Oilfield Review Spring 2011

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW
Oilfield Review
Volumen 23, no.1
SEPTIEMBRE DE 2011
Líneas de conducción marinas
VOLUMEN 23 NUMERO 1
Perforación con manejo de la presión
Agua de formación
Registros dieléctricos
Entendiendo el desafío de E&P: Definición de los fundamentos
El suministro de energía segura, accesible y transportable
es uno de los prerrequisitos fundamentales para el
desarrollo económico global. Durante más de cien años,
los combustibles a base de hidrocarburos —incluidos el
petróleo, el carbón y el gas— satisficieron la mayor parte
de las necesidades energéticas mundiales y hoy siguen
siendo la única opción viable para satisfacer el 80 por
ciento de la demanda energética mundial pronosticada
hasta el año 2030. Para la exploración y producción de
petróleo y gas, esta dependencia representa dos desafíos
importantes.
En primer lugar, cada vez resulta más difícil garantizar
el suministro futuro. La industria de E&P está realizando
inversiones importantes para maximizar la producción
de las reservas existentes, a la vez que se desarrollan
simultáneamente nuevos recursos en ambientes más
desafiantes, tales como el Ártico y las áreas de aguas
profundas. Además, la industria está incrementando las
actividades de exploración y producción en las reservas
no convencionales, tales como el gas de lutita, el
petróleo de lutita y el petróleo pesado.
En segundo lugar, se ha vuelto esencial que protejamos
y preservemos nuestro medioambiente. Las actividades
de E&P deben dejar una huella operacional más pequeña
y proporcionar un mayor aseguramiento frente al daño
ambiental, especialmente a medida que la industria
continúa explorando ambientes ecológicos más sensibles.
Dado este contexto, la industria está dependiendo en
forma creciente de la tecnología como elemento facilitador
para el suministro futuro. Hoy, las tecnologías desplegadas
en las actividades de E&P ofrecen una excepcional
amplitud y profundidad en comparación con las
tecnologías existentes unas pocas décadas atrás. Esto es
atractivo desde la perspectiva de los profesionales jóvenes
que se están incorporando en la industria de E&P, pero la
tecnología, debido a sus complejidades, también puede
generar barreras para el conocimiento.
En este número de Oilfield Review, presentamos una
serie de artículos que detalla los conceptos subyacentes
y las tecnologías sobre las que se asienta la industria de
E&P. Estos artículos que comienzan con el título
“Definición de …” están redactados para poder acceder a
un público más vasto que el de los profesionales de E&P,
que leen habitualmente Oilfield Review.
El primer artículo se titula “Definición del concepto de
adquisición de registros” (véase “El descubrimiento de los
secretos de la Tierra,” página 67). Seleccionamos este
tópico para iniciar la serie porque refleja el origen de
Schlumberger en la adquisición de registros del subsuelo.
En los próximos números, introduciremos las operaciones
de exploración, perforación, terminación y producción para
luego incursionar en subtópicos tales como la adquisición
de registros de resistividad y el modelado de yacimientos.
Espero que estos artículos resulten de su interés y les
proporcionen un conocimiento profundo de los desafíos
técnicos y las soluciones tecnológicas que cubren el ciclo
de E&P. Por otra parte, es importante que cautivemos a los
profesionales jóvenes, que se encuentran motivados para
concentrarse en estos desafíos en el largo plazo, ya que
nuestra industria tiene un rol importante que desempeñar
en el futuro de la energía sustentable.
Paal Kibsgaard
Director de operaciones
Schlumberger Limited
Paal Kibsgaard es director de operaciones de Schlumberger Limited.
Antes de asumir su posición más reciente de presidente de caracterización
de yacimientos, ocupó una diversidad de posiciones directivas globales, que
incluyen las de vicepresidente de ingeniería, manufactura y sustentación;
vicepresidente de personal para Schlumberger Limited; y presidente de
Schlumberger Drilling & Measurements. En una etapa previa de su carrera
en Schlumberger, fue uno de los gerentes de GeoMarket* para la región del
Caspio, después de ocupar diversas posiciones de campo en ventas técnicas y
soporte al cliente. Ingeniero petrolero con una maestría del Instituto Noruego
de Tecnología, Paal comenzó su carrera en 1992 trabajando para ExxonMobil.
Ingresó en Schlumberger en 1997.
* GeoMarket es una marca de Schlumberger.
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Schlumberger
Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Editor ejecutivo
Mark A. Andersen
Editor consultor
Lisa Stewart
1
Entendiendo el desafío de E&P: Definición de los fundamentos
Artículo de fondo aportado por Paal Kibsgaard, director de operaciones de Schlumberger Limited
Editores senior
Matt Varhaug
Rick von Flatern
Editores
Vladislav Glyanchenko
Tony Smithson
Colaboradores
Ginger Oppenheimer
Diseño y producción
Herring Design
Mike Messinger
Ilustraciones
Chris Lockwood
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
4
De las líneas de conducción al mercado
Las líneas de conducción constituyen una forma económica
y confiable de transportar el petróleo y el gas al mercado, y
resultan tan vitales para el desarrollo de los recursos marinos
de petróleo y gas como lo son los pozos y las plataformas que
sustentan. La industria de las líneas de conducción debe
satisfacer una amplia gama de desafíos técnicos a medida
que expande esta infraestructura clave.
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: [email protected];
http://www.linced.com
Traducción
Adriana Real
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Diagramación
Diego Sánchez
En la portada:
Un ingeniero prepara una herramienta
dieléctrica para bajarla en un pozo.
El brazo del calibrador (derecha) empuja
el patín articulado (izquierda) de manera
segura contra la pared del pozo.
Los transmisores del patín transmiten
microondas que retornan a los múltiples
receptores también ubicados en el patín.
El espaciamiento entre transmisores y
receptores, la orientación del campo
electromagnético y los fluidos presentes
en los poros determinan la forma y la
profundidad de la región detectada (inserto).
2
16 El manejo de la presión durante
las operaciones de perforación
La existencia de pozos cada vez más complejos dificulta en
forma creciente la conservación de las presiones de fondo de
pozo prescriptas con los métodos de perforación tradicionales.
Las técnicas de perforación con manejo de la presión ofrecen a
los perforadores un método para mantener una presión de fondo
de pozo (BHP) que no es demasiado alta ni demasiado baja.
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
E-mail: [email protected]
Manejo de la presión
durante la perforación
Dirigir las consultas
de distribución a:
Joao Felix
Teléfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian)
Directo: (55) 21 3541 7104
Facsímile: (55) 21 2112 4601
E-mail: [email protected]
Sussumu Nakamura
Teléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)
Directo: (55) 21 3824 7460
Facsímile: (55) 21 2112 4601
E-mail: [email protected]
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Septiembre de 2011
Volumen 23
Número 1
Consejo editorial
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
26 Valor del agua de formación
El análisis del agua de formación es un paso crucial en la
exploración y producción de hidrocarburos, ya que provee
datos de entrada para la evaluación petrofísica, ayuda a
evaluar el potencial para la corrosión, la acumulación de
incrustaciones y el agriamiento, y asiste en la comprensión
de la conectividad del yacimiento. Este artículo explica las
causas de la variación producida en la composición química
del agua de formación; entre las formaciones y a lo largo
del tiempo. Algunos casos de estudio ponen de relieve los
métodos para garantizar la pureza de las muestras y
demuestran las aplicaciones de las técnicas de evaluación
de fondo de pozo y de laboratorio.
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
Roland Hamp
Woodside Energy, Ltd.
Perth, Australia
George King
Apache Corporation
Houston, Texas, EUA
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
Alexander Zazovsky
Chevron
Houston, Texas
40 Irradiación de rocas
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2
Las herramientas de adquisición de registros dieléctricos
proveen información complementaria para el análisis de los
yacimientos de agua dulce y la identificación de los
hidrocarburos móviles. Una herramienta recientemente
introducida ofrece una medición de la dispersión dieléctrica
para evaluar la textura de las rocas en los carbonatos y los
efectos de las lutitas en los siliciclásticos. Algunos casos de
estudio de yacimientos de agua dulce, petróleo pesado y
carbonatos ilustran las aplicaciones de los datos dieléctricos.
R XB
3
R XB
4
59 Colaboradores
61 Próximamente en Oilfield Review
62 Nuevas publicaciones
67 Definición del concepto de adquisición de registros:
El descubrimiento de los secretos de la Tierra
Oilfield Review es una publicación
trimestral de Schlumberger destinada
a los profesionales de la industria
petrolera, cuyo objetivo consiste en
brindar información acerca de los
adelantos técnicos relacionados con la
búsqueda y producción de hidrocarburos.
Oilfield Review se distribuye entre los
empleados y clientes de Schlumberger
y se imprime en los Estados Unidos de
Norteamérica.
A menos que se indique lo contrario, las
siglas que aparecen en esta publicación
corresponden al idioma inglés.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2011 Schlumberger. Todos los
derechos reservados. Ninguna parte de
esta publicación puede ser reproducida,
archivada o transmitida en forma o
medio alguno, ya sea electrónico o
mecánico, fotocopiado o grabado,
sin la debida autorización escrita
de Schlumberger.
Oilfield Review tiene el agrado de recibir
a Alexander Zazovsky en su consejo editorial. Alexander es asesor de ingeniería
de terminación de pozos e investigaciones para Chevron en Houston. Allí está a
cargo del manejo y el liderazgo del desarrollo de tecnología y proyectos de servicios técnicos. Antes de ingresar en
Chevron en 2011, fue asesor de
Schlumberger en Sugar Land. Alexander
obtuvo una maestría en matemáticas
aplicadas y un doctorado en mecánica
de fluidos, así como también un doctorado en ciencias técnicas de ingeniería
petrolera (habilitación), todos de la
Universidad Estatal Rusa de Petróleo y
Gas Gubkin, en Moscú. Comenzó su
carrera en Moscú, en donde trabajó en
el Instituto de Investigación de Geofísica
Nuclear y Geoquímica para problemas
mecánicos de la Academia de Ciencias,
en el Instituto Petrolero de la Federación
para Investigación Científica (VNIIneft) y
en el Instituto de Investigación de
Petróleo y Gas de la Academia de Ciencias.
Posteriormente, Alexander trabajó en el
Laboratoire d’Aérothermique du CNRS,
Meudon, Francia, como científico invitado antes de ingresar en Schlumberger en
1993. Alexander ha sido editor de varias
publicaciones técnicas y editor asesor de
la versión rusa de Oilfield Review.
3
De las líneas de conducción al mercado
Alexander P. Albert
Houston, Texas, EUA
El éxito de toda área prospectiva depende tanto de la capacidad de un operador para
Daniel L. Lanier
Geoscience Earth and Marine Services, Inc.
Houston
subsuelo. En muchas regiones, las líneas de conducción constituyen el medio más
Brian L. Perilloux
Williams Midstream Services, LLC
Houston
llevar el petróleo y el gas al mercado como de la extracción del producto desde el
económico y confiable de transporte de los hidrocarburos desde la boca del pozo
hasta la refinería. Las compañías de líneas de conducción no escatiman recursos
para instalar y operar sus sistemas de transmisión de manera segura.
Andrew Strong
Southampton, Hampshire, Inglaterra
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Kamran Akbarzadeh, Edmonton, Alberta,
Canadá; Michael Carney, Houston; Marsha Cohen,
publicación Terra et Aqua, La Haya; Julie Gentz, The
Williams Companies, Inc., Tulsa; Stelios Kyriakides,
Universidad de Texas en Austin; Domitille Lucereau,
La Défense, Francia; Frank McWilliams, Tata Steel
International, Sugar Land, Texas; y Matt Pond, Corrosion
Resistant Alloys, Houston.
Integriti Platinum, PIPESIM y RealView son marcas de
Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre los sistemas de
líneas de conducción, consulte: Amin A, Riding M,
Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J: “Desarrollo
submarino desde el espacio poroso hasta el proceso,”
Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.
2. Los códigos y prácticas para el diseño, construcción
e inspección de las líneas de conducción submarinas
han sido publicados por una diversidad de institutos
técnicos, tales como el Instituto Nacional Americano
de Estándares, el Instituto Americano del Petróleo, la
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos, Det
Norske Veritas, la Institución de Ingenieros y
Administradores de Gas y la Asociación de Operadores
Marinos del Reino Unido. Para ver un listado de los
diversos códigos internacionales, se puede consultar la
Agencia del Reino Unido para la Salud y la Seguridad
(UK Health and Safety Executive): “Use of Pipeline
Standards and Good Practice Guidance,” http://www.
hse.gov.uk/pipelines/resources/pipelinestandards.htm
(Se accedió el 25 de noviembre de 2010).
3. Connelly M: “Deepwater Pipelines—Taking the Challenge
to New Depths,” Offshore Magazine 69, no. 7 (1° de julio
de 2009): 94–97.
4. MacPherson H: “Unique Challenges in Managing
Deepwater Pipeline Integrity,” PetroMin Pipeliner 5,
no. 3 (Julio–Septiembre de 2009): 14–25.
4
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En respuesta al proceso de maduración de la producción en las cuencas establecidas de tierra
firme y aguas someras, muchas compañías de E&P
están extendiendo sus campañas de búsqueda de
reservas hacia áreas prospectivas marinas más
profundas. Las operaciones de perforación y terminación de pozos confirman la viabilidad de un
área prospectiva, y luego crean el marco propicio
para la construcción e instalación de las plataformas. Aún después de conectar los pozos a la plataforma, la tarea está lejos de haber llegado a su fin.
Es preciso implementar algún método de transporte del producto al mercado. En las áreas desarrolladas, respaldadas con una infraestructura
establecida, esto requiere a menudo la instalación
de algunos kilómetros de líneas de exportación
para conectar una plataforma a una línea de conducción existente. En las áreas de frontera, los operadores deben construir sistemas extensos de líneas
de conducción a través de varios kilómetros, o utilizar embarcaciones —habitualmente los transbordadores de una embarcación flotante de producción,
almacenamiento y descarga (FPSO)— para llevar
el producto hasta una terminal de recepción,
desde donde es enviado normalmente a una refinería por tubería. Hasta disponer de un medio de
transporte, las reservas descubiertas con gran
esfuerzo permanecen sin desarrollar y los operadores deben dejarlas en el subsuelo.
Las compañías de líneas de conducción se
esfuerzan por mantener el ritmo de las compañías de E&P conforme estas últimas acceden a
profundidades cada vez mayores. Para ello, la
industria de las líneas de conducción debe instalar y diseñar sistemas que impulsen los fluidos de
alta temperatura y alta presión a través de largas
distancias, en ambientes oscuros y profundos de
alta presión y baja temperatura.
A pesar de estos desafíos, la industria de las
líneas de conducción sigue batiendo récords. En el
año 2000, un gasoducto de 64 km [40 mi] tendido
para el proyecto Hoover-Diana en el Golfo de México,
alcanzó profundidades de 1 450 m [4 800 pies] bajo
el nivel del mar. Para el año 2005, el proyecto Blue
Stream había instalado 386 km [240 mi] de gasoductos gemelos a profundidades de 2 150 m [7 050 pies]
en el Mar Negro. En el año 2008, entre las áreas de
Alaminos Canyon y East Breaks del Golfo de México,
se tendieron 206 km [128 mi] de líneas de conducción para el proyecto Perdido Norte a profundidades
récord oscilantes entre 1 067 m y 2 530 m [3 500 pies
y 8 300 pies]. El gasoducto Galsi, cuya construcción
está prevista para el año 2011, se extenderá por
debajo del Océano Mediterráneo desde Argelia hasta
Sardinia, con lo cual se establecerá un nuevo récord
de profundidad de 2 824 m [9 265 pies]. Además, se
están estableciendo récords de distancia. Entre 2004
y 2007, se tendió el gasoducto de Langeled entre
Noruega e Inglaterra. Con una extensión de 1 173 km
[729 mi], se trata del gasoducto submarino más
largo del mundo.
Independientemente de que establezca un
récord o no, cada línea de conducción posee características singulares. La composición química de
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Plataforma
Tubo ascendente
Cabezal del pozo
Línea colectora
Colector múltiple
Línea de exportación
> Segmentos de líneas de conducción. Las líneas (rosa) se extienden desde el cabezal del pozo hasta la plataforma u otra instalación preliminar de
recepción y procesamiento. Las líneas de exportación, o ventas (verde), se extienden aguas abajo de la plataforma.
los productos determina en gran medida la metalurgia, en tanto que la longitud de la línea y los
gradientes de profundidad dictaminan las presiones de operación y las tasas de flujo; a su vez,
ambos parámetros inciden en el diámetro y el
espesor de las paredes de las líneas. Estas consideraciones de diseño inciden directamente en las
prácticas operativas y de mantenimiento. Este
artículo proporciona un amplio panorama general
de las actividades de construcción, operación y
monitoreo de las líneas de conducción marinas.
Consideraciones de diseño
Los sistemas de líneas de conducción están constituidos por todas las tuberías, válvulas, bombas,
medidores e instalaciones a través de los cuales
se transportan las corrientes de producción.
Estos sistemas pueden dividirse en segmentos
bien definidos (arriba). Las líneas son tuberías
de diámetro relativamente pequeño (menos de
16 pulgadas) compuestas por líneas de flujo,
líneas colectoras y tubos ascendentes, que se
extienden desde el cabezal del pozo hasta la
plataforma de producción o la unidad FPSO.1
Estas líneas transportan una corriente cruda, sin
refinar, consistente por lo general en una mezcla
multifásica de gas, petróleo y agua desde los pozos
de petróleo; o gas, líquidos del gas natural y agua,
desde los pozos de gas. Las líneas de exportación,
también denominadas líneas troncales o líneas de
transmisión o de ventas, por lo general están compuestas por tuberías de diámetro más grande
Volumen 23, no. 1
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(oscilante entre 16 pulgadas y 44 pulgadas) para
el transporte de los fluidos procesados hasta la
costa desde uno o más campos. La corriente procesada que ya ha experimentado los procesos de
separación y tratamiento inicial a bordo de una
plataforma de producción o de una unidad FPSO,
normalmente consiste en petróleo con pequeñas
cantidades de agua, o de gas y condensado. Estas
líneas de conducción se conectan habitualmente a
las líneas de conducción terrestres, que transportan
los fluidos a las refinerías situadas tierra adentro.
Las líneas de conducción se construyen de
acuerdo con códigos y estándares estrictos.2 Los requisitos de diseño, en el caso de las líneas submarinas, deben contemplar una diversidad de
factores, que incluyen la longitud proyectada, la
profundidad y la temperatura del agua, la composición y la tasa de flujo de los fluidos transportaOilfield Review
dos, ademásSPRING
de la topografía
sobre la que se
11
tenderá la línea.
Finalmente,
estos
factores inciPIPELINE Fig. 1
dirán en los ORSPRG11-PIPLN
costos, los procesosFig.
de 1manufactura,
las técnicas de tendido y las estrategias operativas de las líneas de conducción.
Las líneas de conducción están diseñadas para
tolerar las presiones internas generadas por una
tasa de flujo determinada. No obstante, en aguas
profundas, las inquietudes relacionadas con la
presión interna son secundarias respecto de la
necesidad de que las líneas de conducción toleren
las presiones externas de colapso que impone la
profundidad del agua; especialmente durante la
fase de instalación en la que no se bombea fluido
alguno a través de la línea. La resistencia al
colapso bajo fuerzas hidrostáticas es determinada
por la ovalidad y la resistencia a la compresión
que ofrecen la metalurgia y el espesor de la pared
de la tubería.3 Por consiguiente, mientras la presión interna dictamina el espesor de la tubería en
los ambientes convencionales, la presión hidrostática es el factor de influencia predominante a la
hora de determinar el espesor de las líneas de
conducción de aguas profundas.
Si bien las presiones de explosión y colapso
son los componentes principales, en el diseño de
las líneas de conducción también se deben considerar otros factores. Un estudio de las líneas de
conducción del Golfo de México señala a la corrosión como la causa más importante de daño de
las tuberías.4 La composición y la temperatura de
los fluidos transportados a través de una tubería
pueden afectar su susceptibilidad a la corrosión
interna; por consiguiente, la metalurgia se vuelve
una consideración de diseño significativa; no sólo
por la resistencia sino también para contrarrestar la amenaza de la corrosión. Las líneas de conducción transportan los fluidos sin procesar;
estos fluidos pueden contener hidrocarburos
mezclados con una mezcla corrosiva de agua,
dióxido de carbono, cloruros o ácido sulfhídrico
[H2S], a menudo a temperaturas elevadas. Y las
condiciones generalmente cambian con el tiempo
a medida que el agotamiento del yacimiento
altera la mezcla de fluidos.
5
9/12/11 10:01 PM
Segundo revestimiento
Primer revestimiento
Tubo
> Revestimiento de resina epóxica adherida por fusión. Como protección
contra la corrosión y el daño mecánico, al tubo de acero se aplican
electrostáticamente revestimientos de resinas epóxicas. La resina se
aplica a temperaturas de hasta 110°C [230°F] y luego se endurece
termoplásticamente. El espesor habitual oscila entre 350 um y 450 um.
Para lograr una protección adicional, se puede aplicar una segunda capa.
(Ilustración, cortesía de EUROPIPE GmbH.)
La industria de las líneas de conducción ha
desarrollado una diversidad de procedimientos
para mitigar los problemas de corrosión. En algunos diseños se incrementa el espesor de la pared
de la línea para compensar la pérdida de metal
prevista, causada por la corrosión. En otros, se utilizan aleaciones resistentes a la corrosión (CRA).
Estas aleaciones combinan metales, tales como
acero inoxidable, cromo, níquel, hierro, cobre,
cobalto, molibdeno, tungsteno o titanio. Las aleaciones CRA resisten la corrosión en forma más efectiva
que las tuberías de acero al carbono, y se escogen en
base a su resistencia a las propiedades específicas
de los fluidos producidos. Si bien son resistentes a la
corrosión, las aleaciones CRA quizás no posean la
misma resistencia a la tracción y a la compresión
que las tuberías de acero al carbono.
Los revestimientos de aleaciones CRA pueden
utilizarse para revestir el interior de las tuberías.
En esos casos, la tubería externa de acero al carbono tolera la presión interna y externa, en tanto
que el revestimiento de aleación proporciona la
protección contra la corrosión.5 En la selección de
la aleación CRA también se debe tener en cuenta
la resistencia, la solidez y la soldabilidad de la
aleación.
En combinación con los metales resistentes a la
corrosión, a menudo se emplea el proceso de inhibición química para mitigar la corrosión: esta técnica introduce aditivos químicos en la corriente de
producción para reducir la corrosividad del fluido.
Las líneas de conducción son susceptibles a la
corrosión externa; en el caso de las tuberías submarinas, el principal agente agresivo es el agua de
Oilfield Review
SPRING 11
PIPELINE Fig. 2
ORSPRG11-PIPLN Fig. 2
Corriente
de agua
Tubo
Torbellinos
> Redanes del tubo. Las corrientes de agua que circulan más allá de los tramos sin apoyo crean
torbellinos en el lado posterior del tubo (inserto). Cuando los remolinos se alejan del tubo, generan
vibraciones que pueden producir su rotura por carga cíclica. Los redanes VIV pueden sujetarse en
la parte externa del tubo (amarillo) para cortar el flujo de la corriente de agua, lo cual desplaza los
remolinos bien lejos de la tubería. (Ilustración, cortesía de Mark Tool & Rubber Co. Inc.)
6
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mar, un electrolito eficiente que favorece la corrosión acuosa. En este ambiente, todos los metales
y aleaciones están sujetos al fenómeno de corrosión, lo cual depende de su potencial eléctrico
individual y del pH del agua marina. La reacción
electroquímica que causa la corrosión puede ser
mitigada en cierta medida mediante la protección
catódica.6 No obstante, al aumentar la profundidad,
la temperatura del agua baja, lo cual reduce la conductividad y por ende la efectividad de los ánodos
destinados a proteger la línea de conducción.
Además, las especificaciones de diseño deben
apuntar a impedir las reacciones bioquímicas.
Las bacterias sulfato-reductoras presentes en los
limos marinos generan H2S, que puede atacar las
líneas de conducción; otros organismos, tales
como las lapas y los balanos, pueden limar u
horadar los metales que carecen de protección.
Para poner coto a los estragos que produce el
ambiente marino y prolongar la vida útil de las
líneas de conducción, junto con la protección
catódica pueden emplearse resinas epóxicas
adheridas por fusión (FBE) u otros recubrimientos externos (izquierda,extremo superior).
El diseño de las líneas de conducción también
debe impedir la fatiga, es decir el daño localizado
y progresivo provocado por la carga cíclica de la
tubería. Una forma de carga cíclica es la causada
por las vibraciones inducidas por remolinos (vórtices) (VIV) a medida que las corrientes de agua
fluyen por encima y por debajo de los tramos de
líneas sin apoyo. Estos tramos sin apoyo se generan cuando la tubería atraviesa echados y valles
en el terreno del fondo marino o cuando las
corrientes de agua desgastan y erosionan las porciones del fondo marino situadas por debajo de
las tuberías sin sepultar. Para proteger estos tramos de los riesgos generados por las corrientes
oceánicas, se pueden utilizar dispositivos de
supresión de VIV, tales como los sistemas de redanes de aletas helicoidales y carenados (izquierda).
El esfuerzo inducido térmicamente es otro
problema. El flujo del petróleo crudo caliente a
través de una línea de conducción puede producir
la expansión del metal, con lo cual es probable
que la línea cambie de posición. En una línea
recta entre dos puntos fijos e inmóviles, dicho
movimiento podría ocasionar una falla catastrófica en el sistema de líneas de conducción. No obstante, los ingenieros pueden compensar los
fenómenos de expansión y contracción mediante
la planeación de una línea de conducción levemente sinuosa que permita el movimiento lateral
en toda su longitud; esta configuración permite
amortiguar incluso los efectos de los movimientos
causados por los sismos y las avalanchas de lodo.
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
Manufactura de las tuberías
El tubo que se utiliza para la construcción de las
líneas de conducción se denomina tubo de conducción. La mayoría de los tubos de conducción
son de acero al carbono; a menudo se escogen
aleaciones específicas con el fin de lograr propiedades mecánicas y metalúrgicas cruciales, y en
ocasiones se puede emplear acero inoxidable.7
Los requerimientos para las propiedades mecánicas del acero utilizado para las líneas de conducción son muy estrictos, ya que se requiere alta
resistencia, ductilidad, solidez, resistencia a la
corrosión y soldabilidad en un solo grado de
acero. Las propiedades de diseño de los tubos de
conducción se logran a través de la regulación
cuidadosa del procesamiento químico y termomecánico de las aleaciones durante la producción. El control de calidad es monitoreado a lo
largo de todo el proceso de producción, desde la
fábrica de acero hasta el patio de tuberías.
Las especificaciones de los tubos de conducción a menudo demandan procesos especiales,
desde la fundición de las planchas de acero hasta
el subsiguiente laminado de las placas para formar listones con los que luego se arma el tubo.
Gran parte del proceso es controlado por computadora y luego se verifica a través de una serie
integral de pruebas no destructivas, que incluyen
evaluaciones del espesor y las soldaduras, inspecciones ultrasónicas, por partículas magnéticas y
por rayos X.
El tubo de conducción puede ser sin costura o
con soldadura continua. Los tubos sin costura pueden ser fabricados con un diámetro externo (OD) de
hasta 16 pulgadas. La variedad de tubo con soldadura continua se fabrica normalmente con diámetros externos que oscilan entre 16 y 64 pulgadas.
La mayoría de los tubos sin costura se fabrica
a partir de lingotes o rodillos fundidos, que se
calientan en un horno de solera rotativa y luego
son perforados con un punzón centrado. El lingote
perforado pasa a una laminadora donde se alarga
como consecuencia de la reducción de su diámetro y del espesor de su pared. En el anillo del lingote hueco se inserta un mandril para sujetar y
modelar el lingote a medida que atraviesa una
serie de rodillos para ser transferido luego a una
laminadora especial que permite que se logre la
forma, el espesor y el diámetro exactos del tubo.
Los tubos con soldadura continua se fabrican
a partir de espirales de acero, que se separan en
cortes adecuados al diámetro requerido del tubo.
Luego, esos cortes se laminan y se prensan para
formar planchas de tamaño y espesor específicos.
Las planchas se laminan en frío para obtener una
forma tubular cuya costura se cierra mediante
soldadura para construir el tubo.
Volumen 23, no. 1
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Tramo sin apoyo
> Tramo sin apoyo. La topografía irregular o la erosión del lecho marino causada por el agua que se
escurre por debajo de una línea de conducción puede traducirse en tramos sin apoyo. Para evitar los
problemas que esos tramos producen en las tuberías, las zonas bajas se pueden rellenar con rocas,
utilizando embarcaciones diseñadas a tal efecto.
Los tubos terminados son sometidos primero
a pruebas hidrostáticas y luego a una diversidad
de pruebas mecánicas que miden la dureza, la
resistencia a la tracción y otras propiedades.
Como protección contra la corrosión, el tubo de
conducción puede revestirse con una capa de
resina epóxica. Luego, a cada tubo se le asigna un
número y un certificado que documenta su metalurgia, sus propiedades físicas y su historia de
fabricación.
grafía y la estabilidad de los sedimentos sobre los
cuales se tenderá la tubería, su impacto sobre las
comunidades bentónicas, los efectos de las actividades de embarque, pesca, perforación y construcción, y la presencia de líneas de conducción
existentes que podrían atravesar el trayecto de la
línea propuesta.9 Por otro lado, los trayectos pueden ser afectados por la topografía irregular o
accidentada del fondo marino, lo que incrementa
la posibilidad de que existan tramos sin apoyo y
fallas provocadas por VIV o por esfuerzos flexores
La traza de las líneas de conducción
(arriba). El terreno irregular también contribuye
Para el recorrido de las líneas de conducción sub- a las fluctuaciones de presión severas inducidas
marinas se debe dar cuenta de la geografía local y por el terreno conforme los hidrocarburos se bomde los caprichos concomitantes de los riesgos bean pendiente arriba y pendiente abajo a través
Review
meteorológicos y geológicos que generanOilfield
los hurade inclinaciones abruptas.10
SPRINGlas11
canes, los tsunamis, los sismos submarinos,
Publications (ed): “Clad Pipes: Growing Market
PIPELINE Fig.  45.KCI
Increasing Requirements,” Stainless Steel World 20,
avalanchas de lodo, las corrientes intensas y la
ORSPRG11-PIPLN
Fig. 4
(Enero–Febrero
de 2008): 18–21.
erosión. El trayecto de las líneas de conducción
  6.La protección catódica es una técnica utilizada para
incide directamente en el costo y la factibilidad
minimizar la tasa de corrosión de una tubería u otras
estructuras metálicas. Esta técnica no elimina la
de cualquier proyecto de producción. Por consicorrosión, sino que la transfiere de la estructura
guiente, se trata de una solución de compromiso
protegida a los ánodos de sacrificio (placas y barras
metálicas) que pueden ser reemplazados. La protección
que debe considerar:
catódica se basa en la naturaleza electroquímica de la
•la necesidad de minimizar la extensión de la
corrosión, por la cual la corriente eléctrica es
descargada a través de los ánodos de sacrificio que
tubería, lo cual a su vez reduce la necesidad de
se corroen en vez de la línea de conducción.
despejar previamente el área de rocas o detri-   7.Kyriakides S y Corona E: Mechanics of Offshore
Pipelines, Volume I: Buckling and Collapse. Ámsterdam:
tos que podrían dañarla
Elsevier, 2007.
•la minimización de la necesidad de efectuar
  8.Bai Y y Bai Q: Subsea Pipelines and Risers. Ámsterdam:
operaciones de excavación, sepultamiento y
Elsevier, 2005.
  9.Las comunidades bentónicas están compuestas por
remediación de los tramos sin apoyo
organismos que viven en las proximidades, o en fondo,
•evitar cruces de líneas de conducción.8
de un cuerpo de agua.
La selección de la traza de las líneas de con- 10.Cranswick D: “Brief Overview of Gulf of Mexico OCS Oil
and Gas Pipelines: Installation, Potential Impacts, and
ducción implica mucho más que el simple tenMitigation Measures,” Nueva Orleáns: Servicio de
dido de una línea recta entre dos puntos. En el
Administración de Minerales del Departamento del Interior
de EUA, Informe OCS MMS 2001-067, agosto de 2001.
diseño del recorrido se debe considerar la topo-
7
9/12/11 10:01 PM
Anclas de proa
Anclas
laterales
Ancla de popa
Tubería tendida
Dirección de viaje
Cadena
Ancla
> Cambio de anclaje. Una barcaza de tendido amarrada en forma convencional suelta la tubería por la popa a medida que avanza enrollando la cadena en
la proa y aflojándola en la popa. Algunas anclas, especialmente las anclas laterales, pueden ser arrastradas de costado en el proceso, y tarde o temprano
todas serán puestas en posición nuevamente por una embarcación de manipulación de anclas.
Mucho antes de examinar un trayecto potencial, se lleva a cabo un levantamiento preliminar
de escritorio. En esta evaluación de escritorio se
mapean los límites geopolíticos, las líneas de
conducción existentes, las estructuras marinas,
las áreas ambientalmente sensibles, los sitios
arqueológicos, las áreas restringidas y los peligros geológicos u oceánicos conocidos, que pueden existir entre la cabecera propuesta para la
línea de conducción y su punto de ingreso a tierra
firme. Además, destaca los intervalos prescriptos
de extracción de núcleos del fondo marino e
indica dónde las condiciones de fondo o los
requerimientos del recorrido demandan la
extracción de muestras adicionales de sedimentos. Esta apreciación preliminar es crucial para
el desarrollo de una propuesta de traza, identifica áreas que requieren evaluaciones más detalladas y determina cómo se llevará a cabo el
levantamiento subsiguiente previo a la instalación. En consecuencia, por ejemplo, si una evaluación de escritorio identifica una zona conocida
de depósito de pertrechos de guerra cerca del
trayecto de la línea de conducción será necesario
efectuar un examen visual con un vehículo operado en forma remota (ROV).
Luego, una empresa contratista dedicada a la
ejecución de levantamientos del fondo marino
lleva a cabo un estudio previo a la instalación y
mapea la localización de cualquier peligro somero,
obstrucción del fondo marino, evidencia arqueológica y comunidad bentónica existente a lo largo de
la traza propuesta. El levantamiento previo a la
instalación abarca una amplia faja explorada que
incluye un margen a ambos lados del trayecto
propuesto para cubrir las zonas que podrían ser
8
42005schD4R1.indd 5
perturbadas por los sistemas de anclaje de las
barcazas de tendido. Esta faja explorada genera
además un margen para ajustar el trayecto propuesto sin necesidad de reexaminar cada ajuste.
En aguas profundas, la faja explorada estándar es
de aproximadamente 760 m [2 500 pies] de ancho.
Los levantamientos evalúan los rasgos geológicos y artificiales del fondo marino y del subsuelo somero. Los riesgos geológicos del fondo
marino incluyen bloques, escarpas de fallas, respiraderos de gas, arrecifes y pendientes inestables; los riesgos geológicos del subsuelo incluyen
sedimentos con carga de gas, zonas de presión
anormal y canales sepultados. Las obstrucciones
artificiales incluyen líneas de conducción, cabezales de pozos, restos de naufragios, pertrechos
de guerra, cables de comunicación, cabezales de
pozos y detritos provenientes de actividades
Oilfield Review
hidrocarburíferas previas.
SPRING 11
Los levantamientos
PIPELINE Fig. 5desempeñan un rol
importante ORSPRG11-PIPLN
para la protección
Fig.del
5 ambiente
marino y resultan de utilidad en lo que hace a la
identificación de acumulaciones de alta densidad
de habitantes bentónicos de aguas profundas,
tales como las comunidades quimiosintéticas, los
corales y las comunidades ligadas a los fondos
duros. Las comunidades quimiosintéticas, en particular, son diferentes a la mayoría de los demás
seres vivos del planeta. Estas comunidades utilizan la energía química de los hidrocarburos y forman colonias de biomasa inusualmente alta en
comparación con el fondo marino adyacente.11
Estas comunidades se consideran estrechamente
relacionadas con las fallas geológicas, las filtraciones naturales de petróleo y los sedimentos con
carga de hidrocarburos.
Para su protección, las comunidades que
habitan en el fondo marino generalmente requieren zonas de seguridad de varios cientos de pies.
Los organismos bentónicos pueden ser afectados
adversamente por las operaciones de tendido de
tuberías y las actividades asociadas de manipulación de anclas. Más allá de los impactos reales del
contacto de la tubería con el fondo, los sistemas
de anclaje y las anclas y cadenas asociadas, existe
un peligro potencial causado por la perturbación y
la resuspensión de los sedimentos provenientes
de estas actividades. Los resultados de los levantamientos pueden servir para la planeación de las
zonas de seguridad. La aprobación gubernamental de los permisos para las líneas de conducción
está condicionada en gran medida por los resultados de los levantamientos del fondo marino.
Los levantamientos escudriñan el fondo marino
con una diversidad de instrumentos prescriptos en
las regulaciones gubernamentales. Dichos instrumentos se encuentran conectados a un sistema de
navegación GPS diferencial para asegurar la integración de los diversos datos de posicionamiento.
Por lo general, los instrumentos incluyen como
mínimo:
•un magnetómetro para determinar la presencia de líneas de conducción y otros objetos
ferromagnéticos
•un sonar de barrido lateral para registrar imágenes continuas que permiten la detección y la
evaluación de los objetos y los rasgos del fondo
marino en el área del levantamiento
•un sondeador sísmico de penetración somera
para determinar el carácter de los rasgos geológicos superficiales en los 15 m (50 pies) superiores de sedimento
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
> Embarcación de tendido en S. El Allseas Solitaire, la embarcación de tendido de tuberías más
grande del mundo, posee una eslora máxima de 300 m [984 pies], excluyendo el pontón.
Esta embarcación puede tender tuberías con un diámetro externo (OD) de 2 a 60 pulgadas, y posee
una fuerza de sujeción de 1 050 toneladas, lo que le permite tender hasta las tuberías más pesadas.
La estructura que se extiende sobre el pontón controla el ángulo de dicho pontón, que aparece aquí
elevado por encima del agua (inserto). (Fotografías, cortesía de Allseas.)
•ecosondas de alta frecuencia monohaz/multi- detección de los riesgos geológicos, de las comuhaz para la obtención de mediciones continuas nidades betónicas y de los sitios arqueológicos,
de la profundidad del lecho marino. Los datos permiten que los operadores de las líneas de conde retrodispersión de la sonda multihaz pro- ducción efectúen ajustes a lo largo de la traza propuesta para evitar daños tanto para el medio
veen información textural del fondo del mar.
Las investigaciones complementarias a menudo ambiente como para la tubería.
involucran cámaras subacuáticas, videos, operaciones de extracción de núcleos o líneas adicio- Fabricación y construcción
de las líneas de conducción
nales de levantamientos geofísicos.
Los cambios producidos en el diseño de las
En caso de que cualquiera de estos instrumenOilfield Review
11 embarcaciones constituyen un ejemplo del protos indicara la existencia de restos de SPRING
un naufraPIPELINE
6 de migración de la industria de las líneas de
gio o concentraciones de objetos artificiales,
talesFig. ceso
ORSPRG11-PIPLN
Fig. 6 de aguas someras a aguas profundas.
como botellas, objetos de cerámica o pilas
de roca conducción,
de lastre, el descubrimiento instará la imposición Así como los equipos de perforación evolucionade una zona de seguridad y el cese de operaciones ron para abordar mayores profundidades de
posteriores para evitar la perturbación del sitio. agua, las embarcaciones de tendido experimenLos descubrimientos arqueológicos requieren la taron un avance similar y pasaron de las barcazas
notificación inmediata de las autoridades guberna- para tender tuberías en aguas someras a los
mentales, que evaluarán el sitio para determinar su buques de gran calado y los semisubmergibles.
Las barcazas para tender tubería se emplean
importancia histórica potencial. Por consiguiente,
los levantamientos, al constituir una forma de desde hace mucho tiempo para la instalación de
líneas de conducción en las aguas relativamente
11.MacDonald IR (ed): “Stability and Change in Gulf of
Mexico Chemosynthetic Communities. Volume II:
someras de la Plataforma Continental. Las primeTechnical Report,” Nueva Orleáns: Servicio de
ras barcazas se amarraban en forma convencioAdministración de Minerales del Departamento del
Interior de EUA, Estudio OCS MMS 2002-036, 2002.
nal y utilizaban múltiples anclas; a menudo 12 o
12.Cranswick, referencia 10.
más, dependiendo del tamaño de la embarcación
13.Kyriakides y Corona, referencia 7.
(página anterior). A medida que la sarta de tube-
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 6
ría se iba soltando por la popa, la embarcación
se desplazaba hacia adelante enrollando la cadena
del ancla en la proa y aflojándola en la popa.
Una vez soltada toda la cadena del ancla, una
embarcación de manipulación de anclas volvía a
poner en posición las anclas antes de que avanzara la embarcación de tendido. No obstante, las
cadenas de anclas largas reducen la precisión de
conservación de la posición; por consiguiente, la
profundidad en la que pueden utilizarse las barcazas amarradas en forma convencional se limita a
unos 305 m [1 000 pies].12
Las áreas de aguas profundas requieren embarcaciones de tendido de tubería o semisubmergibles que empleen sistemas de posicionamiento
dinámico para mantener la posición. Estas embarcaciones utilizan propulsores múltiples —hélices
que giran en forma azimutal para generar fuerzas
propulsoras opuestas— con el fin de mantener la
posición pretendida. Los sistemas de posicionamiento dinámico suelen ser controlados con un
sistema informático conectado a un sistema de
posicionamiento geográfico basado en satélites.
Los sistemas de posicionamiento dinámico requieren mucho más combustible que los de amarre
convencional, pero incrementan la eficiencia de
la operación de tendido.13
El diseño de las líneas de conducción —especialmente su diámetro, espesor y metalurgia—
dictamina el grado máximo de tensión, compresión
y esfuerzos flexores que puede soportar un tubo
durante la instalación. Del mismo modo, para evitar los límites de esfuerzo que podrían provocar
la flexión de la tubería durante la instalación, la
elección de la técnica de instalación constituye
un factor crucial. La selección depende en gran
medida de la profundidad del lecho marino; las
más comunes son las técnicas de tendido en S,
tendido en J, de carretes de tuberías y de remolque de tuberías.
La técnica de tendido en S —denominada de
este modo porque la tubería adopta un perfil alargado en forma de S al ser bajada desde la embarcación hasta el fondo marino— fue desarrollada
originalmente para aguas relativamente someras.
Las embarcaciones de tendido en S se caracterizan
por su pontón (stinger) largo, una estructura reforzada provista de rodillos y de un tensor (arriba, a la
izquierda). El pontón se encuentra montado frente
a la popa para soportar la tubería a medida que
sale de la embarcación. En una embarcación de
tendido en S, las uniones individuales de los tubos
de conducción se tienden en sentido horizontal, se
sueldan entre sí y luego se someten a inspecciones
ultrasónicas o por rayos X y se revisten con un
recubrimiento epóxico FBE a medida que la tubería se construye en la cubierta.
9
9/12/11 10:01 PM
Curva vertical de la
tubería hacia abajo
Punto de despegue
Pontón
Propulsores
Curva vertical de la
tubería hacia arriba
Punto de contacto con el fondo
> Configuración de tendido en S. Los propulsores de proa y popa mantienen
la embarcación de tendido de tubería en su posición mientras se baja la
tubería hasta alcanzar el lecho marino. Un pontón largo se proyecta desde
la popa y su configuración controla el ángulo existente entre el punto de
despegue y el punto de contacto con el fondo. (Ilustración, cortesía de Allseas.)
La configuración del pontón afecta los esfuerzos flexores que tienen lugar a medida que se
baja la tubería hasta el fondo del mar. La tubería
se aparta del pontón en el punto de despegue y
toca el lecho marino de manera tangencial en el
punto de contacto con el fondo (arriba). El tubo
experimenta los mayores esfuerzos en la curva vertical hacia abajo (overbend), cuando abandona la
embarcación, y en la curva vertical hacia arriba
(sagbend), que se extiende en forma ascendente
Estación de soldadura
Revestimiento en sitio
Tensores
Tubería
suspendida
Propulsores
Oilfield Review
Curva
vertical 11
de la
SPRING
tubería hacia arriba
PIPELINE Fig. 7
ORSPRG11-PIPLN Fig. 7
Punto de contacto con el fondo
> Configuración de tendido en J. El tubo se sube hasta la punta de la torre
vertical y pasa por las estaciones de soldadura, inspección ultrasónica y
revestimiento en sitio a medida que se lo baja en dirección hacia el agua.
El método de tendido en J es adecuado para aguas profundas porque la
tubería se curva sólo una vez —en el lecho marino— y, por consiguiente,
está sometida a menos esfuerzo durante la instalación. El método de
tendido en J es menos adecuado para aguas someras porque impone
una curva que la tubería no admite. (Adaptado de Kyriakides y Corona,
referencia 7.)
10
42005schD4R1.indd 7
desde el punto de contacto de la tubería con el
fondo marino. La curvatura vertical hacia abajo es
controlada por los rodillos del pontón; la curvatura
vertical hacia arriba, por el tensor y el posicionamiento de la embarcación.14
El método de tendido en S evolucionó para las
operaciones en aguas ultraprofundas, a través de
las modificaciones efectuadas en el sistema de pontón y tensores.15 En aguas profundas se requiere un
ángulo de despegue pronunciado para dar cabida
al segmento de curva vertical hacia abajo, lo que
puede lograrse con un pontón más largo y más
curvo. Hasta la fecha, este método se ha utilizado
en tirantes de agua (profundidades del lecho
marino) de 2 731 m [8 960 pies], y en esos proyectos la longitud del pontón puede exceder fácilmente los 137 m [450 pies].16
El método de tendido en J fue desarrollado para
tender tuberías en aguas profundas. Las embarcaciones de tendido de tubería en J se distinguen
por estar provistas de una torre de fabricación casi
vertical (izquierda, extremo inferior). Los tramos
de tubería se colocan en la estación superior
extrema de la torre, donde son unidas verticalmente en estaciones de soldadura automatizadas.
Luego, la tubería se baja hasta una estación de
inspección ultrasónica y una estación de revestimiento en sitio antes de atravesar el pozo central
e introducirse en el agua.17 En ciertas embarcaciones existe un pontón corto que se extiende por
debajo del casco para sustentar la sarta de tubería, que adopta un perfil en forma de J al ponerse
en contacto con el lecho marino. En aguas profundas, este perfil impone menos esfuerzo flexor
sobre la sarta. No obstante, el método de tendido
en J se vuelve poco práctico en aguas someras,
donde las profundidades de menos de 61 a 152 m
[200 a 500 pies] limitan la forma del ángulo del tubo
e imponen esfuerzos flexores severos sobre éste.
La instalación de tuberías también se realiza
utilizando embarcaciones con carretes. En una
base de servicios terrestre, se sueldan entre sí tramos de tubería de acero largos, de aproximadamente 1 km [0,62 mi] cada uno (próxima página).
Las soldaduras son inspeccionadas y revestidas
con un recubrimiento de protección de resina
epóxica flexible o polipropileno; luego, el tubo se
enrolla en un carrete instalado en la embarcación.
Luego de enrollar la tubería a bordo, la embarcación se desplaza hacia el área de tendido.
