Laboratorio de fluidos de fondo de pozo

Oilfield Review
Volumen 21, no.4
La energía geotérmica
Los impactos de los asteroides
Dispositivos de control de influjo
Laboratorio de fluidos de fondo de pozo
10-OR-0001-S
Análisis de fluidos de fondo de pozo: El eslabón perdido
Los probadores de formación modernos operados con cable proveen
una amplia gama de propiedades de las rocas y de los fluidos en condiciones de fondo de pozo. Los operadores están corriendo sartas de
adquisición de registros cada vez más complejas para obtener más y
más información, en condiciones cada vez más desafiantes. Uno de los
objetivos principales de las pruebas de formación es la caracterización
precisa de los fluidos. La interpretación errónea de las propiedades de
los fluidos de yacimientos puede traducirse en localizaciones de pozos,
estrategias de terminación de pozos y diseños de instalaciones inadecuadas, y además introducir errores serios en los pronósticos de reservas,
volúmenes de drenaje y desempeño de los yacimientos.
No es de extrañarse que el análisis de fluidos de fondo de pozo
(DFA) ahora esté firmemente establecido en los protocolos de caracterización de fluidos. El muestreo a ciegas—sin el análisis DFA—
conduce a muestreos insuficientes o excesivos de los fluidos de yacimientos. La extracción de una sola muestra de petróleo carece tanto
de sentido como la extracción de una sola muestra de roca. El análisis
DFA proporciona el eslabón necesario para vincular otra información
de fluidos—tal como los indicadores de gas en los registros de lodo,
datos geoquímicos y datos de gradientes de presión—a las mediciones de laboratorio.
El costo prohibitivo y la complejidad de las operaciones de intervención de pozos en los desarrollos de aguas profundas, ha hecho que
la caracterización precisa de los fluidos se torne esencial. Las instalaciones de superficie y de fondo marino deben estar en su lugar con
anterioridad a las operaciones de producción, y cualquier rediseño
retroactivo de las instalaciones puede ser excesivamente oneroso.
El aseguramiento del flujo—primer obstáculo técnico importante
en aguas profundas—fue el responsable del empleo generalizado y la
aceptación creciente de las operaciones de muestreo con herramientas operadas con cable durante las dos últimas décadas. El análisis
DFA desempeñó un rol esencial al posibilitar el muestreo de fluidos
en los pozos de aguas profundas. El enfoque en el aseguramiento del
flujo ahora se ha debilitado cuando los operadores descubrieron una
forma de anticipar y mitigar este problema, desplazando el foco hacia
la compartimentalización de los yacimientos, donde el análisis DFA
también demostró su valor.
El reconocimiento temprano de la compartimentalización constituye
un impulsor fundamental para el empleo del análisis DFA, incluso en
los yacimientos ajenos al ámbito de aguas profundas. Muchos de los
campos carbonatados gigantes de Medio Oriente, descubiertos hace
algunas décadas, aún producen hidrocarburos. No obstante, debido a la
heterogeneidad de los yacimientos y a la utilidad limitada de las mediciones clásicas, tales como los gradientes de resistividad y presión, existen atributos importantes como los contactos de fluidos, las zonas de
transición agua-petróleo y la conectividad de los yacimientos, que aún
no son bien comprendidos. La situación se vuelve más seria a medida
que la producción de agua se incrementa, el petróleo se pasa por alto
y deben perforarse más pozos en las zonas de transición o en las zonas
barridas por el agua. El análisis DFA en agujero descubierto o en pozo
entubado constituye una herramienta poderosa para abordar esas
incógnitas importantes en todo tipo de yacimiento; no solamente
en los de aguas profundas.
Mirando hacia el futuro, la industria se enfrenta con diversas tareas
esenciales. Debe desarrollar sensores DFA de avanzada, basados en
nuevas tecnologías físicas y de nanoescala, y optimizar y miniaturizar
el diseño de los existentes. Además, debe expandir el análisis DFA a
otras plataformas, tales como las herramientas de adquisición de
registros durante la perforación, las tuberías flexibles, las herramientas
de adquisición de registros de producción y las sartas de monitoreo
permanente. Otro desafío es el mejoramiento de los productos de
respuesta y de los flujos de trabajo de interpretación actuales.
La integración también es clave. La caracterización de fluidos
basada en una sola técnica o tecnología—tal como los indicadores de
gas en los registros de lodo, los datos de presión derivados de las pruebas de formación, las características PVT o el análisis de la química
de los fluidos de pozos—es una práctica estándar para la mayoría de
los operadores de E&P. Los enfoques integrados que involucran múltiples herramientas y tecnologías, son relativamente poco comunes.
No obstante, para una caracterización precisa de fluidos y de yacimientos, los datos de los levantamientos sísmicos, los registros de
pozos y las pruebas de formación deben integrarse con la información
proveniente de otras fuentes, tales como los registros geoquímicos y
los indicadores de gas en los registros de lodo. Por otro lado, debe
considerarse el contexto geológico adecuado. Cuando estas fuentes se
combinan sistemáticamente a través del eslabón perdido—el análisis
DFA—la sinergia ofrece una imagen altamente precisa y robusta de
los fluidos y del yacimiento (véase “Laboratorio de fluidos de fondo
de pozo,” página 40).
El centro global de servicios de expertos en Tecnologías de Evaluación y Muestreo de Fluidos (FEAST) de Shell, implementa enfoques
integrados en forma rutinaria para la caracterización de los fluidos.
Por ejemplo, los datos derivados de los indicadores de gas en los registros de lodo pueden ser utilizados para pronosticar las facies de fluidos y picar los puntos de muestreo para las pruebas de formación;
los datos PVT pueden calibrarse contra los datos derivados de los
registros de lodo; y el análisis DFA puede proveer mediciones de las
propiedades de los fluidos en tiempo real, durante o en el lugar del
muestreo. La integración asegura que los objetivos de evaluación sean
abordados utilizando tecnologías y flujos de trabajo óptimos. Además,
mejora la toma de decisiones operacionales y maximiza el valor de la
información. Dicha integración sólo se puede lograr a través de un
esfuerzo de equipo que incluya a las compañías de servicios y a los
operadores; un esfuerzo que se base en el hecho de que ambas partes
conozcan sus respectivos roles y responsabilidades, y respeten las
perspectivas y las necesidades comerciales mutuas. Éste es el modelo
de trabajo en un ambiente de colaboración que propugna FEAST, y el
análisis DFA es su elemento central.
Hani Elshahawi
Gerente de Tecnologías de Muestreo y Evaluación de Fluidos
Shell International E&P Inc.
Houston, Texas, EUA
Hani Elshahawi dirige el centro global de servicios de expertos en Tecnologías
de Muestreo y Evaluación de Fluidos (FEAST), donde está a cargo de la planeación, ejecución y análisis de las operaciones globales, de alto perfil, de pruebas de formación y muestreo de fluidos. Hani posee más de 20 años de experiencia en la industria petrolera y ha trabajado tanto en compañías de
servicios como en compañías operadoras en más de 10 países de África, Asia
y América del Norte. Ocupó posiciones relacionadas con interpretación, consultoría, operaciones, mercadeo y desarrollo de productos. Titular de numerosas patentes y autor de más de 70 artículos relacionados con la ingeniería
petrolera y las geociencias, actualmente es presidente de la SPWLA y conferenciante distinguido de la SPE. Posee una licenciatura en ingeniería mecánica
y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.
1
Schlumberger
Oilfield Review
Editor ejecutivo
Mark A. Andersen
Editor consultor
Lisa Stewart
Editor senior
Matt Varhaug
Editores
Rick von Flatern
Vladislav Glyanchenko
Tony Smithson
Michael James Moody
4
Aprovechamiento del calor de la Tierra
La energía geotérmica es limpia y abundante. No obstante,
llevar este recurso en forma económica a los centros poblacionales, donde los elementos clave del agua y el calor no existen
simultáneamente, requerirá avances tecnológicos sustanciales.
Algunos casos de estudio de EUA e Indonesia ilustran las innovaciones que están siendo exploradas en aras de aprovechar
esta fuente de energía alternativa.
Colaboradores
Rana Rottenberg
Glenda de Luna
Diseño y producción
Herring Design
Steve Freeman
es
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
El impacto de los asteroides puede afectar la geología local
y regional, incidiendo en la localización y la calidad de los
yacimientos de hidrocarburos. En algunos casos, el cráter de
impacto puede convertirse en una cuenca aislada que desarrolla su propio sistema petrolero. Algunos ejemplos muestran
cómo el impacto de los asteroides ha creado yacimientos
inusuales de petróleo y porqué es importante considerar los
eventos de impacto a la hora de buscar petróleo y gas.
Am
Ilustraciones
Chris Lockwood
Mike Messinger
George Stewart
14 Yacimientos de alto impacto
N
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
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
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www.glossary.oilfield.slb.com
2
Dirigir la
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Houston, Texas 77077 EUA
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Facsímile: (55) 21 2112 4601
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Junio de 2010
Volumen 21
Número 4
Consejo editorial
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
30 Dispositivos de control de influjo:
Perfeccionamiento de los estándares
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
El flujo irregular de fluido a través del yacimiento en dirección
hacia un pozo horizontal largo puede acelerar la conificación
de agua y gas, lo cual a su vez puede reducir la vida productiva
del pozo y dejar atrás reservas. Los dispositivos de control de
influjo abordan este problema mediante la desaceleración del
flujo de fluidos de yacimientos a través de los filones de alta
permeabilidad o en el talón del pozo, donde la presión anular
cae y las tasas de influjo habitualmente son más altas que en
otras partes de los laterales de longitud extendida.
Roland Hamp
Woodside Energy, Ltd.
Perth, Australia
George King
Apache Corporation
Houston, Texas, EUA
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Jacques Braile Saliés
Petrobras
Río de Janeiro, Brasil
40 Laboratorio de fluidos de fondo de pozo
Los operadores a menudo descubren la complejidad de los
fluidos y la heterogeneidad de los yacimientos, manifestadas
por la obtención de resultados de producción decepcionantes,
sólo luego de efectuar costosas erogaciones durante las fases
de desarrollo. Los ingenieros de yacimientos ahora pueden
acceder a un laboratorio de fluidos de fondo de pozo que los
ayuda a tomar decisiones más informadas acerca de la conectividad de los yacimientos y las propiedades de los fluidos.
Utilizando esta tecnología, pueden optimizar la producción y
evitar costosos errores durante la fase de desarrollo.
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
58 Colaboradores
61 Próximamente en Oilfield Review
62 Nuevas publicaciones
64 Índice anual
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera,
cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos
relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se
distribuye entre los empleados y clientes
de Schlumberger y se imprime en los
Estados Unidos de Norteamérica.
En la portada:
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
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publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio
alguno, ya sea electrónico o mecánico,
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autorización escrita de Schlumberger.
Los técnicos del Centro de Tecnología
Terrestre de Schlumberger en Sugar
Land, cerca de Houston, preparan una
herramienta de análisis de fluidos de
fondo de pozo para entregar en el
campo. En el fondo aparece una
ilustración del arreglo de probeta de
muestreo guiado. Estas herramientas
hacen posible el muestreo de fluidos
con bajo nivel de contaminación y la
obtención de mediciones eficientes de
las propiedades de los fluidos en
condiciones de fondo de pozo para
numerosos puntos de pruebas. Si bien
el color del petróleo por lo general
oscila entre sombras de marrón y un
color claro, se han encontrado muestras
con una diversidad de colores
(fotografía del inserto).
3
Craig Beasley
Río de Janeiro, Brasil
Bertrand du Castel
Tom Zimmerman
Sugar Land, Texas, EUA
Robert Lestz
Keita Yoshioka
Chevron Energy Technology Company
Houston, Texas
Amy Long
Singapur
Susan Juch Lutz
Salt Lake City, Utah, EUA
Aprovechamiento del calor de la Tierra
El calor que emana del núcleo de la Tierra podría reemplazar un porcentaje sustancial de la energía producida actualmente por la combustión de gas, petróleo y carbón
para la generación de electricidad. El calor de la Tierra es un recurso inagotable
cuya utilización prácticamente no genera emisiones de gas de efecto invernadero.
Se trata, en resumen, de una solución casi perfecta para las necesidades energéticas
del mundo. Pero para que el mundo pueda aprovechar este abundante recurso es
preciso superar obstáculos económicos y tecnológicos de magnitud considerable.
Recursos hidrotermales potenciales
Capacidad hidrotermal instalada
Capacidad hidrotermal potencial
Capacidad potencial utilizando los sistemas EGS en EUA solamente
392 5,800
Kenneth Riedel
Chevron Geothermal Indonesia Ltd
Yakarta, Indonesia
Mike Sheppard
Cambridge, Inglaterra
Sanjaya Sood
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Winter 2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Mo Cordes, Houston; y a Stephen Hallinan,
Milán, Italia.
GeoFrame y TerraTek son marcas de Schlumberger.
923 10,000
2,850 30,000 100,000
3,291
42,000
138 14,000
1,390 38,000
530 9,000
1. Blodgett L y Slack K (eds): Geothermal 101: Basics of
Geothermal Energy Production and Use. Washington,
DC: Geothermal Energy Association (2009),
http://www.geo-energy.org/publications/reports/
Geo101_Final_Feb_15.pdf (Se accedió el 1° de agosto
de 2009).
> Recursos hidrotermales potenciales. Los primeros desarrollos hidrotermales importantes se
localizaron en áreas de gran actividad tectónica marcada por la presencia de volcanes, géiseres,
manantiales de agua termal y yacimientos de agua caliente de grandes dimensiones. Estos recursos
son relativamente someros y a menudo fluyen a la superficie en forma natural. Gran parte de los
recursos potenciales que aquí se indican en megavatios, se compone de sistemas geotérmicos
mejorados (EGS) y está sujeta a desarrollos tecnológicos.
La mecánica para obtener el calor natural del
subsuelo terrestre parece involucrar tareas familiares a la ingeniería petrolera: perforar y terminar pozos, y producir fluidos de pozos asentados
en las formaciones de interés que se encuentran
por debajo de la superficie. Pero la recompensa, en
el caso de la producción de energía geotérmica, no
son fluidos sino calor. Aunque existe un potencial
considerable para la transferencia de tecnología
de la industria de exploración y producción—
equipos de perforación, barrenas, prácticas y tecnologías de control de presión y otras prácticas y
tecnologías básicas—los detalles específicos de
la producción de energía proveniente de los
hidrocarburos y del calor de la Tierra no son los
mismos.
Por ejemplo, las temperaturas ultra altas constituyen un claro problema para la aplicación de la
tecnología de la industria petrolera en la explora-
ción y producción geotérmica, pues hace que las
sofisticadas herramientas y sensores cuya operación depende de sellos y componentes electrónicos estancos a la presión pierdan su utilidad. No
obstante, la industria se esfuerza continuamente
por superar las limitaciones que impone la temperatura. En realidad, la caracterización precisa de
los yacimientos geotérmicos es uno de los obstáculos más fundamentales para la explotación de todo
el potencial energético que proviene del calor de la
Tierra. La construcción de modelos y simulaciones
de yacimientos geotérmicos, utilizando datos de
levantamientos sísmicos y datos derivados de registros, requerirá más innovación que adaptación; por
ejemplo, será menester incrementar las tolerancias de temperatura del hardware.
Con todo, la comparación entre la explotación
del calor y la explotación de los hidrocarburos
sigue siendo imperiosa. Muchos de los pozos geo-
4
térmicos que actualmente alimentan centrales
eléctricas han sido construidos por trabajadores
de campos petroleros, con técnicas y equipos
esencialmente tradicionales de perforación y terminación de pozos. Hoy, esos esfuerzos se ven
plasmados en campos geotérmicos, o más precisamente hidrotermales, que alimentan centrales
eléctricas con una producción de aproximadamente 10,000 megavatios (MW) de electricidad a
través de 24 países (arriba).1
La energía hidrotermal es una forma específica
de recurso geotérmico. Caracterizada por la existencia de temperaturas elevadas, alta permeabilidad y rocas que contienen grandes volúmenes de
agua, a menudo se encuentra a profundidades
relativamente someras. Sin estímulo, o con la
sola ayuda de sistemas de bombeo eléctrico
sumergible de alta temperatura, estas formaciones pueden proveer agua sobrecalentada o vapor
Oilfield Review
Volumen 21, no. 4
5
Central eléctrica de vapor seco
Generador
Turbina
Condensador
Aire y vapor
de agua
Torre de
enfriamiento
Agua
Aire
Aire
Agua
Agua
Vapor
Pozo de producción
Zona geotérmica
Pozo de inyección
Central eléctrica de vapor de vaporización instantánea
Generador
Turbina
Condensador
Vapor
Torre de
enfriamiento
Vapor
Agua
Aire
Aire
Agua
Salmuera
Usos directos
del calor
Salmuera residual
Pozo de producción
Aire y vapor
de agua
Zona geotérmica
Pozo de inyección
Central eléctrica binaria
Vapor de isobutano
Generador
Turbina
Isobutano
Condensador
Intercambiador de calor
Aire y vapor
de agua
Torre de
enfriamiento
Aire
Agua
Salmuera caliente
Aire
Agua
Salmuera fría
Bomba
Pozo de producción
Zona geotérmica
Pozo de inyección
> Centrales de energía geotérmica. Las centrales de vapor seco constituyen
el estilo más básico de central de energía geotérmica (extremo superior).
El vapor enviado por cañerías desde un yacimiento hidrotermal ingresa
directamente en las turbinas para generar electricidad. Cuando el vapor se
enfría y se condensa, el agua se recolecta y se reinyecta en el yacimiento
donde es recalentada a medida que se desplaza por la formación en
dirección hacia el pozo de producción. Las plantas de vapor de vaporización
instantánea (centro) utilizan agua caliente que está por debajo del punto
de ebullición, mientras se encuentra a presión de yacimiento, pero que
sublima a vapor con presiones de superficie más bajas. Las centrales de
energía binarias (extremo inferior) emplean un sistema cerrado para explotar
yacimientos aún más fríos, cuyas temperaturas de agua son inferiores a
150°C [302°F]. El agua fluye o se bombea a la superficie e ingresa en un
intercambiador de calor en el que lleva un segundo fluido, en este caso
isobutano, hasta su punto de ebullición, que debe ser inferior al del agua.
