozo, la Zona A, contaba con el 17% de la
capacidad total de almacenamiento y el 74% de la
capacidad de flujo. La Zona B contenía el 60% de
Unidades de flujo
1.0
Unidad de flujo con baja
capacidad de flujo y baja
capacidad de almacenamiento.
Sello del yacimiento.
9. Kerchner S, Kaiser B, Donovan M y Villareal R:
“Development of a Continuous Permeability Measurement
Utilizing Wireline Logging Methods and the Resulting
Impact on Completion Design and Post Completion
Analysis,” artículo de la SPE 63259, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.
10. El 21 de Septiembre de 2000 el precio del gas era de aproximadamente $5.28/Mpc.
11. Gunter GW, Finneran JM, Hartmann DJ y Miller JD: “Early
Determination of Reservoir Flow Units Using an Integrated
Petrophysical Method,” artículo de la SPE 38679, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la
SPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.
Zona A
0.6
Unidad de flujo con alta
capacidad de flujo y baja
capacidad de almacenamiento.
Unidad de flujo con baja capacidad de flujo
y alta capacidad de almacenamiento.
Se pueden formar barreras deflectoras si se
extiende lateralmente.
0.4
0.2
Zona B
Zona C
0
0
Invierno de 2001
20
40
60
80
Capacidad de almacenamiento, fracción del volumen
poroso con hidrocarburos por el espesor
Gráfica de Lorenz—comportamiento del flujo basado en la permeabilidad derivada del CMR. La forma de la gráfica indica el
comportamiento del flujo del pozo y del yacimiento. Los segmentos que presentan pendientes pronunciadas tienen un mayor
porcentaje de la capacidad de flujo del yacimiento con respecto
a la capacidad de almacenamiento, y por definición tienen una
mayor tasa de producción del yacimiento. Los segmentos con
pendientes planas, tienen una mayor capacidad de almacenamiento, pero poca capacidad de flujo y, por lo tanto, pueden
generar barreras deflectoras en el yacimiento si se extienden en
sentido lateral. En forma similar, los segmentos que no presentan
ni capacidad de flujo ni de almacenamiento, constituyen sellos
del yacimiento si se extienden en sentido lateral. Las unidades
de flujo individuales (eje vertical derecho) se pueden identificar
a partir de la ubicación de los puntos de inflexión. Estas gráficas
permiten definir el número mínimo de unidades de flujo que conviene utilizar en el desarrollo de los modelos del yacimiento.
<
Capacidad de flujo, fracción del kh total
0.8
la capacidad de almacenamiento y el 24% de la
capacidad de flujo. A la zona sperior, Zona C, correspondía el 23% de la capacidad de almacenamiento pero sólo el 2% de la capacidad de flujo.
Estos resultados indican que cuando se inicie la
producción del pozo, la tasa de flujo inicial declinará en forma abrupta a medida que se agote la
Zona A. El rendimiento del pozo a largo plazo
estará determinado por la producción proveniente
de las Zonas B y C. Por otra parte, un análisis
100
15
Puntos MDT tomados del registro
CMR en zonas de alto contenido de fluido libre
<
Mejoramiento de la eficiencia en la obtención de muestras y medición
de datos de presión. Tanto en los registros de resistividad del Carril 1,
como en los registros de densidad (rojo), porosidad total CMR (línea continua negra) y porosidad derivada del neutrón (línea punteada negra) del
Carril 2, se observan pocas variaciones a través de esta formación de
arenas y lutitas no consolidadas. Sin embargo, existe una variación considerable en el volumen del fluido libre (violeta) en el Carril 2, lo cual hace
más fácil la identificación de las zonas de alta permeabilidad. En el Carril
1 los cálculos de permeabilidad de RMN derivados de la transformación
de Timur-Coates (línea punteada azul) y la transformación de SDR (línea
continua azul), concuerdan con la movilidad del fluido determinada por
las mediciones de caída de presión obtenidas con la herramienta MDT
(círculos azules). En el Carril 3 se observan las distribuciones de T2 del
CMR. Las muestras MDT fueron seleccionadas en los puntos de la formación que presentaban las mejores estimaciones de permeabilidad en el
registro de RMN.
Permeabilidad SDR
Fluido libre
Permeabilidad de Timur-Coates
0.1
mD
10,000
Resistividad profunda, LLD
Porosidad CMR de 3 mseg
Resistividad somera
Porosidad del densidad
0.01
ohm-m
Valor de corte de T2 = 33 mseg
0.3
mseg
3000
Distribución de T2
Porosidad total CMR
1000
Porosidad neutrón
50
u.p.
0
Agua adherida
a las arcillas
Herramienta
MDT
Agua ligada
a los capilares
detallado de la gráfica indica que convendría utilizar un mínimo de diez unidades de flujo en el
desarrollo del modelo del yacimiento. Los valores
de permeabilidad y porosidad derivados de la
herramienta CMR, permitieron definir la capacidad de flujo y de almacenamiento de cada una de
estas diez unidades de flujo.
RMN y ensayadores de formación
operados a cable
Se encuentra muy difundido el uso de los ensayadores o probadores de formación operados a
cable para la evaluación de los fluidos y de la producibilidad de las formaciones.12 Las herramientas de perfilaje, como el Ensayador Modular
de la Dinámica de la Formación MDT, proveen
estimaciones de la permeabilidad en cada zona
productiva, basadas en mediciones de la presión
dinámica de fluencia, la presión estática y la tasa
de producción de fluido. Tanto las muestras de
fluido, como las mediciones de permeabilidad y
de presión obtenidas con estos dispositivos, a
menudo proporcionan una primera apreciación de
la producibilidad del pozo. En algunos estudios en
16
Herramienta
CMR
Zona de interés
los que se utilizó la herramienta MDT, se observa
que el Analizador Óptico de Fluidos OFA, tiene la
capacidad de tipificar, en sitio, el crudo en términos de la relación gas/petróleo, la densidad API y
la coloración. La herramienta MDT también permite determinar el comportamiento de la presión,
el volumen y la temperatura (PVT) de las reservas
en el lugar.13 Para poder planificar el desarrollo
eficiente de un campo, resulta esencial conocer
estas propiedades.
En el proceso de muestreo, es muy importante
la selección de la zona, ya que el objetivo consiste en obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento. Los perfiles obtenidos con el
ensayador de formación operado a cable, requieren mediciones estacionarias y tiempos de bombeo prolongados, para eliminar la invasión de los
filtrados de lodo y garantizar que las muestras
obtenidas del fluido de la formación sean aptas
para el análisis PVT. Tanto los registros convencionales de resistividad, densidad y porosidad,
así como los datos de núcleos contribuyen a identificar las potenciales zonas de producción. Sin
embargo, resulta fundamental identificar correc-
> Combinación de registros de RMN con pruebas de la formación en el fondo del pozo con la
herramienta MDT. Si se seleccionan los puntos
de ensayo (pruebas) de la formación y los puntos
de muestreo sobre la base de los datos de los
registros de RMN, el margen de error se ve reducido cuando las dos herramientas se corren en
forma conjunta. Además de mejorar la eficiencia,
se reduce el riesgo de deterioro de las condiciones del pozo. El indicador de permeabilidad de
alta resolución CMR, permite identificar las vetas
permeables y la posición de las zonas de interés
para la herramienta MDT.
tamente las zonas permeables; de lo contrario, el
ensayador no podrá obtener ningún fluido de la
formación, o el proceso de obtención de la muestra llevará demasiado tiempo.
Con el fin de mejorar la eficiencia de la toma
de muestras, se pueden utilizar mediciones de
permeabilidad de RMN para seleccionar las
zonas más productivas (arriba a la derecha). Los
registros de fluido libre y adherido obtenidos con
la herramienta CMR, también pueden contribuir a
determinar los puntos más adecuados para obtener mediciones de presión MDT y muestras. Los
Oilfield Review
densidad-neutrón no presentaban grandes variaciones a través de la formación, en los perfiles de
fluido libre y fluido adherido obtenidos con la herramienta CMR se observaban variaciones considerables, con lo cual resultó fácil identificar los
intervalos más permeables. Para seleccionar los
puntos de muestreo MDT, se tomaron como base
las zonas de mayor permeabilidad, que son las
zonas con poco volumen de fluido adherido. Las
seis pruebas de presión se realizaron con todo éxito
y se lograron recuperar tres muestras de fluido en
un ambiente tradicionalmente difícil.
datos CMR de alta resolución, resultan sumamente efectivos en las secuencias laminadas,
mientras que los registros de permeabilidad CMR
de alta resolución constituyen el método recomendado para determinar el programa de muestreo MDT en muchas situaciones.
Por ejemplo, en una región del área marina de
China resultaba problemático obtener datos de presión debido a la obturación de la sonda en las formaciones de arenas arcillosas no consolidadas
(página anterior a la izquierda).14 Si bien los datos
de resistividad y porosidad derivada del registro
Rayos
gamma
API
0
150
XX200
Permeabilidad CMR
0.1
Ensayos MDT
sin entrada
mD
1000
Permeabilidad
MDT
Indicador
de gas
Indicador
de betumen
Prof,
pies
Cruce
Porosidad
Porosidad
del densidad
del densidad
Porosidad
Porosidad CMR
neutrón
40 u.p.
0 40 u.p.
0
A
XX250
B
XX300
C
D
XX350
E
F
XX400
G
Cuando se combinan las herramientas MDT y
CMR en una sola pasada, se reduce el tiempo de
operación y del equipo de perforación, con lo cual
se limitan los costos, especialmente en las operaciones de perfilaje efectuadas con la columna
(tubería, sarta) de perforación y en las desarrolladas en sitios remotos y en áreas marinas. Al
limitar el tiempo de operación, se reduce el
riesgo de que se produzca el aprisionamiento de
la columna de perforación por deterioro de las
condiciones del pozo.
Caracterización de los fluidos—Las mediciones de presión y el análisis de las muestras de
fluido combinadas con características específicas
de los datos de RMN—como los tiempos T2 prolongados en los ambientes de hidrocarburos
livianos o un déficit en la porosidad total de RMN
en zonas de betumen comparados con los registros de densidad-neutrón—pueden proporcionar
una identificación positiva de los fluidos de la
formación.
Por ejemplo, la combinación de las herramientas CMR y MDT, fue utilizada en un pozo
perforado con lodo a base de petróleo en el área
Norte de Monagas, en el este de Venezuela, para
verificar la identificación de hidrocarburos (izquierda). La correlación de la porosidad y la presencia de gas se determinó mediante el método
de interpretación que combina datos de densidad
y de resonancia magnética (DMR, por sus siglas
en Inglés).15 La interpretación basada en el registro de densidad-neutrón y en los datos CMR, confirman que las Zonas A, C y H contienen gas. En
las demás zonas de este campo, no se observa el
cruce característico del densidad-neutrón, por lo
que se supone que contienen petróleo. Sin
embargo, las zonas B, D, E, F e I presentan grandes déficits de porosidad CMR, (sombreado azul)
H
XX450
I
> Evaluación de zonas de gas, petróleo y betumen. En el Carril 3 se observan
los registros de porosidad derivada del registro de densidad (rojo) y porosidad derivada del neutrón (negro). El indicador de betumen (negro) en el Carril
2, se obtiene comparando la porosidad del densidad-neutrón (Carril 3) y el
registro del déficit de porosidad del CMR (Carril 4). El indicador de gas (rojo)
en el Carril 2, se calcula comparando el volumen de gas observado por la
herramienta CMR y el observado por el cruce del densidad-neutrón. El registro CMR confirma que las Zonas A, C y H contienen gas. El registro del déficit
de porosidad CMR (sombreado azul), calculado a partir de la diferencia entre
la porosidad derivada de la densidad y la porosidad CMR se muestra en el
Carril 4. El indicador de betumen (negro) del Carril 2, se obtiene comparando
la porosidad CMR con la porosidad derivada del registro de densidad. En el
Carril 1 se encuentra la permeabilidad derivada de la porosidad total CMR y
las mediciones de fluido adherido, utilizando la ecuación de Timur-Coates.
Las diez mediciones de permeabilidad MDT (círculos verdes) en las zonas de
alta permeabilidad, coinciden con el registro de permeabilidad derivada del
CMR. En las cuatro mediciones de la herramienta MDT realizadas en las
zonas de betumen (estrellas rojas) se obtuvieron como resultado ensayos
secos, sin entrada de fluidos (no productivas).
Invierno de 2001
12. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,
Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline Fluid
Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998):
26-41.
13. Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins OC:
“Determination of Hydrocarbon Type and Oil Quality in
Wells Drilled with Synthetic Oil-Based Muds,” artículo
de la SPE 39093, presentado en la Conferencia Técnica y
Exhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA,
Octubre 5-8, 1997.
Felling MM y Morris CW: “Characterization of In-Situ
Fluid Responses Using Optical Fluid Analysis,” artículo
de la SPE 38649, presentado en la Conferencia Técnica y
Exhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA,
Octubre 5-8, 1997.
14. Castelijns C, Badry R, Decoster E y Hyde C: “Combining
NMR and Formation Tester Data for Optimum
Hydrocarbon Typing, Permeability and Producibility
Estimation,” Transactions of the SPWLA 40th Annual
Logging Symposium, Oslo, Noruega,
Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo GG.
15. Freedman R, Cao Minh C, Gubelin G, Freeman J,
McGinness J, Terry B y Rawlence D: “Combining NMR
and Density Logs for Petrophysical Analysis in GasBearing Formations,” Transactions of the SPWLA 39th
Annual Logging Symposium, Keystone, Colorado, EUA,
Mayo 26-29, 1998, artículo II.
17
X150
Datos MDT
TVD,
pies
X200
X222
X250
X249
CGP
270 pies
X276
X300
X303
CAP
X330
335 pies
X350
X357
Prof,
pies
6300
6340
Presión, lpc
0
Análisis de Movilidad MDT Porosidad DMR Agua adherida Punto de corte T2
a las arcillas 0.3 mseg 3000
lutitas 1
mD
Distribución T2
Perm CMR PorosidadTCMR
Agua
Cuarzo
irreducible
1 mD 10,000
Porosidad del
Agua
Ilita
densidad
0
50 u.p.
Petróleo
Gas
> Búsqueda de contactos de fluidos. La gráfica de datos de presión MDT (izquierda) muestra los cambios en el gradiente de presión, provocados por los contactos de los fluidos. El contacto gas-petróleo
(CGP) se encuentra a X270 pies y el contacto agua-petróleo (CAP) a X335 pies. El análisis volumétrico de
la formación se observa en el Carril 1 (derecha). La permeabilidad derivada de RMN (violeta), se compara con la movilidad obtenida de la caída de presión medida con la herramienta MDT (círculos rojos) en
el Carril 2. En el Carril 3, la porosidad derivada del perfil de densidad (rojo), se compara con la porosidad
total medida por la herramienta CMR (negro). La porosidad de la formación corregida por gas (verde)
que aparece en el Carril 3, se calculó utilizando el método de interpretación que combina los datos de
densidad con los de resonancia magnética (DMR). En el Carril 4, se observa un análisis completo de los
fluidos basado en los datos de fluido libre, fluido adherido, porosidad DMR y otros datos obtenidos a
hueco abierto. Las distribuciones de T2 derivadas de la herramienta CMR aparecen en el Carril 5.
en el Carril 4, con respecto a la porosidad derivada de la densidad, lo que se interpreta como
presencia de betumen. La alta viscosidad del
betumen hace que la señal de RMN se relaje
rápidamente. Lamentablemente, al tratarse de
un medio ambiente de lodo a base de petróleo,
los registros de resistividad no pueden establecer una distinción entre las zonas con betumen y
las zonas de hidrocarburos más livianos.
No obstante, se obtuvo una confirmación
independiente de la existencia de zonas con
betumen a través de las mediciones MDT, ya que
los cuatro intentos realizados para obtener muestras de fluido en estas zonas con la herramienta
MDT, dieron como resultado pruebas secas o sea
sin entrada de fluidos. Por el contrario, todas las
mediciones MDT en las zonas de gas o de petróleo liviano, presentaron lecturas de presión o
movilidad coincidentes con el registro de permeabilidad CMR, derivado de las mediciones de
porosidad total y fluido adherido. Gracias a los
datos obtenidos combinando las herramientas
CMR y MDT, y los datos de los registros triplecombo, se obtuvo un análisis petrofísico concluyente de la compleja formación de gas, petróleo
y betumen.
En cuatro pozos ubicados en las aguas profundas del Golfo de México y perforados en la misma
estructura, la herramienta CMR se combinó con la
herramienta MDT para confirmar la ubicación de
los contactos de fluidos en el yacimiento. Las
herramientas se corrieron con la columna de
perforación en pozos desviados, utilizando el sistema de Perfilaje en Condiciones Difíciles TLC,
mientras que se obtuvieron registros tradicionales a hueco abierto con el método de perfilaje
durante la perforación (LWD). En uno de los
pozos, los datos de presión MDT y las tendencias
del gradiente de presión, muestran signos de un
contacto gas-petróleo (CGP) a X270 pies, lo que
coincide con el déficit de porosidad que se
observa en la medición de RMN en la zona de gas
(arriba). En todos los otros pozos, se obtuvieron
resultados similares.
16. Morriss CE, Freedman R, Straley C, Johnston M, Vinegar
HJ y Tutunjian PN: “Hydrocarbon Saturation and
Viscosity Estimation from NMR Logging in the Belridge
Diatomite,” Transactions of the SPWLA 35th Annual
Logging Symposium, Tulsa, Oklahoma, EUA, Junio 19-20,
1994, artículo C.
Para más detalles acerca de los efectos de la viscosidad
en el tiempo de relajación: véase Allen et al, referencia 1.
17. Allen et al, referencia 1.
18. Los efectos de la viscosidad del fluido, variable y desconocida, sobre las estimaciones de movilidad obtenidas
de la caída de presión medidas con la herramienta MDT,
fueron minimizados al comparar los datos sólo en las
zonas de petróleo y agua y evitando las zonas de gas, en
las que el gas disuelto en los fluidos de invasión, podría
alterar la viscosidad del fluido. Los efectos de diferir la
resolución vertical al comparar los valores de la permeabilidad derivada del CMR con los de las mediciones de
la herramienta MDT, se minimizaron eliminado los datos
cercanos a los límites de los estratos. El coeficiente
principal en la ecuación de Timur-Coates fue ajustado
para calibrar la permeabilidad de RMN a la permeabilidad MDT.
19. Allen et al, referencia 1.
18
Oilfield Review
Invierno de 2001
10,000
1000
1000
100
10
Valor de corte de T2 = 40 mseg
1
Permeabilidad MDT
10,000
Permeabilidad MDT
La porosidad total CMR se superpone con la
medición de porosidad LWD en la zona de agua
por debajo de X335 pies, lo cual indica que los
protones del filtrado de lodo que ha invadido la
formación—un sistema de lodo sintético a base
de petróleo—se encuentran totalmente polarizados. En la zona de petróleo comprendida entre
X270 y X335 pies, la porosidad total CMR es
menor que la porosidad derivada del registro de
densidad, debido a una polarización incompleta
del petróleo liviano de la formación. La distribución de T2 en esta zona, indica una señal de
petróleo con un promedio de T2 que oscila entre
2 y 3 segundos y una viscosidad de petróleo en el
fondo de alrededor de 0.3 centipoise, lo cual concuerda con las mediciones realizadas en el laboratorio de las muestras MDT obtenidas en esta
zona.16 La superposición del registro de densidad
con la porosidad derivada del CMR, muestra un
incremento de la separación por encima del contacto gas-petróleo a X270 pies. El uso de los
datos de RMN confirma la interpretación de los
datos de presión MDT y permite identificar el fluido, así como también establecer la ubicación del
contacto de cada fluido.
La permeabilidad MDT derivada de las mediciones de la caída de presión, fue utilizada en el
estudio de los cuatro pozos para determinar el
correcto punto de corte de T2, para poder diferenciar entre el fluido adherido a los granos, y el fluido libre. Las distribuciones de T2 en cada uno de
los pozos, presentan una forma bimodal propia
de los pozos perforados con sistemas de lodo a
base de petróleo. Suponiendo que se trata de una
formación mojada con agua, el pico más alto en
la distribución de T2 proviene de la invasión del
filtrado de lodo a base de petróleo y los hidrocarburos del yacimiento, que declinan de acuerdo
con sus velocidades de relajación volumétricas.
El pico más bajo representa el fluido adherido a
los granos. Un cálculo razonable para el corte de
T2 está dado por la posición del valle entre los
dos picos. En estas distribuciones de T2, el valle
parece encontrarse entre 60 y 70 mseg, mientras
que el corte de T2 típico de los valores derivados
de las mediciones de RMN efectuadas sobre las
muestras de núcleos obtenidos en las mismas
formaciones, era sólo de 11 mseg.
Para establecer el valor correcto del punto de
corte de T2 para esta formación, se probaron dos
enfoques. El primer enfoque consistió en variar el
valor del punto de corte de T2 con el fin de determinar las cantidades de agua irreducible y agua
libre, a partir de los registros tomados en las zonas
de hidrocarburos. El valor de corte de T2 de 11
mseg, obtenido de los núcleos produce una cantidad considerable de agua libre inesperada, y el
0.1
100
10
Valor de corte de T2 = 60 mseg
1
0.1
0.1
1
10
100
Permeabilidad NMR
1000
10,000
0.1
Zonas de agua
y petróleo
1
Zonas de gas
10
100
1000
10,000
Permeabilidad NMR
> Permeabilidad de RMN comparada con la permeabilidad MDT. Para calcular la permeabilidad de
RMN se utilizó la ecuación de Timur-Coates. Se investigó el efecto de variar el punto de corte de T2
para discriminar entre los componentes de fluido libre y fluido adherido. Las dos gráficas muestran
el efecto de la variación del punto de corte de 40 mseg (izquierda) a 60 mseg (derecha). Los datos en
la zona de gas muestran un margen más amplio, posiblemente debido al hecho de que el gas puede
alterar la viscosidad del fluido invasor, provocando un error en la permeabilidad MDT derivada de
las mediciones de la caída de presión. La correlación de comparación óptima se halló para el valor
de corte de T2 a 40 mseg.
corte se debe aumentar hasta 40 mseg para eliminar toda el agua libre que se encuentra en la zona
con hidrocarburos. En otros yacimientos se han
observado discrepancias similares.17
En el segundo enfoque se determinó un valor
de corte óptimo, variando el valor de corte de T2 y
comparando los valores de permeabilidad resultantes de Timur-Coates, con las mediciones de la
permeabilidad MDT (arriba). Variando el valor de
corte de T2 se modifica el perfil de permeabilidad
obtenido de RMN en cada pozo, dado que el volumen de agua adherida varía a diferentes profundidades.18 En este estudio, si se utiliza el valor de
corte de T2 de 40 mseg, el perfil de permeabilidad
derivado de RMN es el que mejor coincide con las
mediciones de permeabilidad MDT.
La permeabilidad de RMN calculada en el sitio
del pozo, permite optimizar el diseño de las mediciones de presión y el muestreo de fluidos a efectuarse con el ensayador de la formación, y realizar
una evaluación más acertada del potencial de producción de cada pozo.
RMN en carbonatos
Uno de los beneficios de la porosidad medida por
RMN, es que resulta independiente de la mineralogía presente en la roca de la formación. Las amplitudes de eco dependen sólo del contenido de
hidrógeno de los fluidos de la formación, y no se ven
afectados por las propiedades volumétricas de la
roca, como ocurre en los registros de densidad o
neutrón. Esto permite realizar, con mayor facilidad,
un análisis petrofísico en las mineralogías complejas; por ejemplo, evaluar la saturación de agua en
calcáreos con inclusiones de anhidritas.
Sin embargo, dentro de la industria petrolera
existe cierto temor de que el método de RMN no
funcione tan bien como se suponía en los yacimientos de carbonatos. El problema surge por la
existencia de incertidumbres en los mapeos entre
las distribuciones de T2 y las distribuciones del
tamaño del poro en los carbonatos, lo cual produce
valores incoherentes en los valores de corte de T2
necesarios para distinguir los fluidos libres de los
fluidos adheridos, y conduce a cálculos de permeabilidad y predicciones de corte de agua poco confiables. Algunas de las posibles causas son la
difusión de los protones en movimiento entre los
microporos y los macroporos, las variaciones en la
relajabilidad de la superficie respecto a la temperatura y la mineralogía, y la presencia de sistemas
de poros variables y complejos.
Las interpretaciones tradicionales de las mediciones de RMN en las rocas saturadas de agua,
suponen que la distribución de T2 y las distribuciones de los tamaños del poro se encuentran directamente relacionadas.19 La difusión de los protones en
movimiento entre los poros es despreciable y se
supone que la relajación en cada poro se encuentra
controlada por el coeficiente de relajabilidad de la
superficie del grano. Con este modelo de interpretación, se obtiene como resultado un tiempo de
relajación observado que depende de dos componentes: el proceso de relajación del volumen de fluido, que es lento en los fluidos con gran movilidad
(agua y petróleo liviano), y el proceso de relajación
de la superficie, que depende de la relación entre el
volumen del poro y el área de la superficie. El agua,
el petróleo liviano y el gas atrapados en los poros
grandes decaen más lentamente, mientras que los
19
20. Ramakrishnan TS, Schwartz LM, Fordham EJ, Kenyon
WE y Wilkinson DJ: “Forward Models for Nuclear
Magnetic Resonance in Carbonate Rocks,” The Log
Analyst 40, no. 4 (Julio-Agosto 1999): 260-270.
21. Típicamente, la corrección por difusión se debe a los
gradientes del campo magnético que provocan un desfasaje irreversible. Sin embargo, aunque el gradiente del
campo magnético sea cero, la difusión puede alterar la
relajación en forma significativa.
22. Ramakrishnan TS, Fordham EJ, Venkitaramanan A,
Flaum M y Schwartz LM: “New Interpretation
Methodology on Forward Models for Magnetic
20
Modelo tridimensional basado en un
empaquetamiento periódico de granos
microporosos consolidados. Un modelo
numérico para grainstones de carbonatos, se basa en una estructura cúbica
simple que contiene granos grandes, los
que a su vez están constituidos por granos consolidados más pequeños, cuyos
centros están situados dentro de un
subreticulado. Los principios físicos de
RMN muestran que cuando los poros se
acoplan por la difusión, los protones en
movimiento que se encontraban
originalmente en los microporos, se
escapan hacia los macroporos donde
sobreviven por más tiempo. Por su
parte, los protones que se encontraban
originalmente en los macroporos, peneMicroporo
tran en los microporos donde se enfrenProtones en rotación tan con un mayor número de interacciones superficiales, con lo cual disminuye
su tiempo de vida.
<
fluidos confinados en los poros en los que existe
una relación pequeña entre el volumen del poro y el
área de la superficie—como los fluidos adheridos a
las arcillas—experimentan un decaimiento mucho
más rápido debido a la mayor frecuencia de choques con la superficie del poro. Este conocido
modelo de interpretación, permite explicar las distribuciones de T2 observadas en los yacimientos de
areniscas que contienen diferentes distribuciones
del tamaño del poro.
Las formaciones de carbonatos también contienen diversas distribuciones del tamaño de
poro, a menudo compuestas por porosidad microgranular o intragranular y macrogranular o intergranular, además de vacuolas o microgeodas
aisladas. No obstante, en este tipo de formaciones, con frecuencia, los datos de los registros
presentan distribuciones de T2 unimodales, que
limitan la capacidad de medición de RMN para
predecir la permeabilidad y el fluido movible.
Los últimos desarrollos en la investigación de
RMN explican por qué el enfoque convencional
pierde validez en los carbonatos con grano sostén, que tienen sistemas dobles de micro y macroporo en estrecha proximidad (arriba).20 La
descomposición se debe a la difusión de los protones en movimiento, entre los microporos y los
macroporos.21 Este resultado fue comprobado utilizando simulaciones numéricas y modelos analíticos para evaluar los procesos físicos que
subyacen en la medición de RMN, en las rocas
con las mismas características que las que se encuentran por lo general en los yacimientos de carbonatos del Medio Oriente (próxima página,
arriba). El fenómeno de difusión, provoca la disminución del área correspondiente al pico corto de
T2; la fracción de porosidad asociada con los microporos. Al mismo tiempo, la posición del pico de
T2 más alto, se traslada a los tiempos más cortos.
Actuando en forma conjunta, estos dos efectos
tienden a hacer coincidir los dos picos y producir
una distribución unimodal de T2 que difiere bastante de la distribución bimodal que se espera
encontrar en un sistema de doble porosidad.
Desde el punto de vista de la física, estos
efectos son provocados por la difusión de los protones del fluido en movimiento entre los dos sis-
Macroporo
Protones en rotación
temas porosos. Si la relajabilidad de la superficie
es lo suficientemente pequeña, los protones que
se encuentran originalmente en los microporos se
pueden volver a difundir en los macroporos, antes
de que se relaje el movimiento del núcleo. El
decaimiento de estas rotaciones, se produce
entonces mucho más lentamente y contribuye al
pico de tiempo tardío, lo cual explica la
transferencia aparente de porosidad entre los
picos de tiempo temprano y tardío.
El rol de la difusión en los carbonatos es todavía más complicado, por cuanto se ha observado
que las distribuciones de T2 medidas en algunas
formaciones de carbonatos, dependen de la temperatura.22 Los trabajos realizados anteriormente
en laboratorio sobre los efectos de la temperatura, se basaron sobretodo en las areniscas y llegaron a la conclusión de que el decaimiento medido
no cambia con la temperatura, lo cual implica que
la difusión no controla la relajación en ese tipo de
formaciones.23 En algunos yacimientos de carbonatos, la comparación entre las mediciones obtenidas en el pozo y las mediciones de RMN
realizadas en el laboratorio muestran que, si bien
la concordancia de la porosidad total resulta basResonance in Carbonates,” Transactions of the SPWLA
40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo
30-Junio 3, 1999, artículo MMM.
23. Latour LL, Kleinberg RL y Sezginer A: “Nuclear Magnetic
Resonance Properties of Rocks at Elevated
Temperatures,” Journal of Colloidal and Interface
Science 50, no. 2 (1992): 535-548.
24. Freedman R, Sezginer A, Flaum M y Matteson A:
“A New NMR Method of Fluid Characterization in
Reservoir Rocks: Experimental Confirmation and
Simulation Results,” artículo de la SPE 63214, presentado
en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.
tante satisfactoria, en los tiempos que se manejan en el laboratorio—medidos a temperatura
ambiente—se encuentran valores menores que
los que se observan en los registros.
Este mismo resultado se ha repetido en estudios de laboratorio sobre la dependencia de la
temperatura de mediciones de RMN en las rocas
de carbonatos, soportados por el lodo, tomados
de una variedad de pozos en Medio Oriente (próxima página, abajo). El proceso de difusión se encuentra dominado por un factor llamado
constante de difusión del fluido. A medida que
aumenta la temperatura, la constante de difusión
cambia y produce una modificación en las distribuciones de T2 hacia tiempos más prolongados.
Afortunadamente, el papel de la difusión—
con la distorsión resultante en la distribución de
T2—no afecta a todos los carbonatos.
Dependiendo de las condiciones locales durante
la depositación, la estructura de las formaciones
de carbonatos más recientes, pueden ser granosoporte o granosostén donde los efectos de la
difusión son importantes, o carbonatos con
soporte de la fracción arcillosa, en los cuales se
supone que los efectos de la difusión no son
importantes. En segundo lugar, a medida que las
formaciones envejecen, por lo general aumenta el
efecto diagenético, lo que produce el aumento
del tamaño del cristal y disminuye la relación con
respecto a la estructura depositacional original.
La disminución del contraste de tamaño entre los
poros de proximidad cercana, disminuye el efecto
de la difusión del movimiento del hidrógeno.
Oilfield Review
Efecto de la difusión sobre los sistemas de poros intergranulares e intragranulares. Se muestran las distribuciones
de T2 a partir de simulaciones de formaciones de carbonatos de granosoporte,
correspondientes a una variedad de valores de relajabilidad de la superficie, ρ.
En la columna izquierda, las distribuciones de T2 se calculan para una formación con porosidad intergranular de 14
u.p. y porosidad intragranular de 17 u.p.
que se encuentran aisladas. La columna
central muestra los efectos de permitir
la difusión de protones entre las dos
partes de un sistema de doble porosidad. La columna derecha muestra el
efecto de la difusión sobre una formación con porosidad intergranular de 5
u.p. y porosidad intragranular de 20 u.p.,
similar a la que se observa en muchas
formaciones de Medio Oriente. Los dos
valores más pequeños de la relajabilidad de la superficie, son representativos
de los que se observan en los yacimientos de carbonatos. El eje X es ρT2 y tiene
unidades de longitud. Este refleja las
escalas de longitud típica que se
observan en la roca.
<
Relajabilidad
de superficie
Poros aislados
14 u.p.
17 u.p.
1.5 µm/seg
Poros acoplados
Formación de Medio Oriente con poros acoplados
14 u.p.
20 u.p.
5 u.p.
17 u.p.
17 u.p.
7.5 µm/seg
17 u.p.
37.5 µm/seg
14 u.p.
17 u.p.
10
-2
10
-1
0
1
10
10 10
ρT2, µm
14 u.p.
5 u.p.
14 u.p.
20 u.p.
5 u.p.
17 u.p.
14 u.p.
5 u.p.
20 u.p.
17 u.p.
17 u.p.
937.5 µm/seg
14 u.p.
17 u.p.
14 u.p.
17 u.p.
187.5 µm/seg
20 u.p.
14 u.p.
20 u.p.
14 u.p.
5 u.p.
2
10
-2
10
-1
0
1
10
10 10
ρT2, µm
Intragranular
2
10
-2
10
-1
0
10
ρT2, µm
101
Intergranular
Temperatura, °C
Amplitud de T2
30
70
100
130
30 (repetido)
10-2
10-1
100
101
T2, seg
> Dependencia de la temperatura en la distribución de T2 en los carbonatos.
Las mediciones de laboratorio en las muestras de núcleos tomadas de una
formación de carbonatos en Medio Oriente muestran los efectos del
aumento de la temperatura sobre la distribución de T2.
Recientes investigaciones realizadas en el
Centro de Investigaciones Doll Research de
Schlumberger con sede en Ridgefield, Connecticut, EUA, muestran que la difusión no constituye
un factor de importancia en las formaciones de
carbonatos de aspecto sacaroso más antiguos—
que tienen una textura granular similar al azúcar—ni en ciertas formaciones cuyo soporte o
sostén está dado por la disposición de los granos.
Además, se comprobó que la relajabilidad de la
Invierno de 2001
superficie en estas formaciones, no varía en forma
significativa y que las distribuciones de RMN presentan puntos de corte de T2 coherentes, que se
pueden utilizar para estimar la permeabilidad. En
este tipo de formaciones, las moléculas de agua
permanecen dentro de sus microporos o macroporos originales y se pueden realizar interpretaciones sobre la base de las distribuciones de T2, si
bien difieren de las distribuciones de T2 obtenidas
en el laboratorio, debido a la temperatura.
102
El próximo paso
¿Cuál es el futuro del perfilaje de RMN? Es muy
probable que con la introducción de nuevas mejoras tecnológicas, logre una mayor aceptación por
parte de la industria del petróleo y el gas. Hoy en
día, los operadores comprenden que estas herramientas ya no son instrumentos sofisticados reservados sólo para expertos, sino que pueden
brindarles respuestas que ninguna otra herramienta les puede ofrecer, modificando en forma decisiva y concluyente los métodos de terminación
de los pozos y de desarrollo de los yacimientos.
La generación actual de herramientas de
RMN, permite obtener información confiable
sobre la porosidad y la permeabilidad de la formación, además de la caracterización de la roca
y los fluidos contenidos dentro de las mismas.
Las distribuciones confiables del tamaño de los
poros se obtienen de distribuciones de T2 medidas en formaciones de areniscas clásticas.
A pesar de los progresos logrados, aún quedan por resolver muchos desafíos técnicos, en
particular con respecto a los carbonatos. Es
evidente, sin embargo, que gracias a las investigaciones que se están llevando a cabo actualmente y las experiencias de campo realizadas
con herramientas de RMN, ya sea en forma
exclusiva o en combinación con otras herramientas, encontrará inevitablemente nuevas aplicaciones para esta tecnología de avanzada,
tendientes a lograr una mejor caracterización de
—RH
los yacimientos.24
21
Riesgos medidos
Tanto los ingenieros como los matemáticos y expertos en otras disciplinas, han
ideado diversas herramientas que nos permiten comprender las incertidumbres, y
evaluar y mitigar los riesgos. En la industria del petróleo y el gas abundan las incertidumbres y se enfrentan nuevos riesgos a cada momento, sin embargo, muchos de
los responsables de tomar decisiones en el ámbito petrolero, tal vez gran parte de
ellos, no recurren a estas nuevas técnicas.
William Bailey
Aberdeen, Escocia
Benoît Couët
Ridgefield, Connecticut, EUA
Fiona Lamb
Graeme Simpson
Universidad de Aberdeen
Aberdeen, Escocia
Peter Rose
Rose & Associates
Austin, Texas, EUA
Se agradece la colaboración en la preparación de este
artículo a Ben Ball, Instituto deTecnología de Massachusetts, Cambridge, EUA; Kent Burkholder, Merak, Londres,
Inglaterra; Keith Leslie, McKinsey & Co., Londres, Inglaterra;
Steve McColl, Conoco, Aberdeen, Escocia; Patrick McIntosh, Det Norske Veritas, Aberdeen, Escocia; David Morgan,
Uncertainty Management, Hertford Heath, Hertfordshire,
Inglaterra; Bill Pace, Imperial College de Ciencia, Tecnología
y Medicina, Londres, Inglaterra; Sam Savage, Universidad
de Stanford, California, EUA; Michael Walls, Escuela de
Minas de Colorado, Golden, Colorado, EUA; y M.W. Whiteside, Indeva Energy Consultants, Henley-on-Thames,
Inglaterra.
22
En la industria del petróleo y el gas abundan los
riesgos y las incertidumbres. Ambos aspectos revisten gran importancia en todas las etapas del negocio—exploración, producción, mercadotecnia y
distribución de combustibles—razón por la cual la
industria petrolera ejemplifica la necesidad de utilizar sofisticados enfoques para la evaluación de los
riesgos. No obstante, la evidencia demuestra que si
bien existen numerosas y rigurosas herramientas
de evaluación, no se las utiliza al máximo de su
potencial. Inclusive las grandes compañías, se
basan usualmente más en la intuición y la experiencia en lugar de recurrir a la ciencia a la hora de
evaluar oportunidades de inversión o decidir la disposición de fondos en determinados proyectos.
La evaluación adecuada de los riesgos e incertidumbres representa una ventaja competitiva. En la
Universidad de Aberdeen, Escocia, se llevó a cabo
un trabajo de investigación acerca de los métodos
utilizados en la práctica para la toma de decisiones
en 20 compañías que operan en el Mar del Norte.
En dicho trabajo, se establece una importante correlación entre el grado de sofisticación implícito en
el análisis de las decisiones de las compañías y el
éxito obtenido en las inversiones realizadas. La
investigación también muestra que existen evidentes períodos de falta de uso de las herramientas
disponibles. Estas herramientas, que se utilizan
para hacer frente a los riesgos e incertidumbres de
orden físico, son prácticamente ignoradas cuando
se presenta un problema de riesgos e incertidumbres de orden económico.1 Las herramientas de
análisis de probabilidades se utilizan por ejemplo,
para captar las incertidumbres relacionadas con la
estimación de las reservas recuperables de un
campo, pero no para evaluar la conveniencia
económica de desarrollar un campo en condiciones
de costos y precio del petróleo variables.2
Muchas herramientas se encuentran disponibles para ayudar a las compañías con el fin de mantener una ventaja competitiva, mediante una
correcta evaluación del riesgo y tomando una cantidad apropiada del mismo (véase "Estimación del
riesgo o de las probabilidades de éxito," página 24).
Clasificadas en el orden ascendente del grado de
sofisticación, estas herramientas comprenden: el
flujo de fondos descontado, el análisis de Monte
Carlo, la teoría de la cartera de inversiones, y las
teorías de las opciones y de las preferencias. En el
presente artículo, se analiza en detalle cada una de
estas técnicas y se presentan estudios de casos
para demostrar su utilización en la evaluación del
riesgo en la industria del petróleo y el gas.
Flujo de fondos descontado
El análisis del flujo de fondos descontado (DCF,
por sus siglas en Inglés), que es la herramienta
de evaluación de inversiones más utilizada en la
industria petrolera, encarna un concepto que
resulta fundamental para una industria cuyas
1. En este artículo, los términos riesgo e incertidumbre se
utilizan con el mismo significado con que lo hace la
mayoría de las personas relacionadas con la industria
petrolera. Según el estudio de Aberdeen que se menciona en este artículo, "riesgo" significa la posibilidad, o
probabilidad de que algo ocurra, e "incertidumbre" se
refiere al rango de posibles valores o dimensiones de
ese algo, si eso ocurre. Un grupo alternativo de definiciones, que es quizá mejor y más riguroso, pero que
todavía no es de uso común en la industria, incluiría tres
términos: posibilidad, incertidumbre y riesgo. "Posibilidad" es la probabilidad de que algo ocurra, "incertidumbre" incluye el rango de posibles resultados (suponiendo
de que algo ocurra) y "riesgo" se refiere a la amenaza de
pérdida implícita en una aventura comercial con un grado de incertidumbre considerable respecto del rango de
posibles resultados.
2. Simpson GS, Lamb FE, Finch JH y Dinnie NC: “The
Application of Probabilistic and Qualitative Methods to
Asset Management Decision Making,” artículo de la SPE
59455, presentado en la Conferencia de la SPE del
Pacífico Asiático sobre el Modelado Integrado para el
Manejo de Activos, Yokohama, Japón, Abril 25–26, 2000.
Oilfield Review
Invierno de 2001
23
Año
Inversión
Ingresos
Gastos
operativos
Flujo de
Flujo de fondos netos Flujo de fondos netos
fondos netos descontados al 10% descontados al 20%
$2,500
$2,500
$2,500
$2,500
$2,500
$12,500
$500
$500
$500
$500
$500
$2,500
–$5,000
$2,000
$2,000
$2,000
$2,000
$2,000
$5,000
<
Flujo de fondos descontado. Este ejemplo
muestra el crecimiento del valor actual neto
(VAN) de $5000 invertidos, utilizando una tasa de
descuento del 10%. [Adaptación de Jones DR:
“Some Basic Concepts,” en Steinmetz R (ed):
The Business of Petroleum Exploration. Tulsa,
Oklahoma, EUA: Asociación Americana de Geólogos Petroleros (1992): 9.]
escalas de tiempo de inversión, a menudo no se
miden en años sino en décadas; esto es, el valor
del dinero en el tiempo. El valor del dinero en el
tiempo se basa en la idea de que una cantidad
de dinero recibida en algún momento en el
futuro, vale menos que la misma cantidad
recibida hoy. En el Mar del Norte, transcurre un
lapso promedio de siete años entre el momento
de realizar los gastos de exploración iniciales y
la toma del compromiso para desarrollar un descubrimiento. Transcurren otros tres o cuatro años
más en comenzar la producción, y luego los campos producen normalmente por unos 20 años
antes de ser abandonados. La mayor parte de los
costos primarios, o egresos de fondos, se realizan en los primeros años de exploración y desarrollo, mientras que los ingresos de fondos se
distribuyen a lo largo de la etapa de producción
activa del campo.
Los fondos recibidos más adelante—en este
caso, el dinero recibido por el petróleo producido—valen menos que la misma suma
pagada con anterioridad, ya que no se dispuso de
ese dinero para devengar intereses durante los
años intermedios.
0
1
2
3
4
5
Total
$5,000
$5,000
El análisis del DCF es una forma de determinar el valor actual del dinero invertido—
suponiendo que se trata de una operación
exitosa—a ser devuelto o recibido en el futuro.
El concepto asociado de valor actual neto (VAN)
le permite a los encargados de evaluar potenciales inversiones, determinar si conviene o no
realizar una inversión. El valor actual neto es la
suma de los flujos de fondos descontados y representa la diferencia entre los valores actuales
(descontados) de los egresos de fondos a lo
largo de la vida del proyecto y los valores
actuales de los ingresos de fondos.
Si el VAN es positivo, es probable que se
obtenga la tasa de retorno requerida y, por lo tanto, el proyecto debería ser considerado viable. Si
fuera negativo, en cambio, habría que rechazar el
proyecto. Dentro del cálculo del VAN, el elemento clave es la tasa de descuento aplicada. Esto
puede considerarse de varias formas. Por ejemplo, existe una tasa de retorno libre de riesgos,
que un banco ofrecería para depositar dinero. Si
se utiliza esa tasa en los cálculos y se obtiene un
VAN negativo, entonces convendría poner el
dinero en el banco. Un VAN positivo significa que
–$5,000
$1,818
$1,653
$1,503
$1,366
$1,242
$2,582
–$5,000
$1,667
$1,389
$1,157
$965
$804
$982
invertir el dinero en el proyecto es más conveniente que poner el dinero en el banco. Una alternativa consiste en preguntar cuánto cuesta pedir
el dinero prestado, ya sea a los accionistas o al
banco, y luego calcular el descuento a dicha tasa.
En la tabla se observa un ejemplo del análisis
de flujo de fondos descontado (arriba). Utilizando
una tasa de descuento del 10%, el valor de un
flujo de fondos neto de $2000 ($2500 de renta
menos $500 de gastos operativos) recibido en el
año 5, como resultado de invertir $5000 hoy, vale
$1242. En este ejemplo, el VAN total (la suma de
todos los fondos netos descontados) es de
$2582. En otras palabras, se recuperan los
$5000, más un 10% de retorno, más $2582. Si se
hubieran invertido los $5000 en un banco al 10%
de interés, el retorno hubiera originado $2582
menos que una inversión en este proyecto.
La utilidad del DCF se ve limitada por su
insensibilidad a las circunstancias cambiantes y
a los plazos propios de la industria petrolera. A
estas desventajas, se agrega el hecho de que el
DCF, a menudo se utiliza en conjunto con una técnica conocida como análisis de sensibilidad,
mediante la cual se examinan las consecuencias
Estimación del riesgo o de las probabilidades de éxito
El primer paso en cualquier análisis racional de
una oportunidad, consiste en realizar una estimación subjetiva de la menor probabilidad de
que se obtenga un mínimo nivel de éxito; por
ejemplo, la probabilidad de hallar petróleo y
gas, en lugar de perforar un pozo seco.
La probabilidad de éxito es binaria y se puede
comparar a un interruptor: abierto o cerrado. Si
la probabilidad de que algo ocurra se estima que
es del X%, entonces la probabilidad de que no
ocurra es del 100% menos X%. Por lo general, los
cálculos de las probabilidades de éxito se
pueden dividir en dos categorías: probabilidades
en el subsuelo y probabilidades en la superficie.
En el ámbito de exploración y producción
(E&P), las estimaciones referentes al subsuelo
constituyen la preocupación de los geocientíficos y los ingenieros, que consideran las eviden-
24
cias geológicas como fuente de la probabilidad
de la presencia de hidrocarburos, yacimientos,
trampas y otros datos técnicos. Las estimaciones
de probabilidades en la superficie pueden concentrarse en política, economía mundial y
desarrollos tecnológicos que constituyen la
esfera de acción natural de los expertos en
asuntos gubernamentales, finanzas y tecnología.
Por lo general, los expertos realizan todas las
estimaciones de probabilidades, a menudo trabajando en forma conjunta, para lo cual toman
en cuenta hechos conocidos, experiencias del
pasado y todos los escenarios posibles. Resulta
sorprendente que los exploracionistas tengan
una actitud conservadora a la hora de estimar
las probabilidades de éxito para proyectos intermedios, es decir aquellos que se consideran que
tienen entre 25% y 60% de probabilidades de
éxito. Tales proyectos resultan exitosos aproximadamente en un 35% a 75% de los casos.1 No
obstante, para los proyectos de alto riesgo,
aquellos que se considera, tienen menos de un
20% de probabilidades de éxito, los exploracionistas se han mostrado siempre demasiado
optimistas. En forma global, con estos proyectos
se ha encontrado petróleo en menos del 5% de
los casos.
1. Alexander JA y Lohr JR: “Risk Analysis: Lessons
Learned,” artículo de la SPE 49039, presentado en la
Conferencia y Exhibición Anual de la SPE, Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.
Otis RM y Schneidermann N: “A Process for Evaluating
Exploration Prospects,” AAPG Bulletin 81,
no. 6 (Julio de 1997): 1087-1109.