Oilfield Review
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
Carretes
DEEP BLUE
Pozo central
Propulsores
> Base de servicios. La base de servicios de Technip, situada cerca de Mobile, en Alabama, EUA, puede manipular y soldar tuberías de hasta 18 pulgadas
de diámetro externo (OD) para el tendido con carretes. La instalación de fabricación aloja dos líneas de soldadura independientes con estaciones de
alineación, soldadura, inspecciones no destructivas y revestimiento de uniones sobre el terreno. La embarcación de tendido de tuberías Deep Blue de
Technip, atracada al final de la fila (extremo superior izquierdo), está enrollando la tubería abordo. La embarcación (inserto), de 206,5 m [677,5 pies] de
eslora, está provista de carretes gemelos de 40 m [131 pies] de diámetro, cada uno de los cuales posee una capacidad de transporte de 2 800 toneladas de
tubería rígida cuyo diámetro externo (OD) oscila entre 4 y 18 pulgadas. La tubería flexible puede ser transportada debajo de la cubierta. (Gráficas, cortesía
de Technip USA Inc.)
Allí, la tubería se desenrolla, se endereza y se
ancla en el lecho marino. En aguas profundas,
puede ser necesario tensar la tubería para minimizar la curvatura que se produciría, en caso contrario, al bajarla desde la superficie al lecho
marino. Si la curva se vuelve muy severa, la tubería se encorvará.
Luego, la embarcación se desplaza hacia adelante a una velocidad de aproximadamente un
nudo [1,85 km/h o 1,15 mi/h], según sean las condiciones climáticas, a medida que desenrolla lentamente la tubería. Una vez extraída toda la
tubería del carrete, se suelda en su lugar un
tapón de gran dimensión para sellar el extremo
de la tubería que luego se baja hasta el lecho
marino. Para indicar el extremo de la tubería se
coloca una boya. A continuación, la embarcación
se dirige al puerto para recargar el carrete o
para tomar un carrete nuevo con carga completa.
De regreso, el extremo de la tubería previa se
recupera del fondo marino, se suelda a la línea
nueva, y se reitera el proceso.18
Un cuarto procedimiento, el método de remolque, es utilizado habitualmente para arreglos aislados de tipo tubería compuesta (pipe-in-pipe) o
tubería ensamblada. Este método requiere que
primero se ejecuten operaciones de soldadura,
inspección, revestimiento de uniones e instala-
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 8
ción de ánodos en una instalación de fabricación
en tierra firme. La tubería ensamblada se coloca
luego en el agua y se sumerge. Normalmente se
fijan tanques de flotación y pesos en la cadena
para lograr una flotabilidad neutral. Luego, con
remolcadores de alta mar o embarcaciones marinas de apoyo se remolca la tubería a lo largo de
un trayecto estrictamente controlado, que ha
sido estudiado para identificar los peligros potenciales presentes en el fondo del mar.
Una de las ventajas principales del método de
remolque reside en el hecho de que permite la
implementación de técnicas de fabricación complejas o especializadas en condiciones controladas en instalaciones
terrestres. No obstante, la
Oilfield Review
longitud deSPRING
la línea11de conducción también es
restringidaPIPELINE
por las limitaciones
de espacio de la
Fig. 9
Fig. método
9
instalaciónORSPRG11-PIPLN
de fabricación.19 Este
se adecua especialmente para los haces de tuberías,
que consisten en varios tramos de tuberías o
umbilicales unidos entre sí y encerrados en un
tubo de transporte. No obstante, el método de
remolque conlleva el riesgo adicional de que la
tubería se dañe a través del contacto con una obstrucción sumergida.
A lo largo del proceso de instalación de las
líneas de conducción, se puede emplear una combinación de técnicas, especialmente si el perfil del
fondo marino cambia drásticamente a lo largo de
la traza propuesta. El problema más desafiante
surge quizás cuando una línea de conducción
marina toca tierra y debe ser instalada en la zona a
menudo peligrosa existente entre la tierra y el mar.
Para encarar este problema, se puede extender un terraplén entre la playa y las aguas litorales, a lo largo de cientos de metros. La vía de
entrada al mar se profundiza con una draga para
permitir que la embarcación de tendido de tuberías llegue al terraplén. Este terraplén provee
una estructura estable en la que se puede sepultar un conducto de concreto bien por debajo de la
profundidad del piso de playa existente.
14.Kyriakides y Corona, referencia 7.
15.Kammerzell J: “Pipelay Vessels Survey Expands to
Include Worldwide Fleet,” Offshore Magazine 69,
no. 11 (Noviembre de 2009).
16.Las líneas de flujo provenientes del campo Cheyenne,
instaladas en un tirante de agua de 8 960 pies [2 731 m],
fueron tendidas hasta la plataforma Independence Hub
en el Bloque Mission Canyon 920 del Golfo de México.
17.Un pozo central es una abertura existente en el casco
de una embarcación, diseñada para permitir el pasaje
de los equipos entre la cubierta y el mar. Puede haber
pozos centrales en barcazas de tendido con carretes
y en ciertas embarcaciones de tendido en J.
18.Kyriakides y Corona, referencia 7.
19.Hasta el año 2007, la longitud máxima de una línea de
conducción remolcada era de 7 km [4,35 mi]. Kyriakides
y Corona, referencia 7.
11
9/12/11 10:01 PM
> Punto de ingreso a tierra firme del gasoducto Langeled. La draga J.F.J. De Nul aumenta la profundidad de la vía de entrada al mar en dirección hacia un
terraplén que se extiende desde la playa. Una ataguía provisoria de arena provee acceso al terraplén, que ha sido construido con cilindros metálicos a la
derecha de esta ataguía. El terraplén se extiende más allá de la zona intermareal. (Fotografía, cortesía de la publicación Terra et Aqua.)
Este procedimiento fue utilizado para instalar
el gasoducto Langeled en Easington, en la costa
este de Inglaterra (arriba). La tubería de gas de
44 pulgadas de diámetro se aproxima a la costa en una
zanja marina pre-excavada, dragada a unos 20 km
[12 mi] de la costa, a partir de un tirante de agua
de 37 m [120 pies]. Según los requisitos de aguas
someras, para evitar los daños provocados por
anclas, redes y caída de objetos, la zanja de 2 m
[6,5 pies] de profundidad se rellenó con el fin de
sepultar la tubería. Para el cruce de la costa, debió
construirse una provisoria durante los períodos
de marea baja, utilizando equipos pesados para la
construcción en tierra firme. Esta ataguía provisoria constituyó una vía de acceso a través de la
zona intermareal para la construcción de un terraplén de 240 m [787 pies] de largo, construido al
costado de la ataguía. Comenzando en una fosa
de empalme localizada tierra adentro con respecto a la marca de pleamar, el terraplén se
extendió desde la playa 60 m [200 pies] más allá
del nivel de marea baja.20
12
42005schD4R1.indd 9
Entre la playa y la terminal de gas, se interponía la cara de un acantilado inestable. Con una
máquina de perforación de túneles se construyó
un túnel de concreto de 380 m [1 247 pies] de
largo, que atravesó el acantilado para permitir el
acceso entre la terminal de gas, el punto de
empalme y el terraplén. El túnel y el terraplén
fueron terminados antes del arribo de la barcaza
de tendido. Luego, se utilizó un cabestrante de
500 toneladas para extraer la tubería de la barcaza y colocarla en la fosa de empalme y se
Oilfield Review
conectó a una distancia de 13 m [43 pies] por
SPRING 11
debajo del nivel
de marea
PIPELINE
Fig. 10baja. Las soldaduras
fueron inspeccionadas
y revestidas
ORSPRG11-PIPLN
Fig. a10medida que
la línea de conducción marina se empalmaba con
la línea terrestre. Una vez sepultados en forma
segura el túnel y la línea de conducción, se procedió a remover la ataguía y el terraplén y se restituyó el sitio a su estado natural, sin dejar rastro
alguno del punto de ingreso a tierra firme de un
gasoducto que transporta casi el 20% de la
demanda de gas natural del Reino Unido.
Operaciones y mantenimiento
Las líneas de conducción de aguas profundas
operan con temperaturas de agua bajas y presiones hidrostáticas altas. A pesar de este marco
hostil, su duración oscila entre 20 y 40 años, en
parte porque las estrategias de manejo de la
corrosión y el monitoreo cuidadoso de las líneas
están ayudando a aumentar su longevidad.
Una de las preocupaciones principales de los
ingenieros especialistas en tuberías para aguas
profundas es la formación de compuestos sólidos,
tales como los asfaltenos, los hidratos y las ceras.21
En ciertas condiciones, estos compuestos pueden
incrementar la viscosidad del fluido y restringir
el flujo en las líneas de conducción. La presión,
la temperatura, la composición de los fluidos, la
superficie de las tuberías, el régimen de flujo y el
esfuerzo cortante pueden afectar la depositación de cercas y asfaltenos. Para comprender
con precisión cómo estos parámetros individuales afectan la depositación de acumulaciones en
el interior de las líneas de conducción, los inge-
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
nieros de Schlumberger han desarrollado una
celda de prueba.
La celda de prueba de depositación de sólidos
en vivo RealView mide la depositación del petróleo
en el flujo turbulento, con control de la temperatura entre 4°C y 150°C [39°F y 302°F] y adaptabilidad de la presión hasta 103 MPa [15 000 lpc].
Esta celda de medición de la depositación resulta
adecuada para probar fluidos agrios que arrastran
H2S. En el modo por lotes cerrado, la celda requiere
un volumen de muestra de sólo 150 ml [9,15 pulgadas3] por operación de prueba, pero puede admitir
hasta un litro [61 pulgadas3] para las pruebas de
flujo continuo. La celda de prueba RealView consta
de un recipiente cilíndrico con una fuente de calor
centrada en forma axial. La pared externa del recipiente es fija, y la pared interna, o eje, rota para
generar un régimen de flujo turbulento o bien laminar en el espacio anular.
Los controles de esta celda de medición de la
depositación de sólidos en vivo permiten la regulación precisa e independiente de la presión, la
temperatura, la temperatura diferencial y la velocidad del eje. Los depósitos son recolectados y
luego cuantificados mediante la técnica de cromatografía en fase gaseosa de alta temperatura
para el análisis de los depósitos de cera. La destilación simulada, una técnica que utiliza la cromatografía en fase gaseosa para simular el proceso
de destilación en el laboratorio, se emplea para
el análisis de los depósitos de asfaltenos. La masa
depositada se utiliza luego para calcular una tasa
de depositación. Los estudios de la depositación
de sólidos en vivo RealView pueden ayudar a los
operadores a evaluar los efectos de los aditivos químicos sobre los depósitos bajo condiciones representativas. Los datos experimentales RealView
también pueden emplearse en los software comerciales, tales como el software de análisis del sistema de producción PIPESIM, para construir
simulaciones de la depositación de ceras y asfaltenos. Provistos de estos resultados, los operadores pueden ajustar las tasas de flujo en sus
sistemas de líneas de conducción, determinar la
frecuencia de ejecución de los procedimientos de
remediación y seleccionar el nivel óptimo de tratamiento y dosaje químico.
Algunas líneas de conducción requieren tratamientos de aislamiento o de aplicación de temperatura para satisfacer las condiciones termodinámicas
correctas. Muchas utilizan inyecciones químicas
de inhibidores o solventes, tales como etilenglicol, trietilenglicol o metanol. Los operadores también recurren a procedimientos mecánicos para
remover las acumulaciones de depósitos de sus
líneas de conducción.
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 10
> Taco limpiador inteligente. Los calibres de inspección de tuberías fueron creados originalmente
para remover la acumulación de depósitos internos y mantener el flujo. Los tacos limpiadores
modernos son dispositivos sofisticados que miden exhaustivamente las superficies internas de las
tuberías, la integridad de las soldaduras, el estado de protección catódica y la corrosión. Mediante la
aplicación de tecnología de fuga de flujo magnético y pruebas ultrasónicas, este taco limpiador puede
detectar pérdidas de metal y rasgos de las paredes de las tuberías en una sola operación de inspección.
Este dispositivo opera en tuberías de 16 pulgadas y posee una longitud de aproximadamente 3,6 m
[11,8 pies]. (Fotografía, cortesía de ROSEN Group.)
Los tacos limpiadores (raspatubos), son dis- flujo, las temperaturas de operación y la naturapositivos de tipo émbolo que limpian las paredes leza del fluido producido, y pueden llevarse a
internas de las tuberías. Los tacos limpiadores cabo en forma semanal, mensual o con menos
están disponibles en diversos tamaños, formas y frecuencia.
materiales, que varían desde raspadores metálicos y cepillos flexibles hasta esferas de espuma Monitoreo a la velocidad de la luz
plástica. La mayoría de estos dispositivos posee Los operadores monitorean la integridad de las
un diámetro externo casi equivalente al diámetro líneas de conducción para asegurar la continuiinterno de la tubería para asegurar un ajuste dad de su desempeño, proteger el medio ambiente
estrecho. Algunos tacos limpiadores están provis- y prevenir la pérdida de productos. Existen dos
tos de sensores (arriba). Estos “tacos limpiadores procedimientos de monitoreo de las líneas de coninteligentes” son capaces de detectar Oilfield
incluso Review
la ducción. El procedimiento de inspección y exámeSPRING 11
presencia de corrosión interna o localizar
fugas
PIPELINE Fig. nes
12 periódicos utiliza unidades móviles, tales
en las líneas de conducción.22
como
los tacos
ORSPRG11-PIPLN Fig.
12 limpiadores, los ROV o los vehículos
subacuáticos
autónomos (AUV). El monitoreo
El taco limpiador se hace pasar por la tubería,
ejerciendo presión sobre un gas o un líquido hasta continuo implica el empleo de sensores de detecel extremo posterior, o extremo aguas arriba, del ción de fugas de instalación permanente.
taco. A medida que el taco limpiador se desplaza 20.Vercruysse W y Fitzsimons M: “Landfall and Shore
Approach of the New Langeled Pipeline at Easington,
aguas abajo, rasca el interior de la tubería y barre
UK,” Terra et Aqua 102 (Marzo de 2006): 12–18.
cualquier depósito acumulado o líquido que se
21.Para obtener más información sobre los asfaltenos,
encuentre por delante. Estos depósitos, junto con
consulte: Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang
D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall
el taco, son recolectados en el extremo de un segAG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los
mento de tubería que se conoce como estación de
asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,”
Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–48.
tacos limpiadores.
Los hidratos se analizan en forma más detallada en:
En las operaciones rutinarias con tacos limBirchwood R, Dai J, Shelander D, Boswell R, Collett T,
Cook A, Dallimore S, Fujii K, Imasato Y, Fukuhara M,
piadores se remueven los depósitos presentes en
Kusaka K, Murray D y Saeki T: “Desarrollos en hidratos
las tuberías como parte normal de las operaciode gas,” Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010):
18–35.
nes de producción. La frecuencia de las operaciones de limpieza con taco varía con las tasas de 22.Cranswick, referencia 10.
13
9/12/11 10:01 PM
Existe una diversidad de tecnologías de sensores adaptadas para los procedimientos de
monitoreo de las líneas de conducción submarinas.23 Entre éstas se encuentran las siguientes:
•Los sensores capacitivos miden los cambios producidos en la constante dieléctrica del medio
que rodea al sensor. El capacitor está formado
por dos placas aisladas concéntricas. La capacitancia del sensor es directamente proporcional a la constante dieléctrica del medio existente
entre las placas del capacitor. Dado que las
constantes dieléctricas del agua de mar y los
hidrocarburos difieren, el contacto directo con
los hidrocarburos se registrará como un cambio en la capacitancia medida.
•Los detectores de fluorescencia utilizan una
fuente de luz para excitar las moléculas del
material objetivo hasta alcanzar un nivel de
energía superior. Cuando esas moléculas se
relajan y pasan a un estado inferior, la luz se
emite con una longitud de onda diferente, que
es medida con un detector de fluorescencia.
•Los métodos de balance de masa monitorean la
caída de presión producida entre dos o más
sensores de presión instalados en la línea de
conducción.
•Los dispositivos “olfateadores” de metano implican la difusión de metano disuelto a través de
una membrana, hacia el interior de una cámara
sensora donde el metano disuelto modifica la
resistencia eléctrica, lo que genera una señal
del detector. Una variante de este método utiliza la espectrometría óptica infrarroja no dispersiva. Con este método, la concentración de
metano se mide como el grado de absorción de
la luz infrarroja con una cierta longitud de
onda, en la que la intensidad de la luz infrarroja en el detector es una medida de la concentración de metano.
•Los sensores acústicos pasivos utilizan hidrófonos para medir la presión de una onda acústica
generada por una rotura o una fuga, a medida
que es transmitida a través de una estructura o
del agua. Mediante la utilización de más de dos
sensores para medir el tiempo de arribo del
sonido, es posible realizar una triangulación de
su origen.
•Los detectores de sonar emiten pulsos de
sonido que son reflejados por los cambios de
impedancia existentes entre los diferentes
medios. La impedancia depende de la velocidad
14
42005schD4R1.indd 11
del sonido, la densidad, la salinidad y la temperatura del medio. Los fluidos de diferente densidad, tales como el agua y los hidrocarburos,
tendrán diferente impedancia acústica.
•Las cámaras de video posibilitan la inspección
visual del sistema submarino.
Idealmente, un sistema de monitoreo detecta
y localiza en forma continua las condiciones que
podrían alertar a los operadores acerca de problemas potenciales en cualquier lugar de la tubería y
luego combina e interpreta los resultados de múltiples mediciones en una visualización elocuente
y priorizada. Estas capacidades han sido incorporadas en los sistemas de monitoreo de fibra óptica
que se están instalando en las líneas de conducción marinas y terrestres de todo el mundo.
Los sensores de fibra óptica cuentan con un
historial importante de confiabilidad, y los sensores para medir la distribución de la temperatura
(DTS) se utilizan desde mediados de la década de
1980. Este tipo de sensor emplea la fibra óptica en
sí, como elemento sensor y como ruta de retorno
de los datos al controlador. Estos sensores se
basan en la reflectometría óptica en el dominio
del tiempo (OTDR), una técnica comprobada que
se utiliza desde hace mucho tiempo en la industria de las telecomunicaciones. Los sistemas DTS
obtienen mediciones precisas de la temperatura
cada cierta cantidad de metros a lo largo de la
fibra óptica, a través de distancias de hasta 100 km
[62 mi]. Las mediciones más localizadas utilizan
una tecnología denominada malla reticular de
Bragg para fibra, que adquiere mediciones altamente precisas de parámetros tales como la deformación y la temperatura, utilizando las mallas
ópticas inscriptas en el núcleo de la fibra óptica.24
El sistema completamente integrado de monitoreo de las líneas de conducción Integriti Platinum
utiliza tecnología de fibra óptica para ayudar a los
operadores de líneas de conducción a monitorear
las condiciones existentes a lo largo de las líneas.
La obtención continua de mediciones de temperatura, deformación y vibraciones permite la
detección de una amplia gama de eventos que
pueden amenazar la integridad de una tubería.
Este sistema de fibra óptica utiliza variantes de
los sensores DTS: los sensores de distribución de
la temperatura para el monitoreo de la deformación (DSTS) han sido desarrollados para monitorear la deformación; los sensores de distribución
de las vibraciones (DVS) miden las vibraciones o
las señales acústicas a lo largo de la fibra óptica.
El sistema Integriti Platinum puede medir variaciones de temperatura de 2°C [3.6°F] a lo largo de
100 km de línea de conducción y medir la deformación con una resolución de 40 microstrain a intervalos de 10 m [33 pies]. Los sensores integrados
pueden detectar y localizar pequeñas fugas en las
tuberías, que se encuentran por debajo del umbral
de los sistemas tradicionales de detección de fugas
basados en la tasa de flujo de la tubería; el tiempo
de respuesta típico de una fuga de gas es de tan
sólo 30 segundos. El sistema puede ser utilizado
para una serie de aplicaciones de monitoreo.
Los operadores de líneas de conducción terrestres han utilizado la capacidad de los sensores
DVS para detectar la aproximación de equipos
pesados y han advertido sobre las actividades de
excavación y construcción que tienen lugar cerca
de sus líneas. Los sensores de vibraciones son
suficientemente sensibles para detectar las pisadas humanas. Las fugas de gas marinas o terrestres pueden ser detectadas inicialmente con los
sensores DVS, que identifican el ruido característico de la fuga de gas de alta presión y emiten una
alerta. Este tipo de evento puede ser seguido
mediante el proceso de detección, con sensores
DTS o DSTS, del efecto Joule-Thomson localizado
de enfriamiento. Las fugas de fluidos y los problemas de aseguramiento del flujo se identifican por
las anomalías de temperatura detectadas con los
sensores DTS o DSTS. El movimiento del suelo o
las deformaciones de las líneas de conducción
afectan la deformación de la línea óptica y pueden
ser detectadas con la tecnología de mallas reticulares de Bragg para fibra o con los sensores DSTS.
La tecnología DTS está siendo utilizada por
Total en el campo Dalia, en el área marina de
Angola (próxima página). Uno de los desafíos con
que se enfrentó Total para el desarrollo de este
campo de aguas profundas fue el mantenimiento
del flujo de fluidos producidos en los tubos ascendentes del conjunto de producción integrada
(IPB). La temperatura del petróleo relativamente viscoso (21 a 23º API) oscila entre 45°C y
50°C [113°F y 122°F] cuando sale del yacimiento.
Después de llegar al lecho marino, donde la temperatura del agua es de tan sólo 4°C [39°F], el
fluido se envía 1 650 m [5 413 pies] por tubería
hasta la unidad FPSO a través de los tubos ascendentes del IPB.
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
El monitoreo preciso del conjunto de tubos es
esencial para el aseguramiento del flujo. Si la temperatura de los tubos ascendentes cae por debajo
de un nivel crítico, pueden formarse ceras e hidratos y producirse obturaciones, lo que se traduce en
un costoso tiempo inactivo. Para garantizar el éxito
de la transferencia, es necesario que los fluidos
producidos lleguen a la unidad FPSO con una temperatura superior a 34°C [93°F]. Aún en el caso de
efectuarse una parada, la temperatura del fluido
debe mantenerse por encima de 21°C [70°F].
Para admitir la fibra óptica, cada uno de los
ocho tubos ascendentes fue construido con un
tubo de acero inoxidable dispuesto en espiral
alrededor del conjunto de tubos, desde la superficie hasta el lecho marino, y que luego retorna a la
superficie para formar un circuito de gran longitud. Después de instalar los IPB en el área
marina, los ingenieros de Schlumberger bombearon la fibra óptica en uno de los extremos del
tubo en espiral para bajarla hasta el lecho marino
y de regreso hasta la unidad FPSO.
El sistema óptico de doble extremo interroga
a la fibra desde los dos extremos del enlace.
Este método proporciona mediciones de temperatura más precisas que los sistemas de un solo
extremo. Las lecturas precisas, obtenidas en tiempo
real, se registran a intervalos de 1 m [3,3 pies] a
lo largo del conjunto de tubos ascendentes. En el
caso improbable de rotura de la fibra, cada porción de la fibra seguirá funcionando como un sistema de un solo extremo, que provee cierta
redundancia hasta que se pueda bombear una
nueva fibra de reemplazo. Una interfaz gráfica de
usuario personalizada muestra las temperaturas
de operación normales del tubo de producción y
de la tubería de levantamiento artificial por gas,
y las alarmas indican la localización de cualquier
desviación de la temperatura. Además de ayudar
a evitar obturaciones, el sistema de fibra óptica
facilita el manejo eficiente del sistema eléctrico
de calefacción.
Statoil debió enfrentar un tipo diferente de
desafío en términos de temperatura en el campo
23.Det Norske Veritas: “Selection and Use of Subsea
Leak Detection Systems,” Høvik, Noruega, Práctica
Recomendada DNV-RP-F302, abril de 2010.
24.Para obtener más información sobre la tecnología DTS
de fibra óptica, consulte: Brown G: “Temperaturas de
fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield
Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 34–39.
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 12
> Sistema de producción del campo Dalia. Este campo, operado por Total,
se encuentra ubicado a 135 km [84 mi] frente a la costa de Angola, en
tirantes de agua (profundidades del lecho marino) oscilantes entre 1 200 m
y 1 500 m [3 940 pies y 4 920 pies]. La producción proveniente de los tres
yacimientos principales es transportada a través de las líneas y los tubos
ascendentes hasta una unidad FPSO emplazada en la superficie.
(Ilustración, cortesía de Total.)
Gullfaks del Mar del Norte, donde la producción bearon un sensor de temperatura de fibra óptica
proveniente de los campos satelitales se conecta continua en el conducto. Esta tecnología ha ayua las plataformas mediante líneas de flujo subma- dado a optimizar la operación del sistema de
rinas de gran longitud. Para evitar obturaciones, calefacción y reducir las cantidades de inhibidolas líneas son calentadas hasta alcanzar una tem- res de ceras e hidratos requeridos. Además, el
peratura superior a la crítica para la depositación sistema ayuda a minimizar las operaciones prode ceras e hidratos. No obstante, operar a una blemáticas de limpieza con taco para eliminar las
temperatura superior a la necesaria es inefi- obturaciones, y cuando se detectan anomalías de
ciente y consume energía. A medida que las con- temperatura resultantes de cambios extremos prodiciones varían a lo largo de la línea de flujo, el ducidos en el flujo y la presión en las restricciones
conocimiento de la temperatura existente en de la línea de flujo, los datos del sistema pueden
cada punto del sistema de producción es invalo- ayudar a optimizar las operaciones de limpieza
rable para el aseguramiento del flujo y la minimi- con taco necesarias para eliminar cualquier obtuzación del consumo de energía.
ración, lo que se traduce en ahorros de dinero y en
Oilfield Review
Un sistema de monitoreo de las condiciones la reducción del tiempo inactivo.
SPRING 11
permitió a Statoil observar las temperaturas
PIPELINEdeFig. 13 Estos sistemas de monitoreo constituyen sólo
los conjuntos de tubos para que pudieran
ser ope- una Fig.
fracción
ORSPRG11-PIPLN
13 de las tecnologías altamente evolurados en forma eficiente justo por encima de la cionadas y especializadas, requeridas para instalar
temperatura crítica. El primer sistema fue insta- y operar un sistema submarino de transporte de
lado en un conjunto de líneas de flujo de 14 km petróleo y gas. Lejos de ser conductos insensibles
[8,7 mi], que comprende dos líneas de flujo, tres o meros tubos de hierro, las tuberías submarinas
líneas calefactoras de agua caliente, y un con- se construyen, por necesidad, con una metalurgia
ducto de diámetro pequeño, todos emplazados en especial, se fabrican con extremo cuidado, se
una camisa aislada. Después de instalar y conec- tienden prestando suma atención a la presión
tar el conjunto de líneas de flujo a la plataforma submarina y a la deformación, y se monitorean
Gullfaks C, los operadores de Schlumberger bom- atentamente. —MV
15
9/12/11 10:01 PM
El manejo de la presión durante
las operaciones de perforación
Dave Elliott
Shell E&P
La Haya, Países Bajos
Julio Montilva
Shell E&P
Houston, Texas, EUA
Paul Francis
La Haya, Países Bajos
Don Reitsma
Jaye Shelton
Houston, Texas
Vincent Roes
Talisman Energy
Calgary, Alberta, Canadá
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Sonny Espey, Paul Fredericks, Wayne Matlock,
Marie Merle, Mike Rafferty, Roger Suter y Eric Wilshusen,
Houston.
HOLD es una marca de Schlumberger.
AutoChoke y WARP son marcas de M-I L.L.C.
16
42005schD5R1.indd 1
Por generaciones, los ingenieros de perforación prudentes mantuvieron la densidad
del lodo en los pozos de manera tal que su presión hidrostática fuera más alta que la
presión de poro de las formaciones que se estaban perforando. Hoy, los ingenieros
están aprendiendo las ventajas de manejar la presión en la superficie para controlar
las condiciones de perforación en el fondo del pozo, con lo cual hacen retroceder los
límites que alguna vez les fueron impuestos por la estabilidad del pozo y los gradientes
de fractura de la formación.
Las operaciones de perforación existen en un
mundo circunscripto por presiones altas y bajas.
La aparición inesperada de cualquiera de ambas
puede generar demoras, incrementos de costos e
incluso operaciones fallidas. Con frecuencia creciente, los operadores se están armando contra las
consecuencias de las sorpresas relacionadas con
la presión, con técnicas diferentes a las utilizadas
en el pasado. Una de esas desviaciones respecto de
los procesos tradicionales se denomina manejo de
la presión durante la perforación (MPD).
Las prácticas de perforación tradicionales consisten en el mantenimiento de la presión hidrostática en el espacio anular para evitar que los fluidos
de formación ingresen en el pozo. Idealmente,
cuando se hace circular fluido de perforación, o
lodo, en forma descendente por la sarta de perforación y ascendente por el espacio anular, se crea
una densidad de circulación equivalente (ECD)
que es mayor que la presión de poro, pero menor
que la presión necesaria para fracturar la formación que se está perforando.1 Los especialistas en
perforación a menudo denominan a esta presión
gradiente de fractura. El rango de presión por
encima de la presión de poro y por debajo de la
presión de iniciación de la fractura es el margen
de perforación, o la ventana de presión de poro–
gradiente de fractura. Si en algún momento la ECD
sobrepasa estos límites, los operadores deben
asentar la tubería de revestimiento y continuar
perforando con un menor tamaño del pozo.
La práctica consistente en mantener una presión de pozo superior al gradiente de presión de
poro se denomina perforación en condiciones de
sobre balance (OBD). Éste ha sido el método elegido para la mayoría de los pozos perforados
Oilfield Review
9/12/11 10:02 PM
1. ECD es la densidad efectiva ejercida por un fluido de
circulación contra la formación. La ECD se calcula
como: ECD = d + P/ (0.052*D), donde d es la densidad
del lodo en libras por galón (lbm/galón). P es la caída
de presión (lpc) producida en el espacio anular entre
la profundidad D y la superficie, y D es la profundidad
vertical verdadera (pies).
2. El fenómeno de atascamiento o aprisionamiento
diferencial se produce cuando la sarta de perforación
no puede ser movida (rotada o invertida) a lo largo del
eje del pozo. El atascamiento diferencial tiene lugar
habitualmente cuando se ejercen fuerzas de contacto
altas, causadas por las presiones bajas del yacimiento,
las presiones altas del pozo, o ambas, sobre un área
suficientemente grande de la sarta de perforación.
La fuerza de atascamiento es el producto entre la presión
diferencial, existente entre el pozo y el yacimiento, y
el área sobre la que actúa la presión diferencial.
Esto significa que una presión diferencial relativamente
baja, aplicada sobre un área de trabajo grande, puede ser
tan efectiva para el atascamiento de la tubería como una
presión diferencial alta aplicada sobre un área pequeña.
Volumen 23, no. 1
42005schD5R1.indd 2
20 pulgadas
16 pulgadas
Profundidad
desde comienzos del siglo XX. Pero la OBD posee
sus desventajas. La más importante es la utilización de múltiples sartas de revestimiento para
prevenir las pérdidas de fluidos a medida que se
incrementa la densidad del fluido requerida para
contener la presión de formación y la ECD se
aproxima a la presión de iniciación de la fractura.
En ciertos casos, particularmente en los pozos de
aguas ultraprofundas, las presiones de poro pueden ser elevadas en relación con la resistencia de
la formación, incluso en las porciones más someras del pozo, lo que obliga al operador a instalar
numerosas sartas de revestimiento para alcanzar
la formación objetivo. El resultado puede ser un
pozo cuyo diámetro en la profundidad total (TD)
sea demasiado pequeño para admitir una tubería
de producción lo suficientemente grande como
para producir volúmenes rentables de hidrocarburos (derecha). El agregado de sartas de revestimiento adicionales normalmente eleva el costo
final del pozo muy por encima de las estimaciones
iniciales.
Además de estas consideraciones a la hora de
perforar en condiciones de sobre balance, el filtrado del lodo y los sólidos del lodo pueden dañar la
formación. Cuando los sólidos invaden los espacios
porosos y se depositan en éstos, pueden deteriorar
la productividad y reducir la recuperación final.
Por otro lado, la existencia de una presión de sobre
balance elevada durante la perforación puede producir atascamiento diferencial y otros problemas
relacionados con la limpieza del pozo.2 Los esfuerzos para liberar la tubería atascada en forma rutinaria se traducen en horas o incluso días de tiempo
no productivo (NPT). En los peores casos, particularmente en presencia de otras condiciones agravantes, tales como las capas de recortes que forman
un empaque a su alrededor, puede suceder que la
sarta de perforación quede atascada permanentemente y que el pozo se pierda o requiera la desviación de su trayectoria (derecha).
Zona A
13 3/8 pulgadas
Golpe de presión
113/4 pulgadas
9 5/8 pulgadas
Golpe de presión
Zona B
7 pulgadas
10
11
12
13
14
lbm/galón
Gradientes de presión
Presión de iniciación de la fractura
ECD
Presión de poro derivada de la resistividad
Presión de poro derivada de la sísmica
15
16
17
> Perforación convencional. En respuesta al incremento de la presión de poro (golpes de presión),
producido en las zonas A y B cuando se perfora en condiciones de sobre balance, la ECD (línea azul)
se incrementa mediante el aumento de la densidad del lodo, lo que hace que la BHP se aproxime a
la presión de iniciación de la fractura (línea púrpura). En respuesta, se debe instalar una sarta de
revestimiento para proteger la formación, lo que puede traducirse en tuberías de revestimiento
adicionales y el subsiguiente estrechamiento del diámetro del pozo (triángulos negros). En los pozos
de aguas profundas, la ventana entre la presión de iniciación de la fractura y la presión de poro es
a menudo muy estrecha. En este ejemplo, el operador se vio obligado a colocar seis sartas de
revestimiento de diámetro interior (ID) cada vez más pequeño, lo que resultó en un pozo demasiado
pequeño para admitir volúmenes rentables de petróleo y gas.
La industria de los fluidos de perforación ha formación que se está perforando. En consecuendesarrollado aditivos químicos y prácticas opera- cia, el fluido proveniente de las formaciones
tivas tendientes a reducir la severidad y la fre- expuestas se deja fluir hacia el interior del pozo
cuencia de los episodios de daño de la formación durante las operaciones de perforación. Esto evita
inducido por el lodo y atascamiento de la tubería. que los fluidos de perforación ingresen incluso en
Pero en la década de 1980, cuando perforaban las zonas subpresionadas.
secciones horizontales para exponer áreas de formación suficientes para hacer rentables sus
pozos, a los operadores les resultaba imposible
mantener la ECD por debajo del gradiente de
fractura. Eso sucede porque si bien el gradiente
de fractura se incrementa con la TVD, permanece
virtualmente sin modificaciones desde el talón
hasta la punta de los pozos horizontales; no obstante, a medida que aumenta la longitud del MPD
pozo,Figure 1_7
las pérdidas de presión por fricción aumentan.
Por consiguiente, la presión de bombeo debe
Capas de recortes
incrementarse con el fin de mantener velocidades
de circulación suficientes para llevar los recortes
a la superficie a través del espacio anular. Con una
sección horizontal de longitud suficiente, la ECD >
Capas de recortes. Si bien pueden tener lugar
se traducirá en una presión de fondo de pozo en cualquier configuración de pozo, las capas de
(BHP) que iguala y luego supera a la presión de recortes, o sólidos (marrón claro), prevalecen
iniciación de la fractura, con niveles inaceptables particularmente en los pozos desviados, donde
los recortes y los derrumbes precipitan en el lado
e inevitables de pérdida de fluido.
bajo del pozo. Si las bombas se desconectan, el
En pozos o secciones de pozos con márgenes BHA puede atascarse en estas capas cuando los
de perforación muy estrechos, los operadores recortes y los derrumbes (que no se muestran en
encararon el problema de pérdida de fluido a tra- esta gráfica) se deslizan por el espacio anular y
obturan la sarta de perforación. Este fenómeno,
vés de la práctica de perforación en condiciones denominado avalancha, también puede tener
de bajo balance (UBD), durante la cual la ECD se lugar mientras las bombas se encuentran en
mantiene por debajo de la presión de poro de la funcionamiento.
17
9/12/11 10:02 PM
Profundidad
Presión de
iniciación de
la fractura
MPD
OBD
UBD
Presión para
mantener la
estabilidad
del pozo
Presión de poro
Presión
> Manejo de la presión. Los métodos de perforación convencionales se centran fundamentalmente en
la contención del influjo del fluido de formación durante la perforación. Este método de perforación en
condiciones de sobre balance (OBD) utiliza los fluidos de perforación para generar una ECD que se
traduce en una BHP más alta que la presión de poro (línea púrpura), pero más baja que la presión de
iniciación de la fractura (línea roja) de la formación que se está penetrando. La técnica de perforación
en condiciones de bajo balance (UBD) se centra en la prevención de la pérdida de fluido de
perforación en la formación y, por consiguiente, mantiene una ECD que es menor que la presión de
poro pero mayor que la presión requerida para mantener la estabilidad del pozo. Esto permite que el
fluido de formación fluya fuera de la formación, lo cual impide que el fluido de perforación fluya hacia
el interior de la formación. El objetivo del manejo de la presión durante la perforación (amarillo)
consiste en superar los problemas de perforación mediante la utilización de la presión de superficie
para mantener una presión de fondo de pozo constante que impida el flujo de los fluidos de
perforación en el pozo, al mismo tiempo que se mantiene la presión bien por debajo de la presión de
iniciación de la fractura. Durante las operaciones de perforación, la ECD de la perforación OBD y la
ECD de la perforación MPD pueden ser equivalentes en ciertas profundidades.
Pero a medida que la industria fue perfeccionando su capacidad para perforar pozos muy largos de alcance extendido, surgieron otros desafíos
aparte de la pérdida de fluido. Los operadores
debieron enfrentar diversos retos asociados con
la presión durante la perforación de estos pozos,
los cuales incluían problemas de inestabilidad y
control. Los esfuerzos realizados para superar
estos desafíos condujeron al desarrollo de la técnica MPD.3 Esta técnica se utiliza principalmente
MPD Figure
4_5
para perforar pozos que no se adecuan
a los métodos convencionales de perforación en condiciones
de sobre balance o de bajo balance, tal es el caso
de las áreas en las que están prohibidas las operaciones de quema en antorcha, o durante la penetración de formaciones de alta permeabilidad.
En pozos con márgenes de perforación suficientemente grandes, las pérdidas de presión
también pueden controlarse a través de la manipulación de las propiedades del fluido de perforación, las tasas de flujo y las velocidades de
penetración. Los especialistas en fluidos de perforación de M-I SWACO, una compañía de
Schlumberger, han desarrollado un agente densificante micronizado y un sistema de fluidos elaborado en torno al primero. El sistema WARP
utiliza un agente densificante compuesto de partículas molidas, diez veces más pequeñas que la
barita convencional, de las que el 60% posee un
18
42005schD5R1.indd 3
diámetro de menos de 2 um. Y, si bien de acuerdo
con la teoría generalmente aceptada esas partículas finamente molidas proporcionarían un fluido
altamente viscoso, debido al proceso de manufactura, los sistemas de fluidos WARP se caracterizan
por las bajas viscosidades, las bajas resistencias de
gel y el bajo potencial de asentamiento.4
Dado que estas características minimizan la
ECD, a la vez que mantienen una buena capacidad de transporte de los recortes, los sistemas de
fluidos WARP resultan particularmente adecuados para ser utilizados con la técnica MPD en
pozos de alcance extendido. Un operador importante del Golfo de México utilizó el sistema para
perforar 13 de sus 16 pozos MPD.
Este artículo analiza el desarrollo y la práctica del método MPD, y las técnicas y equipos
requeridos para ejecutarlo. Algunos casos reales
de pozos terrestres y marinos de EUA y Australia
demuestran su aplicación en campos maduros,
en ambientes de alta presión y alta temperatura,
y en formaciones fracturadas.
Recipientes cerrados
Los pozos perforados convencionalmente son sistemas abiertos. A medida que se perfora un pozo,
se bombea fluido por la columna de perforación,
a través de la barrena y de regreso a la superficie,
a través del espacio anular existente entre la
sarta de perforación y el pozo. La línea de retorno
situada en la superficie —que conduce a la zaranda
vibratoria (temblorina) y a las piletas de lodo
donde el fluido de perforación se procesa y se
almacena para ser reutilizado— está abierta a la
atmósfera.
Aunque completamente diferentes, los métodos UBD y MPD utilizan sistemas cerrados que
despliegan un dispositivo de control rotativo
(RCD) para desviar el flujo de fluido de formación
y de perforación hacia un separador. Entre los
operadores que requieren dos barreras entre el
pozo y la superficie, el RCD y los fluidos de perforación se consideran las barreras primarias, y el
preventor de reventones (BOP) es un equipamiento de apoyo. En las operaciones MPD se utiliza el RCD para crear un sistema cerrado, y un
colector múltiple de estrangulamiento y una
bomba de contrapresión para controlar la presión
de fondo de pozo. De ese modo, los ingenieros
pueden mantener una BHP constante durante las
operaciones de perforación, mientras las bombas
de lodo se encuentran en funcionamiento y cuando
se desactivan para efectuar conexiones.
Una vez definido el ambiente de presión de
fondo de pozo por las presiones de poro, los gradientes de fractura y las presiones para mantener
la estabilidad del pozo —a menudo mediante
mediciones del flujo de retorno (contraflujo), con
reducciones de la presión anular para inducir el
flujo o incrementos para inducir las pérdidas—
se utiliza la técnica MPD para mantener un perfil
adecuado de presión hidráulica anular. Por consiguiente, la técnica MPD permite que los operadores mantengan la ECD dentro de una ventana
estrecha de presión de poro–gradiente de fractura, a la vez que mantienen las presiones conducentes a la estabilidad del pozo. Esto se logra
fundamentalmente a través de la manipulación
de la contrapresión en el espacio anular, a la vez
que se toman en cuenta los factores que afectan
la ECD, tales como la densidad de los fluidos, la
reología de los fluidos, la velocidad del fluido anular, la fricción de circulación y la geometría del
pozo (arriba, a la izquierda).5
El hecho de mantener una presión de fondo de
pozo constante dentro de los límites prescriptos
minimiza el daño de formación, previene la pérdida
de lodo, inhibe el influjo de fluido de formación y a
menudo se traduce en velocidades de penetración
más altas. El método MPD permite que el operador
extienda la profundidad de asentamiento de la
tubería de revestimiento o incluso que elimine una
sarta de revestimiento. Además, ofrece a los operadores la capacidad para reaccionar en forma
instantánea ante las variaciones de la presión de
fondo de pozo, lo que puede utilizarse para mini-
Oilfield Review
9/12/11 10:02 PM
Flujo de salida
Conjunto del buje
de transmisión
Elemento
de sello
Cuerpo de la
unidad AUTOCHOKE
Perno del
indicador visual
Guarnición
estática
Orejeta
de retención
Orificio
Conjunto
de cojinete
Camisa de
desgaste
Sellos de
alta presión
Conjunto de
lanzadera
Al
estrangulador
Flujo de
entrada
proveniente
de la tubería
de revestimiento
Guarnición
dinámica
Cámara de presión de
punto de ajuste hidráulico
Brida de
montaje
Preventor de
reventones (BOP)
Brida de
admisión
> RRCD y estrangulador automático. El dispositivo RCD HOLD (centro) se monta por encima del
conjunto preventor de reventones (BOP) (rojo, izquierda y provee un sello que convierte el pozo
de perforación de un sistema normalmente abierto a un sistema cerrado. El buje de transmisión,
instalado en el interior del RCD o removido de este dispositivo a través de la sarta de perforación,
contiene el elemento de sello, que provee el sello entre el espacio anular y la sarta de perforación.
Un sello de alta presión constituye una barrera que impide que los fluidos del pozo ingresen en la
cámara de cojinetes del RCD y contaminen el sistema de lubricación, lo que destruiría los cojinetes.
Un indicador visual permite que el perforador sepa que el sistema de cierre que sostiene el elemento
de sello del buje de transmisión se encuentra trabado en su lugar. La brida de montaje conecta el
RCD con el conjunto BOP y el receptáculo del conjunto de cojinetes, y con la línea de flujo que
transporta los retornos fuera del piso de perforación.
mizar los influjos provenientes de la formación o
las pérdidas de lodo sin interrumpir la perforación. Por otro lado, dado que su densidad se mantiene inalterada, no existe necesidad de hacer
circular el lodo durante estos eventos, por lo que
las prácticas de MPD permiten ahorrar tiempo de
equipo de perforación.6
Las partes que componen el pozo
El método MPD se basa en la capacidad del perforador para mantener una presión de fondo de
pozo objetivo precisa, ya sea en forma manual o
automáticamente. La clave para esta capacidad
es la creación de un sistema cerrado, posibilitado
a través del uso del RCD, a veces denominado
cabezal rotativo. El RCD provee un sello alrededor
de la columna de perforación durante las operaciones de perforación rotativa y desvía los fluidos
de perforación a un colector múltiple de estrangulamiento y a las piletas de lodo (arriba). El estrangulador permite que los perforadores ajusten la
contrapresión en el espacio anular mientras las
bombas se encuentran en funcionamiento y se está
Volumen 23, no. 1
42005schD5R1.indd 4
La unidad AutoChoke (derecha) utiliza un conjunto de lanzadera posicionado dinámicamente, que
se desliza dentro del cuerpo de dicha unidad. La guarnición dinámica se conecta al conjunto de
lanzadera y se desliza dentro de la guarnición estática para formar un orificio circular. La presión
hidráulica de la consola AutoChoke (que no se muestra en esta figura) se aplica en el extremo
posterior de la lanzadera, dentro de la cámara del punto de ajuste hidráulico, y la presión de la tubería
de revestimiento se aplica en el extremo anterior de la lanzadera. Si la presión de la tubería de
revestimiento es mayor que la presión del punto de ajuste hidráulico, la lanzadera retrocede, lo cual
incrementa el tamaño del orificio y reduce la presión de la tubería de revestimiento. Si la presión de
la tubería de revestimiento es menor que la presión del punto de ajuste hidráulico, la lanzadera
avanza, mediante lo cual se reduce el tamaño del orificio e incrementa la presión de la tubería de
revestimiento. A medida que retrocede y avanza, la lanzadera regula el flujo de fluido o gas
proveniente del pozo mediante el ajuste automático del tamaño del orificio al crearse el balance
de las dos presiones.
circulando el fluido de perforación. Cuando las bombas de lodo se desactivan,
por ejemplo durante las
MPD Figure 5_6
conexiones, una bomba dedicada suministra al sis-
tema el fluido requerido para compensar la pérdida
de ECD cuando el sistema pasa del modo dinámico
al modo estático.
3. Malloy KP, Stone CR, Medley GH Jr, Hannegan D, Coker O,
Reitsma D, Santos H, Kinder J, Eck-Olsen J, McCaskill J,
May J, Smith K y Sonneman P: “Managed-Pressure
Drilling: What It Is and What It Is Not,” artículo IADC/SPE
122281, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre
Operaciones con Manejo de la Presión Durante la
Perforación y en Condiciones de Bajo Balance de las IADC/
SPE, San Antonio, Texas, EUA, 12 al 13 de febrero de 2009.
4. Taugbøl K, Fimreite G, Prebensen OI, Svanes K, Omland
TH, Svela PE y Breivik DH: “Development and Field
Testing of a Unique High-Temperature/High-Pressure
(HPHT) Oil-Based Drilling Fluid With Minimum Rheology
and Maximum Sag Stability,” artículo SPE 96285,
presentado en la reunión del Área Marina de Europa,
Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.
El término “asentamiento” (sag, en inglés) se refiere a
las partículas de material densificante que precipitan
del lodo de perforación.