El segundo fluido se expande formando un vapor gaseoso que luego alimenta
las turbinas generadoras de electricidad. Este fluido puede hacerse circular
a través del intercambiador de calor para ser reutilizado, en vez de eliminado,
y dado que el agua no entra en contacto con el generador de energía,
los costos de mantenimiento suelen ser más bajos que con las centrales
AUT09–RVF–02
hidrotermales de vapor seco o vapor de vaporización instantánea.
6
a la superficie a través de pozos de producción de
gran diámetro. El vapor, o el agua caliente que se
sublima a vapor en la superficie, se canalizan para
impulsar las turbinas que generan la electricidad.
Estas formaciones existen en un número relativamente escaso de lugares del mundo. Los yacimientos hidrotermales predominan en áreas de gran
actividad tectónica donde los yacimientos de agua
caliente son abundantes y se encuentran presionados, tal es el caso de la zona del Océano Pacífico
que se conoce como el “Cinturón de Fuego.”
La mayoría de las formaciones de todo el
mundo que poseen el agua y la permeabilidad
necesarias, no tienen calor suficiente para ser
consideradas fuentes de energía geotérmica. Sin
embargo, existen otras en zonas profundas y de
alta temperatura que carecen sólo de agua o permeabilidad suficiente y son las que se muestran
más promisorias como fuentes futuras de energía
geotérmica. La solución para la explotación de
dichos recursos ampliamente disponibles son los
sistemas geotérmicos mejorados (EGS).
En términos sencillos, los proyectos EGS
crean o sustentan yacimientos geotérmicos. En
los casos de baja permeabilidad, la formación
puede ser fracturada hidráulicamente. Las formaciones con un nivel de líquido escaso o nulo, o
sin una fuente de recarga suficiente, pueden
recibir el agua a través de pozos de inyección.
Hoy, los ingenieros y geofísicos están trasladando
las técnicas de los sistemas EGS a los yacimientos secos de alta temperatura, situados a profundidades de entre 3 y 10 km [10,000 y 33,000 pies]
por debajo de la superficie. A estas profundidades, la roca se encuentra a una temperatura suficiente como para convertir el agua en vapor
sobrecalentado.
Estos sistemas de rocas secas calientes (HDR)
constituyen un tipo singular de sistema EGS,
caracterizado por la presencia de formaciones de
basamento muy calientes con permeabilidades
extremadamente bajas, y requieren procesos de
fracturamiento hidráulico para conectar los pozos
de inyección de agua con los pozos de producción
de agua.
Otras formaciones prospectivas son permeables y contienen agua, pero no son suficientemente
calientes para las aplicaciones geotérmicas. Para
explotar estos recursos, se están proponiendo conceptos menos ambiciosos a través de las centrales
eléctricas binarias. Estas centrales utilizan agua
que se encuentra por debajo del punto de ebullición para calentar un segundo fluido con un punto
de ebullición inferior al del agua. El segundo fluido
evaporado es conducido hacia las turbinas para
generar electricidad (izquierda).2
Oilfield Review
Este artículo se centra en la tecnología hidrotermal y HDR. Además analiza el estado de la tecnología EGS sirviéndose de los preparativos para
un proyecto de expansión EGS en Nevada, EUA, un
caso real de Indonesia y las lecciones aprendidas
a partir del proyecto HDR original ubicado al
sudoeste de Estados Unidos.
El alto costo del calor de las profundidades
El potencial inexplorado de la energía geotérmica puede ser enorme. En el año 2008, el consumo mundial de electricidad fue de 2 teravatios/año.
El flujo de calor que fluye continuamente desde
el núcleo de la Tierra es equivalente a unos
44 teravatios/año.3 Ciertamente, estas cifras son
astronómicas pero si se explotara sólo un porcentaje pequeño de este potencial, podrían satisfacerse cómodamente la mayor parte de las
demandas energéticas del mundo. La mayoría de
los recursos geotérmicos son además verdaderamente renovables ya que los mismos fluidos pueden ser recalentados, producidos, inyectados y
reciclados a lo largo de toda la vida productiva
del yacimiento.
Además de las cuestiones de índole tecnológica se encuentran las financieras, las cuales persisten frente a los factores de inversión que de otro
modo serían positivos (arriba, a la derecha). Los
proyectos geotérmicos, con algunas excepciones,
requieren un desembolso de capital inicial significativamente más alto que los proyectos petrolíferos, gasíferos, solares, eólicos y biomásicos. El
riesgo también es más alto y la experiencia actual
con el retorno de la inversión en las instalaciones
geoquímicas es desalentadora. Por ejemplo, se
estima que un proyecto hidrotermal de 50 MW
arroja una tasa de retorno inicial inferior al 11% y
una relación ganancia/inversión (P/I) de 0.8. Comparativamente, un proyecto grande de petróleo y
gas habitualmente genera una tasa de retorno inicial de casi 16% y una relación P/I de 1.5.4
Estos pobres resultados financieros son en
parte una reflexión de la geografía. Las áreas con
condiciones hidrotermales favorables tienden a
estar poco pobladas y se encuentran alejadas de
los grandes mercados de la electricidad. Los
resultados financieros también se ven obstaculizados por la dificultad inherente a las operaciones
de perforación y desarrollo de estas formaciones.
Los recursos geotérmicos se encuentran alojados
en rocas mucho más duras y más calientes que
aquéllas para las cuales están diseñadas las
barrenas de la industria petrolera y minera, de
manera que el proceso de perforación es más
Volumen 21, no. 4
Fuentes de
Factor de
energía renovable capacidad, %
Confiabilidad
del suministro
Impacto
ambiental
Aplicación
principal
Geotérmica
86 a 95
Continuo y confiable
Mínima ocupación del suelo
Generación de electricidad
Biomásica
83
Confiable
Mínimo (manipulación de
material no combustible)
Transporte, calefacción
Hidroeléctrica
30 a 35
Intermitente, depende
del clima
Impactos debidos a la
construcción de diques
Generación de electricidad
Eólica
25 a 40
Intermitente, depende
del clima
Antiestético para generación
en gran escala
Generación de electricidad
(limitada)
Solar
24 a 33
Intermitente, depende
del clima
Antiestético para generación
en gran escala
Generación de electricidad
(limitada)
> Valor comparativo de las energías alternativas. Entre las fuentes de energía renovable, la energía
geotérmica es una de las más atractivas en base al factor de capacidad; el porcentaje de energía
efectivamente producida por una planta en comparación con su producción potencial si es operada
en forma continua y a toda capacidad. También se compara favorablemente con otras fuentes de
energía alternativa si se utilizan otros parámetros de medición. (Datos de factores de capacidad
de Kagel A: A Handbook on the Externalities, Employment, and Economics of Geothermal Energy.
Washington, DC: Geothermal Energy Association, 2006.)
lento y más costoso. Para resultar rentables, los tran en cuencas sedimentarias profundas en las
pozos geotérmicos deben alojar volúmenes de que ya se han llevado a cabo operaciones de perfluidos relativamente grandes y, por consiguiente, foración en busca de petróleo y gas, y más imporlos diámetros de los pozos deben ser más grandes tante aún, procesos de adquisición de datos.
que los de la mayoría de los pozos de petróleo y
El marco geológico de los yacimientos hidrogas. Esto aumenta en forma considerable los cos- termales es variable. Los yacimientos de los camtos de construcción de pozos. La temperatura pos más grandes contienen una amplia gama de
extrema de los ambientes geotérmicos obliga a rocas, incluidas cuarcitas, lutitas, rocas volcánilos operadores a escoger productos especiales, cas y granito. La mayoría de estos yacimientos se
con precios elevados, para productos tales como identifica no por su litología sino por el flujo de
cementos, fluidos de perforación y tubulares.
calor. Se trata de sistemas de convección en los
Si bien en las últimas décadas la industria que el agua caliente se eleva desde la profundidad
petrolera ha refinado significativamente las efi- y queda atrapada en yacimientos cuyas rocas de
ciencias de perforación y el manejo de yacimien- cobertura se han formado a través de la mezcla de
tos—reduciendo en consecuencia los costos—a fluidos geotérmicos de corrientes ascendentes
menudo lo ha logrado a través de innovaciones con las aguas subterráneas locales, y por la precibasadas en componentes electrónicos, tales pitación de carbonatos y minerales de arcilla.
como las técnicas de adquisición de registros
Por consiguiente, la búsqueda de un yacidurante la perforación y monitoreo del subsuelo. miento hidrotermal comercial cercano a la superEstas herramientas se limitan actualmente a ficie se basa en la identificación de la actividad
temperaturas inferiores a 175°C [350°F] y no se tectónica, la fuente térmica, el flujo de calor, la
AUT09–RVF–03
encuentran disponibles para su utilización
en recarga de agua y el flujo de fluidos que se encuenpozos geotérmicos de alta temperatura.
tran a profundidad hacia la superficie. La permeabilidad se caracteriza habitualmente por una
Búsqueda y definición
red de fracturas o fallas activas que se mantieCon excepción de algunos sistemas “ciegos” pro- nen abiertas por los esfuerzos locales.
fundos y de alta temperatura, la búsqueda de forLa búsqueda de un yacimiento hidrotermal
maciones hidrotermales se facilita gracias a la comienza con una evaluación de los datos regiopresencia de manantiales de agua termal y fuma- nales disponibles sobre el flujo de calor, la activirolas que se observan en la superficie.5 Por otro dad sísmica, los manantiales térmicos y los rasgos
lado, muchos campos hidrotermales se encuen- elementales superficiales únicos, los cuales se
2. “First Successful Coproduction of Geothermal Power
at an Oil Well,” JPT Online (21 de octubre de 2008),
http://www.spe.org/jpt/2008/10/first-successfulcoproductiongeothermal-oil-well/ (Se accedió el
14 de julio de 2009).
3. Pollack HN, Hurter SJ y Johnson JR: “Heat Flow from the
Earth’s Interior: Analysis of the Global Data Set,” Reviews
of Geophysics 31, no. 3 (Agosto de 1993): 267–280.
4. Long A: “Improving the Economics of Geothermal
Development Through an Oil and Gas Industry Approach,”
Artículo académico de Schlumberger, www.slb.com/
media/services/consulting/business/thermal_dev.pdf
(Se accedió el 15 de septiembre de 2009).
5. Una fumarola es un respiradero o una abertura producida en
la superficie de la Tierra por la que se emiten vapores, ácido
sulfhídrico u otros gases.
7
Temperatura del subsuelo medida en el pozo, °C
300
200
100
100
200
300
Temperatura calculada a partir
del geotermómetro químico, °C
> Pronósticos de las temperaturas del subsuelo.
Las temperaturas medidas en los pozos
perforados en los sistemas hidrotermales se
comparan con las temperaturas calculadas
a partir de los geotermómetros antes de las
operaciones de perforación. La línea de guiones
indica la localización en la que se graficarían
los puntos si los valores medidos coincidieran
perfectamente con los valores calculados.
Los puntos situados por encima de la línea
indican las temperaturas calculadas que fueron
subestimadas. (Adaptado de Duffield y Sass,
referencia 9.)
basan en técnicas de teledetección y generación
de imágenes. Luego se ponen en práctica técnicas geofísicas, geológicas y geoquímicas que pueden proporcionar información sobre el tamaño,
la profundidad y la forma de las estructuras geológicas profundas.
Las mediciones de la temperatura del subsuelo constituyen el método más directo de
determinación de la existencia de un sistema
hidrotermal. Los pozos de gradiente térmico
pueden tener unos pocos metros de profundidad, pero para excluir los efectos de la temperatura de superficie se prefiere una profundidad
de más de 100 m [330 pies]. Los levantamientos
de temperatura pueden delimitar áreas de gradientes geotérmicos mejorados; un requisito
básico para los sistemas geotérmicos. En los
terrenos volcánicos, es posible que haya rocas
AUT09–RVF–04
de alta temperatura a profundidades
relativamente someras y que exista una fuente de calor.
En los sistemas de circulación profunda, las
altas temperaturas indican la presencia de una
corteza continental delgada, altas tasas de flujo
de calor y fallas permeables profundas que
transmiten el calor del manto hacia zonas cercanas a la superficie.
Los yacimientos hidrotermales requieren altas
temperaturas y una permeabilidad efectiva, lo
cual es provisto por rocas coherentes capaces de
sustentar sistemas de fracturas abiertas. Estas
rocas poseen un carácter único relativamente
resistivo. No obstante, las rocas de cobertura aso-
8
ciadas, ricas en contenido de arcilla, poseen baja
resistividad. El contraste de resistividad existente
en la base de la roca de cobertura que puede ser
determinado a través de mediciones magnetotelúricas (MT), puede proporcionar una indicación de
la prospectividad geotérmica.6 Las mediciones MT
se han convertido en un método estándar de
mapeo de la geometría de la roca de cobertura
que constriñe los yacimientos geotérmicos.
Si se han perforado algunos pozos en un área,
muchos de los parámetros medidos indirectamente desde la superficie pueden obtenerse directamente a partir de los datos de registros de los
pozos. Estos registros permiten destacar regiones
de porosidad, saturación de fluidos salinos y variaciones de temperatura, las cuales podrían indicar
la presencia de yacimientos hidrotermales.
Dado que estos recursos pueden hallarse en
áreas fracturadas sometidas a esfuerzos tectónicos, su presencia a menudo es marcada por la
existencia de eventos microsísmicos que además
sirven como guía para las operaciones de perforación en las rocas fracturadas, una vez establecidas otras condiciones geotérmicas favorables.
Mediante el registro de un número relativamente
importante de estos eventos, a lo largo de semanas o meses, y a través del cálculo de sus epicentros, los sismólogos pueden determinar la
localización y orientación de las fracturas.
Los levantamientos de sísmica de reflexión y
sísmica de refracción han sido utilizados sólo en
forma limitada en las actividades de exploración
geotérmica. Si bien la obtención de perfiles de
refracción requiere un esfuerzo considerable a profundidades de 5 a 10 km [16,400 a 33,000 pies], los
levantamientos estándar de sísmica de reflexión a
menudo arrojan resultados útiles en estas áreas.
Durante las actividades de exploración geotérmica, se utilizan levantamientos gravimétricos
para definir variaciones de densidad lateral asociadas con una fuente de calor magmático en los
sistemas alojados en volcanes, o con bloques de
fallas sepultados por debajo de la cubierta sedimentaria en los sistemas de circulación profunda.
Pero su valor principal radica en la identificación
de los cambios producidos en el nivel de agua sub6. Para obtener más información sobre MT, consulte: Brady
J, Campbell T, Fenwick A, Ganz M, Sandberg SK, Buonora
MPP, Rodrigues LF, Campbell C, Combee L, Ferster A,
Umbach KE, Labruzzo T, Zerilli A, Nichols EA, Patmore S
y Stilling J: “Sondeos electromagnéticos para la
exploración de petróleo y gas,” Oilfield Review 21,
no. 1 (Verano de 2009): 4–19.
7. Manzella A: “Geophysical Methods in Geothermal
Exploration,” Apuntes de clases. Pisa, Italia: Italian
National Research Council International Institute for
Geothermal Research, http://www.cec.uchile.
cl/~cabierta/revista/12/articulos/pdf/A_Manzella.pdf
(Se accedió el 10 de agosto de 2009).
8. Cumming W: “Geothermal Resource Conceptual Models
Using Surface Exploration Data,” Actas del 34º Seminario
terránea y en el monitoreo de los procesos de subsidencia e inyección, los cuales se relacionan
directamente con la capacidad del recurso para
autorecargarse. Mediante la correlación de los
levantamientos y el clima, es posible definir la
relación entre los datos de un levantamiento gravimétrico y la precipitación que produce cambios
en los niveles someros de agua subterránea. Una
vez corregidos por este efecto, los cambios de densidad muestran qué volumen de la masa de agua
descargada en la atmósfera es reemplazado por el
influjo natural.7
El concepto
Los procedimientos más comunes de exploración
geotérmica incluyen la búsqueda y apilamiento
de anomalías y el modelado conceptual. Los modelos matemáticos de velocidad son utilizados en
forma rutinaria para pronosticar la profundidad
hasta una formación de interés, y los modelos físicos pueden utilizarse para simular las capas de
rocas. Los modelos conceptuales son hipotéticos y
reúnen la información observada con la información inferida para identificar los objetivos geotérmicos y pronosticar la capacidad del yacimiento.
Dichos modelos a menudo se combinan con las tecnologías geoestadísticas y clásicas, tales como las
empleadas para la caracterización de yacimientos.
Los modelos conceptuales hidrotermales combinan la información observada con la información
inferida para ilustrar las propiedades de los fluidos
de yacimientos y las rocas, y a menudo incluyen los
datos captados mediante la geoquímica catiónica y
la geoquímica del gas. Además, tienen en cuenta
los datos de resisitividad derivados de las mediciones MT e interpretados en el contexto de la geología básica y la hidrología, y a través del mapeo de
la alteración hidrotermal superficial.8
El elemento más importante de un modelo
conceptual hidrotermal es un patrón isotérmico
pronosticado del estado natural; líneas sólidas trazadas para indicar la temperatura y la profundidad
a través de una sección del subsuelo. Si bien es difícil de obtener durante la fase de exploración, algunos casos reales indican que puede lograrse en
base a la interpretación de la geotermometría; una
sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la
Universidad de Stanford, Stanford, California, EUA
(9 al 11 de febrero de 2009).
9. Duffield WA y Sass JH: “Geothermal Energy—Clean
Power from the Earth’s Heat,” Servicio Geológico de
EUA, Circular 1249, http://pubs.usgs.gov/circ/2004/c1249/
(Se accedió el 3 de agosto de 2009).
10.Un geotermómetro es un mineral o grupo de minerales
cuya composición, estructura o inclusiones se fijan
dentro de límites térmicos conocidos, bajo condiciones
particulares de presión y composición, y cuya presencia
denota, por consiguiente, un límite o un rango para la
temperatura de formación de la roca hospedadora.
11.Cumming, referencia 8.