McMaster GE y Carragher PD: “Risk Analysis and
Portfolio Analysis: The Key to Exploration Success,”
Compendio de la 13ra. Conferencia en Exploración
Petrolera, vol 2. El Cairo, Egipto: The Egyptian General
Petroleum Corporation (1996): 415-423.
Oilfield Review
de los posibles cambios en las variables. En los
cálculos se incluyen los cambios en las tasas de
interés, los flujos de fondos y los tiempos para
determinar el valor del proyecto; esto siempre
que tales cambios ocurran realmente. Utilizado
junto con el DCF, el análisis de sensibilidad permite plantear un número limitado de situaciones
del tipo "qué ocurriría si", pero los cambios de las
variables que se desean alterar y la forma de
hacerlo es sumamente subjetiva.
Si bien el DCF combinado con el análisis de
sensibilidad le puede permitir a los responsables
de tomar decisiones formarse una mejor idea de
los potenciales resultados positivos y negativos
de una inversión, ello no intenta cuantificar la
probabilidad de un resultado determinado, información que resultaría extremadamente valiosa
para la toma de decisiones.
Simulación de Monte Carlo
La simulación de Monte Carlo considera el riesgo y
la incertidumbre como factores integrales dentro
de los cálculos, en lugar de tomarlos como consideraciones secundarias. Lo más importante, es que
incorpora el concepto de probabilidad. Se trata de
una técnica estadística que responde a la pregunta:
Si alguna cosa ocurre, ¿cuál es el rango de resultados posibles? La técnica genera la probabilidad en
función de las relaciones de valor para los parámetros clave. Se puede utilizar para responder preguntas técnicas—¿Cuál es el rango de reservas
recuperables y económicas de hidrocarburos en
esta región?—¿Cuál es la probabilidad de que el
VAN de este proyecto potencial exceda el objetivo
de $X millones?
Resulta más fácil ver cómo funciona la simulación de Monte Carlo cuando se examina la tarea
relativamente más directa de determinar las reservas recuperables de un posible prospecto subterráneo (arriba).
<
Diversas formas de distribución. La más conocida es la curva ‘normal’, cuya forma fue reconocida por primera vez en el siglo XVII, por el
matemático inglés de Moivre. Esta curva tiene la
forma de una campana y es simétrica. Su media,
moda y mediana se encuentran en el centro. La
distribución normal se utiliza para describir
muchos fenómenos naturales, como el coeficiente intelectual o la altura de las personas. Una
distribución triangular describe una situación en
la cual se conocen el mínimo, el máximo y los
valores con mayor probabilidad de ocurrencia.
En una distribución uniforme, la forma rectangular indica que todos los valores comprendidos
entre el mínimo y el máximo tienen la misma
probabilidad de ocurrencia. La habilidad del
geólogo o del ingeniero, reside en decidir cuál de
las curvas es la que mejor describe la situación
que se está examinando, como la variedad de
porosidades posibles en una roca reservorio.
Invierno de 2001
Si los yacimientos fueran homogéneos, sería
muy simple deducir las reservas recuperables de
ese yacimiento, utilizando un valor único para cada
parámetro. Pero, en la práctica, por lo general no es
posible asignar valores únicos a cada parámetro.
Los geólogos y los ingenieros tienen que estimar
valores promedio a través de todo el volumen de un
campo, para propiedades tales como la porosidad y
el volumen total de la roca (GRV, por sus siglas en
Inglés) sobre la base de información incompleta.
Lo que ellos pueden hacer con los datos limitados con que cuentan, sin embargo, es trazar una
curva de distribución, es decir, una curva que
describe la probabilidad de que ocurra un valor
determinado, para cada variable ingresada en el
cálculo. Por ejemplo, si los valores de porosidades
posibles para la arenisca oscilan por lo general
entre 10% y 35%, la curva de distribución que relaciona la probabilidad (eje vertical), con el valor de
porosidad (eje horizontal), describiría la probabilidad de que ocurra cada valor de porosidad.
Se pueden trazar curvas de distribución similares para todos los otros datos. En una simulación
de Monte Carlo, cada uno de estos datos se
muestrea en forma arbitraria y los valores individuales se multiplican entre sí (procedimiento conocido como una "prueba"). El resultado de una
prueba individual proporciona una respuesta posible para las reservas recuperables. Este muestreo
arbitrario de cada distribución de datos ingresados
se repite muchas veces, por lo general entre 1000
y 100,000 dependiendo del tipo de cálculo que se
desea realizar. Con tantas pruebas, la simulación
tomará los resultados más posibles de cada distribución, en lugar de los extremos, porque existen
más ejemplos dentro de ese rango. Como resultado
final se obtiene una nueva curva de distribución,
que representa un rango de posibles cantidades de
reservas recuperables y la probabilidad de que
ocurra algún valor en particular.
En un mundo ideal, las curvas de distribución
individual se deberían basar en muchas mediciones. Pero, en la práctica, a menudo existe un
Reservas recuperables
Nr=(GRV) f φ Sh εr B
Nr
GRV
f
φ
Sh
εr
B
=
=
=
=
=
=
=
reservas recuperables
volumen total de la roca
relación entre espesor neto y espesor total
porosidad
saturación de hidrocarburos
eficiencia o factor de recuperación
factor de encogimiento o de expansión
> Fórmula para estimar las reservas recuperables
de hidrocarburos. El volumen total de la roca es
todo el volumen del "contenedor" mapeado por los
geocientíficos. La relación entre el espesor neto y
el espesor total es la proporción del contenedor
formado por la roca reservorio (por ejemplo, arena)
en contraposición a la roca que no actúa como
reservorio (arcilla). La porosidad es una medida del
espacio de almacenamiento de los fluidos, o poros
en la roca reservorio. La saturación de hidrocarburos es la proporción de hidrocarburo que se
encuentra en los espacios porosos. La eficiencia o
factor de recuperación es la proporción de hidrocarburos que serán producidos por el yacimiento.
El factor de encogimiento o de expansión, refleja el
encogimiento o expansión del volumen de hidrocarburos en su ascenso a la superficie. Para los
hidrocarburos, que son líquidos en el yacimiento, la
liberación de presión que resulta del ascenso a la
superficie, permite el desprendimiento de gases en
solución dentro del petróleo líquido, por lo que el
volumen de líquido se reduce. En el caso del gas,
se produce la situación inversa: la reducción de la
presión provoca la expansión del gas, de manera
que los volúmenes de gas en la superficie exceden
el volumen dentro del yacimiento.
mínimo de datos disponibles. Los expertos en las
distintas disciplinas que aportan su experiencia,
sugieren la forma de la curva que concuerda con la
limitada cantidad de datos disponibles. Por ejemplo, los geólogos a menudo establecen analogías
entre la porosidad de las rocas que se examinan y
la porosidad de las rocas de un área similar
explotada previamente.
La forma de las distribuciones puede variar
enormemente (abajo). Una distribución triangular,
por ejemplo, se podría elegir para la porosidad si
los expertos pudieran asegurar que conocen los
Normal
Triangular
Poisson
Binomial
Lognormal
Uniforme
Exponencial
Geométrica
Weibull
Beta
Hipergeométrica
Específica
25
Probabilidad
244
0.018
183
0.012
122
0.006
61
0.000
Frecuencia
0.024
0
-100
13
125
238
350
VAN pronosticado, millones de dólares
Porcentaje, %
0
10
25
50
75
90
100
Valor, millones de $
–112
27
71
122
176
223
422
10,000
0.75
Frecuencia
Probabilidad
1.00
0.50
0.25
0
0
-100
13
125
238
VAN pronosticado, millones de dólares
350
> Resultados de la simulación de Monte Carlo. Una simulación de Monte
Carlo, que recibe este nombre por el casino de Monte Marlo, en Mónaco,
donde a menudo se prueban sistemas para ganar en los diversos juegos
de azar; muestra toda la gama de resultados posibles, como valores
actuales netos (VAN) de un activo que aparece sobre el eje X y la
probabilidad de alcanzar cada uno de ellos (arriba) sobre el eje Y. Sobre
este mismo eje también se observa la frecuencia de cada resultado en
10,000 pruebas. La simulación no brinda una única respuesta, sino un
rango de ellas. El responsable de tomar decisiones recibe un panorama
general. En la tabla (centro) se observan varios ejemplos extraídos del
pronóstico de la distribución y frecuencia de probabilidades. La distribución de la inversa de las probabilidades acumuladas, (abajo) muestra la
probabilidad de obtener un VAN mayor, que un cierto valor sobre el eje X.
valores de porosidad mínima, máxima y más probable. Una distribución lognormal, podría parecer lo
más apropiado para el GRV, lo cual indicaría que los
expertos consideran que el rango es mayor para los
valores altos que para los valores bajos.
Si bien la simulación de Monte Carlo es
ampliamente utilizada para estimar las reservas,
sólo una cantidad limitada de compañías la adoptan como método para tomar decisiones
económicas, o para evaluar riesgos políticos o de
seguridad, si bien los principios son los mismos
(véase "Riesgos no convencionales," próxima
26
página). Esto sugiere una percepción inusual del
riesgo, es decir, que el riesgo existe y que es
importante en el mundo físico pero que, de
alguna manera, está ausente en el mundo
económico. Esto no es cierto en absoluto, como lo
han demostrado las variaciones observadas en
los precios del petróleo, de los costos, de las
tasas de interés y de muchos otros factores
financieros a lo largo de los años.
En el siguiente ejemplo, se considera un
campo hipotético con reservas recuperables de
150 millones de barriles [2.4 millones de m3] de
petróleo (MBO). La producción anual alcanza
inmediatamente un nivel del 12% de las reservas
totales, es decir, 18 MBO/año [2.8 millones
m3/año] por 5 años; a partir de allí declina al 20%
por año, hasta que se han producido los 150
MBO. Se necesitan cinco pozos productores, a un
costo de $15 millones por pozo a lo largo de dos
años. Los costos de instalación de la plataforma
de producción y de las tuberías de conducción
ascienden a $765 millones en el transcurso de
tres años. Los costos operativos son de $75 millones por año y el gasto del abandono después
de la última producción es de $375 millones. Los
impuestos corporativos son del 30%, la inflación
a lo largo de este período es del 3.5% y la tasa
de descuento es del 10%. Se supone que el precio del petróleo es de $18 por barril y que
aumenta según la tasa de inflación.
Mediante un cálculo simple y determinístico
del valor actual neto, se obtiene un valor actual
neto nominal, descontando el flujo de fondos al
10% por año (VAN10) de $125 millones. Este es
un número positivo, de modo que la decisión de
proceder con el desarrollo será muy sencilla.
Una evaluación probabilística del mismo
campo pone a consideración del responsable de
tomar la decisión un panorama más amplio. Se
supone que la evaluación probabilística utiliza
las cifras anteriores como los datos más probables (que son los que se encuentran en la mitad
del rango) pero también se sugieren otros valores
como posibles datos a considerar: los gastos de
perforación, las erogaciones de capital y los gastos operativos, que se supone se distribuyen en
forma normal con una desviación estándar (SD)
del 10% con respecto a la media. Los gastos de
abandono normalmente se distribuyen con una
desviación estándar del 20% de la media. Los
volúmenes de producción también se distribuyen
en forma normal, pero con una correlación positiva con respecto al gasto operativo.
Se considera que la mejor manera de describir
el precio futuro del petróleo durante el período de
interés es con una distribución lognormal, con una
SD del 10% en el primer año de producción, con
un incremento del 2% anual, y alcanzando el 34%
en el último año de producción. De esta manera se
obtiene un precio constante bajo de aproximadamente $10 por barril, mientras que el precio alto
asciende de $23 a $37.5 por barril durante la vida
del campo.3
Los resultados de las 10,000 pruebas de una
simulación de Monte Carlo muestran la probabilidad de que ocurra un rango de resultados posibles
(arriba). El valor promedio esperado es de $124
millones. Esto significa que una cantidad importante desde un punto de vista estadístico de opor-
Oilfield Review
tunidades idénticas, tendrían un valor promedio de
$124 millones cada una, en términos del VAN.
Sin embargo, también existe una amplia gama
de resultados posibles y la posibilidad de obtener
resultados completamente diferentes. Por ejemplo, el 10% de los casos comprendidos en la simulación, arrojó valores inferiores a $27 millones.
Por lo tanto, el valor llamado P10 del resultado, o
el valor que posee un 10% de probabilidades de
que el resultado sea inferior (ó 90% de probabilidades de que sea mayor), es de $27 millones en
este ejemplo. El valor más bajo dado por
cualquiera de las pruebas es -$112 millones, y
alrededor del 5% de las pruebas, arrojó resultados de VAN negativos. Por otra parte, el P90 fue de
$223 millones, lo que significa que el 10% de las
pruebas produjo valores superiores a $223 millones.
Para este campo en particular, existe una pequeña probabilidad de alrededor del 5% de perder
dinero, pero una probabilidad considerable de ganar una cantidad de dinero importante (por ejemplo, una probabilidad del 16% de ganar más de
$200 millones). Si bien la decisión a tomar sería la
de seguir adelante con el proyecto, el análisis de
Monte Carlo, al poner de manifiesto la situación
completa, le brinda a los responsables de tomar
las decisiones, una mayor tranquilidad al saber
que se han considerado todos los aspectos.
El análisis de Monte Carlo es una herramienta
poderosa, pero se debe utilizar con cuidado
(véase "El análisis de Monte Carlo aplicado a las
intervenciones," próxima página). Un error en la
asignación justa de algún dato ingresado, como
por ejemplo la variación del precio del petróleo,
puede hacer que todo el análisis resulte erróneo.
En un campo del Mar del Norte desarrollado en
los años 80, el análisis de Monte Carlo podría
haber dado como resultado un panorama totalmente ajeno a la realidad, ya que se tuvo en
cuenta que el rango del precio del petróleo
oscilaría alrededor de $35 por barril; valor que
prevaleció a comienzos de la década. Pero a fines
de los 80, el precio del barril era de $15 o menos.
Teoría de la cartera de inversiones
La mayoría de las compañías petroleras poseen
muchos activos, como los campos petroleros, o
intereses compartidos en otros campos, y hacen
todo lo posible para adquirir y mantener la mejor
combinación posible de tales activos. La teoría
de la cartera de inversiones muestra cómo se
pueden combinar los activos, de manera tal, que
el riesgo quede minimizado para cualquier nivel
de retorno esperado. Por otra parte, se puede
definir como el estudio de la forma en que la
compañía puede alcanzar una tasa máxima de
Invierno de 2001
Resultado
Seguro
Riesgoso
Pozo seco
Éxito
Pozo seco
Éxito
VAN
Probabilidad
millones de $ independiente, %
–10
40
50
60
–10
60
80
40
Riesgos no convencionales
VANEseguro = 60% x $50 + 40% x (–$10) = $26 millones
VANEriesgoso= 40% x $80 + 60% x (–$10) = $26 millones
> Comparación de operaciones hipotéticas de
E&P seguras y riesgosas. (Adaptado de Ball y
Savage, referencia 4.)
retorno, a partir de una cartera de inversiones,
cada una de las cuales tiene un nivel de riesgo
determinado en sí misma.
Este sistema de la cartera de inversiones se
basa en el trabajo de Harry Markowitz, que
obtuvo el Premio Nobel de Economía en 1990 por
sus teorías sobre la evaluación de riesgos y
recompensas en los mercados financieros.
Markowitz quería probar la conveniencia de contar con una cartera diversificada de activos
financieros, constituida por una mezcla de inversiones para maximizar el retorno y minimizar el
riesgo. Los analistas del sector energético, se
dieron cuenta rápidamente de que existía un paralelismo entre la Bolsa de Valores, en la cual se
comercializan papeles y acciones, y la actividad
petrolera en la cual las compañías poseen y comercializan carteras de activos reales, por ejemplo, vendiendo y comprando acciones de
proyectos compartidos.
La teoría de la cartera de inversiones puede
parecer contraria a la intuición.4 Supóngase que
se deben invertir $10 millones en proyectos de
exploración y producción. Sólo dos proyectos
están disponibles, y cada uno de ellos requiere
invertir la totalidad de los $10 millones para
obtener un 100% de interés. Uno de los proyectos es relativamente seguro, mientras que el otro
es relativamente riesgoso (arriba). Las probabilidades de éxito son independientes.
El valor actual neto esperado (VANE) para
cada uno, que es el VAN del resultado satisfactorio multiplicado por la probabilidad de que ocurra
dicho resultado más el VAN del resultado no
satisfactorio (pozo seco) y la probabilidad de que
esto ocurra, es el mismo: $26 millones.
En este momento se pueden agregar las complicaciones realistas. Si se pierde el dinero, la
confianza de los accionistas se derrumba. Existe
un 40% de probabilidades de perder la confianza
de los inversionistas con el proyecto seguro y un
3. La tasa de descuento seleccionada es del 10%.
4. Ball BC y Savage SL: “Holistic vs. Hole–Istic E&P
Strategies,” Journal of Petroleum Technology 51, no. 9
(Septiembre de 1999): 74–84.
En la industria petrolera, los modelos de
riesgo e incertidumbre por lo general se
ocupan de los pozos y los yacimientos. Sin
embargo, se pueden utilizar modelos similares para explorar el impacto potencial de
riesgos menos convencionales, tales como
riesgos políticos, amenazas terroristas, decisiones en el ámbito legal, regulaciones
ambientales, o relacionadas con la salud y
la seguridad, y muchas otras.
Para simular este tipo de incertidumbre,
se utilizan muchas de las técnicas
matemáticas comunes al análisis de riesgo
financiero o físico más tradicional. Sin
embargo, es necesario definir antes muchos
intangibles adicionales, para poder
encuadrar correctamente las cuestiones a
las que debe apuntar el modelo de riesgo.
No obstante, antes de asignar las probabilidades, como ocurre con los riesgos físicos o
económicos, convendría recurrir a un equipo
de expertos para desarrollar las distribuciones apropiadas.
Por ejemplo, para evaluar la estabilidad
política de un país en el cual desea operar
una compañía, el equipo de riesgo puede
establecer las distribuciones de las probabilidades de que se produzca una posible
vulnerabilidad gubernamental, posibles
desórdenes internos, problemas étnicos o
religiosos, presiones demográficas o incluso
la posibilidad de una guerra. Sobre la base
de una correcta combinación y ponderación
de las variables, una simulación de Monte
Carlo podría proporcionar una gráfica de la
probabilidad acumulada de, por ejemplo, el
riesgo político total en un país. Este, a su
vez, se podría comparar con el de otros
países para ayudar a la corporación a tomar
la decisión estratégica apropiada. Un correspondiente análisis cuantitativo de sensibilidad, también podría resaltar la importancia
relativa asociada con los diversos riesgos.
En la simulación de los riesgos no convencionales, el simulador trata de cuantificar las actividades y las emociones
humanas, por lo que el modelo puede servir
sólo como una guía relativa. Sin embargo,
estos modelos pueden generar datos esenciales para el proceso general de tomar una
decisión acertada.
27
El análisis de Monte Carlo aplicado a las intervenciones
En un campo maduro ubicado en el Mar del
Norte, se propuso realizar un programa de intervención con tubería flexible con el objeto de
extraer un tapón de un pozo, aislar una capa
acuatizada y disparar (cañonear o punzar) una
nueva zona productiva adicional. La experiencia
previa indicaba que, teniendo en cuenta que era
invierno, pensar que se podría completar el trabajo en sólo seis días resultaba sumamente optimista, por la probabilidad de que las malas
condiciones climáticas aumentaran el tiempo
improductivo (NPT, por sus siglas en Inglés).
Se necesitó un modelo de simulación para
determinar si las proyecciones iniciales eran
realistas y cuánto tiempo podía durar la
operación para que no resultara antieconómica.
Se supuso que la viabilidad del trabajo, estaría
determinada por un equilibrio entre el costo de
realizarlo, comparado con las ganancias generadas por el petróleo adicional producido, ya fuera
por incremento (ya que se ganaría acceso a
nuevas reservas que de otra manera no se
explotarían) o acelerado (ya que una producción
acelerada, proveería un flujo de fondos más
temprano que en el caso de no realizarse la
operación).
En el modelo construido para analizar el problema, se incluyeron las siguientes variables:
• precio del petróleo y costos de levantamiento
• VAN debido al clima y otros inconvenientes
operativos que inciden en los costos. Los costos fijos de los productos y servicios no varían
• producción adicional de petróleo esperada
después de una operación exitosa
• posibilidad de no completar el trabajo en
forma exitosa
• probabilidad de diagnóstico correcto del problema, incluyendo la correcta localización del
agua y el mecanismo de ingreso de la misma
• factor de descuento.
Se utilizó este modelo para calcular el valor
neto de la intervención, para 100 tiempos de trabajo distintos. Cada simulación de Monte Carlo
incluía 5000 pruebas, con lo cual se obtuvieron
un total de 500,000 pruebas separadas. Los
resultados indican que si el tiempo necesario
para completar el trabajo fuera de sólo 20 horas,
existe un 50% de probabilidades (P50), de que el
valor neto para el cliente sea de £750,000 ó más
(el P90 es de más de £1 millón). Por otra parte,
si el trabajo insumiera 100 horas, el modelo sugiere que habría un 32% de probabilidades de
obtener beneficios.
Asimismo, el análisis comprendía varias
implicancias.1
• Los tiempos de trabajo razonables se podían
definir de antemano.
• La sensibilidad a los diversos parámetros
resulta obvia.
• La predicción de petróleo adicional fue el
parámetro que tuvo el mayor impacto.
• El NPT tuvo el segundo lugar en incidencia.
El análisis mostró que la proyección inicial de
terminar el trabajo en seis días, era demasiado
optimista y que era muy probable que resultara
una pérdida neta. Los resultados fueron utilizados para definir un cegado del agua, como propuesta alternativa y un breve estudio para
comprender mejor las posibilidades de
producción adicional.
60% con el proyecto riesgoso. El VANE en ambos
casos es de $26 millones; de manera que no
existe una forma de aumentarlo eligiendo el
proyecto riesgoso en lugar del seguro. Bajo estas
circunstancias, el proyecto seguro constituye sin
lugar a dudas la mejor opción.
Para agregar una complicación adicional, se
podría suponer que es posible separar la inversión en forma igualitaria entre los dos proyectos.
Intuitivamente, parecería una mala idea quitar el
50% del proyecto seguro e invertirlo en el riesgoso. Pero, ¿es la intuición una buena consejera?
Existen cuatro resultados posibles (próxima
página, arriba).
El VAN esperado sigue siendo de $26 millones, pero la única forma de perder dinero y por lo
tanto poner en peligro la confianza de los inversionistas, consiste en perforar dos pozos secos—
situación 4—para lo cual la probabilidad
combinada es del 24% (multiplicando 40% x
60%). Esto reduce el riesgo de perder la confianza de los inversores casi a la mitad, comparado con la inversión del 100% en el proyecto
seguro. Si se traslada el dinero de un proyecto
seguro a otro riesgoso, en realidad se reduce el
riesgo, lo cual constituye un resultado contrario a
la intuición, dado por el efecto de diversificación.
Resulta claro que el camino a seguir es la diversificación. No obstante dentro de la industria
petrolera, muchos persisten en seguir haciendo
otra cosa. Ellos clasifican los proyectos de exploración según el valor actual esperado. Aunque
este método se basa en el sentido común, ignora
los beneficios de la diversificación. En el ejemplo
anterior, se habría optado por colocar la totalidad
de los fondos en el proyecto seguro, lo que representa casi el doble de riesgo que la cartera de
inversiones diversificada.
El ejemplo se fundamenta en una suposición
principal; que los proyectos son independientes.
A menudo no lo son. Sus resultados pueden estar
interrelacionados, lo cual se conoce más formalmente como estadísticamente dependientes. Por
ejemplo, si ambos proyectos implican la perforación de pozos en la misma área de hidrocarburos, la falta de generación de hidrocarburos en
esta área, haría malograr ambos proyectos. El
ejemplo más simple de dependencia estadística
28
1. Este modelo simplifica la realidad al suponer la independencia de algunas de las variables. En otros análisis más
complejos, las interdependencias se pueden ajustar utilizando los denominados métodos en cadena de Markov
y Monte Carlo (MCMC). Este método representa correctamente la interdependencia de las variables que normalmente se tratarían como independientes o que, de lo
contrario, serían correlacionadas con otras, utilizando
los coeficientes de correlación durante el muestreo de
Monte Carlo. En los cálculos del método MCMC, el valor
de una variable influye sobre las distribuciones de probabilidad de las otras variables. Dentro de la industria
petrolera, se considera que existen algunos tipos de
problemas, tales como la evaluación de las fallas de las
bombas electrosumergibles, que sólo se pueden resolver
con métodos MCMC.
Oilfield Review
es la correlación, la cual puede ser positiva o
negativa. La correlación es positiva cuando un
resultado determinado para un proyecto,
aumenta las probabilidades de que se produzca
un resultado en la misma dirección para el otro
resultado, lo cual disminuye el efecto de diversificación. Es negativa, cuando un resultado determinado para un proyecto disminuye la
probabilidad de que se produzca un resultado en
la misma dirección para el otro, con lo cual
aumenta el efecto de diversificación.
Aplicando este concepto en el ejemplo anterior, una correlación positiva sobre una separación por partes iguales entre las alternativas
segura y riesgosa, significaría que si tiene éxito
la opción segura, la opción riesgosa también tiene mayor probabilidad de ser exitosa, y si el proyecto seguro fracasa, también es más probable
que fracase el otro. Existe todavía un 40% de
probabilidades de que el proyecto seguro fracase, pero en ese caso, la probabilidad de que el
otro proyecto también fracase será mayor del
60%. Entonces, la probabilidad de perder la
confianza de los inversionistas es ahora superior
al 24%. Siguiendo la misma lógica, si la correlación es negativa, la probabilidad de perder la
confianza de los inversionistas, disminuye por
debajo del 24%.
El objetivo en el manejo de la cartera de
inversiones, consiste en diversificar las inversiones en muchas oportunidades, mientras se
buscan las correlaciones negativas y se evitan
las positivas. La dependencia estadística puede
tener diversos orígenes, que incluyen, por ejemplo, el lugar y el precio. Los resultados económicos de dos sitios cercanos pueden estar
correlacionados en forma positiva a través de
similitudes geológicas, como producir de una
misma formación o depender de una misma
fuente de hidrocarburos. Por otra parte, dos sitios
muy distanciados tendrían poca o ninguna correlación geológica, por lo cual estarían más
diversificados.
Fr o
Valor esperado
era
d
C
B
A
Riesgo
Invierno de 2001
cia
Riesgoso
Éxito
Éxito
60 x 40 = 24
50% x $50 +
50% x $80 = $65
Se retiene la
confianza del
accionista
2
Éxito
Pozo seco
60 x 60 = 36
50% x $50 +
50% x (–$10) = $20
Se retiene la
confianza del
accionista
3
Pozo seco
Éxito
40 x 40 = 16
50% x (–$10) +
50% x 80 = $35
Se retiene la
confianza del
accionista
4
Pozo seco
Pozo seco
40 x 60 = 24
50% x (–$10) +
50% x (–$10) = –$10
Se pierde la
confianza del
accionista
Probabilidad, %
Retorno, millones de $
Resultado
VANE de la cartera = 24% x $65 + 36% x $20 + 16% x $35 + 24% x (–$10) = $26 millones
> Método de la cartera de inversiones para evaluar operaciones hipotéticas seguras y riesgosas. En
la tabla se muestran los cuatro escenarios posibles que resultan de una inversión equivalente en dos
proyectos. (Adaptación de Ball y Savage, referencia 4.)
Los precios del crudo tienden a ser similares
en todo el mundo, de manera que los resultados
económicos de los proyectos petroleros están
correlacionados en forma positiva respecto de las
fluctuaciones en los precios del crudo. Por el contrario, los precios del gas natural en diferentes
localidades no tienden a seguir ni los precios del
crudo, ni guardan relación entre ellos. Esto significa que, una cartera de inversiones que contenga un proyecto gasífero y un proyecto
petrolero, tendrá menor correlación positiva y
estará mejor diversificada que otra que contenga
dos proyectos petroleros.
En la teoría de Markowitz, se explica un
método para mejorar una cartera de inversiones
no óptima tomando como base tres preceptos.5
En primer lugar, dado un nivel constante de
riesgo, el inversor racional elige más valor por
encima de menos valor, pero además prefiere
menos riesgo a más riesgo. En segundo lugar,
existe más de una cartera de inversiones óptima.
Por último, la cartera de inversiones como un
todo, es mejor que cada uno de sus proyectos
individuales. Cada proyecto debe ser considerado
sobre la base de lo que aporta a la cartera de
inversiones considerada en su totalidad.
Preparación de una cartera de inversiones eficiente. El objetivo consiste en reunir y explotar la
mejor colección posible de activos. Una cartera
de inversiones es eficiente si no existe otra con
una mayor expectativa de retorno esperado con
igual o menor riesgo, y si no existe otra, que
tenga menor riesgo a igual o mayor retorno
esperado. La cartera representada por el Punto
A es ineficiente. El nivel de riesgo involucrado
para tal punto indica que existe una combinación
posible de activos que darían como resultado un
mayor valor esperado. (Adaptación de McVean
J: “Monte Carlo: An Alternative Approach to Efficient Frontier,” http://www.merak.com/news/documents/ef-0399.html.)
<
nt
en
fici
ee
Seguro
1
Escenario
Markowitz dice que una cartera de inversiones es eficiente, si no existe otra que tenga
mayor retorno esperado con igual o menor
riesgo, y si no hay otra cartera que tenga menos
riesgo con igual o mayor retorno esperado. Si
alguna de estas dos condiciones, o ambas son
falsas, la cartera es ineficiente. Cuando todas las
posibilidades se representan en una gráfica en la
cual el eje vertical es el valor y el horizontal es el
riesgo, las carteras eficientes forman una línea
denominada frontera de eficiencia (abajo).
En la parte superior de la línea de frontera se
observa un aumento tanto en el riesgo como en
el retorno. La cartera representada por el Punto
A, es ineficiente porque hay carteras con el
mismo valor pero menor riesgo—como el Punto
B—y carteras con el mismo riesgo pero con más
valor—como el Punto C—pero también hay una
cartera con una combinación de estas dos
condiciones.
Las restricciones reales se pueden incluir en el
proceso de optimización de manera que las carteras de inversión que se encuentran en la frontera
de eficiencia resultante, representen las alternativas realistas entre las cuales se pueda escoger,
dependiendo de las concesiones que los directivos
de la compañía estén dispuestos a realizar entre
mayor riesgo con mayor retorno, y menor riesgo
con menor retorno (véase "Sistema para evaluar
proyectos de exploración," próxima página).
Teoría de las opciones
Un aspecto importante en la toma de decisiones
es el tiempo, es decir, determinar "cuándo"
tomar la decisión. Las condiciones y la información pueden cambiar con el transcurso del
tiempo, por lo tanto, si las decisiones se toman
a destiempo, el resultado se verá alterado.
5. Markowitz HM: Portfolio Selections: Efficient Diversification of Investments, 2nd ed. Oxford, Inglaterra: Blackwell
Publishing Company, 1991.
29
Muchas compañías petroleras—tres cuartas
partes de las que operan en Aberdeen—utilizan
árboles de decisión como método de ayuda para
la toma de decisiones (próxima página). Los
árboles de decisión ilustran las opciones
disponibles, las incertidumbres que enfrenta el
responsable de tomar la decisión y los resultados estimados de cada decisión posible. Estos
árboles permiten poner en claro las opciones, los
riesgos, los objetivos, las ganancias monetarias
y las necesidades de información implícitas en
las decisiones referidas a inversiones.6 Al estimar un valor para cada resultado posible y
establecer una probabilidad de que ocurra cada
uno de estos resultados, se puede calcular el
valor global esperado resultante de la decisión.
Los árboles de decisión permiten escoger
sobre la base del resultado financiero de las distintas opciones. La teoría de las opciones, más
conocida como teoría de las opciones reales,
asigna un valor a la opción en sí misma. Esta
teoría se basa en la idea de que en la mayoría de
los proyectos, la cuestión no es tomar decisiones
entre "todo o nada", sino que se trata de una
secuencia de opciones, muchas de las cuales
implican elegir entre diversas opciones; por
ejemplo, entre invertir dinero ahora en un
proyecto de desarrollo o postergar tal decisión
hasta que se disponga de más información.
El método tradicional utilizado para la evaluación de inversiones en proyectos de la industria
petrolera, tal como el análisis de flujo de fondos
descontado (DCF) descripto anteriormente, se
basa en la suposición no realista de que una vez
que se realiza una inversión, ésta sigue su curso
sin ninguna intervención. Además, se evalúan
sólo los resultados satisfactorios. No se tiene en
cuenta la posibilidad de abandonar la inversión
frente a circunstancias adversas, ni la de
expandirla en respuesta a una demanda no anticipada. La teoría de las opciones es más sofisticada que el DCF porque capta la flexibilidad
inherente a la mayoría de los proyectos. Es una
herramienta, al igual que el DCF, y al mismo tiempo, consiste en un esquema mental. Como herramienta, ayuda a tomar decisiones. Como
esquema mental, lleva a las personas a pensar en
los proyectos de una forma mucho más dinámica,
buscando constantemente nuevas alternativas y
mejores formas de llevar a cabo los proyectos.
La teoría de las opciones reales traza un paralelo entre el mundo financiero de las acciones y
los bonos y el mundo de los activos físicos reales,
representados por cualquier bien desde fábricas
hasta campos petroleros. En el mundo financiero
es posible comprar una opción, que representa el
derecho (pero no la obligación) a comprar o
vender un activo financiero, como una acción en
un momento específico en el futuro a un precio
fijo. Una opción o derecho de compra se conoce
como una opción "call" y por lo general se
adquiere con la expectativa de que el precio de la
acción suba. Por lo tanto una opción call le puede
permitir al poseedor comprar una acción de la
Compañía ABC por $500 en un día determinado o
antes de esa fecha. Si el precio de la acción sube
por encima de $500 en esa fecha o con anterioridad, el poseedor de la opción puede ejecutarla y
quedarse con la diferencia. Una opción "put"
(opción de venta) se adquiere con la expectativa
de que el precio descienda, y protege al poseedor contra dicha caída.
Las opciones reales son análogas a las opciones financieras. Por ejemplo, si la compañía petrolera decide no desarrollar un campo en este
momento, puede hacerlo en el futuro. Pagando al
gobierno un canon o licencia determinada, la compañía adquiere una opción real: el derecho a lograr
réditos adicionales en cualquier momento durante
el tiempo que dure la licencia, haciendo una inversión mayor para desarrollar el campo, pero sin
tener la obligación de hacerlo; esto es similar al
precio de ejecución del derecho de compra.
La existencia de cursos de acción alternativos, como iniciar el desarrollo de un campo en
el futuro y no en forma inmediata, tiene un cierto
valor. La flexibilidad le otorga al proyecto un valor
que no se puede reflejar en un análisis de DCF
estadístico.
Sistema para evaluar proyectos de exploración
Chevron ha desarrollado un proceso, que les permite a los directivos de las empresas comparar
una amplia variedad de oportunidades de exploración globales, sobre una base uniforme y
coherente.1 El proceso incluye la integración de
la evaluación del riesgo geológico, la distribución probabilística de los volúmenes potenciales
de hidrocarburos, el planeamiento del desarrollo
de ingeniería y los aspectos económicos de la
prospección.
Este proceso se basa en el concepto de zonas
(plays) y sistemas de hidrocarburos. Una zona es
una combinación de yacimiento, roca generadora, sellos y trampas que tiene el potencial de
contener hidrocarburos. Tanto la evaluación del
riesgo geológico, como la estimación volumétrica, el soporte de ingeniería, la evaluación
económica y los resultados después de la
perforación, se consideran extensiones del
conocimiento fundamental de las restricciones
geológicas, de ingeniería y fiscales subyacentes.
30
Se establece una base que comprende la
estructura geológica y la prospección en términos de la zona; es decir, la roca generadora, el
yacimiento, las trampas y los sellos, y el tiempo
y la dinámica de la migración del fluido. La
información que se obtiene de esta descripción
constituye el punto de partida para los pasos
subsiguientes del proceso. La evaluación del
riesgo, asigna una probabilidad de éxito a cada
uno de los cuatro elementos de la zona y la multiplicación de estas probabilidades, provee la
probabilidad de éxito geológico. Chevron considera que un pozo es un éxito geológico si en un
ensayo se obtiene un flujo estabilizado de hidrocarburos. La estimación volumétrica indica la
incertidumbre en la forma de una distribución
de posibles volúmenes de hidrocarburos para la
prospección. Esta se construye a partir de rangos de parámetros obtenidos de la información
específica de la prospección y los datos descriptos por el concepto de zona paterna.
A partir de esta distribución, el grupo de
soporte de ingeniería proporciona los escenarios de desarrollo para tres casos: un caso pesimista (10%), uno medio (50%) y uno optimista
(90%). Se realiza una evaluación económica de
cada uno de estos casos, con lo cual se obtiene
toda la gama de las consecuencias económicas
del encuadre geológico, de ingeniería y fiscal. El
riesgo comercial se basa en los resultados de
esta evaluación, y las probabilidades generales
de éxito, equivalen a la probabilidad de éxito
geológico multiplicado por la probabilidad de
éxito comercial. Los resultados posteriores a la
perforación, determinan si los resultados previstos son consistentes con los resultados reales.
1. Otis RM y Schneidermann N: “A Process for Evaluating
Exploration Prospects,” AAPG Bulletin 81,
no. 6 (Julio de 1997): 1087-1109.
Oilfield Review
Encuadre del problema
Campo
grande
Campo Campo
grande marginal
Pozo
seco
Perforación de
un segundo pozo
exploratorio
Campo
marginal
E
D
Pozo seco,
Abandono
del bloque
Abandono
del bloque
Campo
grande
C
Perforar
B
Levantamiento
sísmico
Compra
A del bloque
No se compra
el bloque
Perforar
Levantamiento
sísmico confirma G
estructura
H
Abandono
del bloque
Levantamiento
F
sísmico no muestra
estructura
Abandono
del bloque
Pozo
seco
Campo
marginal
Perforación de
un segundo pozo
exploratorio
J
I
Abandono
del bloque
Campo
grande
Campo
marginal
Pozo seco,
Abandono
del bloque
> Árboles de decisión para resolver condiciones inciertas. Un árbol de decisión presenta cursos de
acción alternativos y las consecuencias financieras de cada uno de ellos, y asigna una probabilidad
de que ocurran hechos en el futuro. Toda esta información permite determinar el valor esperado de
cada resultado. Los responsables de tomar decisiones utilizan estos árboles para poner en claro las
posibles consecuencias de los cursos de acción alternativos. Las decisiones aparecen como puntos
en el enramado del árbol como si fueran nodos. Cada resultado posible está representado por una
rama. Los árboles de decisión pueden ser simples, con un número limitado de ramas y nodos, o más
complicados con muchas bifurcaciones. (Adaptación de Newendorp, referencia 6: 117.)
Debido a que los proyectos de la industria petrolera comprenden una secuencia de etapas separadas—estudios sísmicos; perforación;
construcción de la plataforma de producción y
tendido de las tuberías de conducción; producción y, por último, la venta, al final de la vida útil
del campo, como material de rezago de todos los
elementos inutilizados—existen muchos puntos
de decisión a lo largo de todo el trayecto citado.
Pueden presentarse diversas opciones entre las
cuales escoger y diversas oportunidades para capitalizar esa flexibilidad (véase "Encuadre del
problema," derecha).
En 1973, los economistas Fischer Black y
Myron Scholes, publicaron la denominada fórmula de Black-Scholes para la evaluación de
opciones financieras.7 Algunos teóricos argumentan que las adaptaciones de la fórmula de BlackScholes y otras fórmulas más sofisticadas, se
pueden utilizar para valorar opciones reales, es
decir para llevar a cabo evaluaciones que, al contrario del análisis DCF, asignan importancia a la
flexibilidad. Utilizando una fórmula de valoración,
en algunos casos se puede demostrar que un
proyecto tiene un valor significativamente mayor
del que muestra el análisis DCF. Existen proyectos que hubieran sido rechazados por los directivos de la compañía utilizando dicho análisis,
porque tienen un valor negativo y, a pesar de ello,
con la evaluación de las opciones reales presentan un valor positivo, lo que sugiere que el
proyecto debería aprobarse.
Invierno de 2001
Consideremos, como ejemplo, a una compañía petrolera que está tratando de evaluar su licencia en un bloque determinado. En este caso,
pagar los cánones de la licencia equivale a adquirir una opción. La compañía ahora tiene el derecho de invertir en el bloque al precio de ejecución
de la opción una vez resuelta la incertidumbre
acerca del valor de las reservas desarrolladas, lo
que equivaldría al precio de la acción.8
Veamos el siguiente ejemplo. La compañía
tiene la oportunidad de adquirir una licencia por
cinco años y se espera que el bloque contenga
unos 50 millones de barriles [8 millones m3] de
petróleo. El valor actual estimado del petróleo
del campo, en el cual se encuentra ubicado el
bloque, promedia los $10 por barril, y el costo de
desarrollo del campo (en términos del valor
actual) es de $600 millones. El valor actual neto
estático calculado del VAN sería:
$500 millones - $600 millones = -$100 millones
El VAN es negativo, de manera que lo más
probable es que la compañía no prosiga con la
operación. La valuación del VAN ignora el hecho
de que se pueden tomar decisiones con respecto
a la incertidumbre, la cual en este caso, resulta
6. Newendorp PD: Decision Analysis for Petroleum
Exploration. Tulsa, Oklahoma, EUA: PennWell Publishing
Company, 1996.
7. Black F y Scholes M: “The Pricing of Options and
Corporate Liabilities,”Journal of Political Economy 81
(1973): 637-654.
8. Leslie KJ y Michaels MP: “The Real Power of Real
Options,” McKinsey Quarterly no. 3 (1997): 4-22.
Las técnicas de simulación de Monte Carlo y la
teoría de las opciones, permiten realizar una
evaluación más precisa y tomar mejores decisiones, pero resultan inútiles si sus bases no se han
preparado convenientemente. Si los responsables de tomar las decisiones pasan por alto
algún detalle o elemento importante en un contrato, o no comprenden algún punto, toda la
superestructura del análisis sofisticado puede
estar construida sobre cimientos defectuosos.
En Conoco, el primer paso fundamental para
tomar una decisión efectiva es el "encuadre"
del problema, lo cual implica designar un equipo de personas eruditas en las disciplinas
necesarias, para encarar el problema, para
luego obtener de estas personas toda la información básica, como por ejemplo:
• qué es lo que se sabe: hechos y valores
• qué es lo que no se conoce: riesgos e incertidumbres
• problemas o aspectos difíciles
• qué decisiones ya han sido tomadas: política
de la compañía.
Este encuadre, le permite al equipo de trabajo concentrarse en los elementos fundamentales que conforman las decisiones que se
deben tomar y en las variables que ejercen una
mayor influencia. Las sesiones de encuadre se
llevan a cabo en un ambiente de total informalidad. El trabajo del equipo consiste en organizar en forma lógica, todo el flujo aleatorio de
información capturado como notas durante las
fases más rigurosas.
Para estimular las tareas, el coordinador del
encuadre recurre a una variedad de técnicas,
como por ejemplo, sesiones de brainstorming.
Surgen así distintas jerarquías de decisiones,
líneas de tiempo de riesgos y decisiones, y tablas de estrategias. El resultado final de la sesión de encuadre es un diagrama de influencia,
que servirá como base para cualquier modelo
económico o técnico, que se utilice para examinar un problema en el futuro.
El proceso de encuadre, constituye un modelo
de toma de decisión en sí mismo: se comienza
por pensar con la mayor libertad posible, se filtra
la información, se consideran las distintas opciones y se toma la decisión. El encuadre apunta a
los dos primeros elementos y en algunos casos
puede llevar a la decisión final sin necesidad de
realizar otros análisis complementarios.
En las sesiones de entrenamiento sobre este
método, se establece un lenguaje común que los
empleados de Conoco utilizan cuando hablan
acerca del riesgo, con lo cual se evitan los malentendidos que podrían surgir.
31
Satisfacción
v
Cur
–$6,000 –$4,000 –$2,000
ic a p
o s iti v
is t a
+$2,000 +$4,000 +$6,000
Dolares ganados
Insatisfación
Dolares pérdidos
ór
a te
> Trazado de una curva de preferencia. Una
curva típica podría describir cómo se sintió un
individuo por ganar o perder dinero. Por lo general, la satisfacción asociada con ganar una cantidad determinada, es menor que el disgusto
provocado por la pérdida de la misma cantidad.
[Adaptación de Rose PR: “Dealing with Risk and
Uncertainty in Exploration: How Can We
Improve?“ AAPG Bulletin 71, no. 1 (1987): 1-16.]
doble: la incertidumbre sobre la cantidad de
petróleo que existe en el bloque y acerca del precio
del barril. Es posible realizar estimaciones razonables de la cantidad de petróleo, analizando los
datos geofísicos y geológicos obtenidos en áreas
similares, y también evaluar los datos históricos
sobre la variabilidad de los precios del petróleo.
Se puede suponer que estas dos fuentes de
incertidumbre, originen una desviación estándar
del 30% con respecto a la tasa de crecimiento de
los flujos de ingresos de la operación. Se puede
suponer además que mantener la opción obliga a
la compañía a incurrir en los costos fijos anuales
de mantenimiento de la reserva activa, lo que
representa unos $15 millones. Esto representa el
equivalente a un dividendo del 3% (15/500) del
valor del activo.
Si se aplica la fórmula de Black-Scholes, pero
ahora evaluando una opción real, en lugar de una
opción sobre acciones, se obtiene un valor de opciones real (ROV, por sus siglas en Inglés) de
+$100 millones.9 La diferencia de $200 millones
entre la valuación del VAN de -$100 millones, y
los $100 millones que surgen del ROV, representa
el valor de la flexibilidad de poder invertir siempre
y cuando las incertidumbres se hayan resuelto.
Cálculos como éste, pueden ejercer gran influencia sobre la manera en que los estrategas
corporativos consideran sus activos. Una compañía acumuló una abultada cartera de licencias
de bloques en el Mar del Norte. En los bloques
que presentaban un VAN positivo, la compañía
inició la perforación y el desarrollo de los campos
32
petroleros. En cambio, en aquellos en que el VAN
indicaba que eran antieconómicos, porque los
costos eran demasiado elevados en relación con
la renta, se decidió suspender la explotación.
Finalmente, esta compañía prefirió vender los
bloques antieconómicos a otras empresas que
los consideraban atractivos.
Con el tiempo, ellos comenzaron a cuestionarse, si los bloques habían estado evaluados
correctamente. Se sugirió que mantener la licencia, podría considerarse una opción de desarrollo,
si en el futuro, las nuevas tecnologías de perforación y producción permitiesen incrementar la
recuperación de hidrocarburos. Un nuevo modelo
financiero, demostró cómo calcular el precio del
valor de opción de los bloques a lo largo de cinco
años. Este valor de opción, reconocería las incertidumbres con respecto a la magnitud de las
reservas y los precios del petróleo, y además
tomaría en cuenta la flexibilidad de la situación.
El ejercicio de valuación tuvo una profunda
influencia sobre los directivos de la compañía,
quienes decidieron conservar los bloques que
tenían un valor de opción elevado, y vender o
cambiar el resto a un precio que reflejara su valor
después de lo revisado.
Teoría de las preferencias
Aunque se utilicen computadoras o herramientas
de decisión, como el flujo de fondos descontado
o el análisis de Monte Carlo, en última instancia,
la decisión la debe tomar un individuo o un grupo
de personas. La subjetividad complica el proceso
de toma de decisiones, dado que el perfil psicológico del individuo puede incidir sobre las mismas. En la industria petrolera, el riesgo
constituye una parte importante en la línea de
razonamiento de los ejecutivos, por lo cual es
fundamental comprender las preferencias del
individuo o del grupo y sus actitudes con respecto
al riesgo y a la aceptación de los mismos.
En 1738, el matemático Daniel Bernoulli publicó un trabajo en el cual destacaba que existía
una extensa aversión al riesgo.10 Casi 250 años
más tarde, Daniel Kahneman y Amos Tversky presentaron un ejemplo simple para ilustrar esta característica de aversión al riesgo.11 Una persona
tiene la posibilidad de elegir entre dos opciones:
la primera representa una ganancia segura de
$80, mientras que la segunda es un proyecto más
riesgoso en el cual existe un 85% de probabilidades de ganar $100 y un 15% de no ganar nada.
Según Kahneman y Tversky, la gente prefiere la
ganancia segura antes que correr el riesgo, a pesar de que éste supone una mayor "expectativa
monetaria," que es la suma de los resultados
ponderados por sus probabilidades. Con el resul-
tado seguro se tiene la certeza de ganar $80,
mientras que con la opción más riesgosa, la expectativa monetaria sería de $85 ($100 x 0.85
más $0 x 0.15). La elección refleja una aversión al
riesgo, ya que se prefieren los $80 seguros, frente a la posibilidad de optar por el resultado más
riesgoso (véase "Aversión al riesgo," página 34).