5. La ECD se transforma a menudo en la densidad del
lodo equivalente, expresado en lbm/galón, y es igual
a la densidad del lodo requerido para generar presión
en la profundidad durante las operaciones estáticas.
6. van Riet EJ y Reitsma D: “Development and Testing of a
Fully Automated System to Accurately Control Downhole
Pressure During Drilling Operations,” artículo SPE/IADC
85310, presentado en la Conferencia y Exhibición de
Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/
IADC, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 20 al 22 de
octubre de 2003.
19
9/12/11 10:02 PM
Esta manipulación de la contrapresión en la
reacción a las variaciones de presión causadas por
las operaciones de perforación se conoce frecuentemente como control de la presión dinámica.
La presión de fondo de pozo es igual a la presión
de superficie más la presión anular, que en sí
consta de un componente estático y un componente dinámico.
La presión dinámica incluye las pérdidas de
presión por fricción, y su valor es una función de
Presión
Zapata de
la tubería de
revestimiento
inici
ació
ra
actu
la fr
ro
e po
ión d
n de
Profundidad
e
ión d
Pres
Pres
Perforación convencional
Presión hidrostática
Presión dinámica
MPD
Presión hidrostática
Presión hidrostática + contrapresión
Presión dinámica + contrapresión
Ventana de perforación
> Densidades de los fluidos y BHP.
Para mantener la BHP entre la presión de poro
(línea negra) y la presión de iniciación de la
fractura (línea azul) cuando se utilizan métodos
de perforación convencionales por debajo de
la zapata de la tubería de revestimiento, la BHP
resultante de la densidad del lodo debe ser
mayor que la presión de poro de manera de
poder contener la presión de formación cuando
las bombas del equipo de perforación están
detenidas (línea roja sólida) y menor que la
presión de iniciación de la fractura cuando las
bombas se encuentran en funcionamiento (línea
roja de guiones). La técnica MPD permite que
el operador utilice un fluido de perforación que
genera una presión hidrostática menor que la
presión de poro cuando las bombas están
detenidas (línea verde sólida). Cuando las
bombas están detenidas, la presión de formación
es contenida mediante el agregado de
contrapresión (línea verde de guiones cortos)
para incrementar la BHP sin incrementar la
densidad del lodo. Cuando las bombas se
encuentran en funcionamiento (línea verde
de guiones largos), la contrapresiónMPD
se reduce
Figure 6_5
hasta un punto en que se genera una BHP
superior a la presión de poro pero inferior
a la presión de iniciación de la fractura.
20
42005schD5R1.indd 5
las condiciones de circulación. Por consiguiente,
cuando las bombas están fuera de funcionamiento, la presión dinámica es igual a cero, y sólo
la presión hidrostática del fluido actúa sobre la
formación. Además, durante las operaciones de
perforación con las bombas de lodo en funcionamiento, la presión dinámica puede fluctuar
debido a las variaciones de la velocidad de bombeo del lodo o de la densidad del lodo, o en respuesta a eventos tales como bloqueos del motor
de perforación, la carga de recortes y la rotación
de la tubería (izquierda).7
Con la capacidad para reaccionar a las variaciones de la presión anular, el operador puede
perforar con un fluido que crea una ECD suficiente para contener las formaciones desde la
barrena hacia la superficie, aunque el pozo puede
pasar a una condición de bajo balance cuando se
encuentra estático. Mediante la utilización de las
técnicas MPD, el perforador puede detener las
bombas en forma segura mientras se realizan las
conexiones, aunque la presión hidrostática de la
columna de lodo sola sea menor que la presión de
poro de la formación.
Cuando los pozos se perforan a través de formaciones relativamente estables, con una presión
de poro y una presión de iniciación de la fractura
muy separadas, puede generarse un margen suficiente para dar cabida a la diferencia entre la presión dinámica y la presión estática de fondo de pozo.
En estos casos, la reacción a las condiciones cambiantes no necesita ser extremadamente precisa.
Es posible mantener una BHP constante a través
de la manipulación manual del estrangulador, las
bombas de lodo y la bomba dedicada.
No obstante, los márgenes de perforación
estrechos, las altas presiones y las altas temperaturas, los yacimientos considerablemente permeables o fracturados y los problemas de inestabilidad
de los pozos son situaciones para las cuales la técnica MPD resulta particularmente adecuada.
Estas condiciones exigen que los ajustes se efectúen con una precisión y frecuencia que sólo es
posible a través de un sistema MPD automatizado.
A comienzos del año 2000, los ingenieros de
Shell International E&P desarrollaron y probaron
un sistema MPD automatizado que tenía incorporado un colector múltiple de estrangulamiento
operado hidráulicamente y conectaba una bomba
de desplazamiento positivo al espacio anular.8
Dos sistemas de computadoras —uno para correr
un simulador hidráulico y el otro para la interfaz
del usuario— y un controlador lógico programable realizan el ajuste del colector múltiple de
estrangulamiento. El objetivo del sistema MPD
automatizado era triple: calcular automáticamente en tiempo real la contrapresión requerida
para mantener una presión de fondo de pozo
constante, controlar en todo momento el estrangulador y la bomba que generan la contrapresión
y proveer un proceso automático de detección de
golpes de presión.
El sistema resultante de control de la presión
dinámica anular (DAPC) calcula en tiempo real la
contrapresión, o punto de ajuste, requerido para
mantener una presión de fondo de pozo deseada.
El sistema impone esta contrapresión en el espacio anular mediante el ajuste continuo de la configuración del estrangulador y la bomba controlados
hidráulicamente, en base a la adquisición de los
datos en tiempo real (próxima página).
El sistema de control varía con cada aplicación, pero consta esencialmente de cinco partes:
•el modelo de hidráulica monofásica
•la interfaz de comunicación de datos y la base
de datos históricos
•la interfaz gráfica del usuario (GUI)
•el controlador proporcional, integral, derivativo
(PID)
•el controlador lógico programable (PLC), los sensores y los controles.
Los ingenieros de perforación utilizan el
modelo hidráulico para calcular el punto de ajuste
de la presión de superficie, que proporcionará la
presión de fondo de pozo deseada. Los datos de
entrada del modelo incluyen aquellos datos que
cambian con frecuencia, tales como la velocidad
de bombeo; valores estáticos, tales como la geometría de la sarta de perforación del pozo; y las
propiedades que se modifican lentamente, tales
como la densidad y la viscosidad del lodo.
Los datos son entregados utilizando el protocolo de especificaciones de transferencia de información en el pozo (WITS), Nivel II, y pueden ser
medidos internamente y registrados en una base
de datos históricos.9 La interfaz GUI permite que
los operadores configuren el sistema con límites
sobre las variables, de manera que se emitan
advertencias cuando esos límites se sobrepasan.
La interfaz GUI está disponible para la operación
manual de los estranguladores y las válvulas.
El sistema de control, que utiliza un controlador
PID, determina la posición óptima del estrangulador para controlar la contrapresión.10 Un PLC
opera los controladores PID y el otro se utiliza
como una interfaz de sensor y para el posicionamiento del estrangulador.
Shell probó el sistema DAPC en una instalación de simulación de pozos que incluía un
equipo de perforación completamente equipado
y un pozo vertical de aproximadamente 1 530 m
[5 020 pies] de profundidad, con una tubería de
revestimiento de 51/2 pulgadas y una sarta de
perforación de 2 7/8 pulgadas bajada hasta el fondo.
Oilfield Review
9/12/11 10:02 PM
Bomba del equipo
de perforación
RCD
AC-1
Bomba de contrapresión
del DAPC
AC-2
Conjunto
preventor de
reventones
(BOP)
Tanque de
maniobras
Colector múltiple
de estrangulamiento
del DAPC
AC-3
Zaranda
vibratoria
(temblorina)
Medidor
de flujo
Respiradero
de gases
Controlador
principal
Controlador
auxiliar
Separador
Sistema de control del DAPC
Pileta de lodo
> Sistema DAPC automatizado. Para mantener la BHP constante, durante la transición del proceso de
perforación al proceso de ejecución de conexiones cuando las bombas se encuentran detenidas, el
sistema DAPC estabiliza la contrapresión mediante el bombeo del fluido de perforación en el colector
múltiple de estrangulamiento regulado a través del estrangulador AC-1. La contrapresión se reduce o
no se aplica cuando las bombas reanudan su funcionamiento para la operación de perforación.
El sistema de control del DAPC, que se vincula directamente con el análisis hidráulico en tiempo real
y el proceso de detección continua de golpes de presión, estabiliza y controla la BHP a través
del ajuste de la bomba de contrapresión del sistema DAPC y de los estranguladores AC-2 y AC-3.
Un medidor de flujo (óvalo de guiones) conectado al lado de baja presión del colector múltiple de
estrangulamiento provee el flujo de salida, que el administrador de presión monitorea continuamente
y compara con el flujo de entrada para la detección de golpes de presión.
El pozo fue configurado de manera tal que las pruebas indicaron además que el funcionapudiera inyectarse nitrógeno en el espacio anular miento cíclico más rápido de las bombas produjo
para simular amagos de surgencia (manifestacio- variaciones de presión más grandes. Las pruebas
nes) de gas. Las presiones de fondo de pozo se de maniobras (viajes) y de perforación demostraron que el sistema pudo compensar las variacioregistraron en tiempo real.
Con el fin de determinar la configuración nes de presión a través de una amplia gama de
óptima, se modificó un solo parámetro operacional condiciones.
Además, el equipo de trabajo simuló problepara cada prueba. Los resultados indicaron que el
sistema pudo reducir significativamente las varia- mas de perforación tales como el taponamiento
del7_4
estrangulador, el taponamiento del pozo y la
ciones de presión en el fondo del pozo, y a través
MPD Figure
de un proceso de ajuste, los ingenieros lograron pérdida de fluidos. En todos los casos, el sistema
mejorar aún más esa capacidad. Los resultados de compensó estos eventos y mantuvo presiones de
7. Reitsma D y van Riet E: “Utilizing an Automated Annular
Pressure Control System for Managed Pressure Drilling
in Mature Offshore Oilfields,” artículo SPE 96646,
presentado en la reunión del Área Marina de Europa,
Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.
8. van Riet y Reitsma, referencia 6.
9. WITS es un formato de comunicaciones estándar de la
industria petrolera utilizado para la transferencia de una
amplia variedad de datos de pozos de un sistema de
computadoras a otro. Una corriente de datos WITS
consta de distintos tipos de registros de datos discretos,
cada uno de los cuales puede ser activado y desactivado
por el operador del equipo de perforación y a cada uno
Volumen 23, no. 1
42005schD5R1.indd 6
de los cuales se le pueden asignar velocidades de
muestreo. El formato WITS permite además que las
computadoras de localizaciones remotas envíen
instrucciones a otras computadoras para modificar
parámetros, tales como el tipo de datos y la velocidad
de muestreo.
10.El controlador PID es utilizado en muchas aplicaciones
industriales para calcular la diferencia entre una
variable medida y un punto de ajuste deseado, tal como
la presión de superficie. El controlador PID procura
minimizar las diferencias existentes entre ambos valores
mediante el ajuste de los datos de entrada de proceso.
11.van Riet and Reitsma, referencia 6.
fondo de pozo constantes. Por otro lado, el controlador pudo utilizar el estrangulador automatizado
y la bomba para eliminar los amagos de surgencia
de gas simulados. Esto se logró mediante el incremento de la contrapresión en la superficie para
compensar la reducción de la presión estática
causada cuando el nitrógeno bombeado en el
espacio anular redujo la densidad de la columna
de fluido.11
Traslado a la plataforma Mars
El sistema DAPC de Shell fue utilizado por primera
vez en aguas profundas en la plataforma Mars del
Golfo de México de la compañía, localizada a unos
209 km [130 mi] al sudeste de Nueva Orleáns en
un tirante de agua (profundidad del lecho marino)
de aproximadamente 914 m [3 000 pies]. Como en
la mayoría de los campos de aguas profundas, la
diferencia entre la presión de poro y la presión de
iniciación de la fractura a menudo es pequeña.
En el caso de la plataforma Mars, el campo había
experimentado un nivel considerable de agotamiento zonal. Esto dificultaba y tornaba aún más
crítico el control de la ECD porque los desarrollos
de aguas profundas habitualmente utilizan pozos
de alto ángulo y gran longitud para acceder a las
reservas descubiertas pero no desarrolladas o
secundarias. En consecuencia, el pozo a menudo
debe atravesar reiteradamente zonas agotadas de
baja presión y arenas vírgenes de alta presión.
Por otro lado, la extracción de hidrocarburos
puede modificar las características de los esfuerzos presentes en las rocas. Dado que los pozos se
encuentran en producción desde el año 1996, se
redujo la resistencia de la formación de rocas
prospectivas y no prospectivas. Por consiguiente,
la reducción de la densidad del lodo produjo problemas de inestabilidad en los pozos. No obstante,
durante los intentos para desviar la trayectoria
del pozo Mars A-14, el empleo de fluidos de perforación de alta densidad ocasionó problemas de
pérdida de circulación en las zonas agotadas.
El pozo A-14 apuntó como objetivo al yacimiento M1/M2, que contenía la mayor parte de las
reservas del campo y había sido sometido a un
proceso de inyección de agua. En mayo de 2003, se
había cerrado debido a la producción de arena;
las operaciones de desviación de la trayectoria
para reingresar en el yacimiento M1/M2 comenzaron en el año 2004. El primer intento fracasó
cuando el BHA se perdió a una profundidad
medida (MD) de 6 445 m [21 144 pies], una TVD
de 4 980 m [16 340 pies], por problemas de pérdida
de circulación y estabilidad del pozo. Un intento
para desviar su trayectoria desde la zapata de la
21
9/12/11 10:02 PM
Perforación convencional: prognosis del pozo de re-entrada Mars A-14
12 000
Presión de poro
MW estático
EMW estático, MPD
EMW dinámico
Gradiente de fractura
12 500
13 000
FIT
TVD, pies
13 500
14 000
14 500
15 000
15 500
16 000
16 500
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
11,0
12,0
13,0
Presión de poro–gradiente de fractura
Densidad de lodo equivalente, lbm/galón
14,0
15,0
16,0
17,0
Perforación con presión controlada: prognosis del pozo de re-entrada Mars A-14
12 000
12 500
13 000
Presión de poro
MW estático
EMW estático, MPD
EMW dinámico
Gradiente de fractura
FIT
TVD, pies
13 500
14 000
14 500
15 000
15 500
16 000
16 500
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
11,0
12,0
13,0
Presión de poro–gradiente de fractura
Densidad de lodo equivalente, lbm/galón
14,0
15,0
16,0
17,0
> Perforación convencional y MPD en aguas profundas. Los diagnósticos de dos pozos de re-entrada
fallidos de la plataforma Mars operada por Shell condujeron a una prognosis según la cual la perforación
convencional (extremo superior) se traduciría en una ECD con una aproximación de 0,006 g/cm3
[0,05 lbm/galón] respecto de la densidad de lodo equivalente (EMW) del valor de la prueba de integridad
de la formación (FIT) (puntos rojos, extremo superior). Con los métodos MPD (extremo inferior), el EMW
podría reducirse (verde) y, mediante el agregado de una presión anular de 525 lpc [3,62 MPa], la brecha
entre la FIT (puntos rojos) y la ECD se expandiría a 0,036 g/cm3 [0,3 lbm/galón] equivalente (puntos rojos,
extremo inferior). (Adaptado de Roes et al, referencia 12.)
La BHP fue calculada en tiempo real con un
tubería de revestimiento previa fracasó cuando los
mismos problemas impidieron que los ingenieros modelo hidráulico en estado estacionario de
bajaran una tubería de revestimiento corta (liner) Shell que contenía datos estáticos, tales como la
8_4
densidad
del lodo, la configuración del BHA, la
expansible hasta la profundidad requerida. MPD Figure
Shell recurrió al sistema DAPC desarrollado geometría del pozo y datos direccionales, que se
por su sector de investigación de E&P. En la pla- actualizaba cada un segundo con datos del
taforma Mars, el sistema de control DAPC fue equipo de perforación. Si bien en general existía
modificado para comunicarlo con un sistema con- buena concordancia entre el modelo y las BHP
trolador del estrangulador de un tercero. Por lo medidas, la rotación de la sarta no era compentanto, el controlador DAPC fue limitado para sada adecuadamente, lo que hacía que la densidad
determinar la contrapresión necesaria y transmi- equivalente fuera aproximadamente 0,024 g/cm3
tirla al sistema controlador del estrangulador.
[0,2 lbm/galón] mayor que la correspondiente a
22
42005schD5R1.indd 7
la BHP del modelo. Para encarar este tema, el
modelo se ajustó manualmente con los valores
corregidos.
El pozo se perforó hasta la TD con una densidad de lodo de 1,57 g/cm3 [13,1 lbm/galón], que
es 0,036 g/cm3 [0,3 lbm/galón] menor que en los
dos intentos previos. Esto fue posible gracias a la
utilización del sistema DAPC para mantener un
punto de ajuste de la BHP equivalente a 1,64 g/cm3
[13,7 lbm/galón] (izquierda). Mediante la aplicación de estas especificaciones, no existió indicación
alguna de problemas de inestabilidad o de pérdida
de circulación y el liner fue bajado sin incidentes.12
Luego de este éxito, Shell optó por utilizar el
método MPD en 11 pozos más. En un campo, al
cabo de varios intentos fallidos para alcanzar la
TD con métodos convencionales, los ingenieros
llegaron a la profundidad del objetivo en seis de
seis intentos utilizando el método MPD. El programa tuvo tanto éxito en el campo en proceso de
maduración, que las instalaciones de producción
colmaron su capacidad.
El método MPD demostró ser la solución en
otros dos campos de aguas profundas operados
por Shell y en seis pozos más con relaciones desafiantes similares entre la presión de iniciación de
la fractura, la presión de poro y la estabilidad de
los pozos. Shell también está aplicando la técnica
en otras circunstancias desafiantes, las cuales
incluyen la cementación de pozos que resultan
complejos debido a procesos de agotamiento, la
penetración segura de secciones de alta presión y
alta temperatura (HPHT), y la perforación de
pozos que de lo contrario serían imposibles de perforar de conformidad con los estándares de salud,
seguridad y medioambiente (HSE) existentes.
Alta presión, agotamiento y cementación
El método MPD resulta particularmente adecuado para pozos que apuntan a las formaciones
de alta presión como objetivo. El subsuelo en el que
se encuentran las localizaciones de estos pozos a
menudo se caracteriza por presiones inciertas, una
litología compleja y un flujo de retorno indeterminado, que es el volumen de fluido de perforación
que fluye desde el espacio anular después de desconectadas las bombas de lodo. Por otra parte, en
las formaciones altamente presionadas, los golpes
de presión aparentes, si se diagnostican o se manipulan incorrectamente, tienen más posibilidades
de convertirse en eventos de control de pozos que
en los ambientes con presiones normales.
12.Roes V, Reitsma D, Smith L, McCaskill J y Hefren F: “First
Deepwater Application of Dynamic Annular Pressure
Control Succeeds,” artículo IADC/SPE 98077, presentado
en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,
Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de 2006.
Oilfield Review
9/12/11 10:02 PM
fingerprinting— los perforadores pueden establecer un volumen de flujo de retorno de referencia esperable en un pozo determinado cuando las
bombas se encuentran desconectadas (izquierda).
Si el volumen de flujo de retorno excede el volumen registrado de flujo de retorno, el excedente se
interpreta a menudo erróneamente como un golpe
de presión, un influjo de fluidos de formación inducido por la presión, más que como un fenómeno de
surgencia intermitente.
Los perforadores reaccionan ante un golpe de
presión a través del incremento de la densidad
del lodo. No obstante, la adopción de esta medida
cuando el incremento del volumen se debe a un
fenómeno de surgencia intermitente puede generar consecuencias serias; un incremento de la
densidad del lodo puede hacer que una condición
de sobre balance leve se convierta en una condición de sobre balance severo, que produzca una
pérdida de fluido aún mayor.
Mediante la ejecución de una operación de
perforación con un paquete MPD y el mantenimiento de una BHP constante, los ingenieros pueden eliminar no sólo las fluctuaciones de presión
entre el modo de perforación dinámico y el modo
de perforación estático, que causan el fenómeno
de surgencia intermitente, sino también cualquier posibilidad de diagnóstico erróneo (abajo).
Por otro lado, la precisión y la velocidad con que
reaccionan a las variaciones de presión hacen que
Pozo HPHT de México
500
Presión, lpc y flujo, galón/minuto
450
400
Flujo del pozo antes de las operaciones MPD
Flujo de entrada a las bombas del equipo de perforación, galón/minuto
Contrapresión, lpc
Medidor de flujo, galón/minuto
350
Pérdida
300
250
200
150
100
Incremento
50
0
22:40:00
22:48:20
22:56:40
23:05:00
23:13:20
Tiempo
> Medición del flujo de retorno. Este registro del flujo de retorno de un pozo de alta presión y alta
temperatura (HPHT) de México fue efectuado durante la segunda conexión con el sistema DAPC,
antes de las operaciones MPD. El volumen de flujo de retorno, o incremento, después de desconectar
las bombas (área sombreada verde) se complementa con las pérdidas (área sombreada gris) cuando
las bombas vuelven a ponerse en funcionamiento y el operador pasa del modo de perforación estático
al dinámico. (Adaptado de Fredericks et al, referencia 13.)
2:16
2:15
2:14
2:13
2:12
2:11
2:10
2:09
2:08
2:07
2:06
2:05
2:04
2:03
2:02
2:01
2:00
1:59
1:58
1:57
1:56
1:55
1:54
1:53
1:52
1:51
1:50
1:49
1:48
1:47
1:46
Presión, lpc y flujo, galón/minuto
Densidad de lodo equivalente ECD, lbm/galón
Habitualmente, los pozos HPHT se complican Este fenómeno se produce cuando las fracturas
aún más por la existencia de márgenes de perfo- inducidas por la perforación absorben un voluración más estrechos y por la poca disponibilidad men de fluido de perforación. Cuando las bombas
de información de pozos vecinos. Ante una de se desconectan y la ECD se reduce, estas fracturas
estas dos situaciones o ambas, los perforadores se cierran y expulsan el fluido, lo que produce flujo
deben estar preparados para las consecuencias de retorno en la superficie. Mediante el registro
de la presencia de presiones más altas que las del volumen de flujo de retorno antes e inmediaanticipadas, aún cuando se trate de situaciones tamente después de atravesar la zapata de la
rutinarias. Por ejemplo, durante las operaciones tubería de revestimiento —proceso denominado
de perforación tradicionales, existen múltiples
métodos de predicción y detección que ayudan a
Pozo HPHT de México
Conexión 5
reducir la incertidumbre asociada con la presión.
18,5
500
No obstante, algunos operadores se niegan a uti450
lizar la práctica de predicción de la presión de
poro en los pozos HPHT.
Bomba de contrapresión, galón/minuto
400
Flujo de entrada a las bombas del equipo de perforación, galón/minuto
18,0
Shell utiliza los equipos MPD en pozos que se
Presión del punto de ajuste ECD, lbm/galón
350
caracterizan por una alta incertidumbre asociada
Medición del flujo de salida, galón/minuto
MPD Figure 9_4
300
con la presión. Mediante la inducción rutinaria e
intencional del flujo durante las operaciones MPD
17,5
250
—utilizando esencialmente tanto el método UBD
Contrapresión, lpc
200
como el método MPD en diferentes secciones del
ECD, lbm/galón
pozo— los ingenieros pueden determinar la pre150
17,0
sión de poro en tiempo real. Provisto de datos pre100
cisos de presión de poro, el operador puede
50
continuar la perforación a la vez que mantiene
una presión de fondo de pozo constante para per16,5
0
manecer dentro de la ventana de perforación.
Por otro lado, Shell manipula los sistemas de fluiTiempo
dos de perforación para reforzar el pozo, mediante
> Sin surgencia (flujo natural) intermitente. Los datos de presión registrados con el sistema DAPC
lo cual altera efectivamente el gradiente de fracdurante la quinta conexión efectuada en el mismo pozo HPHT que el de la figura previa, no muestran
tura y expande el rango apto para perforación.
signos de surgencia intermitente (línea naranja). Cuando las bombas del equipo de perforación se
Los volúmenes inusuales de flujo de retorno a hacen funcionar por ciclos (verde), la presión y la velocidad de la bomba de contrapresión del sistema
menudo constituyen una indicación del fenómeno DAPC (líneas negra y púrpura) se incrementan o se reducen automáticamente para mantener la
presión del punto de ajuste de la ECD (línea roja) y la densidad (línea azul) tanto en el modo de
que se conoce como surgencia (flujo natural)
perforación dinámico como en el modo de perforación estático. La falta de incrementos o pérdidas
intermitente (wellbore breathing o ballooning). debidas al flujo de retorno o la falta de surgencia intermitente indica que el pozo se encuentra en
equilibrio con esta BHP constante. (Adaptado de Fredericks et al, referencia 13.)
Volumen 23, no. 1
42005schD5R1.indd 8
23
9/12/11 10:02 PM
los sistemas MPD automatizados resulten adecuados para la rápida identificación y abordaje de
numerosos peligros de perforación comunes antes
de que se conviertan en verdaderos problemas.13
En ciertos casos, una vez identificados los
riesgos de perforación, las prácticas MPD pueden
utilizarse con otras tecnologías para superarlos.
Por ejemplo, en el campo McAllen-Pharr operado
por Shell en el Condado de Hidalgo, en Texas,
EUA, el operador debió abordar la perforación a
través de zonas producidas en las que la predicción del grado de agotamiento se complicaba por
la presencia de fallas difíciles de mapear. Por otro
lado, las zonas que habían sido agotadas hasta
alcanzar un valor de presión 5 000 lpc [34 MPa]
más bajo que la presión original a menudo se
encontraban entre capas de arenas vírgenes
sobrepresionadas, lo que tornaba impracticable
su aislamiento con un liner.14
En los campos cercanos, como consecuencia
del incremento de la densidad del lodo en preparación para el viaje de salida del pozo, el operador
había experimentado pérdidas de fluido severas al
alcanzar la profundidad de colocación del liner.
Para resolver el problema en esos pozos, se utilizó
el método de perforación con liner o con tubería
de revestimiento; en el que la sarta de perforación
es reemplazada por un liner o una tubería de
revestimiento que puede quedar en el pozo; esto
permite eliminar las maniobras (viajes) y la
necesidad de aumentar la densidad del lodo.
La perforación con liner funcionó en estos
campos porque la baja permeabilidad de las zonas
que se estaban perforando impedía el flujo en el
pozo, incluso cuando las bombas se encontraban
desconectadas, y la densidad de lodo equivalente
era inferior a la presión de poro. La incertidumbre
asociada con la presión y la expectativa de la
existencia de alta permeabilidad tornaban insostenible la aplicación de esta estrategia sola en el
campo McAllen-Pharr.
Shell recurrió al equipo MPD automatizado y
adaptó su sistema a las aplicaciones terrestres.
Los ingenieros redujeron el tamaño y el peso del
colector múltiple de estrangulamiento mediante
la reducción del número de estranguladores, válvulas y líneas de derivación, lo que además trajo
aparejadas mejoras en el sistema de potencia
hidráulica. El colector múltiple pasó de un diseño
de tres estranguladores a otro de dos, con un
estrangulador dedicado al manejo de la contrapresión y el otro a funciones de servicio, tales
como apoyo y alivio automatizado de la presión.15
Una bomba del equipo de perforación, en vez de
una bomba dedicada, proporcionaba la contrapresión cuando las bombas de lodo primarias se
encontraban desconectadas.
24
42005schD5R1.indd 9
Pozo Bales 7, sección vertical
0
Unión de inicio
de la desviación
1 000
2 000
3 000
4 000
Tangente de 19°
5 000
6 000
7 000
8 000
Tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas
a una TVD de 8 278 pies
9 000
10 000
11 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
12 000
Longitud horizontal, pies
> Perfil de pozo. El pozo Bales 7 fue perforado como un pozo de alto ángulo
hasta la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de
75/8 pulgadas y luego se hizo vertical. La sección de producción se perforó a
continuación en dos pasos destinados a abordar los regímenes variables de
presión de poro y presión de iniciación de la fractura, los cuales suscitaban
pérdidas de fluidos en ciertas secciones e influjo de gas en otras. (Adaptado
de Montilva et al, referencia 14.)
El primer pozo del campo perforado con la columna de perforación convencional, este prounidad modificada, el pozo Bales 7, se caracteri- ceso incluyó 16 transiciones de las bombas; en
zaba por la presencia de fallas complejas y esca- dichas ocasiones, las bombas fueron detenidas y
sos datos de pozos vecinos. Esto dificultaba la encendidas para efectuar 15 conexiones y una
predicción de la presión de poro y de los regíme- vez más para reemplazar los sellos con fugas en el
nes de gradientes de fracturas en las arenas pros- dispositivo de control rotativo.
pectivas objetivo a través de las cuales Shell
En la segunda sección del agujero de 61/2 pulintentaba efectuar la perforación.
gadas se encontraron gradientes de presión de
El plan del operador requería una zapata de poro al menos 0,02 g/cm3 [1,5 lbm/galón] más altos
tubería de revestimiento de 7 5/8 pulgadas a una que los observados en dirección a la superficie.
profundidad medida (MD) de aproximadamente Considerando además los niveles de agotamiento
2 652 m [8 700 pies]. Luego, se perforaría con- previstos, se determinó que las pérdidas de fluidos
vencionalmente una sección horizontal de 640 m serían demasiado grandes con un arreglo de perfoMPD Figure 11_2
[2 100 pies], en una trayectoria en forma de S a lo ración convencional, de manera que los ingenieros
largo de una tangente de 19°.16 A continuación, se optaron por perforar con tubería de revestimiento
procedería a perforar verticalmente un agujero de hasta la profundidad final.17 La densidad del lodo
61/2 pulgadas, utilizando tubería articulada y equipos estático para toda la sección fue de 1,8 g/cm3
MPD automatizados hasta 3 158 m [10 360 pies]. [15,7 lbm/galón] y la ECD mantuvo un valor consDesde allí, la sección de 61/2 pulgadas se perforaría tante de 1,9 g/cm3 [16,2 lbm/galón].
hasta 3 373 m [11 065 pies] mediante el método de
Si bien durante la perforación fluyó gas del
perforación con tubería de revestimiento y MPD pozo, y el volumen de flujo se incrementó con la
(arriba). Toda la sección de 61/2 pulgadas sería per- profundidad, la BHP se mantuvo constante con una
aproximación respecto de la densidad promedio de
forada en condiciones de bajo balance estático.
El punto de ajuste de la ECD fue de 1,7 g/cm3 lodo equivalente de 0,02 g/cm3 [±0,18 lbm/galón] a
[14,15 lbm/galón] en la zapata de la tubería de través de 13 transiciones de bomba. Mediante la
revestimiento, la cual se incrementó hasta alcan- utilización del método MPD para evitar pérdidas a
zar 1,8 g/cm3 [14,9 lbm/galón] en la profundidad la vez que se mantenía una ECD constante, los
total. En promedio, el sistema controló la ECD con ingenieros alcanzaron la TD con una sarta de peruna precisión de 0,01 g/cm3 [±0,12 lbm/galón] res- foración de 31/2 pulgadas.
pecto del punto de ajuste, mediante el manejo
Finalmente, los ingenieros utilizaron prácticontinuo de la contrapresión entre 100 y 200 lpc cas automatizadas de control de presión para
[0,7 y 1,38 MPa]. En la sección perforada con la cementar la tubería de revestimiento de produc-
Oilfield Review
9/12/11 10:02 PM
ción, mediante el mantenimiento de una contrapresión de 90 lpc [0,6 MPa] durante la circulación
llevada a cabo antes de la cementación. Una vez
estabilizados los retornos, las bombas fueron desconectadas para instalar un cabezal de cementación y la BHP se mantuvo constante mediante la
aplicación de una contrapresión oscilante entre
200 y 210 lpc [1,38 y 1,45 MPa]. Después de bombear el espaciador, se utilizó el estrangulador
para mantener una ECD constante de 1,9 g/cm3
[16,2 lbm/galón] durante la cementación. Como
resultado, el pozo fue cementado con éxito sin
que se produjera pérdida de fluido alguna.
Durante la perforación de los pozos del campo
McAllen-Pharr con liner y equipos MPD, el gas
se hizo circular a través del separador de gas.
Para minimizar las pérdidas de fluidos, se efectuaron ajustes ocasionales de la densidad del
lodo. Shell utilizó esta combinación de métodos
MPD, UBD y de perforación con tubería de revestimiento, para expandir su programa de perforación con tubería de revestimiento a otros campos
del Sur de Texas y evitar el costo significativo que
implica la utilización de un liner como parte de
un plan de contingencias.18
La perforación de lo imposible, las
temperaturas muy elevadas y mucho más
La utilización de contrapresión aplicada externamente en un sistema de perforación cerrado para
mantener una presión de fondo de pozo constante es un procedimiento relativamente nuevo
de perforación a través de márgenes estrechos.
Los operadores siguen descubriendo nuevas aplicaciones para el método MPD a medida que
intentan buscar respuestas a los desafíos únicos
de perforación que plantea la presión.
Por ejemplo, en las cuencas en proceso de
maduración, los operadores a menudo optan por
perforar pozos de re-entrada a partir de los pozos
existentes para alcanzar las reservas descubiertas
pero no desarrolladas con las cuales poder hacer
frente a la caída de la producción. No obstante,
estos esfuerzos a menudo se ven obstaculizados
por las altas pérdidas de fluido anular que se
13.Fredericks P, Sehsah O, Gallo F y Lupo C: “Practical
Aspects and Value of Automated MPD in HPHT Wells,”
artículo AADE 2009NTCE-04-04, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE,
Nueva Orleáns, 31 de marzo al 1° de abril de 2009.
14.Montilva J, Fredericks P y Sehsah O: “New Automated
Control System Manages Pressure and Return Flow
While Drilling and Cementing Casing in Depleted
Onshore Field,” artículo SPE 128923, presentado en la
Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/
SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.
15.Montilva et al, referencia 14.
16.Para obtener más información sobre las operaciones
de perforación de alcance extendido, consulte:
Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R,
Volumen 23, no. 1
42005schD5R1.indd 10
registran a medida que los pozos atraviesan zonas
agotadas. Las prácticas de perforación convencionales llevadas a cabo en este ambiente a menudo
no logran el acceso al petróleo descubierto pero
no desarrollado por problemas de perforación,
tales como el atascamiento de las tuberías o las
dificultades asociadas con la entubación.
Si bien el método MPD parecería una solución probable, el desafío se complica aún más
porque estos pozos de re-entrada de diámetro
reducido se perforan tradicionalmente utilizando
motores de desplazamiento positivo. Estos motores generan fluctuaciones continuas de la ECD al
pasar del modo de deslizamiento al modo de rotación, lo que hace casi imposible que la BHP sea
constante. La solución para un operador del Golfo
de México fue la aplicación del método MPD en
combinación con una nueva generación de herramientas rotativas direccionales y sensores de
presión durante la perforación.19 En base al éxito
de esta compañía, los operadores de todo el Golfo
están reevaluando las oportunidades para extender la vida productiva y la rentabilidad de los
campos maduros a través de la perforación de
pozos de re-entrada de diámetro reducido.
En Australia, durante la perforación de los
pozos de un proyecto geotérmico en la cuenca
Cooper, Geodynamics Limited observó que el basamento granítico se encontraba inesperadamente
sobrepresionado, con una sobrepresión de 5 200 lpc
[36 MPa]. Por otro lado, el régimen de esfuerzos
existente en el granito creaba condiciones que producían golpes de presión y pérdidas de fluido. En
este primer pozo perforado con técnicas convencionales, el operador incurrió en un NPT considerable
cuando se vio obligado a utilizar un incremento de
la densidad del lodo de 0,5 g/cm3 [4,0 lbm/galón]
para controlar y detener un influjo de fluido proveniente del basamento sobrepresionado.
Luego, el operador recurrió al sistema DAPC
para mantener el delicado balance entre la sobrepresión y el gradiente de fractura en los dos pozos
siguientes. En el segundo pozo, los ingenieros utilizaron el sistema para controlar y detener un
influjo de fluido en 90 minutos, mediante el incre-
mento de la densidad del lodo en sólo 0,1 g/cm3
[0,7 lbm/galón]. Además, utilizaron el sistema para
mantener una ECD constante, mediante la manipulación de la contrapresión entre 220 y 295 lpc
[1,5 y 2,0 MPa] durante las operaciones de perforación, y entre 525 y 625 lpc [3,6 y 4,3 MPa]
durante las conexiones.20
Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos
de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3
(Marzo de 2011): 4–15.
17.Para obtener más información sobre las operaciones
de perforación con tubería de revestimiento, consulte:
Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM:
“Perforación de pozos direccionales con tubería
de revestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2
(Otoño de 2005): 46–65.
18.Montilva et al, referencia 14.
19.Njoku JC, Husser A y Clyde R: “New Generation Rotary
Steerable System and Pressure While Drilling Tool
Extends the Benefits of Managed Pressure Drilling in the
Gulf of Mexico,” artículo SPE 113491, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica de Petróleo y Gas de
la India, Mumbai, 4 al 6 de marzo de 2008.
20.@balance: “Successful Use of Managed Pressure
Drilling to Eliminate Losses and Control Influx in Hot
Fractured Rock Geothermal Wells,” http://www.
atbalance.com/NE_News_Geothermal.html
(Se accedió el 1° de diciembre de 2010).
21.Para obtener más información sobre las operaciones
de perforación en ambientes subsalinos, consulte:
Pérez MA, Clyde R, D’Ambrosio P, Israel R, Leavitt T,
Nutt L, Johnson C y Williamson D: “Respondiendo
al desafío de explotar estructuras subsalinas,” Oilfield
Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 36–51.
La herramienta correcta
para la operación correcta
Debido a su flexibilidad y al control continuo del
flujo y la presión, el uso de la técnica MPD constituye a menudo un método de perforación más
seguro y menos costoso que el método de perforación en condiciones de bajo balance o de sobre
balance. Esto se verifica especialmente en ambientes con márgenes de perforación estrechos o desconocidos. El método MPD ha sido utilizado, por
ejemplo, en la prevención de golpes de presión
durante el cruce de las zonas de detritos de los
ambientes de perforación subsalinos. También se
ha empleado para reemplazar los medidores de
flujo másico de Coriolis —que pueden ser sensibles a la existencia de gas arrastrado y vibraciones, y altamente susceptibles a los procesos de
mantenimiento deficientes— para la detección
temprana de los golpes de presión.21
El aprovechamiento máximo del método MPD
requiere que sea aplicado en las situaciones de
perforación para las que resulta más apropiado.
Si bien a menudo y correctamente se lo considera
una forma de perforar con éxito pozos que de lo
contrario no alcanzarían sus objetivos, no debe
ser tomado como la respuesta a todos los problemas de perforación ni como el método de último
recurso. Los candidatos más adecuados para el
método MPD son los pozos con pozos vecinos
caracterizados por problemas de inestabilidad,
pérdidas excesivas de fluido de perforación, o
pozos que serán perforados a través de zonas vírgenes presionadas y zonas agotadas, o de lo contrario, subpresionadas. Esos parámetros solos
indican que es considerable el número de pozos
que constituyen buenos candidatos para la técnica de MPD.
—RvF
25
9/12/11 10:02 PM
Valor del agua de formación
Normalmente, los operadores consideran al agua de formación como un subproducto
indeseado de la producción de hidrocarburos. No obstante, las muestras y el análisis
de esa misma agua proveen información vital para los planes de desarrollo de
campos petroleros que incluyen la optimización del diseño de las terminaciones,
la selección de materiales y la recuperación de hidrocarburos.
Medhat Abdou
Abu Dhabi Company for Onshore Operations
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Andrew Carnegie
Woodside Petroleum
Perth, Australia Occidental, Australia
S. George Mathews
Kevin McCarthy
Houston, Texas, EUA
Michael O’Keefe
Londres, Inglaterra
Bhavani Raghuraman
Princeton, Nueva Jersey, EUA
Wei Wei
Chevron
Houston, Texas
Cheng Gang Xian
Shenzhen, China
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Sherif Abdel-Shakour y Greg Bowen, Abu
Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Ahmed Berrim, Abu Dhabi
Marine Operating Company, Abu Dhabi, Emiratos Árabes
Unidos; Hadrien Dumont, Balikpapan, Indonesia; Will Haug,
Cuong Jackson y Oliver Mullins, Houston; Chee Kin Khong,
Luanda, Angola; Cholid Mas, Yakarta; y Artur Stankiewicz,
Clamart, Francia.
InSitu Density, InSitu Fluid Analyzer, InSitu pH, MDT,
Oilphase-DBR, PS Platform y Quicksilver Probe son
marcas de Schlumberger.
26
42005schD6R1.indd 1
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. Opener
ORSPRG11-WATER Fig. Opener
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
Ante la mención de la presencia inesperada de
agua de formación en sus pozos, muchas compañías productoras de petróleo y gas reaccionan
con alarma. La producción imprevista de agua,
especialmente si contiene impurezas indeseadas,
puede reducir significativamente el valor de un
activo hidrocarburífero. Además, puede acelerar
el daño de los equipos e incrementar los costos
de manipulación y eliminación del agua. Pero la
captura de una cierta cantidad de agua de formación también es de utilidad, ya que las propiedades del agua contienen información que puede
ser utilizada para incidir significativamente en la
rentabilidad de los campos petroleros.
El análisis del agua de formación desempeña
un rol importante en el modelado dinámico de los
yacimientos, la cuantificación de las reservas y el
cálculo de los costos de las terminaciones de
pozos que incluyen los montos que se invertirán
en el entubado y el equipamiento de superficie;
las erogaciones de capital (capex). El análisis del
agua también ayuda a los operadores a estimar los
costos operativos (opex), tales como el costo de
los proyectos de inyección química. La cuantificación de la química del agua asiste en la comprensión de la conectividad del yacimiento y en la
caracterización de las zonas de transición en los
carbonatos, por lo que incide en las estimaciones
de la extensión de los yacimientos. Además, ayuda
a los planificadores del desarrollo de campos
petroleros a determinar si los nuevos descubrimientos pueden ser conectados a la infraestructura existente y es crucial para el diseño de los
proyectos de inyección de agua.
Las propiedades del agua de formación varían
entre un yacimiento y otro, y dentro de un mismo
yacimiento. La composición del agua depende de
una serie de parámetros que incluyen el ambiente
depositacional, la mineralogía de la formación,
su historia de presión y temperatura, y el influjo o
la migración de los fluidos. En consecuencia, las
propiedades del agua pueden variar a lo largo del
tiempo con la interacción entre el agua y la roca,
y con la producción y el reemplazo de los fluidos
del yacimiento por agua de otras formaciones,
agua inyectada u otros fluidos inyectados.
Este artículo examina las causas de la variación de la composición del agua y describe el
valor del análisis del agua de formación a lo largo
de toda la vida productiva del yacimiento, desde
la fase de exploración hasta las fases de desarrollo y producción. Algunos ejemplos de Noruega,
Medio Oriente, el Golfo de México y China ilustran los métodos de recolección de muestras de
agua de alta calidad y muestra cómo el análisis
del agua de formación, tanto en condiciones de
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 2
Tipo de agua
Salinidad, partes por mil
Agua fluvial promedio
0,11
Agua de mar
35
Sistemas evaporíticos
35 a 350
Agua de formación
7 a 270
> Variaciones de la salinidad. La salinidad del agua connata varía con el
ambiente depositacional; se incrementa del agua dulce de los ríos al agua
de mar y los sistemas evaporíticos salobres. El agua de formación, que es
el resultado de la mezcla de agua y de otros procesos físicos y químicos,
presenta un amplio rango de salinidades. (Datos de Warren, referencia 2.)
fondo de pozo como en condiciones de superficie,
contribuye a la comprensión y el desarrollo de los
yacimientos.
les no volátiles. El agua también puede contener
gases disueltos, tales como el dióxido de carbono
[CO2] y el ácido sulfhídrico [H2S], el nitrógeno,
los ácidos orgánicos, las bacterias sulfato-reducLa composición del agua
toras, los sólidos disueltos y suspendidos, y las
La mayoría de las rocas yacimiento se forman en el trazas de compuestos de hidrocarburos.
agua, a través de la depositación de granos de rocas
Las concentraciones de estos componentes pueo detritus biológico. El agua que queda entram- den variar a medida que el agua es expulsada por
pada en los poros a medida que los sedimentos se la compactación y reacciona con los minerales de la
compactan y se unen entre sí se denomina agua formación. Algunos minerales reaccionan fácilmente.
connata; el agua presente en el yacimiento en el Por ejemplo, el mineral de la arcilla glauconita
momento en que es penetrado por una barrena posee aproximadamente la siguiente composi2+
de perforación se denomina agua de formación. ción: K0,6Na0,05Fe 3+
1,3Mg0,4Fe 0,2Al0,3Si3,8O10(OH)2.
El agua connata reacciona con la roca hasta un Si el agua connata se encuentra subsaturada en los
punto que depende de la temperatura, la presión, componentes de la arcilla, interactuará con los
la composición del agua y la mineralogía de la for- granos minerales mediante el intercambio iónico,
mación. Las reacciones químicas y biológicas pue- lixiviando los iones de la glauconita en la solución
den iniciarse tan pronto como se depositan los acuosa. Otros minerales, tales como el cuarzo
OilfieldyReview
sedimentos y pueden continuar
acelerarse con- [SiO2], poseen mayor resistencia a la disolución y
SPRINGa 11
forme la formación es sometida
mayor presión y permanecen como la matriz de la roca. Si el agua
WATER Fig. 1
temperatura durante el sepultamiento.
Los efecORSPRG11-WATER
Fig. 1 se satura con los iones de la roca, los minerales
tos combinados de estos procesos químicos, pueden precipitar y formar nuevos granos o desafísicos y biológicos se conocen como diagénesis.1 rrollarse en los granos existentes. Las propiedaSi bien gran parte de los esfuerzos se ha centrado des del agua, tales como el pH y la concentración
en el estudio del impacto de la diagénesis sobre iónica, son algunos de los factores que controlan o
las formaciones rocosas, poco se ha hecho para inciden en las interacciones entre el agua y la roca.
Aún después de alcanzar un estado de equilicomprender cómo afecta al fluido original prebrio, las interacciones entre el agua y la roca consente en la roca; el agua.
El agua connata varía con el ambiente deposi- tinúan. No obstante, los cambios producidos en la
tacional. En los sedimentos marinos, se trata de temperatura, la presión, la profundidad y el
agua de mar. En los depósitos lacustres y fluvia- echado estructural, pueden alterar el equilibrio,
les, se trata de agua dulce. En los depósitos eva- como lo hacen la migración y la acumulación de
poríticos, el agua intersticial corresponde a una petróleo y gas, que empujan el agua a mayor
salmuera de alta salinidad (arriba).2 Estas solu- profundidad a medida que los hidrocarburos
ciones acuosas contienen componentes iónicos, más livianos se elevan a través de las formaciones.
los cuales incluyen cationes tales como el sodio 1. Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis
[Na+], el magnesio [Mg2+], el calcio [Ca2+], el
y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2
(Diciembre de 2010): 14–29.
potasio [K+], el manganeso [Mn2+], el estroncio
2. El agua intersticial es el agua que se encuentra entre
[Sr2+], el bario [Ba2+] y el hierro [Fe2+ y Fe3+];
los granos. Para obtener más información sobre las
evaporitas, consulte: Warren JK: Evaporites: Sediments,
aniones tales como el cloruro [Cl–], el sulfato
Resources and Hydrocarbons. Berlín, Alemania:
[SO42–], el bicarbonato [HCO –3 ], el carbonato
Primavera de 2006.