Oilfield Review
técnica que permite la determinación de la temperatura del subsuelo utilizando una combinación de
métodos que abarcan la química de los fluidos de
los manantiales de agua termal y la distribución de
los minerales de alteración hidrotermal en la
superficie. Además, pueden utilizarse patrones de
anomalías geofísicas y resistividades, y un conocimiento general de la geología local, la hidrología y
el fallamiento o la historia estructural.
El agua caliente que circula en la corteza
terrestre puede disolver parte de la roca a través
de la cual fluye. Las cantidades y proporciones de
estos solutos en el agua son una función directa
de la temperatura. Si el agua sube rápidamente
desde el yacimiento geotérmico hasta la superficie, su composición química no cambia significativamente y retiene una impronta de la temperatura
del subsuelo. Las temperaturas del subsuelo, calculadas a partir de la química de los manantiales
de agua caliente, han sido confirmadas mediante
mediciones directas obtenidas en la base de los
pozos perforados en los sistemas hidrotermales.9
La geotermometría utiliza las relaciones isotópicas iónicas y estables presentes en el agua para
determinar la temperatura máxima del subsuelo
(página anterior). Los geotermómetros geoquímicos e isotópicos desarrollados en las dos últimas
décadas asumen que en el yacimiento geotérmico
coexisten dos especies o compuestos y que la temperatura es el control principal sobre su relación.10 Además, asumen que no se ha producido
ningún cambio en la relación durante la elevación
del agua a la superficie.
También pueden utilizarse los geotermómetros de gases para determinar las condiciones
prospectivas del subsuelo. Mediante la integración de estos datos geoquímicos con la información de los pozos de gradiente geotérmico y los
mapas estructurales, los ingenieros pueden construir modelos conceptuales que muestran los
patrones de flujo de fluidos existentes en un yacimiento hidrotermal como secciones y mapas geológicos (derecha, extremo superior). Un flujo de
agua ascendente crea un patrón isotérmico ascendente e indica la existencia de rocas permeables.
Cuando el flujo del yacimiento es vertical, las temperaturas se incrementan significativamente con
la profundidad. En una zona con flujo de salida, el
flujo es horizontal y las temperaturas se reducen
con la profundidad.11
Las zonas permeables poseen gradientes de
temperatura más pequeños con la profundidad
que las zonas impermeables y generalmente exhiben un patrón isotérmico convectivo. En las formaciones de muy baja permeabilidad, el gradiente
de temperatura es pronunciado y se observa fácilmente en una sección transversal como isoter-
Volumen 21, no. 4
Fumarola de sulfato ácido
Manantial de cloruro
Inalterado
212°F
Zona de
zeolita-esmectita
302°F
Arcillas esmectíticas
Arcillas marinas
Zona de argilita
392°F
482°F
100°C
Zona
propilítica Flujo ascendente
en las fracturas
150°C
250°C
572°F
Calor y gas
del magma
200°C
300°C
> Isotermas basadas en la geotermometría. Los datos de una fumarola y una
fuente térmica de cloruro, derivados por geotermometría catiónica, pueden ser
modelados utilizando una interpretación geológica para obtener un perfil de
temperatura del subsuelo. Se asume que la fuente térmica se encuentra cerca
del tope de la capa freática. La alteración propilítica transforma los minerales
que contienen hierro y magnesio en clorita, actinolita y epidota. (Adaptado de
Cumming, referencia 8.)
Categoría de recurso
Energía térmica en
exajoules [1 EJ = 1018 J]
Sistema EGS dominado por la conducción
Formaciones de rocas sedimentarias
Formaciones de rocas del basamento cristalino
Sistema EGS volcánico supercrítico
100,000
13,300,000
74,100
Hidrotermal
2,400 a 9,600
Fluidos coproducidos
0.0944 a 0.4510
> Potencial mejorado de los sistemas geotérmicos en EUA. Las estimaciones
correspondientes al repago potencial de la energía proveniente de los
recursos EGS, a profundidades que oscilan entre 3 y 10 km, superan los
13 millones de exajoules (EJ). La recuperación de un porcentaje, por pequeño
que fuere, sería más que suficiente para satisfacer todos los requerimientos
eléctricos de la nación. [Adaptado de “The Future of Geothermal
Energy,”http://geothermal.inel.gov/publications/future_of_geothermal_
energy.pdf (Se accedió el 30 de junio de 2009.)]
AUT09–RVF–05
mas estrechamente espaciadas que revelan
un Mejorando la naturaleza
régimen térmico conductivo. El gradiente ayuda Los campos hidrotermales que están ahora en
a determinar la localización de las zonas permea- producción y que fueron descubiertos a través de
estas técnicas y modelos representan lo que la
bles e impermeables.
Dado que la baja resistividad usualmente industria geotérmica “dispone con facilidad.”
indica la presencia de arcillas conductivas de baja El futuro de la energía geotérmica reside en los
permeabilidad, se pueden utilizar levantamientos sistemas más complejos, los cuales deben ajusMT para localizar la base de una roca de cobertura tarse para la obtención de producción, y en la
geotérmica e, indirectamente, su alto gradiente recuperación de más calor de los sistemas ya
térmico. Luego pueden mapearse las dimensiones existentes a través de los proyectos EGS (arriba).
De un modo similar a los procesos inherentes
del yacimiento y utilizarse para identificar los
objetivos de perforación y las localizaciones pros- a las operaciones de petróleo y gas, es posible utilizar el modelado conceptual para planificar y
pectivas de los pozos de producción e inyección.
9
Profundidad, m
500
1,000
Pozo 27-15
Formaciones Truckee y Desert Peak
Formación
Chloropagus
2,000
2,500
Riolita
(superior)
Dacita
Riolita
(inferior)
PT-2 (superior)
Riolita (inferior)
PT-1
PT-2 (inferior)
1,500
barrera o como conducto para los fluidos geotérmicos. Se prevé que los próximos experimentos de
estimulación hidráulica y química incrementarán
la permeabilidad y la conectividad de la fractura
para los fluidos en este sistema mejorado.
0
Dolomía
Fangolita Tr-J
PT-2
(superior)
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
PT-2 (superior)
0
Cuarcita
PT-2 (inferior)
Zona de pérdida de circulación
7,000
Fallas indicadas con líneas de guiones
donde se infieren
8,000
m
1,000
6,000
Profundidad, pies
Pozo 29-1
0
9,000
> Una de las dos secciones transversales del sistema Desert Peak. Esta sección transversal conceptual
del campo geotérmico muestra la estratigrafía y la estructura interpretada desde el Pozo 29-1 al sur,
hasta el Pozo 27-15 al norte. Los rasgos clave de esta sección son el tope levemente inclinado de
las rocas de basamento al norte, la presencia de un intervalo pre-Terciario 1 (PT-1) en el Pozo 27-15,
y la sección Terciaria de gran espesor (verde) en los pozos del sur. Las fallas y las interpretaciones
estructurales se basan en las litologías y las secuencias estratigráficas encontradas en cada pozo, y
en las localizaciones de las zonas de pérdida de circulación identificadas a partir de los recortes de
perforación y los registros de pozos. El Pozo 27-15 es el candidato para el tratamiento de estimulación
hidráulica. (Adaptado de Lutz et al, referencia 13.)
ejecutar los proyectos EGS destinados al desarro- tir en la evaluación de las litologías y la caracterillo de los yacimientos hidrotermales. Utilizando zación de los esfuerzos y las fracturas. Se regislos datos obtenidos luego de varios años de pro- traron datos de los registros de rayos gamma y
ducción para construir mejores modelos, los inge- calibrador, y además se generaron imágenes de la
nieros pueden evaluar la respuesta potencial de pared del pozo. Entre los rasgos identificados a
estos campos geotérmicos a los procesos de per- partir de estas imágenes creadas por contraste de
foración de pozos de relleno, de inyección de resistividad se encuentran planos de estratificaagua y de otro tipo, los cuales ayudan a prolongar ción, contactos litológicos, foliaciones, granos
la vida productiva de los campos y a mejorar la minerales conductivos, fracturas inducidas por la
perforación y fracturas naturales.14
eficiencia de los yacimientos.
En Desert Peak, cerca de Fernley, en Nevada,
En combinación con otros estudios petrológise descubrió y definió un campo geotérmico en cos y petrográficos, incorporados en un modelo
las décadas de 1970 y 1980. Este campo suminis- GeoFrame, este proceso de generación de imágetra energía para una central eléctrica de vapori- nes proporcionó un conocimiento más completo
zación instantánea doble desde 1986 y es típico de las características geológicas del pozo como
de los sistemas geotérmicos de circulación pro- candidato para el proyecto EGS. Las pruebas adifunda, o controlados por fallas, del oeste de cionales de mecánica de rocas, efectuadas en el
EUA.12 Actualmente, se lleva a cabo un estudio de Centro de Excelencia en Geomecánica TerraTek
un proyecto EGS que expandiría la operación a de Schlumberger en Salt Lake City, Utah, EUA,
través de tratamientos de estimulación hidráu- caracterizarán las resistencias de las rocas y el
lica y química. El estudio determinará la distribu- comportamiento de los esfuerzos de las rocas
AUT09–RVF–07
ción de los tipos de rocas, fallas, minerales
de prospectivas potenciales dentro del intervalo de
alteración y fracturas mineralizadas al este del estimulación propuesto.
Los investigadores observaron que la porción
campo hidrotermal existente para crear un nuevo
productiva del campo geotérmico Desert Peak yace
modelo estructural del campo.13
El modelo propuesto se basa en el análisis de en un pilar tectónico estructural más antiguo limiregistros de lodo y núcleos e incorpora nuevos tado por fallas con tendencia noroeste. Los resultadatos de tres pozos perforados en la porción pro- dos de las pruebas de trazadores indican que los
ductiva del campo. Se han construido dos seccio- fluidos inyectados en la zona de producción pueden
nes transversales basadas en las correlaciones atravesar las zonas actualmente no productivas, a
lo largo de las fallas más modernas con tendencia
observadas en estos tres pozos (arriba).
Los investigadores registraron un pozo candi- noreste. Sin embargo, los científicos no pudieron
dato para un proceso de estimulación, el Pozo 27-15 determinar la profundidad de la transmisividad del
adyacente al área de producción actual, para asis- fluido y si la falla de basamento actuaba como
10
De lo bueno, lo mejor
Las herramientas predominantes de los sistemas
EGS—modelado de yacimientos, perforación,
fracturamiento hidráulico e inyección de agua—
son conocidas para los ingenieros petroleros.
Lamentablemente, el empleo de estas herramientas en aplicaciones geotérmicas implica algo más
que su adaptación a temperaturas más elevadas.
Por ejemplo, en las formaciones de petróleo y
gas, fracturamiento inducido y fracturamiento
natural son conceptos relativamente bien comprendidos. Pero dado que las areniscas petrolíferas se fracturan para incrementar el flujo en los
intervalos estratigráficos discretos—y el objetivo,
en el caso de un recurso geotérmico consiste en
maximizar el intercambio de calor en los volúmenes grandes de rocas cristalinas fracturadas—las
operaciones difieren considerablemente en
cuanto a su aplicación. Mientras que las operaciones de fracturamiento hidráulico tradicionales son restringidas predominantemente por los
esfuerzos presentes en las rocas y las consideraciones de límites, se deben considerar las interacciones complejas entre rocas y fluidos y la
transferencia de calor a la hora de determinar las
tasas de inyección, los tiempos de bombeo y las
temperaturas de inyección para el fracturamiento de las formaciones geotérmicas.
En los últimos años, las técnicas de estimulación de las formaciones petrolíferas mediante tratamientos de fracturamiento hidráulico se han
vuelto cada vez más sofisticadas y eficientes,
acompañando el desarrollo de métodos de modelado, representación gráfica, rastreo e incluso con12.Un sistema de vaporización instantánea doble utiliza
salmuera separada del agua geotérmica antes de
sublimarse. La salmuera se sublima por segunda vez,
a menor presión, y el vapor resultante se utiliza para
impulsar una turbina independiente o se envía a la
turbina de alta presión a través de una entrada
independiente.
13.Lutz SJ, Moore JN, Jones CG, Suemnicht GA y
Robertson-Tait A: “Geological and Structural
Relationships in the Desert Peak Geothermal System,
Nevada: Implications for EGS Development,” Actas
del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos
Geotérmicos de la Universidad de Stanford, Stanford,
California (9 al 11 de febrero de 2009).
14.Kovac KM, Lutz SJ, Drakos PS, Byersdorfer J y
Robertson-Tait A: “Borehole Image Analysis and
Geological Interpretation of Selected Features in Well
DP 27-15 at Desert Peak Nevada: Pre-Stimulation
Evaluation of an Enhanced Geothermal System,” Actas
del 34º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos
Geotérmicos de la Universidad de Stanford, Stanford,
California (9 al 11 de febrero de 2009).
Oilfield Review
Volumen 21, no. 4
Yakarta
ASIA
Salak
INDONESIA
Darajat
0
km
0
100
millas
100
INDONESIA
> Campo Salak, en Indonesia.
meabilidad pero de alta temperatura, las cuales
deben ser estimuladas para proveer tasas de
inyección adecuadas. Por lo tanto, el operador
puso en marcha un programa masivo y de largo
plazo de inyección de agua fría. Esta operación
aprovecha las diferencias de temperaturas extremas existentes entre la sustancia a inyectar y la
formación—más de 149°C [268°F]—y los coeficientes relativamente altos de contracción térmica de la formación para crear las fracturas.
En un pozo de baja permeabilidad del área de
la Caldera Cianten que se encuentra ubicada
dentro de los límites de la concesión Salak, se
llevaron a cabo tres tratamientos de estimulación
por inyección. Estos tratamientos de estimulación incluyeron la inyección de aproximadamente 9.8 millones de bbl [1.6 millón de m3] de
agua. Para evaluar el impacto de estos tratamientos sobre el desempeño de la inyección, el operador utilizó una gráfica y un análisis de Hall
modificados que indicaron el desarrollo de la
fractura dentro de la formación (abajo). Los
mejoramientos registrados en términos de inyectividad también fueron cuantificados a través de
pruebas periódicas de caída de presión y la creación de un modelo de simulación de yacimientos
2.5 x 105
2.0 x 105
Integral de Hall
trol de la dirección de las fracturas por parte de la
industria. Pero la mayor parte de estas técnicas se
basa en gran medida en el empleo de sensores
electrónicos ubicados en el fondo del pozo, cerca
de la profundidad de la formación. Las limitaciones de temperatura hacen que estos dispositivos
pierdan su utilidad en las zonas geotérmicas.
Así y todo, en muchos de los campos geotérmicos más grandes del mundo que son habitualmente los sistemas de temperatura más elevada
alojados en volcanes, se están efectuando intervenciones del estilo de los campos petroleros con
éxito. Estas operaciones son esencialmente EGS
e incluyen proyectos establecidos, tales como el
campo geotérmico Salak operado por Chevron. El
Campo Salak, el más grande de su tipo en
Indonesia, se encuentra ubicado en un bosque
protegido, a aproximadamente 60 km [37 millas]
al sur de Yakarta (derecha).
Chevron ha mantenido los niveles de producción de vapor y ha optimizado la recuperación de
calor en el Campo Salak a través de la perforación de pozos de relleno y de inyección de agua
en los pozos profundos de los márgenes del
campo donde la permeabilidad es baja. A través
del empleo de trazadores, el monitoreo químico y
microsísmico, y los levantamientos de presión y
temperatura de los pozos individuales, Chevron
pudo medir el impacto de su estrategia de inyección y desplazar los pozos de inyección más lejos
del centro del campo y más cerca de sus bordes.
Este procedimiento generó más superficie para
la perforación de pozos de relleno y expandió el
campo simultáneamente. Además, permitió a la
compañía convertir varios pozos de inyección en
productores una vez recuperada térmicamente la
formación.
Más recientemente, con datos geofísicos que
incluyen levantamientos MT y levantamientos
electromagnéticos en el dominio del tiempo,
efectuados en los márgenes del campo, se han
identificado extensiones potenciales del yacimiento al oeste y al norte del área comprobada.
Al oeste, la Caldera Cianten exhibe una capa de
baja resistividad a profundidades similares a las
del yacimiento Salak, y los datos microsísmicos
muestran una distribución distintiva del yacimiento comprobado a través del área oeste.
Los resultados de las operaciones de perforación efectuadas en la caldera indicaron la existencia de temperaturas no comerciales. Las
intrusiones de tipo dique circular parecían impedir la circulación de fluidos desde el yacimiento
comprobado. Los límites del yacimiento geotérmico tienden a ser vagos y los pozos nuevos a
menudo encuentran formaciones de baja per-
Integral de Hall
Derivada de Hall
1.5 x 105
1.0 x 105
AUT09–RVF–08
5.0 x 104
0
0
2.0 x 106
4.0 x 106
6.0 x 106
8.0 x 106
Inyección acumulada, bbl
> Evaluación del desempeño del proceso de inyección. Una gráfica de Hall
modificada constituye un indicador cualitativo del desempeño del proceso de
inyección. La integral de Hall (naranja) es una línea recta si el factor de daño
del pozo no cambia con el tiempo. Una pendiente más pronunciada indica algún
tipo de resistencia al flujo, tal como la formación de tapones o la acumulación
de incrustaciones, mientras que una pendiente menos pronunciada indica la
estimulación de la formación. En los casos sutiles, tales como el del Campo
Salak, la representación gráfica de la derivada de Hall (azul) en la misma escala
mejora el diagnóstico. La curva de la derivada, por encima de la curva integral,
indica un incremento de la resistencia y por debajo de la curva integral—como
se muestra aquí—un tratamiento de estimulación en curso. Este análisis
confirmó el desarrollo de la fractura durante la inyección de agua fría en el
campo. (Adaptado de Yoshioka et al, referencia 15.)
11
geomecánicos, calibrado en función de la historia
del campo.15 Según el análisis final, la inyectividad
se había incrementado significativamente. Dos
pozos más perforados en el área serán sometidos
al mismo tipo de tratamiento de estimulación para
permitir la inyección del agua producida desde el
núcleo de alta temperatura del yacimiento.