El matemático John von Neumann y el
economista Oskar Morgenstern, ampliaron la
teoría de las preferencias con varios axiomas que
se pueden resumir en el siguiente postulado:
Los responsables de tomar decisiones, por lo
general tienen aversión al riesgo y les disgusta
más sufrir una pérdida, de lo que disfrutan al
obtener una ganancia del mismo valor. En consecuencia, tienden a aceptar un mayor nivel de
riesgo para evitar una pérdida, en lugar de lograr
una ganancia equivalente. Además, experimentan mayor satisfacción a partir de un aumento en
las ganancias proveniente de una inversión
pequeña, que un aumento equivalente derivado
de una inversión de mayor envergadura.12
Estos postulados se pueden expresar en
forma gráfica, en una curva de preferencias
(arriba). Este ejemplo muestra que la satisfacción
asociada con la ganancia de $4000, es por lo
general menor que el disgusto provocado por la
pérdida de la misma cantidad. La gente acepta
un riesgo mayor para evitar una pérdida, que
para obtener una ganancia equivalente. Además
se tiende a sentir más satisfacción por ganar $10
al aumentar de $10 a $20; de lo que se experimenta por ganar $10 pasando de $1500 a $1510.
9. El valor de una opción real, P, se estima aplicando la
fórmula de Black-Scholes de la siguiente manera:
P = Se-δt x {N(d1)} - Xe-rt x {N(d2)},
donde d1 = {ln(S/X)+(r-δ+σ2/2)t}/(σ x √t),
d2 = d1-σ x √t,
y donde S = precio de la acción, X = precio de ejecutar
la opción, δ = dividendos, r = tasa de interés libre de
riesgo, σ = incertidumbre acerca de la fluctuación del
precio de la acción, t = tiempo de vencimiento y N(d) =
función de la distribución normal acumulada.
Por analogía el valor de una opción real utiliza la misma
fórmula, pero en este caso, S = valor actual del flujo de
fondos esperado, X = valor actual de los costos fijos, δ
= el valor perdido durante la validez de la opción, r =
tasa de interés libre de riesgo, σ = incertidumbre sobre
los flujos de fondos esperados y t = tiempo de
vencimiento.
Sustituyendo los valores en el ejemplo analizado en el
texto principal, se obtiene
ROV=(500e-0.03 x 5) x {(0.58)} – (600e-0.05 x 5) x {(0.32)]
= $251 millones - $ 151 millones = + $ 100 millones.
10. Bernoulli D: “Specimen Theoriae Novae de Mensura
Sortis,” (Exposition of a New Theory on the
Measurement of Risk) 1738, Traducido del Latín por
Sommer L: Econometrica 22 (1954): 23-36.
11. Kahneman D y Tversky A: “The Psychology of
Preferences,” Scientific American 246, no. 1 (1982):
160-173.
12. Pace B: “Petroleum Economics Seminar,” notas de
clase, Imperial College de Ciencia, Tecnología y
Medicina, Londres, Inglaterra, 1998.
13. Simpson et al, referencia 2.
Oilfield Review
El valor de la evaluación del riesgo
¿Es posible cuantificar el valor agregado que resulta del uso de estas herramientas? Con el objetivo
de responder este interrogante se realizó el estudio de Aberdeen mencionado previamente en este
artículo. Este estudio clasificaba a las compañías
participantes de acuerdo con el nivel de sofisticación del método utilizado para tomar decisiones
(abajo). Los niveles incluían las herramientas de
evaluación del riesgo descriptas en este mismo
artículo y otras como definiciones de análisis,
enfoque holístico, riesgo e incertidumbre y la combinación de técnicas cualitativas y cuantitativas.
Preferencia
+
Pérdida
Ganancia
–
+
Máxima pérdida
permisible en
un prospecto
Pérdida
Ganancia
–
> Curvas de preferencias que representan los
distintos tipos de personas responsables de
tomar decisiones. La curva de preferencia de un
tomador de riesgos (arriba) podría estar representada por un ascenso pronunciado en el cuadrante superior derecho, lo cual muestra que la
atracción de ganar mucho dinero supera el
hecho de que existe un riesgo desproporcionado. Una curva de preferencia diferente correspondiente a una compañía importante (abajo)
que acepta las pérdidas con ecuanimidad, se
muestra con una línea recta. No obstante, la
abrupta caída en el cuadrante inferior izquierdo,
pone en claro que todavía existe un máximo de
exposición permitida a la pérdida. (Adaptación
de Pace, referencia 12.)
nidades de inversión. En tercer término, el volumen de las reservas asignadas fue utilizado
como indicador del tamaño y del éxito obtenido
en el pasado en las decisiones relativas a las
inversiones. Cuarto, el retorno sobre el capital
invertido, como prueba de decisiones exitosas en
el pasado. Quinto, la estimación de Wood
Mackenzie del valor total de base de las com(continúa en la página 35)
<
Clasificación de compañías de acuerdo con su
nivel de sofisticación con respecto a la toma de
decisiones. El estudio realizado en la Universidad
de Aberdeen muestra que las prácticas de trabajo de 20 compañías (A a T) que operan en el
Mar del Norte, guardan una estrecha correlación
con el éxito de sus decisiones respecto de las
inversiones. Las compañías que recibieron mayor
puntaje (rojo), son aquellas que implementaban
completamente los criterios que aparecen en
orden ascendente de sofisticación en la columna
de la izquierda. Si estos criterios estaban implementados en forma parcial, en el cuadro se indica
con un cuadrado verde. Los cuadrados no coloreados indican que la compañía no utilizó ningún
método de evaluación de riesgos en particular.
El término "análisis" se refiere al uso de alguna
forma de análisis de costos y beneficios en la evaluación de las inversiones. Todas las compañías,
excepto una, utilizaban alguna forma de análisis
estructurado. "Holístico" indica si una compañía
adopta o no un enfoque holístico, con respecto al
efecto neto total acumulado de las consecuencias
de una decisión. Por ejemplo, cualquier decisión del
sector de upstream debe incluir el abandono de las
instalaciones y los costos y el tiempo implícito asociados con cualquier medida de protección del
medio ambiente que sea necesario tomar. "Riesgo
e incertidumbre" indica si la compañía adopta
definiciones rigurosas de riesgo e incertidumbre y
las incorpora en sus análisis. Riesgo, en este caso,
se define como la probabilidad de que un hecho
ocurra. Incertidumbre es el rango de valores posibles en cuanto al tamaño, el costo y los beneficios
de un hecho, si ese hecho ocurre. La categoría
"cualitativo y cuantitativo" indica si las compañías
tienen técnicas formales para manejar los elementos cualitativos y cuantitativos tales como hábitos,
instintos e intuición.13
Estos criterios fueron organizados en orden
ascendente de acuerdo con su grado de sofisticación. Las compañías obtenían un cero si no utilizaban un método especial para la evaluación del
riesgo; recibían 1 punto si el método estaba implementado en forma parcial, y 2 puntos si estaba
completamente implementado. Luego se sumaron
los resultados para evaluar el nivel de sofisticación
de las compañías. Los investigadores también
clasificaron a las compañías de acuerdo con diversas medidas de funcionamiento de sus negocios.
Se tuvieron en cuenta cinco indicadores de
éxito. En primer lugar, la capitalización de mercado indicaba la visión por parte de la comunidad
de inversionistas, del valor futuro de la capacidad
de la compañía para tomar decisiones correctas
con respecto a sus inversiones. En segundo lugar,
el número de empleados ofrecía una cierta indicación del éxito obtenido en el pasado y un
anticipo del éxito futuro, con respecto a la selección y el aprovechamiento de las mejores oportu-
Preferencia
Teóricamente es posible trazar dicha curva para
cualquier individuo o compañía. Las distintas formas de las curvas denotan los diferentes tipos de
actitud frente a la toma de decisiones (derecha). La
pronunciada forma de la curva del cuadrante inferior izquierdo describe cómo se siente la compañía
con respecto a la pérdida, y en el cuadrante superior derecho se muestra su actitud frente al riesgo y
los niveles de ganancias asociados con el mismo.
Analizando las decisiones anteriores de un individuo o de una compañía, es posible construir una
curva de preferencia que represente lo que piensa
acerca del riesgo, o más bien, cómo reacciona
frente al riesgo en el momento de tomar decisiones. Este instrumento podría ser utilizado por los
responsables de tomar decisiones, como elemento
de ayuda para acercarse a la línea de pensamiento
de los directivos o de la compañía en general.
En la práctica, pocas compañías utilizan la teoría de las preferencias como herramienta para tomar decisiones. Los críticos sostienen que los
problemas prácticos son demasiado grandes. Dentro de la misma organización, un gerente puede estar a favor de los proyectos riesgosos, mientras que
otro que ocupa una posición similar, puede tener un
perfil más conservador. Es posible que la teoría de
las preferencias tenga una función más limitada,
pero no menos importante, ya que les permite
demostrar en forma gráfica a los responsables de
tomar decisiones, lo que implica su estilo personal.
Invierno de 2001
Compañía
Criterios
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
N
O
P
Q
R
S
T
Análisis numérico
Análisis DCF
Visión holística
Monte Carlo
Riesgo/Incertidumbre
Teoría de la cartera de inv.
Teoría de las opciones
Preferencia/Positivismo
Cualitativo/Cuantitativo
33
Operador 1
Aversión al riesgo
En un estudio llevado a cabo recientemente por
la Escuela de Minas de Colorado (CSM, por sus
siglas en Inglés) de Golden, Colorado, se examinaba el comportamiento con respecto al riesgo
de 40 de las principales compañías petroleras
establecidas en EUA durante un período de 15
años, desde 1981 hasta 1995.1 Los investigadores
tomaron como punto de partida el hecho de que,
cuando los responsables de tomar decisiones
evalúan una potencial inversión, tienen en cuenta no sólo los riesgos implícitos, sino también el
capital de la compañía que se expone a la posibilidad de pérdida. Los economistas han asumido por lo general, que el grado de aversión al
riesgo disminuye a medida que aumenta la riqueza, y que a medida que una compañía se
enriquece, se encuentra mejor preparada para
afrontar proyectos más riesgosos y de mayor envergadura. Si una compañía pequeña recibe una
oferta de realizar un proyecto riesgoso con la
perspectiva de obtener ganancias considerables,
o de no tener éxito y afrontar una pérdida que
absorbería una parte importante de su capital,
podría rechazarlo. Por el contrario, una compañía más grande, para la cual la pérdida no representaría una proporción tan significativa de sus
recursos, podría aceptar ese mismo proyecto.
Los investigadores de la CSM utilizaron el
concepto de relación de tolerancia al riesgo
(RTR, por sus siglas en Inglés) para establecer
una comparación entre las compañías. La RTR
es una relación de la tolerancia al riesgo que se
observa en una compañía, RT, (un número derivado en forma matemática, que supera el alcance de este artículo) dividido por la tolerancia al
Operador 2
Operador 3
SMCFi (próspero)
$1,000 millones
$100 millones
$10 millones
RTi ' (pronosticada)
$100 millones
$15 millones
$2 millones
RTi (real)
$50 millones
$20 millones
$2 millones
riesgo prevista para la
RTRi (RTi /RTi ')
0.50
1.33
1.0
empresa. Mediante
un ejemplo se mues- > Estimación de la relación de tolerancia al riesgo (RTR). Si el valor de la RTR es
tra cómo funciona la mayor que 1.0 implica una mayor tendencia a aceptar riesgos respecto de otras firmas
de tamaño equivalente. Cuando el valor de RTR es menor que 1.0 implica una menor
RTR (derecha). Para tendencia a tomar riesgos respecto de firmas de tamaño equivalente.
cualquier firma i, el
Grupo RTR
Alta
Moderada
Promedio
Baja
valor RTRi equivale a
’
RTR
1.5
to
2.5
0.5
to
1.5
<
0.5
>
2.5
RTi / RTi donde RTi
Máximo
24.2%
32.0%
20.9%
28.1%
es la tolerancia al
–34.2%
–37.0%
–25.8%
–5.5%
riesgo observado en la Mínimo
Media
5.2%
5.1%
5.6%
8.6%
firma i, durante el peDesviación
estándar
9.3%
8.7%
5.5%
6.8%
ríodo t y RTi’ representa la tolerancia al > Análisis de rendimiento: retorno sobre activos de E&P. Las firmas que se encuenriesgo prevista en fun- tran en la categoría de alta tolerancia al riesgo, muestran un retorno mucho mayor
sobre sus activos (ROA, por sus siglas en Inglés) respecto de las firmas que se
ción del tamaño dado muestran menos dispuestas a tomar riesgos.
por la medida estandaEl estudio definió cuatro categorías con
rizada del flujo de fondos descontado a futuro
respecto a la toma de riesgos (arriba). Las fir(SMCF, por sus siglas en Inglés) para el mismo
mas que se encuentran en la categoría de alta
período. Si el valor de RTR es superior a 1.0
tolerancia al riesgo (más de 2.5) presentan una
indica una mayor tendencia a tomar riesgos restasa de retorno sobre sus activos mucho mayor
pecto de otras firmas de dimensiones equivalen(8.6%), que las firmas que están menos dispuestes. Si el valor de RTR es menor que 1.0 existe
tas a tomar riesgos. Las firmas comprendidas en
una menor tendencia a tomar riesgos respecto
las otras categorías han mostrado un comporde otras firmas de tamaños similares.
tamiento de aversión al riesgo y reciben un
Se calcularon las relaciones de tolerancia al
retorno sobre sus activos muy inferior. El esriesgo de las 17 principales compañías petroleras de EUA durante el período 1983 a 1995 (aba- tudio del CSM sugiere que, en promedio, las
compañías dedicadas a la exploración tienden a
jo). Comparando Exxon y Shell en 1988, Exxon
ser más cautelosas con respecto a los proyectos
tuvo un RTR de 0.87 mientras que el RTR de
riesgosos y, en consecuencia, han obtenido
Shell fue de 2.76. Esto sugiere que Exxon se
menores beneficios de los que podrían haber
mostró mucho menos dispuesta a tomar riesgos
logrado de haber actuado en forma diferente.
que otras firmas de dimensiones equivalentes,
mientras que Shell actuó como un agresivo to1. Walls M: “Corporate Risk Taking and Performance: A
mador de riesgos, comparado con otras compa15-Year Look at the Oil Industry, artículo de la SPE 49181,
ñías de tamaño similar.
presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual
de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Septiembre
27–30, 1998.
Compañía
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
Activos de E&P en
1995, millones de $
Exxon
Chevron
Texaco
Amoco
Mobil
Shell
USX
Arco
Conoco
Phillips
Unocal
Occidental
Amerada
Anadarko
Pennzoil
Kerr McGee
Uniontex
1.03
0.17
NA
0.21
0.83
0.80
0.65
1.00
1.44
1.92
5.22
1.39
0.95
NA
0.22
NA
NA
0.83
0.31
1.81
0.49
1.06
1.33
0.46
4.63
2.41
1.37
NA
2.61
2.18
1.57
0.50
2.98
NA
1.58
0.46
1.47
0.71
1.74
1.15
0.42
3.13
2.82
1.81
1.92
2.58
2.79
1.29
0.67
NA
NA
1.00
0.48
1.26
0.44
1.91
1.85
10.08
1.49
2.36
1.97
2.01
NA
0.69
2.05
NA
NA
NA
0.75
0.64
0.95
0.29
NA
2.33
0.36
1.41
3.26
2.80
2.92
2.91
NA
2.00
0.38
1.74
NA
0.51
NA
0.74
0.12
5.89
2.58
0.45
1.23
3.31
1.85
1.96
3.32
NA
2.80
0.27
0.97
0.84
0.50
NA
8.82
0.36
0.70
2.39
0.38
0.96
3.05
3.23
1.97
2.15
6.99
0.74
0.44
4.08
2.43
0.87
1.24
0.76
0.55
0.46
2.76
0.79
1.31
3.77
NA
3.48
2.39
0.95
1.16
0.83
1.42
2.80
0.65
0.43
0.72
0.48
0.29
1.64
0.66
1.38
3.64
NA
1.83
2.49
1.10
1.27
NA
1.75
1.25
0.76
0.35
0.56
0.28
0.27
1.70
0.63
1.75
2.86
1.62
NA
1.92
NA
1.87
NA
1.39
1.83
0.47
0.29
0.41
0.33
0.16
1.86
0.25
1.02
2.38
1.26
NA
1.75
0.78
1.64
NA
1.54
1.46
0.63
0.39
0.94
0.44
0.23
1.82
0.38
0.90
NA
1.41
NA
1.40
0.73
2.12
NA
0.92
3.34
1.07
0.90
0.48
0.41
0.32
2.19
2.64
1.35
NA
1.55
NA
4.36
1.18
NA
NA
2.14
4.41
68,852
27,913
18,734
15,241
14,393
11,976
10,109
9,127
6,649
4,828
4,719
4,594
3,873
2,267
1,992
1,748
1,695
> Relación de tolerancia al riesgo de distintas compañías entre 1983 y 1995.
34
Oilfield Review
pañías en el Reino Unido (valor de las reservas
comerciales + valor de las reservas técnicas +
valor de exploración) fue utilizado como indicador
de inversiones exitosas realizadas en el pasado.14
Se observó una importante correlación positiva entre las posiciones de las compañías sobre la
escala de toma de decisiones y sus posiciones
con respecto al valor total de base, la capitalización de mercado y las reservas comprobadas. La
correlación con el número de empleados fue modesta, mientras que la correlación entre la toma
de decisiones y el retorno sobre el capital fue débil. Esto último no sorprendió a los investigadores. Este parámetro guarda una estrecha relación
con las decisiones tomadas en el pasado—en los
últimos 15 o 20 años— mientras que en la mayoría de las compañías, el método actual de toma
de decisiones fue adoptado hace menos de cinco
años. Por el contrario, el volumen de reservas
registradas y, en particular, el valor total de base,
reflejan los efectos de las decisiones más
recientes. La fuerte correlación entre el valor
total de base de Wood Mackenzie, y la lista de
clasificación por nivel de sofisticación, demostró
14. Simpson et al, referencia 2.
15. Simpson et al, referencia 2.
16. Jonkman RM, Bos CFM, Breunese JN, Morgan DTK,
Spencer JA y Søndenå: “Best Practices and Methods in
Hydrocarbon Resource Estimation, Production and
Emissions Forecasting, Uncertainty Evaluation and
Decision Making,” artículo de la SPE 65114, presentado
en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París,
Francia, Octubre 24–25, 2000.
claramente que existe una relación entre la
sofisticación de las herramientas utilizadas y el
éxito alcanzado en los negocios (abajo).
Además de estas correlaciones, los investigadores descubrieron que si bien el análisis de
Monte Carlo se utiliza ampliamente para estimar
las reservas potenciales, lo cual constituye un
claro reconocimiento de la importancia de la
incertidumbre a este nivel técnico, se emplea
muy poco para los temas económicos.15 Los investigadores sugieren que esto implica, en los casos
de aquellos que no lo usan, la suposición de que
existe una total certeza en materia de costos,
precio del producto, términos fiscales y parámetros temporales; lo cual no es cierto. Además, las
grandes compañías son las que más utilizan la
teoría de la cartera de inversiones. Se comprobó
que la probabilidad de que las compañías
pequeñas utilicen esta teoría es menor, porque
consideran que no cuentan con un número suficiente de bienes, como para constituir una
cartera de inversiones, si bien la teoría se aplica
de la misma forma aunque sólo se trate de dos
propiedades.
Luego de la publicación de los hallazgos de
Aberdeen, otro grupo de expertos en riesgo
patrocinados por el Norwegian Petroleum
Directorate y la mayor parte de las compañías de
exploración y producción (E&P) que operan en
Noruega, ha publicado un trabajo de investigación que, entre otras cosas, sugiere que el uso
de métodos probabilísticos en los procesos de
toma de decisiones, constituye un aporte importante en aras del rendimiento de la compañía.16
Los investigadores analizaron distintas
metodologías para describir la maduración de
proyectos y el consiguiente proceso de toma de
decisiones y encontraron que, si bien la mayoría
de las compañías parecen estar técnicamente
capacitadas para aplicar modelos probabilísticos, sólo unas pocas utilizan estos métodos en
forma rutinaria a la hora de tomar decisiones.
Entre las metodologías estudiadas, una de
las más importantes es la denominada "análisis
de riesgo y toma de decisiones" (D&RA, por sus
siglas en Inglés), que incluye elementos de las
diversas técnicas descriptas anteriormente. El
estudio noruego, fue definido como un enfoque
probabilístico multidisciplinario y totalmente
integrado, basado en rangos de varios parámetros, incluyendo la geología del campo, las
propiedades del yacimiento (como la porosidad),
los costos del acero, los costos de la mano de
obra, el tiempo improductivo de las instalaciones
y los distintos escenarios de desarrollo. También
incorpora la propagación y el agregado de incertidumbres, a través de los diversos modelos relacionados y los distintos niveles de decisión.
Haciendo uso de un estudio económico de
referencia de las principales compañías petroleras que operan en la Bolsa de Comercio de
Nueva York, los investigadores infirieron que
18
Clasificación del valor de base total
16
Coeficiente de correlación = 0.65
Sin outliers = 0.85
14
12
Outlier
10
8
Outlier
6
4
2
0
Outlier
0
2
4
6
8
10
12
Clasificación del nivel de sofisticación
14
16
18
> Correlación entre el nivel de sofisticación en el uso de herramientas de ayuda para la toma de decisiones y el valor de base total (TBV, por sus siglas en Inglés). El TBV es un parámetro ideado por los
analistas de temas energéticos de Wood Mackenzie, con sede en Edimburgo, que toma en cuenta las
reservas comprobadas, probables y posibles y trata de valuar el área de exploración. Los investigadores de Aberdeen, consideran que el TBV es una medida sumamente adecuada, ya que capta los
resultados de las decisiones tomadas en el pasado reciente; y la mayoría de las herramientas sofisticadas se han utilizado sólo en los últimos años.
Invierno de 2001
35
existe una relación entre el rendimiento de la
compañía y los sistemas de trabajo (izquierda).
Las compañías que integraban su secuencia de
tareas y utilizaban la metodología D&RA veían
mejorar su rendimiento inmediatamente después
de introducida esta metodología.
El estudio noruego sostiene que, una secuencia de tareas multidisciplinarias totalmente
probabilística y basada en la metodología D&RA,
ejerce influencia sobre la competitividad de las
compañías. Existen también pruebas circunstanciales que sustentan la idea de que, en una compañía de E&P cuanto más integrada se encuentre
su secuencia de tareas y cuanto más probabilístico sea su enfoque con respecto a la toma de
decisiones, mejor funcionará.
Año (período de 5 años que finaliza en
cada uno de los años que se muestran abajo)
Clasificación del Banco Schroders
1988
1
1992
1990
1994
1996
1998
3
5
7
9
11
13
15
Compañía A
Compañía C
> Estudio comparativo de las principales compañías petroleras que cotizan en
la Bolsa de Valores de Nueva York. El rendimiento de la compañía, según la
clasificación del Schroders Bank, aumentó después de la introducción de
procesos de análisis de riesgos y toma de decisiones (flechas blancas).
Medios
cualitativos
de análisis
Subjetividad y reglas empíricas
Experiencia
Ambigüedad
Hábitos individuales
Análisis
cuantitativo
estructurado
Descripción del prospecto
Chances de éxito
Chances de poder
medir el éxito
Falla
Flujo de fondos descontado
Análisis de Monte Carlo
Teoría de preferencias
Teoría de cartera
Teoría de opciones
Criterios de toma de decisiones
Costo de la falla
Medios
cuantitativos
de análisis
> Diversos aspectos de la toma de decisiones. La mitad inferior de la figura (azul) muestra los medios
cuantitativos, como el flujo de fondos descontado y el análisis de Monte Carlo, utilizados para analizar
el riesgo y tomar decisiones. En la mitad superior (rosado) se observan los medios cualitativos que se
pueden utilizar para el mismo tipo de análisis. A menudo se produce una tensión entre los dos (flechas
blancas); por ejemplo, cuando los ejecutivos se basan en su intuición y no en las cifras. Los investigadores están abocados a la tarea de descubrir cómo toman sus decisiones los individuos, para lo
cual se concentran en los aspectos cualitativos de la decisión. Una vez que se comprenda este
aspecto, el próximo paso será encontrar la relación entre ambos.
36
Las funciones de la intuición
y de los prejuicios
Hay que tener en cuenta que los procesos descriptos anteriormente, no son los únicos que existen. Si bien un análisis cuantitativo estructurado,
forma parte del proceso estándar de toma de decisiones, la intuición y la subjetividad individual
son sumamente importantes (abajo). Este modelo
representa una visión del proceso en su totalidad,
según los investigadores de Aberdeen.17 La interfaz entre los factores cuantitativos y cualitativos
y las proporciones relativas de cada uno utilizados en cada decisión, se describen en términos
de su analogía con una característica geológica
denominada discordancia angular.
El eje vertical del modelo representa el tipo de
decisión a considerar, que incluye decisiones de
mayor nivel (por ejemplo, si ingresar o no en una
nueva cuenca o en un país, o adquirir una nueva
17. Lamb FE, Simpson GS y Finch JH: “Methods for
Evaluating the Worth of Reserves in the Upstream Oil
and Gas Industry,” Geopolitics of Energy 22, no. 4
(Abril de 1999): 2-7.
18. Capen EC: “The Difficulty of Assessing Uncertainty,”
Journal of Petroleum Technology 28, no. 8 (1976):
843-850.
19. Reporte Anual de 1997 de la Dirección Petrolera de
Noruega. Stavanger, Noruega: Norwegian Petroleum
Directorate Publications (1998).
20. Citron GP, Carragher PD, McMaster GM, Gardemal JM y
Jacobsen D: “Post Appraisal and Archival: Critical
Elements in Successful Exploration Risk Assessment,”
artículo presentado en el primer Foro Mundial de
Landmark sobre Tecnología, Houston, Texas, EUA,
Febrero 12–14, 1997.
21. Smith P: “Managing Uncertainty in Oil Field
Developments: A Practical Guide to Making Better
Decisions,” artículo presentado en el Schlumberger Oil
and Gas Decision and Risk Analysis Symposium, Austin,
Texas, EUA, Noviembre 20–21, 1997.
22. Simpson et al, referencia 2.
Carragher PD: ”Leveraging Learnings from Exploration
Risk,” Convención de Resúmenes de la AAPG, Año 2000,
Reunión y Exhibición Anual de la AAPG, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA (Abril 16–19, 2000): A23–A24.
Jonkman et al, referencia 16.
Oilfield Review
10,000
Tamaño del descubrimiento,
millones de barriles de petróleo
Exactitud de la predicción = 38%
1000
100
10
1
1
10
100
1000
Tamaño esperado antes del otorgamiento de la licencia,
millones de barriles de petróleo
10,000
> Recalibración de pronósticos de una prospección. Los operadores del Mar
del Norte en Noruega, han sido siempre demasiado optimistas al pronosticar
el tamaño de las prospecciones para su inclusión en las solicitudes de una
concesión. El eje X muestra el tamaño de las prospecciones esperadas que
los operadores informaron al Norwegian Petroleum Directorate durante los
últimos diez años. El eje Y muestra los descubrimientos reales registrados. La
diagonal central (azul) representa una calibración perfecta. La diagonal
superior (amarillo) representa los pronósticos subestimados por un factor de
10. La diagonal inferior (rojo) representa los pronósticos sobrestimados también por un factor de 10. La gran mayoría de los pronósticos se encuentra por
debajo de la diagonal central, lo cual por definición, representa la influencia
de la subjetividad de los operadores en las estimaciones. La suma de todos
los descubrimientos reales, equivale al 38% de la suma de los descubrimientos pronosticados. Sólo se incluyen datos de descubrimientos realizados.
(Adaptación de Discoveries on the Norwegian Continental Shelf. Producido
en colaboración con el Norwegian Petroleum Directorate, Noruega, 1997.)
compañía) y se encuentran en la mitad superior
del modelo, y decisiones más operativas y
rutinarias que corresponden a la mitad inferior.
La posición a lo largo del eje horizontal refleja
la cultura de la compañía. Algunas confían fundamentalmente en un análisis cuantitativo "riguroso," con relativamente escaso aporte subjetivo
y, por lo tanto, estarían ubicadas en el lado
izquierdo del modelo. Otras compañías se encuentran en el lado opuesto. Esto explica quizás
algunos de los problemas que surgen a la hora de
tomar decisiones en alianzas o sociedades,
cuando los diferentes socios pueden ocupar diferentes posiciones sobre este eje de la gráfica.
Este modelo de toma de decisiones en el sector
de upstream de la industria del petróleo y el gas,
parece reflejar las experiencias y las prácticas de
los que se desempeñan en este rubro. No
obstante, no existe una correlación importante
entre la posición de la compañía en el modelo y el
éxito de sus negocios. Es una cuestión de
adaptación: cada compañía trabaja mejor en
donde se encuentra culturalmente más cómoda.
También existe una relación entre los factores
cuantitativos estructurados y cualitativos no
Invierno de 2001
estructurados: la subjetividad de la persona
responsable de tomar la decisión, influye sobre
los números que ingresan en el análisis cuantitativo. Para que cualquiera de las herramientas
descriptas anteriormente resulte realmente útil,
los datos geotécnicos y financieros requeridos
deben ser confiables. Pero, ¿de dónde provienen
esas cifras? En primer lugar, casi todos los datos
geotécnicos y muchos de los datos financieros,
representan estimaciones computadas. Cada vez
más, la industria de E&P reconoce la necesidad de
expresar tales estimaciones en rangos probabilísticos, en lugar de ser sólo valores tomados al azar,
pero existe una fuerte evidencia de la influencia
de los prejuicios y predisposición en las estimaciones de los proyectos de exploración y
producción:
•Los rangos de predicción de los parámetros
clave son demasiado estrechos, ya que se
subestiman las incertidumbres.18
•Los campos descubiertos, por lo general contienen sólo alrededor del 40% de los
volúmenes de petróleo y de gas previstos antes
de comenzar las perforaciones de exploración
(arriba).19
•Los proyectos de alto riesgo fracasan unas cuatro veces más de lo previsto porque se subestima el riesgo.20
•Los costos reales de los pozos, a menudo exceden los costos previstos entre un 20% y un
100%.
•Las proyecciones económicas y los patrones
utilizados para medir y clasificar las operaciones, a menudo no están calibrados y pocas
veces se comparan con los resultados reales.
Una importante compañía de petróleo y gas,
presentó los siguientes parámetros reales en
comparación con los previstos, en proyectos
realizados en distintos lugares del mundo: las
erogaciones de capital fueron superiores en un
promedio del 95%, con un máximo de 974%; los
gastos operativos superaron las previsiones en
un 140%; la producción de petróleo comenzó
entre uno y tres años más tarde que lo previsto,
y las tasas de producción promedio, son del 65%
respecto de las estimadas.21
Corregir las tendencias personales, tales como prejuicios, predisposición y preferencias, que
inciden en los pronósticos, es un problema de la
organización, relacionado con los individuos, los
sistemas de incentivos, los procedimientos
coherentes, la cultura de la corporación y el liderazgo. No es en esencia un problema de tecnología, si bien las nuevas tecnologías pueden
ayudar a reducir la subjetividad. Otro aspecto de
los problemas de predisposición personal, son
los estilos preferidos para tomar decisiones. Es
comprensivo que un ejecutivo que haya progresado gracias a su estilo intuitivo y subjetivo,
pueda mostrarse reacio a empezar a confiar en
un estilo de manejo de las inversiones más sistemático y basado en el análisis probabilístico.
Varios estudios recientes independientes
reflejan situaciones similares: cuando el manejo
de las inversiones en exploración y producción se
realiza en forma integrada, probabilística, sistemática, y coordinada, se obtienen mejores
resultados que con los métodos tradicionales.22
La mayor parte de las compañías que adoptan un
enfoque sistemático y probabilístico, tratan de
perfeccionar los resultados obtenidos en el
pasado y se esfuerzan por minimizar las tendencias personales que inciden negativamente en
los pronósticos.
Las herramientas de análisis de riesgo estudiadas, cuentan con un enorme potencial para
mejorar el rendimiento de la exploración y la producción, pero para poder desarrollar este inmenso potencial en su totalidad, se debe perfeccionar
el factor humano de la ecuación.
—MB, RH
37
Bordes cortantes
La mejor calidad de los materiales y los diseños innovadores de barrenas (brocas, trépanos,
mechas) rotativas están extendiendo el rango de aplicaciones de las mismas y modificando
la forma en que se utilizan para perforar los pozos. Los operadores y los contratistas de perforación están aprovechando las más recientes tecnologías de barrenas y las nuevas técnicas para construir pozos más efectivos desde el punto de vista de los costos.
Alain Besson
TotalFinaElf
París, Francia
Bruce Burr
Scott Dillard
Eric Drake
Brad Ivie
Craig Ivie
Roger Smith
Graham Watson
Houston, Texas, EUA
Se agradece la colaboración en la preparación de este artículo a Gerald Angst, Ron Birch, Marcel Boucher, Bruce
Boulanger, Jeff Daly, Bob Fabian, Wayne Mausbach, Bill
Miller, Gail Nelson, Tamara Price y Charles Stafford,
Houston, Texas, EUA; David Jelley, Nigel Griffin, Terry
Matthias, Jo Taper y Malcolm Talyor, Stonehouse,
Inglaterra; y James Garner, Sugar Land, Texas.
Armor Clad, ASTRA, Bicentrix, BitTrak, DiamondBack,
Duradiamond, Mudpick, PowerDrive, PowerSteering,
Steeringwheel, Switchblade y Transformation son marcas
de Schlumberger.
38
La perforación de los estratos del subsuelo en
busca de hidrocarburos requiere bajar una
barrena con una columna (tubería, sarta) de perforación o tubería flexible y hacerla girar desde la
superficie mediante equipos de perforación rotativa, o directamente en el fondo con motores y turbinas emplazados en el fondo del hueco. Uno de
los retos que enfrentan las compañías petroleras
y los contratistas de perforación a la hora de planear el pozo, es la selección de la mejor barrena
para una aplicación en particular.
La herramienta básica de los ingenieros de
perforación, la barrena rotativa de cortador fijo o
de cono giratorio, está diseñada y fabricada para
cortar diferentes formaciones y para ser utilizada
en un amplio rango de condiciones. Las personas
que adquieren y utilizan las barrenas deben comprender las diferencias entre los distintos tipos y
diseños de las mismas (próxima página).
Las barrenas de cortador fijo o barrenas de
arrastre cuentan con cuchillas integradas que
giran en conjunto. Las barrenas de arrastre con
cortadores de acero, también conocidas como
barrenas tipo cola de pescado debido a sus formas características, datan de la época de la perforación rotativa anterior a 1900. Estas cortaban
formaciones blandas en forma similar al arado,
haciendo surcos o hendiduras en la tierra. Las
modernas barrenas de cortador fijo con superficie
de diamante también cortan las formaciones; las
barrenas con diamantes suspendidos en cuchillas
matriciales trituran las rocas y los cortadores de
un compuesto policristalino de diamante (PDC,
por sus siglas en Inglés) cortan las rocas en forma
similar a como lo hace un torno.
Las barrenas de conos giratorios poseen conos
de metal que giran en forma independiente al
mismo tiempo que la barrena rota en el fondo del
hueco. Cada uno de los conos cuenta con estructuras cortantes (dientes de acero resistentes al
desgaste o insertos de carburo de tungsteno) que
cortan y trituran, o penetran y rompen como si
fuesen cinceles o palas, dependiendo de la dureza
de la formación. Las barrenas de conos giratorios
permiten perforar más profundo y normalmente se
las conoce como barrenas para roca, debido a que
pueden perforar formaciones más duras en comparación con las primeras barrenas de arrastre.
Las barrenas de perforación constituyen solamente una fracción del costo total del pozo (uno a
cinco por ciento), sin embargo, representan un
componente clave de la economía de construcción
del pozo. El tiempo necesario para perforar un
pozo se encuentra relacionado directamente con
la rapidez con la cual las barrenas corten la formación y con el tiempo que conserven su filo. En
términos de costo por pie o metro perforado
(metraje), invertir en la barrena adecuada reduce
en forma importante el costo total, ya que esto
ayuda a disminuir el tiempo de perforación y el
número de viajes (carreras) de entrada (bajada) y
salida de un pozo. Para perforar pozos poco profundos, las barrenas para roca estándar podrían
ser las más adecuadas, las cuales son menos costosas. Las modernas barrenas de conos giratorios
o de PDC que tienen una mejor velocidad (tasa,
índice) de penetración, (ROP, por sus siglas en
Inglés) y una vida útil más prolongada, si bien son
más costosas, pueden ser la opción más económica en operaciones marinas y en los pozos profundos, donde las velocidades de perforación y los
costos por viaje para reemplazar las barrenas son
elevados. Independientemente de la aplicación, el
precio de compra de las barrenas adecuadas para
cada caso en particular se recupera varias veces.
Oilfield Review
on
enas cas
r
r
a
b
ras
ori
Prime hillas girat
c
u
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s barr pescado
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B
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a
n
e
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Bar tador fij
cor
La primera barrena de conos giratorios con
tres conos fue patentada por Howard Hughes en
1909. En 1916 y 1917, C. E. Reed desarrolló las
barrenas con discos gemelos reemplazables y
cuatro cortadores giratorios. Estas primeras etapas en la evolución de las barrenas ampliaron el
rango de aplicaciones de la perforación rotativa
más allá de los límites de profundidad y durabilidad alcanzados por barrenas con cuchillas de
acero. Desde entonces, los nuevos desarrollos
han mejorado alternativamente los cojinetes de
los conos y la estructura cortante. Estos avances
incluyen conos con metales más duros soldados
sobre los dientes de acero, los cojinetes de rodillos con bolas giratorias para sostener y mantener
los conos en su lugar, los insertos de carburo de
tungsteno, el autolubricado de los cojinetes de
rodillos sellados y los cojinetes lisos de fricción.
Esta tendencia continúa hoy en día con los
nuevos diseños de cojinetes y sellos, mejores sistemas de retención de conos, carburos cementados mejorados y filos de un compuesto de
diamantes con mayor resistencia al desgaste que
ofrecen mejor rendimiento y mayor confiabilidad,
especialmente cuando se trata de formaciones
duras problemáticas, y de perforaciones con motores o turbinas de fondo de alta velocidad. La
combinación de elementos individuales y de los
Invierno de 2001
avances logrados en las barrenas destinadas a
aplicaciones específicas, mejora el rendimiento
de la perforación y prolonga la vida útil de la barrena, incrementando la capacidad de carga y la
durabilidad de las barrenas de conos giratorios.
Las barrenas de cortadores fijos también han
evolucionado y han superado a los primeros diseños de las barrenas tipo cola de pescado y de las
barrenas de arrastre; todo esto mediante la aplicación de diamantes naturales y compuestos sintéticos de PDC en los bordes cortantes. Las
barrenas de cortadores fijos no poseen partes
móviles, sino superficies cortantes para desgastar, y pueden perforar rápidamente durante largos
períodos en ciertas condiciones. Los diamantes
naturales se utilizaron por primera vez alrededor
de 1910 en barrenas especializadas sacatestigos
que hacían cortes en forma de rosquillas y extraían columnas concéntricas de roca—núcleo (testigo corona)—en camisas o tubos especiales
para ser utilizados en la evaluación de la formación. Las barrenas de diamante de pleno diámetro se introdujeron a principios de 1920. Las
primeras barrenas de PDC se pusieron a la venta
a principios de la década de 1970; estas barrenas
se construyeron sobre la base de la tecnología de
General Electric, que permitió que los diamantes
sintéticos se adhirieran al carburo de tungsteno.
s de ativa
a
n
e
Barr ción rot
ra
perfo
Los desarrollos observados en las barrenas
de cortadores fijos son el resultado de las mejoras introducidas en los materiales y en el proceso
de manufactura, conjuntamente con un mejor
entendimiento de la estabilidad de la barrena y
de la dinámica de los fluidos. Las estructuras y
los diseños de corte avanzados disminuyen el
movimiento inestable, o las vibraciones, en el
interior del hueco, dando como resultado una
perforación más agresiva. Los elementos de
corte se fabrican para cubrir las características
específicas de las formaciones a taladrar y para
las condiciones particulares de perforación. Una
nueva generación de barrenas de PDC ha evolucionado para satisfacer las demandas más complejas de perforación direccional, y las barrenas
impregnadas con partículas de diamante están
encontrando nuevas aplicaciones.
Los avances logrados en la hidráulica de la
barrena y en las estructuras de corte, resultan en
mejores diseños para las barrenas de conos giratorios y para las barrenas de cortadores fijos. La
realización de pruebas (ensayos) en tamaño natural y el diseño asistido por computadora, mejoran
nuestro entendimiento de las relaciones entre el
flujo del fluido, la limpieza de la barrena y la eliminación de recortes para mejorar el rendimiento
de la barrena de perforación. Las simulaciones
39
computarizadas de la dinámica de los fluidos (CFD, por sus siglas en Inglés),
como las utilizadas para desarrollar el contorno (perfil) de automóviles, aeronaves y barcos de la marina, les permiten a los diseñadores optimizar la hidráulica de los conos giratorios y de los cortadores fijos para una mejor ROP.
Hoy en día, el software para diseño avanzado establece una correlación
entre la litología y la resistencia de la roca con distintos tipos de barrena. Esto
le ayuda a los operadores a elegir una barrena apropiada. Las extensas bases
de datos registran y rastrean el rendimiento de la perforación y de los resultados para ayudar en la selección de la barrena de conos giratorios o de cortadores fijos, y contribuir a una mejora continua y a futuros desarrollos.
A medida que se mejoran el diseño y la fabricación de las barrenas, los
límites tradicionales entre las barrenas de conos giratorios y las barrenas de
cortadores fijos se tornan menos claros. Gracias a la investigación y el desarrollo se obtiene una mejor confiabilidad, diseños de compuestos avanzados,
una hidráulica mejorada y una mayor estabilidad para todos los tipos de
barrena. Esto le facilita la tarea a los perforadores, sin embargo, la selección
de una barrena se convierte en un verdadero reto.
Las barrenas de perforación y las nuevas herramientas de fondo, conjuntamente con la experticia de las compañía de servicios, les ahorran tiempo y
dinero a los operadores. Este artículo describe las barrenas de conos giratorios, de cortadores fijos de PDC y de diamante, y los avances más recientes,
incluyendo una amplia gama de diseños, materiales y métodos de fabricación
Acanalado y raspado
Trituración
Direción de
la rotación
Diámetro
o contorno
Baja excentricidad del cono (0°) de corte
Diámetro
o contorno
de corte
Alta excentricidad del cono (5°)
Barrenas con dientes
de acero
Blanda
Dureza de la formación
Dura
Barrenas de insertos
> Estructuras cortantes con dientes de acero y de insertos. Los dientes de
acero, se funden, forjan o fabrican del mismo metal que los conos (arriba).
El recubrimiento duro de carburo de tungsteno se suelda sobre los dientes
de acero para incrementar la durabilidad. Las barrenas con conos desplazados permiten estructuras de corte más largas y proporcionan una acción de
limpieza adicional. En las formaciones blandas, los amplios espacios entre
los cortadores promueven también la limpieza de la barrena. Los insertos
sinterizados de carburo de tungsteno se funden por separado y se colocan
mecánicamente a presión en agujeros ligeramente menores al tamaño de
los insertos, precisamente labrados en las superficies de los conos (abajo).
También se encuentran disponibles los insertos cubiertos con revestimientos de PDC que son más resistentes a la abrasión.
que mejoran en gran parte el rendimiento de la perforación y les ayudan a los
perforadores a seleccionar las barrenas acorde con las necesidades del
cliente, para cada formación o aplicación. Asimismo, el artículo examina la
investigación, la realización de pruebas y los desarrollos en la hidráulica de las
barrenas, la adquisición de datos en el fondo del hueco frente a la barrena, la
optimización de la barrena y el estudio de casos relacionados con soluciones
específicas de perforación.
Angulo del
cojinete
Tecnología de conos giratorios
En la década de 1800, las perforaciones hechas con herramientas operadas
por cable y barrenas de percusión eran lentas y limitadas para agujeros poco
profundos. Las barrenas tipo cola de pescado y los equipos de perforación
rotativa con circulación continua para remover los recortes representaron los
primeros avances, pero las barrenas con cuchillas de acero eran más adecuadas para formaciones blandas y se desgastaban rápidamente. Las
estructuras de corte en los conos que giran en forma independiente para
> Acciones de perforación con conos giratorios. Las barrenas de conos
rotar en el fondo del hueco a medida que rota la barrena, se hicieron más
giratorios remueven la roca acanalándola y raspándola o triturándola. Los
populares en la década de 1900. Estas barrenas duraban más y podían hacer
conos giratorios realizan una acción de trituración. A medida que los conos
se apartan del movimiento giratorio real, las estructuras cortantes penetran huecos más profundos. No obstante, las primeras barrenas de conos giratoy raspan más. El desplazamiento o ángulo de excentricidad del cono y la
rios carecían de durabilidad y confiabilidad, pero eran mejores que las barreforma del mismo, provocan que los conos dejen de girar periódicamente a
nas de cuchillas. Para reducir la fricción, se utilizaron cojinetes sencillos con
medida que gira la barrena. Como resultado, las estructuras cortantes se
deslizan en el fondo del hueco y raspan la formación. Los ángulos de despla- revestimientos de acero.
zamiento varían de 5° para formaciones blandas, a cero para formaciones
Los primeros avances se centraron en las estructuras de corte. A princiduras. Las barrenas para formaciones blandas utilizan estructuras de corte
pios de la década de 1930, se desarrollaron barrenas con suficiente espamás largas con ángulos de desplazamiento en los conos que reducen el
cio entre los conos. Al dejar espacio entre conos adyacentes, los cortadores
movimiento de rotación. Los cortadores cortos en los conos que giran más,
Rotación real
en todos
los puntos
El borde del
cono se aparta
del movimiento
real de rotación
provocan una acción de trituración en las formaciones duras.
40
Oilfield Review
pueden ser más largos y proporcionar una acción de limpieza adicional en
formaciones blandas. Anteriormente, los dientes tenían que ser lo suficientemente cortos para no tocarse entre sí a medida que giraban los conos.
Aproximadamente al mismo tiempo, los fabricantes comenzaron a utilizar el
acero tratado térmicamente y a soldar metal más resistente sobre los dientes de acero para taladrar formaciones con alta resistencia a la compresión.
Existen dos tipos de estructuras cortantes en los conos giratorios: los fabricados con dientes de acero, fundidos o forjados integralmente con bordes
de compuestos de carburo resistentes al desgaste, y los insertos de carburo
de tungsteno formados por separado y colocados a presión en agujeros perforados con precisión en las superficies de los conos. Existen barrenas con
diente cortador y de insertos para perforar formaciones blandas, semiduras
y duras (página anterior, arriba). Las barrenas con dientes de acero se utilizan en formaciones blandas con baja resistencia a la compresión, así como
también en formaciones semiduras o duras con mayor resistencia a la compresión. Las barrenas de insertos se utilizan para perforar formaciones que
van de blandas y semiduras, a duras semiabrasivas y duras abrasivas.
Las estructuras de corte que trituran u ocasionan una falla de la roca dura frente a un esfuerzo de compresión son romas (chatas), cortas para evitar el rompimiento del cortador y se hallan muy cerca entre sí. Las
formaciones blandas permiten dientes filosos y largos para penetrar y remover el material mediante el acanalado y raspado de la roca. Cada acción de
corte se utiliza con distinta intensidad, dependiendo del tipo de formación.
Los cortadores tienden a acanalar y a raspar más a medida que los conos se
apartan del movimiento real de rotación. El balance entre los mecanismos
de falla de la roca se logra ajustando el ángulo del cojinete, la forma del
cono y el desplazamiento para controlar la manera en la que giran los conos
(página anterior, abajo). Los cojinetes son ejes o estructuras similares a un
eje alrededor de las cuales giran los conos. El desplazamiento o ángulo de
excentricidad del cono, es una medida de cuánto se inclinan los cojinetes
para que el eje de cada cono no se cruce en el centro de la barrena.
A medida que mejoraron las estructuras de corte y las barrenas comenzaron a perforar en forma más agresiva, la vida útil del cojinete se convirtió en un factor limitante. A mediados de la década de 1930, se
desarrollaron los cojinetes de rodillos antifricción (derecha). Los viajes para
cambios de la barrena mejoraron de 6-8 horas a 20-25 horas, con el correspondiente incremento en el metraje y la disminución en los costos. Las boquillas para fluidos fueron introducidas en 1950 para mejorar la limpieza de
la barrena y del agujero y para incrementar las velocidades de penetración.