[CO32–], el hidróxido [OH–], el borato [BO33–], el
bromuro [Br–] y el fosfato [PO43–]; y ácidos débi-
27
9/12/11 10:04 PM
Lluvia (agua meteórica)
Mar
Acumulación de
hidrocarburos
Lutita
Fallas
Arenisca
Basamento
Sal
Lutita
> Movimiento del agua y procesos que pueden incidir en la evolución del
agua de formación. La composición del agua de formación que rellena
originalmente una capa de arenisca puede ser modificada a través del
agregado de agua de otras fuentes (flechas), tales como el agua meteórica
y el agua expulsada de las lutitas y la sal en proceso de compactación.
El agua también puede ser alterada por el influjo de los hidrocarburos en
migración. Las fallas que actúan como sello y otras barreras al flujo pueden
formar compartimentos con composiciones de agua diferentes. Por otro
lado, las fallas conductoras facilitan el flujo.
El influjo de agua desde otras fuentes, tales como de la resistividad del agua como dato de entrada.
el agua meteórica, los acuíferos, el agua inyectada Ese valor se computa a menudo a partir de las
y otros fluidos inyectados, también puede produ- mediciones derivadas de los registros de resistivicir cambios en las propiedades del agua (arriba). dad y porosidad, obtenidas en una zona de agua,
La producción de agua de formación es otra en la que el agua probablemente no posea la
de las causas del desequilibrio; los minerales misma composición que el agua de formación del
disueltos y los gases pueden precipitar a partir de yacimiento en otras zonas. El análisis de las muesla solución a medida que el fluido llega a la super- tras de agua de formación extraídas de la pata de
ficie; especialmente como reacción a los sulfatos petróleo es considerado una de las formas más
introducidos en la formación a través de la inva- confiables de obtención de la salinidad del agua y
sión del fluido de perforación o la inyección de la resistividad para los cálculos de la saturación.
Antes de seleccionar el material para la tubeagua de mar. Estas pérdidas de los componentes
disueltos alteran la composición del agua produ- ría de revestimiento o la tubería de producción, es
cida o muestreada, de modo que el agua recupe- vital evaluar la corrosividad del gas, el petróleo y
rada en la superficie quizás no representa el agua el agua a producir. El gas libre presente en la forde formación real. Por este motivo, es importante mación puede contener constituyentes corrosivos
Oilfield Review
recolectar y analizar el agua de formación
bajo 11—tales como el H2S y el CO2— y estos mismos
SPRING
las condiciones existentes en sitio y continuar
constituyentes
pueden disolverse en el agua de
WATER Fig.
2
ORSPRG11-WATER
haciéndolo a medida que cambian las condicioformación.Fig.
Los 2pozos que producen dichos fluidos
nes del yacimiento.
en concentraciones que exceden ciertos límites
requieren tuberías de revestimiento con formulaAplicaciones del análisis del agua
ciones metalúrgicas especiales resistentes a la
El agua de formación es rica en información refe- corrosión, o tratamientos con químicos inhibidorente a la roca en la que reside, y puede propor- res de la corrosión.4 Por otro lado, las líneas de
cionar datos cruciales para los análisis en todas conducción y las instalaciones de superficie
las fases de la vida productiva de un yacimiento. deben tener la capacidad para manipular el agua
En las primeras etapas de la vida productiva de producida junto con sus gases (véase “De las
un campo, el análisis del agua de formación esta- líneas de conducción al mercado,” página 4).
blece la salinidad y la resistividad del agua para Para diseñar la tubería de producción, las líneas
la evaluación petrofísica.3 La ecuación de satura- de flujo y las instalaciones de superficie, los ingeción de agua de Archie, en la cual la saturación y nieros deben conocer la composición química del
las reservas de petróleo se computan con mucha agua de formación. Los valores del pH y la salinifrecuencia a partir de registros, requiere el valor dad del agua, utilizados en los cálculos metalúrgi-
28
42005schD6R1.indd 3
cos para la selección de los tubulares, deben
incluir los valores correspondientes a las condiciones de presión y temperatura de yacimiento así
como la composición del agua.5
A medida que se producen los fluidos de yacimiento, la reducción de presión asociada puede
causar la liberación de gas a partir de la solución y
la precipitación y depositación de sólidos en los
poros del yacimiento y sobre la tubería de producción y el equipamiento de fondo de pozo. Por ejemplo, a medida que se reduce la presión, el agua de
formación libera gas CO2, el pH del agua se incrementa y la solución se supersatura con carbonato
de calcio [CaCO3], lo que puede producir la depositación de incrustaciones que eventualmente obstruyen el flujo (próxima página).6 La precipitación
puede pronosticarse mediante el modelado o la
experimentación en el laboratorio si se conoce la
química del agua de formación.
Las incrustaciones también pueden formarse
cuando se mezclan aguas con diferentes composiciones.7 Por ejemplo, la precipitación de sólidos de
sulfato de bario [BaSO4] o de sulfato de estroncio
[SrSO4] constituye un problema común cuando
se inyecta agua de mar, que contiene sulfatos, en
formaciones que contienen bario o estroncio.
También se produce cuando los sulfatos provenientes de la invasión del fluido de perforación
interactúan con el agua de formación, y es la razón
principal que subyace las prácticas industriales
recientes en las que se utilizan fluidos de perforación con bajo contenido de sulfatos. Dichas incrustaciones pueden depositarse en la formación o en
la tubería de producción.8 Las tuberías obturadas
parcialmente pueden limpiarse a veces con herramientas de reparación de pozos que despliegan
abrasivos y la acción de chorros de limpieza.
No obstante, si la incrustación es demasiado espesa,
es poco lo que se puede hacer excepto extraer la
tubería y reemplazarla; a un costo significativo.
El manejo efectivo de la acumulación de incrustaciones es un tema importante para la planeación
del desarrollo de campos petroleros y puede producir un impacto directo sobre la viabilidad de la
producción, especialmente en los campos marginalmente económicos.9 El potencial del agua de
formación para formar incrustaciones cuando se
mezcla con el agua inyectada debe ser evaluado
si va a explotarse alguna parte del campo con el
soporte de presión proveniente de los fluidos
inyectados. En muchos casos, los operadores
debieron modificar los planes —por ejemplo,
mediante la suspensión de la inyección de agua de
mar y su reemplazo por otra fuente más costosa de
agua de inyección— en base al conocimiento de
las propiedades del agua de formación.10
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
A la hora de evaluar el potencial para la acumulación de incrustaciones, una de las mayores
incertidumbres es quizás la composición del agua
de formación y las propiedades de fondo de pozo.
Algunas compañías han adoptado la práctica de
monitoreo del agua como rutina para los campos
con propensión a la formación de incrustaciones.
Por ejemplo, Statoil monitorea la composición
del agua producida de la mayoría de sus pozos de
petróleo y gas y utiliza gráficas de interrelación
de la relación de las concentraciones iónicas
para asistir en la definición de las zonas de agua
productivas.11 La frecuencia de muestreo depende
de la necesidad: en los casos que plantean un alto
potencial para la acumulación de incrustaciones,
el agua se muestrea semana por medio o cada dos
semanas.
Otra de las aplicaciones del modelado del agua
en la planeación de desarrollos es la optimización
de la mezcla de las corrientes de los pozos y la participación en el proceso: cuando las corrientes de
producción de diversos pozos, especialmente de
pozos submarinos, se combinan antes de ser
enviadas a los separadores intermedios o las instalaciones de procesamiento. Para minimizar el
riesgo de acumulación de incrustaciones y corrosión en las líneas de conducción, los operadores
deben comprender claramente la interacción
química del agua producida proveniente de diferentes fuentes antes de comprometerse con erogaciones de capital considerables.
La composición del agua de formación desempeña un rol importante en el “agriamiento,” un
proceso por el cual se produce un incremento de la
concentración de H2S en el yacimiento.12 En muchos
casos, el fenómeno de agriamiento se atribuye a
3. Warren EA y Smalley PC (eds): North Sea Formation
Waters Atlas. Londres: The Geological Society,
Geological Society of London Memoir 15 (1994).
4. Para obtener más información sobre la corrosión,
consulte Acuña IA, Monsegue A, Brill TM, Graven H,
Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA, Zapata Bermúdez F,
Notoadinegoro DM y Sofronov I: “Detección de la
corrosión en el fondo del pozo,” Oilfield Review
22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.
5. Williford J, Rice P y Ray T: “Selection of Metallurgy and
Elastomers Used in Completion Products to Achieve
Predicted Product Integrity for the HP/HT Oil and Gas
Fields of Indonesia,” artículo SPE 54291, presentado en la
Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región
del Pacífico Asiático, Yakarta, 20 al 22 de abril de 1999.
6. Ramstad K, Tydal T, Askvik KM y Fotland P: “Predicting
Carbonate Scale in Oil Producers from High Temperature
Reservoirs,” artículo SPE 87430, presentado en el Sexto
Simposio Internacional sobre Acumulación de
Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen,
26 al 27 de mayo de 2004.
7. Mackay DJ y Sorbie KS: “Brine Mixing in Waterflooded
Reservoir and the Implications for Scale Prevention,”
artículo SPE 60193, presentado en el Segundo Simposio
Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en
Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de enero de 2000.
8. Bezerra MCM, Rosario FF, Rocha AA y Sombra CL:
“Assessment of Scaling Tendency of Campos Basin
Fields Based on the Characterization of Formation
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 4
> Acumulación de incrustaciones en la tubería
de producción. Las incrustaciones reducen las
tasas de flujo y, finalmente, pueden bloquear
por completo la producción.
la actividad microbiana; el agua de mar inyectada
constituye una fuente de generación de bacterias
sulfato-reductoras (SRB) y el agua de formación
suministra los nutrientes en forma de ácidos
orgánicos de bajo peso molecular denominados
ácidos grasos volátiles (VFA). Las consecuencias
del agriamiento de los yacimientos son potencialOilfield
mente costosas.
ElReview
incremento de los niveles de
SPRING 11
H2S incrementa
losFig.riesgos
de seguridad para el
WATER
3
Fig. 3
personal de ORSPRG11-WATER
los campos petroleros,
reduce el
valor de venta de los hidrocarburos producidos e
incrementa las tasas de corrosión en los equipamientos de fondo de pozo y en las instalaciones
de superficie. Aproximadamente un 70% de los
Waters,” artículo SPE 87452, presentado en el Sexto
Simposio Internacional sobre Acumulación de
Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen,
26 al 27 de mayo de 2004.
Para acceder a un panorama general de las causas
y la mitigación de la acumulación de incrustaciones,
consulte: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M,
Johnson A y King G: “La lucha contra las
incrustaciones—Remoción y prevención,”
Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–49.
  9.Graham GM y Collins IR: “Assessing Scale Risks and
Uncertainties for Subsea Marginal Field Developments,”
artículo SPE 87460, presentado en el Sexto Simposio
Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en
Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.
10.Graham y Collins, referencia 9.
Andersen KI, Halvorsen E, Sælensminde T y Østbye
NO: “Water Management in a Closed Loop—Problems
and Solutions at Brage Field,” artículo SPE 65162,
presentado en la Conferencia Europea del Petróleo
de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.
11.Ramstad K, Rohde HC, Tydal T y Christensen D: “Scale
Squeeze Evaluation Through Improved Sample
Preservation, Inhibitor Detection and Minimum Inhibitor
Concentration Monitoring,” artículo SPE 114085,
presentado en la Conferencia Internacional sobre
Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros
de la SPE, Aberdeen, 28 al 29 de mayo de 2008.
12.Farquhar GB: “A Review and Update of the Role of
Volatile Fatty Acids (VFA’s) in Seawater Injection
yacimientos sometidos a procesos de inyección de
agua en todo el mundo experimenta el fenómeno
de agriamiento.13 La comprensión de las propiedades del agua y el modelado de sus cambios a lo
largo de toda la vida productiva del yacimiento
ayudan a los ingenieros químicos a pronosticar la
generación de H2S y tomar decisiones informadas
acerca de la selección de los materiales y el
diseño de las instalaciones. Por consiguiente, las
muestras de agua con bajos niveles de contaminación son esenciales para establecer el nivel de
VFA presentes en el agua de formación.14
Las variaciones producidas en la composición
del agua de formación también pueden revelar la
existencia de compartimentalización —o la falta
de comunicación hidráulica entre volúmenes de
yacimientos adyacentes— si los yacimientos han
sido aislados el tiempo suficiente para que sus
aguas de formación alcancen diferentes estados
de equilibrio. La comprensión de la conectividad
de los yacimientos es importante para estimar la
magnitud del soporte de los acuíferos —el empuje
de agua natural presente en muchos yacimientos— y para la planeación de las localizaciones
de los pozos de desarrollo, la formulación de programas de recuperación relacionados con la
inyección de agua, y la detección de la incursión
de agua de inyección. El análisis del agua de formación, y en particular la comparación de su
composición isotópica natural con la del agua de
inyección, ha sido utilizada para el monitoreo de
los proyectos de inyección de agua.15 Los isótopos
actúan como trazadores en el agua para ayudar a
los ingenieros de yacimientos a identificar las
capas de alta permeabilidad, las fracturas y otras
causas de la comunicación entre pozos.
Systems,” artículo NACE 98005, presentado en la 53a
Conferencia Anual de la NACE, San Diego, California,
EUA, 22 al 27 de marzo de 1998.
Mueller RF y Nielsen PH: “Characterization of
Thermophilic Consortia from Two Souring Oil
Reservoirs,” Applied and Environmental Microbiology
62, no. 9 (Septiembre de 1996): 3083–3807.
13.Elshahawi H y Hashem M: “Accurate Measurement of
the Hydrogen Sulfide Content in Formation Water
Samples—Case Studies,” artículo SPE 94707,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
14.Elshahawi y Hashem, referencia 13.
15.Carrigan WJ, Nasr-El-Din HA, Al-Sharidi SH y Clark ID:
“Geochemical Characterization of Injected and
Produced Water from Paleozoic Oil Reservoirs in
Central Saudi Arabia,” artículo SPE 37270, presentado
en el Simposio Internacional sobre Química de Campos
Petroleros, Houston, 18 al 21 de febrero de 1997.
Danquigny J, Matthews J, Noman R y Mohsen AJ:
“Assessment of Interwell Communication in the
Carbonate Al Khalij Oilfield Using Isotope Ratio Water
Sample Analysis,” artículo IPTC 10628, presentado en la
Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo,
Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.
Smalley PC y England WA: “Reservoir Compartmentalization
Assessed with Fluid Compositional Data,” SPE Reservoir
Engineering (Agosto de 1994): 175–180.
Ramstad et al, referencia 11.
29
9/12/11 10:04 PM
Muestreo del agua
Las muestras de agua pueden ser recolectadas
mediante diferentes métodos. Las muestras de
agua producida pueden obtenerse en los separadores de boca de pozo o de superficie, pero probablemente no sean representativas del agua de
formación si se han liberado gases o precipitado
compuestos. No obstante, estas muestras resultan
útiles y se recolectan habitualmente a los efectos
de supervisar la producción. Las muestras de
superficie se utilizan para monitorear los cambios
producidos en las propiedades del agua con el
tiempo, para identificar la incursión de agua de
inyección y para compararlas con muestras de
otros pozos productores con el fin de conocer la
conectividad de los yacimientos. La adquisición de
dichas muestras es menos costosa que el muestreo
de fondo de pozo y puede efectuarse en forma más
rutinaria. Las muestras de agua también pueden
recuperarse a partir de núcleos preservados.16
No obstante, las muestras recuperadas con esta
técnica experimentan reducciones de presión y
temperatura y, por consiguiente, pueden no ser
representativas del agua de formación real.
Durante las etapas de exploración y evaluación, en las que el operador apunta a lograr la
compresión de los fluidos de yacimiento y utiliza
los datos para el modelado, es vital contar con
muestras de agua representativas. Las muestras
representativas pueden ser recolectadas con un
probador de formación operado con cable, equipado con una probeta o con un empacador dual,
un módulo de bombeo, capacidades de análisis
de fluidos en el fondo del pozo y cámaras para
muestras. El proceso de muestreo del agua en el
fondo del pozo comienza con una etapa de limpieza, en la que el fluido —que en un principio es
una mezcla de filtrado de lodo y agua de formación— se introduce en la herramienta, a través
de la probeta, directamente desde la formación.17
A medida que se incrementa el tiempo de bombeo, la proporción de filtrado de lodo, o contaminación, se reduce y la proporción de agua de
formación pura presente en la línea de flujo se
incrementa.
Si las propiedades ópticas o de resistividad
del filtrado son significativamente diferentes de
las del agua de formación, los analizadores ópticos de fluidos o los sensores de resistividad localizados en la línea de flujo de la herramienta
miden la diferencia y de ese modo monitorean la
contaminación en tiempo real. En las primeras
etapas del proceso de limpieza, el agua no es suficientemente pura como para ser recolectada, y se
devuelve al pozo. Cuando la contaminación se
encuentra por debajo de un nivel designado, el
30
42005schD6R1.indd 5
fluido es dirigido hacia el interior de las cámaras
para muestras presurizadas, que luego se llevan a
la superficie y se transportan a un laboratorio
para su análisis.18
La calidad de las muestras adquiridas en el
fondo del pozo depende del método de muestreo y
del tipo de lodo de perforación utilizado en las zonas
muestreadas. En las zonas perforadas con lodos a
base de aceite (OBM), normalmente se obtienen
muestras de alta calidad porque el filtrado de lodo
no es miscible con el agua de formación. El agua
de formación y el OBM habitualmente poseen propiedades ópticas y de resistividad diferentes, lo
que les permite ser diferenciados por los analizadores ópticos de fluidos y los sensores de resistividad. Por el contrario, el filtrado de lodo a base de
agua (WBM) posee propiedades ópticas similares
a las del agua de formación, por lo que es difícil
distinguirlos por el color. Además, el WBM es miscible con el agua de formación y puede mezclarse
y reaccionar con ésta, lo cual genera muestras de
agua contaminadas y no representativas a menos
que se adopten recaudos especiales en cuanto a
extender el bombeo un tiempo considerable para
recoger muestras sin contaminar.
La tecnología de extracción guiada Quicksilver
Probe permite recolectar fluidos de formación
virtualmente libres de contaminación, lo que
resulta especialmente importante a la hora de
muestrear el agua de formación en presencia de
filtrado WBM.19 La probeta articulada de la herramienta, que contacta la formación en la pared del
pozo, lleva el fluido contaminado con filtrado
hacia el perímetro del área de contacto, donde es
bombeado hacia el interior de una línea de flujo
de descarga. Esta divergencia permite que el
fluido de yacimiento puro fluya preferentemente
hacia el interior de la línea de flujo de muestreo.
La probeta puede ser operada como un módulo,
combinada con la herramienta InSitu Fluid
Analyzer, en el probador modular de la dinámica
de la formación MDT.
El muestreo ideal implica la recolección de
una muestra monofásica y su conservación como
monofásica al ser llevada a la superficie y transportada al laboratorio. La cámara para muestras
múltiples monofásicas (SPMC) Oilphase-DBR
utiliza una carga de nitrógeno para mantener la
presión de fondo de pozo en la muestra de fluido
de yacimiento, entre el punto de recolección de
fondo de pozo y el laboratorio. Esta práctica asegura que los gases y las sales permanezcan en
solución durante el viaje desde el fondo del pozo
hasta el laboratorio, lo cual quizás no sea posible
con las cámaras para muestras estándar.
Las muestras monofásicas también pueden
obtenerse de las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST).
Normalmente, el agua no se muestrea intencionalmente durante una prueba DST, pero algunos
operadores se esfuerzan especialmente para estudiar la composición del agua y recolectan las
muestras de agua de las pruebas DST para el análisis de laboratorio.20
Las muestras de agua de formación pueden
obtenerse en las etapas posteriores de la vida
productiva del campo durante las operaciones de
adquisición de registros de producción. No obstante, la obtención de muestras de formación
previa a la producción es crucial para registrar la
composición de referencia. La herramienta Compact
Production Sampler captura muestras convencionales de fondo de pozo en los pozos productores.
Puede ser corrida en cualquier sección de la
sarta de adquisición de registros de producción
de la sonda PS Platform, operada con línea de
acero o con línea eléctrica.
Una vez recuperadas, las muestras se transportan hasta un laboratorio y se reacondicionan
con las condiciones de fondo de pozo existentes
antes del análisis, como se describe en una sección posterior. Los resultados se ingresan en un
modelo de equilibrio multifásico —existen diversos modelos disponibles a nivel comercial— para
predecir el pH del fondo del pozo y el potencial
para la corrosión, la acumulación de incrustaciones y la formación de hidratos.
Debido a la falta de una medición del pH en
las muestras reacondicionadas, los ingenieros
químicos utilizan el modelado del equilibrio para
pronosticar el pH bajo condiciones de yacimiento.
No obstante, las incertidumbres asociadas con los
modelos termodinámicos para el agua de formación a altas temperaturas y presiones, así como las
incertidumbres asociadas con la posible precipitación de sales, pueden propagar los errores a los
modelos de incrustaciones y corrosión. Por otro
lado, a menos que se utilicen dispositivos tales
como la herramienta SPMC, los cambios producidos en la presión y la temperatura a medida que la
muestra de agua es transportada hacia la superficie pueden inducir cambios de fases que no siempre son completamente reversibles durante el
proceso de reacondicionamiento.21
Dado que el pH es un parámetro clave para la
comprensión de la química del agua y desempeña
un rol muy importante para la predicción de la
corrosión y la depositación de incrustaciones, la
obtención de mediciones confiables del pH en el
agua de formación, en condiciones de fondo de
pozo, ha constituido una prioridad para los especialistas en fluidos de campos petroleros.
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
Detector
espectroscópico
Lámpara
Relación de densidad óptica (570:445)
10
1,0
Mezcla de tres colorantes
Modelo
Experimento
0,1
2
Pared de
la herramienta
4
6
8
10
pH
Inyector de
colorante
Flujo
de fluido
> Medición del pH en el fondo del pozo. Equivalente a una prueba de tornasol de fondo de pozo, el módulo InSitu pH (izquierda)
utiliza una mezcla de colorantes sensibles al pH y detecta su cambio de color en función del pH. El detector espectroscópico
mide la densidad óptica con dos longitudes de onda: 570 nm y 445 nm. Los experimentos de laboratorio llevados a cabo como
parte del desarrollo de esta tecnología indicaron que el pH es una función predecible de la relación entre la densidad óptica con
una longitud de onda de 570 nm y la densidad óptica con una longitud de onda de 445 nm (extremo superior derecho). El color de
la mezcla del agua con el colorante varía entre amarillo con un pH de 2 y púrpura con un pH de 10 (extremo inferior derecho).
Medición del pH en sitio
Los investigadores de Schlumberger desarrollaron
un método de medición del pH en el fondo del pozo,
utilizando colorantes sensibles al pH.22 El sensor
de fluidos de yacimiento InSitu pH funciona sobre
la base de los mismos principios comprobados que
otros analizadores ópticos de fluidos de fondo de
pozo, diseñados para el análisis de hidrocarburos.23
Sin embargo, una diferencia es que el módulo
InSitu pH inyecta el colorante sensible al pH en la
línea de flujo de la herramienta, donde éste se
mezcla con el fluido que está siendo bombeado
desde la formación (arriba). La mezcla de fluidos
cambia de color según el pH del agua, y los sensores
ópticos cuantifican el cambio de color mediante la
detección de la densidad óptica con múltiples longitudes de onda. Las longitudes de onda de los
canales ópticos del dispositivo InSitu pH han sido
seleccionadas para detectar los colores esperados
cuando las aguas con un pH oscilante entre 3 y 9
reaccionan con una mezcla de colorantes seleccionada para este rango. La medición es similar a
la conocida prueba de tornasol para la indicación
del pH, pero la ciencia y las aplicaciones fueron
adaptadas a las condiciones de alta presión y alta
temperatura que imperan en el fondo del pozo.
En las primeras etapas de bombeo de los sistemas WBM, el fluido predominante de la línea
de flujo es filtrado, pero a medida que el bombeo
continúa, el nivel de contaminación —la concentración de filtrado de lodo— se reduce, lo cual
produce una muestra de agua más representativa
del agua de formación. Si el pH del filtrado WBM
es significativamente diferente del pH del agua
de formación (los rangos habituales corresponden a un pH oscilante entre 7 y 10 para el WBM, y
16.Smalley y England, referencia 15.
17.El filtrado de lodo es la porción de fluido de perforación
que invade la formación durante la formación del
revoque de filtración en la pared del pozo. El filtrado
penetra en la formación debido a la diferencia de
presión existente entre el lodo de perforación y el
fluido de formación.
18.Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H,
Hegeman P, O’Keefe M, Peters K y Zuo JY: “Laboratorio
de fluidos de fondo de pozo,” Oilfield Review 21, no. 4
(Junio de 2010): 40–57.
19.Para obtener más información sobre el método
Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M,
Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar
S, O’KeefeOilfield
M, Samir Review
M, Tarvin J, Weinheber P, Williams
S y Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos
SPRING
11
en el fondo del pozo,” Oilfield Review 18, no. 4
Fig. 4
(PrimaveraWATER
de 2007): 4–21.
Fig. 4 D y
20.O’Keefe M,ORSPRG11-WATER
Eriksen KO, Williams S, Stensland
Vásquez R: “Focused Sampling of Reservoir Fluids
Achieves Undetectable Levels of Contamination,”
artículo SPE 101084, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del
Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide, Australia
Meridional, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2005.
21.Es probable que el agua haya requerido millones de
años para equilibrarse con la formación hospedadora.
Una vez alterado, el equilibrio quizás no sea recuperado
a tiempo para el análisis de laboratorio.
22.Raghuraman B, O’Keefe M, Eriksen KO, Tau LA, Vikane
O, Gustavson G e Indo K: “Real-Time Downhole pH
Measurement Using Optical Spectroscopy,” artículo
SPE 93057, presentado en el Simposio Internacional
sobre Química de Campos Petroleros de la SPE,
Houston, 2 al 4 de febrero de 2005.
23.Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,
Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,
Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander
E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación
utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield
Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 6
31
9/12/11 10:04 PM
7,2
pH
7,0
6,8
6,6
6,4
0
2 000
4 000
6 000
8 000
Tiempo de bombeo, segundos
> Monitoreo de la limpieza del agua en un
pozo de Egipto, antes de la recolección de
las muestras. A medida que la herramienta
bombeaba el fluido desde la formación hacia
el interior de la línea de flujo, las mediciones
del pH indicaron el cambio en la composición
del agua. En las primeras etapas del proceso
de limpieza, la mezcla de fluidos exhibía un
pH alto, lo cual indicaba predominantemente
filtrado WBM. Al cabo de aproximadamente
6 000 segundos de tiempo de bombeo, el pH
se niveló hasta alcanzar un valor bajo, lo que
indicó que el fluido se había limpiado hasta
alcanzar un nivel aceptable de pureza para
la recolección de las muestras.
un pH comprendido entre 4 y 6 para el agua de
formación), el pH de la mezcla cambia al reducirse la contaminación (arriba). El monitoreo de
este cambio ayuda a los intérpretes a rastrear
cualitativamente la pureza de la muestra de agua
en tiempo real antes de recolectar la muestra de
agua. La precisión de la medición del pH con este
método se estima en 0,1 unidades de pH.
Un operador utilizó esta técnica de medición
en dos pozos del área marina de Noruega, respecto de los cuales estaba previsto que fueran
conectados a diferentes plataformas de producOilfield Review
ción flotantes existentes.24 El conocimiento tanto
SPRING 11
de la composición
los5 hidrocarburos como de
WATERde
Fig.
la composición
del
agua
es crucial
ORSPRG11-WATER
Fig.para
5 la implementación de planes de desarrollo de campos
petroleros con empalmes. En particular, el análisis del agua es importante para el aseguramiento
del flujo en las líneas de conducción del fondo
marino, y la técnica de empalmes requiere la
compatibilidad del agua con el equipamiento de
proceso de la plataforma principal y con las aguas
que fluyen a través de dicho equipamiento desde
otros pozos.
El pozo 1, un pozo de exploración, fue perforado con WBM a través de un yacimiento de petróleo y penetró una zona de agua infrayacente.
Durante la limpieza de la zona de agua, varias
series de inyecciones de colorantes seguidas por
la medición del pH indicaron un cambio claro del
pH con el tiempo, lo que demostró la reducción
32
42005schD6R1.indd 7
de la contaminación del fluido en la línea de flujo.
El análisis de laboratorio de un trazador agregado al fluido de perforación confirmó el bajo
nivel de contaminación con WBM de 0,2% existente en la muestra recolectada.
El pozo 2, un pozo de evaluación perforado en
un campo de gas condensado, fue perforado con un
sistema OBM para facilitar el muestreo de agua de
alta calidad. Antes de recolectar las muestras en
tres profundidades, la herramienta midió el pH y
obtuvo en cada oportunidad múltiples lecturas.
En la estación de medición más somera, el analizador de fluidos indicó que la línea de flujo de la
herramienta contenía una mezcla de petróleo y
agua de formación. No obstante, el petróleo y el
agua se separaban dentro de la herramienta, y el
colorante sólo se mezclaba con el agua, lo cual permitió la medición del pH de los tapones de agua.
Los valores del pH no mostraron variaciones con el
tiempo porque el filtrado OBM no había contaminado el agua de formación.
El análisis de laboratorio de las muestras de
agua adquiridas en estos pozos cuantificó las concentraciones de los componentes más importantes
y las propiedades físicas existentes en condiciones
de superficie. Los ingenieros químicos utilizaron
estos resultados como datos de entrada para los
modelos con el fin de predecir el pH en condiciones
de fondo de pozo.
Para la muestra del pozo 1, el valor simulado
del pH se ajustó al valor del pH obtenido en el
fondo del pozo, con una precisión de 0,03 unidades, lo cual generó confianza en los ingenieros de
yacimientos respecto de la medición de fondo de
pozo, la condición de la muestra y el método de
modelado (abajo).
En el pozo 2, la muestra del nivel más somero
mostró valores similares del pH obtenido en el
fondo del pozo y el pH simulado, con una diferencia de sólo 0,03 unidades, lo cual validó nuevamente la medición de fondo de pozo, la condición
de la muestra y el modelo. La muestra intermedia,
a una profundidad 3,8 m [12,5 pies] mayor, mostró
Pozo
Profundidad, m
un error de ajuste significativo de 0,39 unidades de
pH entre el valor simulado y el valor medido; discrepancia varias veces mayor que la precisión de
la medición habitual.
La confianza en la medición de fondo de pozo
obtenida en esta estación proviene de la ponderación de 60 puntos de medición con una desviación
estándar de 0,02 unidades de pH; una buena precisión respecto de la medición esperada. La discrepancia entre la medición en sitio y el valor
obtenido mediante modelado, basado en los resultados de laboratorio, puede indicar un deterioro
de la integridad de la muestra durante la transferencia de las condiciones de fondo de pozo a las
del laboratorio, lo cual destaca el beneficio de la
obtención de mediciones en tiempo real. El pH de
la tercera muestra del pozo 2 tiene una precisión
de 0,2 unidades del valor simulado, lo que constituye un ajuste más aceptable.
Estas pruebas demostraron la capacidad y la
precisión de la medición del pH en el fondo del
pozo en tiempo real. La herramienta posee la
capacidad para obtener mediciones múltiples en
cada estación para verificar la pureza del agua
antes de la recolección de las muestras. Por otro
lado, puede analizar el pH en numerosas profundidades sin adquirir muestras.
Supuestos respecto del agua
Las mediciones del pH del agua obtenidas en el
fondo del pozo también han sido utilizadas para
resolver los desafíos asociados con la evaluación
de formaciones en un campo carbonatado de
Medio Oriente.25 En un campo marino gigante, Abu
Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO)
tenía la esperanza de poder identificar la presencia de zonas productivas delgadas sin agotar y rastrear el movimiento del contacto agua-petróleo
(OWC) en el yacimiento principal. El yacimiento
principal experimentó varias décadas de producción con inyección de agua, pero algunas zonas
delgadas aún no han sido explotadas y constituyen objetivos de evaluación.
Temperatura, °C
pH de fondo de pozo
pH modelado
1
Y Y08,5
53,8
6,26
6,29
2
X X26,0
134,0
5,82
5,85
2
X Y29,8
X Y49,9
139,0
142,0
6,14
6,02
5,75
5,82
2
> Mediciones del agua de formación obtenidas en el fondo del pozo y en el laboratorio. Las muestras
de agua de formación limpias fueron analizadas en el laboratorio. Los ingenieros químicos utilizaron
las concentraciones iónicas y las propiedades físicas medidas en el líquido y a partir de la composición
del gas como datos de entrada (que no se muestran en esta figura) para los modelos, con el objeto de
predecir el pH en condiciones de fondo de pozo. La comparación de estas predicciones con las
mediciones de fondo de pozo muestra ajustes razonables en todos los casos, salvo la muestra del
pozo 2 a X Y29,8 m. El error de ajuste puede indicar una disminución de la integridad de la muestra
durante la transferencia de las condiciones de fondo de pozo a las condiciones de laboratorio.
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
saturación de petróleo (abajo). No obstante, las
mediciones de presión obtenidas a través del
intervalo mostraron una densidad de fluido de
formación equivalente a la del agua, lo cual contradijo la interpretación de una saturación de
petróleo elevada.
El análisis de fluidos de fondo de pozo, llevado
a cabo en el centro de esta zona después de bombear varios cientos de litros de fluido desde la
formación, indicó solamente la presencia de agua
en la línea de flujo de la herramienta. Las mediciones del pH en tiempo real arrojaron un valor de
6,2; más bajo que el esperado del lodo WBM, pero
más alto que el del agua de formación anticipada.
Dado que se había bombeado tanto fluido desde la
formación antes de obtener la medición del pH, se
esperaba que la contaminación del agua con lodo
La mayor parte de los pozos del campo, incluidos los cuatro pozos de este estudio, fueron perforados con lodo WBM utilizando agua de mar como
base. El lodo WBM y el agua de formación no pueden diferenciarse utilizando la resistividad, pero
el agua de formación posee un valor de pH bajo,
comprendido entre 5,0 y 5,6, en comparación con
el del lodo WBM (mayor que 7,0). El lodo WBM y
el agua de formación también poseen concentraciones de estroncio marcadamente diferentes, lo
cual permite diferenciarlos a través del análisis
de laboratorio, que era la práctica estándar antes
de la disponibilidad de las mediciones del pH en
tiempo real. En el pozo A, se recolectó una muestra de agua con métodos tradicionales y se envió
al laboratorio para su análisis; esa muestra constituyó la base para la comparación con los resultados de los otros tres pozos.
El pozo C penetró el yacimiento principal y
varias zonas delgadas consideradas zonas sin
explotar. En una estación, se obtuvo una medición
del pH después de haber bombeado algunos litros
de fluido desde la formación. Se esperaba que el
fluido fuera rico en filtrado WBM, y de hecho,
exhibió un pH de fondo de pozo de 7,3. Las muestras del lodo WBM fueron recolectadas para el
análisis de laboratorio en la superficie.
El análisis de los registros de resistividad
indicó que esta capa delgada de 6 m [20 pies]
poseía una saturación de petróleo móvil elevada y
podía ser una zona productiva potencial. Las pruebas de presión en tres estaciones del intervalo
indicaron la existencia de baja movilidad, pero no
fueron concluyentes en cuanto a la densidad del
fluido.
El análisis de fluidos en el fondo del pozo, en
la localización con mayor movilidad, detectó cantidades mínimas de petróleo que fluía con agua
en la línea de flujo. Después de bombear aproximadamente 280 L [74 galones] de fluido de formación
a través de la herramienta, la inyección de colorante seguida por la medición del pH arrojó un
valor de 5,1. A partir de la experiencia previa con
las mediciones de fondo de pozo del campo, los
intérpretes llegaron a la conclusión de que el
agua era agua de formación, y se recolectaron
muestras. El análisis de laboratorio subsiguiente
de la concentración de estroncio confirmó la
interpretación de que esta muestra provenía de
la zona de transición agua-petróleo.
Por otro lado, el pequeño flujo fraccional de
petróleo detectado en el análisis de fluidos de
fondo de pozo implica que la saturación de petróleo es sólo levemente superior a la saturación de
petróleo residual, y que la profundidad de muestreo se encuentra cercana al contacto aguapetróleo. Este ejemplo demuestra las ventajas del
análisis de fluidos de fondo de pozo para la caracterización de las zonas de transición de calizas
complejas, especialmente en los intervalos delgados en los que las interpretaciones de la presión
y de los registros de resistividad pueden presentar incertidumbres.
En el tope de la zona yacimiento principal, las
estimaciones del contenido de fluidos —calculadas con un valor asumido para la salinidad del
agua de formación— indicaron un valor alto de
24.Raghuraman et al, referencia 22.
25.Xian CG, Raghuraman B, Carnegie AJ, Goiran P-O y
Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool
in Carbonate Formation Evaluation and Reservoir
Monitoring,” Petrophysics 49, no. 2 (Abril de 2008):
159–171.
> Interpretaciones contradictorias en una zona petrolífera potencial. La elevada saturación de
petróleo pronosticada (izquierda, sombreado verde) cerca del tope de esta zona contrasta con
las mediciones de presión (derecha), que exhiben un gradiente indicativo de agua (puntos azules).
Los puntos rosados corresponden a mediciones obtenidas en zonas de baja movilidad y fueron
excluidos del cálculo del gradiente. Las mediciones del pH en sitio (que no se muestran en esta
figura) sustentaron una interpretación según la cual en este intervalo se había producido la
irrupción de agua de inyección.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 8
Resistividad
Rxo
Hidrocarburo desplazado
Agua
Hidrocarburo desplazado
%
0,2
Calcita
Análisis de fluidos derivado
de la resistividad
%
0
4 430
ohm.m 2 000
Movilidad en
el pre-ensayo
Presión de formación, lpc
Análisis volumétrico
0 100
ohm.m 2 000
Profunda
Dolomía
Petróleo
ohm.m 2 000
Intermedia
0,2
Petróleo
Agua
50
0,2
4 530 0,1
mD/cP 1 000
1,082 g/cm3 (agua)
1,111 g/cm3 (agua)
1,140 g/cm3 (agua)
33
9/12/11 10:04 PM
WBM fuera baja. Los analistas de fluidos sospechaban que el fluido no era agua de formación,
sino agua proveniente de un pozo de inyección
cercano. Esta interpretación fue corroborada con
el análisis de laboratorio de tres muestras de agua
recolectadas en esta profundidad.
La irrupción del agua de inyección había
pasado desapercibida durante el proceso inicial
de adquisición de registros en agujero descubierto porque el agua no había sido analizada, y
los valores predeterminados de la salinidad del
agua de formación hacían que la interpretación
de los registros pronosticara erróneamente que
la zona contenía grandes volúmenes de petróleo
móvil. La salinidad verdadera del agua presente en
esta zona es aproximadamente un sexto del valor
predeterminado del agua de formación, lo cual
modifica significativamente la interpretación.
La identificación correcta del origen del agua
mediante la medición de su pH en sitio puede
tener implicancias significativas en la planeación
de las operaciones de terminación y producción
para minimizar la producción de agua.
34
42005schD6R1.indd 9
6,4
Contaminación con lodo WBM, %
80
6,2
60
Hd
6,0
40
Contaminación
pH
20
0
0
2
4
5,8
6
8
10
Tiempo de bombeo, 1 000 segundos
> Monitoreo de la contaminación en un pozo de ADCO. Mientras la herramienta
bombeaba fluido desde la formación a X X51 pies, el sensor óptico detectó
una reducción de la fracción de lodo WBM coloreado en azul con el tiempo
de bombeo, lo que indica una disminución de la contaminación del agua de
formación con lodo. Las mediciones del pH, en cuatro oportunidades,
muestran una caída de 6,47 a 5,7 a medida que se limpia el fluido presente
en la línea de flujo.
de agua, no existe forma de conocer si el agua es
filtrado WBM o agua de formación. La presencia de
filtrado WBM puro implica que el agua de formación es inmóvil, en tanto que la presencia de cualquier agua de formación implica que el agua de
formación es móvil a esta profundidad.
X X41 pies
pH
X X??
90% de petróleo,
10% de agua de formación
50
6,0
5,5
0
0
4
8
12
Tiempo, 1 000 segundos
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. 7
ORSPRG11-WATER Fig. 7
Contacto agua-petróleo
X X51
100% de agua de formación
X X51 pies
100
pH
Petróleo
pH
6,5
50
6,0
5,5
% de petróleo
X X41
100
pH
Petróleo
6,5
% de petróleo
En la estación de muestreo siguiente, situada a
3 m [10 pies] por encima de la primera, el analizador óptico detectó solamente agua hasta que el
tiempo de bombeo alcanzó 7 443 segundos. En ese
momento, apareció petróleo en la línea de flujo, y
a los 12 700 segundos, la fracción de petróleo se
había incrementado hasta alcanzar el 90% (abajo).
Sin una medición del pH para caracterizar el tipo
Profundidad, pies
¿De dónde viene el agua?
Abu Dhabi Company for Onshore Operations
(ADCO) utilizó la medición del pH en el fondo de
un pozo de producción para delinear el contacto
agua-petróleo, caracterizar la zona de transición
agua-petróleo e identificar las fuentes de agua en
diversas capas.26 El bajo contraste de resistividad
existente entre el WBM y el fluido de formación
impedía el empleo de la resistividad para localizar la contaminación con petróleo. Por consiguiente, ADCO seleccionó otros dos métodos de
monitoreo de la contaminación: la medición del
pH en sitio y un trazador coloreado en el lodo
WBM que permite obtener estimaciones cuantitativas de la contaminación antes de la recolección de las muestras.
La primera estación de muestreo se encontraba
a X X51 pies, cerca de la base de la supuesta zona
de transición agua-petróleo. Esto fue confirmado
con el analizador óptico, que sólo mostró agua sin
petróleo fluyendo a esta profundidad. El monitoreo
del pH y las respuestas ópticas del trazador coloreado durante la fase de limpieza mostraron una
reducción de la contaminación con lodo WBM
con el tiempo de bombeo. La reducción de la contaminación se manifestó como tendencias descendentes tanto en el pH como en la densidad
óptica del lodo con agregado de trazadores (derecha, extremo superior ). El pH se redujo de 6,47,
con un nivel alto de contaminación, a 5,7; valor
éste que los ingenieros interpretaron como el pH
del agua de formación casi limpia.
100
0
4
6
8
10
Tiempo, 1 000 segundos
> Restricción del contacto agua-petróleo. Las mediciones obtenidas en dos profundidades, X X41 pies
y X X51 pies, limitan el contacto agua-petróleo a un determinado lugar entre ambas profundidades.
En la estación más profunda, el análisis óptico de fluidos detectó solamente agua y las mediciones
del pH indicaron agua de formación. En la estación correspondiente a la zona de transición, 10 pies
más arriba, el análisis óptico de fluidos detectó inicialmente agua, pero finalmente llegó petróleo e
incrementó la fracción volumétrica hasta el 90%. La medición del pH en esta estación indicó que el
agua era una mezcla de agua de formación y filtrado, lo que confirmó la presencia de agua de
formación móvil. Por consiguiente, el contacto agua-petróleo se limita al intervalo de 10 pies
existente entre estas dos estaciones.
Oilfield Review
9/12/11 10:05 PM
Una medición del pH obtenida a 6 452 segundos, un poco antes del arribo del petróleo, proporcionó un valor de 5,77, indicativo de una mezcla
de lodo WBM y agua de formación. La medición
óptica del trazador coloreado confirmó esta
interpretación. Esto implica que tanto el petróleo
como el agua son móviles en esta profundidad.
Por consiguiente, el contacto agua-petróleo debe
encontrarse entre las dos estaciones de medición, lo que lo limita a una profundidad de entre
X X41 y X X51 pies.
En otro caso de ADCO, se perforó un pozo
para determinar la fuente de agua en los pozos
adyacentes productores de petróleo. El pozo
nuevo, perforado con OBM para simplificar el
muestreo del agua, penetró seis zonas calcáreas.
La más somera, la zona 1, contenía petróleo sola26.Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L,
Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi
A y Ruefer S: “Downhole pH Measurement for WBM
Contamination Monitoring and Transition Zone
Characterization,” artículo SPE 95785, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
27.Carnegie AJG, Raghuraman B, Xian C, Stewart L,
Gustavson G, Abdou M, Al Hosani A, Dawoud A, El
Mahdi A y Ruefer S: “Applications of Real Time
Downhole pH Measurements,” artículo IPTC 10883,
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de
noviembre de 2005.
28.Stiff HA: “Interpretation of Chemical Water Analysis by
Means of Patterns,” Transactions of the American
Institute of Mining and Metallurgical Engineers 192 (1951):
376–378. [También publicado como artículo SPE 951376 y
reimpreso en la publicación Journal of Petroleum
Technology 3, no. 10 (Octubre de 1951): 15–17.]
29.Un equivalente es la cantidad de un material que
reaccionará con una molécula de OH– o de H+. Un
miliequivalente es un equivalente/1 000.
Zona
Fluido
Medición
Permeabilidad
pH de fondo de pozo
pH modelado
1
2
3
4
5
Petróleo
Petróleo y agua
Agua
Agua
Agua
Muestra de petróleo
Delineación del OWC
pH, muestra de agua
pH, muestra de agua
Inexistente
Alta
Alta
1 mD a 10 mD
Inferior a 1 mD
Demasiado compacta para
experimentar surgencia
6,5
7,3
6,6
7,8
6
Agua
pH, muestra de agua
Inferior a 1 mD
6
6,3
> Datos derivados del muestreo de fluidos. Para facilitar el muestreo del agua en un pozo perforado
con lodo OBM, ADCO recolectó los fluidos de cinco de seis zonas carbonatadas. El agua de la zona 4
es claramente diferente de la de las otras zonas rellenas con agua. El agua de la zona 6 puede diferir
de la correspondiente a la zona 3; estos datos fueron combinados con los datos que se muestran
abajo y en la página siguiente para determinar la fuente de agua producida de la zona 2.
mente; la zona 2 contenía petróleo y agua, y las
cuatro zonas inferiores eran acuíferas. ADCO necesitaba saber si el agua producida de la segunda
capa provenía del flanco del yacimiento a través de
la zona 3, o de las zonas más profundas.27
De las zonas de agua, la zona 5 era demasiado
compacta como para experimentar surgencia,
pero en las otras tres el probador de la formación
midió el pH en el fondo del pozo y recolectó muestras presurizadas para el análisis de laboratorio.
Las mediciones del pH en el fondo del pozo
indicaron que el agua en la zona 4 era significativamente diferente de la de las otras zonas, y el
modelado basado en los resultados de laboratorio
confirmó este hecho (arriba,). No obstante, para
identificar qué capa estaba suministrando agua a
la zona productora de petróleo se requería la
comparación con el agua producida. En el agua
producida previamente, no se obtuvieron mediciones del pH, pero el análisis de laboratorio
efectuado en las muestras de los tanques de
almacenamiento proporcionó las concentraciones iónicas correspondientes a las aguas de los
pozos productores; éstas fueron comparadas con
las concentraciones de las aguas muestreadas en
el pozo nuevo.
Los científicos utilizaron un método gráfico
denominado “diagrama de Stiff” para comparar las
composiciones de las diversas fuentes de agua.28
Cada gráfica muestra las concentraciones relativas de aniones y cationes correspondientes a
una muestra de agua en particular, en escala de
miliequivalentes por litro (meq) (abajo).29 Todas las
muestras del agua producida mostraron un
patrón similar. No obstante, las muestras del
pozo nuevo exhibieron diferencias. Las muestras
de las zonas 2 y 3 poseían patrones semejantes a
los del agua producida, en tanto que las zonas 4 y
6 contenían aguas con composiciones claramente
diferentes.