El gran intercambio de calor
Los yacimientos de roca caliente seca—HDR—
representan sistemas geotérmicos de potencial
particularmente grande. La cantidad total de calor
que puede extraerse de estos yacimientos de todo
el mundo, mediante procesos de inyección o fracturamiento, se ha estimado en 10,000 millones de
quads—aproximadamente 800 veces más que el
valor estimado para todas las fuentes hidrotérmicas y 300 veces superior al valor resultante de las
reservas de hidrocarburos.16
A diferencia de los sistemas EGS hidrotermales, aún no existen campos HDR comerciales, de
manera que la experiencia con estos sistemas se ha
limitado principalmente a proyectos piloto. De particular importancia para el concepto es un estudio
extendido realizado en Fenton Hill—el primer proyecto HDR—que comenzó a principios de la década
Intercambiador
de calor
Monitoreo
central
de 1970. El sitio HDR de Fenton Hill se encuentra a
aproximadamente 64 km [40 millas] al oeste de
Los Álamos, en Nuevo México, EUA. El sitio incluye
dos yacimientos confinados creados en la roca cristalina, a 2,800 y 3,500 m [9,200 y 11,480 pies], con
temperaturas de yacimiento de 195°C y 235°C
[383°F y 455°F], respectivamente. En cada uno de
los yacimientos se efectuaron pruebas de flujo
durante casi un año. El proyecto, llevado a cabo
durante un período de aproximadamente 25 años,
concluyó en 1995.
Los sistemas HDR son, en esencia, proyectos
de creación de yacimientos. Una de las lecciones más importantes aprendidas del proyecto
Fenton Hill es que resulta prácticamente imposible conectar dos pozos existentes a través del
desarrollo de una fractura hidráulica entre
ambos. Por consiguiente, los yacimientos deberían crearse mediante la estimulación o el
desarrollo de fracturas desde el pozo inicial y
su posterior acceso con dos pozos de producción (abajo).17
El trabajo ejecutado en Fenton Hill además
fomentó el enfoque en los campos HDR a través
de la definición de cuáles de los factores críticos de su construcción son controlables. Por
Yacimiento de
agua de aporte
Enfriamiento
Generación
de energía
Distribución
de calor
Pozo
inyector
ristalina
Rocas c
a de
Sistem s
ra
tu
c
a
fr
das
simula
s
,000 m
4,000 a 6
Sedimen
tos
Pozo
productor
50
0a
1,0
00
m
500 a
1,000
m
> El concepto EGS aplicado a los recursos HDR. Las fracturas son generadas
en un pozo de inyección (azul) perforado en un yacimiento de baja permeabilidad de roca cristalina profunda. Los pozos de producción (rojo) se perforan
luego en la zona fracturada. El agua inyectada se calienta a medida que fluye
desde el pozo de inyección hacia los pozos de producción.
12
ejemplo, el tamaño del yacimiento es una función lineal directa de la cantidad de fluido inyectado en éste (próxima página). De un modo
similar, la temperatura, la presión de inyección y
la tasa de flujo, la contrapresión de producción,
y el número y ubicación de los pozos son todas
variables manejables dentro del desarrollo de
los campos HDR.
Si bien muchas de las preguntas tecnológicas asociadas con los sistemas HDR fueron respondidas con el trabajo llevado a cabo en
Fenton Hill, aún persisten ciertas incertidumbres acerca de la creación del yacimiento. Si
bien se puede establecer una relación entre el
volumen de fluido inyectado y el volumen resultante, disponible para el intercambio de calor,
la superficie fracturada dentro de ese volumen
de roca es más difícil de cuantificar.
Un enfoque proporciona una estimación del
volumen de roca requerido equivalente a un orden
de magnitud. Esto se obtiene igualando la tasa de
flujo de calor del yacimiento con el cambio producido en la energía térmica almacenada, si se
asume un proceso uniforme de extracción de
calor a través de todo el volumen. La tasa de flujo
de calor es una función de la densidad de la roca,
el volumen, la capacidad térmica y el cambio producido en la temperatura de la roca con el tiempo.
Un estudio de simulación numérica, realizado
por Sanyal y Butler, indica que la tasa de generación de energía eléctrica factible sobre la base de
un volumen de roca unitario es de 26 MWe/km3
[106 MWe/milla3].18 Esta correlación de la producción de energía requiere un volumen de
aproximadamente 0.19 km3 [0.05 milla3] para
generar 5 MWe. Un cubo de ese tipo mediría
575 m [1,886 pies] de lado, y la simulación se
basa en una hipótesis de propiedades uniformes, incluida la permeabilidad, dentro de la
región estimulada.
Según las conclusiones del estudio, si se mantiene una producción constante, la capacidad de
generación es fundamentalmente una función
del volumen de roca estimulado. Otras consideraciones a tener en cuenta son la configuración
del pozo, el número de pozos existentes dentro
de un volumen de yacimiento, las propiedades
mecánicas del yacimiento, el estado de los
esfuerzos del yacimiento y los rasgos de las fracturas naturales. Estas características determinan colectivamente cómo estimular mejor el
yacimiento para crear el volumen requerido y los
trayectos de flujo necesarios para un proceso
efectivo de extracción de calor.19
A pesar de los avances registrados en los
aspectos tecnológicos de la explotación de campos HDR, la viabilidad comercial de estas áreas
Oilfield Review
80
15.Yoshioka K, Pasikki R , Suryata I y Riedel K: “Hydraulic
Stimulation Techniques Applied to Injection Wells at the
Salak Geothermal Field, Indonesia,” artículo SPE 121184,
presentado en la Reunión Regional de Occidente de la
SPE, San José, California, EUA, 24 al 26 de marzo de 2009.
AUT09–RVF–11
16.Duchane D y Brown D: “Hot Dry Rock
(HDR) Geothermal
Energy Research and Development at Fenton Hill, New
Mexico,” GHC Bulletin (Diciembre de 2002),
http://geoheat.oit.edu/bulletin/bull23-4/art4.pdf
(Se accedió el 11 de agosto de 2009).
“Quad” es la abreviatura correspondiente a cuatrillón,
en inglés, y es una unidad de energía que equivale a
1015 BTU [1.055 × 1018 J]. Es el equivalente a aproximadamente 180 millones de bbl de petróleo [28.6 millones de m3].
A modo de referencia, el consumo total de energía
en EUA, en el año 2001, fue de aproximadamente
90 cuatrillones. Las cifras del total de recursos HDR
publicadas por Duchane y Brown fueron calculadas
sumando el contenido de energía geotérmica
almacenada por debajo de las masas rocosas de la
Tierra, a temperaturas superiores a 25°C [77°F], desde la
superficie hasta 10,000 m [33,000 pies]. Si bien estas cifras
parecen astronómicas e incluyen recursos imposibles de
recuperar por su baja temperatura, o por su inaccesibilidad,
representan un volumen de energía enorme.
17.Brown DW: “Hot Dry Rock Geothermal Energy: Important
Lessons from Fenton Hill,” Actas del 34º Seminario sobre
Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos de la Universidad
de Stanford, Stanford, California (9 al 11 de febrero
de 2009).
18.Sanyal SK y Butler SJ: “An Analysis of Power
Generation Prospects from Enhanced Geothermal
Systems,” Actas del 34° Seminario sobre Ingeniería de
Yacimientos Geotérmicos de la Universidad de Stanford,
Stanford, California (9 al 11 de febrero de 2009).
MWe significa megavatio eléctrico.
19.Polsky Y, Capuano L Jr, Finger J, Huh M, Knudsen S,
Mansure AJC, Raymond D y Swanson R: “Enhanced
Geothermal Systems (EGS) Well Construction
Technology Evaluation Report,” Sandia Report
SAND2008-7866: Sandia National Laboratories,
diciembre de 2008.
20.Polsky et al, referencia 19.
21.Kumano Y, Moriya H, Asanuma H, Wyborn D y Niitsuma
H: “Spatial Distribution of Coherent Microseismic Events
at Cooper Basin, Australia,” Resúmenes Expandidos,
76a Reunión y Exhibición Anual de la SEG, Nueva
Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 595–599.
El análisis de multipletes microsísmicos, basado en una
técnica de alta resolución de localización hipocentral
relativa, utiliza la semejanza de la forma de onda para
identificar los eventos situados en las estructuras
relacionadas geométrica o geofísicamente.
22.Petty S, Bour DL, Livesay BJ, Baria R y Adair R:
“Synergies and Opportunities Between EGS
Development and Oilfield Drilling Operations and
Producers,” artículo SPE 121165, presentado en la
Reunión Regional de Occidente de la SPE, San José,
California, 24 al 26 de marzo de 2009.
Volumen sísmico, 1,000,000 m3
prospectivas sigue siendo difícil de alcanzar
como consecuencia de su profundidad y temperatura. Por ejemplo, las profundidades de los pozos
hidrotermales comerciales oscila entre menos de
1 km y algunos pocos casos en los que la profundidad alcanza aproximadamente 4 km [13,000 pies];
tal es el ejemplo del proyecto EGS en Soultz-sousForêts, Francia. Los pozos HDR, dado que se
encuentran en formaciones del basamento cristalino, son habitualmente mucho más profundos.
En consecuencia, estos pozos tienden a caracterizarse por una litología variada y por los problemas extensivamente documentados, asociados
con las operaciones de perforación y terminación
de pozos profundos.20
La brecha
Debido a las similitudes obvias entre la explotación
de hidrocarburos y la explotación del calor de la
Tierra, es tentador suponer que la adaptación de la
tecnología de la primera a la segunda es una cuestión de foco. El desarrollo reciente de herramientas
para uso en ciertas aplicaciones—pozos de petróleo y gas de alta presión y alta temperatura (HPHT),
campos hidrotermales y proyectos de inyección de
vapor—alienta la formulación de dicho supuesto.
No obstante, los recursos de energía geotérmica difieren en todo el mundo y la facilidad con
que se producirá esta transferencia de tecnología
es una función de esas diferencias. La calidad
máxima de los recursos hidrotermales es somera,
permeable, posee temperaturas elevadas y un sistema natural de recarga de agua. Las técnicas y
métodos utilizados para explotar esos recursos son
y seguirán siendo familiares para el personal de
campos petroleros.
Los recursos de menor calidad que requieren
algún proceso de intervención en forma de inyección o fracturamiento o cuyas temperaturas son
inferiores al punto de ebullición del agua, también están siendo explotados en forma rentable a
través del empleo de tecnología adaptada de la
industria petrolera. La coproducción es una técnica actual que utiliza el agua caliente producida
con el petróleo y el gas para operar plantas binarias, las cuales en algunos casos generan todas
las necesidades de electricidad del campo.
Pero la recompensa real en la producción de
energía geotérmica se conseguirá una vez que la
tecnología requerida para los yacimientos EGS y
HDR se encuentre ampliamente disponible. A
60
40
20
0
0
10
20
30
Volumen de fluido inyectado, 1,000 m3
> Control del tamaño del yacimiento. Durante
una prueba masiva de fracturamiento hidráulico
efectuada en Fenton Hill, se estableció una
relación lineal entre el volumen de yacimiento
sísmicamente activo y el volumen de fluido
inyectado, según determinaciones basadas
en datos de la localización de los eventos
microsísmicos. (Adaptado de Duchane and
Brown, referencia 16.)
Volumen 21, no. 4
pesar de las barreras actuales para la comercialidad, los proyectos HDR poseen ciertamente una
ventaja con respecto a los proyectos relacionados
con los sistemas hidrotermales convencionales
ya que pueden ubicarse cerca de los grandes mercados de la electricidad.
No obstante, el hecho de que aún requieran un
proceso de considerable innovación tecnológica, ha
generado una tendencia entre muchos de quienes
están mejor equipados para resolver estos problemas—los profesionales de la industria petrolera—
a abandonar la idea de los desarrollos HDR en favor
de búsquedas más inmediatas y conocidas.
Con las perspectivas de obtención de grandes
recompensas, se han registrado avances para
lograr que los proyectos HDR sean económicamente atractivos, incluyendo el área vital de
monitoreo y control de la creación de yacimientos. En la Cuenca Cooper de Australia, por ejemplo, los geofísicos aplicaron recientemente el
análisis de multipletes microsísmicos a un conjunto de datos de una operación de fracturamiento hidráulico HDR para ayudar a caracterizar
el sistema de fracturas en proceso de desarrollo
dentro del yacimiento.21
El mayor potencial para el mejoramiento de
los aspectos económicos de los proyectos de
energía geotérmica, como en cualquier emprendimiento de alto costo y alto riesgo, reside en la
reducción del riesgo a través de un mejor conocimiento del subsuelo. Las incógnitas que afectan
el riesgo de las operaciones de perforación y terminación de pozos, el impacto ambiental, las operaciones de estimulación y el éxito general de los
proyectos se exacerban debido a la falta de conocimiento de la litología, el régimen de los esfuerzos, la sismicidad natural, las fallas y las fracturas
preexistentes, y la temperatura existente a
profundidad.22
La corrección de estas deficiencias será cuestión de crecimiento, pero crecimiento de un tipo
con el que la industria de E&P se encuentra familiarizada desde hace mucho tiempo. En las operaciones marinas, transcurrieron más de 50 años de
lecciones aprendidas entre el primer pozo perforado en aguas someras, apenas fuera de la vista de
la tierra, y el posicionamiento rutinario de pozos
en tirantes de agua (profundidad del lecho
marino) de más de 3,000 m [10,000 pies] y a cientos de kilómetros de la costa. El desplazamiento
desde las formaciones hidrotermales someras de
alta calidad hacia las rocas secas calientes profundas, requerirá una evolución similar de tecnología,
equipos y personal entrenado. No obstante, dada
la recompensa que se avecina, indudablemente
todo es sólo una cuestión de tiempo.
—RvF
13
Roger Barton
True Oil LLC
Casper, Wyoming, EUA
Ken Bird
Servicio Geológico de EUA
Menlo Park, California, EUA
Yacimientos de alto impacto
Para sorpresa de muchos de los que formamos parte de la industria de E&P, el
impacto de una masa extraterrestre puede generar condiciones que conducen a la
Jesús García Hernández
PEMEX
Villahermosa, Tabasco, México
formación de yacimientos de petróleo. Por otro lado, estos eventos que disgregan
José M. Grajales-Nishimura
Gustavo Murillo-Muñetón
Instituto Mexicano del Petróleo
Ciudad de México, México
Los procesos y eventos geológicos conforman la
Tierra y determinan la localización y la calidad
de los yacimientos de petróleo. Muchos procesos
geológicos, como la erosión, la orogénesis, la
depositación de sedimentos, la separación de los
continentes y la expansión de los océanos, se producen a lo largo de decenas de millones de años.
Estos procesos graduales a menudo son marcados
por eventos definidos—terremotos, deslizamientos de terrenos y erupciones volcánicas—que son
instantáneos en una escala de tiempo geológico.
Otro tipo de evento repentino que rara vez se
menciona en los debates relacionados con la geología del petróleo, es el impacto de los asteroides.
Aunque relativamente rara, una colisión entre la
Tierra y un objeto extraterrestre grande altera de
manera asombrosa las propiedades de las rocas
de la superficie y del subsuelo y puede producir
efectos persistentes en grandes extensiones.
A través de la mejor comprensión de las consecuencias del choque de un asteroide, los explora-
Christian Koeberl
Universidad de Viena
Viena, Austria
Martin Neumaier
Oliver Schenk
Aachen, Alemania
Jack Stark
Continental Resources, Inc.
Enid, Oklahoma, EUA
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Winter 2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Judson Ahern, Universidad de Oklahoma,
Norman; John Dribus, Nueva Orleáns; Gretchen Gillis,
Sugar Land, Texas, EUA; Alan Hildebrand, Universidad de
Calgary, Alberta, Canadá; Kenneth J. Kerrihard, Continental
Resources, Enid, Oklahoma; Jorge López de Cárdenas
y Jesús Mendoza Ruiz, Ciudad de México; Jodie Lowry,
Oklahoma City, Oklahoma; Josephine Ndinyah, Cambridge,
Massachusetts, EUA; Ken Peters, Mill Valley, California; y
Matt Varhaug, Houston.
1. Lowman PD Jr: “Extraterrestrial Impact Craters,” en
Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in
Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin
and Petroleum Production (Simposio 1995). Norman,
Oklahoma, EUA: Oklahoma Geological Survey, Circular
100 (1997): 55–81.
Buthman DB: “Global Hydrocarbon Potential of Impact
Structures,” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames
Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features:
Origin and Petroleum Production (Simposio 1995).
2. “Hazards, Impacts in Our Future?” American Museum
of Natural History, Arthur Ross Hall of Meteorites,
http://www.amnh.org/exhibitions/permanent/meteorites/
impacts/hazards.php (Se consultó el 7 de septiembre
de 2009).
cionistas pueden explotar las cuencas aisladas y
las rocas fracturadas que quedan como secuelas.
Este artículo describe los procesos que acompañan el impacto y los roles que desempeñan en
la formación o la destrucción de las rocas madre
(rocas generadoras), yacimientos y trampas de
petróleo. Algunos casos de estudio de EUA proveen evidencias de la producción actual de petróleo y gas proveniente de estructuras de impacto
antiguas. Un ejemplo de México muestra cómo un
impacto masivo contribuyó a la formación de
algunos yacimientos prolíficos. En un caso de
Alaska, EUA, la inclusión de los efectos de los
impactos permitió incrementar la confiabilidad
del modelo de cuencas y sistemas petroleros.
Soporte del impacto
A lo largo de miles de millones de años, la Tierra
fue bombardeada por cometas, asteroides y
meteoroides. Los cometas están compuestos por
hielo, polvo y roca, y poseen diámetros de hasta
Cada
año
Frecuencia del impacto
Ben Herber
Paul Weimer
Universidad de Colorado
Boulder, Colorado, EUA
el subsuelo también pueden afectar las acumulaciones de hidrocarburos.
Una vez
por siglo
Cada
10,000
años
Cada
millones
de años
Cada 100
millones de
años
4
20
90
400
2,000
9,000
Tamaño del impactor, m
> Frecuencia del impacto. La frecuencia del impacto es inversamente
proporcional al tamaño del impactor. [Adaptado de Short N: “The Remote
Sensing Tutorial, Section 18: Basic Science II: Impact Cratering,”
http://rst.gsfc.nasa.gov/ (Se consultó el 10 de diciembre de 2009).]