Esto se logra forzando chorros de lodo en el fondo del hueco para apartar
los recortes retenidos por la presión hidrostática. Los insertos de carburo de
tungsteno, introducidos en 1951, fueron de gran ayuda para la perforación
de rocas duras. Los insertos de carburo, con solamente una pequeña reducción en la dureza, eran más duros y más resistentes al desgaste que el
mejor acero, y podían perforar largos intervalos antes de desgastarse.
1. La sinterización consiste en el calentamiento del metal pulverizado hasta que el aglutinante del metal se funde, originando la densificación y el encogimiento a la vez que se
mantiene el contorno o perfil preformado.
Cojinete de rodillos sellado
Diafragma
Tapa del depósito
de grasa
Depósito de
grasa
Pieza de sujeción
Superficie
de empuje
>
Cojinetes antifricción. Las actuales barrenas con tres conos, el diseño de
conos giratorios más común, tiene muy poco parecido con las primeras
barrenas de conos giratorios. Los cojinetes giratorios soportan la mayoría de
las cargas y los cojinetes de bolas insertos a través de un agujero en el cojinete liso mantienen los conos en su lugar. La superficie de empuje y los pernos de fricción soportan las cargas y estabilizan a los cojinetes. Los sellos
mantienen la grasa dentro de los cojinetes y evitan que entren el lodo de perforación y las partículas sólidas. Los primeros sellos de caucho se energizaron mediante un anillo de metal interno o resorte belleville. Posteriormente,
se utilizaron los sellos redondeados de elastómero radial. Los depósitos de
grasa en las partes de sujeción aseguran la lubricación. No existe diferencia
de presión a través de los sellos y la presión hidrostática se transfiere a través de un diafragma para estabilizar la presión entre los cojinetes y el hueco.
Por primera vez, las estructuras de corte duraron más que los cojinetes.
No obstante, el lodo y las sustancias sólidas aún dañaban a los cojinetes,
especialmente en aplicaciones críticas. A pesar de que se utilizó una grasa
especial para lubricar los componentes del cojinete y extender la vida útil
de la barrena, la fatiga y el desgaste de las superficies del cojinete de rodillos, y los surcos sobre las piezas de sujeción y los conos, limitaron la durabilidad del cojinete. Fue entonces necesario un nuevo enfoque para las
barrenas de insertos. En la década de 1960, se incluyeron sellos para mantener la grasa dentro de los cojinetes y evitar que los líquidos o las sustancias sólidas penetraran. Los depósitos de grasa en cada pieza de sujeción
proporcionan lubricación continua y el sistema de compensación del diafragma estabiliza la presión a través de los sellos. No obstante, los cojinetes de rodillos abiertos sin sellos, enfriados y lubricados por los fluidos de
perforación, aún se utilizan en barrenas de dientes cortantes para perforaciones de bajo costo.
Hoy en día, los carburos cementados menos porosos se elaboran
mediante la combinación de finas partículas de carburo de tungsteno en
una matriz de cobalto y se sinterizan a altas temperaturas en una atmósfera al vacío o de hidrógeno.1 El contenido de cobalto y el tamaño del grano
se varían para generar una docena de calidades estándar de carburo
cementado. Estos compuestos metálicos combinan la dureza para limitar la
deformación, y la resistencia para prevenir el agrietamiento.
Invierno de 2001
Cojinetes de
rodillos
Metal duro protector
del contorno de corte
Perno de
fricción
Dientes de acero
Sello belleville
Cojinete Cono
Diámetro o contorno
liso
de corte
Bolas giratorias
41
Los granos pequeños y el bajo contenido de cobalto aumentan la dureza
y la resistencia al desgaste a costa de la firmeza. Los granos más grandes
y el alto contenido de cobalto reducen la dureza y la resistencia al desgaste,
pero incrementan la firmeza. Debe escogerse la calidad adecuada; demasiado blanda ocasiona el desgaste prematuro, demasiado dura incrementa
el rompimiento de los insertos bajo cargas severas. La opción es, entonces,
insertos resistentes al desgaste y a la erosión para formaciones duras, e
insertos fuertes para formaciones blandas (derecha).
Las mejores estructuras de corte y la perforación agresiva en rocas
duras y profundas, requieren más carga sobre la barrena y mejores cojinetes. Los cojinetes lisos o de fricción sin rodillos que utilizan sellos O-rings
comprimidos más del 15%, fueron introducidos a fines de la década de 1960
y principios de la década de 1970, marcando una nueva era en el rendimiento de los conos giratorios.
Los cojinetes lisos son más durables y soportan mayores pesos que los
cojinetes de rodillos debido a que las cargas se distribuyen sobre un área
más grande (tanto en la superficie del cojinete como en la superficie interna
del cono), en lugar de distribuirse únicamente sobre los rodillos (abajo). Las
primeras barrenas con cojinetes lisos perforaban el mismo metraje que
hacían de tres a cinco barrenas estándar con cojinete de rodillos, pero eran
más caras. Los ahorros netos resultaron en el incremento del metraje perforado por barrena y en un número menor de viajes para reemplazar las
barrenas.
Cojinete liso sellado
Diafragma
Tapa del depósito
de grasa
Depósito de grasa
Tipos de insertos
43A
51
51A
52A
53
53A
61
62
Formaciones
blandas a
semiduras
Formaciones
semiduras
a duras
62A
Microestructura de carburo cementado
10 micrones
63
Formaciones
duras
73
83
> Variedad de los insertos. La durabilidad de los insertos depende de los
avances en la metalurgia de partículas pulverizadas que eliminan los defectos, optimizan la química del aglutinante y logran una relación precisa entre
la dureza y la firmeza para cada aplicación. Los carburos cementados menos
porosos son mezclados en los dientes de acero o sinterizados en insertos
resistentes al desgaste o a la erosión para formaciones duras o en insertos
más fuertes para formaciones blandas. El control cuidadoso del proceso asegura las propiedades precisas del material y el adecuado tamaño de los granos. Asimismo, la compresión isostática a alta temperatura elimina los defectos intersticiales del carburo cementado (recuadro inferior derecho).
A principios de la década de 1970, la empresa Reed Tool Company, en
la actualidad Reed-Hycalog, desarrolló un cojinete flotante plateado, construido de una aleación de berilio y cobre que cuenta con mayor capacidad
de carga, superior maleabilidad y más resistencia al desgaste, y alta conductividad térmica para disipar el calor.2 Este cojinete flotante gira entre la
superficie del cono y la superficie del cojinete liso para proporcionar cuatro
superficies y un área de resbalamiento dos veces mayor que la de los cojinetes de fricción convencionales, lo que reduce las velocidades relativas y
disminuye el desgaste. Los cojinetes flotantes además tienen un plateado
que reduce la fricción y el desgaste. Casi al mismo tiempo, Reed patentó un
sello oval con una sección transversal que es mayor en la dirección radial
que en la axial.3 Los sellos radiales requieren menos del 10% de compresión para sellar en forma eficaz, lo que reduce el desgaste. Una menor presión interfacial reduce también la fricción y el calor, de modo que los sellos
permanecen más fríos. Hoy en día, muchos diseños de barrenas utilizan
sellos radiales.
Las estructuras de las barrenas de conos giratorios inicialmente se fundían o forjaban en una sola pieza con los conos y, en algunas ocasiones, se
les adherían cuchillas complementarias. Con el advenimiento del diseño de
tres conos, los fabricantes comenzaron a producir unidades con piezas de
sujeción y conos individuales que posteriormente se ensamblaban y soldaban. Esto fue el comienzo de seis décadas de continua introducción de
mejoras en los procesos de fabricación (próxima página, abajo). Las tole,Cojinetes de fricción. Los cojinetes sin rodillos antifricción son durables y
manejan grandes pesos debido a que las cargas se distribuyen sobre un
área más grande del cojinete. Estos cojinetes lisos se utilizan en tamaños
de barrenas superiores a 121⁄4 pulgadas. Los cojinetes flotantes hechos de
una aleación de berilio y cobre disipan el calor y reducen las velocidades
relativas entre los cojinetes lisos y los conos. El plateado actúa como un
lubricante sólido para reducir la fricción y el desgaste. Los sellos radiales
de elastómero se utilizan porque requieren menor compresión que los
sellos redondos y no generan tanto calor.
>
Cojinete flotante
plateado, de
aleación de berilio
y cobre
Superficie de
empuje
Formaciones
blandas
Metal duro Perno de fricción
protector del
contorno de corte
42
Cojinete
liso
Cono
Insertos
de carburo
de tungsteno
Sello radial de
elastómero
Diámetro o contorno
de corte
Oilfield Review
Barra para soldadura convencional
0.4 mm
0.4 mm
rancias más estrechas para el forjado, el maquinado, el tratamiento térmico, la sinterización, el triturado, la soldadura y la metalurgia de partículas pulverizadas, son los cimientos del actual alto rendimiento de las
barrenas de conos giratorios. La compañía Reed fue pionera en el armado
de un sistema de maquinado de las superficies de los cojinetes, para proveer formas consistentes y eliminar las excentricidades.
Reed también desarrolló los métodos patentados para el terminado de
los cojinetes que mejoraron los terminados de las superficies, la concentricidad y el control dimensional. Los elementos de soporte proporcionan un
método para sujetar repetitivamente las partes en una máquina.4 Se ajusta
un soporte a un torno para colocar las partes en forma segura y exacta. Las
partes de mayor tamaño se fabrican mediante la rotación estática; un torno
móvil moldea las partes estacionarias.5 La rotación estática es hoy en día
una norma en la fabricación de la barrena de conos giratorios. En forma
similar, la soldadura robótica proporciona incrustaciones de aleaciones
cuyas formas son casi las formas terminadas. Esto no puede lograrse
mediante la soldadura manual.
Los avances en la metalurgia de partículas pulverizadas se han traducido en un mejorado rendimiento del metal duro de alta calidad para las
barrenas con dientes de acero. Los revestimientos soldados para los dientes de la barrena han evolucionado desde que se utilizaba la soldadura
manual con barras compuestas hechas de polvos de acero y carburo. Este
arduo proceso de aplicación limita la consistencia y el rendimiento de las
barrenas con dientes de acero. La barra del compuesto Armor Clad, desarrollada por Reed-Hycalog aumenta al doble la velocidad de aplicación de
la soldadura, y al mismo tiempo reduce la degradación por calor de las partículas de carburo (arriba).6
El proceso patentado del cortador de metal pulverizado, (PMC, por sus
siglas en Inglés) combina el metal pulverizado y las tecnologías tradicionales del forjado para producir barrenas con avanzadas geometrías de corte y
características excepcionales. Este método de fabricación que incluye una
2. Mayo TH: “Drill Bit Bearings,” Patente de EUA, No. 3,721,307 (Marzo 20, 1973).
3. Murdoch HW y Schumacher PW Jr: “Drill Bit Seals,” Patente de EUA, No. 3,765,495
(Octubre 16, 1973).
4. Gaither PI y Tucker III JR: “Method and Apparatus for Machining a Workpiece,”
Patente de EUA, No. 4,599,921 (Julio 15, 1986).
5. Gaither PI y Klappenbach SW: “Method of Making Lug Journal for Roller Cutter
Drill Bits,” Patente de EUA, No. 4,982,496 (Enero 8, 1991).
6. Smith RC: “Hardfacing Material for Rolling Cutter Drill Bits,” Patente de EUA, No.
5,740,872 (Abril 21, 1998).
Invierno de 2001
,Dientes de acero de alta calidad de superficie dura. La degradación por
calor proveniente de la soldadura estándar a altas temperaturas y la lenta
aplicación con varillas de tubos gruesos ocasionan alta porosidad, agrietamiento y propiedades inconsistentes (arriba a la izquierda). Los revestimientos de metal duro soldados en forma convencional dejan partículas esféricas de carburo de tungsteno expuestas a la erosión (centro a la izquierda).
La soldadura a menor temperatura y la deposición rápida de un revestimiento delgado de una varilla extruida (Thin-Sheath Extruded Rod, TSER)
minimiza la dilución en los dientes de acero (arriba a la derecha). Un premezclado multifásico de carburo de tungsteno y acero pulverizado proporciona una mayor resistencia a la abrasión. Las partículas esféricas grandes
y las estructuras en forma de placa se traslapan para reducir la erosión
matricial (centro a la derecha). Este metal duro Armor Clad, cuenta con una
excepcional baja porosidad e ínfimos defectos de agrietamiento, de modo
que los dientes permanecen filosos por más tiempo, incrementando las velocidades de penetración y la vida útil de la barrena (abajo).
>
Soldadura
con revestimiento
delgado de una varilla extruida
> Fabricación de conos giratorios. Los conos y los cortadores de dientes
fresados, se forjan de barras de acero laminadas en caliente (arriba a la
izquierda). El tratamiento térmico endurece las cavidades de los cojinetes.
Estas formas coniformes se realizan forjando contornos y un agujero rústico, seguidos de un fresado detallado complejo de cada uno de los dientes
en forma individual (arriba a la derecha). El carburo de tungsteno se suelda
manualmente en cada diente para incrementar la resistencia al desgaste.
Para las barrenas de insertos, los insertos de carburo cementado se sinterizan y se colocan a presión en agujeros ligeramente más pequeños que los
insertos, precisamente labrados en las superficies de los conos (abajo a la
izquierda). Las piezas de sujeción y los conos se ensamblan y sueldan
(abajo a la derecha).
43
1
2
Modelo de
aluminio sólido
7
3
Molde con bolsa
de aluminio
8
4
Bolsa de elastómero
5
Molde de inyección y
cubierta de metal duro
6
Cubierta de metal duro
en la cavidad del modelo
Secciones transversales del diente
9
Metal duro soldado manualmente
Pieza preformada
precalentada
Prensa caliente
Prensa isostática para
preformar en frío
Metal duro de PMC
Forma final del cono y
del cortador
> Tecnología del cortador de metal pulverizado, (PMC, por sus siglas en Inglés). El proceso patentado combina el metal pulverizado y las tecnologías tradicionales de forjado para producir barrenas a menor costo, con avanzadas geometrías de corte y características excepcionales. La geometría final del
cono y del cortador se amplían para considerar un proceso de densificación de dos pasos. El modelo sólido y el molde de dos partes se hacen de aluminio
a fin de fabricar una bolsa de elastómero que duplique el modelo en forma exacta.
Las ubicaciones y el espesor del material resistente al desgaste de los dientes, también se amplían para fabricar moldes de acero. Una mezcla de carburo de tungsteno y bolitas de cobalto, polvo de acero y un material aglutinante se inyecta en los moldes para producir las cubiertas de los dientes de
metal duro. La bolsa flexible se coloca en un soporte de aluminio y las cubiertas se insertan en las cavidades correspondientes a los dientes. Un mandril
sólido y una cubierta forman el agujero de la barrena y permiten el acceso para llenar la bolsa con polvo de acero. El polvo se empaca por vibración hasta
un 60% en la forma del molde. El prensado isostático en frío densifica el polvo hasta un 80%, con una reducción uniforme del tamaño del 14%. Estas piezas
preformadas pueden manejarse, calentarse o manipularse durante la deformación final, pero se rompen si se dejan caer.
La densificación del cono y del cortador hasta el 100% y la obtención de la forma final se inicia precalentando uniformemente las piezas preformadas
en una atmósfera inerte cercana a la temperatura de forjado. Las piezas preformadas se transfieren a un molde precalentado y rodeado por polvo de grafito caliente. Esta transferencia toma menos de 30 segundos a fin de prevenir la oxidación y minimizar la pérdida de calor. Una prensa hidráulica consolida
las piezas preformadas para darles la forma final y darles la densidad total en menos de un minuto.
Después de la limpieza con ráfagas de aire, se fabrican los cojinetes, se endurece la superficie mediante un tratamiento térmico y se rectifica con precisión por medios convencionales. El contenido de carbón y la microestructura son los mismos en cada cono y cada diente. La soldadura manual queda
eliminada (abajo a la derecha).
rápida densificación en estado sólido de la forma final de los conos y los
dientes, elimina muchas limitaciones del diseño de la barrena convencional
y proporciona opciones de un material avanzado que mejora la integridad de
la estructura de corte (arriba). Los dientes de metal duro que se obtienen
con este proceso, cuyos espesores son consistentes y su resistencia al desgaste es alta, constituyen la ventaja principal de la tecnología PMC.
Este proceso es adecuado para la automatización, y las operaciones de
soldadura manual quedan eliminadas. A diferencia del metal duro de alta
calidad soldado a mano, el volumen de carburo y la microestructura son
idénticos en cada diente de cada cono. Este proceso proporciona flexibilidad
de innovación en diferentes aspectos del diseño de conos giratorios. La
capacidad del modelo final permite la fabricación económica de estructuras
de corte complejas (formas agresivas, ubicaciones y orientaciones que no
Substrato del
carburo de tungsteno
Contornos e insertos con
revestimientos de diamante
>
Insertos de PDC. Los revestimientos de diamante en los substratos de carburo cementado mejoran las propiedades abrasivas, de impacto y térmicas
de los insertos de los conos giratorios (arriba). Los insertos en forma de
domo utilizan un recubrimiento uniforme de diamante, mientras que los recubrimientos de insertos con punta redondeada varían de gruesos en la punta a
delgados en los bordes (centro). Un recubrimiento de PDC superficial de diamante casi puro y una o dos capas intermedias de diamante, carburo de
tungsteno o combinaciones de cobalto, se sinterizan, ocasionando que el
material aglutinante se adhiera firmemente a la base de carburo (abajo). Los
revestimientos intermedios se optimizan para minimizar las tensiones entre el
diamante y el carburo de tungsteno ocasionadas por la diferencia en la
expansión entre el diamante y el carburo.
Revestimiento
de diamante
44
Tamaño del
grano de
diamante
Parte superior 8 micrones
Segundo
8 micrones
Tercero
8 micrones
Substrato
–
Capa de
diamante
Diamante
Cobalto
Carburo de
tungsteno
95 %
62 %
42 %
–
5%
16 %
16 %
18 %
0%
22 %
42 %
82 %
Espesor
0.010 pulgadas
0.010 pulgadas
0.015 pulgadas
Oilfield Review
>
Diseños avanzados de los cojinetes. Las barrenas de cojinetes giratorios para usar con motores
en serie (EMS, por sus siglas en Inglés) son durables a altas velocidades de penetración cuando
se las utiliza con turbinas y motores de alta velocidad, particularmente en aplicaciones direccionales (izquierda). Para una vida útil prolongada de
la barrena, se incluyen múltiples hileras de rodillos que incrementan la durabilidad y sellos texturizados con acanalado central que reducen la
fricción. Los bordes contorneados del rodillo
minimizan las tensiones de contacto y reducen el
desprendimiento de metal. Los rodillos están
encapsulados en el cono para maximizar el diámetro del cojinete liso y reducir las tensiones de
contacto. Los sellos de Hydrogenated Nitrile
Butadiene Rubber, (HNBR) proporcionan resistencia a la abrasión y soportan temperaturas mayores a 300°F (150°C). Los sellos texturizados atrapan la grasa y reducen la fricción, el acanalado
central mantiene los contaminantes afuera
(recuadro inferior izquierdo). Las barrenas patentadas de rendimiento mejorado, (EHP, por sus
siglas en Inglés), utilizan cojinetes Threaded Ring
(Anillo Roscado) que tienen mayor capacidad de
carga hacia su interior que los cojinetes con
bolas, lo cual contribuye a reducir las fallas y las
pérdidas de conos (derecha). Los cojinetes Threaded Ring proporcionan una mejor retención del
cono en caso de falla del sello. Existe una menor
vibración axial, lo que reduce las fluctuaciones
de presión a lo largo de los sellos y limita la
migración de partículas. La arandela de empuje
plateada Stellite soporta las cargas axiales y
reduce la fricción por calentamiento en la superficie de empuje.
Barrena mejorada en serie (EMS)
Cojinete flotante plateado de
aleación de berilio y cobre
Rodillos contorneados
con filos punteagudos
Dureza optimizada del cono
Dureza optimizada del cono
Punto de contacto de cargas
Superficie de contacto
de cargas
Arandela plateada
de empuje Stellite
Múltiples hileras de
rodillos encapsulados
son factibles con las operaciones de fabricación convencionales). Los
recientes avances en el PMC, incluyen formulaciones mejoradas del metal
duro y cobertura amplia del metal duro.7
Los insertos que tienen recubrimientos de compuestos de diamante han
revolucionado el rendimiento de la estructura cortante en muchas aplicaciones de la barrena de conos giratorios. La tecnología del diamante proporciona resistencia al termo fraccionamiento y al desgaste de los bordes
cortantes, así como de la superficie de corte que está frente a la roca. Los
insertos mejorados de diamante utilizan capas de un compuesto policristalino de diamante de distinta calidad sobre los substratos de carburo cementado (página anterior, abajo). La capa superficial (fabricada casi de
diamante puro) que corta la roca, se optimiza para evitar el desgaste a la
abrasión, a la temperatura y al impacto en las aplicaciones de conos giratorios. Las diferencias en la expansión térmica y en la elasticidad entre los
substratos de carburo cementado y los compuestos de diamante originan
incompatibilidad en cuanto a la dilatación; inconvenientes que se reducen
mediante la aplicación de capas progresivas intermedias.
Los insertos recubiertos de Reed-Hycalog se fabrican bajo licencia, utilizando un proceso patentado de fabricación a alta temperatura y a alta presión similar al utilizado en la fabricación de los elementos de PDC del
cortador fijo (véase "Tecnología del cortador fijo," página 48).8
Afortunadamente, el desarrollo de los insertos de PDC durables para las
barrenas de conos giratorios, coincidió con el agresivo aumento de la perforación direccional con los motores de fondo.
Los diseños más recientes de los cojinetes y los avances actuales en
hidráulica amplían también las capacidades de la barrena de conos giratorios, además de haber mejorado el rendimiento de la perforación. Una
Invierno de 2001
Barrena de rendimiento mejorado (EHP)
Bolas giratorias
Sello radial HNBR texturizado
con acanalado central
Sello radial HNBR
Anillo roscado
nueva generación de barrenas de alta calidad, las utilizadas con motores en
serie y de rendimiento mejorado (EMS y EHP, por sus siglas en Inglés, respectivamente), combinan las mejoras en los materiales y en los procesos de
fabricación con los diseños avanzados. Estos nuevos diseños equilibran los
mejoramientos en la estructura de corte, los cuales aumentan la velocidad
de penetración, con cojinetes y sellos que mejoran la durabilidad y la vida
útil de la barrena (arriba).
El cojinete Threaded Ring (Anillo roscado) introducido por Reed-Hycalog
proporciona una mayor retención de los conos en caso de falla del sellado.9
Este anillo plateado de acero sólido está fabricado en dos mitades, de modo
tal que pueda instalarse en el cojinete liso. Las acciones agresivas de corte
provocan grandes cargas en los cojinetes. Esta estructura similar a un recubrimiento de metal ofrece una mayor capacidad interior de carga que los cojinetes de bolas para una vida útil más larga del cojinete, especialmente en la
perforación direccional. Los reducidos espacios libres disminuyen la vibración
axial y minimizan las variaciones de presión a través de los sellos y limitan la
migración de partículas hacia adentro del cojinete ampliando la vida útil del
sello. La dureza de las arandelas plateadas Stellite también mejora el manejo
de las cargas de empuje y reduce la fricción en el área de la superficie de
empuje de los cojinetes.10
7. Sreshta HA y Drake EF: “Hardmetal Facing for Rolling Cutter Drill Bit,” Patente de EUA,
No. 5,653,299 (Agosto 5, 1997).
Sreshta HA y Drake EF: “Hardmetal Facing for Earth Boring Drill Bit,” Patente de EUA,
No. 5,988,302 (Noviembre 23, 1999).
Drake EF y Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,”
Patente de EUA, No. 5,967,248 (Octubre 19, 1999).
Drake EF y Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,”
Patente de EUA, No. 6,045,750 (Abril 4, 2000).
8. Hall HT Jr y Hall DR: “Carbide/Metal Composite Material and a Process Therefor,”
Patente de EUA, No. 5,304,342 (Abril 19, 1994).
9. Pearce DE: “A New Rock Bit Bearing Provides Superior Cone Retention,” artículo de las
IADC/SPE 19909, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,
Houston, Texas, EUA, Febrero 27-Marzo 2, 1990.
Murdoch HW y Schumacher PW Jr: “Drill Bit,” Patente de EUA, No. 3,971,600 (Julio 27,
1976).
Pearce DE y Walter JC: “Means for Mounting a Roller Cutter on a Drill Bit,” Patente de
EUA, No. 4,991,671 (Febrero 12, 1991).
10. Stellite es una familia de superaleaciones basadas en el cobalto.
Singh RK, Nixon MS y Daly JE: “Rolling Cutter Drill Bits,” Patente de EUA, No. 5,725,313
(Marzo 10, 1998).
Griffin ND: “Methods of Treating Preform Elements Including Polycrystalline Diamond
Bonded to a Substrate,” Patente de EUA, No. 6,056,911 (Mayo 2, 2000).
45
El incremento en el uso de los motores y las
turbinas de fondo someten a las barrenas a rotación de alta velocidad y a velocidades de resbalamiento que ocasionan fallas en los sellos antes de
tiempo. La investigación indicó que un sello texturizado podía resistir el desgaste y retener la grasa
bajo estas condiciones.11 Este sello autolubricante
mantiene la grasa en el área texturizada, lo que
reduce la fricción y proporciona una vida útil más
prolongada del sello. Los sellos de metal se utilizan también para perforaciones expuestas a alta
temperatura y a alta velocidad, y en ambientes
con productos químicos abrasivos (abajo).12
Optimización del rendimiento de
los conos giratorios
El programa de perforación de cinco pozos para
TotalFinaElf en el campo Tin Fouyé Tabankort
(TFT), ubicado al oeste de Argelia ilustra las
mejoras que pueden lograrse utilizando nuevos
materiales y avanzados diseños (próxima
página).13 El campo TFT produce gas de un yacimiento de arenisca Ordoviciana, ubicado a una
Sello metálico en forma
de anillo del lado de la
pieza de sujeción
profundidad aproximada de 2000 m [6560 pies].
La compañía planeó perforar pozos horizontales
de relleno con un alcance aproximado de 600 m
[1970 pies]. La información de pozos vecinos
mostró velocidades de penetración y metrajes
extremadamente bajos para todos los tipos de
barrena. Para reducir los costos, el operador, trabajando con dos fabricantes de barrenas, evaluó
las características de la formación, el historial
del rendimiento de la perforación y la información de pérdida de filo de la barrena tanto para
las barrenas de conos giratorios, como para las
barrenas de cortadores fijos.
La arenisca consiste de granos de cuarzo
angulares entrelazados con una porosidad de 5 a
10%. El pobre rendimiento alcanzado en el pozo
vecino y el alto nivel de desgaste de las barrenas,
indicaron que se trataba de una formación ultra
abrasiva y, probablemente, extremadamente
dura. Los insertos mejorados de diamante son
demasiado friables para perforar roca ultradura,
pero el análisis determinó que esta zona era
entre semidura y dura.
Lodo de perforación
Sello O-ring estático
Cono
Pieza de
sujeción
Energizador
de la pieza de
sujeción
Sello metálico
en forma de anillo
del lado del cono
Resorte
energizador
del cono
Cojinete flotante
plateado de
aleación de berilio
y cobre
> Sellos con superficie metálica. Los sellos metálicos prometen ampliar y
mejorar la durabilidad y la vida útil de la barrena. El acero inoxidable lubricado genera menor fricción y calentamiento por resbalamiento que los elastómeros sobre el acero y además posee una mayor resistencia al calor o al
ataque químico.
46
La abrasividad era mayor que la de cualquier
otra arenisca de cuarzo clasificada anteriormente.
El resbalamiento de cualquier material, incluyendo
el diamante, en esta formación genera desgaste
excesivo—un factor crítico en la selección de la
barrena para la perforación de estos pozos horizontales—lo cual confirma que una barrena de
conos giratorios adecuadamente diseñada podría
perforar en forma más eficiente que una barrena
con cortadores fijos.
En los pozos vecinos, tanto las barrenas de
conos giratorios como las barrenas de cortador
fijo (diseños de PDC e impregnados de diamante),
experimentaron una vida útil corta, bajos metrajes por barrena y gran desgaste ocasionado por la
abrasión y el calor. La sección horizontal de un
pozo vecino consumió 25 barrenas de insertos y
más de 500 horas de perforación. Debido a que
esta formación puede triturarse, se eligieron las
barrenas de conos giratorios para reducir el resbalamiento. Se utilizaron tacos de apoyo (almohadillas, patines) laterales más grandes y más
fuertes para estabilizar las barrenas en forma
lateral. Las superficies expuestas se mejoraron
con diamante al igual que los tacos de apoyo
laterales, el talón, los insertos de la primera
hilera intermedia y los insertos centrales. El
ángulo de excentricidad del cono se redujo o eliminó para minimizar el resbalamiento y generar
más acción trituradora. Las disposiciones irregulares de insertos mejoraron el triturado en forma
adicional y redujeron la fricción por resbalamiento de los insertos en hendiduras o surcos.
La sección horizontal del primer pozo se perforó en 215 horas con once barrenas de insertos
de 81⁄2 pulgadas de diámetro. Las velocidades de
penetración se incrementaron de 1.25 m/hr [4
pies/hr—ROP alcanzado en un pozo adyacente—a 2.8 m/hr [9 pies/hr]. El rendimiento del
cojinete no fue un factor limitante. Las barrenas
EHP fueron escogidas por su desempeño en condiciones severas de perforación y por sus ventajas en cuanto a la retención del cono del cojinete
Threaded Ring. Los insertos mejorados de diamante mostraron un desgaste limitado. Pero los
tacos de apoyo laterales experimentaron un alto
desgaste. Sobre la base de estos resultados, la
excentricidad del cono se redujo a 0°, se incrementó en forma sustancial el número de insertos
de diamante en el área del taco de apoyo lateral,
y se incrementó la cobertura de insertos de diamante en la hilera intermedia del cortador.
En el segundo pozo, la velocidad de penetración promedio se incrementó a 3.5 m/hr [11
pies/hr], lo que requirió nueve barrenas y 176
horas para perforar el tramo horizontal. En el ter-
Oilfield Review
cer pozo, el tiempo de perforación disminuyó a
123 horas. Se utilizaron sólo 6 barrenas y la velocidad de penetración se mejoró nuevamente a
4.8 m/hr [16 pies/hr]. En el quinto pozo, se perforaron 637 m [2090 pies] con seis barrenas en
121.5 horas, a 5.3 m/hr [17 pies/hr]. Comparando
con el pozo adyacente, la velocidad de penetración promedio y el metraje perforado por pozo se
mejoró en más del 400% y el tiempo en viajes se
redujo drásticamente. Los ahorros totales por
pozo fueron de más de $1 millón.
Hidráulica avanzada en
los conos giratorios
La hidráulica de la barrena comprende cuatro funciones básicas: la separación de los recortes desprendidos, la limpieza de los conos y los
cortadores, el enfriamiento de la barrena y el
transporte de los recortes hacia la superficie para
evitar la pulverización de los mismos.14 No obstante, la colocación de boquillas convencionales
dirige el flujo del lodo de perforación directamente hacia abajo y no limpia los conos o el agujero antes de que las estructuras cortantes hagan
contacto con la formación. Como resultado, las
astillas de roca permanecen en el fondo y pueden
adherirse a los conos o quedar encerradas entre
las estructuras cortantes, ocasionando un fenómeno conocido como empastado de la barrena
que evita la penetración total de la formación virgen. Por lo tanto, la hidráulica de la barrena
influencia en forma importante el rendimiento de
los conos giratorios y las velocidades de penetración óptimas.
La relación entre la velocidad de penetración,
la limpieza de la barrena y la remoción de recortes fue reconocida por primera vez en las pruebas de laboratorio efectuadas con barrenas de
tamaño natural. Antes de alcanzar el rendimiento estacionario, las barrenas perforan en
una forma ligeramente más rápida ya que los
dientes o los insertos al principio cortan a lo
largo de toda su extensión. Esta longitud de
corte disminuye gradualmente a medida que los
recortes se empaquetan alrededor de los cortadores, lo cual reduce la penetración en la formación. Estas observaciones condujeron a una serie
de pruebas para analizar los efectos de variar la
dirección y la ubicación de la boquilla. En la primera prueba, el ángulo de la boquilla se orientó
directamente hacia los cortadores. La penetración mejoró en forma importante, demostrando
la importancia de la redirección del flujo para la
limpieza de las barrenas y el impedimento del
empastado.
Invierno de 2001
Mar Mediterráneo
Marruecos
África
Campo Algiers
Campo
Hassi
Messaoud
Campo
Tin Fouyé
Tabankort
Túnez
Libia
Argelia
Nigeria
Insertos mejorados
de diamante
Hileras de
cortadores de insertos
mejorados de diamantes
> Barrenas de conos giratorios optimizadas. El rendimiento de la perforación horizontal en la arenisca ultra abrasiva, semidura del campo
Tin Fouyé Tabankort (TFT) en Argelia (arriba) se mejoró optimizando
barrenas EHP con cojinetes Threaded Ring, con 0° de ángulo de excentricidad y contorno mejorado de diamante, insertos en el talón y en la
hilera central y en los tacos de apoyo laterales (almohadillas, patines)
(abajo). Los insertos de PDC o con revestimiento de diamante son relativamente nuevos en las barrenas de conos giratorios, pero los resultados son impresionantes. En ambientes que dañan seriamente los insertos de carburo de tungsteno, los insertos recubiertos de diamante
permanecen virtualmente intactos. Las barrenas tienen una vida útil
más prolongada y perforan más metraje, lo que significa menos viajes
para reemplazar las barrenas y costos de perforación reducidos.
11. Carter MW, Daly JE y Van Nederveen H: “A New Sealed
Bearing Rock Bit for High-Speed Drilling,” artículo de la
SPE 14385, presentado en la Conferencia Técnica y
Exhibición Anual de la SPE No 60, Las Vegas, Nevada,
EUA, Septiembre 22-25, 1985.
Daly JE y Kotch RJ: “Roller Cutter Drill Bit Having a
Texturized Seal Member,” Patente de EUA, No. 4,619,534
(Octubre 28, 1986).
12. Daly JE, Pearce DE y Wick TA: “Different Stiffness
Energizers for MF Seals,” Patente de EUA, No. 875,861
(Marzo 2, 1999).
Pearce DE: “Face Seal Having Strain Induced Face
Geometry,” Patente de EUA, No. 6,109,376
(Agosto 29, 2000).
13. Besson A, Rabourdin JL, Huon W y Cazenave F: “How to
Design Rock Bits to Drill Ultraabrasive Quartzitic
Sandstone in Horizontal Wells, Algeria,” artículo de las
SPE/IADC 52878, presentado en la Conferencia de
Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Paises Bajos,
Marzo 9-11, 1999.
14. Doiron HH y Deane JD: “Effects of Hydraulic Parameter
Cleaning on Rate of Penetration of Soft Formation Insert
Bits,” artículo de la SPE 11058, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 57,
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Septiembre 26-29, 1982.
47
Para optimizar el rendimiento de la barrena,
se sometieron a prueba diferentes extensiones y
orientaciones de la boquilla (abajo). Las boquillas
parcialmente extendidas se dirigieron hacia los
bordes principales de los conos entre el contorno
exterior y las hileras intermedias del cortador
para limpiar la barrena y el fondo del agujero
antes de que la estructura cortante hiciera contacto con la formación. Esta tecnología Mudpick,
patentada, mejoró las velocidades de penetración en más de un 20% en las pruebas de laboratorio, proporcionando velocidades de penetración
consistentemente más altas en comparación con
las de los diseños convencionales de boquilla
recta.15 Las extensiones de la boquilla se forjan
como partes integrantes de la pieza de sujeción a
fin de evitar el agregado de piezas por separado.
La investigación y las pruebas realizadas a
escala natural originaron otras modificaciones en
la ubicación y la dirección de la boquilla. Los chorros de fluido fueron dirigidos hacia los cortadores laterales para que el lodo de perforación a
alta velocidad limpie los conos antes de efectuar
un cambio de dirección suave y los arrastre por
debajo de los conos. El diseño hidráulico
Mudpick II elimina las áreas de estancamiento de
fluido, y mejora las velocidades de penetración
en más del 45% cuando se usan barrenas convencionales para perforar formaciones blandas o
semiduras.16
En las formaciones donde la vida útil de la
barrena está limitada por fallas de la estructura
cortante, los diseños hidráulicos avanzados permiten que se utilicen estructuras de corte más
cortas y durables sin sacrificar la penetración.
Muchos intervalos pueden hoy en día completarse con una sola barrena. La elección de la
hidráulica Mudpick o Mudpick II depende del tipo
de formación. Los diseños Mudpick se utilizan en
barrenas de dientes fresados para formaciones
blandas. La hidráulica Mudpick II es estándar en
las barrenas de insertos EHP de alta calidad. La
investigación actual está centrada en los mejoramientos adicionales para la remoción de recortes
a fin de evitar el retriturado.
Tecnología del cortador fijo
Las modernas barrenas de cortador fijo son descendientes de la barrena de arrastre con cuchilla
de acero y de las barrenas sacatestigos de diamante natural. Existen dos tipos de barrena de
cortador fijo: acero y de matriz (próxima página).
Estas barrenas clasificadas como de diamante
natural, de un compuesto policristalino de diamante (PDC) híbridas e impregnadas de diamante, no cuentan con partes móviles o
cojinetes, sino que tienen cuchillas. En 1953,
Hycalog comenzó a fabricar barrenas utilizando
diamantes naturales colocados en la superficie.
Las barrenas de PDC se comenzaron a comercia-
Convencional
Mudpick
lizar en 1973; los diseños mejorados híbridos
combinaron el PDC y los cortadores revestidos de
diamante. Las barrenas impregnadas cuentan
con diamantes en o cerca de la superficie de las
cuchillas. Los diamantes naturales están montados en las barrenas con estructura de acero o
previamente fijados en las cavidades del molde
antes de sinterizar las barrenas de matriz con
carburo de tungsteno. Los insertos de PDC pueden montarse tanto en las barrenas de acero
como en las barrenas de matriz.
La fabricación de barrenas de acero de una
sola pieza elimina la soldadura, y los detalles de
diseño son tales que pueden fabricarse ajustándose mucho más a las tolerancias. Las estructuras de corte se montan a presión en agujeros
15. Slaughter RH Jr: “Development, Laboratory, and Field
Test Results of a New Hydraulic Design for Roller Cone
Rock Bits,” artículo de la SPE 14220, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 60,
Las Vegas, Nevada, EUA, Septiembre 22-25, 1985.
Childers JS y Pastusek PE: “Drill Bit Having Angled
Nozzles for Improved Bit and Well Bore Cleaning,”
Patente de EUA, No. 4,546,837 (Octubre 15, 1985).
Moffitt SR y McGehee DY: “Performance Comparison
of Rolling Cutter Bits with Alternative Nozzle Configurations,” artículo de las SPE/IADC 18630, presentado en
la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 28-Marzo 3, 1989.
16. Moffitt SR, Pearce DE y Ivie CR: “New Roller Cone
Bits with Unique Nozzle Designs Reduce Drilling Costs,”
artículo de las IDAC/SPE 23871, presentado en la
Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 18-21, 1992.
Ivie CR y Pearce DE: “Hydraulic Action for Rotary
Drill Bits,” Patente de EUA, No. 5,096,005 (Marzo 17, 1992).
Mudpick II
> Hidráulica avanzada de la barrena. La acción de corte es más eficaz cuando las astillas de roca se retiran inmediatamente. El flujo de fluido alrededor y
por debajo de las barrenas puede observarse en la Cámara de Visualización de Flujo de Reed-Hycalog (extrema izquierda). La hidráulica convencional dirige
el flujo hacia el fondo o hacia la esquina del fondo de un agujero (izquierda). El líquido se dispersa 360° en forma radial, y mucha de la energía hidráulica del
lodo de perforación se pierde en el espacio anular. El flujo restante converge en las áreas de flujo estancado que coinciden con las zonas donde los cortadores hacen contacto con la roca, lo cual reduce la velocidad de flujo y la eficiencia de la limpieza del agujero, así como también la penetración. Los diseños
hidráulicos Mudpick utilizan boquillas anguladas en forma exacta y ligeramente extendidas para limpiar los cortadores y la formación antes de que interactúen, y mueven las áreas de flujo estancado lejos de las zonas de corte (derecha). La hidráulica del diseño Mudpick II maximiza la eficiencia en la penetración para las barrenas de insertos (extrema derecha). El flujo de fluido limpia los insertos internos y los del taco de apoyo, y se impulsa por debajo de los cortadores para limpiar el fondo del agujero. El flujo que pasa por debajo de los cortadores se maximiza para garantizar la remoción de las astillas.
48
Oilfield Review
Tipos de barrenas con cortador fijo
Estructura de acero
Diamante natural
Matriz
Híbrida
Perno de
conexión API
Diámetro
interior del portabarrena
Superficie de
enrosque
Bisel
Ranura del
saltador de barrena
Ranura de
soldadura
Cuerpo
Diámetro o
contorno de
corte
Insertos laterales
Diámetro o
contorno de
corte
Vacío de acero
Tacos de
soporte lateral
de diamante
Acero
sólido
Matriz de carburo
de tungsteno
Cortadores
laterales
Cortadores
frontales
Flanco o
adelgazamiento
Saliente Cono
PDC
Boquillas
intercambiables
Reborde
Cono
Saliente
Impregnada de diamante
Cuchillas
Boquillas
intercambiables
Husillos
giratorios
híbridos
impregnados
de diamante
Ranura
para desechos
Cortadores de PDC
Cortadores de PDC
> Barrenas de cortador fijo de acero y de matriz. Para fabricar las estructuras de las barrenas de acero, el cuerpo de las mismas se fabrica en tornos
controlados numéricamente por computadora, (CNC, por sus siglas en Inglés) (izquierda). Las barrenas de acero soportan mejor el impacto o las cargas
de torsión y se prefieren para formaciones blandas y tamaños de agujeros más grandes. El proceso de metalurgia de partículas pulverizadas se utiliza
para sinterizar las barrenas de matriz (derecha). Las barrenas de matriz que duran más y que pueden fabricarse en formas complejas, son las preferidas
cuando el lodo tiene un alto contenido de sólido, cuando las tasas (gasto, caudal, rata) de bombeo y la potencia hidráulica requeridas son altas, y para
pozos que exigen barrenas de vida útil prolongada. Las barrenas de diamante natural (arriba a la izquierda) e impregnadas de diamante (abajo a la derecha) son aptas para formaciones semiduras y extremadamente duras, cuya abrasividad es mediana o extremadamente alta. Los diamantes se colocan
sobre la superficie o se dispersan en la matriz de carburo de tungsteno en o cerca de las superficies de las cuchillas. Las barrenas de PDC (abajo a la
izquierda) son más adecuadas para formaciones que van de blandas a duras, con baja a alta abrasividad. Las barrenas híbridas (arriba a la derecha)
cuentan con husillos giratorios impregnados de diamante que comparten las cargas con elementos de corte primarios de PDC.
precisamente labrados y ligeramente más pequeños, perforados mediante fresas controladas
numéricamente por computadora, (CNC, por sus
siglas en Inglés) que también cortan el agujero
principal, las cuchillas, las ranuras para desechos
o conductos para el lodo, las cavidades de los
insertos laterales y de PDC, los agujeros de las
boquillas y las roscas. El acero es más blando que
Invierno de 2001
el carburo de tungsteno, pero en las áreas críticas pueden aplicarse metales duros. El carburo
de tungsteno es más frágil que el acero, pero
posee una mayor resistencia a la erosión. Los
polvos de carburo de tungsteno y una aleación
adherente se colocan en un molde con un núcleo
de acero y se sinterizan para producir barrenas
de matriz. Las partículas de carburo se unen y
forman un enlace entre la parte interna del
núcleo de acero y la capa exterior de carburo de
tungsteno o corona.
La energía necesaria para perforar una formación se determina por la acción cortante. De
los mecanismos básicos de remoción de rocas, el
corte es el más eficaz debido a que la resistencia
a la tensión de las rocas normalmente es menor
49
Barrena de diamante natural—ranurado
Barrena impregnada de diamante—triturado
Exposición
Angulo de
inclinación
posterior
Resistencia a la compresión sin confinamiento (UCS), lpc
Barrena de PDC—corte
Angulo de
inclinación
lateral
10,000
9000
Compresión
8000
Corte
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Lutita
Mancos
Lutita
Pierre
> Acciones de perforación de los cortadores fijos. Las
barrenas de diamante natural son barrenas de arrastre
que perforan ranurando (arriba a la izquierda). Las
barrenas impregnadas de diamante trituran las formaciones como una rueda abrasiva o lija (arriba a la derecha). Las barrenas de PDC perforan rápidamente cortando las formaciones en forma muy similar a como lo
hace un torno (centro a la izquierda). Como regla general, es más fácil remover la roca cortándola (abajo a la
izquierda). Los ángulos de inclinación posterior y lateral
y la exposición del cortador definen cuán agresivamente los cortadores de PDC harán contacto con las
formaciones (centro y abajo a la derecha).
Hasta 2732°F [1500°C]
>
Síntesis del compuesto policristalino de diamante. ReedHycalog fabrica cortadores de PDC utilizando dos prensas
cúbicas de diamante propias con seis yunques controlados en forma independiente, dispuestos en pares opuestos que aplican presiones y temperaturas ultraelevadas a
fin de lograr la unión de las capas de diamante entre sí
(izquierda). Los cortadores de PDC están formados por
una capa de partículas de diamante sintético, o tabla de
diamante, adherida sobre un substrato más grueso de carburo de tungsteno (centro). Estas estructuras de corte se
utilizan como tales, o adheridas a un refuerzo más largo de
carburo de tungsteno para facilitar el acoplamiento y proporcionar mayor exposición de corte. La fabricación de
cortadores de PDC requiere un control preciso de la presión y de la temperatura (derecha). El equipo más
moderno y las capacidades de síntesis interna de ReedHycalog, le ayudan a establecer las especificaciones del
PDC, mejoran el control del proceso y hacen más rápido el
desarrollo del producto.
a la resistencia a la compresión (izquierda). Las
barrenas de PDC perforan rápido debido a la
acción de corte que ejercen, lo que requiere
menos energía que las grandes cargas que ocasionan fallas por compresión en las formaciones.
Las barrenas de diamante natural y las barrenas
impregnadas de diamante perforan lentamente
ranurando y pulverizando respectivamente, lo
que hace que ambas requieran una gran carga
sobre la barrena y altos esfuerzos de torsión (torque). Las barrenas de cortadores fijos cuestan
más, pero perforan más rápidamente y duran
más que las barrenas de conos giratorios en
algunas formaciones duras y abrasivas.
El diamante, el material más duro conocido
por el hombre, es carbón cristalino casi puro. Es
10 veces más duro que el acero, 2 veces más duro y 10 veces más resistente al desgaste que el
carburo de tungsteno, y 20 veces más resistente
a la compresión que el granito. Además, entre
todos los materiales conocidos, el diamante
tiene el más bajo coeficiente de fricción y la más
alta conductividad térmica. Las barrenas de diamante natural utilizan diamante industrial (no de
la calidad del de las joyas) proveniente de rocas
naturales, que son trituradas y procesadas para
producir tamaños específicos y formas redondeadas regulares. Las velocidades de penetración
son relativamente bajas (aproximadamente 20
pies/hr [6 m/hr], como máximo), pero una barrena
de diamante diseñada adecuadamente puede
durar hasta 6 días a 15,000 pies [4572 m], en formaciones que van de semiduras a duras.
50
Substrato de carburo de tungsteno
(controlado por el cobalto mediante
el gradiente de concentración)
Tabla de diamante
Pieza de separación
Tabla de diamante
Hasta 2,000,000 lpc [13,733 MPa]
Partículas de diamante
Partículas de diamante
(controlado por el cobalto mediante
el gradiente de concentración)
Substrato de carburo de tungsteno
Anillos de sal
Oilfield Review
Arena gruesa
>
Microestructura del diamante sintético. Hoy en día, los componentes de PDC
son más durables al impacto y tienen mayor resistencia a la abrasión que en
el pasado (abajo). La optimización de la distribución de las partículas de diamante y del procesamiento térmico ha mejorado la calidad del diamante. En el
pasado, la relación inversa entre la resistencia al impacto y la resistencia a la
abrasión del PDC, ponía a los fabricantes y a los usuarios en una situación de
compromiso. En la actualidad, los cortadores clasificados como Top Righthand Corner (TRC) se fabrican utilizando una síntesis mejorada de diamante
para mezclar los tamaños de las partículas de diamante que optimizan tanto la
resistencia al impacto como la resistencia a la abrasión (arriba).