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. 9
ORSPRG11-WATER Fig. 9
Na+K/1 000
Cl/1 000
Ca/100
–10
–8
Na+K/1 000
Sulfato/10
–6
–4
–2
0
2
Ca/100
4
6
–10
–8
Sulfato/10
–6
–4
Mg/10
Carbonato/10
–2
0
2
4
6
meq
meq
Pozos productores
de petróleo
Cl/1 000
Pozos productores
de petróleo
Zona 2
Zona 3
Zona 4
Zona 6
Mg/10
Carbonato/10
> Comparación de las composiciones del agua. Los diagramas de Stiff permiten la identificación visual de las semejanzas y las diferencias entre las
muestras de agua. Las concentraciones de cationes se representan gráficamente a la izquierda del eje vertical, y las concentraciones de aniones a la
derecha. Las composiciones de las muestras de agua de los pozos productores (izquierda) son todas similares, en tanto que las composiciones de las
muestras del pozo nuevo (derecha) exhiben una gran variabilidad. Las aguas de las zonas 2 y 3 son similares al agua producida, pero las composiciones
de las muestras de las zonas 4 y 6 son diferentes en la mayoría de los cationes y los aniones.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 10
35
9/12/11 10:05 PM
Zona 6
–5
5
Zona 3
Zona 2
–10
δ 18OSMOW
R muestra = relación isótopo
pesado-isótopo liviano en
la muestra
R estándar = relación isótopo
pesado-isótopo liviano en
el agua oceánica media
estándar (SMOW)
Zona 3
3
Zona
δDSMOW
10
δ = R muestra – 1 × 1 000
R estándar
Zona 2
2
Zona 4
Zona 4
4
5
6
Zona 6
0,7074
0,7076
0,7078
0,7080
87Sr/ 86Sr
> Análisis isotópico de las muestras de agua del pozo nuevo de ADCO. Muchos elementos poseen
isótopos o átomos con diferentes pesos atómicos. La forma más común de hidrógeno (con un protón)
posee un peso atómico de 1, y se escribe como 1H. Un isótopo menos común, el 2H, con un protón y un
neutrón, se expresa normalmente como D, por deuterio. De un modo similar, el oxígeno posee tres
isótopos, 16O, 17O y 18O. Los isótopos exhiben propiedades químicas similares pero propiedades físicas
diferentes. Por ejemplo, se “fraccionan” durante la evaporación y la condensación, dejando agua
enriquecida en isótopos pesados. La comparación de las relaciones de los isótopos de hidrógeno y
oxígeno constituye un método común para diferenciar las aguas provenientes de diferentes fuentes.
En el caso de ADCO, el análisis muestra que el agua de la zona 4 es diferente de las correspondientes
a las otras zonas (izquierda). La comparación de las relaciones isotópicas del estroncio [Sr] (derecha)
es otra técnica que destaca las diferencias entre las fuentes de agua. En este caso, las aguas de las
zonas 4 y 6 son significativamente diferentes de las de las zonas 2 y 3.
El análisis isotópico corroboró la información
composicional. Una gráfica de las relaciones isotópicas del hidrógeno y el oxígeno del pozo nuevo
confirmó que el agua de la zona 3 era similar a la
de la zona 2. Además, las aguas de las zonas 4 y 6
eran muy diferentes entre sí y con respecto a las
de las zonas 2 y 3 (arriba). Las relaciones isotópicas del estroncio también eran diferentes.
Estos análisis indicaron que la zona 3 es la
fuente del agua producida en la zona 2 —la capa
productora de petróleo— lo que llevó a los ingenieros de ADCO a deducir que el barrido de agua
proviene de los flancos del yacimiento y que no
existe soporte alguno de agua de las zonas 4 y 6,
por debajo del yacimiento.
Mediciones de laboratorio en aguas vivas
El análisis de laboratorio tradicional se efectúa normalmente en agua “muerta” o en agua de tanques
de almacenamiento, y puede resultar de utilidad
para la supervisión de la producción. No obstante,
durante las etapas iniciales de exploración y evaluación, en las que el operador logra una comprensión de los fluidos de yacimiento y utiliza
esos datos para el modelado de la química del
agua en condiciones de yacimiento y de líneas de
conducción, resulta crítico trabajar con muestras
representativas de agua viva.
36
42005schD6R1.indd 11
A través del análisis de fluidos en el fondo del
pozo, los especialistas pueden obtener mediciones directas en fluidos vivos —fluidos que aún
contienen gas disuelto— en condiciones de yacimiento. Por otro lado, la tecnología de recolección de muestras, que permite monitorear la
contaminación y mantener las muestras de agua
a una presión elevada, permite que los operadores lleven los fluidos vivos a la superficie y los
Oilfield Review
transportenSPRING
intactos11
a un laboratorio.
En el laboratorio,
las11
muestras de agua recoWATER Fig.
ORSPRG11-WATER
Fig. 11
lectadas son
reacondicionadas con
la temperatura y la presión de fondo de pozo, lo que favorece
la redisolución de los gases y sólidos que han precipitado. Las muestras se someten a una expansión instantánea —las botellas para muestras se
abren y los fluidos se exponen a la presión y la
temperatura de superficie— antes del análisis de
laboratorio. Los especialistas del laboratorio
miden la relación agua-gas (GWR) y mediante
cromatografía en fase gaseosa analizan la composición del gas liberado. Además, analizan la composición iónica, el pH y los ácidos orgánicos de
bajo peso molecular presentes en la fase acuosa.
Un proceso más riguroso que emplean algunos
operadores consiste en la separación de la muestra de agua sometida a expansión instantánea en
tres partes. El ácido es agregado a una parte de la
muestra para preservar los cationes que luego son
analizados mediante técnica de plasma acoplado
inductivamente (ICP). A la segunda parte se le
agrega hidróxido de sodio para preservar los ácidos orgánicos, que luego son analizados mediante
el proceso de cromatografía iónica. La tercera
porción se mantiene sin tratar y se utiliza para
medir la densidad, el pH, la conductividad, la alcalinidad (por titulación) y los aniones mediante
cromatografía iónica.
En su mayoría, los laboratorios comerciales
no han sido equipados para analizar directamente el agua viva en condiciones de yacimiento,
si bien algunos están avanzando en esta dirección. Los científicos de Schlumberger han desarrollado una nueva técnica de laboratorio para
medir el pH de las muestras de agua de formación
viva en condiciones de temperatura y presión de
yacimiento.30 La muestra permanece en la botella
presurizada en la que fue llevada a la superficie.
Con una camisa calentada se lleva la botella a temperatura de yacimiento. A medida que la muestra
de agua fluye a través de una línea de flujo presurizada —que es similar a la línea de flujo de la
herramienta— se mezcla con el mismo colorante
utilizado en la medición de fondo de pozo, y la mezcla de fluido pasa a través de un espectrómetro
que analiza el color.
Oilfield Review
9/12/11 10:05 PM
6,3
6,2
pH
6,1
6,0
5,9
5,8
8 000
12 000
16 000
20 000
Presión, lpc
> Mediciones del pH efectuadas en el laboratorio en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT). Los científicos de Schlumberger obtuvieron
mediciones del pH en aguas vivas en condiciones de presión y temperatura de yacimiento (19 542 lpc y 242°F) y con un rango de presiones de hasta 8 000 lpc
(centro). El espectro óptico del sistema acuoso fue medido con probetas conectadas a una celda de barrido HPHT (derecha). El monitoreo de la señal
óptica (izquierda) indicó que el agua se mantenía en estado monofásico hasta 8 000 lpc sin que se iniciara la formación de incrustaciones. La medición
del pH se calibra solamente hasta 10 000 lpc: la escasez de datos termodinámicos provistos en la literatura dificulta la calibración y la torna incierta con
presiones superiores. En esta figura, se utilizan los parámetros de calibración correspondientes a 10 000 lpc para los datos con presiones de 10 000 lpc
y superiores, lo que se indica con una línea de guiones.
La comparación de la medición del pH en el
laboratorio con las mediciones del pH obtenidas
en sitio en tiempo real, en la misma agua de formación, permite que los analistas de fluidos validen la integridad de la muestra. La existencia de
un buen ajuste indica que la muestra sigue siendo
representativa del agua de formación. Este tipo
de validación de muestras es una implementación del concepto de la “cadena de custodia.”31
La configuración del laboratorio permite además
que los químicos midan el pH del agua viva como
una función de la temperatura y la presión y
señalen el inicio de la precipitación de incrustaciones. Estas mediciones adicionales pueden utilizarse para restringir y ajustar mejor los modelos
de química del agua.
30.Mathews SG, Raghuraman B, Rosiere DW, Wei W,
Colacelli S y Rehman HA: “Laboratory Measurement of
pH of Live Waters at High Temperatures and Pressures,”
artículo SPE 121695, presentado en el Simposio
Internacional sobre Química de Campos Petroleros de
la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 20 al 22 de abril
de 2009.
31.Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG y
Mullins OC: “Chain of Custody for Samples of Live Crude
Oil Using Visible-Near-Infrared Spectroscopy,” Applied
Spectroscopy 60, no. 12 (2006): 1482–1487.
32.Mathews et al, referencia 30.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 12
Chevron probó esta técnica en muestras de
agua de formación de dos pozos del Golfo de
México.32 En el pozo A, la zona de interés es una
zona de agua permeable de gran espesor —un
suministro potencial de agua de inyección— ubicada a miles de metros por encima del yacimiento.
La compañía deseaba evaluar el potencial de
corrosión del agua y su compatibilidad con el agua
de formación del yacimiento. Se obtuvieron las
mediciones del pH de fondo de pozo y se extrajeron muestras en dos profundidades. Las mediciones de laboratorio fueron ajustadas a las mediciones
de fondo de pozo con una precisión de 0,08 unidades de pH,Oilfield
lo que brindó
Reviewconfianza a los químicos
de Chevron
en
cuanto
SPRING 11 a que las muestras vivas
reacondicionadas
representativas del agua
WATER eran
Fig. 12
ORSPRG11-WATER Fig. 12
de formación.
La comparación con los pronósticos provenientes de dos simuladores diferentes indicó la
existencia de un buen ajuste (con una precisión de
0,15 unidades) para una de las muestras. Para la
segunda muestra, las discrepancias fueron más
grandes, no sólo entre los valores pronosticados y
los valores medidos, sino también entre los modelos comerciales utilizados para la simulación
(0,24 a 0,65 unidades). Los motivos de las diferen-
cias en los valores pronosticados, provenientes de
los dos simuladores, son las diferentes bases de
datos termodinámicos en las que se basan, además de los diferentes procedimientos de empleo
de los datos de entrada al modelo. Estas diferencias destacan las incertidumbres que pueden surgir cuando se utiliza el análisis del agua sometida
a expansión instantánea como información para
los simuladores y subraya la importancia de las
mediciones directas obtenidas en aguas vivas
para restringir y ajustar los modelos.
En el pozo B, la zona de interés corresponde a
un intervalo rico en agua situado por debajo del
objetivo de petróleo; se considera una fuente
potencial de corte de agua que podría manifestarse en algún momento de la vida productiva
futura del campo. El pH de esta agua puede generar un impacto considerable sobre el diseño, la
selección y los costos de los equipos.
Las mediciones del pH de las aguas vivas fueron obtenidas a la temperatura de 117°C [242°F] y
la presión de 19 542 lpc [134,7 MPa], existentes en
sitio, y luego a presiones de hasta 8 000 lpc [55 MPa]
para comprobar la sensibilidad de la medición a la
presión (arriba). Los analistas de fluidos monitorearon la señal óptica durante este cambio de pre-
37
9/12/11 10:05 PM
sión y no detectaron precipitación alguna de
sólidos resultante del inicio de la formación de
incrustaciones o la liberación de gas que habría
causado difusión lumínica. Esto indica que el agua
se mantuvo en estado monofásico desde la condición de presión de yacimiento hasta 8 000 lpc.
La capacidad para medir el pH y rastrear el inicio
de la formación de incrustaciones con la presión y
la temperatura en este marco, lo convierte en un
método potencialmente poderoso de recolección
de datos para el ajuste y el incremento de la confiabilidad en los modelos de simulación de la química del agua.
Otras mediciones de fluidos
Actualmente, el análisis de fluidos de fondo de
pozo permite cuantificar muchas propiedades de
los fluidos en sitio, las cuales incluyen la presión,
la temperatura, la resistividad, la densidad, la
composición, la relación gas-petróleo, el pH, la
fluorescencia y la densidad óptica. Si bien la
mayoría de estas mediciones de las propiedades
de los fluidos fueron diseñadas originalmente con
los hidrocarburos in mente, muchas —además
del pH— pueden ser aplicadas al análisis del
agua de formación.
Recientemente, se probó una medición de la
densidad del fluido en el fondo del pozo como
alternativa respecto del pH para la detección de la
33.Mas C, Ardilla M y Khong CK: “Downhole Fluid Density
for Water-Base Mud Formation-Water Sampling with
Wireline Formation Tester,” artículo IPTC 13269,
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de
diciembre de 2009.
34.Creek et al, referencia 18.
38
42005schD6R1.indd 13
contaminación con lodo WBM y de los contactos
agua-petróleo. El sensor InSitu Density es una
varilla vibratoria minúscula —un resonador mecánico— de la línea de flujo de la herramienta.
La frecuencia de resonancia de la varilla se reduce
a medida que la densidad del fluido aumenta.
La medición de la densidad resulta de utilidad
cuando el pH del lodo WBM es similar al del agua
de formación. Otra ventaja es que las mediciones
de la densidad pueden asistir en la tipificación de
los fluidos en los casos que resultan problemáticos
para la interpretación de los contactos de fluidos
en base al gradiente de presión, tales como las
capas delgadas, las formaciones de baja permeabilidad y los pozos con condiciones deficientes.
El dispositivo InSitu Density ha sido utilizado
para el análisis del agua en el fondo del pozo en
pozos perforados con lodo WBM en el área marina
de Vietnam, Noruega y China.33 Las aplicaciones
incluyen el monitoreo de la eliminación de la contaminación antes de la recolección de las muestras de agua, el análisis del agua de formación
para la reinyección futura con agua de mar, la
evaluación de la conectividad vertical de los yacimientos y la evaluación del aseguramiento del
flujo en las líneas de conducción y en las corrientes de flujo que han de ser conectadas al equipamiento de proceso de una plataforma principal.
En un caso de exploración del área marina de
China, los pre-ensayos de presión realizados en
cinco arenas arrojaron resultados inconclusos de
tipificación de los fluidos en todas las zonas salvo
la más profunda, la arena E, que tenía un gradiente de presión indicativo de petróleo. De cada
una de las arenas A, B y C, se pudo obtener sola-
mente una lectura de presión, de modo que
resultó imposible computar los gradientes en esas
zonas. El gradiente de las dos presiones medidas
en la arena D correspondió a la densidad del lodo,
lo cual indicó la invasión de lodo. El análisis
óptico de los fluidos bombeados desde las cinco
arenas proporcionó información adicional pero
sorprendente: las arenas A y C produjeron agua, y
las arenas B y D produjeron petróleo. Las mediciones de la densidad del fluido en el fondo del pozo,
obtenidas en estos mismos fluidos en tiempo real,
corroboraron el análisis óptico y el análisis de presión y ayudaron a determinar el nivel de agua
libre en la arena B (próxima página).
El número de mediciones del análisis de fluidos que pueden obtenerse en sitio se está incrementando. Las capacidades actuales se han
equiparado con las de un laboratorio de fluidos
de fondo de pozo.34 Indudablemente, algunas de
las nuevas mediciones serán de aplicación en el
análisis del agua de formación, lo cual incrementará la capacidad de las compañías de petróleo y
gas para comprender sus yacimientos, optimizar
las terminaciones, seleccionar los materiales y
monitorear los procesos de inyección de agua.
Es probable que la expansión del arreglo de
mediciones de fondo de pozo haga que las técnicas de laboratorio en condiciones de alta presión
y alta temperatura deban mantenerse al mismo
ritmo. Actualmente, pueden obtenerse mediciones del pH de alta precisión tanto en sitio como
en el laboratorio, en condiciones similares. En el
futuro, mediante análisis adicionales, se podrá
extraer más información y más valor del agua de
formación.—LS
Oilfield Review
9/12/11 10:05 PM
Presión de formación, lpc
2 200
Prueba por vía seca
Pérdida del sello de fluido
Prueba por vía seca
Calidad del pre-ensayo
0
250
°API
3 200 Fracción
Pérdida del sello de fluido
Calidad del pre-ensayo
Rayos gamma
Rayos gamma
°API
2 200
3 200 Fracción
Prueba por vía seca
Pérdida del sello
Calidad del pre-ensayo
0
Presión de formación, lpc
Presión de formación, lpc
2 200
3 200
250
1,0124 g/cm3 (agua)
Rayos gamma
Prof.,
m
1 600
0
Arena A
°API
250
1,0124 g/cm3 (agua)
Prof.,
m
Arena A
1 600
0,8859
g/cm3 (petróleo)
1 700
1,0195 g/cm3 (agua)
Arena B
Arena C
1 800
0,8859 g/cm3 (petróleo)
1 900
Nivel de agua libre:
1 693,5 m
2 000
1,3545 g/cm3 (lodo)
0,7807
1 700
1,3545 g/cm3 (lodo)
2 100
g/cm3 (petróleo)
Arena B
0,8929 g/cm3 (petróleo)
0,7807
Arena D
g/cm3 (petróleo)
1,0195 g/cm3 (agua)
2 200
Arena C
Arena E
> Búsqueda de contactos de fluidos. Las densidades de los fluidos, derivadas de los gradientes de las mediciones de presión (izquierda) en cinco arenas,
indicaron petróleo sólo en la zona más profunda, la arena E (por debajo de 2 200 m). Las mediciones de presión (puntos) se codifican con colores en base
a la calidad: el verde corresponde a alta y el amarillo a satisfactoria. En la arena D, situada a alrededor de 2 100 m, el gradiente sugiere un fluido más
pesado que el agua, tal como el lodo de perforación. La caracterización óptica (centro, Carril de Profundidad) de los fluidos bombeados desde las arenas
A y C identificó estos intervalos como capas potencialmente acuíferas (sombreado azul en el carril de profundidad); las arenas B y D contienen petróleo
(sombreado verde en el carril de profundidad). Las mediciones obtenidas con la herramienta InSitu Density arrojan valores de densidad precisos
(sombreado gris) para estos fluidos, valores que pueden ser extendidos a través de los gradientes de presión. En una vista expandida (derecha), el análisis
de los gradientes ayuda a los intérpretes a comprender la arquitectura del yacimiento. La intersección del gradiente de agua en la arena C (línea azul
inferior) con el gradiente de petróleo en la arena B (línea verde) identifica el nivel de agua libre en la arena B a 1 693,5 m. La falta de intersección (círculo
de guiones) de los gradientes de agua confirma la falta de comunicación entre la arena B y la arena A.
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. 14
ORSPRG11-WATER Fig. 14
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 14
39
9/12/11 10:05 PM
Irradiación de rocas
Rómulo Carmona
Petróleos de Venezuela, S.A.
Caracas, Venezuela
Eric Decoster
Río de Janeiro, Brasil
Jim Hemingway
Houston, Texas, USA
Mehdi Hizem
Laurent Mossé
Tarek Rizk
Clamart, Francia
Dale Julander
Chevron U.S.A. Inc.
Bakersfield, California, USA
Jeffrey Little
Bakersfield, California
Mediante la irradiación de una formación con energía de microondas, las herramientas
de adquisición de registros dieléctricos pueden analizar ambientes de agua dulce e
identificar hidrocarburos móviles. Las mediciones realizadas por estas herramientas
son especialmente valiosas en la caracterización de yacimientos de petróleo pesado.
Después de un largo período de aplicaciones específicas, llega una nueva
herramienta que refuerza el apoyo a esta tecnología. Este resurgimiento está
impulsado por una técnica de dispersión desarrollada recientemente que evalúa
la textura de las rocas carbonatadas y los efectos de la arcilla en las areniscas.
Los especialistas en tecnología de la industria
petrolera se complacen en encontrar nuevos métodos para perforar, producir y evaluar el subsuelo.
Una de estas técnicas, los registros dieléctricos,
consiste en la irradiación de una formación con
microondas para determinar las propiedades de
la roca y el fluido. Aunque su uso no está muy
difundido dentro de la comunidad de petrofísicos,
la información dieléctrica responde a una serie de
complejas preguntas de interpretación. El éxito
Tom McDonald
Perth, Australia Occidental, Australia
Jonathan Mude
Petroleum Development Oman
Muscat, Sultanato de Oman
Nikita Seleznev
Cambridge, Massachusetts, USA
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Dielectric Pro, Dielectric Scanner, EPT, FMI, HRLA,
LithoDensity, MR Scanner, Platform Express, y
Rt Scanner son marcas de Schlumberger.
40
42005schD7R1.indd 1
Oilfield Review
9/12/11 10:07 PM
de una herramienta dieléctrica introducida
recientemente está generando un gran interés
debido a que la misma proporciona información
que no está disponible fácilmente a partir de la
combinación de herramientas de adquisición de
registros estándares. Introducidos a la industria
del petróleo y el gas a fines de la década de 1970,
los registros dieléctricos no tuvieron una aceptación universal. La falta de aceptación de las nuevas
tecnologías no es inusual. Las tecnologías generalmente necesitan tiempo para evolucionar, mejorar
su nivel de reconocimiento por parte de los usuarios y, finalmente, ser asimiladas. Por ejemplo, el
primer horno de microondas de uso comercial, una
tecnología radicalmente nueva en ese momento, se
introdujo en 1947. Era más alto que el hombre promedio y pesaba más del triple. No es de extrañar
que no existieran las ventas domésticas. Sin
embargo, en la actualidad, las unidades compactas
que poco se parecen a los primeros modelos industriales son parte del equipamiento estándar de las
cocinas de todo el mundo.
Las tecnologías radicalmente nuevas se dividen en diferentes categorías de aceptación.
Algunas sustituyen por completo tecnologías anteriores. Otras complementan los métodos existentes sin reemplazarlos. En el ejemplo del microondas,
aunque sería posible preparar con el mismo una
comida completa de varios platos, rara vez se utiliza como el método principal para la preparación
de una comida. Sin embargo, como medio para
recalentar la comida, un microondas es generalmente una opción más apropiada que los métodos anteriores, tales como el horno convencional.
Es claramente una tecnología complementaria.
Del mismo modo, una herramienta dieléctrica es una tecnología complementaria para la
industria del petróleo y el gas. Estas herramientas fueron desarrolladas originalmente para analizar las formaciones de agua dulce, de agua de
baja salinidad, o para los casos en que la salinidad del agua era desconocida. Responden principalmente al agua contenida en la red de poros y
miden la porosidad ocupada por agua. A partir de
la porosidad ocupada por agua se pueden derivar
las saturaciones de fluidos independientemente
de la resistividad. Los analistas de registros también combinaron las mediciones dieléctricas con
datos obtenidos mediante herramientas de lecturas más profundas a fin de identificar zonas con
movilidad de hidrocarburo, lo cual representa una
información crucial para la evaluación de yacimientos de petróleo pesado.
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 2
Desafortunadamente, la calidad de los datos
de las primeras generaciones de herramientas
estuvo frecuentemente comprometida debido a la
rugosidad del pozo, lo cual es una condición
común en los ambientes en los que estas herramientas ofrecen los mayores beneficios, y resultaba difícil cuantificar la precisión de la medición.
Después de despertar el interés inicial dentro de
la comunidad de petrofísicos, las herramientas
dieléctricas nunca alcanzaron un nivel de aceptación universal para la evaluación de la formación.
La introducción de las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN) en la década de
1990 virtualmente pusieron fin al uso de las herramientas dieléctricas basadas en microondas, con
excepción de algunas aplicaciones particulares.1
El servicio de dispersión dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner introducido recientemente está diseñado para superar las limitaciones
de las primeras herramientas. Tiene la capacidad
de medir la porosidad ocupada por agua, y en
combinación con otras mediciones de porosidad,
las saturaciones de fluidos. Sus arreglos de transmisor y receptor yuxtapuestos miden la formación
a múltiples profundidades de investigación y ofrecen de forma independiente una evaluación de la
movilidad del petróleo en yacimientos de petróleo
pesado. Además, la herramienta ofrece una nueva
medición, la dispersión dieléctrica, con la cual los
petrofísicos pueden determinar las propiedades
texturales de la roca y los efectos de la arcilla.2
Este artículo presenta la teoría básica de las
mediciones dieléctricas aplicadas a la petrofísica
e incluye una descripción de la nueva técnica de
dispersión dieléctrica. Los casos de estudio describen análisis texturales de los carbonatos, evaluación de formaciones con salinidad de agua
variable o baja, y aplicaciones de petróleo pesado.
Adquisición de registros
con frecuencias de microondas
Una roca se define eléctricamente mediante tres
parámetros: permeabilidad magnética, conductividad eléctrica y permitividad dieléctrica.3 Las rocas
de los yacimientos están compuestas principalmente de minerales no magnéticos, por lo que
sus permeabilidades magnéticas son despreciables. Debido a que la matriz de la roca tiene poca
conductividad, la conductividad eléctrica de la
formación, es decir la inversa de la resistividad,
es principalmente una función de los fluidos que
ocupan la red de poros y de la conectividad de
dichos poros. La conductividad de la formación
Minerales, rocas,
fluidos
Constante dieléctrica relativa
(relativa al vacío)
Anhidrita
Yeso
Petróleo
Gas
Arenisca
Dolomía
Caliza
Lutita
Coloides secos
Agua dulce
Agua
6,35
4,16
2,0 a 2,4
1,0
4,65
6,8
7,5 a 9,2
5 a 25
5,76
78,3
56 a 80
> Constantes dieléctricas de los minerales, rocas
y fluidos más comunes.
se mide generalmente con dispositivos de inducción y lateroperfil, y junto con la porosidad representan datos de entrada cruciales en la ecuación
de saturación de agua de Archie.
La permitividad dieléctrica generalmente no
es una medición que se considere cuando se evalúan las rocas de los yacimientos. Se define como
la capacidad de un medio en función de la frecuencia para almacenar energía de un campo aplicado
y es una función del grado en el que un material se
polariza ante la presencia de un campo eléctrico o
electromagnético. La permitividad dieléctrica
del material, ε, se puede expresar como su constante dieléctrica, que es la permitividad normalizada para un ambiente de vacío sin pérdidas.
La constante dieléctrica adimensional no es
realmente una constante porque es una función
de la frecuencia del campo electromagnético.
La misma se calcula a partir de los datos dieléctricos utilizando las ecuaciones de Maxwell.4
Para laOilfield
mayoríaReview
de los minerales y fluidos que
SPRING 11
se encuentran en las rocas de los yacimientos,
DIELSCAN Fig. Table 1
salvo la importante
excepción del agua,
la permitiORSPRG11-DIELSCAN
Fig. Table
1
vidad dieléctrica es bastante baja (arriba). Para el
agua, la permitividad dieléctrica absoluta, ε*,
consta de tres términos: un término real relacionado con la polarizabilidad, un término complejo
1. Serra O: Well Logging Handbook. París: Editions Technip,
2008.
2. Dispersión es la variación de la permitividad dieléctrica
y de la conductividad, si se miden en diferentes
frecuencias.
3. Serra, referencia 1.
4. Habiendo recibido su nombre de James Clerk Maxwell,
este conjunto de ecuaciones diferenciales parciales
unifica los fundamentos de la electricidad y del
magnetismo. Existen cuatro ecuaciones básicas, pero
a partir de éstas se pueden desarrollar múltiples
iteraciones. Para obtener todas las ecuaciones
relacionadas con el electromagnetismo y la respuesta
dieléctrica, consulte: Serra, referencia 1.
41
9/12/11 10:07 PM
el cambio de fase para derivar las propiedades
petrofísicas, incluyendo la permitividad dieléctrica, la conductividad, y la porosidad ocupada
por agua (abajo). Los petrofísicos determinaban
las saturaciones de fluidos mediante la comparación de esta porosidad ocupada por agua con respecto a la porosidad total.
Después de la introducción de la herramienta
EPT, otras compañías de servicio desarrollaron
herramientas dieléctricas, cada una diseñada
para operar a la frecuencia elegida por la empresa.
Debido a la dependencia de la frecuencia que
presenta la información dieléctrica, los datos
registrados a diferentes frecuencias a menudo
arrojaban resultados diferentes y la comparación
de resultados entre pozos podía ser problemática. Las diferencias pueden ser atribuibles a la
sensibilidad de la medición a la textura de la
roca, el contenido de arcilla y la salinidad del
fluido. Estas sensibilidades, sin embargo, no se
habían comprendido con claridad.
La porosidad ocupada por agua derivada de las
primeras herramientas se calculaba mediante el
método tpo, que se basa en el tiempo de propagación de las ondas electromagnéticas al pasar por
la roca (próxima página, arriba). Este cálculo
implicaba una transformación simple que se asemeja a la ecuación de Wyllie utilizada para calcular la porosidad sónica. Para la misma es necesario
conocer la salinidad y temperatura del agua para
estimar el tiempo de propagación en el agua de
formación.
Agua a 25°C
εr
ε* = εr +i ωσε + i εx
0
Dipolar
σ
ω ε0
Atómico
Electrónico
Infrarrojo
Ultravioleta
εx
1,1 GHz
20 GHz
Frecuencia
> Gráfico de permitividad dieléctrica del agua. La permitividad dieléctrica
absoluta, ε*, del agua comprende una combinación de términos complejos
y reales y es una función de la frecuencia del campo electromagnético.
El componente real, εr (azul), es lineal hasta 1 GHz aproximadamente y luego
disminuye a medida que aumenta la frecuencia del campo electromagnético.
El término complejo de la conductividad (negro) depende de la frecuencia
del campo electromagnético, ω, y está normalizado con respecto a la
permitividad al vacío, ε0. El componente de conductividad disminuye a
medida que aumenta la frecuencia, especialmente en el rango de frecuencias
utilizadas en las herramientas dieléctricas de fondo de pozo. El segundo
término complejo, iεx (púrpura), está relacionado con la relajación dipolar y
tiene un pico alrededor de los 20 GHz. El mismo tiene un efecto mínimo sobre
la permitividad total medida por las herramientas de fondo de pozo debido a
que operan en un rango de frecuencia por debajo de los 1,1 GHz.
relacionado con la conductividad a una determi- zando microondas; la herramienta de propaganada frecuencia y un segundo término complejo ción electromagnética EPT.6 La misma funcionaba
relacionado con la relajación dipolar (arriba).
a una única frecuencia de 1,1 GHz y medía la ateDebido a la gran diferencia entre las permitivi- nuación y el cambio de fase de las ondas que se
dades de la matriz y del agua, la permitividad die- propagan a través de la formación. Luego se apliléctrica de una roca de yacimiento medida en el caban inversiones matemáticas a la atenuación y
rango de las microondas es principalmente una
función del agua que ocupa los poros.5 Los valores
Cambio de fase
de permitividad del petróleo son similares a los de
Cambio en amplitud
Transmisor
Receptor
la matriz, por lo cual la presencia de hidrocarburo
hace que sea imposible calcular la porosidad
ocuOilfield Review
SPRING
11
pada por agua y la porosidad total,
utilizando
Fig. 1
solamente datos dieléctricos. Sin DIELSCAN
embargo en
ORSPRG11-DIELSCAN
Fig. 1
combinación con una medición de porosidad
independiente, los datos dieléctricos pueden cuantificar las saturaciones de fluidos.
Espaciamiento entre transmisor y receptor, r
Un segundo factor que afecta la permitividad
Frecuencia, ω
dieléctrica y conductividad de la roca es la
Vacío
Voltaje del receptor = ƒ (ω, ε, σ, r )
Medio
manera en que sus diferentes componentes están
–1
ƒ
ε Permitividad
mezclados entre sí. Este factor es generalmente
Cambio de amplitud Α
σ Conductividad
Cambio de fase
pequeño cuando se mide a frecuencias de alredeφ Porosidad ocupada por agua
dor de 1 GHz, pero es dominante cuando la medi> Desde las microondas a la petrofísica. La herramienta dieléctrica transmite
ción se realiza a frecuencias más bajas. Por esta
una onda electromagnética (onda sinusoidal roja) con una frecuencia ω a una
razón, la textura de la roca y el contenido de
formación donde, como resultado de la interacción con los fluidos y minerales,
lutita pueden provocar una dispersión sensible a
su amplitud se atenúa y su velocidad cambia. El cambio de velocidad corresponde
la frecuencia en ambas mediciones: permitividad
con un cambio de fase medible. El cambio de amplitud, A, y el cambio de fase de
la onda (onda sinusoidal negra) después de haber atravesado el medio se miden
y conductividad.
en el receptor; son funciones de la frecuencia inicial, ω, la permitividad dieléctrica
En la década de 1970 Schlumberger introdujo
del medio, ε, la conductividad del medio, s, y el espaciamiento entre transmisor
el primer dispositivo comercial de fondo de pozo,
y receptor, r. El cambio de amplitud y de fase luego se invierten matemáticamente
para calcular la permitividad, la conductividad y la porosidad ocupada por agua, f.
capaz de medir propiedades dieléctricas utili-
}
42
42005schD7R1.indd 3
{
Oilfield Review
9/12/11 10:07 PM
Las formaciones, sin embargo, contienen más
que simplemente agua. Existen fluidos en los
poros, tales como agua, petróleo y gas, y minerales
en la matriz de la roca. Las relaciones entre cada
uno de estos componentes, tal como existen en la
formación, pueden modificar las ondas electromagnéticas. El método tpo no era el adecuado para
el cálculo de la porosidad ocupada por agua y, por
lo tanto, se propusieron diversas leyes de mezclas
para tener en cuenta la interacción del campo
electromagnético con los diferentes elementos en
la formación.7
El método del promedio complejo de tiempo
(CTA, por sus siglas en inglés), que combina
ambas mediciones, cambio de fase y atenuación,
fue una primera técnica para el cálculo de las propiedades petrofísicas de una mezcla. Para determinar el volumen de agua en la red de poros se
pueden escribir dos ecuaciones independientes,
una para el cambio de fase y otra para la atenuación de la señal.
Un enfoque alternativo, el método del índice
complejo de refracción (CRI, por sus siglas en
inglés), se basa en las ecuaciones de Maxwell.
Debido a la naturaleza sinusoidal de un campo
electromagnético en función del tiempo, la derivada de las ecuaciones de Maxwell se puede simplificar bastante.8 Quedando reducida a dos
términos que definen la permitividad dieléctrica
absoluta, un término de número real correspondiente a la permitividad y un término complejo
correspondiente a la conductividad en función de
la frecuencia.9 El término de número complejo
está compuesto por la frecuencia angular del
campo magnético aplicado y una conductividad
que puede ser expresada como un número real.
Una sola ecuación transforma el tiempo de propagación y la atenuación en valores físicos: permitividad y conductividad. Debido a que los
minerales de la matriz y los hidrocarburos son
malos conductores y generalmente actúan como
aisladores, la señal de conductividad está dominada por el agua presente en el área de medición
de la herramienta; es decir, la zona invadida.
Calcular el valor de la conductividad dieléctrica
proporciona la conductividad de los fluidos que
ocupan los poros de la región adyacente a las
paredes del pozo.
El filtrado de lodo generado mediante el proceso de invasión entra a la zona invadida y modifica las propiedades del fluido que había
originalmente en el lugar. Esta invasión no es
uniforme ni fácil de cuantificar. Los primeros
métodos para el cálculo de las propiedades dieléctricas, tales como el método tpo, consideran
valores fijos para la conductividad del fluido.
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 4
Método t po
φEPT =
tpo – tpma
tpwo – tpma
Método CTA
tpl = φSxo tpw + φ (1– Sxo ) tph + (1– φ) tpma
Α = φSxo Αw
Método CRI
ε* = (1 – φT) εm+ φT (Sw ε*w + (1 – Sw) εoil )
tpo = tiempo de tránsito sin pérdidas
tpma = tiempo de tránsito a través de la matriz
tpwo = tiempo de tránsito sin pérdidas a través del agua
tpl = tiempo de tránsito con pérdidas (medición de la herramienta)
tpma = tiempo de tránsito a través de la matriz
tpw = tiempo de tránsito con pérdidas a través del agua
tph = tiempo de tránsito con pérdidas a través del hidrocarburo
φ = porosidad
Sxo = saturación de agua en la zona invadida
Α = atenuación (medición de la herramienta)
Αw = atenuación a través del agua
ε* = permitividad dieléctrica
εm = permitividad de la matriz
εw* = permitividad del agua
εoil = permitividad del hidrocarburo
Sw = saturación de agua
φT = porosidad total
> Evolución de la petrofísica dieléctrica. Una de las primeras transformadas de porosidad para
las herramientas dieléctricas, el método tpo (arriba), es similar a la ecuación de Wyllie utilizada
para calcular la porosidad a partir de datos acústicos. La transformada es válida para el tiempo de
tránsito sin pérdidas, el cual no es representativo de las condiciones de fondo de pozo. El método
del promedio complejo de tiempo (CTA, por sus siglas en inglés) (centro) proporciona la porosidad
ocupada por agua a partir de la atenuación, tiempo de tránsito y saturación de agua en la zona
invadida. El mismo incluye correcciones por pérdidas, pero no es tan preciso como el método
del índice complejo de refracción (CRI, por sus siglas en inglés) (abajo). El método CRI utiliza la
permitividad dieléctrica, ε*, medida en condiciones de fondo de pozo. Las permitividades de la matriz,
el hidrocarburo y el agua, utilizadas en la ecuación, también están ajustadas para condiciones de
fondo de pozo. La saturación de agua se resuelve para utilizar una porosidad total, fT, proporcionada
por otra fuente, como la porosidad de interrelación de las herramientas de densidad y neutrón.
El cálculo directo de la conductividad del fluido
en esta región, que se puede hacer mediante el
método CRI, proporciona resultados más precisos para la medición de porosidad ocupada por
agua. Por esta y otras razones, el método CRI se
ha convertido en la técnica más aceptada para el
cálculo de propiedades petrofísicas a partir de
datos dieléctricos.10
Además, los parámetros de textura de las
rocas, que son difíciles de cuantificar a partir de
las herramientas utilizadas en el conjunto de
registros convencionales, se pueden derivar de la
dispersión de los datos dieléctricos obtenidos a
Oilfield Review
múltiples frecuencias. A frecuencias
de alrededor
SPRING 11
de 1 GHz, los parámetros texturales
tienen efectos
DIELSCAN Fig. 3
limitados sobre los resultados derivados del
método CRI. Una excepción, sin embargo, son los
ambientes de alta salinidad, que pueden mejorar
la dispersión textural, incluso con frecuencias en
el rango de 1 GHz. A frecuencias más bajas, los
efectos texturales afectan significativamente las
mediciones de permitividad dieléctrica, lo cual se
cumple especialmente en los yacimientos carbonatados.11 Se han desarrollado diversos modelos
de dispersión para tener en cuenta el fenómeno
en función de la frecuencia.
Entre los nuevos métodos, se ha desarrollado
un análisis de dispersión — el cual se detalla a
continuación— que utiliza los resultados dieléctricos multifrecuencia para cuantificar el exponente de cementación, m, que es uno de los dos
datos de entrada más importantes relacionados
5. Dependiendo de la fuente de referencia, las microondas
se consideran en general ondas electromagnéticas con
longitudes de onda oscilantes entre 1 m y 1 mm, lo que
corresponde a un rango de frecuencia comprendido
entre 300 MHz y 300 GHz.
  6.Una herramienta dieléctrica rusa fue desarrollada
10 años antes que la herramienta EPT pero su
disponibilidad fue limitada.
  7.Para obtener más información sobre las diversas leyes
de mezclas, consulte: Seleznev N, Boyd A y Habashy T:
“Dielectric Mixing Laws for Fully and Partially Saturated
Carbonate Rocks,” Transcripciones del 45o Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,
Noordwijk, Países Bajos (6 al 9 de junio de 2004),
artículo CCC.
  8.Para ver los supuestos formulados y la derivación
completa a partir de las ecuaciones de Maxwel,
consulte: Böttcher CJF y Bordewijk P: Theory of Electric
Polarization: Dielectrics in Time-Dependent Fields, vol. 2,
2da ed. Ciudad de Nueva York: Elsevier Scientific
Publishing Company (1978): 10–19.
  9.Un tercer número complejo puede ser ignorado para las
aplicaciones de fondo de pozo.
10.El método CRI fue propuesto en Wharton RP, Hazen GA,
Rau RN y Best DL: “Electromagnetic Propagation
Logging: Advances in Technique and Interpretation,”
artículo SPE 9267, presentado en la 55a Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de Otoño de la SPE, Dallas,
21 al 24 de septiembre de 1980.
Para ver una comparación de los métodos CTA y CRI,
consulte: Cheruvier E y Suau J: “Applications of
Micro-Wave Dielectric Measurements in Various
Logging Environments,” Transcripciones del 27o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Dallas (9 al 13 de junio de 1986), artículo MMM.
11.Kenyon WE: “Texture Effects on Megahertz Dielectric
Properties of Calcite Rock Samples,” Journal of Applied
Physics 55, no. 8 (15 de abril de 1984): 3153–3159.
ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 3
43
9/12/11 10:07 PM
Tipo de
polarización
E
E=0
Centro de + y –
8+
Electrónica
8+
Centro de –
Centro de +
+
Orientacional
8+
+
Petróleo
Interfacial
Matriz
Agua
Iones de sal
> Mecanismos de polarización. Varios mecanismos relacionados con la polarización de los materiales
afectan a las mediciones dieléctricas. En caso de polarización electrónica (arriba), la estructura
atómica en equilibrio puede desplazarse en presencia de un campo electromagnético, E, pero los
efectos son mínimos. En cambio, las moléculas de agua presentan polarización orientacional (centro)
debido a que son dipolares. En el estado inicial, estas moléculas de agua fácilmente polarizables se
encuentran como dipolos orientados al azar. Al ser expuestas a un campo electromagnético, intentan
alinearse con la dirección del campo. La polarización interfacial de las rocas de los yacimientos
(abajo) es afectada por la presencia de arcillas cargadas, salmuera y petróleo contenidos en la red
de poros y en los minerales de la matriz. Los minerales y elementos en las rocas que no podrían
polarizarse por separado a menudo tienen un comportamiento diferente en una mezcla, por lo cual
muestran un mayor valor de permitividad que cualquiera de los componentes que la conforman.
Este fenómeno es un ejemplo del efecto de Maxwell-Wagner.
con la textura en la ecuación de saturación de Hay tres mecanismos principales de polarización
agua de Archie. Para los carbonatos, los valores que pueden estar relacionados con las propiedapara estos parámetros generalmente se derivan des petrofísicas: la polarización electrónica, la
de los datos de núcleos, que luego se aplican a orientación molecular y la polarización interfacial
pozos similares perforados en la misma zona. (arriba). Para comprender cómo las ondas elecEl método utilizado para medir estos parámetros tromagnéticas interactúan con los diferentes
a partir de núcleos es un proceso largo y costoso. medios, imagínese una taza de porcelana, llena de
Con salidas continuas de m para la ecuación de café y colocada en un microondas. La taza esenArchie, derivadas de información de dispersión cialmente no es afectada por las microondas que
Oilfield Review
la atraviesan, mientras que el café contenido en la
dieléctrica, los petrofísicos pueden evaluar
SPRINGmejor
11
los carbonatos utilizando datos de fondo
de
pozo.
DIELSCAN Fig. 4taza se calienta rápidamente. Y si se dejara acciFig. 4 una cuchara de metal en la taza
Caracterizar con precisión la texturaORSPRG11-DIELSCAN
en este tipo dentalmente
de roca es importante porque aproximadamente podría resultar desastroso debido a la interacción
el 60% del petróleo que queda en el mundo se de las microondas con los materiales buenos conductores, como el metal.
encuentra en yacimientos carbonatados.
Estos materiales responden a la energía electromagnética de forma diferente debido a sus
Dieléctricos y dipolares
Los materiales que se polarizan cuando se expo- propiedades atómicas y moleculares y a sus connen a un campo electromagnético estático se ductividades intrínsecas. En lugar de polarizarse
conocen como dieléctricos.12 La susceptibilidad cuando son alcanzados por las microondas, los
de un material a la polarización está directamente objetos metálicos, como la cuchara, pueden experelacionada con su permitividad dieléctrica. rimentar una corriente inducida. Esto se debe a
44
42005schD7R1.indd 5
la presencia de electrones libres en el metal que
se movilizan cuando el metal queda expuesto al
campo electromagnético. La resistencia al flujo
de la corriente puede generar calor extremo y la
corriente inducida puede generar un arco eléctrico si no encuentra una trayectoria conductiva.
Al ser conductores eléctricos, la mayoría de los
metales tienen una permitividad dieléctrica que
puede corresponder a un valor negativo. Por esta
razón, los metales generalmente no se clasifican
como dieléctricos.
La taza de porcelana, en cambio, en principio
se ve afectada por el campo electromagnético, y
se polariza ligeramente. El origen de la polarización radica en las nubes electrónicas que rodean
el núcleo de los átomos. Cuando se aplica el
campo eléctrico, se desplazan las trayectorias de
los electrones. A este fenómeno se lo conoce
como polarización electrónica. La constante dieléctrica resultante, en el rango de 5 a 7, es similar
a la de las rocas de los yacimientos.13
El café, o más específicamente, la porción de
agua del café, muestra un comportamiento totalmente diferente en presencia del campo electromagnético. Las moléculas de agua, compuestas
por dos átomos de hidrógeno y un átomo de oxígeno, son asimétricas: los centros de sus cargas
positivas y negativas no coinciden. Esta asimetría
da lugar a un momento dipolar permanente de las
moléculas de agua. Debido a que su susceptibilidad a la polarización es mucho mayor, la constante
dieléctrica del agua es de alrededor de 80; un
orden de magnitud mayor que la de la porcelana.
En ausencia de un campo eléctrico, los dipolos individuales de agua apuntan en direcciones
aleatorias, por lo que el momento neto por unidad de volumen es nulo. En cambio, cuando se
aplica un campo eléctrico, además de la polarización electrónica de los átomos de oxígeno e
hidrógeno, el campo tiende a orientar los dipolos
individuales. Esto da lugar a un momento neto
por unidad de volumen positivo. Este efecto se
conoce como polarización orientacional. Las colisiones de las moléculas en su movimiento térmico desorientan a las moléculas y limitan el
momento dipolar neto por unidad de volumen.
En consecuencia, la magnitud de la polarización
orientacional es el resultado del tipo de molécula
polar y su temperatura.
La orientación de moléculas polares bajo la
influencia de un campo aplicado no es instantánea. Requiere de un tiempo finito debido al
momento molecular de inercia y, como resultado,
hay resistencia al realineamiento cuando el campo
cambia de dirección. Si la frecuencia del campo
aplicado es suficientemente alta, por ejemplo en
el rango de las microondas, las moléculas polares
Oilfield Review
9/12/11 10:07 PM
no tienen tiempo suficiente para orientarse en la
dirección del campo y la contribución a la polarización orientacional disminuye. La resistencia de las
moléculas de agua a los cambios rápidos de polaridad se pueden expresar como calor. Este fenómeno
se conoce como pérdida de relajación dipolar.