14
Oilfield Review
20 km [12 millas]. En nuestro sistema solar, exhiben típicamente órbitas elípticas largas alrededor del Sol y raramente chocan con la Tierra u
otros planetas terrestres. Los asteroides pueden
ser más grandes, con diámetros de hasta 900 km
[560 millas], y están formados por material
rocoso. La mayoría de los asteroides orbita alrededor del Sol en el cinturón de asteroides que se
extiende entre Marte y Júpiter, pero algunos—
los llamados “asteroides que cruzan la Tierra”—
se encuentran más cerca de la misma.
Los meteoroides son trozos pequeños de
detritos interplanetarios; se trata comúnmente
de fragmentos de asteroides. La mayoría de los
meteoroides que se vuelven visibles como meteoros, o “estrellas fugaces,” cuando atraviesan la
Volumen 21, no. 4
atmósfera terrestre son del tamaño del canto
rodado o más pequeños. Los restos de meteoroides y asteroides que son retardados por la atmósfera terrestre y llegan a la superficie se denominan
meteoritos. Los cuerpos más grandes, denominados bólidos, no se desaceleran tanto y se volatilizan con el impacto; sin embargo, a los fines de
este artículo, el término asteroide se referirá a
los cuerpos de todos los tamaños que chocan contra la Tierra. Las rocas superficiales que soportan
el impacto se denominan rocas objetivo.
Los cráteres formados por el impacto de los
asteroides son las formas de relieve más comunes
del sistema solar.1 No obstante, comparativamente, los cráteres de impacto son poco comunes
en la Tierra donde la atmósfera produce la desin-
tegración de la mayoría de los cuerpos en caída
libre. Algunos de esos cuerpos, conocidos como
bolas de fuego, explotan muy cerca de la superficie y otros experimentan colisiones tangenciales
o colisiones plenas. La frecuencia del impacto es
inversamente proporcional al tamaño del asteroide; mientras que por año pueden depositarse
varios meteoritos del tamaño del canto rodado; y
los asteroides que producen cráteres de 20 a 50 km
[12 a 31 millas] de ancho tienen lugar aproximadamente cada un millón de años; los asteroides
suficientemente grandes como para producir
catástrofes generalizadas intersectan la órbita
terrestre sólo cada 100 millones de años o más
(página anterior).2
15
Cuando se forman por eventos de impacto, los
cráteres desaparecen relativamente rápido con
la reelaboración de la corteza terrestre; sepultados por debajo de los sedimentos, hundidos en las
zonas de subducción, plegados para formar serranías, o erosionados. Erosionados, sepultados o modificados de otro modo, los cráteres de impacto se
denominan estructuras de impacto.
Un asteroide puede dar contra la Tierra con
una velocidad de entre 10 y 70 km/s [hasta
250,000 km/h, o 160,000 millas/h], liberando grandes cantidades de energía cinética.3 El proceso de
formación de cráteres es rápido y puede dividirse
en tres etapas: contacto y compresión, excavación,
y modificación del cráter posterior al impacto. Las
alteraciones estructurales y los cambios de fases
que se producen en las rocas objetivo tienen lugar
durante la etapa inicial y la morfología del cráter
se determina en las etapas posteriores.
En el momento del contacto, el proyectil desplaza el material objetivo fuera de su trayectoria,
comprimiéndolo y acelerándolo. El objetivo resiste
la penetración y desacelera el proyectil. Después
del contacto, el proyectil se detiene de manera
casi inmediata, recorriendo una distancia que
equivale aproximadamente a una o dos veces su
diámetro dentro de la roca objetivo. La energía
cinética se convierte en calor y ondas de choque
que penetran tanto el cuerpo que impacta como
la roca objetivo. Un asteroide grande puede generar presiones de choque superiores a 100 GPa
[14.5 millones de lpc] y temperaturas de más de
3,000ºC [5,400ºF] en el volumen de impacto, produciendo fracturamiento, metamorfismo de cho-
Inclusiones vítreas
vítreas de
de roca
roca
Inclusiones
fundida de
de impacto
impacto
fundida
> Rocas formadas por impacto. La suevita (extremo superior) es una brecha
de impacto que contiene vidrio. Esta muestra de roca de la estructura de
impacto Bosumtwi, en Ghana, muestra una diversidad de clastos de roca
irregulares, además de inclusiones de vidrio espumoso en una matriz
clástica de grano fino. Una vista de cerca de un núcleo de perforación
(extremo inferior) de la suevita ubicada en la parte externa del borde norte
del cráter Bosumtwi también muestra inclusiones de vidrio. La dimensión
ancha de la muestra superior es de 25 cm [9.8 pulgadas] y el diámetro del
núcleo de la figura inferior es de 5 cm [2 pulgadas]. (Fotografías, cortesía
de Christian Koeberl.)
16
que, cambios de fases en los minerales, fusión y
evaporación.4 La duración de la etapa de contacto y compresión depende del tamaño, la composición y la velocidad del proyectil; en todos los
impactos, salvo en los más grandes, esta etapa
dura sólo algunos segundos.
Durante la etapa de excavación, que dura
entre algunos segundos y algunos minutos, una
onda de choque hemisférica se propaga hacia el
interior del objetivo, generando alta presión en el
material. La onda de choque en expansión produce cambios irreversibles en el volumen impactado. Después que la onda de choque pasa, la alta
presión es liberada por una onda de rarefacción o
liberación de presión. Esta onda de presión conduce a la formación de un flujo de masa que abre
el cráter. El material excavado por el impacto es
expulsado del cráter, pudiendo ser arrojado a grandes distancias. Cuanto más grande es la masa que
impacta, más probabilidades tiene de vaporizarse
completamente y ser expulsada. Los detritos sólidos, líquidos y vaporizados son empujados en sentido ascendente, a lo largo de trayectos que forman
una “cortina de eyectos” coniformes. El material
expulsado sigue trayectorias balísticas ascendentes y luego descendentes en dirección hacia la
Tierra. Algunos detritos pueden desplazarse más
allá de la atmósfera para luego reingresar en ésta
a miles de kilómetros de distancia.
El tamaño de los eyectos oscila entre vapor y
polvo, y bloques gigantes. La roca fundida y el material vaporizado que se condensa durante el vuelo
pueden formar partículas redondas, del tamaño de
la arena, denominadas esférulas. Dichas esférulas,
a menudo vítreas, pueden depositarse a miles de
kilómetros de distancia del sitio de impacto y formar capas peculiares en el registro sedimentario.5
En el impacto de Chicxulub, acaecido en México
hace 65 millones de años, la distribución de los
eyectos alcanzó proporciones globales y algunas
esférulas llegaron hasta Nueva Zelanda.6 Las capas
de esférulas a menudo sobreviven al cráter en sí y
pueden constituir la única evidencia de un impacto
antiguo, como sucede con algunos depósitos de
impacto de aproximadamente 3,500 millones de
años, existentes en América del Sur y Australia. El
espesor de la capa de esférulas habitualmente se
reduce con la distancia al sitio de impacto.
Más cerca del cráter y en su interior, el material expulsado es depositado como brechas seleccionadas en forma grosera; mezclas de fragmentos
angulares de roca objetivo y roca de basamento en
una matriz de grano fino de material pulverizado.
Las brechas clásticas que contienen tipos de
rocas mixtos, incluidos fragmentos con metamorfismos de choque, rocas de fundido por impacto o
vidrio, se denominan suevitas (izquierda).7 En las
Oilfield Review
brechas fundidas por impacto, la matriz que
cementa los fragmentos se cristaliza a partir de la
roca fundida. Las rocas afectadas por impactos se
denominan colectivamente impactitas.
El fenómeno de excavación produce un cráter
“transitorio” con forma de taza. Durante la etapa
de modificación posterior al impacto, el cráter
transitorio colapsa debido a la fuerza de gravedad.
La morfología del cráter resultante depende del
tipo de roca objetivo y del tamaño de la roca de
impacto.8 Las estructuras simples conservan su
forma de taza y el borde levantado. En la Tierra, las
estructuras de impacto simples suelen ser pequeñas con diámetros de hasta 2 km [1.2 millas] en las
rocas sedimentarias, y de hasta 4 km [2.4 millas]
en las rocas cristalinas. Un ejemplo de estructura
simple bien preservada en la roca sedimentaria
es el del cráter Barringer, ubicado en Arizona,
EUA (derecha). Por debajo del piso aparente del
cráter yace una capa de material objetivo brechiforme que suprayace a las rocas objetivo fracturadas pero autóctonas del piso verdadero del cráter.
El análisis de los minerales de choque, provenientes del piso del cráter, indica que las presiones
alcanzaron aproximadamente 25 GPa [3.6 millones de lpc]. Las paredes del cráter colapsado son
más cortas que las del cráter transitorio original.
Tales modificaciones posteriores al impacto dan
como resultado un diámetro final levemente
mayor que el de la cavidad transitoria.
3. Para acceder a las referencias generales sobre el
análisis siguiente, consulte: Melosh HJ: Impact
Cratering: A Geologic Process. Nueva York: Oxford
University Press, 1989.
Koeberl C: “Impact Cratering: The Mineralogical and
Geochemical Evidence,” en Johnson KS y Campbell JA
(eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar
Features: Origin and Petroleum Production (Simposio
1995). Norman, Oklahoma: Oklahoma Geological Survey,
Circular 100 (1997): 30–54.
Koeberl C: “Mineralogical and Geochemical Aspects
of Impact Craters,” Mineralogical Magazine 66, no. 5
(Octubre de 2002): 745–768.
4. Koeberl (2002), referencia 3.
5. Simonson BM y Glass BP: “Spherule Layers—Records of
Ancient Impact,” Annual Review of Earth and Planetary
Sciences 32 (Mayo de 2004): 329–361.
6. Smit J: “The Global Stratigraphy of the
Cretaceous-Tertiary Boundary Impact Ejecta,”
Annual Review of Earth and Planetary Sciences
27 (Mayo de 1999): 75–113.
7. Koeberl (2002), referencia 3.
Koeberl C, Milkereit B, Overpeck JT, Scholz CA,
Amoako PYO, Boamah D, Danuor S, Karp T, Kueck J,
Hecky RD, King JW y Peck JA: “An International and
Multidisciplinary Drilling Project into a Young Complex
Impact Structure: The 2004 ICDP Bosumtwi Crater
Drilling Project—An Overview,” Meteoritics &
Planetary Science 42, no. 4/5 (2007): 483–511.
8. Grieve RAF: “Terrestrial Impact Structures: Basic
Characteristics and Economic Significance with
Emphasis on Hydrocarbon Production,” en Johnson
KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest
Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum
Production (Simposio 1995). Norman, Oklahoma:
Oklahoma Geological Survey, Circular 100 (1997): 3–16.
Volumen 21, no. 4
A
Proyectil
Onda de choque
Roca objetivo
B
Eyectos
Vapor
Cráter transitorio
Fundido
Rarefacción
Onda de choque
C
Brecha de caída
Trampa volcada
Plano original
Sedimentos
Brecha
mixta
Fractura
Dique con rocas de
fundido de impacto
Fundido
Roca objetivo
de choque
D
> Estructura de impacto simple. Durante el contacto y la compresión (A),
el asteroide choca contra la superficie de la Tierra y empuja el material
objetivo hacia abajo. En la fase de excavación (B), se forma el cráter
transitorio. Después del impacto, las paredes del cráter colapsan
levemente y el material de expulsión vuelve a caer dentro del cráter (C).
El cráter Barringer, en Arizona (D), es un ejemplo de un cráter de impacto
simple. Posee un diámetro de 1.2 km [0.7 milla] y se formó hace 50,000 años.
OilfieldLunar
Review
(Fotografía, cortesía del Instituto
y Planetario.)
Autumn 09
Impact Fig. 3
ORAUT09-Impact Fig. 3
17
A
Proyectil
Onda de choque
Roca objetivo
B
Eyectos
Vapor
Rarefacción
Cráter transitorio
Fundido
Onda de choque
C
Levantamiento
del piso del cráter
D
Colapso gravitacional
de las paredes del cráter
Eyectos
E
Diámetro final del cráter
Plano original
Levantamiento
estructural
F
Diámetro aparente del cráter
Plano original
> Estructura de impacto compleja. En la formación de estructuras de impacto
complejas, las primeras dos etapas—contacto y compresión (A) y excavación
(B)—son similares a las mismas etapas correspondientes a la formación de
cráteres simples. No obstante, la etapa de modificación es más complicada.
Oilfield Review
La parte media del cráter comienza a rebotar (C), creando una zona central
09 del cráter comienzan a colapsar (D).
levantada. Lejos del centro,Autumn
las paredes
Fig.mayor
4 que el del cráter transitorio (E).
El diámetro final del cráter Impact
es mucho
ORAUT09-Impact
Fig.puede
4 parecer aún más grande.
Después de la erosión del cráter
(F), el diámetro
18
Los cráteres con diámetros superiores a algunos kilómetros usualmente exhiben morfologías
complejas, caracterizadas por la presencia de una
zona central levantada. El levantamiento central
puede ser un pico, o en los cráteres más grandes,
un anillo. El alto central está compuesto por la roca
objetivo de choque que ha sido levantada estructuralmente por rebote (izquierda). La depresión
anular circundante contiene brechas y rocas de
fundido de impacto. La modificación posterior al
impacto es severa en los impactos grandes; el
colapso del borde externo forma un cráter final que
es mucho más ancho que la cavidad transitoria.
Hechos y cifras asociados con los impactos
El estudio de los cráteres comenzó en el año 1609
cuando Galileo Galilei observó y esbozó la existencia de rasgos circulares mientras enfocaba su
telescopio en la luna. La primera sugerencia de
un origen por impacto para los cráteres de la luna
fue planteada por Robert Hooke en el año 1665.
Pero el mismo Hooke descartó la idea porque en
ese momento se creía que el espacio interplanetario estaba vacío, y no podía imaginar de dónde
provendrían los proyectiles; recién en el año 1801
se descubrieron los asteroides. A lo largo de la
década de 1800, la mayoría de los observadores
sustentaron la idea de un origen volcánico para
los cráteres de la luna. En 1893, el geólogo G.K.
Gilbert estudió los cráteres lunares y llegó a la
conclusión de que sólo podían explicarse por el
fenómeno de impacto; sin embargo, no entendía
porqué casi todos los cráteres tenían forma circular si bien muchos de los impactos eran indudablemente oblicuos. Ahora se sabe que los cráteres
producidos por impactos de alta velocidad son
circulares, incluso cuando el impacto se produjo
con ángulos de incidencia bajos.9
En la Tierra, alguna vez se consideró que la
mayoría de los cráteres reconocidos actualmente
como relacionados con impactos eran de origen
volcánico. Los científicos ahora admiten que existe
una diversidad de mecanismos que pueden producir rasgos crateriformes terrestres, incluyendo
el vulcanismo, el colapso domal, la actividad tectónica, la disolución en el subsuelo y la glaciación.
La primera propuesta que vinculó el impacto de
un asteroide con la formación de un cráter terrestre
se formuló en el año 1906, cuando D.M. Barringer
afirmó que el cráter simple de Arizona, el cual
ahora lleva su nombre, fue producido por el impacto
de un meteorito grande a alta velocidad.10
  9.Melosh, referencia 3.
10.Melosh, referencia 3.
11.Koeberl (2002), referencia 3.
Oilfield Review
Volumen 21, no. 4
Grafito
Diamante
El circón se descompone
El cuarzo se funde
El esfeno se funde
1,000
0
Granulita
Eclogita
Anfibolita
Sanidinita
Esquisto verde
Cornubianitas Glaucófano
Zeolita
Esquisto
0.1
0.5
1
Coesita
Stishovita
2,000
Cuarzo
Coesita
3,000
Temperatura, °C
Se habían descubierto fragmentos de hierro
meteorítico—una aleación de níquel-hierro que
contenía metales raros en concentraciones diferentes a las presentes en cualquier roca terrestre—en el borde del cráter. Barringer estaba
convencido de que debajo del cráter se encontraba sepultado un gran meteorito, por lo que
formó una compañía minera para perforar pozos
en busca de la masa de hierro. Su afirmación era
cuestionable, en parte porque nunca pudo descubrir el meteorito que se había volatilizado en el
momento del contacto. En la década de 1950, sus
oponentes manifestaron que el cráter había sido
producido por un mecanismo de vulcanismo o
colapso. El descubrimiento de depósitos pulverizados y de fases minerales de presión ultra alta
ayudó a convencer a geólogos y astrónomos de
que el cráter Barringer y muchos otros eran cicatrices de impactos de asteroides.
Dado que en la mayoría de los casos el asteroide se destruye con el impacto, es difícil hallar
restos que demuestren un origen por impacto.
Los mecanismos de erosión y sepultamiento complican aún más la situación. Por lo tanto, los científicos han desarrollado criterios de diagnóstico
para identificar y confirmar las estructuras de
impacto presentes en la Tierra. En ausencia del
proyectil extraterrestre o de la evidencia geoquímica de éste, las características que se consideran
las más importantes para confirmar el impacto del
asteroide son: evidencias de metamorfismo de
choque, morfología de cráteres y anomalías geofísicas. De estas tres, sólo los efectos diagnósticos
del metamorfismo de choque proporcionan evidencias inequívocas de un origen por impacto.
La onda de choque del impacto produce la compresión de las rocas objetivo a presiones que superan ampliamente el límite elástico de Hugoniot
(HEL); el esfuerzo máximo que alcanza un material sin experimentar distorsión permanente.11 El
límite HEL para la mayor parte de los minerales y
las rocas oscila entre 5 y 10 GPa [725,000 y
1,450,000 lpc]. El único proceso natural sobre la
Tierra, respecto del cual se sabe que produce presiones de choque superiores a estos niveles, es el
impacto de los asteroides; las presiones estáticas
comprendidas en el metamorfismo profundo se
aproximan a los 5 GPa, y la actividad volcánica no
supera presiones de 1 GPa [145,000 lpc].