Arena fina mezclada
Arena muy fina
Lín
ea
de
10
co
mp
rom
9
Invierno de 2001
8
7
6
5
Resistencia a la abrasión
4
*1994 terminación de la patente para
la producción del compuesto PDC
3
Resistencia a la abrasión
Cuando se introdujeron las barrenas de diamante, se utilizaron pequeños diamantes en
forma de arenilla. Los diamantes se colocaron en
cuchillas de carburo de tungsteno durante la sinterización, pero las cuchillas tendieron a desgastarse demasiado rápido. Además, los diamantes
se aflojaban y finalmente originaban la detención
de la perforación. Esto dio como resultado barrenas convencionales de diamantes con piedras
más grandes fijadas siguiendo patrones específicos. No obstante, cuando los diamantes naturales fijados en la superficie se salen de la matriz o
se pulen, no quedan elementos duros y filosos
para moler las formaciones. Las velocidades de
penetración disminuyen y se presentan fallas de
desgaste del anillo.
En un principio, la aplicación de barrenas de
diamante natural no se comprendía bien y los
diseños se basaban en la intuición. Hoy en día,
las barrenas de diamante y el tamaño de los diamantes se ajustan a la dureza de la formación.
Las barrenas para formaciones más blandas utilizan diamantes grandes para producir hendiduras. Los diamantes pequeños producen más una
acción de pulverizado y se utilizan para perforar
formaciones duras.
Los diamantes naturales se forman en zonas
profundas de la tierra sometidas a intenso calor
y extrema presión durante miles de años. A principios de la década de 1970, General Electric
desarrolló un proceso de sinterización para fabricar diamantes sintéticos. Delgadas capas circulares de grafito de carbono y cobalto se
colocaban en forma alternada en pequeñas latas
y se prensaban a 2 millones de lpc [13, 733 MPa].
Luego se las calentaba hasta 2732°F [1500°C]
durante cinco minutos. El cobalto fundido,
actuando como catalizador y solvente, disuelve
el grafito y deposita arenilla monocristalina de
diamante, la cual se conglomera y se une para
formar una capa policristalina de diamante o
tabla. Los cristales individuales, como los diamantes naturales se resquebrajan si las cargas
de impacto se aplican en la dirección correcta,
pero los diamantes policristalinos adheridos, no
cuentan con planos de clivaje (resquebrajamiento) y son más resistentes al impacto.
Resistencia al impacto
iso
2
1
0
1979
1984
1986
Reed-Hycalog utiliza proveedores externos,
pero también produce cortadores de PDC para la
investigación y la fabricación de barrenas con dos
prensas cúbicas de diamante propias (página
anterior, abajo). Este enfoque ayuda a establecer
las especificaciones de las barrenas de PDC en
vez de tener que evaluar y aceptar únicamente
productos estándar. Los cortadores de PDC están
formados por discos de diamante sintético y
substratos más gruesos de carburo cementado. El
cobalto forma un enlace con el substrato para formar compactos integrales que con frecuencia se
adhieren a refuerzos más largos de carburo
cementado para el montaje.
Al ser calentado, el cobalto se expande más
que el diamante. A 1292°F [700°C] esta expansión
quiebra el enlace entre el cobalto y el diamante,
de modo que los cortadores de PDC deben permanecer por debajo de esta temperatura a fin de evitar la falla. Para ayudar a superar esta limitación,
los diamantes policristalinos termalmente estables, (TSP, por sus siglas en Inglés) se producen
tratando con ácido los nuevos diamantes sintéticos con el fin de extraer el cobalto. Los cortadores de TSP permanecen estables a 2100° F
[1150°C], pero son mantenidos en su lugar en forma mecánica debido a que ellos no pueden permanecer adheridos directamente a los soportes.
El silicio, el cual reacciona con las partículas de
diamante para formar el carburo de silicio, puede
utilizarse en lugar del cobalto. El carburo de silicio
enlaza las partículas de diamante y posee un coeficiente de expansión térmica mucho menor al del
cobalto. Esta forma de TSP es estable a más de
1150°C, pero también es difícil de adherir.
1987
1988
1993
1994* 1996
1997
Los cortadores de PDC son más resistentes al
impacto que los diamantes naturales y son extremadamente eficaces en rocas duras moderadamente abrasivas. La resistencia a la abrasión se
mejoró en forma importante después de 1994 debido al desarrollo acelerado de materiales, pero
seguía existiendo una situación de compromiso
debido a la relación inversa entre la resistencia
al impacto y a la abrasión. Estas propiedades dependen principalmente del procesamiento y del
tamaño del grano del diamante. Granos más
grandes hacen que los compactos de diamante
sean más resistentes al impacto, pero menos resistentes a la abrasión. Los granos más pequeños incrementan la resistencia a la abrasión pero
reducen la resistencia al impacto. Reed-Hycalog
optimiza las estructuras de corte del diamante,
mezclando diferentes tamaños de polvo de diamante para proporcionar una mejor resistencia
tanto a la abrasión como al impacto (arriba).
El rendimiento del PDC también se ve limitado por el espesor de la tabla de diamante, lo que
es una función de la difusión de cobalto desde la
capa de carburo de tungsteno hacia la capa de
diamante, y mediante esfuerzos inducidos por la
expansión térmica y la contracción del carburo
de tungsteno. La tensión residual alta y las partículas de diamante no sinterizadas como resultado de una incompleta recolección de cobalto
durante la síntesis de PDC, ocasionan la separación de las laminaciones, el descascarillado y el
agrietamiento de las tablas de diamante que
acortan la vida útil del cortador y termina prematuramente con las carreras de las barrenas. Los
modernos cortadores ASTRA, utilizan diseños
51
con interfases diamante-carburo no planas, (NPI,
por sus siglas en Inglés) para resolver algunas limitaciones inherentes a los cortadores convencionales que utilizan interfases planas entre la
tabla de diamante y el substrato de carburo de
tungsteno (abajo).17 El espesor de la tabla de
diamante y las tensiones residuales han sido
siempre una debilidad del PDC, pero los mejoramientos en el procesamiento y la geometría NPI
incrementan el volumen del diamante y reducen
las tensiones en los cortadores modernos.
La geometría NPI reduce la tensión residual a
partir de la contracción del carburo y proporciona
un bloqueo mecánico en las interfases diamantecarburo para incrementar la resistencia al impacto.
El área superficial adicional para el enlace y la
difusión de cobalto, permite que los volúmenes de
diamante se incrementen de 25 a 40%. Los impactos fuertes ocasionan la ruptura de los cortadores,
especialmente cuando los cortadores de PDC son
nuevos y todo el peso aplicado sobre la barrena y
la fuerza cortante están dirigidos al extremo lateral. A medida que se desgastan los cortadores, las
fuerzas se esparcen a lo largo del borde desgastado, reduciendo las tensiones y el riesgo de daño.
Los cortadores TuffEdge presentan un ligero bisel
que reduce las concentraciones de tensión a
medida que los bordes cortantes hacen contacto y
comienzan a cortar.
La estabilidad de la barrena de PDC es un factor clave en cuanto al rendimiento general de la
perforación. El entendimiento de la dinámica y de
las características de diseño que ayudan a dominar
los movimientos destructivos de la barrena en el
fondo del hueco, es sumamente importante al
momento de diseñar y seleccionar barrenas de
PDC. Una barrena estable incrementa la velocidad
de penetración y la calidad del agujero, dura mucho
más, reduce el daño al resto del equipamiento de
fondo (BHA, por sus siglas en Inglés) y mejora el
manejo direccional mediante el suavizado de las
variaciones de los esfuerzos de torsión.
En el fondo del hueco, las barrenas de PDC se
mueven en una forma extremadamente caótica,
incluyendo vibraciones laterales, axiales y torsionales que se presentan solas o combinadas. Las
vibraciones en el fondo del hueco reducen la vida
útil de la barrena, dañando los cortadores de PDC
individuales, interfieren con el control direccional
y con la telemetría de adquisición de registros
durante la perforación, (LWD, por sus siglas en
Inglés), ocasionando variaciones de los esfuerzos
de torsión, y reducen la calidad del hueco, creando agujeros de diámetros mayores a los de la
barrena. Las vibraciones laterales, axiales y torsionales que se presentan en el fondo del hueco,
representan movimientos en forma de remolino,
el rebote de la barrena y movimientos de colgamiento-deslizamiento (stick-slip) respectivamente (próxima página).18
Borde estándar Borde biselado
Tabla de diamante
Substrato
Cortador de PDC
> Cortadores avanzados. El rendimiento de los cortadores de PDC se ha mejorado no solamente
mediante el uso de un material de diamante con más resistencia al impacto y a la abrasión, sino también a través de la geometría. Una superficie no plana proporciona un bloqueo mecánico entre la
tabla de diamante y el substrato de carburo de tungsteno, y una superficie mayor para la difusión del
cobalto (izquierda). Esto mejora los perfiles de tensión respecto de los cortadores de PDC planos,
incrementa la resistencia al impacto y permite volúmenes de diamante mucho mayores. Los mejoramientos en la resistencia al impacto también contribuyen a una mejor resistencia a la abrasión
mediante la ligera reducción de la microdevastación de las tablas de diamante. No obstante, no se
trata simplemente de incrementar el volumen del diamante. Las tablas de diamante más gruesas presentan menor resistencia a la abrasión, de modo que deben optimizarse simultáneamente las características de abrasión y desgaste por impacto. Los cortadores biselados reducen las concentraciones iniciales de tensiones en los bordes del PDC (arriba a la derecha).
52
Cuando los cortadores de PDC alcanzan el
fondo del hueco en forma asimétrica, el centro de
rotación instantáneo se desplaza hacia ese
punto, y la barrena intenta girar alrededor de un
punto diferente a su centro geométrico. Esto crea
un movimiento hacia atrás, o en forma de remolino, a medida que el centro de rotación de la
barrena se mueve alrededor del hueco en dirección contraria a la rotación de la barrena. Esto da
como resultado patrones de lóbulos múltiples en
el fondo del hueco, en lugar de los cortes circulares concéntricos de una barrena estable. Las
vibraciones laterales y las cargas de alto impacto
en la parte posterior de los cortadores de PDC
reducen la vida útil de la barrena y pueden ocasionar fallas catastróficas de la barrena. El movimiento en forma de remolino hacia delante es
menos destructivo y ocurre cuando el centro de
rotación instantáneo se mueve en la misma
dirección que lo hace la rotación de la barrena.
Los diseños de barrena estable reducen el
movimiento lateral ajustando el tipo, el tamaño,
la densidad, la orientación y la ubicación del cortador, de modo que los cortadores se sigan unos
a otros y no muerdan tan profundo.19 La inclinación posterior del cortador controla la agresividad con que los cortadores envisten las
formaciones y pueden utilizarse para reducir las
vibraciones, pero los ángulos elevados también
limitan la profundidad de corte y la velocidad de
penetración. Además del refuerzo de los nuevos
bordes del cortador de PDC, los cortadores
TuffEdge que tienen un borde delantero biselado
reducen la agresividad de la barrena, lo cual también incrementa la estabilidad. Los cortadores de
PDC DiamondBack, colocados detrás de los cortadores primarios en la misma cuchilla y a la
misma profundidad de corte, ofrecen mayor estabilidad y más volumen de diamante en los rebordes de la barrena, lo que permite contornos más
estables y más cortos.
El perfil de la barrena y la estructura del contorno, o configuración, actúan para mantener la
estabilidad. En las pruebas de laboratorio, los
perfiles o contornos planos o que cuentan con
conos internos profundos reducen las vibraciones
de la barrena. Los tacos de apoyo laterales, dispuestos en forma de espiral, reducen la capacidad de una barrena de penetrar lateralmente o
de penetrar directamente en las paredes de una
perforación, mediante el aumento de la circunferencia de contacto. Los tacos de apoyo laterales
biselados limitan la agresividad del corte lateral
y reducen la tendencia de las barrenas para
asirse a la pared del hueco y provocar inestabilidad. Las posiciones asimétricas de la cuchilla
Oilfield Review
Vibración
Dinámica de la barrena
Movimiento
Axial
Rebote
Torsional
Colgamiento-deslizamiento
Lateral
En forma
de remolino
> Vibraciones en el fondo del hueco. La dinámica de la barrena de PDC involucra tres modos de
vibración principales: axial, torsional y lateral que resultan, respectivamente, del rebote de la barrena,
los movimientos de colgamiento-deslizamiento (stick-slip) y los movimientos en forma de remolino
(arriba a la izquierda). El movimiento en forma de remolino es cualquier movimiento regular caracterizado por la rotación de la barrena alrededor de un punto diferente a su centro geométrico. Los movimientos hacia atrás en forma de remolino, en los cuales el centro de rotación se mueve alrededor del
agujero en oposición a la dirección de rotación de la barrena, reducen el rendimiento de la barrena,
dañan los cortadores de PDC y producen formas en el fondo del hueco predeciblemente lobulares
(arriba a la derecha). Los lóbulos generalmente avanzan en el fondo del hueco siguiendo una forma
de espiral en la pared del hueco (abajo a la izquierda) (no confundirse con un agujero en espiral en
donde la línea central toma una forma helicoidal). Una barrena estable realiza cortes circulares concéntricos (abajo a la derecha). El movimiento de colgamiento-deslizamiento hace que la barrena
tienda a disminuir su velocidad o se detenga, que aumente el esfuerzo de torsión y posteriormente,
que se acelere a medida que gira libremente. El rebote ocurre cuando las barrenas vibran hacia
arriba y hacia abajo en el fondo. Los movimientos de la barrena en el fondo del hueco ocurren solos y
17. Matthias TR, Griffin ND y Fuller JM: “Elements
Faced with Superhard Material,” Patente de EUA, No.
5,590,728 (Enero 7, 1997).
18. Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Bit Whirl: A New Theory
of PDC Bit Failure,” artículo de la SPE 19571, presentado
en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE
No 64, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 8-11, 1989.
Brett JF: “The Genesis of Bit-Induced Torsional Drillstring
Vibrations,” artículo de la SPE/IADC 21943, presentado en
la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,
Amsterdam, Países Bajos, Marzo 11-14, 1991.
Langeveld CJ: “PDC Bit Dynamics,” artículo de las
IADC/SPE 23867, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA, Febrero 18-21, 1992.
Kyllingstad A y Halsey GW: “A Study of Stick-Slip Motion of
the Bit,” artículo de la SPE 16659, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 62,
Dallas, Texas, EUA, Septiembre 27-30, 1987; también en SPE
Drilling and Engineering 3, no. 4 (Diciembre 1988): 369-373.
Invierno de 2001
Warren TM y Oster JH: “Torsional Resonance of
Drill Collars with PDC Bits in Hard Rock,” artículo de la
SPE 49204, presentado en la Conferencia Técnica y
Exhibición Anual de la SPE No 73, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.
19. Sinor LA, Powers JR y Warren TM: “The Effect of
PDC Cutter Density, Back Rake, Size, and Speed on
Performance,” artículo de las IADC/SPE 39306, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,
Dallas, Texas, EUA, Marzo 3-6, 1998.
20. Warren TM, Brett JF y Sinor LA: “Development of a
Whirl-Resistant Bit,” artículo de la SPE 19572, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la
SPE No 64, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 8-11, 1989.
Sinor LA, Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Field Testing
of Low-Friction Gauge PDC Bits,” artículo de la SPE
20416, presentado en la Conferencia Técnica y
Exhibición Anual de la SPE No 65, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, Septiembre 23-26, 1990.
rompen los patrones lobulares regulares del
hueco. Las cuchillas montadas en forma de espiral proporcionan asimetría adicional rompiendo
la única línea de contacto del cortador, de modo
tal que es menos probable que la barrena
muerda uniformemente en forma lateral las formaciones y establezca un punto de rotación diferente al centro de la barrena.
Los ambientes en el fondo del hueco provocan muchas fuerzas sobre las barrenas de perforación. El equilibrio de las barrenas que se logra
con el diseño de las cuchillas y de los cortadores
que minimizan las fuerzas en desequilibrio, ha
sido reconocido como una característica de estabilidad. A pesar de que variaciones, tales como
la anisotropía y la dureza de la formación tienden
a anular las estructuras de corte equilibradas, el
equilibrio de las fuerzas, por lo menos, minimiza
las vibraciones laterales inducidas por la
barrena. En muchas aplicaciones, las barrenas
con una o más características estándar de estabilidad reducen la dinámica de la barrena y proporcionan un rendimiento aceptable. Sin
embargo, si las vibraciones son severas e impactan en forma significativa los resultados de perforación, se harán necesarias otras medidas.
Otra técnica consiste en instalar un taco de
apoyo lateral grande de baja fricción (LFGP, por
sus siglas en Inglés) de un lado de la barrena, y
acomodar los cortadores de PDC de modo que las
fuerzas en desequilibrio se dirijan hacia el taco
de apoyo. El diseño antiremolino del LFGP fue
desarrollado por Amoco Research para minimizar
las vibraciones laterales.20 La desventaja es que
las fuerzas desequilibradas y sus direcciones son
difíciles de predecir. La estabilidad de una
barrena LFGP también puede verse comprometida por grandes fuerzas de acción lateral, como
las que se presentan durante la perforación
direccional.
Reed-Hycalog utiliza un LFGP más grande sin
elementos de corte para compensar dicha incertidumbre. Debido a que las barrenas antiremolino carecen de capacidad de corte lateral, los
conjuntos de fondo deben minimizar las fuerzas
laterales para lograr un rendimiento óptimo.
Además de las características de estabilidad
estándar y de las barrenas antiremolino LFPG, se
utilizan conceptos de diseños específicos para
favorecer la estabilidad de la barrena. Estos conceptos incluyen el taco de soporte lateral continuo y los cortadores híbridos.
53
C
D
B
Barrena con baja relación
largo-diámetro (LAR): AB <1
CD
Barrena con tacos de soporte lateral
de baja fricción (LFGP)
Estabilizador superior
Estabilizador inferior
Barrena
corta
Radio corto
Barrena
larga
Radio largo
Barrena Steeringwheel
Giro de perforación direccional de tres puntos
Las barrenas Steeringwheel utilizan un taco de
soporte lateral continuo de 360° para centralizar la
barrena y mantener la estabilidad lateral (arriba).21
Dado que el contacto de corte cubre todo el hueco, es menos probable que la barrena penetre en
la pared del hueco, lo que reduce la vibración lateral, incrementa la vida útil de la estructura de corte y mejora la calidad del hueco. Estas barrenas
generan esfuerzos de torsión reactivos y mínimas
fluctuaciones de los esfuerzos de torsión, y perforan huecos uniformes para facilitar el deslizamiento y la transferencia de peso; factores esenciales
para controlar la orientación direccional.
Las barrenas Steeringwheel combinan el rendimiento direccional de los conos giratorios con
las altas velocidades de penetración de las barrenas de PDC y reúnen todos los requisitos para
perforar pozos direccionales y horizontales, incluyendo las bajas relaciones largo-diámetro, (LAR,
por sus siglas en Inglés), la respuesta uniforme a
los esfuerzos de torsión y el desempeño antiremolino. Es más fácil hacer girar una barrena corta que
una barrena larga. Las barrenas LAR cuentan con
una relación entre dimensiones—longitud de la
barrena dividida entre su diámetro—menor a uno
y facilitan las operaciones de incremento o disminución angular y de giro. Las barrenas
Steeringwheel, que fueron diseñadas principalmente para aplicaciones de control direccional, cuentan con una reducida longitud de corte y
un perfil plano que cumplen con el requisito LAR.
54
Estabilidad y perforación direccional. Las barrenas antiremolino estándar
utilizan tacos de apoyo laterales grandes de baja fricción, (LFGP, por sus
siglas en Inglés) (arriba a la izquierda). Los cortadores de PDC están dispuestos de modo que las fuerzas en desequilibrio se dirijan hacia el taco de
apoyo. Las barrenas Steeringwheel van más allá del concepto de LFGP ya
que cuentan con un anillo de contorno de corte continuo de 360° (abajo a la
izquierda). Esta característica centraliza la barrena y restringe los movimientos laterales, evitando que los cortadores exteriores penetren en la formación, lo que reduce los movimientos en forma de remolino e incrementa la
vida útil de la estructura de corte. Estas barrenas perforan huecos suaves de
diámetro uniforme, presentan menos fluctuación de los esfuerzos de torsión
y cuentan con una transferencia de peso más predecible. La respuesta uniforme a los esfuerzos de torsión de las barrenas Steeringwheel, en combinación con la baja relación largo-diámetro, (LAR, por sus siglas en Inglés) y el
perfil de corte corto, hacen que estos diseños sean particularmente adecuados para la perforación direccional (derecha, arriba y abajo).
>
A
< Elementos de corte híbridos. La combinación de la tecnología del PDC y
de los insertos impregnados de diamante natural, ayuda a proteger a los
cortadores de PDC contra el desgaste abrasivo y el daño causado por las
vibraciones en el fondo del hueco, lo cual incrementa la durabilidad y prolonga la vida útil de la barrena. Cuando las barrenas híbridas están nuevas,
los insertos impregnados de diamante no hacen contacto con la formación
y la barrena se desempeña como las barrenas de PDC convencionales,
garantizando máximas velocidades de penetración (arriba). A medida que
los cortadores de PDC se desgastan con las formaciones duras, los insertos de diamante penetran la formación y toman una participación creciente
de la carga, lo que minimiza el daño del PDC (centro). En las rocas más
blandas, los cortadores de PDC más eficaces toman nuevamente la mayor
parte de la carga, y la eficiencia de corte permanece alta (abajo).
Los cortadores de PDC que se siguen, o rastrean unos a otros, tienden a dejarse llevar por las
ranuras o hendiduras creadas por los cortadores
frontales, lo cual actúa para recuperar la estabilidad. Sin embargo, un seguimiento profundo disminuye la eficiencia de corte y reduce las
velocidades de penetración hasta el 66%. Las barrenas Transformation utilizan disposiciones de
cuchillas duales con seguimiento moderado para
equilibrar la estabilidad y la velocidad de penetración (próxima página). Los cortadores en las cuchillas primarias remueven aproximadamente el 80%
de la roca. Los cortadores de las cuchillas secundarias remueven menor cantidad de material y no
reducen las velocidades de penetración como ocurre con los cortadores adicionales agregados a las
cuchillas de las barrenas convencionales. Cuando
las barrenas Transformation encuentran formaciones duras, las cuchillas secundarias se vuelven
más importantes. Los cortadores de seguimiento
reducen las cargas en los cortadores primarios y
mejoran la estabilidad de la barrena, otorgándole
así una vida útil más prolongada.
Las barrenas Steeringwheel y Transformation
ofrecen estabilidad adicional en comparación con
los diseños LFGP. Tanto las barrenas
Steeringwheel, como las barrenas Transformation
utilizan hidráulica avanzada. Un diseño patentado
de flujo transversal emplea una boquilla interior
dirigida a cada una de las cuchillas primarias, y
una boquilla exterior frente a cada una de las
Nueva barrena híbrida
Formación dura
Formación blanda
cuchillas secundarias.22 El fluido sale por las
boquillas exteriores, limpiando y enfriando únicamente los cortadores que se encuentran sobre
las cuchillas secundarias antes de fluir hacia
adentro. El flujo a alta velocidad proveniente de
las boquillas internas crea una caída de presión,
o efecto venturi, que drena fluido de las boquillas
externas a través del espacio reducido que hay
entre las cuchillas. Las cuchillas primarias reci-
Oilfield Review
Barrena Transformation de PDC de
seguimiento moderado
Barrena de PDC convencional de
seguimiento intenso
Cuchilla primaria
(P)
Cuchilla
frontal
60°
Cuchilla
posterior
180°
Cuchilla secundaria
(S)
P
S
Cortador removedor de roca
S
P
P
Primaria o frontal
Secundaria o posterior
Otros cortadores
S
Hidráulica
S
P
Diseño Switchblade
Diseño convencional
> Cortadores secundarios (de seguimiento) y mejoras en la hidráulica. Las cuchillas de las barrenas de PDC convencionales generalmente comparten la remoción de la roca en forma equitativa. Para perforar en forma eficaz las formaciones interestratificadas blandas y duras, se han acoplado las cuchillas primarias
(P) y secundarias (S) (arriba) en las barrenas Transformation. El espaciado variable que existe entre los cortadores secundarios dispuestos en cuchillas adyacentes, le permite a los cortadores de las cuchillas primarias remover mayor cantidad de roca que los cortadores que siguen la misma trayectoria de las cuchillas secundarias (arriba a la derecha). Esto le permite a las barrenas perforar más rápidamente las formaciones blandas. Por otro lado, se reducen las cargas
sobre el cortador en las rocas más duras. Los cortadores secundarios también reducen la vibración en el fondo del hueco. El canal hidráulico de la barrena de
PDC convencional fluye hacia fuera desde el centro (abajo a la derecha). La mayor cantidad de este flujo es ineficiente y contribuye poco a limpiar y enfriar los
cortadores. Las barrenas Transformation y Steeringwheel utilizan diseños hidráulicos avanzados Switchblade de flujo transversal que le dan un uso eficiente
al flujo, dirigiendo el fluido desde las cuchillas secundarias hacia adentro para maximizar el flujo a lo largo de las cuchillas primarias (abajo a la izquierda).
ben el flujo de las boquillas interiores y exteriores. Estos diseños Switchblade distribuyen la
energía hidráulica en forma más eficiente para
mejorar la limpieza, el enfriamiento y las velocidades de penetración de la barrena.23
Las barrenas híbridas combinan la tecnología
del PDC y del diamante natural.24 Los elementos de
corte de carburo de tungsteno impregnados de
diamante se colocan detrás de los cortadores principales de PDC. Cada cortador impregnado funciona como un compañero de reparto de la carga
para un cortador de PDC específico en las regiones
de alto desgaste de una barrena. Estos cortadores
secundarios protegen a los cortadores de PDC en
condiciones de perforación severas y reducen el
desgaste en formaciones duras y abrasivas
(página anterior, abajo).25 Los diseños híbridos
mejoran la estabilidad de la barrena evitando cortes excesivamente profundos, lo que minimiza las
vibraciones laterales y torsionales provenientes de
los movimientos arremolinados y de los colgamientos-deslizamientos. Los cortadores impregnados de diamante también soportan la mayor parte
del impacto proveniente del movimiento hacia
atrás de la barrena, asociado con los movimientos
en forma de remolino.
La vibración axial hacia arriba y hacia abajo, o
el rebote de la barrena, ocasiona variaciones en la
profundidad de corte que se traducen en un
esfuerzo de torsión excesivo. Los cortadores
impregnados limitan la penetración de la formación y suavizan las rápidas fluctuaciones del
esfuerzo de torsión. Los cortadores impregnados
se colocan más abajo que los cortadores de PDC,
de modo que a medida que se incrementa el peso
sobre la barrena, estos hacen contacto con la formación y disminuyen la respuesta del esfuerzo de
torsión respecto al peso sobre la barrena; un
aspecto particularmente importante en las aplicaciones de perforación direccional. Las cargas laterales que se aplican a las barrenas cuando se
efectúan perforaciones con motores direccionales
de fondo, exponen a los cortadores externos de
PDC al daño por impacto. Para mantener un contorno eficaz, las barrenas de PDC de Reed-Hycalog
utilizan husillos giratorios impregnados que otorgan una protección adicional al contorno.
21. Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S
y Watson GR: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No.
5,904,213 (Mayo 18, 1999).
Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S
y Watson GR: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No.
5,967,246 (Octubre 19, 1999).
Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S
y Watson GR: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No.
6,092,613 (Julio 25, 2000).
22. Taylor MR, Murdock AD y Evans SM: “High Penetration
Rates and Extended Bit Life Through Revolutionary
Hydraulic and Mechanical Design in PDC Drill Bit
Development,” artículo de la SPE 36435, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 71,
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23. Newton A, Taylor MR, Murdock A y Clegg JM: “Rotary
Drill Bits,” Patente de EUA, No. 5,671,818 (Septiembre 30,
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Caraway D, Watson G y Newton TA, “Rotary Drill
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24. Fuller J: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No. 4,718,505
(Enero 12, 1988).
Fuller J y Gasan JA: “Rotary Drill Bit for Use in Drilling
Holes in Subsurface Earth Formations,” Patente de EUA,
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25. Williams JL y Thompson AI: “An Analysis of the
Performance of PDC Hybrid Drill Bits,” artículo de las
SPE/IADC 16117, presentado en la Conferencia de
Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA, Marzo 15-18, 1987.
Hanna IS y Hollister K: “PDC Bits Proved Effective in
Drilling Severely Depleted Sands in the Gulf of Mexico,”
artículo de la SPE 19567, presentado en la Conferencia
Técnica y Exhibición Anual de la SPE No. 64, San Antonio,
Texas, EUA, Octubre 8-11, 1989.
Invierno de 2001
55
Contorno convencional
Contorno activo
> Contorno activo. Las barrenas rotativas direccionales requieren estructuras de corte agresivas en el contorno. Para lograr las trayectorias requeridas
del pozo, la barrena debe cortar en la parte lateral del agujero de la misma
forma en que las herramientas direccionales rotativas aplican esfuerzo lateral para apuntar la barrena en la dirección adecuada. En contraste con la
protección del contorno convencional (izquierda), el contorno activo cuenta
con diámetros reducidos de la barrena, cortadores del contorno de PDC totalmente redondeados con ángulos de inclinación posterior agresivos a lo largo
de todo el contorno, y husillos giratorios híbridos de carburo de tungsteno
que controlan la profundidad del corte lateral (derecha). Un número máximo
de cortadores expuestos incrementa la capacidad lateral de corte e incrementa la durabilidad de la barrena. Los diámetros más pequeños de la
barrena reducen la fricción y mejoran el flujo de fluidos en la región del
contorno, para un mejor enfriamiento y una mayor limpieza.
Perforación direccional
y barrenas especiales
Las barrenas de PDC juegan un papel importante
en la perforación direccional y son componentes
clave de los sistemas avanzados que perforan
huecos horizontales y pozos de alcance extendido
con trayectorias complejas. Los avances tecnológicos que se han producido en aspectos tales
como las configuraciones de las barrenas, las
estructuras de corte, los diseños hidráulicos y la
protección del contorno, han mejorado el rendimiento de la perforación direccional. No obstante, para cumplir con los retos de la perforación
direccional, es necesario aplicar la tecnología
adecuada.
Para un desempeño óptimo de la barrena se
deben minimizar las fluctuaciones de los esfuerzos de torsión durante la perforación direccional.
Los esfuerzos de torsión variables en los motores
direccionales disminuyen la maniobrabilidad e
inhiben el control direccional. Para los montajes
giratorios, los esfuerzos de torsión generados por
los colgamientos-deslizamientos de la barrena
producen vibraciones torsionales perjudiciales. El
aumento de los ángulos del cortador, la disminución en el tamaño del cortador y la utilización de
56
cortadores de respaldo híbridos, impregnados con
diamante reducen los esfuerzos de torsión. La tecnología híbrida reduce también las fluctuaciones
de los esfuerzos de torsión. Los cortadores biselados TuffEdge se utilizan para minimizar el daño
del PDC. Las barrenas aptas para las perforaciones direccionales y horizontales utilizan pequeños
cortadores de PDC, contornos planos y longitudes
reducidas de la barrena. El incremento en los puntos de contacto en la barrena de PDC que se logra
aumentando el número de cuchillas, de cortadores y de tacos de apoyo laterales, también reduce
las fluctuaciones de los esfuerzos de torsión.
Hoy en día, se encuentran disponibles barrenas para sistemas direccionales rotativos que
perforan pozos horizontales y de alcance extendido. La tecnología de empuje de la barrena, tal
como la de los sistemas direccionales rotativos
PowerDrive, permite realizar ajustes direccionales desde la superficie durante la perforación
rotativa. En lugar de utilizar un motor direccional
para inclinar o apuntar la barrena, una fuerza
generada por la herramienta desvía la barrena en
la dirección necesaria.26 Independientemente del
esfuerzo de torsión, la trayectoria de la barrena
se controla por válvulas y tacos de apoyo coloca-
dos en el fondo del hueco. Estos sistemas tienen
menos arrastre, transfieren el peso a las barrenas en forma más eficaz y logran mayores velocidades de penetración. La rotación continua de la
tubería mejora la limpieza del agujero y reduce la
tortuosidad del hueco, lo que significa menos viajes de limpieza y menores costos de equipo de
perforación. Los sistemas de rotación direccionales permiten el uso de barrenas agresivas y ofrecen oportunidades para optimizar las barrenas.
Las características específicas de la barrena
de PDC maximizan el rendimiento del sistema
direccional rotativo.27 Las barrenas para estos
sistemas requieren baja relación largo-diámetro
y un contorno activo o una estructura de corte
con contorno agresiva (izquierda).
Las barrenas de PDC convencionales no tienen una capacidad de corte lateral significativa.
Los elementos tradicionales de protección del
contorno, como los insertos de carburo de tungsteno o impregnados de diamante, elementos de
un compuesto policristalino de diamante térmicamente estable (TSP) y los cortadores de PDC
previamente aplanados, se utilizan únicamente
para mantener el diámetro del hueco constante y
perforar agujeros de tamaño normal. El concepto
del contorno activo, desarrollado por primera vez
para las aplicaciones del Mar del Norte, ofrece
cortadores de PDC completamente redondeados
con husillos giratorios híbridos de carburo de
tungsteno en forma de domo, ubicados directamente detrás de éstos como protección. Además,
el diámetro del contorno es reducido y se prescinde de la protección de los insertos para incrementar la exposición del cortador.
Las altas densidades del cortador y los bajos
ángulos de inclinación posterior que se observan
en los diseños del contorno activo, proporcionan
capacidad lateral de corte agresiva y mejoran la
maniobrabilidad. Los puntos de contacto del contorno activo—cortadores y husillos giratorios
híbridos—reducen la fricción del taco de apoyo
lateral, el arrastre y el esfuerzo de torsión de la
barrena. Los diámetros más pequeños del contorno mejoran el flujo del líquido alrededor de la
barrena, lo que ayuda al enfriamiento y a la limpieza del taco de apoyo lateral y de los cortadores. El contorno activo se utiliza tanto en las
26. Colebrook MA, Peach SR, Allen FM y Conran G:
“Application of Steerable Rotary Drilling Technology to
Drill Extended Reach Wells,” artículo de las IADC/SPE
39327, presentado en la Conferencia de Perforación de
las IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, Marzo 3-6, 1998.
Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D:
“New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield
Review 12, no. 1 (Primavera de 2000): 18-29.
27. Barton S: “Development of Stable PDC Bits for Specific
Use on Rotary Steerable Systems,” artículo de las
IADC/SPE 62779, presentado en la IADC/SPE Asia Pacific
Drilling Technology Conference, Kuala Lumpur, Malasia,
Septiembre 11-13, 2000.
Oilfield Review
barrenas de acero como en las barrenas de
matriz. Esta técnica proporciona protección adecuada al contorno, pero las barrenas de acero
requieren un revestimiento de metal duro resistente a la erosión, debido al incremento del flujo
a través de los tacos de apoyo.
La experiencia es un factor crítico a la hora de
proveer soluciones para la barrena de perforación
direccional. En cuanto a la perforación direccional, la experiencia de Schlumberger se manifiesta
en el concepto PowerSteering, una combinación
única de tecnología y experiencia. En las aplicaciones de perforación direccional, el proceso
PowerSteering suministra las especificaciones de
la barrena más adecuada para cada aplicación,
las modificaciones necesarias de las barrenas
existentes o el diseño de una barrena para satisfacer las necesidades específicas del cliente.
En algunas ocasiones, existe la necesidad de
agrandar los huecos existentes o de perforar agujeros más grandes de lo normal por debajo del
revestidor, especialmente para mejorar los trabajos de cementación o terminar pozos en las formaciones que se dilatan o derrumban. En el
pasado, se utilizaban las barrenas ensanchadoras mecánicas que se expandían para cortar un
diámetro más grande del agujero debajo del
revestidor. Hoy en día, las barrenas asimétricas
se encuentran disponibles para estas aplicaciones. Las barrenas Bicentrix pasan a través de un
diámetro más pequeño para perforar un agujero
que es de mayor diámetro que el de la sección
anterior o el del revestidor (derecha). Las versiones más recientes de estas barrenas combinan el
escariador Bicentrix y los diseños direccionales
SteeringWheel con un escariador, cuyo patentado está pendiente, que permite que un agujero
agrandado sea perforado sin hacer un viaje extra
para el cambio de la barrena después de perforar
el cemento. Las cuchillas más cortas del escariador tienen una forma tal que proporcionan un
espacio entre el revestidor y los cortadores exteriores de las cuchillas más largas.
Barrenas impregnadas de diamante
La selección de las barrenas para formaciones
extremadamente duras y abrasivas encierra una
situación de compromiso. Las barrenas de PDC
perforan rápidamente, pero no duran mucho en
condiciones abrasivas; las barrenas de conos
giratorios perforan más lentamente, pero se desgastan más rápidamente y hacen agujeros de
tamaños más pequeños que su diámetro. Las
barrenas de diamante natural cuentan con mejores velocidades de penetración y duran más, pero
su selección se ha visto limitada, especialmente
para las formaciones interestratificadas donde
Invierno de 2001
los delgados filones blandos recubren la parte
frontal de la barrena, disminuyendo el rendimiento de la perforación. Durante los últimos 10
años, las barrenas impregnadas de diamante han
dado un giro sustancial. Con mejores materiales
de matriz y de diamante, y con nuevas técnicas
de fabricación, la resistencia al desgaste se ha
incrementado significativamente. Las barrenas
impregnadas pueden diseñarse para perforar formaciones blandas o duras y abrasivas. Las turbinas y los motores de fondo también se han
mejorado y pueden permanecer más tiempo en el
hueco para aprovechar la larga vida útil de las
barrenas impregnadas.
Las primeras barrenas impregnadas de diamante, que se remontan a la década de 1800,
perforaban muy despacio y eran principalmente
el último recurso cuando las formaciones eran
demasiado duras, abrasivas o muy profundas
para las barrenas de conos giratorios, de PDC o
con diamantes naturales fijados en la superficie.
Hoy en día, las partículas de diamante están suspendidas en la matriz de carburo de tungsteno de
las cuchillas de la barrena, a fin de incrementar
en gran medida la resistencia al desgaste. En
lugar de cortadores individuales, la superficie
total de la barrena contiene elementos cortantes
situados tan profundamente como los canales de
la hidráulica de la barrena. Los diamantes pulverizan las formaciones duras y los filos de las
cuchillas cortan las formaciones blandas en
forma similar a las barrenas de PDC. La velocidad
de penetración se reduce gradualmente a
medida que las cuchillas pierden el filo. La matriz
se desgasta para exponer continuamente nuevos
y filosos diamantes. La vida útil de la barrena es
una función del volumen impregnado de diamante que puede colocarse en la parte frontal de
la barrena. En consecuencia, las cuchillas más
altas duran más.
En el pasado, el uso de las barrenas impregnadas de diamante se limitaba a la perforación
de formaciones duras y abrasivas con turbinas de
alta velocidad. Durante los últimos años, el rango
de las aplicaciones se amplió a arenas interestratificadas, lutitas (esquistos), carbonatos y car-
Barrena Bicentrix
Barrena Bicentrix
dentro del revestidor
Espacio intermedio
Contacto
Contacto
Corte de agujero de mayor tamaño
Contacto
Barrena Bicentrix Steeringwheel
> Barrenas excéntricas. Las barrenas Bicentrix cuentan con una estructura agrandada, o escariador
(ensanchador, rectificador) en un lado para perforar agujeros más grandes debajo del revestidor
(arriba a la izquierda). Sin rotación, la asimetría le permite a la barrena pasar a través de un diámetro
más pequeño. Las barrenas Bicentrix Steeringwheel están diseñadas para perforar cemento y continuar taladrando en aplicaciones direccionales (abajo a la izquierda). La forma de la sección del escariador evita que los cortadores hagan contacto con el revestidor mientras se perfora el cemento
(arriba a la derecha). Los cortadores que se encuentran sobre el escariador giran con la barrena para
perforar un agujero de mayor diámetro (abajo a la derecha).
57
bón, así como también a rocas ígneas, metamórficas y conglomeradas perforadas en forma direccional con motores de fondo. Hoy en día, las
barrenas impregnadas de diamante son capaces
de perforar diferentes tipos de formaciones
(abajo). Un balance entre las propiedades del diamante y de la matriz, optimiza el rendimiento de
la perforación y el ahorro en los costos, especialmente en las aplicaciones de perforación que utilizan motores y turbinas de desplazamiento
positivo de alta velocidad. Para extender el rango
de aplicaciones de estas barrenas, se encuentran
disponibles tres contornos distintos (cono doble
profundo, doble cono superficial redondeado y
contorno redondeado plano).
Debido a que las barrenas impregnadas se
utilizan también en formaciones interestratificadas, se ha incrementado la demanda de las
estructuras de corte más agresivas. Para forma-
ciones blandas con filones delgados duros, las
barrenas impregnadas se complementan con elementos de corte triangulares o cúbicos TSP para
incrementar la agresividad. Los diseños
Duradiamond Transformation utilizan contornos
estriados (cuyo patentado está pendiente) con
cuchillas primarias, secundarias y terciarias a
diferentes alturas. Los bloques TSP se colocan en
las estrías de los bordes frontales de cada cuchilla, a fin de mantener estos bordes filosos. Estas
barrenas inician la perforación con 5 cuchillas,
posteriormente se convierten en barrenas de 10
cuchillas y finalmente en barrenas de 15 cuchillas. Esto ocurre a medida que se desgastan los
rebordes de altura variable.
Debido a que no existen áreas de baja presión
para drenar el fluido a lo largo de la barrena, cauces de flujo secundarios se conectan directamente a los conductos principales de flujo, de
modo que el flujo radial de alta presión fluya a
cada uno de los conductos. Esto proporciona un
flujo uniforme hacia todas las partes de la
barrena y reduce el taponamiento. Los cauces de
flujo convergen a diferentes distancias radiales,
para luego esparcirse en las áreas sin diamantes
y reducir las fallas por desgaste. Los conductos
del flujo en forma de V son más fáciles de limpiar, maximizan el volumen de la cuchilla y de las
partículas de diamante para un área de flujo
dada, y proporcionan un borde cortante agresivo.
Adaptación del rendimiento
de la barrena de cortador fijo
La perforación en el campo Tunu en el delta de
Mahakam cerca de Balikpapan, Indonesia, es
complicada debido a la presencia de formaciones
interestratificadas en la sección del agujero de
121⁄4 pulgadas. La litología en la parte superior de
Barrena Duradiamond
Barrena Duradiamond
Transformation
Matriz demasiado blanda
Matriz demasiado dura
P4
P5
Doble cono,
agresivo
Doble cono,
intermedio
Dureza óptima de la matriz
P7
Redondeado
de uso general
Prueba de verificación del contorno de la barrena impregnada de diamante
80
Velocidad de penetración, pies/hr
Superficie de la barrena
Conductos principales para el flujo y
cauces espiralados de arrastre
60
Carbonato con 21,000 Ipc
de resistencia a la compresión
sin confinamiento (UCS, por
sus siglas en inglés)
Cuchilla de la barrena
40
P4 6 pulg
P5 6 pulg
P7 6 pulg
20
0
5
10
Peso sobre la barrena, 1000 lbm
15
Bloques policristalinos
térmicamente estables, (TSP)
en el filo frontal de cada estría
> Barrenas impregnadas. Las barrenas impregnadas de diamante son muelas abrasivas especializadas. La tecnología Duradiamond proporciona opciones
para manejar cualquier tipo de formación dura. Se han desarrollado mezclas especiales de diamantes y carburo de tungsteno para incrementar las velocidades de penetración y asegurar una vida útil más larga de la barrena. El paralelismo entre el desgaste de la matriz y el del diamante equilibra la vida útil de la
barrena y la velocidad de penetración. Si la matriz es demasiado blanda, los diamantes se liberan antes de que se desgasten, lo que acorta el tiempo de utilización de la barrena. Si la matriz es demasiado dura, los diamantes no se exponen adecuadamente y las velocidades de penetración se reducen. Se encuentran
disponibles tres contornos distintos (centro). El contorno más agresivo es un doble cono profundo (azul) para perforar formaciones interestratificadas blandas y
secciones horizontales. El doble cono superficial redondeado (rojo) se utiliza en formaciones de resistencia intermedia. El contorno redondeado más plano
(verde) es un diseño de uso general para formaciones abrasivas más duras y secciones de incremento angular en los pozos direccionales. Las barrenas
Duradiamond (arriba a la izquierda) y Duradiamond Transformation (arriba a la derecha) utilizan una hidráulica de flujo radial para proporcionar flujo uniforme
sobre la superficie de la barrena (abajo a la izquierda).
58
Oilfield Review
Invierno de 2001
Estándar
Nueva
Columna
de
perforación
Estructura
de la
barrena
Cortador
de PDC
Balikpapan
INDONESIA
Yakarta
Formación dura
1600
1400
1300
1200
1000
800
600
400
200
30
25
20
15
10
5
0
Formación blanda
Sección, m
Velocidad de penetración (ROP), mph
tal sección consiste de arena blanda y homogénea, y arcilla. Más abajo, las formaciones están
constituidas de una arenisca homogénea de
resistencia media y de lutitas. Además, se
encuentran capas de caliza y dolomita a lo largo
de todo el intervalo. Los filones delgados de
caliza, los cuales no son abrasivos y son mucho
más blandos que la dolomita, tienen hasta 2 m [7
pies] de espesor. Los filones de dolomita extremadamente duros presentan poca porosidad y
tienen alrededor de 0.5 m [1.6 pies] de espesor.
Cuando se inició el desarrollo del campo en
1973, la sección de 121⁄4 pulgadas se perforaba
con lodo a base agua, consumiendo entre 8 a 12
barrenas de conos giratorios, a una tasa de penetración promedio de unos 9 m/hr [30 pies/hr].
Para la década de 1980 se comenzaron a utilizar
barrenas de PDC y lodo a base de aceite (petróleo). Las primeras barrenas de PDC fueron de
diseños estándar. Para perforar la sección se
necesitaban tres barrenas de conos giratorios y
tres barrenas de PDC, lo que mejoró la velocidad
de penetración a 10 m/hr [33 pies/hr]. A finales
de la década de 1980 y principios de la década de
1990, las barrenas de conos giratorios fueron
reemplazadas por barrenas de PDC y se utilizaban de tres a cuatro de tales barrenas para terminar la sección. El análisis de las barrenas
aplanadas indicó que las cargas de alto impacto,
aplicadas frente a los filones dolomíticos duros
ocasionó fallas catastróficas, (cortadores rotos,
desvastados o perdidos). Después de la utilización de las barrenas antiremolino convencionales, se evaluó un nuevo diseño para mejorar el
desempeño de las barrenas.
Se necesitaron barrenas más estables a fin de
reducir la vibración de la barrena, principalmente
los movimientos laterales en forma de remolino,
y completar la sección con una sola barrena, sin
embargo, las formaciones interestratificadas
complicaron la selección de la barrena óptima.
Las características necesarias para los filones
duros se contraponían a las necesarias para las
formaciones más blandas. Las formaciones blandas requieren una limpieza hidráulica eficaz, contornos agresivos, cortadores grandes y elevados
volúmenes de diamante utilizables para lograr
altas velocidades de penetración. En filones
duros, se requiere la tecnología antiremolino,
una baja fricción del contorno para lograr estabilidad y diseños óptimos del cortador para una
vida útil prolongada de la barrena.