Un fenómeno dieléctrico del agua salada, o
salmuera, consiste en que a medida que aumenta
la salinidad, la conductividad de una solución
aumenta pero la permitividad de la solución disminuye. Agregar sal a una solución incrementa la
cantidad de moléculas de agua ligadas sin rotación a las moléculas de NaCl. Esto disminuye la
polarización orientacional. Al mismo tiempo,
aumenta la concentración de iones que contribuyen a la conducción de corriente. Un aumento de
la temperatura tiene un efecto similar en las propiedades de la solución: la conductividad de la
solución aumentará, y la permitividad de la solución se reducirá debido al efecto más fuerte de la
desorientación térmica de los dipolos.
A medida que la onda electromagnética atraviesa los diferentes medios, se ve alterada debido
a la interacción con dichos medios. La amplitud y
la velocidad de la onda disminuyen en función de
la cantidad de energía impartida, y la fase de la
onda cambia. En el caso de los materiales con
valores de constante dieléctrica bajos, como la
taza de café o la matriz de la roca, hay efectos
mínimos sobre las ondas electromagnéticas de
retorno. Por el contrario, la constante dieléctrica
alta del agua provoca un efecto importante.
Ya en la década de 1950, los petrofísicos que
estaban experimentando con microondas, reconocieron que la medición de la permitividad dieléctrica de las muestras de núcleos saturados
estaba controlada principalmente por la cantidad de agua en los poros y podía estar directamente relacionada con la porosidad ocupada por
agua. Sin embargo, para calcular la parte de agua
de una muestra de roca a partir de mediciones
dieléctricas, las relaciones entre las propiedades
dieléctricas de los componentes que conforman
la muestra de núcleo en cuestión, deben ser
conocidas. Las leyes de mezclas se establecieron
bajo condiciones de laboratorio controladas a fin
de modelar los efectos de estas relaciones.
En el laboratorio, las propiedades dieléctricas pueden medirse mediante diferentes métodos utilizando muestras de diferentes tamaños y
formas. La técnica de medición depende de la
frecuencia de interés. Por ejemplo, la técnica
capacitiva se emplea generalmente para frecuencias de hasta varios MHz. El material se coloca
entre las placas de un capacitor, y a partir de la
medición de la capacitancia se puede calcular la
constante dieléctrica. Este modelo funciona bien
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 6
30% Agua, 70% Matriz
10% Agua, 20% Petróleo, 70% Matriz
Sw = 100%
Sw = 33%
φ Total = 30%
φ Dielectric = 30%
φ Total = 30%
φ Dielectric = 10%
> Saturación derivada de mediciones dieléctricas. Los petrofísicos generalmente utilizan la ecuación
de saturación de agua de Archie, la cual requiere como valores de entrada la porosidad y la
resistividad. El método dieléctrico no necesita la resistividad. La relación simplificada que se explica
aquí demuestra cómo se realiza. La porosidad dieléctrica es una medición de la parte de la porosidad
ocupada por agua. Cuando todo el espacio poroso está ocupado por agua (izquierda), la porosidad
de la herramienta dieléctrica, fDielectric, coincide con la medición de la porosidad total, fTotal, la cual
debe provenir de otra fuente; por ejemplo, la porosidad de la interrelación densidad-neutrón.
Debido a que sus propiedades dieléctricas son similares, para las mediciones dieléctricas los
hidrocarburos no se diferencian de la matriz. Por lo tanto, la disminución en la porosidad medida
por la herramienta dieléctrica que no se refleja en la porosidad total se relaciona directamente
con un aumento en el volumen de hidrocarburos (derecha).
si la longitud de onda es mucho mayor que el Archie se basa en el supuesto de que existe un conespacio entre las placas del conductor.
traste entre la resistividad de las formaciones con
A altas frecuencias, resulta difícil medir el vol- hidrocarburos y las formaciones con salmuera. Por
taje y la corriente total en los puertos del disposi- lo tanto, no proporciona resultados de saturación
tivo. Debido a la impedancia de los sensores y la precisos en los yacimientos con agua dulce, agua
dificultad de colocar los sensores en la posición de baja salinidad o en los que no se conoce la salideseada, uno no puede simplemente conectar un nidad del agua de formación. En estos ambientes,
voltímetro o un sensor de corriente y obtener medi- el gran contraste entre la permitividad dieléctrica
ciones precisas. Para las frecuencias en la región de de los hidrocarburos y el agua, independientelos GHz, los investigadores desarrollaron técnicas mente de la salinidad de la salmuera, hacen que
como la de la línea de transmisión o de resonador de sea una medición ideal de saturación.
microondas. Los métodos de línea de transmisión se
Las herramientas de resonancia magnética
utilizan ampliamente debido a que permiten medi- nuclear (RMN) también son capaces de detecciones de banda ancha. El ancho de banda abarcado tar hidrocarburos en ambientes de aguas dulces
Oilfield Review
está limitado, en el extremo inferior, por
la disminumediante la medición de la difusión de los fluiSPRING
11
15
ción de la sensibilidad a la constante dieléctrica
de
DIELSCAN Fig. 5dos. Debido a que no se basan en la resistividad
la muestra a medida que aumenta laORSPRG11-DIELSCAN
longitud de de los fluidos
Fig. 5 que ocupan los poros de la roca
onda. La frecuencia máxima de medición depende para determinar la saturación, las herramientas
del tipo de línea de transmisión, el modelo directo y dieléctricas y de resonancia magnética nuclear
las limitaciones del sistema de adquisición.
12.Melrose DB y McPhedran RC: Electromagnetic
Es importante cuantificar la porosidad ocuProcesses in Dispersive Media. Cambridge, Inglaterra:
Cambridge University Press, 1991.
pada por agua a partir de las mediciones dieléc13.Enciclopedia del Instituto Virtual de Ciencias
tricas porque la relación entre la porosidad
Aplicadas: “Dielectric Constant,” http://www.vias.org/
encyclopedia/phys_dielectric_const.htm
ocupada por agua y la porosidad total representa
(Se accedió el 11 de febrero de 2011).
la saturación de agua (arriba). La medición de la
14.Poley JPh, Nooteboom JJ y de Waal PJ: “Use of V.H.F.
permitividad dieléctrica puede determinar la
Dielectric Measurements for Borehole Formation
Analysis,” The Log Analyst 19, no. 3 (Mayo-junio de
saturación de agua en forma independiente de la
1978): 8–30.
medición de resistividad, que es un dato de 15.Akkurt R, Bachman HN, Minh CC, Flaum C, LaVigne J,
Leveridge R, Carmona R, Crary S, Decoster E, Heaton
entrada necesario y crítico en la ecuación de
N, Hurlimann MD, Looyestijn WJ, Mardon D y White J:
saturación de agua de Archie.14
“La resonancia magnética nuclear revela todo su
potencial,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de
Tanto el agua dulce como los hidrocarburos
2009): 4–23.
tienen altos valores de resistividad. La salmueras
típicas que se encuentran en las rocas de los yacimientos tienen baja resistividad. La ecuación de
45
9/12/11 10:07 PM
Permitividad
50
40
45
40
35
Frecuencia de
operación de la
herramienta EPT
30
25
20
15
10
10 2
10 3
Frecuencia, MHz
> Dispersión en los carbonatos. Los científicos encontraron que, debido
a las diferencias en la textura de la roca, los carbonatos que por lo demás
serían similares pueden tener respuestas dieléctricas muy diferentes,
especialmente a bajas frecuencias. Los valores obtenidos en el laboratorio
de permitividad de dos muestras de carbonatos diferentes cuyas
porosidades, permeabilidades y saturación de fluidos son similares, se
muestran junto con la permitividad calculada utilizando el método CRI
(negro). La permitividad del carbonato 2 (rojo) es similar a los resultados
del método CRI, pero la permitividad del carbonato 1 (verde) es diferente.
Ninguna de las dos muestras coincidieron exactamente, excepto a
aproximadamente 1 GHz, que corresponde a la frecuencia de operación de
la herramienta EPT (línea roja discontinua). Debido a que los otros factores
eran iguales, esta dispersión relacionada con la frecuencia está asociada
con las diferentes texturas de las muestras de carbonatos.
leo de la roca. En definitiva, estos datos se calcular el volumen de hidrocarburo. Utilizando
describen mejor como la información que, combi- una técnica de medición desarrollada recientenada con los resultados de otros registros, ayuda mente, que se basa en la dispersión dieléctrica,
a los petrofísicos a caracterizar el yacimiento con las herramientas también pueden determinar las
propiedades de la roca. Esto ha demostrado ser
precisión.
Las herramientas dieléctricas, sin embargo, especialmente útil en los carbonatos, pero tamofrecen a los petrofísicos más que la capacidad bién proporciona información para la evaluación
Review
de cuantificar la porosidad ocupadaOilfield
por agua
y de las areniscas arcillosas.
SPRING 11
DIELSCAN Fig. 6
ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 6
φ = 15,6%
0,051 ohm.m
0,211 ohm.m
1,010 ohm.m
4,890 ohm.m
Seco
10 0
Conductividad, S/m
φ = 15,6%
60
Carbonato 1
Carbonato 2
Método CRI
50
Permitividad
son a menudo los principales medios para la
cuantificación de los volúmenes de hidrocarburos en ambientes de agua dulce o en los que no se
conoce la salinidad del agua de formación. La
medición de la herramienta dieléctrica, sin
embargo, se debe combinar con la porosidad de
otras fuentes a fin de proporcionar las saturaciones de hidrocarburos. El resultado no depende
del tipo de hidrocarburo ni de la red de poros.
Las herramientas dieléctricas y de RMN tienen una profundidad de investigación somera, lo
que evita que puedan sustituir completamente al
tradicional conjunto de herramientas de adquisición de registros conocido como triple-combo.
Mientras que las herramientas de resistividad
miden hasta algunos metros en la formación, la
naturaleza de las mediciones de RMN y dieléctricas se limitan a los primeros centímetros que se
extienden desde la pared del pozo: la zona invadida, donde el fluido virgen ha sido invadido por
el filtrado de lodo.
Sin embargo, la naturaleza somera de las
mediciones dieléctricas proporciona información importante sobre la movilidad del petróleo.
La comparación de la saturación derivada de
mediciones dieléctricas correspondiente a la
zona invadida con respecto a la saturación de la
zona virgen pueden ayudar a cuantificar el volumen de petróleo desplazado por el filtrado de
lodo a base de agua. Este petróleo es móvil y se
puede producir utilizando medios de producción
primaria; en cambio, las zonas con petróleo no
invadidas generalmente requieren de otros métodos, tales como la inyección de vapor, agua o CO2
o cualquiera de las muchas técnicas de recuperación mejorada del petróleo para drenar el petró-
30
20
10 -1
10
1
10 1
10 2
Frecuencia, MHz
10 3
10 -2
10 1
10 2
10 3
Frecuencia, MHz
> Efectos de la salinidad del fluido en las mediciones dieléctricas. Los núcleos fueron saturados con cuatro salmueras diferentes cuyas resistividades
variaban entre 4,890 y 0,051 ohm.m. Se computaron la permitividad (izquierda) y conductividad (derecha) para un rango de frecuencias de 10 MHz a 10 GHz.
Las mediciones de permitividad convergían a 1 GHz aproximadamente. A fines comparativos, se realizó una medición de permitividad de referencia en una
muestra de núcleo seco (azul). El núcleo saturado con la salmuera de mayor salinidad (verde) mostró la mayor dispersión y fue la única que no convergía
a 1 GHz. La conductividad dieléctrica en cambio, no convergía pero aumentaba con la frecuencia para las cuatro muestras, lo cual demostró el efecto
dispersivo de la salinidad del fluido.
46
42005schD7R1.indd 7
Oilfield Review
9/12/11 10:08 PM
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 8
0,50
50
0 4laboratorio
0,45
5
Medición de
Modelo textural
0,40
Conductividad, S/m
Permitividad
40
30
20
10
0,30
0,20
0,10
106
107
108
0
109
106
107
Frecuencia, Hz
109
0,50
0 4laboratorio
0,45
5
Medición de
Método CRI0,40
Conductividad, S/m
40
30
20
10
108
Frecuencia, Hz
50
Permitividad
Dispersión
Debido a que los factores biológicos y sedimentológicos pueden producir una complicada red de
poros, los carbonatos tienen una estructura mucho
más compleja que las rocas siliciclásticas.16 La red
de poros también puede ser alterada por la diagénesis postdepositacional.17 Esto hace que la evaluación de las propiedades petrofísicas de los
carbonatos sea un desafío, especialmente la evaluación de la permeabilidad y las saturaciones de
fluidos que no se miden directamente, sino que se
derivan combinando mediciones mediante el uso
de un modelo apropiado.
Los investigadores de Schlumberger descubrieron que las propiedades dieléctricas calculadas con
una frecuencia de 1 GHz utilizando la técnica CRI
eran precisas para las muestras de rocas carbonatadas saturadas con mezclas de salmuera y petróleo (página anterior, arriba). Sin embargo, otros
factores diferentes a la mineralogía y el contenido
de agua afectan la permitividad a frecuencias más
bajas.18 Las mediciones de las dispersiones de la
permitividad en dos rocas carbonatadas con porosidad, mineralogía y saturación de agua similares,
demostraron esta diferencia textural en función
de la frecuencia. La observación de la dependencia de la frecuencia que presentan las propiedades
dieléctricas llevó a los investigadores a desarrollar
un modelo de dispersión dieléctrica para caracterizar la textura de la roca.
Los investigadores también experimentaron
con la conductividad y la permitividad dieléctrica
de muestras de núcleos siliciclásticos saturados
con salmueras de diferentes salinidades.19 Aunque
la permitividad de una muestra seca permanece
constante para un amplio rango de frecuencias,
los valores de permitividad de las muestras
impregnadas con salmuera variaban de acuerdo a
la salinidad, convergiendo a frecuencias de alrededor de 1 GHz (página anterior, abajo). Las conductividades dieléctricas, sin embargo, no son
lineales, y el efecto de la salmuera sobre los valores de la conductividad aumentan con la frecuencia del campo electromagnético aplicado. Por lo
tanto, cualquier variación de la permitividad dieléctrica con la frecuencia aplicada se deberá relacionar con las propiedades texturales o con la
salinidad del fluido.
A lo largo de los años, se han desarrollado
diferentes modelos para cuantificar la dispersión.
El modelo textural utiliza elementos geométricos,
como los granos laminares, para tener en cuenta
0,30
0,20
0,10
106
107
108
0
109
Frecuencia, Hz
106
107
108
109
Frecuencia, Hz
> Comparación de modelos. La permitividad y conductividad (azul) de las mediciones de núcleos en
laboratorio realizadas sobre una muestra de carbonato se compararon con los valores calculados
utilizando el método CRI (abajo, negro) y el nuevo modelo de dispersión textural (arriba, rojo).
El método CRI coincidía con las propiedades derivadas de los núcleos a 1 GHz; pero casi no
había coincidencia entre las muestras de carbonatos y el método CRI a frecuencias más bajas,
especialmente en el caso de la conductividad. El modelo textural coincidía casi perfectamente con
los datos de los núcleos. El ejemplo que se muestra es uno de los diferentes núcleos de carbonatos
que se sometieron a prueba; todos los núcleos probados mostraron resultados similares. (Adaptado
de Seleznev et al, referencia 19.)
las diferencias en los parámetros texturales.
Para validar los modelos, los científicos adquirieron datos experimentales de conductividad y permitividad dieléctrica utilizando un amplio rango
de frecuencias en rocas con varias Oilfield
texturasReview
dife11
rentes. Luego, utilizaron el modelo SPRING
de dispersión
para ajustar sus mediciones. Esta técnica de
inversión genera resultados de conductividad y
permitividad dieléctrica que coinciden más con
las mediciones de los núcleos en comparación con
los resultados obtenidos mediante la técnica CRI
tradicional (arriba).
DIELSCAN Fig. 9
ORSPRG11-DIELSCAN
Fig. 9Response of Brine-Saturated Rocks,”
16.Para obtener más información sobre el análisis
de
Dielectric
yacimientos carbonatados, consulte: Al-Marzouqi MI,
Petrophysical Review B 34, no. 8 (15 de octubre de 1986):
Budebes S, Sultan E, Bush I, Griffiths R, Gzara KBM,
5145–5153.
Ramamoorthy R, Husser A, Jeha Z, Roth J, Montaron
Baker PL, Kenyon WE y Kester JM: “EPT Interpretation
B, Narhari SR, Singh SK y Poirer-Coutansais X:
Using a Textural Model,” Transcripciones del 26o
“Resolución de la complejidad de los carbonatos,”
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 44–60.
SPWLA, Dallas (17 al 20 de junio de 1985), artículo DD.
17.Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis
Kenyon, referencia 11.
y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2
19.Seleznev N, Habashy T, Boyd A y Hizem M: “Formation
(Diciembre de 2010): 14–29.
Properties Derived from a Multi-Frequency Dielectric
18.Para obtener más información sobre la derivación de los
Measurement,” Transcripciones del 47o Simposio Anual
modelos utilizados para la inversión textural, consulte:
de Adquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,
Stroud D, Milton GW y De BR: “Analytical Model for the
México (4 al 7 de junio de 2006), artículo VVV.
47
9/12/11 10:08 PM
Él método textural puede ser utilizado para
derivar el exponente de cementación, m, que se
utiliza en la ecuación de saturación de agua de
Archie. Los datos de cementación calculados utilizando el modelo textural se aproximan favorablemente a los exponentes de cementación medidos
en forma independiente en los núcleos de carbonatos. Los datos de laboratorio se modelaron con
éxito abarcando un amplio rango de valores para
m desde 1,7 hasta 2,9 (izquierda). Esta técnica se
ha utilizado con éxito para explicar las variaciones
de la resistividad relacionadas con la textura de los
carbonatos, que dan lugar a estimaciones de saturación erróneas (izquierda, extremo superior).
Los efectos de la dispersión no están limitados a los análisis de carbonatos; también se pueden aplicar a la evaluación de areniscas arcillosas.
Sin embargo, los modelos de dispersión para las
lutitas son diferentes a los utilizados para el análisis de carbonatos debido a que las arcillas que
componen la lutita, inducen comportamientos de
dispersión específicos.
m calculada a partir del modelo textural
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
m medida en laboratorio a partir de núcleos
> Exponente de cementación de la ecuación de saturación de agua de
Archie. El exponente de cementación, m, se puede medir a partir de datos
de núcleos, pero es un proceso que requiere mucho tiempo. Para calcular
el valor de m en varias muestras de núcleos de carbonatos, se utilizó el
modelo textural, desarrollado a partir del análisis de dispersión dieléctrico.
El gráfico de interrelación entre los valores obtenidos de ambos métodos
mostró una buena coincidencia a través de un intervalo amplio. El valor
predeterminado de 2 para la ecuación de Archie no sería apropiado para
la mayoría de estas muestras cuyos valores variaban desde 1,7 a 2,9.
(Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)
gAPI
100
Calibrador
0 % 100
Saturación,
m=2
pulgadas 16 0 % 100
ohm.m
1 000
Dieléctrica somera
Litología
Profundidad, m
0 ppk 50 6
1
3,5 m corregida
Rayos gamma
Salinidad
Dieléctrica profunda
Saturación,
1,0
0
Resistividad
Petróleo
m
1
ohm.m
Porosidad dieléctrica
1 000 50
Inducción profunda
1
ohm.m
%
1 000 50
%
X 750
X 760
X 770
X 780
Oilfield Review
SPRING 11
DIELSCAN Fig. 10
ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 10
X 790
X 800
X 810
X 820
> Validación del modelo de dispersión. Debido a los efectos texturales, el cálculo de la saturación
de agua de Archie en carbonatos utilizando las técnicas tradicionales puede dar lugar a resultados
incorrectos. En este ejemplo, los datos de resistividad de inducción profunda (Carril 5, rojo) son
más elevados de X 764 a X 778 m (zona sombreada en azul) que en las zonas superior e inferior.
La saturación de agua calculada utilizando la ecuación de Archie (Carril 3, rojo) con un exponente
de cementación fijo, m = 2, indica la posible presencia de petróleo (sombreado en verde) en este
intervalo. La porosidad de la herramienta dieléctrica (Carril 6, azul) coincide con la porosidad total
(negro), lo cual significa que no hay hidrocarburos. En este intervalo, el valor derivado del modelo
de dispersión para m (Carril 2, azul) varía de 1,9 a 2,6. La saturación de agua calculada utilizando
estos valores corregidos de m en la ecuación de Archie arrojan como resultado una saturación
de agua de 100% (Carril 3, negro), lo cual se aproxima más a los resultados esperados.
48
42005schD7R1.indd 9
0
Porosidad total
0
Areniscas arcillosas
La cuantificación de la arcillosidad ha estado
limitada a las correlaciones con rayos gamma,
registros sónicos, espectroscopía de captura de
neutrones o diferencias entre los registros de
porosidades de densidad y neutrón. Los resultados no son mediciones directas sino que se basan
en inferencias empíricas. El modelo de dispersión
dieléctrica cuantifica directamente los efectos de
la arcilla como los que se observan en las secuencias laminadas de areniscas y lutitas.20 Esto resulta
especialmente útil en las areniscas arcillosas de
agua dulce en las que la resistividad medida está
determinada en gran parte por el contenido de
arcilla. Pero las aplicaciones de datos dieléctricos
para determinar la arcillosidad no se limitan sólo
a los casos de agua dulce. Debido a que la respuesta dispersiva de las propiedades dieléctricas
de una arcilla está relacionada directamente con
20.Las arenas laminadas se caracterizan por la presencia de
intervalos de capas delgadas de arenas y lutitas apiladas.
La presencia de láminas de lutita se traduce en mediciones
de valores más bajos de resistividad volumétrica y puede
enmascarar la presencia de hidrocarburos. El espesor de
las láminas en general se encuentra por debajo del umbral
de resolución de las herramientas convencionales de
adquisición de registros.
21.Myers MT: “A Saturation Interpretation Model for the
Dielectric Constant of Shaly Sands,” artículo 9118,
presentado en la Quinta Conferencia Anual de la
Sociedad de Analistas de Núcleos, San Antonio,
Texas, EUA, 20 al 21 de agosto de 1991.
22.Seleznev et al, referencia 19.
23.Toumelin E y Torres-Verdín C: “Pore-Scale Simulation of
KHz-GHz Electromagnetic Dispersion of Rocks: Effects
of Rock Morphology, Pore Connectivity, and Electrical
Double Layers,” Transcripciones del 50o Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,
The Woodlands, Texas, EUA (21 al 24 de junio de 2009),
artículo RRR.
Oilfield Review
9/12/11 10:08 PM
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 10
Mezcla de esmectita y agua
Mezcla de caolinita y agua
400
Mezcla de arena Ottawa y agua
300
Permitividad real, εr
la física que controla su conductividad, la técnica
de dispersión ofrece estimaciones precisas de
arcillosidad (derecha).21
Como se ha demostrado con los carbonatos, la
permitividad relativa calculada con el modelo CRI
puede no coincidir con los datos derivados de
núcleos a frecuencias menores a 1 GHz. Este comportamiento dispersivo también se observa en las
areniscas arcillosas y en las secuencias de areniscas y lutitas pero por diferentes razones.
Para estas rocas, se correlaciona con la capacidad de intercambio catiónico (CIC) de los minerales en la formación, lo que se refiere tanto a la
polarización electroquímica, también conocida
como un efecto de doble capa, como a la polarización interfacial Maxwell-Wagner. Ambos efectos
están presentes, y los efectos electroquímicos
dominan en condiciones de menor salinidad,
mientras que la polarización interfacial domina
en condiciones de alta salinidad.
La capacidad CIC es la cantidad de cationes
(iones con carga positiva) que un mineral de
arcilla puede alojar en su superficie con carga
negativa. Las arcillas son aluminosilicatos en los
que se han sustituido algunos de sus iones de
aluminio y silicio por elementos con una valencia o carga diferentes. La presencia de los iones
de las arcillas mejora la polarización interfacial y
electroquímica.22
Los elementos no conductivos que se encuentran en la formación, cuando se mezclan entre sí,
pueden presentar conductividad dieléctrica que
no estaría presente si estos elementos estuviesen
por separado. Esto se debe al fenómeno geométrico Maxwell-Wagner, que está relacionado con
la acumulación de carga en la interfaz entre la
salmuera y la roca o entre la salmuera y el petróleo. Entre estas superficies cargadas, la salmuera
forma dipolos macroscópicos, que pueden dar
lugar a polarizaciones macroscópicas que dependen de la frecuencia. Cuando se exponen a un
campo electromagnético de baja frecuencia, los
dipolos alcanzan el equilibrio antes de que cambie la dirección del campo. Cuando se exponen a
un campo electromagnético de alta frecuencia,
los dipolos no pueden seguir los cambios rápidos
del campo, produciendo disipación de energía,
aumento de conductividad eléctrica y disminución de permitividad dieléctrica.23
En el rango de frecuencia de la herramienta
Dielectric Scanner (20 MHz a 1 GHz), los mecanismos de polarización, electroquímico y geométrico
(Maxwell-Wagner) contribuyen a la dispersión dieléctrica global medida en las formaciones que
200
Δ εr
100
0
10 0
10 1
10 2
10 3
Frecuencia, MHz
> Polarización interfacial. Las mezclas de arena y arcilla muestran
comportamientos de permitividad dieléctrica dispersivos dependiendo
del tipo de arcilla. La medición de permitividad real en una mezcla
de esmectita y agua tiene una gran dependencia con respecto a la
frecuencia; por ejemplo, compárese la permitividad real a 10 MHz con la
de 1 GHz. En la mezcla de caolinita y agua, los efectos están presentes,
pero menos pronunciados. En la mezcla de arena y agua la dispersión
era pequeña. Debido al mayor volumen de agua ligada asociada con la
esmectita que con la caolinita, hay una disminución de la permitividad a
medida que aumenta la frecuencia. Esta correlación entre la dispersión
y el contenido y tipo de lutita se puede utilizar para calcular la capacidad
de intercambio catiónico (CIC) y cuantificar los efectos de la arcilla a
partir de los datos dieléctricos.
contienen arcilla. La respuesta electroquímica la capacidad CIC para las ecuaciones de saturadisminuye con el aumento de la salinidad de la ción de agua. La capacidad CIC determina tanto
salmuera. Los efectos de Maxwell-Wagner aumen- el efecto de la arcilla en la medición de resistivitan con el aumento de la salinidad de la salmuera. dad, como también el volumen de agua ligada que
Para una salinidad de salmuera determinada, un debe ser excluido de la medición de porosidad
aumento en el contenido de arcilla de la roca pro- total a fin de determinar correctamente la saturavoca un aumento en su valor de la capacidad CIC ción de agua y el volumen de petróleo. Medir la
y un aumento en su dispersión dieléctrica debido capacidad CIC directamente en lugar de estia los mecanismos electroquímicos y de Maxwell- marla a partir del tipo y volumen de arcilla es una
manera más simple y robusta de determinar la
Wagner simultáneamente.
La importancia relativa de cada mecanismo saturación de agua en las areniscas arcillosas.
Un beneficio adicional de la medición dielécestá afectada por la salinidad de la salmuera.
trica
es la capacidad de medir directamente el
Por ejemplo, las mediciones de Oilfield
una muestra
Review
SPRING 11
secada al vacío no muestran dependencia
de la contenido de lutita y la saturación en alta resoluDIELSCAN Fig.
frecuencia, pero en las rocas sedimentarias,
la 12ción. Aunque se han desarrollado técnicas para
ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 12
permitividad dieléctrica se incrementará con el medir la anisotropía con dispositivos de resistiviaumento de la superficie y de la capacidad CIC. dad, tales como la herramienta de inducción
Al relacionar la dispersión debida a los efectos de triaxial Rt Scanner, esta medición no tiene la
la arcilla con respecto a la capacidad CIC, los resolución vertical de la herramienta dieléctrica.
petrofísicos pueden cuantificar el contenido de Los dispositivos de porosidad nuclear pueden
proporcionar datos de entrada para las mediciolutita en las rocas de los yacimientos.
Los intentos para determinar tanto el volumen nes de saturación de alta resolución; sin embargo,
de arcilla como el tipo de arcilla están motivados la resolución vertical de estos datos está limitada
por la necesidad de tener un valor de entrada de por la física y el espaciamiento de los detectores.
49
9/12/11 10:08 PM
La herramienta Dielectric Scanner
Las mediciones de los dispositivos electromagnéticos que operan a frecuencias en el rango de los
kHz, como una herramienta de inducción, son
más conocidos que las mediciones dieléctricas
adquiridas a muy altas frecuencias. Las mediciones a menores frecuencias están dominadas por
la conductividad de la formación, pero a medida
que la frecuencia aumenta, los efectos dieléctricos comienzan a aparecer y luego predominan.
Las mediciones a muy alta frecuencia ofrecen la
posibilidad de evaluar la conductividad y la permitividad de forma simultánea. Además, la obtención
de información sobre la textura y la arcillosidad
utilizando dispersión dieléctrica requiere una
medición de alta calidad adquirida a múltiples
frecuencias. La herramienta Dielectric Scanner
fue desarrollada para proporcionar el conjunto
completo de los datos necesarios para estas aplicaciones (próxima página, a la izquierda).
La herramienta tiene un patín totalmente
articulado para posicionar los transmisores y
receptores contra la pared del pozo. La forma del
patín es cilíndrica y las antenas están diseñadas
para actuar como dipolos magnéticos perfectos.
Cada uno de los dos transmisores y los ocho
receptores pueden operar con polarización longi-
50
42005schD7R1.indd 11
Petróleo
Hidrocarburo
Sw
de Archie
Resistividad horizontal
0 % 100
Imagen FMI
Sw
dieléctrica
0 % 100
Litología
Profundidad, pies
La medición dieléctrica provee valores de porosidad ocupada por agua con resoluciones del orden
de los 2,5 cm [1 pulg]. La información dieléctrica
permite a los petrofísicos calcular las reservas y
estimar la producción con mayor precisión de la
que pueden hacerlo actualmente con la resistividad y porosidad derivadas de otras fuentes,
incluidas las nuevas tecnologías tales como las
herramientas de inducción triaxial (derecha).
La capacidad para medir la arcillosidad y los
efectos de la arcilla resulta esencial en la caracterización de los yacimientos anisotrópicos de areniscas arcillosas de agua dulce. Los intérpretes
identifican la presencia de hidrocarburos en los
yacimientos anisotrópicos mediante la observación de la diferencia entre la resistividad horizontal y vertical, tales como las que se obtienen con la
herramienta Rt Scanner. Sin embargo, el uso de
esta técnica no es efectiva en los ambientes de
agua dulce debido a la falta de contraste entre las
resistividades del agua dulce, las láminas de lutita
y el petróleo. Los analistas de registros pueden, sin
embargo, determinar la anisotropía con alta resolución utilizando las mediciones longitudinales y
transversales de la herramienta Dielectric Scanner.
A partir de estos datos se pueden cuantificar los
efectos de la arcilla y la saturación de petróleo.
1
ohm.m
Porosidad dieléctrica
1 000 50
Resistividad vertical
1
ohm.m
%
0
Porosidad de interrelación
1 000 50
%
0
1 350
1 360
> Saturación de hidrocarburo de alta resolución. Las diferencias entre las resistividades horizontal
y vertical (Carril 4) de un dispositivo de inducción triaxial, como la herramienta Rt Scanner, pueden
ayudar a interpretar la anisotropía. Sin embargo, las laminaciones en los datos del generador de
imágenes microeléctricas de cobertura total, FMI, (Carril 1) son más delgadas que las resoluciones
de la herramienta de inducción o las herramientas de densidad y neutrón, como se muestra en la
porosidad de interrelación (Carril 5, negro). Esto puede resultar en un cálculo de productividad neta
excesivamente alto. La resolución vertical de la medición de saturación derivada de la herramienta
Dielectric Scanner (Carril 2, negro) puede ser tan pequeña como 2,5 cm. La diferencia entre las
resoluciones se observa cuando se compara la saturación de agua de Archie (Carril 2, rojo) con
la saturación dieléctrica (negro). La incorporación de datos dieléctricos en el análisis resulta en
cálculos de espesores productivos permeables y estimación de reservas más precisos.
tudinal o transversal.24 La medición se realiza a del lodo. En modo reflexión, miden las propiedacuatro frecuencias discretas de 20 MHz a 1 GHz des dieléctricas del material que se encuentra
aproximadamente. Cada ciclo de medición incluye directamente frente al patín: lodo o revoque de
72 mediciones de amplitud transmisor-receptor y filtración. Como la herramienta adquiere datos en
72 mediciones de fase. La multiplicidad de los ambas polarizaciones, longitudinal y transversal,
pares transmisor-receptor permite compensar se pueden cuantificar los efectos de la anisotropía
las mediciones por efectos del pozo, y un algo- a alta resolución. La polarización longitudinal
ritmo de control de calidad puede extraer los mide la permitividad y la conductividad en un
pares desequilibrados y eliminarlos de la compu- plano que es ortogonal al eje de la herramienta
tación. La profundidad de investigación (DOI, (próxima página, a la derecha). La polarización
por sus siglas en inglés), que es una función del transversal mide la conductividad y la permitiviespaciamiento entre el emisor y el receptor, la dad tanto vertical como horizontal.
Oilfield de
Review
frecuencia de trabajo y las propiedades
la 24.La obtención de mediciones longitudinales y
11
transversales se compara con los modos de radiación
formación, varía de 2,5 cm a 10,2 cmSPRING
[1 a 4 pulg].
DIELSCAN Fig. 13 longitudinal y transversal de las herramientas EPT de
Se obtiene una resolución vertical de 2,5 cm.
generación
ORSPRG11-DIELSCAN
Fig.13más antigua, que son modos que requirieron
conjuntos de hardware completamente independientes.
Los dipolos eléctricos en la cara del patín proporcionan dos modos de operación. En modo pro- 25.Heger K, Uematsu M y Franck EU: “The Static
Dielectric Constant of Water at High Pressures and
pagación, realizan la medición transversal más
Temperatures to 500 MPa and 550°C,” Berichte der
Bunsengesellschaft für physikalische Chemie 84,
somera y se utilizan para estimar las propiedades
no. 8 (Agosto de 1980): 758–762.
Oilfield Review
9/12/11 10:08 PM
Las mediciones de temperatura y presión también son necesarias para los procedimientos de
compensación en los modelos dieléctricos. Bajo
condiciones de fondo de pozo, la presión tiene un
efecto significativo sobre las propiedades dieléctricas del agua.25 Las dependencias con respecto
a la temperatura, salinidad y presión también se
deben considerar en el modelo dieléctrico para
producir una interpretación precisa de los registros en condiciones de fondo de pozo. La temperatura se mide con el sensor de lodo integrado y
se utiliza un sensor específico para medir la presión hidrostática.
Longitudinal
H
E
Región detectada
longitudinalmente
Región detectada
en forma combinada
Transversal
E
H
or
R XA
ns
4
Se
R XA
2
vo
re
R XA
de
3
Brazo
calibrador
1
e
qu
R XA
TA
Región detectada
transversalmente
TB
1
R XB
Patín
articulado
2
R XB
3
R XB
4
R XB
> Herramienta Dielectric Scanner. Esta herramienta introducida recientemente incorpora varias
características para mejorar la adquisición de datos y proporcionar mediciones más precisas.
A diferencia de las herramientas de generaciones anteriores que utilizaban patines fijos, la
herramienta Dielectric Scanner utiliza el brazo calibrador para empujar el patín articulado contra
la formación. La curvatura del patín también ayuda a mejorar el contacto con la pared del pozo.
Los transmisores (TA y TB) y los conjuntos de antena (RXA1 a RXA4 y RXB1 a RXB4) operan a frecuencias
discretas de 20 MHz a 1 GHz. Los transmisores y las antenas son dipolos cruzados yuxtapuestos y
pueden operar simultáneamente en modos de polarización transversal (flecha roja) y longitudinal
(flecha azul). Dos dipolos eléctricos abiertos (sensores de cable coaxial de extremos abiertos) miden
las propiedades del revoque
y proveen
control de calidad. A fin de obtener datos de entrada para
Oilfield
Review
el cálculo de propiedadesSPRING
de fluidos
11más precisas, la herramienta mide tanto la temperatura como
la presión en el lugar de laDIELSCAN
medición. Se
Fig.utiliza
14 la compensación por efectos del pozo para eliminar
los pares transmisor-receptor
desajustados. Para Fig.
cada14ciclo de medición, se realizan 72 mediciones
ORSPRG11-DIELSCAN
de atenuación y 72 mediciones de fase por cada una de las cuatro frecuencias. La profundidad de
investigación es de 2,5 cm a 10,2 cm [1 pulg a 4 pulg] dependiendo del espaciamiento entre transmisor
y receptor y de las propiedades del fluido de formación.
> Modos de operación de la herramienta.
Las herramientas dieléctricas generan ondas
electromagnéticas y crean un campo cuyas
componentes eléctricas (E) y componentes
magnéticas (H) son perpendiculares entre si.
La polarización de la onda determina la
dirección del campo creado. Los modos de
polarización longitudinal (arriba) y transversal
(abajo) corresponden a mediciones en los
planos horizontal y vertical con respecto a la
herramienta. Cada modo genera una orientación
específica de campo y una forma de región
detectada (recuadros). Las bandas en colores
representan las múltiples profundidades
de investigación, que son funciones del
espaciamiento entre transmisor y receptor y de
las propiedades de la formación. Las regiones
detectadas por los dos modos se superponen
(centro); las diferencias en las mediciones
generadas a partir de las dos orientaciones
ayudan a identificar anisotropía.
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 12
51
Oilfield Review
SPRING 11
DIELSCAN Fig. 15
ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 15
9/12/11 10:08 PM
F0
R1
es Zona de transición
pa
cia
mi
en
tos
mú
ltip Zona invadida
les
Investigación estructural: polarizaciones múltiples
Revoque
R2
R3
Inv
es
tig
a
F2
La herramienta investiga tres áreas principales:
información radial, información referente a estructuras geológicas y textura de la matriz (izquierda).
Los datos de los diferentes pares transmisorreceptor en todas las frecuencias se invierten para
calcular las permitividades y conductividades de
varias capas: el revoque, la zona invadida cercana
y la zona invadida lejana. Las propiedades petrofísicas se pueden calcular mediante el modelo CRI
para cada una de las cuatro frecuencias. El proceso de dispersión con las entradas de múltiples
frecuencias se puede realizar a diferentes profundidades de investigación (abajo).
F3
Orientación molecular
Polarización electrónica
105
106
10 7
10 8
Frecuencia, Hz
109
10 10
Investigación textural: frecuencias múltiples
ial
:
Homogeneidad de la formación
rad
ció
n
Zona virgen
R4
F1
Polarización interfacial
Anisotropía
> Dimensiones de las mediciones dieléctricas. Con sus cuatro frecuencias de operación
(F0 a F3) y sus cuatro pares de espaciamientos entre transmisor y receptor (R1 a R4),
la herramienta Dielectric Scanner tiene tres rangos de investigación: textural, radial y
estructural. Las frecuencias de operación fueron elegidas para aprovechar los mecanismos
de polarización interfacial, molecular y electrónica, que están relacionados con los efectos
texturales y efectos de la arcilla. La investigación radial se logra mediante cuatro pares de
espaciamientos entre transmisor y receptor que modelan la región cercana al pozo, que
incluye al revoque y a la zona invadida, y, dependiendo de la profundidad de invasión, puede
abarcar la zona de transición y la zona virgen. La investigación estructural se logra mediante
la polarización orientacional. La medición en los planos horizontal y vertical permite la
identificación de anisotropía de formación a alta resolución.
Método CRI
Modelo de dispersión
φT, ε matrix, temperatura y presión
φT, ε matrix, temperatura y presión
Modelo de dispersión
Modelo de agua
Modelo de dispersión
Modelo de agua
S W, SH
σwater, SH
σ Dielectric
Inversión
Incertidumbres
de entrada
Oilfield Review Incertidumbre de
SPRING 11
los parámetros
DIELSCAN Fig. 16
ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 16
Revoque
Zona invadida somera
εSH, F3
σSH, F3
S W, SH
σwater, SH
Constante dieléctrica SH
SW, SH
σwater, SH
Inversión
Incertidumbres
de entrada
Zona invadida profunda
Revoque
εr, SH, F3
ε r, SH, F0, σDielectric, SH, F0
ε r, SH, F1, σDielectric, SH, F1
ε r, SH, F2, σDielectric, SH, F2
ε r, SH, F3, σDielectric, SH, F3
Constante dieléctrica SH
Parámetros texturales
Incertidumbre de
los parámetros
Zona invadida somera
Zona invadida profunda
ε SH, F0, σSH, F0
ε SH, F1, σSH, F1
ε SH, F2, σSH, F2
ε SH, F3, σSH, F3
ε Deep, F0, σ Deep, F0
ε Deep, F1, σ Deep, F1
ε Deep, F2, σ Deep, F2
ε Deep, F3, σ Deep, F3
> El método CRI versus el modelo de dispersión textural. La herramienta Dielectric Scanner tiene cuatro frecuencias de operación y múltiples
espaciamientos entre transmisor y receptor. Para el método CRI (izquierda), las entradas consisten en la porosidad total, fT, permitividad de la matriz,
εmatrix, temperatura y presión. La inversión parte de la medición de permitividad real y de la conductividad dieléctrica y arroja como resultado la saturación
de agua, conductividad del agua, y constante dieléctrica para cualquier combinación de frecuencia y espaciamiento entre transmisor y receptor. Lo que
se muestra es la medición somera (SH, por su abreviatura en inglés). Para referencia y control de calidad, la incertidumbre de las mediciones de entrada
también se pueden calcular y aplicar a las salidas. Las entradas para el modelo de dispersión (derecha) son similares, pero para el procesamiento se
necesitan la permitividad y conductividad a frecuencias múltiples. Las salidas incluyen la saturación de agua, la conductividad, la constante dieléctrica
y los parámetros texturales. Los datos pueden invertirse para diferentes profundidades de investigación, que son funciones del espaciamiento entre
transmisor y receptor y de las propiedades de la formación. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)
52
42005schD7R1.indd 13
Oilfield Review
9/12/11 10:08 PM
Resistividad
Saturación
de Archie
Calibrador
Profundidad, m
6
0
100 %
0
pulgadas 16 Saturación
Litología
0,2
%
2 000
ohm.m
0,2
ohm.m
2 000
Resistividad verdadera
de la herramienta HRLA
0 0,2
ohm.m
Porosidad
2 000
Zona invadida
de la herramienta
Dielectric Scanner
Dolomita
Agua
0 100
ohm.m
Zona invadida
Ilita
Calcita
Petróleo
de la
Entradas de herramienta
Agua ligada
Archie,
Dielectric
m =n
Scanner
Porosidad
3,5 100 %
0,2
Efectos de
la dispersión
Hidrocarburo
Porosidad total
50
%
0
Porosidad ocupada por
agua de la herramienta
Dielectric Scanner
2 000 50
%
0
Conductividad
Petróleo
Diferencia
Herramienta de
arreglo de lateroperfil
Permitividad
Saturación
de petróleo
residual
F3–
F2
F2–
F3
F2–
F1
F1–
F2
F0–
F1
F0–
F1
X10
X20
X30
X40
> Prueba en carbonatos de Medio Oriente. Los analistas de registros incorporaron los datos de
la herramienta Dielectric Scanner a los del conjunto de herramientas de adquisición de registros
LithoDensity–Array Porosity–HRLA. El análisis de porosidad (Carril 5) incluyó la porosidad total
(negro) y la porosidad dieléctrica (azul). La diferencia entre ambas porosidades (sombreada en verde)
representa a los hidrocarburos residuales. La conductividad dieléctrica, convertida a resistividad
(Carril 4, azul), se presentó junto a las resistividades de la herramienta HRLA (rojo y negro) y la
resistividad somera de la herramienta LithoDensity (verde). La saturación de agua se calculó a partir
Oilfield
Review
de los datos dieléctricos (Carril 2, negro)
y a partir
de la ecuación de Archie (rojo), la cual se corrigió
SPRING
11 derivadas de los datos dieléctricos. Los efectos
por variaciones en el exponente m (Carril
1, azul)
de la dispersión se pueden visualizarDIELSCAN
comparando
Fig.las18diferencias entre las permitividades y
conductividades calculadas a partir ORSPRG11-DIELSCAN
de los pares de frecuencias
(Carril 6). La diferencia entre
Fig.18
las respuestas en frecuencias está identificada por colores (cian, azul, rojo).
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 14
Para facilitar la integración de los datos dieléctricos con los datos de otras herramienta de adquisición de registros, los ingenieros han desarrollado
el software Dielectric Pro para realizar la interpretación de la dispersión dieléctrica. Se puede realizar el procesamiento y la interpretación de todos
los datos utilizando la porosidad, la resistividad y
el análisis de saturación obtenidos a partir de las
herramientas convencionales. La conductividad y
permitividad se pueden calcular a múltiples frecuencias. Los gráficos de interrelación de los
datos proporcionan información para el análisis
textural y de arcillosidad. En los flujos de trabajo
se encuentran incorporados varios modelos de
interpretación que proveen métodos alternativos
para el análisis de los datos. El procesamiento
radial puede derivar variaciones en la conductividad y permitividad de la formación para el análisis de anisotropía. Sin embargo, el verdadero
valor de los registros dieléctricos está en las aplicaciones de fondo de pozo.
De la investigación al yacimiento
Petroleum Development Oman (PDO) ha probado la herramienta Dielectric Scanner en varios
pozos. Los objetivos de PDO incluían la evaluación de las secuencias laminadas de areniscas
lutitas, carbonatos de petróleo pesado, areniscas
arcillosas y carbonatos de ultra-alta salinidad.26
Para uno de los pozos de prueba, el objetivo era
cuantificar el volumen de petróleo residual; es
decir, el petróleo que no ha sido desplazado por la
invasión de filtrado de lodo, independientemente
de las mediciones de resistividad y a fin de integrar
los datos dieléctricos con un conjunto completo de
datos de otras herramientas de adquisición de
registros de pozo abierto. PDO evaluó la capacidad
de la herramienta para detectar la movilidad del
petróleo y proveer información textural en esta
prueba. Los pozos seleccionados estaban en un
yacimiento carbonatado. La salinidad del filtrado
de lodo era de aproximadamente 180 000 partes
por millón (ppm) de NaCl.
Dado que la herramienta dieléctrica mide la
parte ocupada por agua de la porosidad, la diferencia entre la porosidad de interrelación densidad-neutrón y la porosidad dieléctrica es la
saturación de petróleo residual. En este caso, la
diferencia era grande, lo cual indicaba claramente la presencia de una considerable cantidad de hidrocarburo no desplazado (izquierda).
26.Mude J, Arora S, McDonald T y Edwards J: ”Wireline
Dielectric Measurements Make a Comeback:
Applications in Oman for a New Generation Dielectric
Log Measurement,” Transcripciones del 51er Simposio
Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth,
Australia Occidental, Australia (19 al 23 de junio de
2010), artículo GG.
53
9/12/11 10:08 PM
Rxo de la
herramienta HRLA
Profundidad, m
Calibrador
6
pulgadas
0,02 ohm.m 2 000 45
16
Rayos gamma
0
gAPI
Porosidad
neutrónica de
la herramienta
de arreglo
Rt de la
herramienta HRLA
60 0,02 ohm.m 2 000
%
-15 0
Densidad
volumétrica
1,95 g/cm3 2,95 0
Los analistas de registros descubrieron que en
lugar de utilizar el valor alto de n correspondiente
a la sección superior para calcular la saturación
de agua con la ecuación de Archie, se debería utilizar un valor más bajo.