Con las presiones del impacto, pueden producirse dos tipos de metamorfismo de choque: cambios de fases y cambios estructurales (arriba, a la
derecha). En un cambio de fase, un mineral se
transforma de una fase a otra. Por ejemplo, el
cuarzo experimenta transiciones de fase del
estado sólido, formando coesita y luego stishovita
con presiones aún más altas. El polimorfo del
Evaporación
Fusión
Vidrio
diapléctico
Rasgos de
deformación
planar
Conos
astillados
5
10
50
100
Presión, GPa
> Presiones y temperaturas de los cambios producidos en los minerales por
la acción de los impactos. Las condiciones que producen metamorfismo
ordinario del subsuelo se encuentran sombreadas en azul. Los impactos
a alta velocidad, que habitualmente generan presiones de más de 5 GPa,
producen transformaciones de fases—tales como el cambio del polimorfo
del cuarzo, coesita, a stishovita—y metamorfismo de choque, el cual se
caracteriza por la presencia de rasgos de deformación planar, vidrio
diapléctico, fusión por choque y evaporación.
cuarzo stishovita nunca se ha hallado en la naturaleza, salvo en las estructuras de impacto. Otro
cambio de fase que puede tener lugar con las presiones de los impactos es la transición grafito-diamante. Los cambios de fases producidos a alta
presión implican habitualmente el empaque más
compacto de las moléculas constituyentes del
mineral, lo cual se traduce en una versión de alta
densidad de éste. Estos cambios pueden ser detectados mediante técnicas de microscopía óptica y
electrónica de barrido, difracción de rayos X y
mediciones de resonancia magnética nuclear.
Los cambios estructurales pueden producirse
a escala macroscópica y microscópica. Un indicador macroscópico del impacto es la presencia de
conos astillados. Estas estructuras que son conos
con ranuras delgadas y regulares que irradian
desde el ápice, se desarrollan mejor en ciertas litologías que en otras. Se forman con presiones que
oscilan entre 2 y 30 GPa [290,000 y 4,400,000 lpc] y
su tamaño varía entre algunos milímetros y algunos metros (abajo).
Las estructuras a escala microscópica habitualmente se desarrollan con presiones más altas.
Oilfield Review
Autumn 09
Impact Fig. 5
ORAUT09-Impact Fig. 5
4 cm
> Cono astillado en caliza. Este cono astillado se obtuvo en el cráter
Steinheim, situado en Alemania. El cráter se formó hace aproximadamente
15 millones de años y aún se observa en la superficie terrestre. (Fotografía,
cortesía de Christian Koeberl.)
19
300 µm
50 µm
50 µm
> Deformación de granos. Con las presiones del impacto, algunos granos
de minerales desarrollan rasgos de deformación planar (PDF) que corresponden a laminillas paralelas estrechamente espaciadas que penetran
todo el grano. Una asociación de granos de cuarzo metamorfoseado de la
estructura de impacto de Woodleigh, situada en Australia (extremo superior),
exhibe orientaciones múltiples de rasgos PDF (tomado de Reimold et al,
referencia 12). Un grano individual de cuarzo metamorfoseado, proveniente
de una estructura de impacto cercana a Manson, en Iowa, EUA, muestra
dos orientaciones principales de los rasgos PDF (centro). Los colores son
el resultado de la interferencia con la luz del microscopio, causada por el
espesor del grano. Un grano
de cuarzo
no metamorfoseado (extremo
Oilfield
Review
inferior) muestra algunos Autumn
rasgos que
09 los observadores inexpertos podrían
confundir con rasgos PDF. Las líneas son trazas de rastros de inclusiones
Impact Fig. 7
fluidas subplanares, resultantes de la alteración causada por la deformaORAUT09-Impact Fig. 7
ción tectónica de bajo grado. No son rectas ni planares ni se encuentran
estrechamente espaciadas. (Fotografías, cortesía de Christian Koeberl.)
20
Con presiones que oscilan entre 5 y 45 GPa [725,000
y 6,500,000 lpc], algunos granos de minerales
desarrollan microestructuras denominadas rasgos de deformación planar (PDF).12 Estos rasgos
son conjuntos de laminillas paralelas estrechamente espaciadas (izquierda). Los granos individuales pueden contener múltiples grupos de
rasgos PDF con ángulos diferentes. El análisis de
las orientaciones ayuda a cuantificar los niveles de
esfuerzo alcanzados durante el impacto.
Con presiones de más de unos 30 GPa, algunos cristales de minerales se transforman en una
estructura amorfa denominada vidrio diapléctico. Este vidrio se forma sin que exista fusión.
Dicha transformación de estado sólido permite
preservar la forma del grano y algunos de sus
defectos originales, lo cual hace posible distinguir el producto del vidrio fundido.
Con presiones de más de 50 GPa [7.3 millones
de lpc], el sílice y otros granos de minerales se funden y, por encima de 60 GPa [8.7 millones de lpc],
las rocas experimentan procesos de fusión por
lotes y forman fundidos de impacto. Si se enfrían
rápidamente, estos materiales fundidos forman
vidrio por impacto, y si se enfrían lentamente, se
convierten en rocas de fundido por impacto de
grano fino. Con el tiempo, el vidrio generado por
choque se recristaliza, o desvitrifica, lo cual
explica porqué no queda vidrio en las estructuras
de impacto más antiguas.
Hasta el año 2010, se han identificado en la
Tierra más de 175 estructuras de impacto que exhiben efectos metamórficos de choques (próxima
página, arriba).13 El diámetro de estos rasgos circulares oscila entre 15 m [49 pies] en el cráter
Haviland de Kansas, EUA, y 300 km [190 millas] en
el cráter Vredefort, en la Cuenca de Witwatersrand
en Sudáfrica. Más de 30 de estas estructuras poseen
12.Reimold WU, Koeberl C, Hough RM, McDonald I, Bevan
A, Amare K y French BM: “Woodleigh Impact Structure,
Australia: Shock Petrography and Geochemical
Studies,” Meteoritics & Planetary Science 38, no. 7
(2003): 1109–1130.
13.Centro de Ciencias Planetarias y Ciencias del Espacio,
Base de Datos de Impactos sobre la Tierra, 2006,
http://www.unb.ca/passc/ImpactDatabase/
(Se consultó el 13 de agosto de 2009).
14.Grieve, referencia 8.
15.Buthman, referencia 1.
16.Coughlon JP y Denney PP: “The Ames Structure and
Other North American Cryptoexplosion Features:
Evidence for Endogenic Emplacement,” en Johnson
KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest
Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum
Production (Simposio 1995). Norman, Oklahoma:
Oklahoma Geological Survey, Circular 100 (1997):
133–152.
Bridges LWD: “Ames Depression, Oklahoma: Domal
Collapse and Later Subsurface Solution,” en Johnson
KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest
Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum
Production (Simposio 1995). Norman, Oklahoma:
Oklahoma Geological Survey, Circular 100 (1997):
153–168.
Oilfield Review
alguna forma de depósito potencialmente económico que incluye la presencia de petróleo y gas,
metales preciosos y diamantes.14
Existen tres tipos de recursos provenientes de
un impacto:
•Los depósitos progenéticos que se originan
antes del impacto; algunos ejemplos son los
depósitos de uranio de la estructura Carswell,
en Saskatchewan, Canadá, los cuales fueron
levantados durante la formación del cráter y
los depósitos de oro y uranio de la Cuenca de
Witwatersrand que fueron sepultados y preservados en el cráter de Vredefort.
•Los depósitos singenéticos que se originan
durante el impacto o como consecuencia de
éste; tal es el caso de los diamantes hallados en
fundidos de impacto de diversos cráteres de
Alemania, Ucrania y Rusia, y los elementos del
grupo cobre-níquel y platino presentes en los
sulfuros, como los de las prolíficas minas de la
estructura de Sudbury en Ontario, Canadá.
•Los depósitos epigenéticos que son el resultado
de procesos posteriores al impacto; tal es el
caso de los hidrocarburos y los depósitos hidrotérmicos. El resto de este artículo se centra en
los recursos de hidrocarburos.
Oklahoma
es
Volumen 21, no. 4
Estructura de
impacto de Ames
Am
Los hidrocarburos en
las estructuras de impacto
Existen docenas de cráteres de impacto sepultados que han producido petróleo y gas.15 Una de las
más estudiadas es la estructura de Ames en
Oklahoma. Algunos geólogos sostienen que esta
estructura podría ser el resultado de la actividad
ígnea o del fenómeno de disolución en el subsuelo.16 No obstante, para otros, las evidencias de
un origen por impacto son incontrovertibles.
En un principio se creía que el rasgo Ames
correspondía a un graben, o bloque de falla hundido, porque las operaciones de perforación llevadas a cabo a comienzos de la década de 1970
indicaron la presencia de secciones de espesores
inusualmente grandes de rocas de edad Ordovícico
a Pensilvaniano, conocidas como Formación Hunton.
En 1990 y 1991, a través de la perforación de pozos
exploratorios, se estableció la presencia de hidrocarburos a profundidades de aproximadamente
2,700 m [9,000 pies] en altos aislados cerrados que
circunscribían un rasgo bajo (derecha). Varios de
estos primeros pozos produjeron petróleo y gas de
la dolomía Arbuckle, una formación que normalmente no exhibe un valor significativo de porosidad o permeabilidad en esta región.
> Distribución mundial de los cráteres de impacto confirmados. Los cráteres mencionados en el texto
aparecen como puntos negros. (Datos del Centro de Ciencias Planetarias y Espaciales, referencia 13.)
Oilfield Review
Autumn 09
Impact Fig. 8
ORAUT09-Impact Fig. 8
N
> Estructura de impacto de Ames. Sobre la base de las operaciones de
perforación, este cráter de Oklahoma fue reconocido por primera vez como
una anomalía circular. Un mapa de curvas de contorno de la Formación
Sylvan Shale (extremo inferior) que suprayace al cráter, muestra la estructura
anillada que actualmente se encuentra a unos 9,000 pies por debajo de la
superficie. Las líneas verticales indican las localizaciones
de los pozos.
21
A fines de 1991, un pozo que apuntaba a un
rasgo pequeño presente en la sección central
como objetivo, penetró una sección de lutita de
espesor inusualmente grande para luego hallar
petróleo en lo que los perforadores consideraron
una formación vítrea, a 2,680 m [8,800 pies] de
profundidad.17 Luego, el pozo encontró más de 98
m [320 pies] de lo que demostró ser un basa-
Fragmentos grandes
de granito
Vacuolas (cavernas)
grandes que almacenan
petróleo y hacen posible
el flujo
Fragmentos pequeños y
muy finos de granito
> Muestra de núcleo de la estructura de Ames. Parte de la producción
de petróleo de la estructura de Ames proviene de la roca basamento de
granodioritas brechiformes. Esta muestra contiene orificios y vacuolas
grandes entre los fragmentos de granito.
Anomalía gravitacional de Bouguer
mGal
–1.0
–2.0
20
18
16
14
rte,
–1.8
–2.2
mGal
km
–1.0
–1.4
10
l no
ia a
anc
Dist
–0.6
12
8
6
12
4
2
0
Oilfield Review
10
Autumn 09
km
8
ste,
al e
Impact Fig. 10 6
a
i
nc
4
ista 10
DFig.
ORAUT09-Impact
2
0
14
16
18
> Rasgos gravimétricos del cráter Ames. Las anomalías gravitacionales
de Bouguer indican variaciones laterales de densidad en el subsuelo. En
las rocas sedimentarias, los cráteres de impacto que poseen diámetros
similares al de la estructura Ames producen habitualmente una anomalía
gravitacional negativa. Una anomalía negativa indica la existencia de
material de baja densidad. (Imagen, cortesía de Judson Ahern.)
22
20
mento petrolífero precámbrico de granodiorita
brechiforme (izquierda, extremo superior). El
pozo se convirtió en un productor prolífico. No
obstante, las operaciones de producción subsiguientes arrojaron resultados mixtos.
Para el año 1992, los geólogos combinaron la
distribución anillada aparente de los pozos productivos de la formación Arbuckle, el espesor
extra de la lutita y las indicaciones de la presencia de vidrio y roca basamento brechiforme para
proponer un origen por impacto para la estructura de Ames.18 Para demostrar la hipótesis del
impacto, los científicos de diversas organizaciones efectuaron estudios petrográficos, mineralógicos y geoquímicos de recortes de perforación y
muestras de núcleos de los pozos de la estructura
de Ames. En investigaciones adicionales se buscó
demostrar si el campo gravimétrico y el campo
magnético en las proximidades de la estructura
eran consistentes con la propuesta de un origen
por impacto (izquierda, extremo inferior).19 Con
la esperanza de comprender la distribución de
las rocas de calidad prospectiva, Continental
Resources encargó la ejecución de levantamientos sísmicos 2D y 3D a través de la estructura.20
El examen microscópico cuidadoso de los
recortes y muestras de núcleos reveló los cambios mineralógicos producidos en el cuarzo, los
cuales sólo podían explicarse a través de la
acción de fuerzas de uno a dos órdenes de magnitud más grandes y 10 órdenes de magnitud más
cortas de duración que cualquier evento que se
desarrolle internamente en la Tierra, tal como la
actividad volcánica o vulcanismo y la sismicidad.
Los rasgos de tipo choque-impacto y la presencia
de vidrio de impacto confirmaron la hipótesis del
origen por impacto del cráter de Ames.21
El escenario para la formación de la estructura Ames puede describirse en pasos (próxima
página). Hace aproximadamente 470 millones de
años, 520 m [1,700 pies] de carbonatos de plataforma presentes en un mar somero sobreyacían
la roca basamento granítica de edad Precámbrico.
Un asteroide de 300 m [1,000 pies] de diámetro
que se desplazaba a una velocidad de 32 km/s
[20 millas/s], creó una depresión en forma de
taza, excavando la roca objetivo hasta una profundidad de 600 m [2,000 pies] y comprimiendo y
fracturando la roca basamento. Las presiones
superaron los 50 GPa.
Subsiguientemente, la roca basamento ubicada en el centro del cráter experimentó un fenómeno de rebote. En torno a este alto central, la
roca basamento y la roca carbonatada levantada
formaron un anillo de 5 km [3 millas] de diámetro,
1.6 km [1 milla] de espesor, y 490 m [1,600 pies]
más alto que el piso del cráter. El colapso del
Oilfield Review
17.Carpenter BN y Carlson R: “The Ames
Meteorite-Impact Crater,” en Johnson KS y Campbell
JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and
Similar Features: Origin and Petroleum Production
(Simposio 1995). Norman, Oklahoma: Oklahoma
Geological Survey, Circular 100 (1997): 104–119.
18.Roberts C y Sandridge B: “The Ames Hole,”
Shale Shaker (Marzo–abril de 1992): 203–206.
19.Ahern JL: “Gravity and Magnetic Investigation of the
Ames Structure, North-Central Oklahoma,” en Johnson
KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest
Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum
Production (Simposio 1995). Norman, Oklahoma:
Oklahoma Geological Survey, Circular 100 (1997):
330–333.
20.Sandridge R y Ainsworth K: “The Ames Structure
Reservoirs and Three-Dimensional Seismic
Development,” en Johnson KS y Campbell JA (eds):
Ames Structure in Northwest Oklahoma and Similar
Features: Origin and Petroleum Production (Simposio
1995). Norman, Oklahoma: Oklahoma Geological
Survey, Circular 100 (1997): 120–132.
21.Koeberl C, Reimold WU, Brandt D, Dallmeyer RD y
Powell RA: “Target Rocks and Breccias from the Ames
Impact Structure, Oklahoma: Petrology, Mineralogy,
Geochemistry, and Age,” en Johnson KS y Campbell
JA (eds): Ames Structure in Northwest Oklahoma and
Similar Features: Origin and Petroleum Production
(Simposio 1995). Norman, Oklahoma: Oklahoma
Geological Survey, Circular 100 (1997): 169–198.
Koeberl C, Reimold WU y Kelley SP: “Petrography,
Geochemistry, and Argon-40/Argon-39 Ages of
Impact-Melt Rocks and Breccias from the Ames
Impact Structure, Oklahoma: The Nicor Chestnut 18-4
Drill Core,” Meteoritics & Planetary Science 36, no. 5
(2001):651–669.
Fischer JF: “The Nicor No. 18-4 Chestnut Core, Ames
Structure, Oklahoma: Description and Petrography,”
en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure
in Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin
and Petroleum Production (Simposio 1995). Norman,
Oklahoma: Oklahoma Geological Survey, Circular 100
(1997): 223–239.
22.Fischer, referencia 21.
Mescher PK y Schultz DJ: “Gamma-Ray Marker in
Arbuckle Dolomite, Wilburton Field, Oklahoma—A
Widespread Event Associated with the Ames Impact
Structure,” en Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames
Structure in Northwest Oklahoma and Similar Features:
Origin and Petroleum Production (Simposio 1995).
Norman, Oklahoma: Oklahoma Geological Survey,
Circular 100 (1997): 379–384.
Para obtener más información sobre los tsunamis,
consulte: Bunting T, Chapman C, Christie P, Singh SC y
Sledzik J: “La ciencia de los tsunamis,” Oilfield Review
19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 4–19.
23.Castaño JR, Clement JH, Kuykendall MD y Sharpton VL:
“Source-Rock Potential of Impact Craters,” en Johnson
KS y Campbell JA (eds): Ames Structure in Northwest
Oklahoma and Similar Features: Origin and Petroleum
Production (Simposio 1995). Norman, Oklahoma:
Oklahoma Geological Survey, Circular 100 (1997):
100–103.
Volumen 21, no. 4
rocas de relleno del cráter contenían abundantes
minerales metamorfoseados por choque y vidrio
de impacto.