Las fallas del cortador son ocasionadas por el
contacto inicial con los filones duros y por el
incremento en las vibraciones que se producen
cuando se abandona la roca dura. Cuando se
penetra la roca dura, los cortadores de la saliente
PDC estándar PDC antiremolino Nuevo diseño
1991 a 1996
1993 a 1995
1996 a 1997
PDC estándar PDC antiremolino Nuevo diseño
1991 a 1996
1993 a 1995
1996 a 1997
> Barrenas de cortador fijo adaptadas para cubrir aplicaciones específicas. La combinación de las tecnologías del PDC, incluyendo los tacos de apoyo laterales LFGP, la optimización del contorno y la
hidráulica Switchblade, proporcionan una solución que perfora las formaciones interestratificadas en
forma consistente y sin comprometer el desempeño general. El contorno poco profundo de la barrena
minimiza el daño del cortador al penetrar o abandonar filones duros, distribuyendo las cargas uniformemente entre las áreas del cono interior y el reborde exterior. Este nuevo diseño (arriba a la derecha),
fue comparado con dos tipos de barrenas utilizadas desde junio de 1991 hasta abril de 1997 en el campo
Tunu cerca de Balikpapan en Indonesia (arriba a la izquierda). La primera era una barrena de PDC
estándar; se utilizó en 14 viajes. La segunda era una barrena antiremolino convencional y se usó en 42
viajes. La nueva barrena tenía 20 viajes al momento de efectuarse la comparación. Esta barrena perforó
180% más metraje (abajo a la derecha) y 141% más rápido (abajo a la izquierda) que las barrenas de
PDC estándar; y 68% más metraje y 70% más rápido que las barrenas antiremolino convencionales.
hacen contacto primero y se sobrecargan con
relación a los cortadores que aún se encuentran
en un filón blando. Esta sobrecarga se ve reducida mediante un contorno corto. Una vez que se
abandonan los filones duros, el reborde y los cortadores del contorno se sobrecargan. Esto es aún
más dañino, debido a que los cortadores del contorno se encuentran a un radio mayor que los cortadores frontales, lo que incrementa la inercia de
impacto. Este efecto se ve minimizado mediante
el diseño de la profundidad y la altura del cono
para que sean iguales, de modo tal que el
reborde, los cortadores del contorno y los cortadores del cono compartan el peso de la barrena y
las cargas en forma uniforme cuando la barrena
abandona un filón duro (arriba).
Las barrenas estaban equipadas con cortadores
grandes para mantener una penetración alta en las
formaciones blandas y para maximizar el volumen
de diamante disponible, a los efectos de lograr la
vida útil necesaria de la barrena, para perforar la
sección completa con una sola barrena. Se utilizó
una barrena LFGP para reducir las vibraciones y evitar los movimientos en forma de remolino. La acu-
mulación de material sobre la barrena en las formaciones blandas fue un problema, de modo que
se utilizó un diseño hidráulico Switchblade con el
fin de mejorar el flujo sobre la superficie de la
barrena y así lograr una mejor limpieza, particularmente en el área de la ranura para desechos rodeada por la barrena LFGP. Para esta aplicación, se
seleccionaron barrenas con estructura de acero
debido a que son elásticas y, por lo tanto, reducen
el daño del cortador frente al impacto.
Inicialmente, la nueva barrena perforó la arenisca a 120 m/hr [394 pies/hr] y la arcilla a 80 m/hr
[262 pies/hr]. A medida que la formación se tornó
más dura cerca de la parte final de la sección, se
perforó la arenisca a velocidades de hasta 40 m/hr
[131 pies/hr] y la arcilla a velocidades de hasta 30
m/hr [30 pies/hr]. Los filones de dolomita dura se
perforaron a aproximadamente 0.5 a 1 m/hr [1.6 a
3.3 pies/hr]. El análisis del nuevo diseño reveló
poco o ningún daño causado por el impacto, indicando suficiente estabilidad de la barrena. No
hubo daño por calentamiento o desgaste, lo que
sugirió que el diseño hidráulico estaba enfriando
los cortadores en forma eficaz.
59
La optimización de la barrena de 121⁄4 pulgadas
fue extremadamente exitosa. En 1997, TotalFinaElf
modificó parte del programa de perforación del
campo Tunu y comenzó a perforar pozos de diámetro reducido. Esto implicó que las secciones de 121⁄4
pulgadas tuvieron que reducirse a 81⁄2 pulgadas. Se
diseñó una barrena más pequeña basada en las
tecnologías del PDC para confirmar que estas
características podían transferirse a otros tamaños
de barrenas. Cuando las barrenas de 81⁄2 pulgadas
fueron sometidas a pruebas en el campo, el rendimiento fue el mismo que el de las barrenas de
mayor diámetro.
Diseño, prueba y selección de la barrena
La simulación y el diseño conducen a muchos de
los avances que se están realizando en el diseño
y en la optimización de la barrena. Las simulaciones computarizadas de la dinámica de los fluidos
(CFD) se utilizan para investigar el diseño y optimizar el flujo del fluido en diversas aplicaciones.
Las técnicas CFD complementan las pruebas de
laboratorio o sirven como una alternativa de la
información experimental. El modelado de la
hidráulica de la barrena mediante las técnicas
CFD genera resultados rápida y económicamente,
y es particularmente útil cuando las formas complejas y las condiciones de flujo son difíciles de
reproducir en forma experimental.
El análisis mediante simulaciones CFD influenció los diseños del cortador fijo, tal como la
hidráulica Switchblade, y es cada vez más utilizado para el diseño de la hidráulica de las barrenas
de conos giratorios (arriba).28 Los resultados de
simulación deben validarse cuantitativamente,
de modo que la simulación CFD no reemplace las
pruebas experimentales de flujo, especialmente
para formas y diseños radicalmente diferentes.
Sin embargo, la utilización de modelos computarizados será una herramienta sumamente importante para acelerar el proceso de diseño.
Una clave para el modelado de la barrena de
PDC la constituyen las ecuaciones para las fuerzas que actúan sobre el cortador y la roca, y sus
interacciones. El programa HYDI, una herramienta de diseño avanzado para predecir las
fuerzas que resultan de las interacciones entre
los cortadores de PDC y la roca, ha estado en
desarrollo por más de tres años. Durante este
tiempo, los algoritmos se han optimizado
mediante pruebas efectuadas sobre un solo cortador y llevadas a cabo en el Laboratorio
Presurizado de Perforación (PDL, por sus siglas en
Inglés). Actualmente, el programa HYDI se utiliza
principalmente para calcular los desequilibrios de
las fuerzas, pero también puede indicar la estabi-
60
Corriente de flujo
Barrena de cortador fijo
Barrena de conos giratorios
> Simulaciones computarizadas de la dinámica de los fluidos (CFD). Al igual que otros métodos de
análisis de elemento finito, los programas de simulación CFD modelan el flujo de fluido alrededor de las
barrenas dentro de un hueco. Además de simular la hidráulica de la barrena de PDC, las técnicas CFD
están siendo utilizadas para optimizar la remoción de los recortes y minimizar el repulverizado en los
diseños Mudpick y Mudpick II. Este moderno programa de diseño reduce el tiempo necesario para
introducir nuevas barrenas en el campo.
lidad inherente de la barrena. Las simulaciones
de la barrena pueden efectuarse en modo cinemático (movimiento) o dinámico (fuerzas). Otras
opciones disponibles incluyen el movimiento de
la barrena, la inclinación de la barrena y la densidad del PDC. Actualmente, se está desarrollando
y sometiendo a prueba un modelo torsional.
El software de diseño avanzado asistido por
computadora, (CAD, por sus siglas en Inglés) le
permite a los ingenieros diseñar herramientas y
barrenas en tres dimensiones y producir modelos
matemáticos para controlar máquinas numéricamente por computadora (CNC, por sus siglas en
Inglés), que reproducen los diseños en forma
exacta en acero o carburo de tungsteno. Estas
capacidades facilitan la optimización y fabricación para cubrir necesidades específicas, reduciendo el tiempo de espera. De este modo, la
transferencia de las barrenas de los sectores de
ingeniería a los de manufactura se produce en
semanas en lugar de meses.
En el pasado, las barrenas de perforación se
evaluaban principalmente ensayando componentes individuales y haciendo pruebas limitadas a
pequeña escala a las barrenas completas, seguidas por la prueba del prototipo en el campo. Este
enfoque es costoso en términos de tiempo y
dinero. Las decisiones de diseño, con frecuencia,
se basan en el desempeño incompleto o inconsistente en el campo, y los productos finales no
siempre se optimizan. La realización de pruebas a
las barrenas a escala natural, utilizando muestras
de roca bajo presión se iniciaron en TerraTek en
Salt Lake City, Utah, EUA en 1977. En 1982, Reed
construyó el primer Laboratorio Presurizado de
Perforación interno para cubrir la brecha entre
las pruebas efectuadas a los componentes y las
prueba en el campo (próxima página). Esta instalación le proporciona a los operadores soluciones
efectivas en materia de costos y reduce el
tiempo para comercializar los productos de la
nueva barrena, permitiendo una evaluación prolongada de los cojinetes, los sellos y la grasa.
Los componentes individuales como los
forros metálicos, los sellos y las estructuras de
corte todavía se someten a pruebas utilizando
equipo especializado. Se encuentra disponible
un Equipo de Prueba de Resistencia para someter a pruebas a las barrenas durante largos períodos y en tamaño natural, en lodo de perforación
presurizado, y a temperatura elevada. Luego, las
28. Watson GR, Barton NA y Hargrave GK: “Using New
Computational Fluid Dynamics Techniques to Improve
PDC Bit Performance,” artículo de las SPE/IADC 37580,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Amsterdam, Países Bajos, Marzo 4-6, 1997.
Ledgerwood LW, Wells MR, Wiesner BC y Harris TM:
“Advanced Hydraulics Analysis Optimizes Performance of
Roller Cone Drill Bits,” artículo de las IADC/SPE 59111,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25,
2000.
29. Mason KL: “Three-Cone Bit Selection With Sonic Logs,”
artículo de la SPE 13256, presentado en la Conferencia
Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 59, Houston,
Texas, EUA, Septiembre 16-19, 1985.
30. Fabian RT: “Confined Compressive Strength Analysis Can
Improve PDC Bit Selection,” Oil & Gas Journal 92, no. 20
(Mayo 16, 1994): 59-63.
Oilfield Review
barrenas son desmontadas para determinar las
características del desgaste. El sistema es capaz
de aplicar carga sobre las barrenas y velocidades
de rotación similares a las utilizadas en condiciones reales. Durante las pruebas se registran las
temperaturas, las presiones y los esfuerzos.
Debido a que estas pruebas generan condiciones
similares a las experimentadas en el campo, los
resultados de las pruebas ayudan a implementar
mejoras en el diseño. La Cámara de Visualización
de Flujo permite visualizar la circulación sobre la
superficie de una barrena a través de un plástico
transparente. Las áreas de flujo insuficiente o
excesivo pueden identificarse y corregirse antes
de que los prototipos de las barrenas sean sometidos a pruebas en el fondo del hueco.
Normalmente, las selecciones de la barrena
se realizaban utilizando los datos y los registros
de los pozos vecinos, pero este enfoque no toma
en cuenta la resistencia de la formación. Debido
a que la velocidad sónica está relacionada con la
dureza de la formación, los registros sónicos del
pozo se han utilizado tradicionalmente como una
indicación de la resistencia de la formación.29
Recientemente, se han desarrollado programas
que utilizan la información del registro sónico
para calcular la resistencia a la compresión sin
confinamiento (esto es, la dureza de la roca a presión atmosférica). Esto representa un avance respecto de la utilización directa de las velocidades
sónicas, pero con frecuencia subestima la resistencia de la formación en sitio. El análisis de
resistencia a la compresión es un nuevo método
cuantitativo para calcular la dureza de la roca, el
cual puede utilizarse para identificar la aplicación
adecuada de una barrena.30
El programa de Análisis de Resistencia de la
Roca, (RSA, por sus siglas en Inglés), se desarrolló en 1993 para la selección de la barrena de
PDC y recientemente se adaptó para las barrenas
de conos giratorios. El sistema RSA define la
dureza de la roca en términos de la resistencia a
la compresión confinada (en condiciones de confinamiento), la cual se aproxima a la dureza en
sitio. El programa utiliza los registros sónicos y
de rayos gamma del pozo, además de los datos
provenientes de los registros del lodo de perforación. Dentro del rango de litologías para las
cuales este programa es válido, la dureza de la
roca puede determinarse en forma exacta. Los
resultados del programa se representan gráficamente en un formato de registro de pozo, que
muestra las líneas de registro de los datos tal
como fueron adquiridos en el pozo, la litología
> Laboratorio Presurizado de Perforación (PDL, por sus siglas en Inglés). Las
instalaciones del PDL, incluyendo la Cámara de Visualización de Flujo y el
Equipo de Prueba de Resistencia, fueron esenciales para el desarrollo de los
diseños hidráulicos Mudpick, Mudpick II y Switchblade, de los sellos radiales
texturizados y del cojinete Threaded Ring. El equipo principal es una estructura
triangular que soporta cilindros hidráulicos que proporcionan energía a la
barrena. Un recipiente a presión dentro de esta estructura contiene las muestras de roca. Dos bombas tricilíndircas de lodo de perforación de 500 hhp proporcionan el sistema de flujo y la presión. La presión del recipiente para simular las condiciones del subsuelo en el agujero se genera mediante un regulador
controlado por computadora, el cual crea la contrapresión adecuada. Las instalaciones del PDL cuentan con un completo sistema de lodo de perforación
que permite utilizar sistemas de lodo de perforación a base de agua o aceite.
Invierno de 2001
61
interpretada con ayuda de la computadora, los
cálculos de la resistencia a la compresión confinada y varios cómputos opcionales sobre la
mecánica de la roca (abajo).
La información del programa RSA se utiliza en
los diseños de las nuevas barrenas y en la modificación de los diseños actuales. El programa es
más eficaz cuando las formaciones son homogéneas, isotrópicas y plásticas, lo que es típico de
muchas de las rocas que contienen petróleo y gas.
Este programa no funciona bien para conglomerados, sedimentos no consolidados o rocas altamente quebradizas o no plásticas como son las
rocas ígneas y metamórficas. Además, el análisis
de resistencia a la compresión por sí mismo no
indica las formaciones abrasivas o los minerales
dañinos como la pirita.
Seguimiento y monitoreo del
rendimiento de la barrena
La manera más segura de optimizar las barrenas y
mejorar el rendimiento de la perforación es cuantificar la experiencia monitoreando los éxitos y los
fracasos. La base de datos de los viajes y, los parámetros de las barrenas, es vital para que los fabricantes de barrenas evalúen el rendimiento de la
perforación. Reed-Hycalog ha reconocido desde
hace tiempo las ventajas de contar con una base
de datos de los viajes de las barrenas para cerrar
el ciclo de diseño.
Una sola base de datos BitTrack de toda la compañía se encuentra vinculada a toda la organización, de modo que la información de rendimiento
de las barrenas y la información disponible de los
pozos vecinos estén disponibles en las locaciones
de campo en todo el mundo. Para analizar y solucionar los problemas, los ingenieros de todos los
sectores de la compañía utilizan la base de datos
BitTrack, tanto para las barrenas de conos giratorios como para las barrenas de cortadores fijos.
Las estrategias PowerSteering requieren que la
base de datos registre los factores y las variables
relacionadas con la perforación direccional, incluyendo los datos del conjunto de fondo, las especificaciones del motor, las trayectorias del pozo y los
datos de inclinometría. La base de datos BitTrack
es útil también para monitorear las pruebas de rendimiento de las barrenas, así como las barrenas en
su uso general. Al poder rastrear, manipular y evaluar los datos de rendimiento de las barrenas el
análisis se hace más fácil y más útil.
La dinámica del subsuelo afecta la vida útil
de la barrena, pero los fenómenos como los
movimientos en forma de remolino y de colgamiento-deslizamiento son difíciles de detectar y
monitorear con exactitud en la superficie, debido
> Análisis de Resistencia de la Roca, (RSA, por sus siglas en Inglés). El programa de análisis por computadora fue desarrollado para ayudar en la selección de barrenas de PDC. El programa utiliza la información de los datos sónicos y de rayos gama, obtenida de los registros del pozo, así como también
datos de los registros de lodo de perforación, para definir en forma exacta la dureza de la formación en términos de resistencia a la compresión confinada
o dureza en sitio. Los resultados del programa se representan gráficamente en un formato de registro de pozo, que muestra las líneas de los datos tal
como fueron adquiridos en el pozo, la litología interpretada con ayuda de la computadora, los valores calculados de la resistencia a la compresión
confinada y los parámetros de la mecánica de la roca.
62
Oilfield Review
4
Obturador de
comunicación
2
1
0
-1
Colgamientodeslizamiento
120
80
40
0
5000
4000
-2
RPM
Sistema de
adquisición
de datos
Módulo del
sensor
Remolino
3
Pulgadas
Baterías
Esfuerzo de torsión, pies-lb
Conexión
roscada
regular
-3
3000
2000
1000
-4
0
-4
-3
-2
-1
0
1
Pulgadas
2
3
4
0
2
4
6
Segundos
> Registro de datos de la barrena en el fondo del hueco. El sistema del Equipo de Investigación de Perforación (DRT, por sus siglas en Inglés), contiene
acelerómetros para medir la aceleración lateral, axial y torsional (de rotación) y también para determinar la posición espacial de una barrena. Además, el
equipo mide la velocidad de la barrena y la orientación angular con un magnetómetro, y el peso sobre la barrena y los esfuerzos de torsión con extensímetros (strain gauges). Los sensores miden la temperatura y la presión (interna y externa).
a la masa de la columna de perforación, a la flexibilidad y a los efectos de amortiguamiento.
Como resultado, ha sido difícil desarrollar un
total entendimiento de la dinámica del subsuelo.
En forma similar, los datos de laboratorio no
siempre representan ambientes operativos reales. Para superar estas limitaciones, Reed desarrolló el paquete de sensores del Equipo de
Investigación de Perforación (DRT, por sus siglas
en Inglés), para capturar los datos de alta frecuencia del subsuelo, evaluar las barrenas en
ambientes operativos reales, identificar los nuevos desarrollos potenciales, validar las pruebas
de laboratorio y mejorar el diseño predictivo
(arriba). Actualmente, se están utilizando dos
equipos DRT (63⁄4 pulgadas y 91⁄2 pulgadas).
El equipo de 63⁄4 pulgadas se ha utilizado tanto
con barrenas de conos giratorios como con barrenas de cortadores fijos. El sistema DRT mide el
movimiento de la barrena (axial, lateral y las aceleraciones de rotación), la velocidad, la orientación angular, el peso sobre la barrena y los
esfuerzos de torsión, así como también las presiones y temperaturas internas y externas. Los
datos continuos de baja velocidad se registran
durante todo el viaje. Los aumentos bruscos que
se manifiestan en los datos a altas velocidades,
también pueden registrarse durante eventos específicos o lapsos de duración determinada. Esta
herramienta mejora el entendimiento de la dinámica del subsuelo, posiblemente el área más im-
Invierno de 2001
portante de las operaciones de perforación. La
predicción y el control de la dinámica de la barrena incrementará el rendimiento de la barrena
y facilitará la optimización de la misma. La combinación de los sensores de la herramienta DRT y
la base de datos BitTRack, constituyen una poderosa herramienta para optimizar los diseños de
las barrenas y el rendimiento de la perforación.
En el futuro
¿Cuál es el futuro de las barrenas de perforación?
Los nuevos productos y servicios de perforación
incluirán la adquisición sísmica durante la perforación, el posicionamiento global de las barrenas, el análisis del yacimiento frente a la
barrena, la predicción de la vida útil de la barrena, y el control y monitoreo de la dinámica de la
barrena en tiempo real. Las áreas de investigación en curso incluyen pruebas de laboratorio a
escala natural, monitoreo de los datos de fondo,
modelado para optimizar la barrena y la perforación, y la tecnología de materiales emergentes.
La especialización y fabricación de barrenas para
cubrir o satisfacer necesidades específicas, jugarán papeles cada vez más importantes en la
generación de productos, servicios y soluciones
relativos a las barrenas. La modernización del
proceso de manufactura mediante la colocación
de fresas y tornos juntos en celdas, ha facilitado
la fabricación de barrenas destinadas a aplicaciones específicas, han mejorado la eficiencia y
reducido el tiempo de fabricación. Esto permite
el rápido equipamiento con nuevas maquinarias
para tener en cuenta las revisiones de diseño.
Finalmente, el objetivo principal de cualquier
barrena de perforación es aplicar la mejor estructura de corte y optimizar la acción de corte para
ayudar a construir pozos efectivos en materia de
costos. La tecnología de materiales emergentes,
como los compuestos de diamante, seguirá
siendo importante en los futuros desarrollos de
barrenas. Todo el potencial de estos materiales
para mejorar el rendimiento de la perforación
depende del desarrollo de procesos necesarios
para fabricar formas cortantes más eficaces y
para producir materiales más resistentes.
También constituyen áreas activas de investigación las modificaciones de la interfase del substrato de carburo de tungsteno y el diamante, la
medición y modificación de la tensión residual y
los revestimientos de diamante de distintas calidades. Los nuevos procesos llevados a cabo a
alta presión y alta temperatura están incrementando la eficiencia en la producción de diamante, lo cual reduce los costos y amplía el
rango de aplicación de los elementos con compuestos de diamante que se encuentran a lo
largo de las estructuras de corte, tanto de las
barrenas de conos giratorios como de las barrenas de cortadores fijos.
– MET
63
LWD en tiempo real:
Registros para la perforación
Las herramientas de tercera generación
para la adquisición de registros durante
la perforación añaden una nueva dimensión a los actuales esfuerzos que hace la
industria petrolera para construir pozos
más eficientes y efectivos en materia de
costos. Las mejoras introducidas en las
herramientas se traducen en menores
riesgos y mayor exactitud en la colocación de los pozos. Como resultado, la
obtención de registros en tiempo real
para la perforación está rápidamente
convirtiéndose en una realidad.
Saad Bargach
Ian Falconer
Carlos Maeso
John Rasmus
Sugar Land, Texas, EUA
Ted Bornemann
Richard Plumb
Houston, Texas
Daniel Codazzi
Kyel Hodenfield
Clamart, Francia
Gary Ford
John Hartner
Anadarko Petroleum Corp.
Anchorage, Alaska, EUA
Bill Grether
Petrotechnical Resources Alaska
Anchorage, Alaska, EUA
Hendrik Rohler
RWE-DEA AG
Hamburgo, Alemania
64
Impulsada a mantener el ritmo de una economía
cambiante y de las rápidas y constantes innovaciones que se observan en el campo de la perforación de pozos, la tecnología de adquisición de
registros (perfilaje) durante la perforación (LWD,
por sus siglas en Inglés) ha madurado a su tercera
generación en tan sólo una década (próxima
página). Las primeras herramientas, introducidas a
finales de la década de 1980, proporcionaban
mediciones direccionales y registros para una evaluación básica de la formación, y servían como
registros de respaldo en pozos desviados y verticales.1 En esa época, las aplicaciones primarias
eran las correlaciones estratigráficas y estructurales entre pozos cercanos y la evaluación básica de
la formación. La adquisición de registros durante
la perforación aseguraba la obtención de datos
básicos necesarios para determinar la productividad y comerciabilidad del pozo, así como también
para mitigar el riesgo de la perforación.
A medida que una creciente cantidad de yacimientos se explotaban con éxito, la industria de
exploración y producción (E&P, por sus siglas en
Inglés) comenzó a desarrollar yacimientos más
complejos y marginales—más pequeños, más
delgados, fracturados y de baja calidad—anteriormente clasificados como pobres y, en consecuencia, quedaban sin desarrollar. Actualmente, los
diseños de pozos que desafían tanto los aspectos
técnicos como económicos y que eran inexistentes hacen sólo unos cinco años—situados en
aguas profundas, pozos de alcance extendido,
horizontales y de tramos laterales múltiples—se
utilizan en forma rutinaria para maximizar la producción y las reservas de los yacimientos.2 Para
llegar a estos yacimientos de difícil acceso, más
pequeños y de inferior calidad, la construcción de
pozos tuvo que evolucionar de los diseños geométricos a los pozos dirigidos y colocados (emplazados) en base a información geológica.
Se agradece la colaboración en la preparación de este
artículo a Tom Bratton, Mark Fredette, Qiming Li y Iain
Rezmer-Cooper, Sugar Land, Texas, EUA; Jim Bristow,
Gatwick, Inglaterra; Jesse Cryer, Anchorage, Alaska, EUA;
Torger Skillingstad, Stavanger, Norway; Ian Tribe,
Aberdeen, Escocia; y Doug Waters, Austin, Texas.
ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), AIM (Módulo de Medición de la Inclinación en la Barrena), APWD (Presión
Anular Durante la Perforación), ARC5 (herramienta de
Conjunto de Resistividad Compensada), CDN (herramienta
de Densidad-Neutrón Compensada), CDR (Resistividad Dual
Compensada), Drill-Bit Seismic, DTOR (Esfuerzo de Torsión
en la Barrena en el Fondo), DWOB (Peso sobre la Barrena
en el Fondo), FMI (generador de Imágenes Microeléctricas
de Cobertura Total), GeoSteering, GeoVISION,
GeoVISION675, IDEAL (Evaluación de la Perforación y
Perfilaje), IMPulse, INFORM (Sistema de Simulación),
InterACT, InterACT Web Witness, ISONIC IDEAL de registros sónicos adquiridos durante la perforación, IWOB
(Peso sobre la Barrena Integrado), KickAlert, M3, MACH-1
(Perforación Guiada por la Sísmica), MEL (Registro de
Eficiencia Mecánica), PERFORM, PERT (Evaluación de la
Presión en Tiempo Real), Platform Express, PowerDrilling,
PowerPulse, RAB (herramienta de Resistividad Frente a la
Barrena), RWOB (herramienta Receptora, Peso sobre la
Barrena y Esfuerzo de Torsión), SHARP, Slim 1, SlimPulse,
SPIN (programa Indicador de Aprisionamiento de la
Tubería), UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas), VIPER,
VISION, VISION First Look, VISION475, VISION675 y
VISION825 son marcas de Schlumberger.
Oilfield Review
Generación
Primera (1988 a 1992)
Segunda (1993 a 1996)
Tercera (1997 a 2000)
Productos
Herramientas
Productos
Herramientas
Productos
CDN
Máxima densidad
ADN
Densidad de cuadrante
VISION475, 675, 825
Imágenes de densidad
CDR
Calibre ultrasónico
Superposición
cuantitativa de resistividad
ISONIC
Anisotropía
ARC5
Evaluación rápida
RAB
de la formación
INFORM
APWD
VISION First Look
Pantalla GeoSteering
Herramienta de evaluación
de la porosidad
INFORM 3D
Tipo de servicio
Herramientas
LWD
Pantalla de correlación
ARC312, ARC900
GeoSteering
IMPulse
Drill-Bit Seismic
Innovación
MWD
Sísmica de MWD
MACH-1
Evaluación de la formación durante la perforación
Lecturas azimutales
Mayor exactitud
Resistividad compensada por efectos del agujero
Imágenes de resistividad
Aplicación en un mayor rango de diámetros de agujeros
Resistividad de espaciamiento dual
Arreglo de resistividades
Fuente no química
Resistividad densidad-neutrón
Resistividad frente a la barrena
Imágenes en tiempo real
Motor instrumentado
Mayor confiabilidad
DWOB
MEL
MVC
Alarmas inteligentes
VIPER
DTOR
SPIN
RWOB
KickAlert
AIM
PERT
IWOB
Derrumbes
Slim 1
SHARP
Cono de la barrena atascado SlimPulse
M1-M3
PowerPulse
Diagrama anticolisión
FAST
IDEAL
PERFORM
Monitor PowerDrilling
Sist. de control de superf.
Tasa máxima de transmisión 3
de la telemetría en bits por
segundos (bps)
Comunicaciones
Facsímile
Aplicación principal
6 a 10
12 a 16
InterACT
InterACT Web Witness
Correlación
Geonavegación exitosa en el yacimiento
Evaluación de la formación
Evaluación de la formación
Decisiones en tiempo real para mayor eficiencia
de la perforación y manejo del riesgo
Geonavegación hacia la mejor parte del yacimiento
Reconocimiento
> Historia de la introducción de las tecnologías de registros adquiridos (perfilaje) durante la perforación (LWD) y mediciones durante la perforación (MWD).
La segunda fase de desarrollo de las técnicas
LWD, ocurrida a mediados de la década de 1990,
reflejó esta evolución con la introducción de
mediciones azimutales, imágenes del hueco,
motores direccionales instrumentados y programas de simulación para lograr una colocación
exacta del pozo mediante la geonavegación
(geosteering).3 En un principio, el direccionamiento en tiempo real utilizaba la velocidad
(tasa) de penetración (ROP, por sus siglas en
Inglés), y posteriormente la resistividad para
detectar los bordes de las capas de arena y lutita.
Actualmente, los ingenieros de perforación utilizan medidas azimutales obtenidas en tiempo real
que incluyen imágenes del hueco, buzamientos
(echados) y densidad de la formación, para
encontrar el yacimiento y permanecer dentro de
la zona de interés del mismo. Estos avances han
resultado en un porcentaje mayor de pozos exitosos, en particular pozos con desviación muy marcada, de alcance extendido y horizontales.4
En la actualidad, la eficiencia de la perforación, el manejo adecuado del riesgo y la colocación exacta del pozo son los puntos clave para
disminuir los costos de exploración y desarrollo.
La eficiencia de la perforación significa minimizar
el tiempo perdido o improductivo al evitar problemas como las fallas en la columna (sarta,
tubería) de perforación, atascamientos (aprisionamientos) y pérdidas o entradas de fluidos; así
como también manejar los riesgos inherentes al
proceso de la perforación, tal como la inestabilidad del hueco. Se utilizan modelos mecánicos
terrestres (MEM, por sus siglas en Inglés) para
integrar todos los datos disponibles.5 Los registros para perforar proporcionan los datos nece-
1. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M,
Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,
5. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, Lovell
Kienitz C, Lesage M, Rasmus J y Wraight P: “Logging While
Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R: “Resistivity
J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole Annular
Drilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril 1987): 4-17.
While Drilling—Images From the String,” Oilfield Review 8,
Pressure Measurements to Improve Drilling Performance,”
no. 1 (Primavera de 1996): 4-19.
Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.
Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J, Hansen
R, White J y Walsgrove T: “Logging While Drilling: A ThreeEvans M, Best D, Holenka J, Kurkoski P y Sloan W:
Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L,
Year Perspective,” Oilfield Review 4,
“Improved Formation Evaluation Using Azimuthal Porosity
Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Managing Drilling
no. 3 (Julio 1992): 4-21.
Data While Drilling,” artículo de la SPE 30546, presentado
Risk,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.
en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
2. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:
Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “The
Dallas, Texas, EUA, Octubre 22-25, 1995.
“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”
Mechanical Earth Model Concept and Its Application to
Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.
Prilliman JD, Allen DF y Lehtonen LR: “Horizontal
High-Risk Well Construction Projects,” artículo de las
Well Placement and Petrophysical Evaluation Using LWD,”
IADC/SPE 59128, presentado en la Conferencia de
Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Sracke M, West
artículo de la SPE 30549, presentado en la Conferencia
Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,
C y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,”
Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,
Febrero 23-25, 2000.
Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.
Octubre 22-25, 1995.
Rezmer-Cooper I, Bratton T y Krabbe H: “The Use
3. Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J, Prevedel
4. Rasmus J, Bornemann T, Farruggio G y Low S: “Optimizing
of Resistivity-at-the-Bit Images and Annular Pressure While
B, Lüling M y White J: “Measurement at the Bit: A New
Horizontal Laterals in a Heavy Oil Reservoir Using LWD
Drilling in Preventing Drilling Problems,”
Generation of MWD Tools,” Oilfield Review 5, no. 2/3
Azimuthal Measurements,” artículo de la SPE 56697, preartículo de las IADC/SPE 59225, presentado en la
(Abril/Julio 1993): 44-54.
sentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la
Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Nueva
SPE, Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1999.
Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000.
Invierno de 2001
65
93.5
93.0
92.5
Inclinación, grados
sarios para definir el ambiente geológico y el proceso de perforación, así como también la información en tiempo real esencial para confirmar, o
actualizar, durante la perforación las predicciones
de los modelos MEM. Las inconsistencias entre
la predicción y la realidad indican la necesidad de
tomar medidas preventivas o correctivas.
La colocación exacta del pozo significa dirigir
los pozos a una posición óptima dentro del yacimiento para maximizar la producción. Al mismo
tiempo, las restricciones económicas actuales relativas al alto costo de acceso a los yacimientos,
con frecuencia, llevan a que un pozo hoy tenga
acceso a objetivos múltiples, comúnmente sobre
largos tramos horizontales. El no corregir a tiempo las variaciones no previstas en la geología y la
estructura, tales como desplazamientos de fallas
o cambios de buzamiento, pueden provocar un
agujero horizontal o desviado de bajo valor.
Los datos azimutales y de inclinación en las
cercanías de la barrena (broca, trépano, mecha),
especialmente las imágenes del hueco, ofrecen
los mejores medios para alcanzar el objetivo deseado con menos correcciones, menor tortuosidad
y una mayor parte del agujero dentro del yacimiento. Las herramientas actuales habitualmente logran una tolerancia (resolución) en términos
de profundidad vertical absoluta de menos de 2 m
(6 pies) y en términos de profundidad relativa de
menos de 0.35 m (1 pie). Esto permite no sólo que
los pozos permanezcan dentro de zonas productivas delgadas sino que también evita coli-
92.0
91.5
91.0
90.5
90.0
89.5
16,700
16,800
16,900
17,000
B
Profundidad vertical verdadera, m
Tope de la ventana
X51
C
D
X53
A
X56
Base de la ventana
A, B perforados sin la herramienta GeoSteering
C, perforado con la herramienta GeoSteering
D, perforado con los módulos AIM y VISION475
X55
0
200
400
600
800
1000
1200
Sección vertical, m
> Tolerancias verticales. En un pozo horizontal en África Occidental
se requería una tolerancia de profundidad de ±3 pies. La variación de
profundidad en los primeros dos pozos (A y B), perforados con un
conjunto de fondo convencional equipado con motor direccional,
excedió 6.5 pies y provocó la producción de gas. La tolerancia promedio de profundidad (± 2.2 pies) de tres pozos (C) perforados con el
motor instrumentado GeoSteering permaneció dentro de la zona de
interés. El pozo final (D) fue perforado con una herramienta AIM colocada en el motor direccional y alcanzó una tolerancia vertical de
menos de 1 pie. Los pozos C y D fueron terminados sin producción de
gas, y el pozo D fue terminado tres días antes de lo programado.
66
17,300
17,400
17,500
17,600
17,700
> Comparación de los resultados de la Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, por
sus siglas en Inglés) (amarillo) con mediciones convencionales MWD (rojo) y relevamientos
(surveys) estacionarios (morado). Los datos corresponden a un pozo horizontal de 61⁄8 pulgadas perforado en el Austin Chalk. Las mediciones estacionarias y MWD se alinean muy bien,
mientras que existe una pequeña diferencia entre las mediciones MWD y AIM. La diferencia,
de sólo 0.2° a 0.3°, proviene de la forma en que la flexión del conjunto de fondo (BHA, por sus
siglas en Inglés), afecta cada herramienta. La diferencia entre las dos mediciones disminuye
más cuando los botones del estabilizador se encuentran en posición retraída (área morada
sombreada) y el BHA pierde ángulo.
X50
X54
17,200
Profundidad medida, pies
X49
X52
17,100
siones con otros pozos que drenan la misma zona.6
En resumen, una colocación de pozos óptima conduce a una perforación más exacta, eficiente y
segura, y a un mayor número de pozos productivos, lo que genera importantes ahorros en costos.
Para lograr estos objetivos, los datos deben
estar disponibles y enviarse a las personas que
han de tomar decisiones dentro del período apropiado para la selección de opciones operativas.
El tiempo real "apropiado" puede variar de
segundos a 12 horas, dependiendo del tipo de
problema que se anticipa o enfrenta, así como
del tiempo y la velocidad de respuesta requeridos. Los rápidos avances en la tecnología de la
comunicación, particularmente soluciones que
se basan en las herramientas y el potencial de
Internet, hacen posible el envío oportuno de
datos hacia los equipos de evaluación de activos
ubicados en cualquier parte del mundo.7
Los productos de LWD en tiempo real hoy en
día incluyen registros optimizados de resistividad, porosidad, tiempo de tránsito acústico, imágenes del hueco, buzamientos, presión anular,
pérdidas de fluidos y datos relativos a la integridad de la formación.8 Este artículo examina los
recientes avances de la tecnología LWD, con particular énfasis en la aplicación de datos de inclinación en la barrena y las imágenes generadas
en tiempo real para mejorar la colocación del
pozo y la eficiencia de la perforación.
Oilfield Review
Mejoras en la colocación de los pozos
La inclinación continua ahorra tiempo de perforación al reducir la necesidad de tomar medidas estacionarias. Los relevamientos continuos del
pozo, provenientes del nuevo módulo de Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, por sus
siglas en Inglés), en combinación con datos de los
módulos VISION, optimiza el control y la eficiencia de la perforación (página anterior, arriba).9
La medición directa del cambio de inclinación
durante la perforación en modo deslizante, optimiza el direccionamiento y da como resultado
una reducción en la tortuosidad y mínimas ondulaciones en los pozos horizontales. Las reducciones resultantes en el esfuerzo de torsión (torque)
y en el arrastre de la columna de perforación permiten velocidades de penetración mayores y
mejoran la capacidad para perforar pozos de
alcance extendido con secciones laterales de
mayor longitud, a la vez que se reducen las chances de quedar atascado. La tecnología AIM disminuye los costos al ahorrar tiempo de
perforación y mejorar la eficiencia de la perforación. Asimismo, incrementa la productividad al
maximizar la extensión de la zona productiva y
mitigar las ondulaciones del hueco que pueden
restringir el flujo de petróleo.
En un pozo horizontal de África Occidental el
objetivo estaba a tan sólo 4 m (13 pies) por
debajo del contacto gas-petróleo y 12 m (39 pies)
por encima de un acuífero. Se perforaron un pozo
desviado y seis horizontales para crear los drenajes horizontales. A los efectos de lograr el
máximo drenaje del yacimiento y evitar la conificación de agua y la producción de gas, se requería una tolerancia de profundidad vertical de ± 1
m (± 3 pies). En los primeros dos pozos, A y B, el
operador utilizó un conjunto de fondo (BHA, por
sus siglas en Inglés) convencional equipado con
motor direccional, y la variación de profundidad
vertical superó los 2 m (6.5 pies), lo que dio como
resultado la producción de gas (página anterior,
abajo). Los siguientes pozos se perforaron con la
herramienta GeoSteering, un motor instrumentado con un sensor de inclinación posicionado a
2.5 m (8 pies) detrás de la barrena. La tolerancia
vertical promedio mejoró a ± 0.7 m (± 2.2 pies).
En el último pozo se perforó un agujero de 81⁄2 pulgadas, desde el cual se construyó un tramo lateral de 6 pulgadas. Se utilizó un motor direccional
equipado con el módulo AIM, y la tolerancia vertical promedio lograda fue ± 0.3 m (± 0.9 pies). El
tramo lateral de drenaje fue terminado tres días
antes de lo programado debido a la reducción de
tortuosidad y al mejor control del BHA. En los
últimos cuatro pozos, la utilización de sensores
cercanos a la barrena que proporcionaban control
Invierno de 2001
Densidad-neutrón VISION
Resistividad VISION
PowerPulse
VISION675/475
Sistema IDEAL de información
en el sitio del pozo
Resistividad GeoVISION
Medición AIM en la barrena
(optional)
GeoVISION675
Herramienta GeoSteering
(optional)
> Servicios VISION disponibles. Los sensores de densidad-neutrón azimutal y de resistividad con múltiples profundidades de investigación se encuentran disponibles en tamaños de 43⁄4 pulgadas y 63⁄4 pulgadas; las herramientas de registros de lateroperfil azimutal y las mediciones de resisitividad frente
a la barrena con distintas profundidades de investigación tienen un diámetro de 63⁄4 pulgadas. Ambos
grupos se combinan con el módulo de telemetría PowerPulse de MWD para la transmisión de datos
de fondo al sistema Integrado de Evaluación de la Perforación y Perfilaje IDEAL, ubicado en el sitio
del pozo, y para la comunicación y entrega de datos en tiempo real vía satélite. La herramienta
GeoVISION también pude combinarse con el motor de fondo de la herramienta GeoSteering.
direccional continuo, junto con los motores direccionales, lograron la tolerancia de profundidad
necesaria para evitar la producción de gas.10
Visión a distintas profundidades
El sistema VISION representa la más reciente
generación de mediciones LWD con varias profundidades de investigación, incluyendo sensores
tipo inducción, o de propagación electromagnética; de resistividad y densidad-neutrón azimutal, y
servicios de lateroperfil convencional y azimutal
(arriba). Las herramientas VISION para resistividad de propagación y densidad-neutrón azimutal,
rediseñadas en base a las primeras herramientas
de Resistividad frente a la Barrena RAB, y la herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN,
están equipadas con gran capacidad de almacenamiento de datos en el fondo del hueco y electrónica completamente digital que proporciona
mediciones más exactas y confiables, equivalentes en calidad a las de la sonda de perfilaje Platform Express. Las mediciones en tiempo real de
Presión Anular Durante la Perforación APWD,
contribuyen a un rendimiento optimizado del direccionamiento, más eficiencia de la perforación
y mayor seguridad en el equipo de perforación.11
Las imágenes de cobertura total (o de pleno
diámetro), utilizadas en la interpretación estructural, durante la geonavegación, para la evaluación de la formación, y para el análisis de fallas
del hueco, se pueden obtener con el sistema
VISION en amplias condiciones de lodo. En los
lodos conductores, la resistividad azimutal
GeoVISION proporciona capacidad adicional de
generación de imágenes. Actualmente, se pueden generar imágenes del registro de densidad
de 16 canales e imágenes de resistividad de 56
canales en tiempo real, o a partir de los datos
almacenados en memoria. En pozos horizontales,
o con desviación muy marcada, perforados con
lodos sintéticos o a base de aceite (petróleo), las
6. Pogson M, Hillock P, Edwards J y Nichol G: “Reservoir
Optimization in Full-Field Development Using Geosteering
Techniques to Avoid Existing Production Completions,”
artículo de la SPE 56452, presentado en la Conferencia
Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Houston, Texas,
EUA, Octubre 3-6, 1999.
Edwards J: “Geosteering Examples Using Modeling of
2-MHz Resistivity LWD in the Presence of Anisotropy,”
Transactions of the SPWLA 41st Annual Logging
Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo NN.
7. Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,
Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “In-Time Data
Delivery,” Oilfield Review 11, no. 4 (Invierno de 1999/
2000): 34-55.
8. Aldred et al, referencia 5.
Rezmer-Cooper I, Rambow FHK, Arasteh M, Hashem MN,
Swanson B y Gzara K: Real-Time Formation Integrity Tests
Using Downhole Data,” artículo de las IADC/SPE 59123,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25,
2000.
9. Varco M, Smith JE y Stone DM: “Inclination at the Bit
Improves Directional Precision for Slimhole Horizontal
Wells—Local Case Histories,” artículo de la SPE 54593,
presentado en la Conferencia Anual de la Región del Oeste
de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.
10. Skillingstad T: “At-Bit Inclination Measurements
Improves Directional Drilling Efficiency and Control,” artículo de las IADC/SPE 59194, presentado en la Conferencia
de Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA, Febrero 23-25, 2000.
11. Aldred et al, referencia 5.
67
0
Volumen de formación
TVD
0
pies 10 0
Rwa-C
ohm-m
Porosidad efectiva
10
0
Tiempo
GR
hr 10 0 Unidades API 10 Agua ligada
10
Densidad de fondo
2.95
1.95 Densidad de fondo 2.95
0.2
g/cm3
Resistividad por cambio de fase
2000
0.45
Arcilla
Caliza
Pe
1.95
ohm-m
g/cm3
Neutrón
pie3/pie3
-0.15
Imagen de RHOB
2.05
g/cm3
2.45
Orientación de
la imagen
U R B L U
X900
Y000
Los
buzamientos
indican
perforación
hacia el tope
estructural
Y100
> Presentación de campo VISION FirstLook. El Carril (Pista) 1 contiene la profundidad vertical verdadera (TVD) y el tiempo transcurrido entre la penetración de la barrena y la medición de resistividad. El
Carril 2 muestra el registro de rayos gamma (rojo) y Rwa (relleno en verde). El Carril 3 presenta los volúmenes relativos de las litologías, el agua ligada a las arcillas y la porosidad efectiva. El Carril 4 despliega las resistividades VISION (de atenuación y por cambio de fase) y el Carril 5 el registro de densidad-neutrón azimutal VISION (densidad de fondo, porosidad neutrón y efecto fotoeléctrico, Pe). El
Carril 6 contiene la imagen de densidad. Las bandas verdes representan intervalos en los que no se
generaron imágenes. Los buzamientos obtenidos de los patrones entrantes y salientes (chevron patterns) indican que el pozo se está perforando hacia arriba de la estructura. La resolución vertical de la
imagen se encuentra dominada por la resolución del detector lejano, 6 pulgadas para el registro de
densidad, y 2 pulgadas para el Pe. La discriminación de los bordes de las capas, como se muestra en
esta gráfica, requiere de un contraste de densidad mayor a 0.2 g/cm3. Las imágenes muestran que la
barrena de perforación se está dirigiendo hacia arriba y se aproxima a un borde mucho antes de que
sea evidente en la geonavegación con registros de rayos gamma o resistividad. Los datos e imágenes
azimutales proporcionan orientación del pozo respecto de los planos de estratificación, lo cual es vital
para una geonavegación exacta y eficiente.
herramientas VISION proporcionan con frecuencia la única opción para obtener imágenes del
hueco. Para una interpretación optimizada, se
pueden combinar ambas herramientas en el
mismo BHA.
En un principio, los módulos VISION fueron
construidos para alojarlos en diámetros de 43⁄4
pulgadas, pero hoy en día se encuentran disponibles para BHAs de 63⁄4 pulgadas. La herramienta
VISION475 ha sido diseñada para agujeros cuyo
diámetro es inferior a 61⁄4 pulgadas, mientras que
la nueva herramienta VISION675 se usa para
agujeros de 8 a 97⁄8 pulgadas.12 El nuevo sistema
VISION825 ha sido diseñado para agujeros de
121⁄4 pulgadas. Los servicios VISION pueden combinarse con servicios opcionales de medición
tales como los servicios AIM, GeoVISION,
GeoSteering, Peso sobre la Barrena Integrado
IWOB, ISONIC IDEAL de registros sónicos adquiridos durante la perforación y MVC (vibración
múltiple del eje).
Los registros de imagen azimutal de alta resolución son extremadamente valiosos en los pozos
con desviación muy marcada; sin embargo, algunas veces la misma desviación complica la medi-
68
ción. La tecnología del densidad-neutrón azimutal del servicio VISION, (VADN, por sus siglas en
Inglés) supera a la tecnología azimutal introducida con la anterior herramienta ADN.13 Las mediciones de densidad y factor fotoeléctrico, Pe, con
resolución vertical de 6 pulgadas, ahora se muestrean en 16 sectores azimutales para obtener
imágenes más detalladas—comparadas con sólo
cuatro cuadrantes en la antigua herramienta
ADN—y simultáneamente en cuatro cuadrantes
para optimizar las decisiones de geonavegación
en tiempo real y mejorar el análisis petrofísico.
La disponibilidad de los datos de los cuadrantes
asegura que se obtengan valores de densidad
confiables en agujeros con desviación muy marcada. Esto tiene particular importancia cuando
las herramientas se bajan sin estabilizadores. La
visualización de la imagen del registro de densidad o el análisis de los datos de los cuadrantes
indican los sectores que están realmente en contacto con el hueco, por lo tanto proporcionan una
medición exacta de la densidad (arriba).
En el caso de huecos agrandados, es posible
obtener datos exactos y confiables en forma
manual de los distintos sectores para intervalos
diferentes. Más aún, siempre que el conjunto de
fondo se mantenga en rotación, los sensores azimutales continuarán obteniendo mediciones
para cada sector. Debido a que la herramienta
puede encontrarse descentralizada dentro del
hueco, estos datos pueden representar cantidades variables de lodo y formación. Bajo estas circunstancias, las imágenes del registro de
densidad aún proporcionan valiosa información
sobre la geología alrededor del hueco, como por
ejemplo buzamientos y concreciones, y condiciones de hueco en espiral.14 Aunque los datos
estructurales, tales como los buzamientos absolutos derivados de las imágenes y de azimut
obtenidos de una herramienta que se desliza no
son tan confiables, los cambios relativos todavía
siguen siendo importantes.
Para optimizar la eficiencia y exactitud de la
perforación, las imágenes de resistividad de alta
resolución pueden revelar características estratigráficas sutiles, estratificación de la formación y
buzamientos cercanos al hueco que les ayudan a
los ingenieros de perforación a mantener los
agujeros paralelos a la estratificación, lo cual
reduce la incertidumbre en la geonavegación.
Las imágenes de resistividad también proporcionan información valiosa sobre fracturas y fallas
del hueco que reflejan el estado geomecánico
del agujero. Mediante el reconocimiento y entendimiento de los modos y mecanismos de fallas
del hueco, es posible tomar acciones correctivas
que mejoren la eficiencia de la perforación.