Porosidad de
la herramienta
de densidad
%
Porosidad
dieléctrica
%
40
Saturación de
agua de Archie
Saturación de
agua dieléctrica
%
%
40 100
0 100
0
X25
X50
X75
> Mejora del cálculo de la saturación de agua. En estos carbonatos de Medio Oriente, se utilizaron
las entradas estándares para calcular la saturación de agua (Carril 5). En la ecuación de saturación
de agua de Archie se utilizó un valor constante para n, obtenido de los datos de núcleos de pozos
cercanos. La saturación de agua también se calculó a partir de los datos dieléctricos (Carril 6).
Se aprecia una buena concordancia en el intervalo superior (zona sombreada en verde claro), lo
que confirma el valor de n. La saturación de agua derivada de mediciones dieléctricas en el intervalo
inferior (zona sombreada en azul claro), que incluye una zona de transición de petróleo a agua, es
menor, lo cual indica más petróleo, en comparación con el que se obtiene utilizando el valor de n
apropiado para el intervalo superior. Resultados como éstos pueden afectar a las estimaciones de
reservas petrolíferas, lo cual a su vez impacta en los requerimientos de equipos y en el desarrollo
del campo.
Luego, los datos dieléctricos se integraron en
Esta cuantificación de petróleo residual, independiente de la medición de resistividad, cum- un análisis y se compararon con la saturación de
plió con el primer objetivo de la prueba de PDO. agua calculada a partir de los datos de entrada que
Para lograr el segundo objetivo, los analistas se consideran típicos para el campo. En la sección
calcularon la salida textural dieléctrica para utili- superior, donde generalmente se utiliza un parámezarla en la ecuación de saturación de agua de tro de saturación de Archie, o valor de n, elevado,
Archie. El análisis de dispersión Oilfield
indicó que
el hay una buena concordancia entre los dos métodos.
Review
SPRING
exponente de cementación, m, variaba
de 1,511
a 2,5 Este valor fijo de n se obtuvo en un campo cercano
DIELSCAN
Fig. 19y es apropiado para rocas impregnadas de petróleo
en el intervalo en cuestión. PDO atribuyó
la variaORSPRG11-DIELSCAN Fig.19
bilidad de m a las diferencias texturales y de facies (arriba). En una transición entre una zona de
en el carbonato. El uso de un parámetro m más petróleo a una de agua, hay una diferencia entre
preciso resultó en una determinación más correcta la salida obtenida utilizando este valor para la
de la saturación de hidrocarburo. La práctica más constante n y la salida derivada de las mediciones
común consiste en la utilización de un valor cons- dieléctricas. Lo más probable es que esto se deba
tante para m, el cual, en base a estas constatacio- a que la roca está menos impregnada por
petróleo en esta zona que en la zona petrolífera.
nes, daría lugar a resultados inexactos.
54
42005schD7R1.indd 15
Resolución de la saturación
Los yacimientos someros de petróleo pesado, que
incluyen algunas de las pocas áreas donde se utilizan actualmente las herramientas dieléctricas, se
pueden encontrar en varias regiones en el mundo.
Canadá, EUA, México, Indonesia y Venezuela están
entre los lugares que poseen grandes reservas de
petróleo pesado.27 En California, EUA, se ha producido petróleo pesado desde la década de 1890.
La mayoría de este petróleo pesado se encuentra
a menos de 3 000 pies [1 000 m] de profundidad.
Estos yacimientos de petróleo pesado someros
están condicionados por dificultades de interpretación asociadas con el agua dulce. La interpretación
se complica aún más porque muchos de los yacimientos han estado sometidos a la inyección de
vapor o de agua durante más de 50 años.28 Los fluidos en los pozos perforados recientemente en
estos yacimientos poco pueden parecerse a los
fluidos que había originalmente en el lugar, o
pueden cambiar drásticamente a través de las
secciones aparentemente homogéneas del yacimiento debido a las diferencias en los antecedentes operacionales.
A partir de mediados de 1980, el análisis
petrofísico de los yacimientos someros de petróleo pesado en California con frecuencia incluía la
herramienta EPT para estimar los hidrocarburos
en el lugar, y el uso de la herramienta se convirtió
en rutina en la década de 1990. La herramienta
medía la porosidad ocupada por agua de la zona
invadida. Un beneficio adicional del uso de las
herramientas dieléctricas en estos yacimientos,
donde hay poca invasión de filtrado de lodo de perforación y donde el petróleo es prácticamente inamovible, es que la información coincide con la de
la zona virgen. Mientras que la herramienta EPT
se desarrolló inicialmente para analizar los yacimientos en los que se sabía que el agua de formación era dulce, en la actualidad las herramientas
dieléctricas también se utilizan cuando no se
conoce la salinidad del agua de formación debido a
las alteraciones causadas por la inyección de fluidos para la recuperación mejorada de petróleo.
Obtener datos de calidad de los pozos en los
yacimientos de petróleo pesado de California ha
resultado complicado. En muchos yacimientos, los
granos de arena se mantienen unidos por el petróleo viscoso original que había en el lugar. Las zonas
depletadas a menudo presentan pozos rugosos
debido a que se vuelven inestables después de
Oilfield Review
9/12/11 10:08 PM
haberse extraído parte del petróleo. El diseño de
mandril del patín de la herramienta EPT muchas
veces daba lugar a mediciones que estaban comprometidas por la rugosidad del pozo. El patín
articulado de la herramienta Dielectric Scanner
fue diseñado para mejorar el contacto con la
pared del pozo cuando el pozo no está en condiciones ideales.
La interpretación de las mediciones de la
herramienta EPT también estaba afectada por
los cambios en las condiciones de fondo de pozo
producidas por la inyección de vapor. El perfil de
temperatura de los pozos sometidos a inyección
de vapor no sigue un gradiente lineal típico, como
el que se asume para la interpretación de las
mediciones dieléctricas. Como la herramienta
EPT no posee un sensor de temperatura exterior,
no puede corregir por temperatura los datos sin
procesar, por lo cual se introducen errores en la
medición. Para superar esta limitación y proveer
correcciones adicionales por los efectos ambientales, se incorporaron sensores de presión, temperatura y revoque en el patín articulado de la
herramienta Dielectric Scanner.
Chevron U.S.A. Inc. ha probado la herramienta Dielectric Scanner en sus operaciones de
inyección de vapor para el desplazamiento de
petróleo pesado en el campo Cymric, ubicado en
el margen suroeste del Valle de San Joaquín,
California. Uno de los intervalos de mayor producción es la formación Tulare, que corresponde a las
edades desde el Plioceno hasta el Pleistoceno y
son en su mayoría depósitos de areniscas fluviodeltaicas mal consolidadas y limitadas por lutitas. Las arenas productoras se encuentran desde
los 50 pies hasta los 1 600 pies [15 m hasta 490 m]
de profundidad. La porosidad promedio es de 34%,
la permeabilidad varía de 2 000 a 3 000 mD y los
promedios de saturación de petróleo de 55% a
65%. La densidad del petróleo varía de 9 a 14 grados API. La producción comenzó a principios de la
década de 1900 y el desplazamiento por vapor de
agua fue introducido por primera vez en la década
de 1970. Los cálculos de saturación de agua obtenidos de los datos de resistividad son problemáticos en el campo Cymric debido a las alteraciones
en la salinidad original del agua de formación
causada por años de inyección de vapor.
27.Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C,
Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K,
Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana
JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López
de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo
pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–60.
28.Little JD, Julander DR, Knauer LC, Aultman JT y
Hemingway JL: “Dielectric Dispersion Measurements in
California Heavy Oil Reservoirs,” Transcripciones del
51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Perth, Australia Occidental, Australia (19 al 23
de junio de 2010), artículo D.
ciones preexistentes con las de la nueva herramienta. Se obtuvieron testigos laterales (muestras
de pared de pozo) en el intervalo de producción.
El pozo interceptó el contacto petróleo/agua
a una profundidad de 830 pies [253 m] (abajo).
Chevron corrió el conjunto de registros Platform
Express triple-combo junto con la herramienta
Dielectric Scanner en un pozo del campo Cymric.
El conjunto de registros incluía la herramienta EPT
para que la compañía pudiese comparar las medi-
Calibrador
8,5 pulg 18,5
Revoque
de la
herramienta
de
resistividad
Revoque
de la
herramienta
de densidad
Revoque
de la
herramienta
de
resistividad 0,5
2,5 pulg
Agua
Arcilla
Resistividad
profunda de la
herramienta de
inducción de
arreglo a 2 pies
ohm.m
5 000
0
Resistividad de
la zona invadida
Revoque
de la
0,5
ohm.m 5 000
herramienta
Resistividad
de densidad
dieléctrica de la
2,5 pulg 0
zona invadida
Prof., pies 0,5
ohm.m 5 000
Hidrocarburo
residual
Volumen de
agua irreducible
Saturación de agua
a partir de núcleos
Hidrocarburo
0
%
0
%
0 50
50
%
0 50
Porosidad derivada
de núcleos
0 50
%
%
0
Porosidad ocupada
por agua de la
herramienta
Dielectric Scanner
0 50
%
0
Porosidad de la
herramienta EPT
%
0
600
800
> Contrarrestar la rugosidad. El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner, el cual sigue
los contornos del pozo, compensa las rugosidades y ensanchamientos del mismo. La herramienta
EPT es un dispositivo de mandril, lo que significa que el patín se encuentra fijo en su lugar; Chevron
quiso comparar los datos de ambas herramientas en su pozo de petróleo pesado Cymric. Después de
realizada la adquisición de datos en el pozo, los ingenieros observaron un revoque aparente (Carril
de profundidad, zona sombreada en azul claro) en el intervalo entre 780 pies y 820 pies derivado de
los sensores de microperfil de la herramienta LithoDensity (sombrado en gris oliva). El revoque, si
está presente, puede indicar permeabilidad y petróleo desplazado. La porosidad ocupada por agua
derivada de la herramienta EPT (Carril 5, rojo) entre 810 pies y 820 pies era superior a la porosidad
en otros intervalos, tales como entre 540 pies y 605 pies. Esto podría indicar la presencia de filtrado
reemplazando al petróleo original, y los ingenieros podrían haber asumido que era posible utilizar
métodos de producción primaria en esta zona. Sin embargo, el diseño mejorado del patín de la
herramienta Dielectric Scanner contrarresta los efectos de la rugosidad y la porosidad ocupada por
agua (Carriles 4 y 5, azul) no muestra incrementos a través de este intervalo. La respuesta del registro
de la herramienta LithoDensity indica que el revoque se debía a un desmoronamiento de la formación
rellenado con recortes de perforación.
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 16
%
%
Porosidad ocupada
por agua de la
herramienta
Dielectric Scanner
Saturación de agua
de la herramienta
Dielectric Scanner
100 100
Porosidad total
Porosidad total
50
Cuarzo
100
Saturación de agua
de la herramienta
Dielectric Scanner
Hidrocarburo
residual
Hidrocarburo
residual
Carbonato
55
Oilfield Review
SPRING 11
DIELSCAN Fig. 23
9/12/11 10:08 PM
Debajo de esa profundidad, la porosidad dieléctrica coincidía muy bien con la porosidad del gráfico de correlación derivado de las herramientas
de densidad fotoeléctrica LithoDensity y de la
herramienta de porosidad neutrón; esto indicaba
que la formación estaba ocupada principalmente
por agua.
Los testigos laterales se analizaron para evaluar porosidad, permeabilidad y saturación del
fluido. Las saturaciones de agua derivadas de los
registros provenientes de las lecturas someras de
la herramienta dieléctrica coincidían con las
saturaciones de los testigos laterales. Aunque las
muestras de testigos laterales y las mediciones
de los registros dieléctricos representan la zona
invadida inmediatamente contigua al pozo, las
saturaciones de fluidos obtenidas por ambos
métodos en este campo en particular, generalmente son equivalentes a las saturaciones de la
zona virgen.
El patín articulado de la herramienta Dielectric
Scanner ayuda a compensar las rugosidades y
agrandamientos del pozo. La herramienta EPT es
un dispositivo de mandril; es decir que el patín
está fijo al cuerpo de la herramienta. Se hizo una
comparación entre los dos dispositivos en el pozo
de petróleo pesado del campo Cymric. La curva
de calibre indicaba rugosidad y agrandamientos y
el patín articulado dominó mejor las irregularidades del pozo que el patín con diseño de mandril.
La medición de resistividad de la zona invadida obtenida de la sonda Platform Express
parecía indicar la presencia de revoque. El revoque se acumula a medida que el filtrado de lodo
desplaza al petróleo y empuja a los fluidos hacia
el interior de la formación, lo que lo convierte
en un indicador de permeabilidad y movilidad
del petróleo. Pero, en los yacimientos de petróleo pesado, se pueden utilizar las múltiples profundidades de investigación de la herramienta
Dielectric Scanner para constatar la movilidad
del petróleo. Si las cuatro profundidades de
investigación proveen la misma porosidad ocupada por agua, la evidencia de la movilidad del
petróleo sería insuficiente. Si difieren, entonces
los datos sugerirían movilidad de petróleo en el
yacimiento; es decir que indicarían un potencial
objetivo de terminación.
La medición de porosidad de la herramienta
EPT debería coincidir con la porosidad de la
herramienta Dielectric Scanner, y esto ocurrió en
la mayoría de los intervalos. Sin embargo, en las
dos secciones rugosas, la herramienta EPT midió
una porosidad ocupada por agua más elevada, lo
que equivalía a 23 unidades de saturación menos
que los resultados de la herramienta Dielectric
56
42005schD7R1.indd 17
Scanner. Si esta diferencia no se debía a la movilidad del petróleo, podría haber sido atribuida a la
prevalencia de la irrupción del vapor o del agua.
Los datos de la herramienta Dielectric Scanner
no indicaron invasión ni movilidad de petróleo.
En base a las lecturas del calibre, el pozo
estaba agrandado en las zonas en cuestión. Las
arenas no consolidadas, como en este pozo, se
desmoronan y los sólidos contenidos en el lodo
tienen la tendencia a acumularse en la pared del
pozo. La inestabilidad y rugosidad del pozo fueron los responsables de los resultados contradictorios, y no el revoque acumulado por invasión ni
la presencia de agua de formación.
Estas zonas podrían haberse interpretado
erróneamente como que contienen hidrocarburos móviles debido a las variaciones de viscosidad
en la columna de petróleo, cuyas saturaciones de
petróleo serían menores o han experimentado
una irrupción prematura del agua. El error en la
saturación de agua, que equivalía a un 23% menos
de hidrocarburo en el lugar, podría haber causado que la compañía operadora omitiera ambas
zonas potencialmente productivas. Una mayor
confiabilidad en las mediciones dieléctricas ayudaron a Chevron a tomar mejores decisiones con
respecto a la terminación del pozo.
Petróleo desplazado
La Faja del Orinoco de Venezuela contiene el
mayor depósito de reservas de petróleo pesado del
mundo. La compañía operadora, PDVSA, determinó que la región tenía un ambiente sedimentario complejo donde los intervalos homogéneos de
gran espesor podían transformarse rápidamente
en capas delgadas y discontinuas. La compleja
geología se complicó aún más por las significativas
diferencias en la calidad de la arena, lo que hizo
aún más difícil la interpretación de los registros.
La producción temprana de agua convenció a
los ingenieros de la necesidad de comprender
mejor el yacimiento. La identificación y eliminación de las zonas con alto potencial de producción
de agua era esencial para el buen desarrollo de la
región. La resistividad de la formación se utiliza
con frecuencia para identificar las zonas productoras de agua; sin embargo, los ingenieros descubrieron que éste método no era confiable debido a la
variabilidad de la calidad de la arena, la presencia
de agua dulce y las capas invadidas previamente
que contenían cantidades significativas de petróleo residual inamovible junto con el agua móvil.
Este ambiente es ideal para la incorporación
de las mediciones de propagación dieléctrica con
el conjunto de registros estándares; sin embargo,
las compañías operadoras se mostraban reticentes
a utilizar las herramientas, debido a las frecuentes
condiciones de pozo adversas, los complicados
efectos de invasión de filtrado de lodo y los complejos problemas de interpretación. PDVSA reconoció las diferencias de diseño de la nueva
herramienta Dielectric Scanner y participó activamente en las pruebas de campo del dispositivo.29
Rápidamente en el proceso de prueba, los
ingenieros observaron que la invasión de filtrado
de lodo a base de agua podría complicar la interpretación de los datos dieléctricos. En los yacimientos de petróleo pesado de la Faja del Orinoco,
la invasión es generalmente somera, del orden de
unas pocas pulgadas. Los ingenieros modelaron
la respuesta de invasión de la herramienta dieléctrica mediante la creación de registros sintéticos con caracterizaciones típicas de pozo:
arenisca de 35% de porosidad con simulación de
condiciones desde vírgenes hasta totalmente
invadidas. Las entradas para la simulación incluyeron 5 unidades de porosidad (u.p.) ocupada por
agua irreducible en la zona virgen en comparación con 15 u.p. ocupada por agua en la zona invadida.30 La salinidad del filtrado de lodo para la
simulación fue de 5 000 ppm.
El modelo CRI, utilizado para computar la
respuesta de la herramienta, se aplicó a las cuatro frecuencias disponibles en la herramienta
Dielectric Scanner junto con nueve espaciamientos independientes entre transmisor y receptor.
La simulación proporcionó 36 mediciones de permitividades dieléctricas aparentes y 36 de conductividades aparentes y generó un perfil tipo escalón con
incrementos de aproximadamente 1 pie de largo
por 0,1 pulg de profundidad [30 cm por 0,25 cm].
El análisis de los registros sintéticos generados
para una de las frecuencias más bajas mostró que
cuando no había invasión, la permitividad y conductividad aparentes eran las mismas que las de la
zona virgen. A medida que el filtrado penetraba
más profundo en la formación, los valores de
mayor profundidad de investigación se aproximaban a los valores de las lecturas más someras.
Para la mayor frecuencia, la situación era sumamente compleja. Las permitividades y conductividades aparentes perdían linealidad y la profundidad
de investigación no era uniforme (próxima página).
Las lecciones aprendidas a partir de la simulación se aplicaron a los datos de permitividad y
conductividad adquiridos en un pozo del Orinoco.
Estos resultados se parecían mucho a los registros simulados y proporcionaron un esquema de
inversión petrofísica que se podría aplicar a los
datos de pozo. Basándose en estos resultados,
PDVSA utilizó la herramienta Dielectric Scanner
en otros pozos.
Oilfield Review
9/12/11 10:08 PM
Los resultados de un pozo en particular mostraron los beneficios de utilizar las mediciones
dieléctricas junto con las otras herramientas de
adquisición de registros. Se perforó un pozo de
evaluación en un área que fue explorada por primera vez en la década de 1980 y tenía un control
de pozo relativamente malo. PDVSA esperaba
encontrar secciones de yacimiento de buen espe-
Permitividad, F1
Polarización longitudinal
Polarización transversal
Conductividad, F1
Polarización longitudinal
Polarización transversal
0
Sin invasión
Sin invasión
0,1 pulgada
5
Profundidad simulada, pies
10
1 pie
15
20
25
30
35
40
Totalmente
invadida
45
Permitividad, F3
Polarización longitudinal
0
Polarización transversal
Sin invasión
Totalmente
invadida
Conductividad, F3
Polarización longitudinal
Polarización transversal
Sin invasión
5
10
Profundidad simulada, pies
. Modelado de la respuesta dieléctrica. La Faja
del Orinoco de PDVSA tiene una litología compleja
y problemas de interpretación difíciles. PDVSA y
Schlumberger probaron la herramienta Dielectric
Scanner modelando primero la respuesta a la
invasión en condiciones esperadas en los pozos
del Orinoco. En el estudio se utilizaron un total de
36 conjuntos de mediciones de cambios de fase
y atenuación, utilizando nueve espaciamientos y
cuatro frecuencias (F0 a F3). Para el análisis, cada
pie [30 cm] de intervalo de registro representaba
0,1 pulg [0,25 cm] de invasión (recuadro). Para
simplificar, las conductividades y permitividades
dieléctricas sintéticas se muestran para la
frecuencia F1 (arriba) y para F3 (abajo).
Hay dos conjuntos de curvas de permitividad
y conductividad: polarización longitudinal (a
la izquierda) y polarización transversal (a la
derecha). Las respuestas modeladas se extienden
desde el mayor espaciamiento (curvas rojas)
hasta el menor espaciamiento (curvas azules).
Para la frecuencia F1 (arriba a la izquierda),
cuando la profundidad de invasión es igual a
cero, como se muestra en el extremo superior
de cada registro, las curvas de permitividad
leen el valor de la zona profunda (línea negra
discontinua). A medida que la invasión simulada
penetra en la formación y el filtrado reemplaza
al petróleo, las curvas de permitividad de la
polarización longitudinal convergen finalmente
en la lectura correspondiente a la zona
completamente invadida, que se muestra en el
extremo inferior del registro; sin embargo, los
datos transversales no convergen y sólo los
datos del menor espaciamiento se aproximan al
valor de la zona invadida. Para la frecuencia más
alta, F3 (abajo a la izquierda), la permitividad de
ambas polarizaciones, longitudinal y transversal,
leen inicialmente el valor de la zona profunda, y
a medida que la invasión simulada penetra más
profundamente, las mediciones transversales
convergen en el valor de la zona invadida mientras
que las permitividades longitudinales muestran
una respuesta oscilatoria. Independientemente
de la dirección de polarización, los datos de
conductividad se comportan mejor para la
frecuencia de F1 (arriba a la derecha).
Al comienzo, los datos longitudinales y
transversales reflejan el valor sin invasión y
convergen en el valor de invasión en el extremo
inferior del registro. Éste no es el caso para los
datos de conductividad de F3 (abajo a la derecha),
donde se observan respuestas oscilatorias para
ambas polarizaciones. Estos resultados no se
prestan para un análisis rápido; sin embargo,
a partir de este análisis se creó un modelo de
respuesta para corregir los datos adquiridos en
los pozos del Orinoco. (Adaptado de Mosse et al,
referencia 29.)
15
20
25
30
35
40
Totalmente
invadida
Totalmente
invadida
45
Las interpretaciones convencionales de movisor y con baja resistividad. Basándose en experiencias anteriores, dichos intervalos se interpretaban lidad de petróleo se basan en la comparación
a menudo como que tenían petróleo pesado resi- entre las mediciones de resistividad profunda y
dual invadido con agua movible. Los analistas de somera. En este caso los resultados no eran conregistros esperaban que estas zonas produjeran cluyentes debido a las similaridades entre las
salinidades del agua de formación y la del filprincipalmente agua.
El programa de registros incluyó el conjunto de trado. En el intervalo superior de alta resistividad, el registro de resonancia magnética mostró
registros de la sonda Platform ExpressOilfield
con una
Review
herramienta de arreglo de lateroperfil deSPRING
alta reso-11 una distribución bimodal con una fuerte caracteDIELSCAN
24 de petróleo. A medida que aumentaba la
rística
lución, HRLA, y un servicio de resonancia
magné- Fig.
ORSPRG11-DIELSCAN
Fig. 24
tica MR Scanner. En otros pozos de la región,
los 29.Mosse L, Carmona
R, Decoster E, Faivre O y Hizem M:
“Dielectric Dispersion Logging in Heavy Oil: A Case
geólogos habían observado alta resistividad en el
Study from the Orinoco Belt,” Transcripciones del 50o
intervalo con petróleo, pero los valores de resistiviSimposio Anual de Adquisición de Registros de la
SPWLA, Texas (21 al 24 de junio de 2009), artículo AAA.
dad más profunda en dicho intervalo no eran tan
altos. Este pozo presentaba intervalos similares 30.En esta simulación, 5 u.p. de agua representa una
saturación de agua del 14%. Después de lavar la
que mostraban alta y baja resistividad.
formación con 15 u.p. de filtrado, esto representa
una saturación de agua del 43%.
Volumen 23, no. 1
42005schD7R1.indd 18
57
9/12/11 10:08 PM
Resistividad de la zona
invadida a 8 pulg
Petróleo
residual
0,2
Petróleo
desplazado
Saturación
de agua
profunda de la
herramienta
Dielectric
Scanner
8
–100
%
mV
0 0
%
1 pulgadas 0
1 pulgadas 0
100
Saturación
de agua
Calibrador
somera de la
pulgadas 18 herramienta
Dielectric
Scanner
SP
100
2 000
Resistividad de la zona invadida
Revoque de la 0,2
ohm.m
2 000
herramienta
Resistividad somera de la
de densidad
herramienta Dielectric Scanner
Litología
Profundidad, pies
0
ohm.m
Revoque de la Resistividad de la herramienta
de arreglo de lateroperfil
herramienta
de resistividad 0,2
ohm.m
2 000
Petróleo residual
Petróleo desplazado
Agua
Porosidad ocupada por agua,
somera, de la herramienta
Dielectric Scanner
0,2
ohm.m
2 000 50
%
0
1 pulgadas 0 0,2
ohm.m
2 000 50
%
0 0,5
Espesor del
Resistividad profunda de la
Porosidad ocupada por agua,
Distribución
revoque
herramienta Dielectric Scanner
profunda, de la herramienta
de T1
derivado
Dielectric Scanner
de la
0,2
ohm.m
2 000
herramienta
50
%
0
Valor de corte
Dielectric
Resistividad verdadera
Porosidad total
para T1
Scanner
de la herramienta HRLA
ms 5 000
X 450
X 500
X 550
X 600
X 650
X 700
X 750
X 800
> Aplicación del modelo. Contando con la información del modelado dieléctrico, PDVSA registró un
pozo en la Faja del Orinoco con las herramientas Platform Express–HRLA, MR Scanner y Dielectric
Scanner. Los métodos de interpretación convencionales se basaban en las diferencias entre las
mediciones de resistividad profunda y somera para indicar la movilidad del petróleo. Estos datos
(Carril 5) no son concluyentes, incluso cuando se incluyen en el análisis a las resistividades
dieléctricas de las diferentes profundidades de investigación (curvas roja y azul). Los datos de RMN
(Carril 7) muestran una distribución bimodal, indicativa de una posible movilidad del petróleo, en gran
parte del intervalo superior, pero no por debajo de X 650 pies. Las diferencias entre los datos de RMN
en las dos zonas sombreadas en azul son significativas. El intervalo inferior se podría interpretar
como que contiene petróleo. Los datos de la herramienta Dielectric Scanner indicaron una clara
diferencia entre las mediciones de porosidad profunda y somera (Carril 6), correspondiente al petróleo
desplazado (sombreado en amarillo oro). La interpretación sugería un total de 150 pies [46 m] de
petróleo móvil de baja resistividad. Esto fue confirmado posteriormente con las pruebas de producción
después de colocada la tubería de revestimiento. (Adaptado de Mosse et al, referencia 29.)
Oilfield Review
SPRING 11
DIELSCAN Fig. 25
del yacimiento (arriba). A difeprofundidad, la porosidad aparente y laORSPRG11-DIELSCAN
resistivi- ción mas
Fig. profunda
25
dad disminuyeron, y los datos de resonancia magnética nuclear parecían indicar que no había
petróleo móvil. Los analistas de registros solicitaron los datos de la herramienta Dielectric
Scanner para validar esta interpretación.
Aunque el registro del calibre indicaba una
rugosidad de pozo significativa, el patín de la
herramienta Dielectric Scanner mantuvo buen
contacto con la formación. Los datos dieléctricos
resolvieron la incertidumbre asociada con la sec-
58
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rencia de los datos de resonancia magnética
nuclear que indicaban baja movilidad de petróleo
a través de ambos intervalos, los datos dieléctricos indicaron un total de 150 pies [45 m] de zona
productiva con una importante cantidad de petróleo móvil. PDVSA incluyó esta nueva información
en sus programas de producción y cálculos de
reservas. La interpretación basada en los datos
dieléctricos fue confirmada posteriormente con
muestras de testigos laterales.
Debido a que la producción de agua es una gran
preocupación en el programa de desarrollo de la
Faja del Orinoco, fue importante identificar y evitar
las zonas productoras de agua. Las mediciones
dieléctricas no sólo identificaron las zonas que
contenían petróleo móvil, sino que también ayudaron a identificar las zonas en las que sólo el
agua era móvil. Las técnicas de resistividad y
potencial espontánea (SP, por sus siglas en
inglés), comúnmente utilizadas para identificar
estas zonas, necesitan que haya cierto contraste
entre las resistividades del filtrado y el agua de
formación. En este caso, no había contraste y no
hubiese sido posible confirmar las movilidades
del agua y el petróleo sin la incorporación de los
datos dieléctricos.
El análisis se confirmó posteriormente mediante
el muestreo de los diferentes intervalos. Del intervalo más profundo, sólo hubo producción de agua.
De la zona de transición hubo producción de petróleo y agua. De los intervalos de baja y alta resistividad, hubo producción de petróleo. Esto coincidía
con la interpretación derivada de las mediciones
dieléctricas. Los ingenieros de yacimiento de
PDVSA pudieron determinar los mejores intervalos tanto para producción como para desarrollo
adicional del campo.
Análisis final
Las mediciones dieléctricas obtenidas con herramientas de fondo de pozo han estado disponibles
para los petrofísicos desde comienzos de la década
de 1980. Los beneficios reconocidos de la información quedaron eclipsados por la complejidad de
la medición y las limitaciones de la herramienta.
La introducción de la herramienta Dielectric
Scanner ha combinado un mejor diseño de herramienta con las nuevas técnicas de procesamiento.
La información dieléctrica proporciona claros beneficios para la interpretación de yacimientos carbonatados, análisis de areniscas arcillosas, evaluación de yacimientos de petróleo pesado y cualquier
formación en la que el agua sea dulce o no se
conozca su salinidad. A veces lleva tiempo para que
la tecnología evolucione y encuentre su nicho.
Así como no todas las cocinas del mundo tienen o
necesitan un microondas, no todas las interpretaciones de pozos petroleros necesitan datos dieléctricos. Pero en ciertas situaciones, y para los
ambientes apropiados, exponer a una formación a
la radiación de las microondas puede ofrecer justo
esa pequeña porción de información adicional que
necesitan los analistas de registros.
—TS
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Colaboradores
Medhat Abdou es vicepresidente a cargo del desarrollo
del campo Bab de Abu Dhabi Company for Onshore
Oil Operations, en Abu Dhabi, Emiratos Árabes
Unidos. Posee numerosas publicaciones en las áreas
de manejo de yacimientos y simulación de yacimientos.
Sus intereses actuales incluyen la recuperación
asistida de petróleo y el desarrollo de yacimientos
heterogéneos de gran extensión. Medhat posee una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
de Trípoli en Libia.
En Venezuela, realizó la prueba de campo inicial del
prototipo Dielectric Scanner*. Publicó numerosos
artículos sobre las aplicaciones de la herramienta
para la caracterización de yacimientos. Eric obtuvo
una licenciatura en ingeniería de la École Centrale de
París, y una maestría en ingeniería de la Universidad
de Wisconsin, en Madison, con especialización en el
tema del flujo a través medios porosos. Actualmente,
se desempeña como Director de la SPWLA para
América Latina.
Alexander P. Albert es el gerente de Schlumberger
North America Midstream & Industrial Business
Development y reside en Houston. Antes de ocupar
su posición actual, se desempeñó como campeón de
productos de las mediciones nucleares de próxima
generación para el segmento Wireline de
Schlumberger. Ocupó una diversidad de posiciones
relacionadas con las operaciones, la dirección y el
mercadeo a lo largo de todo EUA. Alex ingresó en
Schlumberger en 1998 como ingeniero de campo
especialista en operaciones con cable después de
obtener una licenciatura en ingeniería mecánica de
la Universidad de Bucknell, en Lewisburg,
Pensilvania, EUA.
Dave Elliott comenzó su carrera en Shell
International Exploration and Production B.V. como
supervisor de pruebas de pozos en 1977. Desde entonces,
ocupó diversos cargos como ingeniero de planta,
producción y terminación de pozos, líder del equipo
de pruebas de pozos, coordinador de desarrollo de la
gestión de seguridad, y gerente a cargo de los activos
de la compañía. Más recientemente, se desempeñó
en Shell Internacional E&P como gerente global de
implementación de técnicas de perforación en
condiciones de bajo balance/perforación con manejo
de la presión (UBD/MPD), concentrándose en la
tecnología global de pozos de gas en arenas compactas.
Dave se desempeña actualmente como ingeniero de
proyectos y tecnología UBD/MPD e integra el equipo
global UBD/MPD de Shell. Posee una licenciatura en
ingeniería química del Instituto de Tecnología de
Alberta del Sur, en Calgary.
Rómulo Carmona se desempeña como consultor
petrofísico. Anteriormente, desde 1982 hasta 2001,
trabajó en Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).
Antes de jubilarse en PDVSA, desempeñó numerosas
funciones relacionadas con geología, petrofísica e
ingeniería de yacimientos. Publicó numerosos
artículos sobre la geología de Venezuela, además de
estudios petrofísicos de campo sobre los yacimientos
de petróleo pesado de la Faja del Orinoco. Obtuvo una
licenciatura en ingeniería geológica de la Universidad
Central de Venezuela, en Caracas, donde se
desempeñó como profesor desde 1992 hasta 1995.
Además, dictó clases en la Universidad Nacional
Experimental De Los Llanos Ezequiel Zamora, en
Barinas, Venezuela, desde 1978 hasta 1992. Rómulo
es miembro del Colegio de Ingenieros de Venezuela,
la Asociación de Geólogos de Venezuela y la SPWLA.
Andrew Carnegie se desempeña como asesor de
ingeniería de yacimientos para Woodside Petroleum
en Perth, Australia Occidental, Australia.
Previamente, trabajó 20 años para Schlumberger y
cuatro años para INTERA. Posee una maestría y un
doctorado, ambos en matemáticas aplicadas, de la
Universidad de Londres.
Eric Decoster se desempeña como asesor petrofísico
para Schlumberger Latinoamérica, donde supervisa las
aplicaciones y la integración de nuevas tecnologías, y
reside en Río de Janeiro. Su carrera en Schlumberger
abarca 32 años, habiendo comenzado como ingeniero
de campo especialista en operaciones con cable en
Medio Oriente. En los últimos 20 años, ocupó diversas
posiciones de mercadeo e interpretación en Medio
Oriente y América Latina. En 1997, se convirtió en
petrofísico principal para el gobierno de Venezuela,
en donde se concentró en el desarrollo de técnicas de
interpretación y nueva tecnología, las que incluyen la
resonancia magnética nuclear y la espectroscopía.
Volumen 23, no. 1
Paul Francis se desempeña como gerente de desarrollo
de negocios del Hemisferio Este para @balance, una
compañía de Schlumberger. Antes de su ocupar su
posición actual, ocupó numerosas posiciones en Shell,
en los Países Bajos y Omán. Además, trabajó como
hidrometalúrgico para Anglo-American Research
Laboratories en Johannesburgo, Sudáfrica.
Conferencista Distinguido de la SPE en perforación
con manejo de la presión para el período 2011/2012,
obtuvo una licenciatura en tecnología de minerales y
un doctorado en ciencias de coloides y superficies,
ambas del Imperial College de Londres. Paul es autor
de numerosos artículos y documentos técnicos.
Jim Hemingway se desempeña como asesor
petrofísico en Schlumberger y reside en Houston.
Comenzó su carrera en 1980 como ingeniero de campo,
ocupó diversas posiciones de ingeniería y como
analista de registros y es autor de numerosos artículos
sobre adquisición de registros de neutrones pulsados
e interpretación de registros. En 1997, ingresó en
el departamento de Evaluación de Formaciones del
Centro de Productos Sugar Land de Schlumberger
en Texas, EUA, en donde trabajó en la herramienta
RSTPro* y en técnicas de interpretación de registros
de la fracción volumétrica de tres fases. En el año
2001, como nuevo asesor de tecnologías, fue trasladado
a París para enseñar las aplicaciones de nuevas
tecnologías destinadas a la evaluación de formaciones.
En el año 2005, se convirtió en asesor de tecnología
nuclear. Jim obtuvo una licenciatura en química de la
Universidad Estatal de Emporia en Kansas, EUA, y otra
licenciatura en ingeniería química de la Universidad
A&M de Texas en College Station.
Mehdi Hizem trabaja en el Centro de Productos de
Schlumberger en Riboud (SRPC), Clamart, Francia,
en donde se desempeña como gerente del proyecto de
la herramienta Dielectric Scanner desde el año 2004.
Comenzó en SRPC en 1996, donde fue asignado a la
plataforma de servicios de producción. Luego, fue
trasladado a Houston para trabajar en el Centro de
Productos Integrados, en el desarrollo de la tecnología
de tractores de fondo de pozo operados con cable.
Retornó al centro SRPC en el año 2002, para hacerse
cargo de los sistemas de telemetría inalámbrica para
pruebas de fondo de pozo y manejar el proyecto
Platform Express* 150. Mehdi obtuvo una maestría
en ingeniería de la École Centrale de París.
Dale Julander se desempeña como petrofísico de
planta senior en Chevron U.S.A. Inc. con base en
Bakersfield, California, EUA. Comenzó su carrera en
el año 1982 como geofísico para Chevron en California,
en donde trabajó en el departamento de exploración y
en procesamiento sísmico antes de ser transferido al
área de geología de desarrollo en 1988. A fines de las
décadas de 1980 y 1990, trabajó en diversos proyectos
terrestres y marinos enfocados en la explotación de
oportunidades en Monterey Shales y en diversos
yacimientos de areniscas de edad Plio-Mioceno, en
California. Es Supervisor del personal a cargo de la
evaluación de formaciones para la Unidad de Negocios
del Valle de San Joaquín para Chevron U.S.A. Inc.
Dale posee una licenciatura en geología de la
Universidad de Puget Sound, en Tacoma, Washington,
EUA, y una maestría en geofísica de la Universidad de
Utah, en Salt Lake City, EUA. Recibió el premio
Memorial A.I. Levorsen en el año 2004 como coautor
del mejor artículo de la 79a Reunión Anual de la
AAPG de la Sección del Pacífico.
Paal Kibsgaard es director de operaciones de
Schlumberger Limited. Antes de asumir su posición
más reciente de presidente de caracterización de yacimientos, ocupó una diversidad de posiciones
directivas globales, que incluyen las de vicepresidente
de ingeniería, manufactura y sustentación;
vicepresidente de personal para Schlumberger
Limited; y presidente de Schlumberger Drilling &
Measurements. En una etapa previa de su carrera en
Schlumberger, fue uno de los gerentes de GeoMarket*
para la región del Caspio, después de ocupar diversas
posiciones de campo en ventas técnicas y soporte al
cliente. Ingeniero de petróleo con una maestría del
Instituto Noruego de Tecnología, Paal comenzó su
carrera en 1992 en ExxonMobil. Ingresó en
Schlumberger en 1997.
Daniel L. Lanier es el vicepresidente de geociencias
para Geoscience Earth and Marine Services (GEMS),
Inc., una Compañía de Forum Energy Technologies
con base en Houston. Antes de desempeñar su rol
actual, trabajó como gerente de proyectos y director
de operaciones, especializándose en la identificación
y la caracterización de geopeligros marinos.
Daniel, quien ingresó en GEMS en el año 2001, es
graduado de la Universidad A&M de Texas en
College Station.
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Jeffrey Little se desempeña como petrofísico
principal y jefe de departamento de servicios
Petrophysics Data and Consulting de Schlumberger
en Bakersfield, California. Cuenta con 29 años de
experiencia en la industria, habiendo comenzado
como ingeniero de campo. Trabajó en diversas
funciones de campo, que incluyen operaciones
terrestres y marinas en California, operaciones en
las profundidades del desierto en Siria y como
especialista en condiciones de alta presión y alta
temperatura en el Mar del Norte. Jeffrey trabaja
en interpretación de registros y desarrollo de
aplicaciones desde el año 1995. Obtuvo su licenciatura
en física de la Universidad Estatal de Colorado en
Durango, EUA.
S. George Mathews es el gerente del laboratorio
Oilphase-DBR* de Schlumberger en Houston, donde
sus responsabilidades incluyen el desarrollo de
negocios y la dirección del Laboratorio de Fluidos y
Aseguramiento del Flujo. Antes de ocupar su posición
actual, y mientras se desempeñaba en el laboratorio
Oilphase DBR, desarrolló un método de medición del
pH del agua de formación viva. Comenzó su carrera en
Schlumberger en el año 2001 como ingeniero de
proyectos senior especialista en operaciones de pruebas.
Anteriormente, fue subgerente de diseño y proyectos
en Gharda Chemicals Limited en Mumbai. George
obtuvo una licenciatura en ingeniería química del
Instituto Nacional de Tecnología en Durgapur, West
Bengal, India, y una maestría en administración de
empresas del Instituto Jamnalal Bajaj de Estudios
de Administración en Mumbai.
Kevin McCarthy se desempeña como geoquímico en
Schlumberger Testing Services en Houston. Ingresó
en Schlumberger en el año 2008 en el Centro de
Tecnología Regional de Petróleo Pesado en Calgary.
Previamente, ocupó una diversidad de posiciones en
otros campos. Fue asistente de investigación en la
Universidad de Tufos en Medford, Massachusetts,
EUA, donde analizó muestras de agua y de suelo como
soporte de la misión de la sonda espacial Phoenix
Mars de la Administración Nacional de la Aeronáutica
y del Espacio de EUA. Se desempeñó como hidrólogo
consultor en temas relacionados con el manejo del
agua en el Condado de Sarasota, Florida, EUA. En el
Instituto Oceanográfico Woods Hole de Massachusetts,
investigó los sistemas de ventilas hidrotérmicas en el
mar profundo como buzo científico en el sumergible
tripulado ALVIN. Kevin posee una maestría en
geoquímica con especialización en hidrogeología de
la Universidad de Florida del Sur en Tampa, y una
licenciatura en geología del Colegio Estatal de
Salem en Massachusetts.
Tom McDonald se desempeña actualmente como
campeón de dominio petrofísico de Schlumberger para
Australia Occidental, con base en Perth, Australia
Occidental. Comenzó su carrera en Schlumberger en
el año 1981 como ingeniero especialista en operaciones
con cable en Midland, Texas. Después de ocupar
diversas posiciones en la porción oeste de EUA, en
1990 comenzó a trabajar como analista de registros
petrofísicos en Omán y realizó tareas similares en
muchas otras localizaciones, las cuales incluyen los
Emiratos Árabes Unidos, Yemen, Vietnam, Papua
Nueva Guinea, Indonesia y Angola. Tom obtuvo una
60
9:01 AM
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licenciatura en ingeniería geológica de la Universidad
de Idaho, en Moscow, EUA, y un diploma de asociado
en geofísica de la Escuela de Minas de Colorado, en
Golden, EUA.
Julio Montilva se desempeña como ingeniero de
perforación de planta en Shell Exploration and
Production Company (SEPCo) en Houston. Comenzó
su carrera en 1997 como ingeniero en Lagoven, una
división de PDVSA, en Venezuela. En el año 2002,
ingresó en Shell Venezuela donde ascendió al cargo
de jefe de ingeniería de pozos antes de ingresar en
SEPCo en el año 2007. Julio obtuvo una licenciatura
en ingeniería química de la Universidad de Los Andes,
en Mérida, Venezuela, y una maestría en dirección de
proyectos industriales de la Universidad Rafael
Belloso Chacín, en Maracaibo, Venezuela. Es autor
de numerosos artículos técnicos para la Asociación
Internacional de Contratistas de Perforación (IADC),
la SPE y la Asociación Americana de Ingenieros de
Perforación (AADE).
Laurent Mossé se desempeña como físico de
Schlumberger en el SRPC de Clamart, Francia, y
dirige el equipo de interpretación y física del proyecto
de la herramienta Dielectric Scanner. Comenzó su
carrera en Schlumberger en el año 2002, primero
como físico nuclear para las herramientas de
densidad-rayos gamma y luego en el desarrollo de
correcciones extendidas de temperatura y pozo, y
algoritmos de densidad de las formaciones en pozos
entubados. En el año 2004, se incorporó en el equipo
de física e interpretación de la herramienta Dielectric
Scanner, al que ahora dirige. Laurent obtuvo una
maestría en ingeniería de la École Supérieure
d’Électricité (Supélec), Gif-sur-Yvette, en Francia,
y un doctorado en física de la Comisión de Energías
Alternativas y Atómica (CEA), en Francia. Antes de
ingresar en Schlumberger, Laurent trabajó dos años
en la Organización Europea para la Investigación
Nuclear (CERN), en Ginebra, Suiza.
Jonathan Mude se desempeña como petrofísico en
Petroleum Development Oman (PDO), en Muscat,
Omán, donde trabaja con el equipo a cargo del área
de maduración en la Dirección de Exploración.
Comenzó su carrera en la industria del petróleo y el
gas en 1995 como analista de registros en Nigeria, en
GeoQuest, una compañía de Schlumberger. En 1998,
se trasladó a Total Nigeria (antes ELF) y trabajó como
petrofísico, y se concentró principalmente en
operaciones de perforación, adquisición de registros,
manejo de bases de datos y administración de contratos.
Trabajó para Shell Nigeria como petrofísico de
operaciones, desde el año 2001 hasta el año 2008,
y luego se trasladó a PDO. Jonathan posee una
licenciatura en ingeniería petrolera de la
Universidad de Benin, en Benin City, Nigeria.
Michael O’Keefe se desempeña como campeón de
dominio de yacimientos para Schlumberger en
Londres. Previamente, se desempeñó como campeón
de productos para el análisis de fluidos de fondo de
pozo, y reside en Hobart, Tasmania, Australia.
Ingresó en Schlumberger en 1990 como ingeniero de
campo especialista en operaciones con cable en
Austria. Desde 1991, ha desempeñado funciones en
Noruega y Arabia Saudita como ingeniero especialista
en adquisición de registros de producción, ingeniero
de yacimientos senior y coordinador de pruebas de
campo. Autor de numerosas patentes y artículos
técnicos, Michael recibió las Medallas de Oro 2005 y
2006 Performed by Schlumberger y es miembro del
equipo de desarrollo de la probeta guiada, que
también ganó el galardón Hart 2006 a la Actuación
Meritoria y la Excelencia en Ingeniería. Además, es
Conferenciante Distinguido de la SPWLA 2010/2011.
Michael obtuvo una licenciatura (con mención
honorífica) en ingeniería electrónica de la
Universidad de Tasmania, en Australia.
Brian L. Perilloux se desempeña como vicepresidente
de Williams Midstream Services, LLC para la región de
la Costa del Golfo. Previamente, fue director de
Ingeniería y Construcciones Marinas para Williams y
trabajó en el sector de consultoría en ingeniería antes
de ingresar en Williams. Sus 26 años de experiencia
incluyen el desarrollo de proyectos directivos y
técnicos de muchas instalaciones marinas y terrestres,
nacionales e internacionales. Ingeniero Profesional
registrado de Luisiana, EUA, Brian obtuvo una
licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad
de Nueva Orleáns.
Bhavani Raghuraman se desempeña como gerente de
centro del Centro de Tecnología de Schlumberger en
Princeton, Nueva Jersey, EUA. El Centro se especializa
en el diseño y la manufactura de detectores y
generadores nucleares. Antes de ocupar su posición
actual, coordinó el análisis de fluidos y núcleos
relacionado con los proyectos de desarrollo de
productos de pruebas de pozos y, previamente, fue
asesor científico para el programa de sensores
innovadores del Centro de Investigaciones Doll de
Schlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA.