El cráter formó una depresión lacustre o
marina cerrada de 90 a 180 m [300 a 600 pies] de
profundidad, en la que prevalecían condiciones
anóxicas y la cual se rellenó con lutitas negras
ricas en materia orgánica que actuaron como
rocas generadoras de hidrocarburos y sellos de
yacimiento.23 La estructura de impacto fue sepultada por debajo de 3,000 m [10,000 pies] de sedimentos, lo cual aseguró su preservación. El
análisis de la historia de sepultamiento y de la
roca generadora y la geoquímica del petróleo
A
Dolomía del grupo Arbuckle
Marcador de la Formación Kindblade
1,700 pies
borde interno del cráter, posterior al impacto,
formó un anillo externo de 13 a 16 km [8 a 10 millas]
de diámetro y 1.5 a 3 km [1 a 2 millas] de ancho,
consistente en la dolomía fracturada y brechiforme de Arbuckle.
La base del cráter rellena con brechas fundidas—mezclas de granito, carbonato y dolomía en
una matriz esferulítica—que habían sido expulsadas, luego se replegó. Como consecuencia de la
acción de los tsunamis, por encima de las brechas fundidas se depositaron diamictitas, brechas clásticas pobremente seleccionadas.22 Estas
Basamento (granodiorita)
Aproximadamente 10 millas
Eyectos
Centro del impacto
B
Fundido
de impacto
Eyectos
Colapso
C
Levantamiento central
Sistema de suevitas
y cavernas
Megabloques brechiformes /
Fundido de impacto
fracturados (retorno)
D
Eyectos
E
Arenisca McLish
Lutitas McLish
Estructura cárstica
> Formación y preservación del cráter de impacto complejo en Ames. Hace
aproximadamente 470 millones de años, un asteroide de alta velocidad se
sumergió en el mar somero que cubría Oklahoma (A). El impacto (B) creó
un cráter transitorio y además formó brechas en la roca objetivo carbonatada y produjo su fusión. El rebote de la porción más profunda del cráter se
tradujo en un levantamiento central alto de la roca objetivo y del basamento
granítico infrayacente (C). Las paredes externas del cráter colapsaron
debido a la inestabilidad. El levantamiento central colapsó y formó un
anillo central de roca objetivo fracturada que circunda a la roca basamento
fracturada (D). La depositación de lutita (E) y otros sedimentos sepultó el
cráter y la región experimentó
un proceso
Oilfield
Reviewde vuelco.
Autumn 09
Impact Fig. 12
ORAUT09-Impact Fig. 12
23
Migración del petróleo hacia la roca yacimiento
Petróleo
Roca generadora
indican que la mayor parte de los hidrocarburos
se generó en el Triásico, hace aproximadamente
225 millones de años (Ma).24 Los hidrocarburos
migraron hacia tres tipos de rocas prospectivas:
la dolomía Arbuckle con porosidad intercristalina, la dolomía Arbuckle con porosidad lixiviada,
y las brechas graníticas (izquierda).
Las reservas recuperables finales se estiman en
25 millones de barriles de petróleo [4 millones de m3]
y 100,000 MMpc de gas [2,800 millones de m3].
Hasta el año 2009, la estructura de impacto Ames
produjo 17 millones de bbl [2.7 millones de m3]
de petróleo y 80,000 MMpc [2,300 millones de m3]
de gas.25
Roca sello
> Sección transversal del sistema petrolero de la estructura Ames. Las lutitas ricas en materia
orgánica que rellenaron el cráter de Ames, se convirtieron en la roca generadora para los yacimientos
que se formaron en los granitos y dolomías fracturados y brechiformes que se encuentran debajo del
piso del cráter. El petróleo migró en dirección hacia los bloques levantados, en el anillo central y en el
borde externo. Las lutitas adicionales actuaron como sellos. La sección de capas devónicas y más
modernas, que suprayacen la estructura, posee un espesor de aproximadamente 7,000 pies (no se
muestra en escala).
NO
0
0
SE
km
1
millas
Cretácico
1
Triásico
Jurásico
Pensilvaniano-Pérmico
Mississippiano
Devónico
Silúrico
Oilfield Review
Autumn
09
Dakota
Estructura Red
ImpactdelFig.
13
Norte
Wing Creek
ORAUT09-Impact Fig. 13
> Trampa de petróleo en cráter de impacto en Dakota del Norte. El Campo Red Wing Creek produce de
una sección de 2,700 pies de brechas carbonatadas fracturadas ubicadas en el levantamiento central
del cráter (azul). Este cráter de impacto complejo posee aproximadamente 10 km [6 millas] de ancho;
sin embargo, la zona productiva está concentrada en un área de 2.6 km2 [1 milla2], situada en el centro.
24
El Campo Red Wing Creek
La estructura Red Wing Creek, ubicada en la porción oeste de Dakota del Norte en EUA, es una de
las diversas estructuras productivas de impacto de
la Cuenca Williston.26 En las primeras etapas de su
historia de exploración, la estructura correspondía
a una anomalía sísmica que no se ajustaba a ningún
esquema conocido.27 En la década de 1960, Shell
perforó dos pozos en el área que en ambos casos
penetraron secciones de un espesor inusualmente
grande, de edad Mississippiano y Pensilvaniano,
pero que resultaron secos. En el año 1972, True Oil
LLC perforó un pozo a una distancia de alrededor
de 1.6 km [1 milla] y descubrió una columna de
petróleo total de 820 m [2,700 pies] en los carbonatos intensamente fracturados y brechiformes de la
Formación Mission Canyon. La zona productiva
neta de 490 m [1,600 pies] contrastaba de manera
extrema con las secciones productivas de 6 a 12 m
[20 a 40 pies], presentes en el área adyacente.28 Los
pozos subsiguientes ayudaron a delinear el campo.
Los datos provenientes de levantamientos sísmicos y registros de pozos demostraron la existencia de un levantamiento central circular de 1 milla
de ancho, que comprendía carbonatos, evaporitas
y siliciclastos intercalados a aproximadamente
1,000 m [3,300 pies] por encima de su posición
estratigráfica normal para la región (izquierda).
Alrededor del levantamiento, existe una depresión
de más de 1 milla de ancho. Un anillo levantado de
8 km [5 millas] de ancho encierra la estructura
compleja que se encuentra sepultada por debajo
de casi 2,100 m [7,000 pies] de sedimentos.
El descubrimiento de fragmentos de conos
astillados en los recortes de perforación fue la primera indicación de que había petróleo entrampado en una estructura compleja de impacto de un
meteorito.29 Los trabajos más recientes confirmaron que existían rasgos PDF en los granos de
cuarzo presentes en los recortes de uno de los
pozos de True Oil.30 El análisis de las orientaciones de los rasgos PDF indica que las presiones de
Oilfield Review
choque alcanzaron entre 12 y 20 Gpa [1.7 millón
y 2.9 millones de lpc]. Las estimaciones basadas
en la estratigrafía ubican la edad de la estructura
en un rango que varía entre 220 y 200 Ma.
La permeabilidad de la matriz de la Formación
Mission Canyon es baja—oscila entre 1 y 7 mD—
en toda la Cuenca Williston. No obstante, en el
Campo Red Wing Creek, la porosidad y la permeabilidad inducidas por el impacto hacen posible tasas de flujo relativamente altas. Los pozos
productivos se concentran en un área de 1 milla2
[2.6 km2] en el levantamiento central. Los pozos
anteriores de Shell penetraron la estructura en el
flanco del levantamiento y en el cráter anular.
La interpretación de un conjunto de datos sísmicos 3D y de los atributos seleccionados, tales
como el azimut, la coherencia y la curvatura del
echado, permite el mapeo detallado de las fallas
y los estratos deformados (derecha).31
Hasta la fecha, este campo produjo 16.6 millones de bbl [2.6 millones de m3] de petróleo y
25,000 MMpc [700 millones de m3] de gas con
26 pozos; 22 de los cuales aún siguen produciendo.
Se estima que el levantamiento central brechiforme
contiene 130 millones de bbl [21 millones de m3]
de petróleo, de los cuales 70 millones de bbl
[11 millones de m3] son recuperables. Las reservas de gas natural se estiman en 100,000 MMpc.
Los geólogos de True Oil y los investigadores de la
Universidad de Colorado, en Boulder, EUA, están
utilizando los datos sísmicos con el fin de desarrollar un modelo geológico para ser utilizado en el
proceso de simulación de yacimientos.
El gran impacto
El impacto que atrajo la mayor atención en los
últimos 25 años es la colisión del impactor de
Chicxulub contra la actual Península de Yucatán
en México. Si bien existe un alto grado de controversia en cuanto a la fecha, las dimensiones y las
ramificaciones ambientales de este impacto, las
observaciones señalan un evento verdaderamente
cataclísmico.
El interés en esta estructura data de antes de la
década de 1950, en que la detección de un bajo gravimétrico circular condujo a Petróleos Mexicanos
(PEMEX) a llevar a cabo un programa de perforación.32 A lo largo de toda la década de 1970, se
perforaron numerosos pozos que en algunos casos
alcanzaron 3,000 m o una profundidad superior;
sin embargo, ninguno produjo hidrocarburos y los
resultados no se hicieron públicos en ese momento.
A fines de la década de 1970, los científicos
que investigaban los sedimentos depositados a
fines del período Cretácico y antes del comienzo
del Terciario, denominado límite K-T, hallaron
Volumen 21, no. 4
> Datos sísmicos de la estructura de impacto Red Wing Creek. La interpretación de los datos sísmicos 3D revela los rasgos subterráneos del cráter
Red Wing Creek. La profundidad de la Formación Mission Canyon se codifica por colores, del rojo (somero) al azul y al púrpura (profundo). Las secciones 2D extraídas, obtenidas del levantamiento 3D, forman el fondo.
concentraciones extremadamente grandes de iridio [Ir] y otros elementos del grupo del platino en
una capa delgada de arcilla que marca este límite
en Italia.33 Basados en las relaciones extraterrestres de los elementos del grupo del platino, sugirieron que la capa de alta concentración había
sido depositada en ese lugar y en muchos otros
lugares del globo hacía 65 millones de años, luego
del impacto producido en alguna parte de la
Tierra por un asteroide de 10 km [6 millas] de diámetro, el cual además causó la extinción masiva
de los dinosaurios y de otras formas de vida.34
Subsiguientemente, otros trabajadores descubrieron granos de cuarzo y otros minerales metamorfoseados, stishovita y diamantes de impacto en
los depósitos del límite K-T de otros sitios del
mundo, corroborando la idea de un impacto
inmenso con eyectos ampliamente dispersados.35
Oilfield Review
24.Curtiss DK y Wavrek DA: “The Oil Creek-Arbuckle
Autumn 09 31.Huang C, Herber B, Barton R, Weimer P, Jiang S y
(!) Petroleum System, Major County, Oklahoma,”Impact
en Fig. 15 Hammon S: “3-D Interpretation of a Meteorite Impact
Johnson KS y Campbell JA (eds): Ames Structure
in
Field,
ORAUT09-Impact
Fig. 15Red Wing Creek Field, Williston Basin, Western
Northwest Oklahoma and Similar Features: Origin
North Dakota,” presentado en la Convención y
and Petroleum Production (Simposio 1995). Norman,
Exhibición Anual de la AAPG, Denver, 7 al 10 de junio
Oklahoma: Oklahoma Geological Survey, Circular 100
de 2009, http://www.searchanddiscovery.net/abstracts/
(1997): 240–258.
html/2009/annual/abstracts/huang.htm (Se consultó el
12 de octubre de 2009).
Para obtener más información sobre modelado de
sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed
Friedman B: “Red Wing Data Has Big Impact,”
AAPG Explorer (Abril de 2009), http://www.aapg.org/
M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier
M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala
explorer/2009/04apr/redwing0409.cfm (Se consultó el 6
B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y
de septiembre de 2009).
sistemas petroleros,” Oilfield Review 21,
32.Cornejo-Toledo A y Hernandez-Osuna A: “Las
no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.
anomalías gravimétricas en la cuenca salina del istmo,
25.Vardi N: “The Last American Wildcatter,” Forbes
planicie costera de Tabasco, Campeche y Península
(2 de febrero de 2009), http://www.forbes.com/
de Yucatan,” Boletín de la Asociación Mexicana de
Geólogos Petroleros 2 (1950): 453–460, como se sita en
forbes/2009/0202/066.html (Se consultó el 7 de
septiembre de 2009).
Stoffler D: “Chicxulub Scientific Drilling Project (CSDP),”
http://www.museum.hu-berlin.de/min/forsch/csdp.html
26.Sawatzky HB: “Astroblemes in Williston Basin,” AAPG
(Se consultó el 9 de octubre de 2009).
Bulletin 59, no. 4 (Abril de 1975): 694–710.
33.En la corteza terrestre, la concentración promedio de
27.Gerhard LC, Anderson SB, Lefever JA y Carlson CG:
Ir es de 0.001 ppm; en los meteoritos, el promedio es al
“Geological Development, Origin, and Energy Mineral
menos 500 veces superior, o 0.5 ppm.
Resources of Williston Basin, North Dakota,” AAPG
Bulletin 66, no. 8 (Agosto de 1982): 989–1020.
34.Álvarez LW, Asaro F y Michel HV: “Extraterrestrial Cause
for the Cretaceous-Tertiary Extinction,” Science 208, no.
28.Gerhard LC, Anderson SB y Fischer DW: “Petroleum
4448 (6 de junio de 1980): 1095–1108.
Geology of the Williston Basin,” en Leighton MW,
Kolata DR, Oltz DT y Eidel JJ (eds): Interior Cratonic
35.Bohor B, Foord EE, Modreski PJ y Triplehorn DM:
Basins. Tulsa: The American Association of Petroleum
”Mineralogic Evidence for an Impact Event at the
Geologists, AAPG Memoir 51 (1990): 507–559.
Cretaceous-Tertiary Boundary,” Science 224, no. 4651
(25 de mayo de 1984): 867–869.
29.Grieve, referencia 8.
McHone JF, Nieman RA, Lewis CF y Yates AM:
30.Koeberl C, Reimold WU y Brandt D: “Red Wing
“Stishovite at the Cretaceous-Tertiary Boundary, Raton,
Creek Structure, North Dakota: Petrographical and
Nuevo México,” Science 243, no. 4895 (3 de marzo de
Geochemical Studies, and Confirmation of Impact
1989):1182–1184.
Origin,” Meteoritics & Planetary Science 31 (1996):
335–342.
Carlisle DB y Braman DR: “Nanometre-Size Diamonds
in the Cretaceous/Tertiary Boundary Clay of Alberta,”
Nature 352, no. 6337 (22 de agosto de 1991): 708–709.
25
Los partidarios de la teoría del impacto investigaron el globo en busca del cráter masivo que
habría resultado de semejante impacto. La atención se centró en el Golfo de México después de
conocerse los informes que señalaban la presencia de material del límite Cretácico/Terciario
(límite K/T) rico en iridio, por encima de sedimentos ricos en carbonatos, pobremente seleccionados, en Texas, en medio de las fangolitas
típicas de los sedimentos de aguas profundas.36
Un tsunami generado por un impacto había sido
propuesto como la causa de la capa de sedimentos de granos anómalamente gruesos. A través de
los levantamientos geofísicos llevados a cabo en
las décadas de 1980 y 1990, los investigadores
redescubrieron el bajo gravimétrico circular que
PEMEX había identificado unas décadas antes
(abajo).37 El cráter se encuentra sepultado por
debajo de 1 km [0.6 milla] de sedimentos más
modernos.
Los datos geofísicos muestran que el anillo
externo del cráter posee aproximadamente 180 km
[110 millas] de ancho. Los estudios de modelado
indican que el cráter transitorio puede haber
tenido 100 km [60 millas] de ancho, desplazando
el material hasta una profundidad de 34 km
[21 millas] y excavando la roca objetivo hasta
una profundidad de 14 km [9 millas].38
La intensa sacudida, producida por el impacto
o bien por los tsunamis que generó, produjo el
colapso generalizado de los taludes continentales
de América del Norte, América del Sur, África
Occidental y Europa.39 Las plataformas carbonatadas de la Península de Yucatán se hundieron en
aguas más profundas y fueron cubiertas por una
capa de eyectos. Con el tiempo, estas rocas carbonatadas se convirtieron en importantes yacimientos de petróleo.
Los campos del área de Villahermosa y de la
prolífica Bahía de Campeche, incluido el Complejo
Cantarell—el complejo de campos petroleros
más grande de México—producen de estas brechas carbonatadas con flujo de detritos.40 Con
35,000 millones de bbl [5,600 millones de m3] de
petróleo inicial en sitio, el Complejo Cantarell
produce entre un 60% y un 70% de su petróleo de
las impactitas de Chicxulub.
22°
21°
E U A
20°
Estructura
de Chicxulub
90°
Bahía de
Campeche
M É X I C O
89°
Campo Cantarell
Villahermosa
Bochil
0
0
km
300
millas
300
AMÉRICA
CENTRAL
> El cráter de impacto de Chicxulub. Una serie de rasgos concéntricos, presentes en los rasgos gravimétricos (extremo superior derecho), revela la localización del cráter. La línea de costa se muestra
como una línea blanca. Esta imagen fue construida a partir de mediciones gravimétricas obtenidas por
PEMEX desde 1948, las cuales fueron mejoradas por los trabajos recientes de los investigadores del
Servicio Geológico de Canadá, la Universidad de Athabasca, la Universidad Nacional Autónoma de
México y la Universidad Autónoma de Yucatán. Los puntos blancos representan las localizaciones de
los hundimientos (rasgos generados por disolución-colapso, comunes en las rocas calcáreas) denominados cenotes. Un anillo de cenotes sigue el trazo del gradiente gravimétrico más externo. Los cenotes se desarrollan en las calizas superficiales, de edad Terciario, que suprayacen el cráter. De alguna
manera, el cráter puede incidir en las propiedades de las rocas más modernas que lo cubren. (Imagen,
cortesía de Alan Hildebrand.)
26
Los yacimientos comprenden aproximadamente 300 m [1,000 pies] de brechas de caliza
dolomitizada altamente productiva que infrayacen una zona menos productiva de 30 m [100
pies], compuesta por brechas y eyectos reelaborados (próxima página, arriba).41 En la capa inferior, la porosidad vacuolar secundaria es común y
la porosidad promedio oscila entre 8% y 12%. La
permeabilidad varía entre 3 y 5 D.