Las herramientas GeoVISION agregan importantes mediciones de resistividad lateroperfil al
sistema VISION para BHAs de 63⁄4 pulgadas. Las
mediciones incluyen resistividad frente a la
barrena, resistividad anular de alta resolución, y
una opción para resistividad azimutal de alta
resolución cercana a la barrena, con varias profundidades de investigación. La tecnología
GeoVISION se basa en la anterior tecnología
RAB; sin embargo, el nuevo diseño y las mejoras
técnicas proporcionan mediciones más exactas
en zonas de alta resistividad; incluso en los lodos
más conductivos. La resolución de las imágenes
GeoVISION registradas ha mejorado al incremen12. Bornemann E, Hodenfield K, Maggs D, Bourgeois T y
Bramlett K: “The Application and Accuracy of Geological
Information From a Logging-While-Drilling Density Tool,”
Transactions of the SPWLA 39th Annual Logging
Symposium, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29,1998,
artículo L.
Bourgeois TJ, Bramlett K, Craig P, Cannon D, Hodenfield
K, Lovell J, Harkins R y Pigram I: “Pushing the Limits of
Formation Evaluation While Drilling,” Oilfield Review 10,
no. 4 (Invierno de 1998): 29-39.
13. Bourgeois et al, referencia 12.
14. Maeso C, Sudakiewicz N y Leighton P: “Formation
Evaluation From Logging-While-Drilling Data in a 6.5 Inch
Horizontal Well—A North Sea Case Study,” Transactions
of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,
Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo K.
Oilfield Review
Deriva
grados
Azimut del
buzamiento
Resolución de las imágenes, tamaño relativo de los pixeles
Resistividad de anillo
100 Buzamiento 2
ohm-m
200
Azimut aparente: capa
hacia
el
tope
del hueco
del pozo,
Azimut
grados
del viaje 1
0
100
Botón de lectura profunda, superior
Azimut del
ohm-m
200
Rayos
buzamiento 2
gamma
RAB,
Buzamiento
tiempo real, verdadero: capa
inferior hacia el norte,
grados
API
Botón de lectura profunda, inferior
0
50
90 2
150 -10
Rayos
gamma
RAB,
tiempo real,
superior
O
API
50
200
N
E
S
150
ohm-m
Escala:
una pulgada
Resistividad frente a la barrena
2
ohm-m
VISION
UBI
FMI
200
U
R
B
L
U
X025
3050
> Presentación de registros GeoVISION en tiempo real para un pozo horizontal de almacenamiento de
gas de RWE-DEA en Alemania. El Carril 1 muestra la deriva y el azimut del hueco—diagrama de flechas
(tadpole)—y el registro de rayos gamma azimutal (lado superior del hueco, rojo y lado inferior del
hueco, verde). El Carril 2 contiene buzamientos aparentes (triángulos, lado derecho) y verdaderos
(círculos, lado izquierdo) computados en tiempo real. El Carril 3 presenta las curvas de resistividad
GeoVISION: anular (negro), barrena (rojo) y botón de lectura profunda del lado superior (morado, línea
de puntos) y el lado inferior (morada, línea de rayas) del hueco. El Carril 4 contiene la imagen generada
en tiempo real a partir de datos de resistividad de los botones de lectura profunda de los 56 sectores.
La imagen muestra el hueco paralelo a una capa delgada. La banda verde representa un intervalo
donde no se generó imagen, debido a que no hubo rotación de la herramienta.
Invierno de 2001
GeoVISION
Resistivo
Conductivo
> Comparación del tamaño relativo del pixel del
perfilaje durante la perforación (LWD) y de las
herramientas de generación de imágenes operadas
a cable (WL) en un agujero de 6 pulgadas. Cada
pixel representa la resolución en términos del área
de la pared del agujero. Clave: densidad-neutrón
azimutal VISION (LWD), 16 sectores; GeoVISION
(LWD), 56 sectores; generación de Imágenes Ultrasónicas UBI (WL); generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI (WL).
tar la tasa máxima de barrido de una vez cada 10
segundos, a una vez cada 5 segundos. El procesamiento en el fondo del pozo, introducido con
mediciones RAB, permite cálculos en tiempo real
de buzamiento estructural. La tecnología
GeoVISION ahora incluye la transmisión y visualización de imágenes de cobertura total y en
tiempo real de resistividad azimutal de 56 sectores (izquierda).
Cuando existe suficiente contraste de densidad, la heterogeneidad de la formación, los
estratos delgados y las características estratigráficas a gran escala se pueden identificar en
las imágenes del registro de densidad, así como
en imágenes de resistividad GeoVISION de
mayor resolución.
El procesamiento convencional y el análisis
de imágenes, que incluye la normalización y las
técnicas de extracción de buzamientos, se aplican a las imágenes de resistividad y densidad
LWD. Las imágenes GeoVISION tienen la resolución LWD más alta; sin embargo, ésta continúa
siendo más baja que la resolución del generador
de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total
FMI operado a cable por un factor de cinco
(arriba). Las imágenes LWD pueden obtenerse
sólo durante la rotación de la columna de perforación.
La calidad de la imagen se ve afectada por un
número de factores que deben considerarse
durante la interpretación de la imagen.
69
U
R
VISION
B
L
U
FMI
Buzamiento,
grados
0
Buzamiento,
grados
90
0
90
XX30
XX40
XX50
XX60
XX70
XX80
> Comparación de la imagen de resistividad LWD GeoVISION (izquierda) con la
imagen de la herramienta FMI operada a cable (derecha). Aunque la resolución
de la imagen LWD es considerablemente menor que la de su par operada a cable,
las características geológicas primarias pueden observarse con facilidad y pueden utilizarse para determinar buzamientos estratigráficos y estructurales. La
comparación de buzamientos seleccionados manualmente (izquierda) con la imagen y los buzamientos del FMI (derecha) muestra una excelente concordancia.
U
R
B
L
U
0
Buzamiento,
grados
U
90
R
B
L
U
0
Buzamiento,
grados
90
XX40
XX45
XX50
> Los buzamientos GeoVISION seleccionados manualmente (izquierda) concuerdan con los buzamientos determinados en forma automática (derecha).
70
El primero es la ubicación relativa de los sensores usados para generar las imágenes. Las imágenes de resistividad se generan a partir de los
datos obtenidos con sensores ubicados cercanos
a la barrena, mientras que las imágenes del
registro de densidad se generan por sensores
colocados entre 60 y 130 pies [18 y 40 m] detrás
de la barrena. Las características que se manifiestan en las imágenes del registro de densidad
pero que no se detectan en las imágenes de
resistividad pueden ser inducidas por la perforación, y señalan la necesidad de hacer correcciones en el proceso de perforación. El segundo
factor, la discriminación de características
estructurales y estratigráficas en las imágenes
del registro de densidad requiere un contraste de
densidad mayor a 0.1 g/cm3. Tercero, la forma y
el tamaño del hueco y la posición del BHA dentro
del agujero pueden impedir que los sensores
hagan contacto con la pared del hueco, lo que
resulta en una imagen de menor calidad. Cuarto,
la resolución de las imágenes se daña cuando la
velocidad de rotación es baja (menos de 30 rpm)
o la velocidad de penetración es alta (mayor a
200 pies/hr [61 m/hr]) ya que afecta el número de
datos por pie adquiridos.
Geonavegación para producir más
Definir la estructura geológica durante la perforación es con frecuencia vital para un proceso
exacto de geonavegación. Los buzamientos estructurales calculados en tiempo real o tiempo
real "apropiado"—utilizando imágenes creadas
con los datos almacenados en memoria durante
los viajes (carreras) de la barrena—a partir de los
sistemas VISION, son utilizados para actualizar el
sistema de simulación (modelado) INFORM. Esto
reduce la incertidumbre en el modelo estructural
y ayuda a mejorar la interpretación. Los resultados son una perforación más eficiente y un costo
menor para alcanzar el objetivo deseado, o para
permanecer dentro de la zona productiva. Las
interpretaciones detalladas del buzamiento que
se realizan después de la perforación y que utilizan imágenes del registro de densidad y resistividad, son útiles para actualizar mapas geológicos
y planear trayectorias de pozos futuros. La determinación del buzamiento a partir de las imágenes
15. Ford G, Hartner J, Grether B, Waters D y Cryer J: “Dip
Interpretation from Resistivity at Bit Images
(RAB) Provides a New and Efficient Method for Evaluating Structurally Complex Areas in the Cook Inlet,
Alaska,” artículo de la SPE 54611, presentado en la
Conferencia Anual de la Región del Oeste de la SPE,
Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.
16. Rosthal RA, Bornemann ET, Ezell JR y Schwalbach JR:
“Real-Time Formation Dip From a Logging-While-Drilling
Tool,” artículo de la SPE 38647, presentado en la
Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.
Oilfield Review
0
Buzamiento, grados
90
0
Buzamiento, grados
90
X100
X200
X300
X400
X500
X600
X700
X800
> Revelación de tendencias sutiles. La tendencia estructural es difícil de observar en
los buzamientos del sistema GeoVISION, generados en tiempo real (derecha); sin
embargo, se puede visualizar con facilidad en los datos seleccionados manualmente
(izquierda). Las imágenes en tiempo real hubiesen mejorado muchísimo este programa de perforación pero no se encontraban disponibles en ese momento.
del registro de densidad es similar al proceso utilizado por la interpretación tradicional de los
registros de microresistividad.
La compleja geología de Cook Inlet, Alaska,
EUA, presenta muchos retos técnicos para la
perforación y la evaluación. Los objetivos incluyen estructuras anticlinales compactas con buzamiento empinado. Para tener éxito en la
perforación y terminación de pozos, se requiere
obtener buzamientos estructurales y estratigráficos precisos, a los efectos de actualizar los modelos sísmicos previos a la perforación y poder
geonavegar los pozos para su colocación óptima.
En un pozo reciente, el Anadarko Petroleum
Corporation Lone Creek No. 1, se obtuvieron
buzamientos del FMI operado a cable en la parte
superior del pozo; sin embargo, las dificultades
Invierno de 2001
presentadas durante la perforación impidieron la
adquisición del registro FMI en la porción inferior
y en el yacimiento. Se efectúo entonces una
carrera con un conjunto de fondo LWD para obtener datos después de la perforación y generar
imágenes GeoVISION en una zona perfilada anteriormente con la herramienta FMI. La comparación de buzamientos derivados de las imágenes
LWD y del FMI en la zona que contaba con ambos
registros, demostró que las imágenes GeoVISION
podrían proporcionar mediciones de buzamiento
de calidad suficiente para la geonavegación de
pozos (página anterior, arriba). A medida que
avanzaba la perforación, aparecieron buzamientos más empinados y una geometría de plegamiento más compacta que la prevista haciendo
uso de los datos previos a la perforación, y los
buzamientos GeoVISION permitieron que el pozo
fuese dirigido hacia la cresta anticlinal para probar adecuadamente la estructura.15
Los buzamientos derivados de las imágenes
se pueden obtener en tiempo real o pueden seleccionarse manualmente de imágenes almacenadas
en memoria durante los viajes de barrena (página
anterior, abajo). Contrariamente al proceso convencional del medidor de buzamiento, que es más
exacto cuando los planos de estratificación son
casi perpendiculares al hueco, los buzamientos
determinados en tiempo real son más exactos
cuando los planos de estratificación son casi
paralelos al agujero.16 Para resolver cuantitativamente capas muy delgadas—menos de 6 pulgadas [15 cm]—mediante mediciones de densidad
con el sistema VISION, las capas deberán tener
un espesor aparente suficiente frente a buzamientos empinados para lograr la resolución de
los mismos. Por ejemplo, una capa de 1 pulgada
[2.5 cm] cuyo buzamiento aparente es de 85°,
tiene un espesor aparente de 1 pie [30 cm]. Los
buzamientos seleccionados manualmente con la
ayuda de una estación de trabajo, contribuyen a
eliminar buzamientos de baja calidad y a suplementar los intervalos en los que no se calculan los
buzamientos automatizados, en consecuencia
enfatizan tendencias sutiles que de otra forma
podrían ocultarse (izquierda).
En el oriente de Venezuela, un operador está
utilizando tramos laterales de drenaje para desarrollar la Faja, un yacimiento de petróleo pesado
de baja profundidad. El yacimiento comprende arenas apiladas, de alta permeabilidad, no consolidadas, que normalmente tienen entre 20 y 40 pies
[6 y 12 m] de espesor. Estas arenas apiladas de
canal son cuerpos arenosos discontinuos separados por laminaciones de limolita (limosas, cenagosas, fangosas), creando un ambiente
complejo que presenta retos para la perforación
lateral y la colocación óptima del pozo. Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISION
se utilizan para diferenciar entre las laminaciones
de limolita no productivas, las arenas productivas
homogéneas y los bordes del yacimiento de lodo
endurecido (fangolita, lutolita). Estas mediciones
también proporcionan la orientación relativa de
estas características geológicas con respecto a la
trayectoria del pozo, permitiendo que se reconozcan características estratigráficas y que se estudie su influencia en la producción.
Se perforaron varios tramos laterales, cuya
longitud promedio era de 4000 pies [1220 m], partiendo de pozos estratigráficos verticales. Se utilizaron datos sísmicos tridimensionales (3D) para
predecir la posición más probable de las arenas
71
3500
91.1215/270.306
3550
89.9046/270.98
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
11.0
12.0
13.0
14.0
Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISION
muestran el hueco aproximándose a una capa de baja
resistividad ubicada a lo largo de la parte superior del
hueco y luego apartándose de la misma. El Carril 1 contiene
el registro de rayos gamma azimutales (morado sólido, lado
superior; línea verde de rayas, lado inferior) y el Carril de
profundidad (profundidad medida, MD, pies). El Carril 2
muestra la velocidad de penetración (línea negra de rayas),
velocidad de rotación (rosado), TVD (línea morada de
rayas), y la anotación que indica inclinación y azimut. El
Carril 3 es la imagen de resistividad del botón de lectura
profunda normalizada; los colores más brillantes indican
mayor resistividad. El fondo del agujero se observa en el
centro de la imagen y la parte superior del agujero en los
dos extremos. El Carril 4 muestra la resistividad azimutal
(línea azul de rayas, parte superior; negro sólido, parte inferior) y la resistividad frente a la barrena (línea negra de
rayas). El sombreado en color entre las curvas indica la
dirección de la arena de interés: amarillo, cuando las mediciones indican que la arena está debajo de la herramienta,
y verde, cuando la arena está por encima de la misma.
Aquí, el sombreado amarillo indica que se necesita perder
ángulo para que la trayectoria del hueco se oriente hacia la
arena productiva de mayor resistividad.
>
TVD
Resistividad profunda GeoVISION Lectura profunda GeoVISION (arriba)
Escala horizontal: 1:13
pies
2030
0.2
ohm-m
2000
Orientación del tope del hueco Lectura profunda GeoVISION (abajo)
DEVI
Escala lineal
grados
0.2
ohm-m
2000
Imagen profunda
HAZI
Alta resolución, inferior
grados
RPM
Baja resolución, superior
superior
ohm-m
0 ciclos/segundo 8
Curva marcadora del norte
GeoVISION
ROP5
inferior
grados
2000 pies/hr
0 0
360 0.2
ohm-m
2000
1:200
pies
2060
GR superior
0 API 100
GR inferior
0 API 100
3500 pies
2550 pies
> Vista tridimensional de una imagen GeoVISION. Esta presentación muestra
el hueco aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lo
largo de la parte superior del pozo. El hueco tiene 81⁄2 pulgadas de diámetro,
y el intervalo de profundidad medida que se muestra se extiende de 3500 pies
(izquierda) a 2550 (derecha). Las líneas verdes representan los bordes litológicos y han sido trazadas para calcular el buzamiento verdadero de la formación.
de canal lejos de los pozos verticales. Los estudios de yacimiento indican que la resistividad de
las mejores arenas productivas excede 500 ohmm, mientras que la resistividad de las limolitas
estratificadas no productivas generalmente es
menor a 50 ohm-m. El éxito del pozo se mide utilizando la fracción de la profundidad total medida
con el mayor rango de resistividad. Hoy en día, un
promedio de más del 75% de las secciones perforadas se encuentra dentro de la arena productiva.
Las mediciones y las imágenes provenientes
de un pozo vecino demuestran la forma en que las
72
mediciones azimutales pueden utilizarse para un
adecuado emplazamiento del pozo (arriba). La separación entre las resistividades azimutales y las
obtenidas frente a la barrena muestran al agujero,
primero aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lo largo de la parte superior del hueco y posteriormente alejándose de la
misma. Esto se puede ver con mayor facilidad en
la imagen de resistividad. La capa de baja resistividad, indicada por el color oscuro a lo largo de los
lados izquierdo y derecho del hueco, representa la
parte superior del mismo. La resistividad incre-
menta de 3530 a 3560 pies, lo cual indica que el
pozo va en la dirección correcta, tendiendo a recobrar su posición en la arena de alta resistividad.
Una vista en 3D de la misma imagen azimutal
presenta el hueco con respecto a la geología local
(abajo). Se muestra un intervalo de 50 pies [15 m]
medidos para el agujero con diámetro de 81⁄2 pulgadas. Los bordes litológicos, indicados mediante
las líneas verdes, se utilizan para calcular el buzamiento verdadero de las capas. Esta representación muestra el pozo desplazándose hacia arriba
a través de una zona de transición, desde la arena
Oilfield Review
Buzamiento
estructural
13° / 332° NNO
?
X550 pies
Discordancia de bajo
Interpretación
15° / 331° NNO
Zona de arrastre
de la falla de
30 a 40 pies
UC
ángulo en la base B
Interpretación de la
sección transversal
TVD vs MD
13° a 35° / 330° NNO
Fallas
Discordancia angular
incierta en la base B
D
UC
UC al tope de H
E
F
H
Rotación del
azimut hacia
el oeste
en la zona H
Plano de la falla
Buzamientos
empinados hacia
el SE, arrastre
de la falla
Estratificación
empinada en
un bloque
menor de
la falla
¿1765-1810 pies?
X3000
X2800
X2600
X2400
X2200
X2000
X1800
X1600
X1400
X1200
0
Imagen de
densidad
VISION
GR 300
Profundidad
medida, pies
X1000
XX800
TNP
0.45 -0.15
en la zona D
¿Límites de la falla?
ligeramente menores
UC al tope de H
1000-1300 pies
Buzamientos
Buzamientos de
imágenes ADN
Magnitud del
buzamiento verdadero
Factor de confidencia
RHOB
Baja
1.95 2.95 0 Alta
90
grados
X950 pies
Imagen VISION
estática
Profundidad
medida, pies
0 GR 300 Alto
Carbón
E
F G
H
X1450
B
D
E
F G H
Arena reservorio de
baja densidad
D
Lodo endurecido (fongolita)
de alta densidad
Buzamientos
de imágenes
VISION
Magnitud
del buzamiento
verdadero
E
Tope del yacimiento
unidad E
D
0.46 -0.16
Factor de
confidencia
RHOB
Alto Bajo
Bajo
0 grados 90 1.95 2.95
AB C
TNP
Estratigrafía
10 pies
> Interpretación geológica estructural para un pozo de producción situado en el Mar del Norte;
interpretación basada en datos azimutales, imágenes y buzamientos derivados de los registros
VISION (arriba). El Carril 1 contiene la columna estratigráfica. El Carril 2 muestra una representación gráfica de la estratigrafía utilizando el registro de rayos gamma (GR) e imágenes del
registro de densidad. También se muestran datos de resistividad (P34H, Carril 3), datos de densidad y porosidad (TNPH, ROBB, Carril 4). La magnitud y el azimut del buzamiento derivados de
las imágenes del registro de densidad se presentan en los Carriles 5 y 6. La interpretación geológica basada en estos datos se presenta en los Carriles 7 y 8. La gráfica inferior presenta el
registro de rayos gamma, la imagen del registro de densidad, los buzamientos medidos, la densidad y la porosidad neutrón para un intervalo expandido.
de alta resistividad (colores claros en el fondo del
hueco, a la izquierda) hacia una capa sin roca
reservorio de baja resistividad (colores oscuros en
la parte superior del pozo a la derecha).
En este caso, el utilizar sólo mediciones convencionales no-azimutales podría haber arrojado
una interpretación incorrecta. Si la medición de
resistividad omnidireccional frente a la barrena se
usa para geonavegar, la lectura de 40 ohm-m
entre 3545 pies y 3560 pies sugiere que el pozo se
encuentra en una capa de limolita de baja resistividad, improductiva. En cambio, los datos azimu-
Invierno de 2001
tales, particularmente en la imagen orientada
estructuralmente, indican que solamente se han
penetrado unas cuantas pulgadas en la capa de
baja resistividad.17 Las mediciones azimutales
combinadas con el buzamiento real proporcionan
la interpretación correcta.
La información geológica derivada de las imágenes del agujero puede influir en las decisiones
en tiempo real para optimizar el emplazamiento y
la terminación del pozo. Al principio, se previó que
un pozo subhorizontal de producción del Mar del
Norte penetraría dos secciones del yacimiento
dentro de bloques de fallas separados con inclinación oeste a noroeste. Los buzamientos estructurales seleccionados manualmente en imágenes
generadas a partir de datos de densidad VISION,
confirmaron que la estructura real era bastante
diferente y más compleja (arriba). De hecho, la trayectoria del pozo cruzaba dos zonas de fallas
orientadas aproximadamente de NE a SO. Estas
fallas definían tres bloques de fallas que contenían tres secciones distintas del yacimiento. La
17. Rasmus et al, referencia 4.
73
> Correlación de la pantalla GeoSteering. En el Escenario 1, las formaciones del yacimiento se inclinan –2.7°, y la trayectoria del pozo está debajo del yacimiento y se dirige hacia rocas carboníferas.
posición estructural dominante de este yacimiento
es de 13 a 35° NNO. El arrastre de la estratificación y las zonas dañadas por la falla, adyacentes a
la misma afectaban los intervalos del yacimiento.
Se observa una discordancia de bajo ángulo en la
base del marcador estratigráfico B.
La información de buzamiento se integró con
otras mediciones petrofísicas LWD y los bordes superiores de la formación fueron correlacionados
con pozos cercanos. La sección geológica transversal resultante contenía más detalles y mayor confiabilidad que la información sísmica combinada
solamente con los topes en los pozos, y proporcionó una excelente representación del yacimiento.
Las imágenes del registro de densidad VISION
confirmaron tres yacimientos separados, en vez de
dos como se había pronosticado inicialmente.
El modelado y la planeación realizados con
anterioridad al trabajo, reducen la incertidumbre
de la perforación mediante la evaluación de la
respuesta esperada de los sensores LWD. Los
74
datos azimutales e imágenes VISION permiten
que los modelos petrofísicos y estructurales del
yacimiento, anteriores a la perforación sean
actualizados en tiempo real durante la perforación. La interpretación en tiempo real, en base a
los cambios observados en el yacimiento, permite
iniciar acciones correctivas de geonavegación
para ajustar la trayectoria del agujero, a fin de
lograr un emplazamiento óptimo del pozo y una
mayor productividad del mismo.
En un pozo de desarrollo de gas situado en la
región sur del Mar del Norte, la geonavegación,
basada en un modelo de predicción en tiempo
real, redujo con éxito la incertidumbre en el posicionamiento del pozo.18 Las principales preocupaciones respecto a la perforación de este pozo
horizontal se relacionaban con la inseguridad en
el alivio estructural, el relativamente delgado
yacimiento, 70 pies [21 m], y las características
petrofísicas indistintas de la unidad del yacimiento. Estas condiciones podrían llevar a una
posición incierta del hueco en el yacimiento y, por
lo tanto, incrementar el riesgo de perforar fuera
de la parte superior o inferior del yacimiento en la
sección horizontal de 2500 pies [762 m]. El pozo
quedó emplazado dentro de 6 pulgadas verticales
respecto del horizonte deseado. Después de perforar 1500 pies [457 m] de la sección horizontal,
el deslizamiento se hizo difícil, y se hizo un viaje
de barrena para bajar un conjunto de fondo de
perforación rotativa. En ese momento, la incertidumbre en la posición de la barrena también
había aumentado, y se generaron muchos posibles escenarios estructurales con el software de
modelado INFORM durante la pasada de la
barrena (arriba y página siguiente).
18. Bristow JF: “Real-Time Formation Evaluation for Optimal
Decision Making While Drilling—Examples From the
Southern North Sea,” Transactions of the SPWLA 41st
Annual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 57, 2000, artículo L.
Oilfield Review
>
En el modelo para el Escenario 2, el buzamiento del yacimiento es de 0.75° y el pozo se
aproxima a la parte superior del yacimiento.
>
En el modelo para el Escenario 3, el buzamiento de la formación es de –1°, con el pozo
prácticamente paralelo a la estratificación. Una
variación en buzamiento tan pequeña como de
3.5°, entre los Modelos 2 y 3 podría haber ocasionado que el pozo se saliera del yacimiento.
Invierno de 2001
75
Prof, U
pies
R
B
L
U
3850
Paralelo al estrato
3900
Resistividades
VISION
3950
Densidad
Neutrón
4000
GR
4050
Secuencia
ascendente
4100
4150
4200
4250
Alto buzamiento
4300
Superficie de
deslizamiento
de la duna
4350
Resistividades
VISION
GR
4400
Densidad
Neutrón
4450
4500
4550
Paralelo al estrato
4600
Durante este mismo viaje de barrena, las
imágenes del registro de densidad se generaron
a partir de datos almacenados en memoria, y la
interpretación del buzamiento fue realizada por
el equipo de evaluación de activos que desarrolla sus tareas en las oficinas (izquierda).
La información de buzamiento derivada de
las imágenes, estableció el modelo estructural
correcto y le proporcionó al operador una interpretación inequívoca de la posición relativa del
pozo en la formación antes de reanudar la perforación. Una vez que se conoció la posición, se
tomó la decisión de dirigir el pozo hacia abajo
para penetrar la parte inferior del yacimiento y
asegurar el drenaje desde estas capas inferiores
(próxima página).
Las imágenes del registro de densidad también arrojaron información importante relativa a
las facies. El yacimiento es predominantemente
una secuencia fluvial que contiene facies de
frente de duna y superficie de deslizamiento de
dunas. Las facies de superficie de deslizamiento
de dunas, caracterizadas por buzamientos de 20
a 30°, evidentes entre 4275 y 4350 pies, generalmente proporcionan la mejor permeabilidad.
El buzamiento en dirección sudoeste indica una
dirección de paleotransporte que concuerda con
otros datos del campo.
Perforación eficiente mediante
soluciones integradas
Los procesos mecánicos de perforación en el
fondo del pozo son demasiado complejos para
poder caracterizarlos mediante una simple medición. La experiencia demuestra que al combinar
las mediciones de fondo se logra una sinergia
que permite entender mejor la forma en la cual
el proceso de perforación puede afectar el agujero e influir en las mediciones LWD.
Secuencia
ascendente
4650
> Presentación VISION utilizada para localizar la posición de la barrena en el yacimiento durante un
viaje de barrena. El Carril 1 contiene la imagen del registro de densidad con el buzamiento interpretado
superpuesto (sinusoides en verde). El Carril 2 contiene la interpretación del buzamiento. El Carril 3 contiene los datos de rayos gamma (verde), densidad promedio (negro) y neutrón (raya punteada). El Carril
4 contiene las curvas de resistividad. El buzamiento estructural es 1° al sudeste a 3850 pies, y la dirección del agujero es de 89 a 90° hacia el este.
76
Oilfield Review
> Pantalla GeoSteering. El modelo de correlación muestra el modelo estructural final basado en buzamientos derivados de la imagen del registro de densidad. La imagen del registro de densidad anterior
se muestra en su posición relativa a lo largo de la trayectoria del pozo.
Las imágenes LWD del agujero, especialmente las imágenes de resistividad de mayor resolución, proporcionan un medio para evaluar
directamente las facies geológicas en el fondo del
pozo, fallas estructurales y fallas del agujero, tales como fracturas y rupturas. La adición de imágenes en tiempo real a los datos convencionales
LWD puede alterar dramáticamente y en forma
importante la interpretación del registro y ayudar
a seleccionar las mejores operaciones correctivas
para optimizar las operaciones de perforación.
Invierno de 2001
El proceso de perforación hace que el hueco
sufra cambios con el tiempo. Los cambios inducidos por la perforación van desde la invasión de la
formación hasta fallas mecánicas de la pared del
hueco, tales como fracturas y derrumbes. Durante
la perforación, es importante distinguir las características naturales de aquellas inducidas por el
proceso de perforación, para así poder modificar el
programa de perforación, minimizar su impacto y
asegurar la evaluación petrofísica exacta. Las imágenes del agujero son esenciales para diagnosticar los cambios provocados por la perforación.
Al usar únicamente datos convencionales
LWD, o una sola carrera de perfilaje, estos cambios pueden pasar inadvertidos. Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo
(time-lapse data), registrados durante la perforación o durante maniobras de limpieza, son particularmente importantes para monitorear los
procesos dinámicos que influyen en el agujero.
En muchos ambientes de arenas y lutitas, la
separación entre las curvas de resistividad de
lectura profunda y somera ocurre debido a la
invasión conductiva y es una indicación de que la
77
MD
1:140 pies
Imagen de perforación
U
R
B
L
Imagen de viaje de limpieza
U U
R
B
L
Superposición de resistividades
U
2
ohm-m
200
X080
X090
X100
X110
X120
> Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo (time-lapse data), registrados con la herramienta GeoVISION ilustran cómo la invasión y el incremento de rupturas del agujero con el tiempo afectan
las mediciones de resistividad LWD (derecha). Las imágenes del viaje de limpieza fueron obtenidas dos
días después de la pasada de perforación. La separación entre las curvas de resistividad ocurre en dos
intervalos—entre X080 y X090 pies, y entre X100 y X110 pies—donde las imágenes muestran invasión
conductiva.
U
R
B
L
U
Somera
Profundidad medida, pies
X750
Media
Profunda
X850
> Imágenes GeoVISION generadas a partir de datos de resistividad
de los botones de lectura somera (Carril 1), media (Carril 2) y profunda (Carril 3) de 56 sectores. Las rupturas del agujero (color
oscuro) observadas en la imagen de profundidad somera (Carril 1)
parecen desaparecer gradualmente en las imágenes de las lecturas
media y profunda. Las características poco profundas cercanas al
agujero, como éstas, ocurren más comúnmente debido a la perforación que de forma natural.
78
formación es permeable. Sin embargo, la separación entre las curvas también puede resultar
de la anisotropía de resistividad con un buzamiento de la formación elevado, de la proximidad de vetas compactas, de variaciones de
permeabilidad en yacimientos de carbonato, o de
fractura de la formación por lodo pesado o por
una elevada densidad de circulación equivalente
(ECD, por sus siglas en Inglés). En el último caso,
la separación entre las curvas puede servir como
indicio prematuro de que un problema no anticipado está ocurriendo en el yacimiento (arriba).
La herramienta GeoVISION utiliza tres sensores de botón para proporcionar mediciones de
resistividad azimutal con diferentes profundidades de investigación. Estos datos se utilizan normalmente para el análisis de invasión en la
evaluación de formaciones. Sin embargo, las
imágenes del agujero generadas para cada profundidad de investigación pueden proporcionar
información adicional relativa a la influencia de
la perforación en el agujero, y sobre mediciones
petrofísicas (izquierda). En este caso, la resistividad de lectura somera se ve sumamente afectada por el lodo conductor que llena los poros
Oilfield Review
Resistividad profunda
2000
2
Rayos
gamma
Resistividad somera
2
2000
U
Imagen de resistividad
L
R
B
U
X750
Invasión
Rupturas
X800
> La separación entre las curvas de resistividad de lectura profunda (morado, Carril 2) y
somera (verde, Carril 2) que se observa en este pozo con desviación marcada, ocurre
sólo en los intervalos de arena y no en los de lutitas (GR, Carril 1), lo que implica una invasión conductiva normal. Las imágenes de la herramienta GeoVISION para este intervalo
(Carril 3) indican otra cosa. La estratificación en la arena a X750 sugiere que esta separación entre las curvas se debe a una invasión. Sin embargo, en las arenas más bajas, el
lodo conductor que llena las rupturas aparentes es responsable de la separación entre
las curvas. La información azimutal proporcionada por la imagen muestra que las rupturas se encuentran a lo largo de la parte superior e inferior del agujero. En un pozo horizontal, generalmente se supone que la densidad del cuadrante inferior es la más confiable. Sin embargo, las rupturas mostradas en estas imágenes indican que los datos de
densidad del lado inferior del agujero estarían afectados en forma adversa y no deberían
utilizarse. La disponibilidad de la imagen evitó una interpretación incorrecta.
cercanos a la pared del agujero. A diferencia de
las características naturales, es posible que
parezca que las características inducidas por la
perforación desaparecen con el aumento de la
profundidad de investigación.
Identificar zonas como permeables erróneamente o pasar por alto las vetas compactas pueden llevar a predicciones excesivamente
optimistas de productividad, mientras que no
reconocer las rupturas de formación puede traer
como consecuencia costosas operaciones correctivas. La resistividad y las imágenes del registro
de densidad generadas en tiempo real proporcionan información adicional, necesaria para hacer
interpretaciones correctas.
En este ejemplo, las rupturas del agujero llenas de lodo conductor causaron separación entre
las curvas de resistividad (arriba). La presión anu-
Invierno de 2001
lar registrada en tiempo real proporciona información adicional que indica además si las rupturas
son naturales o inducidas por la perforación.
Los datos de presión anular adquiridos
durante la perforación pueden ayudar a calibrar
los parámetros de tensión y de resistencia de la
formación. La integración de las imágenes de
resistividad con las mediciones APWD le permite
a los geólogos e ingenieros estudiar los procesos
dinámicos, tales como la acumulación de detritos
(recortes) y la evolución de la condición geomecánica del agujero. Estos datos pueden ayudar a distinguir no sólo los cambios causados por la
perforación—junto con la profundidad, azimut y
extensión de la falla—sino también el mecanismo de falla del agujero. El reconocimiento de
las fracturas causadas por la perforación y el
entendimiento de su influencia en las mediciones
de perfilaje, mejora en gran medida la interpretación geológica y petrofísica. Más aún, el diagnóstico correcto es esencial para identificar
problemas y aplicar las acciones correctivas apropiadas para optimizar la operación de perforación. En muchos pozos de alcance extendido y
horizontales con margen estrecho entre la presión intersticial y el gradiente de fractura, como
en pozos situados en aguas profundas, la inestabilidad del agujero es inevitable. En estos casos,
la optimización de la perforación se centra en el
monitoreo y el manejo (minimización) de la inestabilidad mediante el control de la presión de circulación y del peso del lodo.
El reconocimiento de las fracturas inducidas
por la perforación en un pozo horizontal conduce
a reducir las velocidades de los viajes a fin de
asegurar que las presiones de fluencia (limpieza,
79
>
Ventana de presión típica para un
pozo situado en aguas profundas. La
presión de sobrecarga (morado) determina el gradiente de fractura y, en
consecuencia, el límite superior de la
ventana de presión. La presión intersticial estimada a partir de datos sísmicos antes de perforar (negro), define el
límite inferior de la ventana de presión.
La cercanía de las dos curvas indica
una ventana de presión muy estrecha.
La presión intersticial derivada de la
resistividad se muestra en rojo. El perfil del peso del lodo trazado como la
ECD derivada de las mediciones APWD
se muestra en azul. EL programa de
perforación fue exitoso ya que se permaneció siempre dentro de la estrecha
ventana de presión. Sin embargo, a
dos profundidades donde el peso del
lodo cayó por debajo del límite inferior
de presión, el pozo presentó amagos
de surgencia (reventón).
20
16
Amago de surgencia
(reventón)
13 3/8
11 3/4
Amago de surgencia
(reventón)
9 5/8
10.00
Gradiente de sobrecarga, lbm/gal
10.00
Gradiente de presión intersticial derivada de la resistividad, lbm/gal
17.00
10.00
ECD, lbm/gal
17.00
10.00
Gradiente de presión intersticial derivada de datos sísmicos, lbm/gal
17.00
L
U
R
B
L
L
U
R
B
L
X1900
Profundidad medida, pies
X1950
Intervalo de 1100 pies
suaveo, pistoneo) y de surgencia (oleada, oleaje)
se mantengan en un mínimo, y que se utilicen los
procedimientos correctos de limpieza del agujero
para evitar una ruptura de formación que se
puede tornar inmanejable.
Un operador del Mar del Norte se encontraba
perforando un pozo horizontal en una caliza en
busca de fracturas naturales. En este caso, como
en muchos otros, para tener éxito en la perforación es necesario que la presión ejercida por el
fluido de perforación permanezca dentro de una
ajustada ventana, determinada por el peso del
lodo y definida por los límites de presión para asegurar la estabilidad del pozo: el límite superior
está dado por el gradiente de fractura de la formación y el límite inferior es la presión intersticial
de la formación (arriba). Al incrementar la profundidad del lecho marino, se reduce el margen entre
el peso de lodo requerido para balancear las presiones intersticiales de la formación a fin de evitar el colapso del pozo y el peso del lodo que daría
como resultado la ruptura de la formación.
Las imágenes de resistividad GeoVISION generadas en la parte horizontal del pozo muestran
una fractura vertical relativamente continua que
se extiende por unos 1100 pies [335 m] (derecha).
80
7 5/8
17.00
X2000
X2050
X2100
> Imágenes GeoVISION generadas en la sección horizontal. La imagen
del botón de lectura profunda (izquierda) muestra una fractura vertical
relativamente continua que se extiende desde la parte superior a la inferior del hueco a lo largo de un intervalo de aproximadamente 1100 pies. La
fractura parece borrosa debido a que la escala de profundidad está comprimida. Un intervalo más corto, de unos 200 pies (derecha), muestra una
característica más pronunciada.
Oilfield Review
L
A
U
R
B
L
B
15.5
X1900
15.0
X1950
14.5
X2000
X2050
ECD, lbm/gal
Barrena
Profundidad medida, pies
Sensor
14.0
C
X2100
13.5
0
2
4
6
Tiempo transcurrido, hr
8
10
> Superposición de las imágenes de resistividad GeoVISION obtenidas mediante la técnica de lapsos de
tiempo (gris) y densidad de circulación equivalente (ECD, verde). A la izquierda se muestra la posición de
los sensores GeoVISION respecto de la barrena. La primera imagen (A) fue generada mientras la
barrena perforaba hasta los X2017 pies (línea blanca) y muestra una fractura axial borrosa: a tal profundidad medida (TD), se maniobró el BHA durante 6 horas para limpiar los recortes. Una imagen generada
a partir de los datos adquiridos y almacenados en memoria durante este período (B) muestra una ancha
fractura inducida. Las imágenes del intervalo inferior (C), generadas después de que se finalizó la perforación y aproximadamente 7 horas después de generar las primeras imágenes, muestran un cambio dramático en el agujero para el intervalo donde se maniobró el BHA, en comparación con el intervalo perforado más abajo. Los picos en la curva de la ECD durante el período en que se maniobró la columna de
perforación, demuestran que la falla observada en la ruptura aparente del agujero en (B) y (C) es, en realidad, una falla inducida por una alta ECD.
Normalmente, los datos de imágenes presentados en un registro son los datos registrados la
primera vez que el sensor pasa por una profundidad determinada. Sin embargo, para este ejemplo, se encuentran también disponibles los datos
adquiridos mediante la técnica de lapsos de
tiempo. Estos datos muestran cambios en función
del tiempo para el mismo intervalo (arriba). El
sensor de botón de lectura profunda se posicionó
a 53 pies [16 m] detrás de la barrena. La curva
gris sobrepuesta en la imagen muestra la profundidad del sensor de botón de lectura profunda en
función del tiempo. La curva verde es la ECD calculada a partir de la presión de fondo del pozo,
medida en el espacio anular.
Durante las primeras 13⁄4 horas de este lapso
de tiempo, el pozo fue perforado de X1933 pies a
X2017 pies (línea blanca horizontal) y las imágenes se generaron entre X1880 y X1964 pies. La
imagen registrada durante la perforación se
obtuvo dentro de la hora siguiente a la penetración de la barrena en la formación, y muestra una
fractura axial borrosa. Durante las siguientes seis
horas, el BHA fue elevado y bajado en numerosas
ocasiones para limpiar los detritos. Alrededor de
Invierno de 2001
ocho horas después, la perforación continuó, y se
generó la imagen durante la perforación del intervalo que se había perforado siete horas antes
(entre X1965 y X2017 pies). En esta última imagen se observó un cambio dramático; una amplia
fractura inducida además de las fracturas naturales, las cuales aparecen como sinusoides de bajo
ángulo. Esta diferencia se explica mediante el
análisis de los registros de perforación.
Los datos registrados y almacenados en memoria entre las 13⁄4 y 8 horas, mientras se maniobraba la columna de perforación, se utilizaron
para generar la imagen del centro de la figura (B,
arriba). Esta segunda imagen, muestra con claridad que una fractura fue agrandada rápidamente
después de la perforación. Aunque la imagen creada a partir de los datos adquiridos entre las 73⁄4
y 83⁄4 horas fue generada mientras se perforaba,
el intervalo del hueco entre X1964 y X2040 pies
estuvo abierto seis horas más que los intervalos
superior e inferior de estas profundidades.
La presión anular de fondo del pozo se registró durante un viaje de barrena y, a partir de dicha
medición, se obtuvo la ECD. Hubo un marcado
aumento en la ECD durante la perforación del
intervalo superior. Durante el período que se
hacían maniobras de la columna de perforación
para limpiar los recortes, la ECD variaba entre
13.5 y 15.5 lbm/gal [1.62 y 1.86 g/cm3], y la lectura más alta ocurrió aproximadamente 11⁄2 horas
después de que se detuvo la perforación. En este
intervalo, se presentaron severas pérdidas de
fluido cada vez que la tasa (gasto, caudal, rata) de
flujo se incrementaba por encima de cierto nivel.
La remoción de detritos es un problema
importante en la perforación de pozos horizontales. Sin embargo, en campos como éste donde la
diferencia entre la presión intersticial y la del
gradiente de fractura es pequeña, las altas tasas
de flujo y las presiones de surgencia que se
observaron durante las operaciones de limpieza
del agujero, dieron como resultado una ECD alta
y, finalmente, fracturas inducidas.
Sin la información de la ECD proporcionada
por las mediciones APWD, las interpretaciones
basadas únicamente en imágenes del agujero
pudieron haber indicado la necesidad de incrementar el peso del lodo, para controlar las aparentes rupturas del agujero observadas en la
imagen. Tal decisión hubiera sido incorrecta. La
81
U
>
Impacto de la variación del peso del lodo en las
fallas causadas por esfuerzos de corte y de tracción. En un pozo vertical perforado en una cuenca
con esfuerzos horizontales en desequilibrio, las
fallas causadas por esfuerzos de corte y de tracción se relacionan con las diferencias en el peso
del lodo circulante. La tensión horizontal máxima
es aproximadamente 20% mayor que la tensión
horizontal mínima. En la sección superior de la
imagen GeoVISION se observan amplias rupturas
(izquierda). Además, se observa una fractura vertical desplazada 90° respecto de la ruptura. En la
sección inferior se detectan fracturas causadas
por esfuerzos de tracción. La variación del peso
del lodo de un valor estático de 9.5 lbm/gal a un
valor circulante de 12.5 lbm/gal, provocó fallas
tanto por esfuerzos de corte como de tracción.
R
B
L
U
Falla al esfuerzo de corte
Baja densidad del lodo
σH
Dirección de las tensiones
Falla a la tracción
Alta densidad del lodo
σh
σv
σh
σH
Tensión
axial
σt
Tensión
tangencial
(circunferencial)
σa
Tensión
tangencial
(circunferencial)
Tensión
radial
σr
> Relación entre las tensiones del campo lejano
con las tensiones del pozo. Para describir las tensiones del campo lejano se utiliza un sistema de
coordenadas cartesiano: una tensión es vertical,
σv, y las dos tensiones ortogonales son horizontales. Si las magnitudes de las dos tensiones horizontales son diferentes, y usualmente lo son, se
denominan tensiones horizontales σh mínima, y
σH máxima. La dirección de cualquiera de las tensiones horizontales completa la descripción total
de las tensiones del campo lejano. En un pozo
vertical, las tensiones del pozo se describen
mediante un sistema de coordenadas cilíndrico.
Aquí, una tensión es radial σr, y las dos tensiones
ortogonales son axial σa, y tangencial σt. La
dirección de la tensión axial coincide con la del
eje del agujero, mientras que la dirección de la
tensión tangencial sigue la circunferencia del
pozo. La tensión tangencial también se llama tensión circunferencial debido a su geometría. La
tensión radial se provoca por la presión del lodo y
es controlada por el ingeniero de perforación.
Las tensiones axial y tangencial son controladas
por las tensiones del campo lejano.
19. Bratton T, Bornemann T, Li Q, Plumb D, Rasmus J y
Krabbe H: “Logging-While-Drilling Images for Geomechanical Geological and Petrophysical Interpretations,”
Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo JJJ.
82
adición del perfil de presión a distintos tiempos,
proporcionó la evidencia (aumento de la ECD)
que, de hecho, fue el propio proceso de perforación el que indujo la falla del agujero.
Esta combinación de información le proporciona una guía a los ingenieros de perforación para
saber dónde, cuándo y cómo mejorar los procesos
para evitar el daño del agujero. Las mediciones
LWD muestran cómo los procesos geológicos, geofísicos y de perforación se combinan para hacer la
interpretación correcta. La imagen GeoVISION
muestra no sólo el ambiente geológico sino también las consecuencias del proceso de perforación.
Imágenes y geomecánica
El estado de las tensiones (esfuerzos) alrededor del
hueco influye directamente en la eficiencia de la
perforación y en la estabilidad del hueco. Reconocer
las fallas e inestabilidad del agujero y entender
cómo y por qué ocurren las fallas es vital para perforar con éxito.19 El manejo apropiado de la estabilidad del agujero minimiza el tiempo improductivo y
es crítico para la optimización de la perforación.
Las fallas del agujero provienen de tensiones
existentes alrededor del mismo. Las tensiones del
campo lejano de la Tierra (horizontal máxima, horizontal mínima y vertical) se convierten en las tensiones del hueco (radial, axial y tangencial) en la
pared del agujero (izquierda).
Cuando estas tensiones exceden la resistencia de la formación, ocurren deformaciones irreversibles por los esfuerzos de corte
(cizallamiento) y los esfuerzos de tracción existentes en la formación cercana al hueco. El peso
del lodo se usa para controlar las tensiones del
agujero. La mayoría de las fuerzas geológicas
que actúan en el agujero son compresivas y producen fallas por esfuerzos de corte. Otras fuerzas
estructurales actúan para separar los granos de
roca resultando en fallas por esfuerzos de tracción. Las fallas por esfuerzos de corte se inician
mediante dos tensiones ortogonales con distintas magnitudes, mientras que las fallas por tracción se inician con un solo esfuerzo de tracción.
Los mecanismos de falla por esfuerzo de corte y
de tracción pueden, y la mayoría de las veces lo
hacen, actuar independientemente. El entendimiento de la relación entre las tensiones que
afectan el agujero proporciona información sobre
la resistencia de la formación; información que
es especialmente importante para perforar agujeros horizontales y con marcada desviación.
Muchos mecanismos de falla tienen características propias de fracturas que son aparentes
en las imágenes del agujero, y cada mecanismo
de falla tiene un régimen de presión único de
peso del lodo (o ECD) alto o bajo. Las imágenes
GeoVISION junto con las mediciones APWD del
sistema VISION, permiten identificar inmediatamente en tiempo real los mecanismos potenciales de falla, y advierten oportunamente acerca
de los problemas de estabilidad del agujero
(arriba). Sobre la base del diagnóstico de eventos
asociados, el ingeniero de perforación puede
tomar las acciones correctivas pertinentes para
manejar la inestabilidad del agujero.
La aplicación de modelos geomecánicos que
incorporan datos de imágenes y presión tiene un
Oilfield Review
impacto directo e inmediato en la optimización de
la perforación y la terminación de los pozos. Los
resultados que provienen de estos modelos pueden también brindar recomendaciones para estrategias correctivas que, de otra forma, no podrían
ser consideradas. La validación de los perfiles del
estado de los esfuerzos y de la resistencia de la
formación, permite utilizar los resultados del
modelo para la planeación de futuros pozos. La
capacidad para distinguir entre las características
naturales y las propiedades de la formación, y los
eventos inducidos por la perforación, mejora tanto
las interpretaciones petrofísicas como las geológicas. El reconocimiento de las fracturas naturales,
una fuente potencial de entrada de fluido, puede
ser importante en el manejo del riesgo de la perforación y de los eventos relativos a la seguridad.