Bhavani comenzó su carrera en Schlumberger en el
Centro de Investigaciones de Ridgefield, Connecticut,
EUA. Entre sus diversos proyectos en ese centro,
desarrolló el método de medición del pH en el fondo
del pozo mediante espectroscopía óptica, y luego
dirigió el programa de análisis de fluidos de fondo
de pozo para el desarrollo de sensores en las
plataformas de operaciones con cable, perforación
y adquisición de registros de producción. Obtuvo una
licenciatura y un doctorado en ingeniería química
del Instituto de Tecnología Química de la Universidad
de Mumbai.
Don Reitsma es vicepresidente de ingeniería y
tecnología de @balance, una compañía de
Schlumberger. Sus posiciones previas incluyen la
de gerente del equipo de implementación global de
operaciones de perforación en condiciones de bajo
balance de Shell International E&P para Europa e
ingeniero de aplicaciones senior de Schlumberger.
Ocupó puestos de ingeniería en Yemen, Canadá,
China y Malasia. Don presidió la Comisión de
Operaciones de Perforación con Manejo de la Presión
y Perforación en Condiciones de Bajo Balance de la
IADC y fue copresidente del Grupo de Interés Técnico
en las Operaciones de Perforación con Manejo de la
Presión y Perforación en Condiciones de Bajo Balance
de la SPE. Obtuvo una maestría en ingeniería
petrolera de la Universidad de Nueva Gales del Sur
en Sydney.
Oilfield Review
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9/13/11
Tarek Rizk es campeón de productos para operaciones
con cable para los proyectos Dielectric Scanner y
Geology, con base en SRPC, Clamart, Francia. Está a
cargo del desarrollo de productos, de las introducciones
en el campo y del despliegue de nuevos proyectos de
operaciones con cable. Ingresó en Schlumberger
en el año 2000 como ingeniero de campo especialista
en operaciones con cable; durante su carrera ocupó
diversas posiciones tanto en Medio Oriente como en
Asia. Tarek obtuvo su licenciatura en ingeniería
eléctrica de la Universidad de Alejandría, en Egipto.
Vincent Roes es líder del equipo de ingeniería de
pozos de Talisman Energy en Kurdistán y reside en
Calgary. Antes de ocupar su posición actual, fue
gerente de ingeniería de pozo de BG International
Limited en Calgary. Ha trabajado en todo el mundo
y ha ejercido funciones en Shell, en los Países Bajos,
EUA, Argentina y Omán, y en Esso Resources en
Canadá. Vincent posee un diploma en tecnología de
exploración del Instituto de Tecnología de Alberta
del Norte, en Edmonton, Alberta, Canadá, y una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
de Alberta, en Edmonton. Es autor de numerosos
artículos técnicos de la IADC y la SPE.
Nikita Seleznev se desempeña como investigador
científico senior en el Centro de Investigaciones Doll
de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA.
Sus actividades de investigación se centran en las
herramientas y las técnicas de adquisición de registros
dieléctricos y de resistividad, además de los aspectos
petrofísicos de los yacimientos convencionales y no
convencionales. Ha desarrollado productos de
interpretación que miden directamente el volumen
de agua y la información textural de las rocas para la
herramienta Dielectric Scanner. Además, contribuyó
al desarrollo del programa de análisis petrofísico y
de productividad Carbonate Advisor*. Ingresó en
Schlumberger en el año 1998 como ingeniero de campo
especialista en operaciones con cable. Nikita obtuvo
su doctorado en petrofísica de la Universidad de
Tecnología de Delft, en los Países Bajos.
Jaye Shelton comenzó su carrera en la industria
del petróleo en el año 1974, como especialista en
operaciones de cementación en Halliburton Services
antes de desempeñarse como gerente de distrito para
Grant Oil Tool Company en 1977. Ingresó en Smith
Services cuando esa compañía adquirió Grant.
Jaye trabaja actualmente como asesor de Servicios
Técnicos para Ingenieros III en Smith Services, una
compañía de Schlumberger. Obtuvo una licenciatura
Volumen 23, no. 1
9:02 AM
Page 61
en ciencias agrícolas y administración de la
Universidad Técnica de Texas en Lubbock y es miembro
de la SPE, del API y del subcomité de Operaciones de
Perforación con Manejo de la Presión y Condiciones de
Bajo Balance de la IADC y del grupo de trabajo que
desarrolló la Especificación API 16 RCD para Equipos
de Perforación y Dispositivos de Control Rotativos.
Andrew Strong es gerente de productos globales para
sistemas de detección de Teledyne Technologies Inc.
y reside en Southampton, Hampshire, Inglaterra.
Previamente, se desempeñó como campeón de
dominio para el área de mediciones distribuidas en
el segmento Subsea de Schlumberger. Es ingeniero
certificado y miembro de la Institución de Ingeniería
y Tecnología. Cuenta con 25 años de experiencia en
tecnología de fibra óptica. Ha estado involucrado tanto
en el campo de las telecomunicaciones como en el de
los sistemas de detección y ha publicado numerosos
artículos y patentes asociados con estos campos.
Andrew posee una licenciatura (con mención
honorífica) en física con especialización en física
electrónica de la Universidad de Bath, en Inglaterra.
Wei Wei se desempeñó como geoquímico en Chevron
durante cuatro años y reside en Houston. Wei obtuvo
una licenciatura en química de la Universidad de
Beijing, en China, y un doctorado en ciencias de la
tierra de la Institución Scripps de Oceanografía,
Universidad de California, San Diego.
Cheng Gang Xian es residente en Shenzhen, China
y se desempeña como ingeniero de yacimientos
principal y campeón de dominio de yacimientos para
Schlumberger. Además, provee soporte técnico para
todas las actividades de adquisición de registros con
cable relacionadas con la ingeniería de yacimientos
en China. Comenzó su carrera en Schlumberger en
el año 2001, en el Centro de Geociencias de Beijing,
en simulación de yacimientos. Además, ocupó cargos
como ingeniero de yacimientos en los Emiratos Árabes
Unidos y Libia. Antes de ingresar en Schlumberger,
trabajó en el Centro Económico y de Información de
Petróleo de China National Petroleum Corporation
(CNPC) en Beijing. ChengGang obtuvo un doctorado
en ingeniería de yacimientos de la Universidad de
Petróleo de China en Beijing.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
Próximamente en Oilfield Review
El diseño de las barrenas. En una época, la
selección y el diseño de las barrenas se basaba
en estimaciones aproximadas, enfoques de tipo
prueba y error, supuestos básicos y la experiencia.
Este artículo examina las herramientas
actualmente disponibles para que los ingenieros
optimicen el diseño de las barrenas a través de
procesos de modelado dinámico y complejo y
simulaciones digitales de la interacción existente
entre todos los componentes de perforación.
Geoquímica. Conforme las compañías de
exploración y producción buscan explotar las
lutitas gasíferas y otras áreas prospectivas
desafiantes, la necesidad de cuantificar los
elementos y procesos que controlan la generación
de hidrocarburos se vuelve más acuciante.
La geoquímica puede ayudar a las compañías de
E&P a incrementar la eficiencia de las operaciones
de exploración y producción mediante la
caracterización de la calidad y la distribución de
las rocas madre generadoras de petróleo en las
cuencas sedimentarias. Este artículo describe las
herramientas y técnicas geoquímicas básicas
que utilizan los geocientíficos para evaluar la
calidad, cantidad y madurez térmica de las rocas
generadoras.
Operación de herramientas. En el pasado,
el método básico de bajada de las herramientas
hasta el fondo del pozo y transmisión de los datos
a la superficie se limitaba a la fuerza de gravedad
y a varios tipos de cables. Hoy, los cables siguen
siendo utilizados para estos fines, pero existe
una amplia gama de sistemas de operación de
herramientas y transmisión de datos que
proporcionan a los ingenieros y petrofísicos una
diversidad de opciones. Este artículo examina
distintos sistemas de operación de herramientas,
que incluyen una plataforma de adquisición de
registros recientemente introducida, tractores
para las operaciones de adquisición de registros
y disparos, y sistemas de entrega de datos
que ofrecen opciones inalámbricas y de
almacenamiento en memoria.
La eficiencia ambiental. La industria del
petróleo y el gas ha logrado avances importantes
en cuanto a la conservación del medio ambiente.
Las soluciones tecnológicas en todas las fases del
ciclo de E&P reducen las emisiones y los residuos,
y ayudan a proteger la fauna y la flora terrestres
y marinas. Este artículo examina los avances
registrados en materia de tecnologías “verdes”
en la industria de E&P.
61
NUEVAS PUBLICACIONES
La energía geotérmica:
La energía renovable y
el medioambiente
William E. Glassley
CRC Press
Taylor y Francis Group
6000 NW Broken Sound Parkway,
Suite 300
Boca Ratón, Florida 33487 EUA
2010. 290 páginas. USD 119,95
ISBN: 978-142-007570-0
El autor, que desempeña el cargo
de director ejecutivo de la compañía
California Geothermal Energy
Collaborative, analiza las ventajas y
desventajas de la energía térmica,
además de las técnicas para la
implantación de proyectos en materia
de energía térmica. Explora las
conexiones existentes entre la
adquisición geotérmica y el consumo
y el medioambiente. Mediante casos
extraídos del mundo real, Glassley
examina los principios de las
geociencias y los conceptos y métodos
que intervienen en la actividad de
exploración, además de las operaciones,
técnicas y equipos de perforación.
Contenido:
• Introducción
• Fuentes de calor geotérmica
La Tierra como motor térmico
• Termodinámica y sistemas
geotérmicos
• Flujo de fluidos subterráneos:
la hidrología de los sistemas
geotérmicoss
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• Química de los fluidos geotérmicos
• Exploración en búsqueda de
sistemas geotérmicos
• Evaluaciones de recursos
• Perforación
• Generación de energía mediante la
utilización de recursos geotérmicos
• Recursos geotermales de baja
temperatura: bombas para calor
de fuente terrestre
• Utilización directa de recursos
geotérmicos
• Utilización de recursos geotérmicos:
consideraciones medioambientales
• Utilización de recursos geotérmicos:
consideraciones económicas
• El futuro de la energía geotérmica:
posibilidades y problemas
• Referencias. Índice
Este . . . libro ofrece un panorama
actualizado y global del conocimiento
básico y de la información esencial
acerca del desarrollo de la energía
geotérmica. . . . Presenta gran
cantidad de diagramas, gráficos,
mapas, fotos y ecuaciones que
resultan muy ventajosos como apoyo
del texto. También son de gran
utilidad los resúmenes concisos que
aparecen al final de cada capítulo,
además de las listas de referencia y
las fuentes para obtener más
información.. . . . Glassley ha escrito
un libro profundo, si bien sucinto, e
indispensable para los estudiantes
avanzados y para una gran variedad
de profesionales interesados en
muchos aspectos de la ciencia, en sus
aplicaciones, la economía, y los
aportes potenciales de la energía
geotérmica al mundo del futuro.
Muy recomendado.
Grose, TLT: Choice 48, N° 6
(Febrero de 2011): 1115-1116.
• Filosofía y teología: Las ciencias de
la complejidad; ¿un nuevo recurso
teológico?; Dios como el principio
informático último; Información,
teología y el universo; Dios, materia
e información: hacia una cristología
del logos a la manera estoica; ¿Qué
es el “cuerpo espiritual?” Acerca de
qué puede considerarse “último” en
la interrelación entre Dios, materia
e información
• Índice
La información y la naturaleza
de la realidad: De la física a la
metafísica
Paul Davies y Niels Henrik
Gregersen (redactores)
Cambridge University Press
32 Avenue of the Americas
Nueva York, Nueva York 10013 EUA
2010. 398 páginas. USD 30,00
ISBN: 978-0-521-76225-0
Este libro es una recopilación de
artículos redactados por científicos,
filósofos y teólogos que analizan la
información cuántica, biológica y
digital en un esfuerzo por entender
la naturaleza. Más allá de la masa y
la energía como la divisa primaria de
la naturaleza, los autores también
examinan los enfoques físicos y
biológicos desde los que se aborda
dicha información, incluidas sus
implicaciones filosóficas, teológicas
y éticas.
Contenido:
• Introducción: ¿Es importante
la información?
• Historia: De la materia al materialismo... y (casi) de regreso; Dilemas
no resueltos: El concepto de materia
en la historia de la filosofía y en la
física contemporánea
• Física: El universo a partir del bit,
el universo computacional, mentes
y valores en el universo cuántico
• Biología: El concepto de
información en biología; Qué
falta en las teorías informáticas;
Información y comunicación en
la materia viviente; Libertad
semiótica: una fuerza emergente;
El cuidado de la Tierra: cómo
generar una conciencia informada
... [El libro]... es una recopilación
de artículos no técnicos compilados
por Paul Davies (físico) y Niels
Henrik Gregersen (teólogo)...
Cada artículo explora la hipótesis de
que la información se halla presente
en la raíz de todas las cosas.
Repito, de todas las cosas; desde los
átomos hasta, tal vez, una deidad...
El pináculo de la sección
“teológica”... es la propuesta de
Keith Ward, que establece que la
deidad es una forma de principio
teórico de la información... Cuando
se le preguntó al famoso genetista
británico J. B. S Haldane si su
investigación le enseñaba algo
con respecto a Dios, contestó:
“El Creador, si es que Él existe,
tiene una afición desmesurada por
los escarabajos.” La recopilación
efectuada por Davies y Gregersen
sugiere, en coincidencia con mi
propia opinión, que podríamos
profundizar más que Haldane: la
respuesta última podría llegar a
ser un Creador con una afición
desmesurada por los bits. Por cierto,
los bits de información se hallan
presentes dondequiera que miremos;
si se quiere conocer más con respecto
a esta novedosa visión de la realidad,
recomiendo intensamente esta
recopilación erudita y entretenida
de Davies y Gregersen.
Vedral V: “An Inordinate Fondness for Bits.”
physicsworld.com (11 de enero de 2011),
http://physicsworld.com/cw/article/indepth/
44680 (Se accedió el 8 de marzo de 2011).
Oilfield Review
9/12/11 10:09 PM
El dilema del clima: Qué no
nos dirán los científicos y
los políticos acerca del
calentamiento global
Roger Pielke. Jr.
Basic Books
387 Park Avenue South
Nueva York. Nueva York 10016 EUA
2010. 276 páginas. USD 26,00
Pielke . . . proporciona un mapa
de ruta de la intersección entre la
política y la ciencia. Para ello,
examina el debate y presenta
diagnósticos. El autor explica —en
nueve capítulos cautivantes— ciertas
medidas que deben adoptarse, tales
como la expansión del acceso a la
energía y el concomitante incremento
de la seguridad energética a través
de la innovación tecnológica.
Pielke resume su posición al declarar
que la eliminación de la politización y
el miedo, como factores intervinientes,
conducirá en definitiva a una etapa
de descarbonización que beneficiará
a la sociedad y al mundo en su
totalidad. Muy recomendado.
Hunter JH: Choice, 48. N°6
(Febrero de 2011):1114.
ISBN: 978-0-465-02052-2
En este libro, el autor examina la
intersección de la política con la
ciencia del cambio climático.
Pielke arguye que cuando los objetivos
medioambientales y económicos se
contraponen, la economía siempre
gana. Como condición necesaria para
que se logren ambos objetivos la
política climática debe ser compatible
con el crecimiento económico, porque
el incremento de la demanda
energética es inevitable. El autor se
centra en la adaptación de la política
al cambio climático y exige una política
climática mundial de base amplia.
Contenido:
• Una ciencia climática de mesa
para una política climática con
sentido común
• Aquello que damos por sentado
pero que no es cierto
• Descarbonización de la economía
global
• Políticas de descarbonización
en todo el mundo
• Arreglos y apoyos tecnológicos
• Cómo se desvirtuó la política
climática y cuáles fueron los
primeros pasos dados para
retomar la dirección correcta
• Desastres, muerte y destrucción
• La politización de la ciencia
del clima
• Oblicuidad, innovación y un futuro
pragmático para la política climática
• Notas, Índice
Volumen 23, no. 1
42005schD9R1.indd 2
Contenido:
• Las dimensiones
• Casos fáciles
• Los agrupamientos
• Pruebas pictóricas
• Aproximaciones sucesivas
• Analogía
• Bibliografía, Índice.
En pocas palabras: Éste es un
libro muy creativo. Contiene un
conjunto ecléctico de temas... [y] está
repleto de tretas, atajos y preguntas
que instan a pensar. . . . Mi definición
operativa con respecto a un
matemático especialista en
matemática aplicada lo describe
como alguien que se siente cómodo
cuando trabaja en la interconexión
entre el rigor matemático y la
intuición física, para lo cual retrocede
y avanza según se requiera, y que a
menudo corruga esa interconexión
con la perturbación no-lineal [.]
Este libro es un ejemplo sutil de
ese tipo de filosofía y constituiría
un complemento excelente para los
cursos estándar (y aún necesarios)
sobre “métodos matemáticos de la
física” y “métodos de la matemática
aplicada.”
Adam J: American Journal of Physics 78, N° 11
(Noviembre de 2010): 1230-1232.
La matemática de la pelea
callejera: El arte de la
conjetura educada y la
resolución oportunista
de problemas
Sanjoy Mahajan
The MIT Press
55 Hayward Street
Cambridge, Massachusetts
02142 EUA
2010. 152 páginas. USD 25,00
ISBN: 978-0-262-51429-3
Mahajan sugiere que en la resolución
de problemas, como en la pelea
callejera, las reglas pueden provocar
parálisis; describe y demuestra
herramientas para formular conjeturas
y resolver problemas, destinadas a
disciplinas que van de la matemática a
la gestión. Si bien en un principio se
trató de un curso breve que el autor
dictó en el Instituto de Tecnología de
Massachusetts (MIT) de Cambridge,
La matemática de la pelea callejera
tiene el propósito de brindar a los
lectores herramientas matemáticas
para solucionar los problemas no del
todo definidos de la vida cotidiana.
El mundo evolucionista:
Cómo la adaptación lo
explica todo, desde las conchas
marinas hasta la civilización
Geerat J. Vermeij
Thomas Dunne Books, una impresión
de St. Martin’s Press
175 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10010 EUA
2010. 336 páginas. USD 27,99
ISBN: 978-0-312-59108-3
En esta exploración de la teoría
evolucionista, Vermeij describe el
modo en que un mundo cambiante ha
modelado nuestra especie y nuestras
culturas. Su análisis de la selección
natural y del comportamiento humano
concibe la evolución como un concepto
que explica y conecta una multitud de
hechos y fenómenos que parecen estar
desconectados entre sí. Para el autor,
si comprendemos el modo en que la
teoría evolucionista ha influido en los
sistemas económicos mundiales, la
preparación para los desastres y el
desarrollo comunitario nos ayudarán
a entender cómo funcionan esos
sistemas y qué desafíos se presentarán
en el futuro.
Contenido:
• El modo de conocimiento
evolucionista
• Desciframiento del libro de
códigos de la naturaleza
• Sobre la imperfección
• El dominio de la impredecibilidad
• La evolución del orden
• La complejidad de la vida y el
origen del significado
• Los secretos de Grass: la
interdependencia y sus malestares
• El mercado de la vivienda de la
naturaleza o porqué nada ocurre
aislado
• Despachos emitidos desde un
mundo más templado
• La búsqueda de fuentes y vertederos
• Los invasores, los titulares de cargos
y un cambio de guardia
• La flecha del tiempo y la lucha por
la vida
• Historia y el futuro de la humanidad
• Otras lecturas sugeridas, Notas,
Índice
Un panorama trascendente de la
evolución como adaptación, no sólo
como demostración del origen de las
especies sino también como la fuerza
que puede explicar la acumulación de
conocimientos, las economías y la
civilización propiamente dicha… una
narrativa estimulante que sin duda
incitará el debate.
Tallack P: Kirkus Reviews (27 de agosto de 2010),
http//www.kirkusreview.com/books-reviews/
non-fiction/geerat-vermeij/evolutionary-world/
(Se accedió el 4 de enero de 2011).
63
9/12/11 10:09 PM
Este informe resume los hallazgos
de prestigiosos paneles de expertos
en energía, salud, economía y medio
ambiente, pero fracasa en su misión
de informar, debido a la complejidad
de la cuestión y a las grandes
incertidumbres contenidas en varios
de los parámetros y variables
analizados. Como sería de esperar,
es de lectura difícil…
Los costos ocultos de la energía:
Las consecuencias inestimables
de la producción y la utilización
de la energía
Consejo Nacional de Investigación de
los Costos de Salud, Medioambiente y
otros Costos Externos y de los
Beneficios de la Producción y el
Consumo de Energía
(The National Research Council
Committee on Health, Environmental,
and Other External Costs and
Benefits of Energy Production and
Consumption)
The National Academies Press
500 Fifth Street NW
Washington, DC 20001 EUA
2010. 473 páginas. USD 47,00
Probablemente esencial para
aquellos que tienen una participación
profunda en la entrega de energía y la
política energética; todos los otros
lectores se desilusionarán por la falta
de accesibilidad y de información
concreta con respecto a este tema de
increíble importancia. Recomendado.
Ranson B: Choice 48 N° 5 (Enero de 2011): 933.
ISBN: 978-0-309-14640-1
Este libro describe los efectos de la
producción y la utilización de la energía
—por ejemplo, el daño provocado por la
contaminación del aire causada por la
generación de energía, por el transporte
vehicular y por la generación de calor—
como costos ocultos que intervienen en
los precios del mercado energético.
También estudia otros efectos que
surgen del cambio climático, los
contaminantes del aire tales como el
mercurio y los riesgos para la seguridad
nacional. Este análisis sugiere que las
iniciativas fundamentales para
incrementar la reducción de las
emisiones, mejorar la eficiencia
energética o pasar a una mezcla de
generación de energía eléctrica más
limpia podrían reducir los daños
provocados por los efectos externos.
Contenido:
• Introducción
• Energía para electricidad
• Energía para transporte
• Energía para generación térmica
• Cambio climático
• Infraestructura y seguridad
• Conclusiones y recomendaciones
globales
• Referencias, abreviaturas, unidades
en común y conversiones
• Apéndices
64
42005schD9R1.indd 3
Los recursos petroleros
con énfasis en los campos
petroleros marinos
O.T. Gudmestad, A.B. Zolotukhin
y E.T. Jarlsby
WIT Press
Ashurst Lodge
Ashurst, Southampton
SO40 7AA Inglaterra
2010. 269 páginas. USD 198,00
ISBN: 978-1-84564-478-9
Este libro presenta las lecciones
aprendidas de proyectos marinos
maduros de Noruega. Los autores
adoptan un enfoque interdisciplinario
en su investigación del sector
exploración y producción de la
industria del petróleo, desde la
localización de recursos marinos
hasta su conversión en subproductos
del petróleo. Gudmestad, Zolotukhin y
Jarlsby destacan el manejo cuidadoso
de los recursos naturales, las prácticas
de desarrollo seguras y amigables para
el medio ambiente, el respeto por las
prácticas comerciales éticas y la
atención a la responsabilidad social.
Contenido:
• La geología de los recursos
petroleros
• Ingeniería de yacimientos y
de producción
• Perforación. Diseño y terminación
de pozos
• Aseguramiento del flujo
• Requerimientos de procesamiento
en la producción de gas y petróleo
• Extracción de hidrocarburos
• Instalaciones globales de diseño
y soporte de campos petroleros
• El proceso de desarrollo de
proyectos
• Puesta fuera de servicio
• Gestión de la seguridad
• Gestión del medioambiente
• Regímenes de otorgamiento de
licencias y sistemas fiscales
• La economía de las operaciones
e inversiones petroleras
• Responsabilidades para con la
sociedad y ética comercial
El sector de exploración y
producción de la industria mundial
del petróleo es tan complejo y
desafiante que los operarios y
quienes adoptan decisiones
conforman equipos de proyectos
interdisciplinarios que exigen
amplitud de conocimiento y
entendimiento. En consecuencia,
un libro de referencia básico y
actualizado es imprescindible.
En este caso, Gudmestad,...
Zolotukhin... y Jarlsby... presentan
temas críticos esenciales de un modo
simple y lúcido sin parangón...
El texto es directo y lo mejoran sus
excelentes dibujos interpretativos.
Cada capítulo está seguido de
referencias seleccionadas. Éste es
un recurso indispensable tanto para
estudiantes como para profesionales
del sector; además de científicos,
ingenieros, economistas, abogados,
ambientalistas y políticos.
Muy recomendado.
Grose, TLT: Choice 48, Nº 6
(Febrero de 2011): 1116.
La geología de las secuencias
estratigráficas, segunda edición
Andrew D. Miall
Springer-Verlag GmbH
Heidelberger Platz 3
14197 Berlín, Alemania
2010. 337 páginas. USD 99,00
ISBN: 978-3-642-05026-8
Esta segunda edición, la cual subraya
un enfoque deductivo para la geología,
sitúa las secuencias estratigráficas
dentro del contexto más amplio de los
procesos geológicos e intenta responder
a una pregunta: ¿Por qué se forman las
secuencias? El libro está destinado a los
estudiantes de geología y a los geólogos
profesionales que se dedican a la
hidrología y a la geología del carbón,
del gas y del petróleo.
Contenido:
• El surgimiento de los conceptos
modernos: Antecedentes históricos
y metodológicos. El modelo de
secuencia básica. Otros métodos
para el análisis estratigráfico de los
ciclos de cambio de nivel de base
• El marco estratigráfico: Los tipos
principales de ciclos estratigráficos;
Ciclos con periodicidades de
decenas a centenas de millones
de años; Ciclos con periodicidades
de millones de años; Ciclos con
periodicidades de menos de un
millón de años
• Mecanismos: Resumen de los
mecanismos generadores de
secuencias; Eustasia y epirogenia
en el largo plazo; Los mecanismos
tectónicos; Las fuerzas orbitales
• Cronoestratigrafía y correlación:
Una evaluación del estado actual de
la “Eustasia Global:” El concepto
de diagrama de ciclo global;
El tiempo en la estratigrafía
secuencial; La cronoestratigrafía,
la correlación y las pruebas
modernas para la eustasia global
• Las direcciones futuras
• Referencias, índice de autores,
índice de temas
Oilfield Review
9/12/11 10:09 PM
Este análisis profundo de las
secuencias estratigráficas exige que el
lector cuente con antecedentes sólidos
en geología, sobre todo experiencia
en estratigrafía y sedimentación,
además de cierto conocimiento de la
geología del petróleo... La obra de
Peter Vail, quien trabajó en Exxon
entre las décadas de 1960 a 1970,
revolucionó la estratigrafía de
secuencias como el paradigma
dominante en la ciencia de la
estratigrafía. En esta nueva edición...
Miall ... examina de modo minucioso
los resultados de Vail y sus
seguidores, al indicar cuándo está de
acuerdo con esos resultados y cuándo
considera que el modelo Vail/Exxon
ha ido demasiado lejos en la
extrapolación de estos resultados...
Es un libro imprescindible para
quienes se encuentran involucrados
en forma activa en la estratigrafía.
Muy recomendado.
Dimmick CW: Choice 48, Nº 5
(enero de 2011): 930-931.
El hombre cuántico: La vida
científica de Richard Feynman
Lawrence M. Krauss
W.W. Norton & Company, Inc.
500 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10110 EUA
2011. 350 páginas. USD 24,95
ISBN: 978-0-393-06471-1
El autor presenta una nueva mirada a
Richard Feynman, el físico que cambió
el modo en que los científicos pensaban
con respecto a la mecánica cuántica.
Krauss, que también es físico, describe
cómo el físico ganador del Premio Nobel
indagó todo desde diferentes puntos de
vista antes de arribar a sus propias
conclusiones. El autor rastrea la vida y
la carrera científica de Feynman, desde
sus primeros días en el Proyecto
Manhattan hasta su surgimiento como
leyenda de la física.
Volumen 23, no. 1
42005schD9R1.indd 4
Contenido:
• Los caminos hacia la grandeza:
Luz, cámara, acción; El universo
cuántico; Una nueva forma de
pensar; Alicia en el país cuántico;
Finales y comienzos; La pérdida de
la inocencia; El camino hacia la
grandeza; De aquí al infinito;
La división de un átomo; A través
de un vidrio oscuro
• El resto del universo: El tema
del meollo y el meollo del tema;
La reorganización del universo;
Ocultamiento en el espejo;
Distracciones y deleites; Torsión
de la cola del cosmos; De arriba
hacia abajo; verdad, belleza y
libertad
• Epílogo: El carácter es el destino
• Fuentes. Índice
“Richard Feynman fue una
leyenda para toda una generación
de científicos, mucho antes de que
alguien del público supiera de quién
se trataba,” escribe Krauss en esta
cautivante biografía... El trabajo de
Feynman ha influenciado casi todos
los aspectos de la ciencia actual,
desde la nanotecnología hasta la
física de las partículas, los
semiconductores, y los
superconductores de alta
temperatura... En opinión del autor,
puede argüirse que fue el científico
más importante de la segunda mitad
del siglo XX, comparable con Einstein
en cuanto a influencia, aunque su
genialidad no consistió en lograr
resultados básicamente nuevos sino
en concebir las “cosas anteriores
desde un punto de vista nuevo.”
Krauss explica el material científico
complicado en un estilo vívido que
habría ganado la aprobación de
Feynman. Es un agregado valioso
para el estante de Feynman y un
seguimiento bienvenido para el
abanderado: el Genial James
Gleick (1992).
Kirkus Reviews: “Quantum Man: Richard
Feynman’s Life in Science”, 1º de enero de 2011.
.kirkusreviews.com/book-reviews/non-fiction/
lawrence-m-krauss/quantum-man/ (Se accedió el
21 de marzo de 2011)
Materiales de la Tierra
Kevin Hefferan y John O’Brien
Wiley-Blackwell
111 River Street
Hoboken, Nueva Jersey 07030 EUA
2010. 624 páginas. USD 99,95
ISBN: 978-1-4443-3460-9
Al abarcar el estudio de los minerales y
las rocas así como el suelo y el agua,
este libro de texto está destinado a un
curso combinado de mineralogía y
petrología. Su encuadre global tiene el
propósito de resultar útil no sólo para
los estudiantes sino también para los
científicos del medio ambiente y para
los geólogos de la ingeniería. El libro
abarca la mineralogía, la petrología
sedimentaria, la petrología ígnea y la
petrología metamórfica.
Contenido:
• Materiales de la tierra y la geosfera
• Átomos, elementos, uniones y
poliedros de coordinación
• Sustitución atómica, diagramas de
fases e isótopos
• La cristalografía
• Propiedades de los minerales y
minerales que forman rocas
• Identificación óptica de los
minerales
• Clasificación de las rocas ígneas
• Magma y estructuras intrusivas
• Características volcánicas y
accidentes geográficos
• Asociaciones de rocas ígneas
• El ciclo sedimentario: Erosión,
transporte, depositación y
estructuras sedimentarias
• Meteorización, producción de
sedimentos, y suelos
• Sedimentos detríticos y rocas
sedimentarias
• Rocas sedimentarias bioquímicas
• Metamorfismo
• Metamorfismo: Esfuerzo,
deformación y estructuras
• Textura y clasificación de las rocas
metamórficas
• Zonas metamórficas, facies y
series de facies
• Recursos minerales y peligros
• Referencias, Índice, Tabla periódica,
Lista de elementos.
. . . Materiales de la Tierra . . .
brinda un tratamiento bastante
equilibrado de todos los tópicos
principales, que incluyen los diversos
componentes de la Tierra. El libro
también subraya los diversos roles de
los materiales terrestres, tales como
recursos, peligros e influencias sobre
la salud humana, así como su impacto
sobre el medio ambiente global y la
economía en general. El texto, con
buenas ilustraciones, incluye gran
cantidad de fotos/figuras/diagramas
que en su mayoría resultan
apropiados, aunque la codificación
de colores no está definida con
claridad y se han tergiversado los
rótulos de ciertas figuras...
Este trabajo debería cubrir un nicho
importante para los cursos de las
ciencias de la tierra y/o del medio
ambiente, de nivel introductorio a
intermedio. Incluye una lista global
y actualizada de referencias, un
índice bastante exhaustivo y un
sitio web que lo acompaña.
Recomendado.
McCallum, MF: Choice 48, Nº 5
(Enero de 2011): 930.
65
9/12/11 10:09 PM
Métodos geológicos en la
exploración de minerales y
la minería, segunda edición
Roger Marjoribanks
Springer-Verlag GmbH
Heidelberger Platz 3
14197 Berlín, Alemania
2010. 238 páginas. USD 129,00
ISBN: 978-3-540-74370-5
Esta guía paso a paso para la búsqueda
de depósitos metálicos describe las
técnicas geológicas fundamentales de
campo utilizadas para la recopilación,
almacenamiento y presentación de
datos geológicos y su uso en la
localización de minerales.
Marjoribanks incluye descripciones y
ejemplos de diversos proyectos en los
que ha trabajado. El autor destaca las
capacidades tradicionales y muestra
cómo se las puede combinar de un
modo eficaz con los enfoques
tecnológicos modernos.
Contenido:
• La prospección y el proceso de
exploración
• El mapeo geológico en la
exploración
• El mapeo de minas
66
42005schD9R1.indd 5
• Zanjado y desarrollo subterráneo
• Perforación: Análisis general:
La importancia de la perforación
• Percusión rotativa y perforación con
barrena
• Perforación con diamante
• Imágenes satelitales
• Métodos geofísicos y geoquímicos
• Sistemas de información geográfica
y bases de datos de exploración
• Apéndice A: Notas sobre la
utilización de registros de
escala gráfica
• Apéndice B: Núcleos de perforación
orientados: Técnicas y procedimientos
• Apéndice C: Cálculo del rumbo y el
echado a partir de múltiples pozos
de perforación con diamante
• Apéndice D: Cómo utilizar una red
estéreo para convertir los ángulos
internos de los núcleos en
coordenadas geográficas
• Apéndice E: Técnicas prácticas
de campo
• Apéndice F: Otras lecturas sugeridas
• Acrónimos y abreviaturas. Índice
Marjoribanks escribió este
volumen, breve pero totalmente
informativo... como un “manual
práctico de campo para geólogos
que se dedican a la exploración de
minerales….” El libro de 10 capítulos
comienza con un análisis general de
la exploración y el mapeo geológico
en la exploración de minerales...
Esta nueva edición incluye tres
capítulos más que la de 1997, una
sección de apéndices expandidos y
amplias referencias. Recomendado.
Peters WC: Choice 48, Nº 5 (Enero de 2011): 930.
• Sobre los hombros de un gigante
• Un hombre de poca contextura
• El gran aficionado
• Confusiones terribles
• Fuera de la sala de juegos
• Dentro del mundo cotidiano
• Los azares de la vida
• La medida de nuestra ignorancia
• La carta clave de Pascal a Fermat
• Índice
El juego inconcluso: Pascal,
Fermat y la carta del siglo
XVII que hizo que el mundo
fuera moderno
Keith Devlin
Basic Books, miembro del
The Perseus Books Group
387 Park Avenue South
Nueva York, Nueva York 10016 EUA
2010. 208 páginas. USD 15,95
ISBN: 978-0-465-01896-3
El autor se sumerge en el adelanto
matemático que Blaise Pascal y Pierre
de Fermat desarrollaron a mediados
del siglo XVII: hoy en día se conoce
como la teoría de la probabilidad.
Devlin comienza con una carta del año
1654 que Pascal le escribió a Fermat,
donde explica cómo descubrió la
manera de calcular el riesgo. El autor
entrelaza estas ideas con el trabajo de
otros de los primeros matemáticos, y
ofrece elementos para comprender la
forma en que estos conceptos básicos
impactan nuestro mundo moderno.
Contenido:
• Lunes 24 de agosto de 1654
• Un problema que merece mentes
importantes
Antes del desarrollo de la
estadística a fines de los siglos XVII y
XVIII, hasta los racionalistas estaban
convencidos de que ningún ser
humano podía especular sobre el
futuro. Devlin... nos muestra cómo
esa creencia se transformó a través de
la... crítica carta de Pascal a Fermat
en la que él discute “el problema de
los puntos” —es decir, cómo
determinar el resultado probable de
un juego de azar— como un marco
para una historia de la teoría de la
probabilidad y el manejo de riesgos,
campos que ahora dominan nuestra
vida social, política y financiera...
Este libro informativo es de lectura
vívida y fácil para cualquier persona
que se pregunte por la ciencia de
predecir qué hay por delante, y
con qué profundidad eso afecta
nuestra vida.
Publishers Weekly: “Nonfiction Review”,
(1º de septiembre de 2008),
http://www.publishersweekly.com/
978-0-465-00910-7 (Se accedió el
22 de marzo de 2011)
Oilfield Review
9/12/11 10:09 PM
DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE ADQUISICIÓN DE REGISTROS
El primero de una serie de artículos que introducen
los conceptos básicos de la industria de E&P
El descubrimiento de los secretos de la Tierra
Mark A. Andersen
Editor ejecutivo
Los yacimientos de petróleo y gas yacen en las profundidades de la Tierra.
Los geólogos e ingenieros no pueden examinar las formaciones rocosas en
sitio, de modo que unas herramientas denominadas sondas lo hacen por
ellos. Los especialistas bajan estas herramientas en un pozo y obtienen
mediciones de las propiedades del subsuelo. Los datos se muestran como
una serie de mediciones que cubren un rango de profundidades en una
representación que se conoce como registro de pozo. A menudo, varias
herramientas se corren simultáneamente como una sarta de adquisición de
registros y la combinación de los resultados resulta más informativa que
cada una de las mediciones por separado.
El comienzo de una era
El primer registro de pozo se obtuvo en el año 1927 en el campo Pechelbronn
de Alsacia, en Francia. La herramienta, inventada por Conrad y Marcel
Schlumberger, medía la resistencia eléctrica de la Tierra. Los ingenieros
registraban un punto de medición cada un metro cuando extraían del pozo
45
0
Rayos gamma
°API
Prof.,
150 pies 0,2
7 000
Resistividad
ohm.m
Porosidad-neutrón
%
–15
Densidad volumétrica
20 1,90
2,90
g/cm3
Lutita
7 100
Gas
Hidrocarburo
Petróleo
Arena
7 200
Salmuera
Salmuera
Lutita
7 300
> Registro básico. Una combinación común de mediciones derivadas de
los registros incluye mediciones de rayos gamma, resistividad, y de
porosidad-neutrón y densidad, combinadas en una sarta de herramientas.
La respuesta del registro de rayos gamma (Carril 1) diferencia el valor bajo
de rayos gamma exhibido por la arena del valor alto de la lutita. La columna
siguiente, correspondiente al carril de profundidad, indica la localización
de la sonda en pies (o metros) por debajo de un marcador de superficie.
Dentro de la formación arenosa, la resistividad (Carril 2) es alta cuando
existen hidrocarburos presentes y baja en presencia de salmueras.
Tanto el registro de porosidad-neutrón como el de densidad volumétrica
(Carril 3) proveen mediciones de la porosidad, si se escalan en forma
correcta. En una zona hidrocarburífera, una separación amplia de las dos
curvas como la que se muestra en esta gráfica indica la presencia de gas.
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Austin Boyd,
Río de Janeiro; Michel Claverie, Clamart, Francia; Martin Isaacs, Sugar Land, Texas, EUA;
y a Tony Smithson, Northport, Alabama, EUA.
Volumen 23, no. 1
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la sonda que se encontraba suspendida desde un cable. El registro de datos
de los cambios producidos en la resistividad permitía identificar la localización del petróleo.
Hoy en día, los geólogos dependen de conjuntos de registros de pozos para
mapear las propiedades de las formaciones del subsuelo (izquierda, extremo
inferior). Mediante la comparación de los registros de diversos pozos de un
campo, los geólogos e ingenieros pueden desarrollar planes de producción
de hidrocarburos efectivos y eficientes.
Tipos de registros
Inmediatamente después de perforar un pozo, las formaciones quedan
expuestas a éste. Por consiguiente, es un momento oportuno para determinar las propiedades de las rocas con herramientas de adquisición de registros en agujero descubierto. En ciertos casos, especialmente en pozos con
trayectorias complejas, las compañías incluyen las herramientas de adquisición de registros como parte del arreglo de herramientas de perforación.
Este procedimiento se conoce como adquisición de registros durante la perforación o LWD.
Los perforadores habitualmente estabilizan las formaciones mediante la
cementación de la tubería de revestimiento metálica en el pozo. El metal de
la tubería de revestimiento interfiere con muchas mediciones derivadas de
los registros, pero en los últimos 30 años la industria ha mejorado significativamente su capacidad para medir las propiedades de las formaciones e
incluso localizar el petróleo pasado por alto detrás de la tubería de revestimiento, mediante el uso de registros obtenidos en pozo entubado. Por otro
lado, muchas herramientas para pozos entubados miden las tasas de flujo de
fluidos y otros parámetros de producción en el pozo o examinan la integridad de la tubería de revestimiento metálica y de su cemento.
El primer objetivo de la adquisición de registros en un área de exploración es la localización de hidrocarburos en un pozo. Luego, la compañía
operadora busca determinar si el volumen del recurso presente es suficiente
para justificar la terminación y la producción del pozo desde el punto de vista
económico. El proceso de adquisición de registros provee los parámetros
básicos de porosidad (la porción de roca rellena de fluido); saturaciones de
agua, petróleo y gas, y el espesor de una zona productora de hidrocarburos, o
zona productiva neta (próxima página). Las herramientas de adquisición
de registros son calibradas para determinar correctamente éstas y otras
cantidades provenientes del yacimiento, de modo que las compañías puedan calcular valores de reservas precisos. La mayoría de las herramientas de
adquisición de registros diseñadas para la evaluación de formaciones se basan
en mediciones eléctricas, nucleares o acústicas.
Adquisición de registros eléctricos
El petróleo y el gas son más resistivos que el agua salada que rellena la
mayoría de las rocas sepultadas en el subsuelo. Los ingenieros crearon dos
tipos de sondas eléctricas; ambas miden esa diferencia. Un tipo, el lateroperfil, mide la resistividad de la formación mediante la creación de un circuito eléctrico. La corriente circula desde un electrodo de la herramienta,
atraviesa la formación y regresa a otro electrodo. El otro diseño utiliza bobinas de inducción para medir la conductividad, la inversa de la resistividad.
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DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE ADQUISICIÓN DE REGISTROS
Mediciones
Resistividad
Porosidad
Litología
Mineralogía
Saturación
Geometría
de los poros
Propiedades
Propiedades
Permeabilidad de
los fluidos geomecánicas
Estructura
geológica
Estratificación
geológica
Resistividad eléctrica
Lateroperfil
Inducción
Microlateroperfil
Potencial espontáneo
Propagación electromagnética
Nuclear
Rayos gamma-densidad
Porosidad-neutrón
Radioactividad natural
Espectrometría de rayos
gamma inducidos
Resonancia magnética nuclear
Acústica
Medidor de buzamiento (echado)
y generación de imágenes
Pruebas y muestreo de formaciones
Muestreo de rocas
Muestreo de fluidos
Pruebas de presión de fluidos
Sísmica
La medición proporciona información directa sobre la propiedad del yacimiento.
La medición es afectada por la propiedad del yacimiento o es sensible a ésta.
La medición contribuye a comprender la propiedad del yacimiento.
> Mediciones derivadas de los registros, utilizadas para determinar las propiedades de los yacimientos. Algunas herramientas proporcionan una medición
directa de una propiedad del yacimiento (azul) y otras proveen información parcial que se combina con otras mediciones para determinar la propiedad (verde).
Por otra parte, las herramientas a menudo son sensibles a una propiedad, si bien no proveen una medición de esa propiedad (marrón).
Los componentes físicos involucrados son similares a los de un transformador eléctrico: una bobina de la herramienta induce un lazo de corriente en la
formación que se mide con una bobina captadora de la herramienta. Una zona
extensa rellena con hidrocarburos aparece típicamente en un registro eléctrico como más resistiva que una zona adyacente rellena con agua.
Detección de la radiación
El cuarzo y los carbonatos que componen los yacimientos hidrocarburíferos
más comunes, poseen baja o nula radioactividad intrínseca. Las lutitas, que
a menudo actúan como sellos por encima de los yacimientos, comprenden
diversos componentes radioactivos naturales. La mayoría de las sartas de
adquisición de registros incluyen una sonda de rayos gamma para detectar
esta radiación y diferenciar las capas geológicas. Un patrón característico del
registro de rayos gamma a menudo se reitera en los registros de los pozos en
un área dada. Los geólogos correlacionan estos patrones entre un pozo y otro
para mapear las capas geológicas a lo largo del campo.
Algunas herramientas de adquisición de registros utilizan fuentes químicas que generan partículas radioactivas. Las partículas interactúan con la
formación adyacente y los detectores de la sonda captan las señales resultantes.
La radiación gamma es absorbida en forma proporcional a la densidad de la
formación. Otras partículas radioactivas —los neutrones— son absorbidas en
forma proporcional al volumen de hidrógeno. Las mediciones derivadas de
estos dos tipos de registros pueden ser convertidas a valores de porosidad.
Cada uno posee una variabilidad basada en el tipo de roca y el promedio de los
dos, es decir un registro de densidad-neutrón, puede constituir una buena
medición de la porosidad. En presencia de gas, los dos métodos de detección
se separan de una manera peculiar que es reconocida como un indicador de gas.
Ciertas herramientas contemporáneas utilizan un generador de neutrones
pulsados que pueden generar neutrones sólo durante la aplicación de potencia.
La composición química de los minerales presentes en una formación
puede determinarse con una fuente de neutrones que utiliza la técnica de
espectrometría de captura elemental. Esta información ayuda a los geólogos a determinar la composición de la roca.
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Adquisición de registros acústicos
La velocidad a la que viaja el sonido a través de la roca depende de su composición mineral y su porosidad. Una herramienta de adquisición de registros
acústicos o sónicos transmite un pulso acústico a la formación y un receptor
situado en otra parte de la herramienta detecta el pulso transmitido. La distancia de propagación del pulso es conocida, de manera que su tiempo de
viaje proporciona una velocidad acústica que es proporcional a una medición
de la porosidad.
Las propiedades mecánicas de un sólido afectan las propiedades de las
ondas acústicas que lo atraviesan. Algunas herramientas sónicas miden estos
cambios para cuantificar esas propiedades mecánicas.
Una multitud de mediciones
Los geocientíficos e ingenieros tienen acceso a una amplia variedad de
herramientas de adquisición de registros que proporcionan mucho más que
la información básica descripta precedentemente. Las herramientas de
resonancia magnética nuclear obtienen información sobre los tamaños de
poros y los fluidos en sitio. Los registros de imágenes pueden proveer una
alta resolución y una vista de 360° de las diversas propiedades de la formación en la pared del pozo. Otras herramientas pueden llevar muestras de
rocas o de fluidos a la superficie o medir las propiedades de los fluidos a
medida que éstos fluyen hacia el interior del pozo. En una escala más grande,
las mediciones obtenidas con una fuente en un pozo y un receptor en otro
indican las propiedades de las formaciones y de los fluidos entre dichos pozos.
El proceso de adquisición de registros requiere tecnología robusta
debido a las condiciones rigurosas de los pozos y tecnología de punta debido
a las propiedades complejas de los yacimientos. Los científicos utilizan
métodos sofisticados para diseñar nuevas herramientas y evaluar los datos
que recolectan. Hoy en día, la mayoría de los descubrimientos de hidrocarburos tiene lugar en áreas remotas y su producción a menudo resulta difícil.
Estos recursos —y las personas para hallarlos, evaluarlos y explotarlos— son
vitales para satisfacer las necesidades energéticas mundiales en crecimiento.
Oilfield Review
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SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW
Oilfield Review
Volumen 23, no.1
SEPTIEMBRE DE 2011
Líneas de conducción marinas
VOLUMEN 23 NUMERO 1
Perforación con manejo de la presión
Agua de formación
Registros dieléctricos