Reconocimiento y prevención
de problemas
La información obtenida a partir de las imágenes
del registro de densidad puede resultar en acciones correctivas para minimizar y prevenir el daño
del agujero. El agrandamiento del agujero puede
surgir del mismo proceso de perforación: demasiado rápido; demasiado peso sobre la barrena, o
presión circulante demasiado alta. La medición
del registro de densidad VISION es extremadamente sensible al claro (standoff, descentralizado, excentricidad) de la herramienta, el cual
aumenta con el agrandamiento del agujero. El
claro de la herramienta es fácil de reconocer en
las imágenes del registro de densidad: el color
oscuro indica alta densidad y buen contacto con
el agujero, el color claro indica la presencia de
lodo de densidad más baja.
Un operador perforó a través de un yacimiento masivo de arenisca pobremente consolidada.
La imagen del registro de densidad muestra baja
densidad debido a la excentricidad de la herramienta (color claro) en los intervalos entre X480 y
X512 pies, y entre X542 y X562 pies (derecha).
Las variaciones de densidad, tanto radial como vertical, son el resultado del proceso de perforación. Las características de baja densidad
reflejan el agrandamiento del agujero que produce el dispositivo de ajuste angular durante la rotación del BHA. Durante el deslizamiento del
BHA—el agujero tiene un diámetro cercano al nominal—la calidad de la imagen de densidad es
buena alrededor del intervalo completo del agujero entre X512 y X542 pies, donde las cuatro curvas
de densidad se superponen. Más aún, las variaciones de densidad dentro de los intervalos de
rotación del BHA se relacionan directamente con
la velocidad de penetración. En estas areniscas
Invierno de 2001
Limpieza
Rotación, profundidad del ADN
Rotación, profundidad de la barrena
GR CDR
0
Imagen de densidad ADN
Escala horizontal: 1:11
Orientación hacia el tope del agujero
Histograma ecualizado sobre el
intervalo seleccionado por el usuario
RHOB
API
ARPM Barrena
100
0
1.95
g/cm3
2.95
g/cm3
2.95
MD
1:200
pies U
g/cm3
Orientación de la imagen
R
B
L
Alta
1.95
g/cm3
2.95
g/cm3
2.95
0
DCAL (calibre de densidad)
-2.25
pulg
7.75
Diámetro de la barrena
6
pulg
16
ARPM
ROBU (densidad, lado superior)
U 1.95
pies/hr
600
ROBR (densidad, lado derecho)
1.95
10
ROP
ROBL (densidad, lado izquierdo)
Baja
ciclos/seg
ROBB (densidad, lado inferior)
10
ciclos/seg
0
X500
X550
> Imagen de densidad de un pozo casi horizontal perforado en areniscas no consolidadas. El color
más oscuro representa mayor densidad. El color oscuro uniforme a través del intervalo que se
extiende entre X512 y X542 pies en la imagen (Carril 2), indica un buen contacto con el agujero, y
el calibre (Carril 4) muestra un agujero de diámetro nominal (in-gauge) en donde la columna de
perforación se operaba en modo de deslizamiento con propósitos de geonavegación. El agrandamiento del agujero ocurrió cuando la columna de perforación se estaba operando en modo rotativo (Carril 4). Cuando el ROP era bajo (Carril 4), el agujero se agrandó aún más debido al efecto
agresivo del fluido de perforación. Obsérvese que la curva de densidad del cuadrante inferior es
de buena calidad a lo largo de gran parte de la sección, excepto desde X502 hasta X513 pies,
donde el BHA sube por el lado derecho del agujero.
pobremente consolidadas, las velocidades de penetración lentas dan como resultado tasas altas
de derrumbe del agujero desde X492 hasta X502
pies. Estas imágenes indican que el incremento
de la velocidad de penetración y la operación en
modo de deslizamiento mejoraría la calidad del
agujero y la eficiencia de la perforación.
La información derivada de estas imágenes
también contribuyó a la interpretación petrofísica. En términos generales, la densidad del cuadrante inferior proporciona el mejor valor de
densidad en pozos con desviación marcada y
horizontales, debido a que el campo gravitacional
hace que los BHA descansen sobre la parte inferior del agujero. En ocasiones, la herramienta
puede ascender por un lado del agujero, como
cuando la herramienta VISION475 de diámetro
más pequeño trabaja en modo de deslizamiento.
En estos casos, la medición de densidad en el
fondo puede no tener delta RHO más bajo, y la
densidad de otro cuadrante es más representativa. Un ejemplo de este fenómeno ocurre en el
intervalo entre X502 y X513 pies donde el BHA
asciende por el lado derecho del agujero y la
densidad de la formación, medida sobre el lado
derecho del agujero es el mejor valor.
83
>
Ejemplo de una imagen del registro de densidad VISION que muestra daño del agujero. Las características paralelas brillantes que se
observan entre 11,030 y 12,010 pies, representan la forma en espiral del
agujero. La disponibilidad de esta información en tiempo real, puede
provocar cambios en el BHA y evitar el daño posterior del agujero. En
el siguiente viaje de barrena, se agregó un estabilizador cercano a la
barrena, y la imagen por debajo de 12,010 pies muestra claramente el
cambio en la condición del agujero, de agujero en espiral a agujero
cilíndrico uniforme. Véase el patrón cíclico de las curvas de densidad
de cuadrante (ROBU, ROBL, ROBR, ROBB) y la curva de la porosidad
neutrón (TNP) en el intervalo del agujero con forma de espiral.
La densidad cíclica con frecuencia es una
señal de un agujero en forma de espiral (derecha).
Un pozo reciente en el Mar del Norte indica un
agujero en espiral, forma que se desarrolló debido
al movimiento del BHA durante el primer viaje de
barrena. Los ingenieros de perforación advirtieron
el problema y, en el siguiente viaje de barrena
agregaron un estabilizador al BHA, posicionado
cerca de la barrena. Esto evitó la generación del
hueco en forma de espiral y dio como resultado un
agujero cilíndrico uniforme. La imagen de los
registros de densidad que se muestra en la figura
(derecha) fue generada a partir de los datos adquiridos y almacenados en la memoria durante el
viaje de barrena, y las acciones de interpretación
y corrección fueron oportunas para perforar con
éxito el siguiente intervalo. El reconocimiento en
las imágenes de las características inducidas por
la perforación, permite correcciones en el proceso
de perforación que reducen los costos mediante
un aumento en la eficiencia de perforación.
Generación de imágenes en tiempo real
Los ejemplos presentados en este artículo, con
excepción de uno, muestran imágenes generadas
a partir de datos almacenados en memoria en el
fondo del pozo. La recuperación de los datos
almacenados en el fondo del pozo requiere la
extracción del BHA durante, o entre los viajes de
barrena. La interrupción de la perforación para
recuperación e interpretación de los datos puede
resultar en un mayor tiempo de perforación y, por
ende, en pozos más costosos. Las técnicas de
compresión de datos recientemente incorporadas
hacen posible la transmisión en tiempo real de
datos de densidad azimutal VISION y de imágenes de resistividad GeoVISION.
La resolución de las imágenes GeoVISION
generadas en tiempo real, equivale a la resolución de las primeras imágenes registradas con la
herramienta RAB. Una ventana de datos comprimidos consiste de 16 barridos de 10 segundos.
Cada uno con barridos azimutales de 56 canales.
Los datos son comprimidos 50 veces, tanto en la
dimensión azimutal como en la del tiempo. Esta
alta tasa de compresión significa que para la
transmisión de datos de imágenes en tiempo real,
84
Porosidad neutrón (TPB)
pies3/pies3
Densidad de la formación, lado superior (ROBU)
g/cm3
Densidad de la formación, lado izquierdo (ROBL)
g/cm3
Baja
Alta
MD
Densidad
de
la
formación,
lado derecho (ROBR)
3
g/cm
1:200 pies
g/cm3
Rayos gamma
Densidad de la formación, lado inferior (ROBB)
Orientación de la imagen
R
B
L
U
g/cm3
0 API 150 U
Densidad VISION
Escala horizontal 1:11
Orientación hacia el
tope del agujero
Histograma ecualizado
11,050
12,000
12,050
se requiere un ancho de banda relativamente
bajo, aproximadamente 1.5 bits por segundos
(bps). Esta cifra se ajusta bastante bien a las
capacidades de la herramienta PowerPulse de
MWD, la cual logra una velocidad de transmisión
de datos a la superficie de 6 bps y, bajo condiciones favorables, puede alcanzar 12 bps. Estas
velocidades de transmisión de datos, combinadas con el preprocesamiento de datos VISION en
el fondo del pozo, que incluye la compresión de
los datos, significa que un operador puede obtener imágenes en tiempo real, además de otros
datos que también se necesitan en tiempo real
para tomar decisiones de geonavegación.
En este artículo se ha mostrado la forma en
que las mediciones azimutales en tiempo real
pueden mejorar en gran medida la colocación del
pozo y la eficiencia de la perforación; y en el pro-
ceso, reducir los costos de E&P. La información
geológica y de buzamientos estructurales derivados de las imágenes del agujero ahorran mucho
del trabajo de conjetura en la geonavegación, y
por lo tanto mejoran la tasa de éxito de los pozos
de alcance extendido y horizontales. La información sobre la condición del agujero proporcionada por las imágenes generadas durante la
perforación, permite el monitoreo de las operaciones de perforación en tiempo real. Las mediciones azimutales VISION son sólo un elemento
de la nueva generación de tecnología LWD que
está transformando la adquisición de registros
durante la perforación en Adquisición de
Registros para la Perforación. La integración de
estas imágenes con otras mediciones obtenidas
en tiempo real proporciona un medio eficaz para
mejorar la eficiencia de la perforación.
—SP
Oilfield Review
Colaboradores
David Allen es petrofísico asesor en el Centro de
Investigaciones Doll Research de Schlumberger en
Ridgefield (SDR, por sus siglas en Inglés),
Connecticut, EUA. Allí lidera los esfuerzos de investigación en los estudios de casos reales de carbonatos.
Después de obtener su licenciatura en física y en economía del Beloit College en Wisconsin, EUA, ingresó a
Schlumberger como ingeniero de campo en 1979. De
1995 a 1997, David fue jefe del departamento de petrofísica de Schlumberger Wireline & Testing. Obtuvo el
reconocimiento de la SPWLA al mejor artículo por un
trabajo presentado en 1987 sobre la invasión y por
otro trabajo presentado en 1997 sobre la anisotropía
de la resistividad.
William Bailey es ingeniero senior de Schlumberger
Holditch-Reservoir Technologies (H-RT) y reside en
Aberdeen, Escocia. Se ha desempeñado como ingeniero líder y gerente de proyecto en numerosos estudios de yacimientos, de mejoramiento de la
producción y sobre el control del agua en el Reino
Unido, los Países Bajos y Noruega. En 1999, ingresó a
H-RT proveniente del Segmento de Servicios de
Manejo Integrado de Proyectos IPM de Schlumberger.
Allí se ha desempeñado como ingeniero de producción
y ha estado a cargo de un proyecto de análisis de
riesgo a nivel de campo en Noruega. William ha proporcionado también apoyo para el análisis de riesgo
cuantitativo en diferentes proyectos y desarrolló
numerosas herramientas internas de software de ingeniería y para el análisis de riesgos. Antes de ingresar a
Schlumberger en 1997, trabajó como gerente de proyecto e ingeniero senior de investigación posdoctorado en la Universidad de Heriot-Watt en Edimburgo,
Escocia, donde estuvo a cargo del desarrollo del software de simulación para pozos complejos. Trabajó
también para una compañía de servicios en Noruega y
se desempeñó como asesor gerencial con Arthur D.
Little. Bill posee una maestría (con mención honorífica) del Imperial College en Londres, Inglaterra y un
doctorado de la Universidad Técnica de Noruega en
Trondheim, ambos en ingeniería del petróleo. Obtuvo
también una maestría en administración de empresas
de la Universidad de Warwick en Inglaterra.
Actualmente se desempeña como editor técnico para
SPE Production & Facilities.
Saad Bargach es el Vicepresidente y Gerente General
de Drilling and Measurements para Schlumberger
Oilfield Services. Tiene la responsabilidad mundial de
los servicios de perforación direccional, las mediciones durante la perforación y los registros durante la
perforación (MWD y LWD, por sus siglas en Inglés respectivamente). Actualmente reside en Sugar Land,
Texas, EUA. Ingresó a Schlumberger Wireline &
Testing en 1983 como ingeniero de campo en
Sudamérica. Ocupó varios puestos en diversos lugares
en el área gerencial, técnica, de personal y de mercadotecnia. En 1994 fue transferido a Anadrill en
Houston como gerente de nuevos productos. Al año
siguiente fue designado vicepresidente y gerente
general de Anadrill para Europa, África y para la CEI.
En 1998 fue designado vicepresidente y gerente general de Oilfield Services para África del Norte y África
del Este y del Mediterráneo Oriental. En 1999 fue
transferido a Sugar Land como presidente de Anadrill,
que posteriormente se convirtió en Drilling and
Measurements después de la reorganización de la
compañía. Saad obtuvo la licenciatura en ingeniería
eléctrica y la maestría en sistemas de control de la
Ecole Mohammadia D’Ingenieur en Rabat, Marruecos.
Invierno de 2001
Jonathan Bedford trabaja actualmente en la
empresa Global Client Accounts en Londres,
Inglaterra, como gerente de cuenta y brindando
soporte en interpretación petrofísica. Ingresó a
Schlumberger Wireline & Testing en 1989 como geólogo de soporte del área de mercadotecnia. Después
de una breve misión en Milán, Italia, trabajó en
Nigeria y en Noruega durante cinco años antes de
asistir a la Escuela de Entrenamiento en Análisis de
Registros en París, Francia. Y luego, antes de ocupar
su puesto actual en 1999, trabajó como petrofísico de
desarrollo de interpretación en GeoQuest y en
Wireline & Testing UK. Antes de ingresar a
Schlumberger, pasó cuatro años trabajando en el
departamento de exploración de Sun Oil Co. y de
Floyd Energy, y un año efectuando registros de lodo de
perforación en Anadrill y Geoservices. Jonathan
obtuvo la licenciatura en exploración petrolera de la
Facultad de King de la Universidad de Londres y la
maestría en la misma disciplina de la Universidad de
Aberdeen, Escocia.
Alain Besson es Jefe de la Sección de Herramientas
de Perforación de TotalFinaElf y reside en París,
Francia. Después de sus estudios en matemáticas
avanzadas y de su capacitación y entrenamiento especializado a nivel universitario, trabajó en la industria
de la aviación. Ingresó a TotalFinaElf en 1977 y permaneció ocho años en el área de investigación y desarrollo de las barrenas de perforación y del
equipamiento asociado con las mismas. Alain, posteriormente trabajó durante cuatro años como ingeniero de perforación en Noruega. Desde 1989, ha
estado involucrado en la creación de la sección de
Barrenas de Perforación y Equipamiento de
Perforación, destinada a optimizar el rendimiento de
la perforación para las filiales de TotalFinaElf.
Ted Bornemann recibió su entrenamiento en geología
en la Universidad Técnica en Hannover, Alemania y en
la Facultad Universitaria de Zwansea, Inglaterra, concluyendo en 1979 y obteniendo el doctorado de la
Universidad de Syracuse, Nueva York, EUA. En
Syracuse y posteriormente en el Instituto Geológico
de Kansas, Ted se especializó en sedimentología del
subsuelo y aplicaciones computarizadas en geología.
Ted trabajó para Petrobras en Río de Janeiro, Brasil y
durante los últimos 19 años ha estado con
Schlumberger en varias misiones de interpretación,
principalmente en Alaska, EUA y en el Medio Oriente,
centrándose en la interpretación de imágenes de huecos y en el medidor de buzamientos. De 1996 a 1999,
trabajó en las aplicaciones de las imágenes adquiridas
durante la perforación en Sugar Land, Texas. A partir
de marzo del 2000, Ted, como miembro del Centro
para la Evaluación de la Formación de Schlumberger
(SCAFE, por sus siglas en Inglés) en Houston, ha
supervisado los asuntos geológicos que afectan a
Schlumberger mundialmente.
Bruce Burr es el Gerente de Desarrollo de Barrenas
de Conos Giratorios. Actualmente reside en el Centro
de Productos de Navegación de Reed-Hycalog en
Houston, Texas. Encabeza un grupo de ingenieros
dedicados al desarrollo de nuevas barrenas de conos
giratorios, incluyendo cortadores de metal pulverizado y componentes de las barrenas, tales como cojinetes, sellos, sistemas de lubricación y estructuras de
corte. Ha estado involucrado en la investigación, el
desarrollo y la ingeniería de barrenas de perforación
de conos giratorios desde 1970 y ha trabajado para
Reed-Hycalog desde 1994. Poseedor de nueve patentes de barrenas de perforación de conos giratorios,
Bruce obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica
de la Universidad del Estado de Arizona en Tempe,
EUA y la maestría en ingeniería mecánica de la
Universidad de Houston. Ha estado registrado en
Texas como ingeniero profesional desde 1991.
Kees Castelijns reside en Nueva Orleáns, Luisiana,
EUA. Es gerente de desarrollo de técnicas de interpretación en Schlumberger y está a cargo del soporte al
área de interpretación y de la introducción de nueva
tecnología. Ingresó a Schlumberger en 1977 como
ingeniero de campo y pasó cuatro años en Omán,
Arabia Saudita, Irán, Las Filipinas, Dubai, Yemen y
Egipto. En 1982 fue designado gerente de locación en
Kirkuk, Irak. Después de varias misiones en el área de
ventas y mercadotecnia en Omán, la India, Malasia,
Noruega y los Países Bajos, fue designado gerente del
Centro de Servicios de Datos en La Haya, Países
Bajos. En 1993, dirigió la distribución de software de
GeoQuest en La Haya. En 1994, fue transferido al
Centro de Productos de Sugar Land como experto
para el desarrollo de un programa de evaluación de
estratos delgados. Antes de obtener su misión actual,
fue gerente de la sección de petrofísica, a cargo del
desarrollo y el mantenimiento de los productos de
interpretación petrofísica, tales como PrePlus*,
Análisis Elemental de Registros ELAN* y del software
PetroViewPlus* (1995-1997). Kees obtuvo el grado de
ingeniero en física aplicada de la Universidad Técnica
de Eindhoven, en los Países Bajos.
Daniel Codazzi es el Gerente de Desarrollo de
Productos para LWD y reside en Clamart, Francia.
Ingresó al grupo de sensores de Dowell en 1983 en St.
Étienne, Francia. Cinco años después fue transferido
a Anadrill en Sugar Land, Texas, para desarrollar el
sistema KickAlert*; primer sistema de detección de
entrada de gas. En 1992 fue transferido a Calgary,
Alberta, Canadá, donde estuvo a cargo de la ingeniería del sistema de mediciones durante la perforación
Slim 1*. Regresó a Sugar Land al año siguiente para
desempeñarse como gerente de sección de esta herramienta. En 1995, fue designado jefe de la sección de
acústica, a cargo del desarrollo de la herramienta de
registro sónico durante la perforación ISONIC*
IDEAL, y en 1997 fue designado gerente de desarrollo
de productos para LWD. Daniel posee el doctorado en
mecánica de fluidos de la Universidad Louis Pasteur
de Estrasburgo, Francia.
85
Benoît Couët es científico principal de investigación
del Centro de Investigaciones Doll Research de
Schlumberger, situado en Ridgefield, Connecticut,
EUA. Ingresó a Schlumberger en Ridgefield en 1981
para trabajar en mecánica de los fluidos. Pasó dos años
en el Departamento de Mecánica de los Fluidos del
Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge, Inglaterra (1987-1988) antes de regresar al
Departamento Nuclear en Ridgefield. Actualmente,
Benoît se desempeña en el programa de monitoreo y
control de yacimientos del grupo de optimización de
yacimientos, trabajando en el problema de control bajo
condiciones inciertas del yacimiento y financieras.
Benoît obtuvo la licenciatura en matemáticas de la
Universidad de Laval en Quebec, Canadá y la maestría
en matemáticas de la Universidad de Nueva York en
Nueva York. Además obtuvo la maestría en ingeniería
eléctrica y el doctorado en física computacional, ambos de la Universidad de Stanford en California, EUA.
Scott Dillard es Coordinador del Cortador de Metal
Pulverizado (PMC, por sus siglas en Inglés) para ReedHycalog en Houston, Texas. Está a cargo del mejoramiento continuo del proceso PMC y del diseño de la
barrena, incluyendo el rediseño del equipamiento, la
estandarización de los procesos actuales y la automatización de los sistemas de inspección y diseño. También
supervisa la puesta en marcha de las pruebas para las
barrenas y su interrelación con las ventas y la ingeniería de campo. Ingresó a Reed en 1997 como ingeniero
de proyecto en el Grupo de Desarrollo de Productos.
En ese cargo, trabajó en el desarrollo y la realización
de pruebas en el laboratorio y en el campo de los nuevos diseños de cojinetes y sellos, así como también en
el desarrollo, la documentación y la prueba del nuevo
equipamiento de laboratorio a fin de respaldar el control de calidad del material de sellado y de los nuevos
sistemas de retención de los insertos. Scott obtuvo la
licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad
de Lamar en Beaumont, Texas.
Eric Drake es Jefe de Metalurgia y Gerente de los
Laboratorios de Materiales para Reed-Hycalog, en
Houston, Texas. Comenzó a trabajar con Rexnord
Chain & Power Transmission Division en 1971. Ha
estado con Reed desde 1975, desempeñándose en
varios puestos en R&D e Ingeniería. Es el autor de
once patentes en los EUA y ocho artículos en las áreas
de materiales duros, metalurgia de partículas pulverizadas, revestimientos trivológicos y compuestos clasificados funcionalmente. Eric obtuvo la licenciatura en
ingeniería y la maestría en ingeniería de materiales de
la Universidad de Wisconsin en Milwaukee. Posee también el doctorado en estudio de materiales de la
Universidad de Rice en Houston, Texas.
David Fairhurst es Ingeniero de Desarrollo de Ventas
y reside en San Antonio, Texas. Está a cargo de las ventas de los servicios de Schlumberger de evaluación de
la formación y de producción, tales como la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR*,
en el sur de Texas. Anteriormente estuvo a cargo de las
ventas de los servicios de producción de Schlumberger
en el sur de Texas. Ingresó a la compañía como ingeniero de campo de los servicios de producción en
Evanston, Wyoming, EUA, después de obtener la licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de
Minnesota en Minneapolis-St.Paul, EUA. David obtuvo
también la maestría en administración de empresas de
la Universidad de Pittsburg en Pennsylvania, EUA.
86
Ian Falconer es Gerente de Mercadotecnia de los
Servicios de Perforación para Drilling and
Measurements en Sugar Land, Texas. Anteriormente
se desempeñó como Gerente de Desarrollo de
Negocios de LWD, como gerente de operaciones en el
Mar del Norte, Nigeria, Italia, los Países Bajos, y
Alemania. Ian ha trabajado también en el Centro de
Desarrollo de Productos de Schlumberger en Sugar
Land, Texas, donde desarrolló técnicas de interpretación de datos de perforación que se basan en mediciones de mecánica de la perforación, adquiridas en
tiempo real en la superficie y el subsuelo. Ian obtuvo
la licenciatura en geología de la Facultad
Universitaria de Cardiff, Gales.
Charles Flaun es Asesor Científico y Gerente del
Programa de Resonancia Magnética en la Evaluación
de Yacimientos. Actualmente es investigador del
Centro de Investigaciones Doll Research de
Schlumberger (SDR), en Ridgefield, Connecticut. Se
desempeña como consultor en interpretación petrofísica y se especializa en la respuesta de las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN). Inició su
carrera en Schlumberger en 1977 como ingeniero de
campo en Oklahoma, EUA y pasó nueve años en varias
misiones de campo. Durante varios años, se desempeñó también en diversos puestos en R&E, en el
Centro de Productos de Houston, en el Centro de
Productos Riboud de Schlumberger (Clamart,
Francia), y en el SDR. Es autor prolífico y poseedor de
doce patentes en las áreas de física nuclear, resonancia magnética nuclear, mediciones de presión e interpretación de registros en general. También ha sido
nombrado Conferencista Distinguido de la SPWLA
(1989) y en 1995 recibió el Reconocimiento al Logro
Técnico Distinguido de la SPWLA. Charles obtuvo la
licenciatura (con mención honorífica) en física de la
Universidad de McGill en Montreal, Canadá y el doctorado en física nuclear de la Universidad de Rochester
en Nueva York.
Gary Ford actualmente se desempeña como Gerente
del Proyecto Mid-Continent Exploitation en Anadarko
Petroleum Corporation, Houston, Texas. Gary inició su
carrera en 1977 con la empresa Getty Oil Company en
Nueva Orleáns, Luisiana, desempeñando actividades
de exploración en Mississippi y Alabama, EUA: la
cuenca interior Jurassic Salt y la cuenca Black
Warrior. Gary ingresó a Anadarko en 1984 en la ciudad
de Oklahoma como geólogo de exploración y desempeñó actividades de exploración en Oklahoma y
Arkansas en EUA. Su experiencia incluye cinco años
como geólogo de exploración en las exitosas actividades de exploración de Anadarko en Argelia y más
tarde como gerente de desarrollo de geología en
Londres, Inglaterra. Gary abandonó el grupo internacional para convertirse en gerente de proyecto para la
exploración de Cook Inlet y el desarrollo de Alaska y
pasó dos años en Anchorage, Alaska. Gary obtuvo la
licenciatura y la maestría en geología de la
Universidad del Estado de Oklahoma. Es miembro de
la AAPG y de la SEPM, y es geólogo profesional registrado en Arkansas.
Bill Grether se ha desempeñado como geólogo consultor de Petrotechnical Resources Alaska (PRA) en
Anchorage, Alaska, desde mayo del 2000. Como asesor
de PRA, recientemente se desempeñó como geólogo
de pozo para la empresa Anadarko Petroleum Corp en
el pozo Lone Creek # 2 en Cook Inlet, Alaska. Inició su
carrera en 1977 con la empresa Atlantic Ridgefield
Company (ARCO). Mientras estuvo con ARCO, se
desempeñó como geólogo de exploración, desarrollando sus tareas en la costa del Golfo de México en
Houston, Texas (1977-1980). Pasó los siguientes 19
años en la oficina de ARCO en Alaska, trabajando
como geólogo de exploración en la cuenca Cook Inlet,
en las cuencas internas de Alaska y en el campo
petrolífero Kuparuk. Trabajó también en temas relacionados con el cumplimiento de las leyes ambientales y la obtención de permisos en el estado
(1990-1994). Bill obtuvo la licenciatura en biología de
la Universidad de St. Cloud del Estado de Minnesota y
la maestría en geología de la Universidad de
Wisconsin en Madison.
Greg Gubelin es Gerente de Productos de RMN y
reside en Sugar Land, Texas. Allí coordina la realización de pruebas, la introducción y la capacitación
para los productos y servicios de RMN de
Schlumberger. Previamente, era gerente de distrito en
Bakersfield, California. Desde sus inicios con
Schlumberger como ingeniero de campo en 1980, se
ha desempeñado en misiones en el sudoeste de EUA,
California, y el este y oeste de Texas. Greg obtuvo la
licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad
de Vanderbilt en Nashville, Tennessee, EUA, y es
miembro de la Sociedad Nacional Honoraria de
Ingeniería Mecánica, de la SPE y de la SPWLA.
John Hartner es geólogo de exploración de Anadarko
Petroleum Corporation en Anchorage, Alaska. Desde
su ingreso a Anadarko en 1981, se ha desempeñado
como geólogo de desarrollo en Kansas, Colorado y
Texas, y durante los últimos cuatro años en Alaska.
John obtuvo la licenciatura en biología y química de
la Universidad Central de Michigan en Mount
Pleasant, EUA, y la maestría en geología de la Escuela
de Minas de Colorado en Golden, EUA.
Nick Heaton obtuvo el doctorado en química de la
Universidad de Southampton en Inglaterra, en 1987.
Posteriormente trabajó en asuntos relacionados con
la investigación de resonancia magnética nuclear
(RMN) en la Universidad de California en San Diego y
en la Universidad de Stuttgart en Alemania. En 1998
ingresó al Centro de Productos de Schlumberger en
Sugar Land como especialista en el desarrollo de productos de técnicas de interpretación de RMN.
Kyel Hodenfield es Gerente de Negocios de LWD.
Reside en Clamart, Francia en la oficina matriz de
Schlumberger Wireline & Testing. Está a cargo de la
estrategia y el desarrollo de negocios de LWD. Ingresó
a la compañía en 1985 como ingeniero de campo de
Schlumberger Wireline & Testing y trabajó en diferentes sitios de California en la evaluación de la formación y en los servicios de producción. De 1990 a 1996,
ocupó diferentes puestos en el área gerencial y de
ventas en el oeste de los EUA. En 1997 fue transferido
a Anadrill en Sugar Land, Texas para convertirse en el
paladín del producto VISION475* y posteriormente se
desempeñó como el gerente de mercadotecnia de
nueva tecnología. Kyel obtuvo la licenciatura en ingeniería geológica y del petróleo de la Universidad de
Dakota del Norte en Grand Forks, EUA.
Oilfield Review
Brad Ivie es gerente de proyectos especiales del
Segmento de Barrenas de Perforación de Schlumberger
en Reed-Hycalog en Houston, Texas. Su principal responsabilidad es el proyecto del Simulador de
Rendimiento de la Barrena, un software que se pretende mejore la selección de las barrenas, simule la
velocidad de penetración y la vida de la barrena, estime
los costos de perforación e identifique las áreas de
riesgo potencial para la perforación. Brad inició su
carrera en 1990 como diseñador para la empresa
Dresser/Security Diamond Products. En 1992 fue designado ingeniero de productos y trabajó en diversos proyectos de ingeniería. De 1994 a 1996, encabezó el
departamento de ingeniería, el cual se encargaba de
proyectos de desarrollo de productos, el desarrollo de
nueva tecnología, la determinación de los criterios de
diseño y la difusión de la información técnica. Pasó el
año siguiente en Venezuela como ingeniero de diseño y
aplicaciones. Ingresó a Camco/Reed-Hycalog en 1997
como ingeniero de diseño senior, a cargo del diseño y el
análisis de las barrenas de perforación de un compuesto
policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en
Inglés) y diversos proyectos de investigación y realización de pruebas. Posteriormente fue designado supervisor de los servicios de ingeniería, a cargo de los
grupos de apoyo para el diseño y la fabricación de productos de la planta de Houston. De 1998 a 1999 estuvo a
cargo de los productos de cortador fijo en la planta de
Houston. Antes de ocupar su puesto actual, Brad fue
director de ingeniería de los productos de perforación
de cortador fijo, a cargo del desarrollo general del producto, del apoyo técnico al campo, del soporte a la
fabricación y del sistema de garantía de calidad en las
instalaciones de Houston y Stonehouse, Inglaterra. Brad
obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad del Estado de Montana en Bozeman, EUA.
Craig Ivie es gerente de investigación de Reed-Hycalog
en Houston, Texas. Allí prepara, dirige y coordina los
programas de investigación y los procedimientos para
proporcionar un diseño de productos mejorados y tecnología de prueba mejorada. Después de trabajar durante
cuatro años con la empresa Christensen Diamond
Products como ingeniero de campo, ingresó a Reed en
1986 como ingeniero de diseño. En 1994 fue designado
gerente de investigación. Craig obtuvo la licenciatura
en ciencias de la ingeniería de la Facultad de Ciencias y
Tecnología de los Minerales de Montana en Butte.
Fiona Lamb se incorporó a Merak en Aberdeen,
Escocia, en enero del 2001 como analista consultor.
Recientemente terminó su tesis doctoral denominada
"Riesgo, Incertidumbre y Toma de Decisiones de
Inversión en el Sector de Upstream de la Industria del
Petróleo y el Gas", en la Universidad de Aberdeen.
Fiona obtuvo el grado académico (con mención honorífica) en matemáticas y gerenciamiento en la
Universidad de Aberdeen.
Carlos Maeso es el Paladín de Productos de
Interpretación de registros de LWD para Drilling and
Mesurements en Sugar Land, Texas. Está a cargo de los
asuntos de interpretación de registros de LWD, de la
coordinación de campo e ingeniería para la interpretación de registros de LWD, de productos de geonavegación y de la capacitación para la interpretación de
registros de LWD. Ingresó a Schlumberger en 1996
como petrofísico con GeoQuest en Aberdeen, Escocia.
De 1998 al 2000 se desempeñó como petrofísico de
desarrollo de técnicas de interpretación. Antes de
ingresar a Schlumberger trabajó en Aberdeen durante
16 años en sedimentología, estratigrafía y análisis de
núcleos. Carlos obtuvo la licenciatura (con mención
honorífica) en geología de la Universidad de Druham en
Inglaterra.
Invierno de 2001
Chanh Cao Minh es el Gerente de Sección de CMR del
departamento de RMN en el Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land. Ingresó a la compañía
en 1978 como ingeniero de campo, trabajando en
Francia y Noruega. Ha desempeñado diversas misiones
gerenciales en Europa y el Sudeste de Asia, donde trabajó en la simulación de yacimientos. Encabezó el
Centro de Cómputos de Schlumberger en China (19901991) y posteriormente fue transferido al Centro de
Investigaciones Doll Research de Schlumberger en
Ridgefield, Connecticut, como científico de investigación. Antes de tomar su misión actual en 1997, se
desempeñó como petrofísico en Al-Khobar, Arabia
Saudita. Chanh obtuvo la licenciatura en ingeniería
eléctrica y mecánica de la Université de L’Etàt Liège
en Bélgica.
Mark A. Norville es vicepresidente de Exploración y
Desarrollo de Kerns Oil & Gas, Inc. Ha estado con
dicha empresa en San Antonio, Texas, desde 1998.
Actualmente trabaja en el desarrollo y la exploración
de más de 20,000 acres en el sur y oeste de Texas, y
supervisa y evalúa los proyectos para la participación
de Kerns. En sus inicios se desempeñó como geólogo
de distrito para la empresa Clayton Williams Energy en
San Antonio (1980-1985) y pasó los siguientes 12 años
como gerente de exploración para la empresa Stallion
Oil Company, también en San Antonio. Actualmente es
presidente de la Sociedad Geológica del Sur de Texas.
Mark obtuvo la licenciatura en geología de la
Universidad de Texas A&M en College Station.
Richard Plumb es Consultor Principal y Gerente de
Geomecánica en Schlumberger Holditch-Reservoir
Technologies en Houston, Texas. Anteriormente, se
desempeñó como líder del equipo de geomecánica del
Segmento de Servicios de Manejo Integrado de
Proyectos IPM de Schlumberger y coordinador de geociencias del Centro de Soporte de IPM en Houston.
Antes de ingresar a IPM, Richard estuvo a cargo del
estudio de casos reales en el departamento de interpretación y geomecánica del Centro de
Investigaciones de Schlumberger de Cambridge en
Inglaterra. Trabajó también en el Centro de
Investigaciones Doll Research de Schlumberger en
Ridgefield, Connecticut, donde desarrolló técnicas de
interpretación de registros para la identificación de
fracturas, mediciones de la tensión en sitio y control
del crecimiento vertical de la fractura hidráulica. Dick
obtuvo la licenciatura en física y geología de la
Universidad de Wesleyan en Middletown, Connecticut;
la maestría en geología en la Facultad de Dartmouth
en Hanover, Nueva Hampshire, EUA, y el doctorado en
geofísica de la Universidad de Columbia en Nueva
York, Nueva York.
Tim Pritchard es Consultor Técnico en Petrofísica
para la empresa BG International, Actualmente está
terminando un breve proyecto temporal sobre el desarrollo de negocios internacionales. Sus áreas de interés principales son la integración de los datos
obtenidos por herramientas operadas a cable con
datos de laboratorio, datos de ingeniería geofísica y del
petróleo. Ingresó a BG plc. en 1988 para trabajar en la
medición y el modelado del fenómeno de adsorción de
gas, sistemas avanzados de separación de fluidos y
modernos sistemas patentados de membrana cerámica. Desde 1993 ha estado trabajando en el desarrollo de técnicas de medición e interpretación
petrofísica, incluyendo las técnicas de generación de
imágenes de RMN y los sistemas de registros con
herramientas operadas a cable. También tiene experiencia en operaciones marinas con BG International
en Egipto, Trinidad, Túnez y la plataforma continental
en el Reino Unido, y ha encabezado una cartera de
proyectos de desarrollo en Europa y Norteamérica.
Tim obtuvo la maestría (con mención honorífica) en
química de la Universidad de Aston en Birminghan y el
doctorado en resonancia magnética nuclear en materiales en estado sólido y estado líquido de la
Universidad de Durham, ambas en Inglaterra.
T. S. Ramakrishnan (Rama) es asesor científico en el
Centro de Investigaciones Doll Research de
Schlumberger en Ridgefield, Connecticut.
Actualmente se encuentra en el departamento de optimización de yacimientos. Desde su ingreso a SDR en
1985, ha estado involucrado en la investigación del
análisis de presión transitoria, el desarrollo de nuevas
técnicas para medir las propiedades polifásicas, la
invasión y la petrofísica de los carbonatos.
Anteriormente, estuvo a cargo del desarrollo de un
programa integrado de interpretación para herramientas de nueva generación. Rama obtuvo la licenciatura
del Instituto Tecnológico de la India en Nueva Delhi y
el doctorado del Instituto de Tecnología de Illinois en
Chicago, EUA, ambos en ingeniería química.
Raghu Ramamoorthy es petrofísico principal de la
división de Asia del Este en Kuala Lumpur en Malasia.
Supervisa todos los asuntos relacionados con la evaluación petrofísica de la formación que afectan la adquisición de datos en las líneas de productos Wireline &
Testing, Anadrill y GeoQuest. Ingresó a Schlumberger
como ingeniero de campo en 1982 y trabajó en Egipto y
en el Medio Oriente. Después de varias misiones en
Egipto, Irán y la India, en 1991 recibió la capacitación
para convertirse en analista de registros y fue asignado
al Centro de Cómputos de Muscat, Omán. En 1994 fue
transferido al Centro de Investigaciones Doll Research
de Schlumberger en Riedgefield, Connecticut, como
científico de investigación para trabajar en el grupo de
Caracterización de Yacimientos, y más tarde en el
grupo de estudios de Carbonatos. Antes de ocupar su
puesto actual en 1999, Raghu fue petrofísico de división para Australia y es autor de muchos artículos técnicos. Obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica
del Instituto de Tecnología de la India en Madrás y la
maestría en ingeniería del petróleo de la Universidad
de Texas en Austin. Es editor de la publicación mensual ASA Formation Evaluation Review y ha impartido clases en temas relacionados con la adquisición y
la interpretación de registros CMR, tanto para ingenieros de campo como para analistas de registros.
John Rasmus es especialista en la interpretación de
registros de LWD de la organización de soporte al
cliente y al campo InTouch. Reside en Sugar Land,
Texas, y ha ocupado diversos puestos para el desarrollo
de técnicas de interpretación. John ha desarrollado
nuevas e innovadoras técnicas de interpretación para
la porosidad secundaria en carbonatos, la geonavegación de pozos horizontales, la cuantificación de la geopresión en lutitas subcompactadas y la optimización
del motor de perforación de fondo de pozo. Ingresó a
Anadrill después de trabajar en la organización de
campo de Wireline & Testing en Calgary, Alberta,
Canadá, y en Kansas y las Rocallosas (EUA). John
obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad de Ciencia y Tecnología del Estado de
Iowa en Ames, EUA y es ingeniero profesional registrado en Texas.
(continúa en la próxima página)
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Próximamente en Oilfield Review
Colaboradores (continuación de la página anterior)
La toma de decisiones en la industria
del petróleo y el gas.
La toma de decisiones en el campo petrolero
requiere de un proceso de análisis práctico, que
tome en cuenta la incertidumbre y cuantifique el
impacto de las diferentes decisiones. Los árboles
de decisión son herramientas que ofrecen la posibilidad de construir un marco para problemas difíciles a la hora de tomar decisiones y probar el
efecto de cada uno de los pasos en el proceso.
Estudios de casos reales demuestran cómo estas
herramientas ayudan a combinar la información
técnica y económica para promover decisiones
sólidas en los programas de desarrollo de campos
y en la preparación de los contratos.
Hendrik Rohler es el referente senior de petrofísica en
RWE-DEA AG en Hamburgo, Alemania. Desde 1997 ha
estado a cargo del sector de evaluación de la formación;
del desarrollo del código de evaluación y de la mecánica de las rocas, y del desarrollo de la base de datos y
del modelo teórico. Comenzó a trabajar como ingeniero
de campo con la empresa Western Atlas International
Inc. en Bremen, Alemania y posteriormente en Houma,
Luisiana (1990-1991). De 1992 a 1996 fue jefe del
departamento de registros de pozos de Terratec
Heitersheim en Alemania. Hendrik obtuvo la maestría
en geofísica en la Universidad Técnica de Clausthal en
Alemania y también participó de cursos de postgrado
en geofísica en la Universidad de la Columbia Británica
en Vancouver, Canadá. Fue egresado asistente del
Centro Interdisciplinario para Computación Científica
en la Universidad de Heidelberg, Alemania (1992-1993)
y obtuvo el doctorado del Instituto de Tecnología
Federal Suizo en Zurich, Suiza. Entre sus logros se
encuentra el desarrollo de un circuito de flujo con fracturas de apertura variable para el registro de fluidos y
los estudios de mezclado del flujo gravitacional, y también de una herramienta de registros selectiva de iones
resistente a la presión.
Evaluación de yacimientos de carbonato.
La heterogeneidad de los carbonatos presenta
retos importantes en la exploración, el desarrollo y
la producción que deben resolverse para producir
el 60% de las reservas mundiales de petróleo
conocidas y contenidas en estos yacimientos. Los
antecedentes alrededor del mundo ilustran los
enfoques actuales para manejar los yacimientos de
carbonato y dar un rumbo a las iniciativas de investigación en curso.
Resistividad de la formación
en huecos revestidos.
Seis décadas después de una continua búsqueda, la
medición de la resistividad en un pozo revestido es
ahora una realidad. Este artículo describe la historia
y el desarrollo de la herramienta más moderna de
adquisición de registros operada a cable, la cual
completa el conjunto de mediciones para la evaluación de la formación en huecos revestidos. Los ejemplos ilustran la importancia de la medición de la
resistividad de la formación en huecos revestidos a
los efectos de identificar zonas previamente inadvertidas, y para el monitoreo de la producción y de los
yacimientos.
Soluciones para la estimulación integrada.
Grandes inversiones asociadas con las técnicas de
estimulación de pozos, como la fracturación
hidráulica, requieren de un enfoque específico para
una cuenca o para un yacimiento que maximice la
producción. El proceso PowerSTIM* ofrece un sistema de trabajo basado en las herramientas y el
potencial de la Red (Web), y que ayuda a integrar
la experticia petrofísica y el conocimiento del yacimiento con el diseño, la ejecución y la evaluación
de los servicios a fin de desarrollar y redefinir los
modelos de interpretación y de terminación de
pozos. Estudios de casos reales ilustran cómo los
equipos distribuidos de expertos utilizan estos
modelos para proporcionar soluciones oportunas
destinadas a los pozos futuros y al desarrollo de
los campos.
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Peter R. Rose es geólogo petrolero certificado. Se
desempeñó como geólogo de Shell Oil Company; jefe de
la División de Petróleo y Gas del Servicio Geológico de
EUA; y geólogo en jefe y director de la exploración de
diversos campos para la empresa Energy Reserves
Group, Inc. [actualmente BHP Petroleum (Americas),
Inc.]. En 1980 creó una empresa de consultoría independiente de petróleo y gas, Telegraph Exploration,
Inc. Sus clientes incluyen a las compañías más importantes de los EUA y a muchas empresas independientes
prominentes, así como también a muchas firmas internacionales y compañías petroleras estatales. Peter ha
explorado en busca de petróleo y gas en la mayor parte
de las provincias geológicas de Norteamérica y ha
publicado artículos e impartido un gran número de conferencias sobre la evaluación de los recursos en los
EUA, el análisis de la cuenca, el desarrollo de zonas
potenciales, la evaluación de los prospectos, así como
del riesgo y la incertidumbre en la exploración. Desde
1989, ha estado involucrado en el diseño y la implementación de los sistemas de análisis de riesgo de la exploración para las principales compañías petroleras
nacionales e internacionales. Es socio gerente de la
firma de consultoría Rose & Associates en Austin,
Texas. Peter fue nombrado Conferencista Distinguido
de la AAPG en 1985, Presidente de la División de
Asuntos Profesionales de la AAPG en 1996, y en 1998 se
hizo acreedor a la Medalla Parker Memorial otorgada
por el Instituto Norteamericano de Geólogos
Profesionales. Posee la licenciatura, la maestría y el
doctorado en geología de la Universidad de Texas en
Austin.
Milton R. Seim es Vicepresidente de Operaciones de
Kerns Oil & Gas, Inc. Tiene a su cargo a todo el personal de ingeniería y de los sectores operativos de la compañía. Es también vicepresidente de Diamondback
Drilling, de Mesquite Well Service y de la empresa
Kerns Development Company. Inició su carrera en 1970
con Mobile Oil Corp., trabajando en producción e ingeniería de perforación. De 1979 a 1993 fue gerente de
producción de la empresa Forest Oil Corp. en Denver,
Colorado, y en Corpus Christi y Midland, Texas. Ingresó
a Kerns en 1995. Milton posee la licenciatura en ingeniería en gas natural de la Universidad de Texas A&I en
Kingsville.
Graeme Simpson obtuvo la licenciatura (con mención
honorífica) y el doctorado, ambos en geología de la
Universidad de Sheffield en Inglaterra. Posee también
la maestría de la Escuela de Gerenciamiento de
Cranfield en Bedfordshire, Inglaterra. Inició su carrera
en 1975, trabajando en la identificación y el análisis de
prospectos en el Reino Unido, el Golfo de México y
Noruega para la empresas Esso UK, Exxon USA y Esso
Norway. De 1984 a 1988, trabajó para Esso Europe y
Esso UK en la planeación, en el monitoreo de la economía y del rendimiento. Durante los siguientes dos
años, se desempeñó como gerente de los proyectos de
exploración de Esso UK. De 1990 a 1997 se desempeñó
como gerente de análisis de negocios de Esso UK, enfocándose en la planeación estratégica, presupuestos,
adquisiciones, ventas y reclutamiento, y capacitación.
De 1997 a junio del 2000 fue catedrático de
Schlumberger para el Manejo de la Industria
Energética y Jefe del Departamento de Estudios
Gerenciales en la Universidad de Aberdeen en Escocia.
Actualmente es asesor senior en geociencias y economía en la firma Gaffney Cline & Associates en
Hampshire, Inglaterra. Ha sido también nombrado
catedrático honorario del Departamento de Economía
de la Universidad de Aberdeen y es catedrático invitado en la Universidad de Petróleo y Minerales de King
Fahd, Facultad de Gerenciamiento Industrial de
Dhahran, Arabia Saudita. Graeme es autor de numerosas publicaciones y es miembro de la Sociedad
Geológica de Londres.
Roger Smith es gerente de Soluciones de Ingeniería
de Diseño para Conos Giratorios en Reed-Hycalog en
Houston, Texas. Está a cargo del desarrollo de las soluciones para la barrena de conos giratorios de uso mundial, enfocándose en el desarrollo de nuevas
estructuras de corte, la actualización de la línea de
productos y los asuntos de rendimiento de las barrenas. Ingresó a la compañía como ingeniero en 1978.
Posteriormente estuvo en distintos puestos en
Houston, Texas, en desarrollo y soporte de productos,
en R&D, a cargo de los productos de diamante, y como
ingeniero de productos y de soluciones. Roger es poseedor de dos patentes y obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Houston en
Texas.
Graham Watson es Ingeniero de Diseño Senior. Se
desempeña como supervisor de las barrenas de perforación de diamante e impregnadas de diamante.
Supervisa el desarrollo de los materiales y el diseño e
identificación de nuevas oportunidades de negocios.
Desde 1998 trabaja en el Centro de Cortadores Fijos de
Reed-Hycalog en Houston, Texas. Anteriormente, trabajó en el Centro de Cortadores Fijos de Stonehouse,
Inglaterra. Desde 1991, ha sido el diseñador de barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC)
para Reed-Hycalog. Además de diseñar las barrenas
PDC convencionales, ayudó también a diseñar y desarrollar las barrenas Bicentrix*. Graham es egresado de
la Universidad Tecnológica de Loughborough en Leicestershire, Inglaterra donde obtuvo la licenciatura
(con mención honorífica) en ingeniería mecánica.
El asterisco (*) se utiliza para identificar las
marcas de Schlumberger.
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