Por encima de las capas se ubica un sello
impermeable de unos 30 m de espesor. Esta capa,
que también ha sido dolomitizada, está compuesta
por eyectos de impacto de grano fino que incluyen
cuarzo metamorfoseado y feldespato, y minerales
de arcilla interpretados como productos de la alteración del vidrio de impacto (próxima página,
abajo). Estas capas también pueden ser correla36.Bourgeois J, Hansen TA, Wiberg PL y Kauffman EG: “A
Tsunami Deposit at the Cretaceous-Tertiary Boundary
in Texas,” Science 241, no. 4865 (29 de julio de 1988):
567–570.
37.Penfield GT y Camargo Z A: “Definition of a Major
Igneous Zone in the Central Yucatan Platform with
Aeromagnetics and Gravity,” Resúmenes Expandidos,
51a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,
Los Ángeles (11 al 15 de octubre de 1981): 448–449.
Hildebrand AF, Penfield GT, Kring DA, Pilkington M,
Camargo Z A, Jacobsen SB y Boyton WV: “Chicxulub
Crater: A Possible Cretaceous/Tertiary Boundary Impact
Crater on the Yucatán Peninsula, Mexico,” Geology 19,
no. 9 (Septiembre de 1991): 867–871.
38.Kring DA: “Dimensions of the Chicxulub Impact Crater
and Impact Melt Sheet,” Journal of Geophysical
Research 100, no. E8 (25 de agosto de 1995):
16,979–16,986.
39.Day S y Maslin M: “Linking Large Impacts, Gas
Hydrates, and Carbon Isotope Excursions Through
Widespread Sediment Liquefaction and Continental
Slope Failure: The Example of the K-T Boundary Event,”
en Kenkmann T, Horz F y Deutsch A (eds): Large
Meteorite Impacts III. Boulder, Colorado: Geological
Society of America: GSA Special Paper 384 (2005):
239–258.
40.Grajales-Nishimura JM, Cedillo-Pardo E, RosalesDomínguez C, Morán-Zenteno DJ, Álvarez W, Claeys
P, Ruíz-Morales J, García-Hernández J, Padilla-Ávila
P y Sánchez-Ríos A: “Chicxulub Impact: The Origin of
Reservoir and Seal Facies in the Southeastern Mexico
Oil Fields,” Geology 28, no. 4 (Abril de 2000): 307–310.
Magoon LB, Hudson TL y Cook HE: “PimientaTamabra(!)—A Giant Supercharged Petroleum System
in the Southern Gulf of Mexico, Onshore and Offshore
Mexico,” en Bartolini C, Buffler RT y Cantú-Chapa A
(eds): The Western Gulf of Mexico Basin: Tectonics,
Sedimentary Basins, and Petroleum Systems. Tulsa: The
American Association of Petroleum Geologists, AAPG
Memoir 75 (2001): 83–125.
41.Grajales-Nishimura et al, referencia 40.
Murillo-Muñetón G, Grajales-Nishimura JM, CedilloPardo E, García-Hernández J y Hernández-García S:
“Stratigraphic Architecture and Sedimentology of
the Main Oil-Producing Stratigraphic Interval at the
Cantarell Oil Field: The K/T Boundary Sedimentary
Succession,” artículo SPE 74431, presentado en la
Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo
de la SPE en México, Villahermosa, 10 al 12 de
febrero de 2002.
Para obtener más información sobre el proceso de
dolomitización, consulte: Al-Awadi M, Clark WJ, Moore
WR, Herron M, Zhang T, Zhao W, Hurley N, Kho D,
Montaron B y Sadooni F: “La dolomía: Aspectos de
un mineral desconcertante,” Oilfield Review 21, no. 3
(Marzo de 2010): 32–47.
Oilfield Review
Núcleo de la secuencia del límite K-T
Estratigrafía
Tope
Rayos gamma
0
°API 100
Calibrador
6 pulgadas 16 0.2
Resistividad
Lateroperfil profundo
Lateroperfil somero
ohm.m
3,000
Profundidad, m
edad Maestrichtiano
Superior
1,350
Margas y calizas
pelágicas de edad
Paleoceno
1,400
Unidad 1
1,450
Unidad 2
Base
Oilfield Review
Autumn 09
Impact Fig. 17
ORAUT09-Impact Fig. 17
1,500
Sucesión
sedimentaria
del límite K-T
Unidad 3
1,550
1,600
1,650
Caliza pelágica de
edad Maestrichtiano
Superior
> Estratigrafía, expresión de los registros de pozos y muestras de la suceNúcleo
de la secuencia
del límite
sión
sedimentaria
del límite
K-TK-T
en el Complejo Cantarell. La estratigrafía
del Pozo C-91 (extremo superior derecho) exhibe una tendencia grano deTope
creciente
bien definida entre la Unidad 1 y la Unidad 3. Las Unidades 1 y 2
corresponden a brechas carbonatadas que forman la facies prospectiva.
La Unidad 3 es una capa arcillosa rica en eyectos que actúa como sello.
Las muestras de núcleos (extremo superior izquierdo) del Pozo C-1016 del
Complejo Cantarell muestran la gradación desde la brecha calcárea de grano grueso de la Unidad 1 en la base, hasta la brecha calcárea de grano fino
de la Unidad 2 en el tope. El color oscuro de esta sucesión se debe a la
impregnación de petróleo. El diámetro del núcleo es de 10 cm [4 pulgadas].
(Estratigrafía y datos de registros adaptados de Murillo-Muñetón et al,
referencia 41.)
> Muestras de núcleos de la porción superior extrema de la sucesión
sedimentaria del límite K-T en el Complejo Cantarell. Estas muestras del
Pozo C-227D contienen abundantes minerales metamórficos de choque
provenientes del evento de impacto de Chicxulub. El diámetro de los
núcleos es de 10 cm.
Base
Oilfield Review
Autumn 09
Impact Fig. 17
ORAUT09-Impact Fig. 17
Volumen 21, no. 4
27
60
50
Profundidad, m
40
Calizas arcillosas y
turbiditas calcáreas de
edad Paleoceno Inferior
Unidad 3: Capa rica
en eyectos
Unidad 2: Brecha
carbonatada
de grano fino
30
20
Unidad 1: Brecha
calcárea de
grano grueso
10
0
Calizas pelágicas de edad
Maestrichtiano Superior
con nódulos de silex
> Analogía de un afloramiento de la sucesión de brechas carbonatadas
del límite K-T en Bochil, Tabasco, sudeste de México. Si bien el depósito
relacionado con el impacto es aquí de menor espesor que en el Complejo
Cantarell, este afloramiento exhibe la misma estratigrafía, incluyendo la
tendencia grano decreciente de la Unidad 1 y los eyectos de grano fino
de la Unidad 3. Por otro lado, se ha documentado una anomalía de Ir en
la capa superior extrema de la Unidad 3. El largo del lápiz que se observa
en las cuatro fotografías superiores (derecha), es de 13 cm [5 pulgadas].
La longitud del martillo rompe-rocas de la fotografía inferior es de 46 cm
[18 pulgadas].
cionadas entre los pozos marinos y los aflora- mientos Cantarell.44 Los yacimientos Sihil, con
reservas de hidrocarburos de 1,136,000 millones
mientos terrestres (arriba).
La interpretación de la sucesión sedimenta- de bbl [180 millones de m3], también corresponria sustenta la siguiente secuencia de eventos den a carbonatos dolomitizados, formados a partir
que tuvieron lugar a los minutos y horas de acae- del material detrítico del impacto de Chicxulub.
cido el impacto de Chicxulub: la plataforma car- El bloque que contenía al Campo Cantarell fue
bonatada colapsó, produciendo la depositación empujado sobre el del Campo Sihil, formando la
de las brechas inferiores. Los eyectos de impacto trampa que ahora contiene las reservas de Sihil.
fueron depositados, reelaborados y mezclados
con material más grueso por las oleadas
de tsunaOilfield
ReviewUn impacto negativo
mis generados por el impacto que reverberaron
Autumn 09a Los ejemplos previos han demostrado cómo el
Impact
Fig. NEW
19 de una masa extraterrestre puede genetravés del Golfo de México. La capa final
de eyecimpacto
NEW 19que conducen a la formación de
tos cubrió estos depósitos, sellandoORAUT09-Impact
los fluidos rar Fig.
condiciones
diagenéticos. Los fenómenos de plegamiento y yacimientos de hidrocarburos. Exhibiendo quizás
compresión de comienzos del Mioceno al Plioceno el mismo grado de importancia, el choque directo
empujaron un gran bloque de rocas de edad de un asteroide también puede causar la desapaCretácico y Jurásico Superior, formando la trampa rición de una acumulación de hidrocarburos. La
gigante de Cantarell.42 En el período Mioceno, los estructura de Avak, en Alaska, muestra evidenhidrocarburos migraron en dirección hacia las cias de este tipo de destrucción.
En el año 1949, se descubrió gas en el flanco
brechas desde las rocas generadoras de alta calide una anomalía sísmica y gravimétrica cercana
dad de edad Jurásico Superior.43
En 1998, utilizando técnicas sísmicas mejora- al poblado de Barrow, en Alaska. Las actividades
das de generación de imágenes de la pared del de exploración subsiguientes revelaron la prepozo, PEMEX descubrió otra acumulación gi- sencia de una serie de acumulaciones pequeñas
gante—el Campo Sihil—por debajo de los yaci- de gas en los altos estructurales que circunscri-
28
bían ese rasgo. Ya en 1967, los investigadores del
Servicio Geológico de EUA (USGS) plantearon un
origen por impacto para la estructura circular,
refiriéndose a la morfología anillada y la estratigrafía perturbada que encontraron los pozos que
penetraron la anomalía.45 El análisis microscópico identificó la presencia de rasgos PDF metamórficos de choque en los granos de cuarzo de un
pozo perforado en el levantamiento central, confirmando el origen por impacto.46 El tiempo del
impacto se estimó en 90 a 100 Ma.
La estructura de impacto de Avak se encuentra
situada sobre el mismo rasgo regional—el Arco de
Barrow—que el campo cercano Prudhoe Bay, que
contiene 25,000 millones de bbl [4,000 millones
de m3] de petróleo. No obstante, la estructura de
Avak sólo contiene pequeños yacimientos de gas,
que se sitúan en sus flancos. Para explicar la falta
de reservas, los científicos consideraron que en
esta área había entrampada una acumulación de
hidrocarburos arealmente tan extensa como la
de Prudhoe Bay, pero volumétricamente más
pequeña, antes de que la misma fuera afectada
por el impacto y expulsada a la superficie.47
Como parte de un estudio 3D multicliente de
los sistemas petroleros del Talud Norte de Alaska
(ANS), los geólogos de Schlumberger y del USGS
comprobaron esta hipótesis mediante el modelado de los eventos y procesos geológicos que condujeron a la generación, migración y acumulación
de hidrocarburos en esta área. Los resultados del
42.Grajales-Nishimura et al, referencia 40.
Aquino JAL, Ruis JM, Flores MAF y García JH: “The
Sihil Field: Another Giant Below Cantarell, Offshore
Campeche, Mexico,” en Halbouty MT (ed): Giant Oil
and Gas Fields of the Decade 1990–1999. Tulsa: The
American Association of Petroleum Geologists, AAPG
Memoir 78 (2003): 141–150.
43.Magoon et al, referencia 40.
44.Aquino et al, referencia 42.
45.Collins FR y Robinson FM: “Subsurface Stratigraphic,
Structural and Economic Geology, Northern Alaska,”
USGS Open-File Report 287, Servicio Geológico de
EUA, 1967.
46.Therriault AM y Grantz A: “Planar Deformation
Features in Quartz Grains from Mixed Breccias of
the Avak Structure, Alaska,” Resumen 1702 en Lunar
and Planetary Science XXVI, Resúmenes de la 26a
Conferencia de la Ciencia Lunar y Planetaria (1995):
1403–1404, http://www.lpi.usra.edu/meetings/lpsc1995/
pdf/1702.pdf (Se consultó el 8 de octubre de 2009).
47.Kirschner CE, Grantz A y Mullen MW: “Impact Origin of
the Avak Structure, Arctic Alaska, and Genesis of the
Barrow Gas Fields,” AAPG Bulletin 76, no. 5 (Mayo de
1992):651–679.
48.Herd CDK, Froese DG, Walton EL, Kofman RS, Herd
EPK y Duke MJM: “Anatomy of a Young Impact Event
in Central Alberta, Canada: Prospects for the Missing
Holocene Impact Record,” Geology 36, no. 12 (Diciembre
de 2008): 955–958.
49.Pilkington M y Grieve RAF: “The Geophysical Signature
of Terrestrial Impact Craters,” Reviews of Geophysics
30, no. 2 (Mayo de 1992): 161–181.
Mazur MJ, Stewart RR y Hildebrand AR: “The Seismic
Signature of Meteorite Impact Craters,” CSEG Recorder
25, no. 6 (Junio de 2000): 10–16.
Oilfield Review
proceso de simulación muestran una acumulación de petróleo extremadamente grande en la
Península de Barrow, que data de hace 97 Ma
(derecha). Los resultados de la ejecución de la
simulación hasta el momento actual, sin la intervención de ningún bombardeo extraterrestre,
muestran la preservación de esta acumulación.
La incorporación de los efectos del impacto
en la simulación requirió la modificación de
diversos parámetros del modelo de sistemas
petroleros. El impacto en sí no se modeló sino que
se estimaron y utilizaron sus efectos generales
sobre la roca objetivo para actualizar el modelo.
110 Ma
i
c h
h u k
C
e
d
M a r
CANADÁ
Alaska
Point Barrow
Arco de Barrow Prudhoe Bay
Reserva Nacional
del Petróleo de Alaska
97 Ma
Point Barrow
Área de estudio
0
Línea de
costa
0
96.01 Ma (impacto)
km
100
millas
100
Momento actual
Estructura de Avak
ducir hidrocarburos. Estos cambios pueden ser
muy localizados o regionalmente extensivos y
pueden contribuir a la formación de yacimientos
Vapor
o destruirlos.
Líquido
Los avances registrados en la teledetección
están facilitando el hallazgo de cráteres en la
superficie de la Tierra, los cuales pueden estar
> Inclusión del impacto en el modelado de los sistemas petroleros. La simulación de la
ocultos por la vegetación u otros obstáculos. Por
maduración, la migración y la acumulación de hidrocarburos a través del tiempo en la
ejemplo, las imágenes de los satélites pueden ayuPenínsula de Barrow, muestra una gran acumulación previa al impacto hace 97 Ma.
Hace aproximadamente 96 Ma, tuvo lugar el impacto del meteorito Avak, el cual generó
dar a identificar los rasgos relacionados con los
una zona de daño circular crateriforme (gris), incrementando efectivamente la
impactos que no son reconocibles desde la superpermeabilidad y la temperatura. Después del impacto, la gran acumulación de petróleo
ficie. El sistema aéreo de detección y medición a
desapareció. En la actualidad, el modelado de los sistemas petroleros muestra diversas
través de la luz (LiDAR) ha resultado exitoso para
acumulaciones de gas cerca de la estructura de impacto. Las fases de hidrocarburos
modelados se muestran en verde para el líquido y en rojo para el vapor.
la localización de un cráter de impacto que no
podía descubrirse utilizando imágenes visibles.48
Si bien algunos cráteres pueden verse en la
Las permeabilidades de las rocas en la zona dos a vapor. Después del impacto, los hidrocarbu- superficie, muchos quedan ocultos debido a la
dañada de 1,200 m [4,000 pies] de profundidad se ros líquidos recién generados migraron hacia las presencia de sedimentos. Los métodos tradicioincrementaron. La temperatura se aumentó trampas situadas en el anillo externo de la nales de detección de estructuras de impacto
hasta alcanzar 3,000ºC dentro de toda la estruc- estructura de impacto. Con los procesos de levan- sepultadas se basan en levantamientos geofísitura y se introdujeron las fallas verticales que se tamiento y erosión de edad Terciario, estas acu- cos; gravimétricos, sísmicos y electromagnétiextendían desde la superficie de 97 Ma de edad mulaciones se transformaron en vapor. Las cos.49 La estrategia consiste en identificar las
acumulaciones actuales simuladas, ubicadas al anomalías compatibles con un origen por impacto
hasta el basamento.
En comparación con el modelo sin impacto, el oeste, sur y este de la estructura de Avak, se equi- y luego confirmarlas—o no—a través del examen
Oilfield Review
de09
gas conocidas de las rocas para detectar indicios de metamormodelo de sistemas petroleros posteriores al paran con las acumulaciones
Autumn
impacto arrojó un resultado sumamente dife- presentes en el área. Impact Fig. 20
fismo de choque.
rente. El cambio repentino producido en las proHasta ahora, éste fue el ámbito de los especiaORAUT09-Impact Fig. 20
piedades de las rocas produjo la liberación de los Comprensión del impacto
listas en ciencias planetarias. En el futuro, a
hidrocarburos entrampados. Por otro lado, la El impacto de los asteroides produce cambios sig- medida que los equipos de exploración aprendan
sobrepresión causada por la excavación y el nificativos en la morfología de la superficie y en a reconocer las estructuras de impacto, estarán
levantamiento posterior al impacto detonó una las propiedades de las rocas del subsuelo que en condiciones de modelar y explotar los efectos
transición de la fase de hidrocarburos, de líqui- deberían considerarse a la hora de explorar y pro- del impacto de los asteroides.
—LS
Volumen 21, no. 4
29
Dispositivos de control de influjo:
Perfeccionamiento de los estándares
Tor Ellis
Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC
Stavanger, Noruega
Alpay Erkal
Houston, Texas, EUA
La maximización de la recuperación de las reservas mediante la utilización de pozos
horizontales requiere el manejo del flujo de fluidos a través del yacimiento. Un enfoque
de creciente popularidad es el empleo de dispositivos de control de influjo que retardan
la intrusión de agua y gas y reducen el volumen de reservas pasadas por alto.
Gordon Goh
Kuala Lumpur, Malasia
Timo Jokela
Svein Kvernstuen
Edmund Leung
Terje Moen
Francisco Porturas
Torger Skillingstad
Paul B. Vorkinn
Stavanger, Noruega
Anne Gerd Raffn
Abingdon, Inglaterra
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Winter 2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Ewen Connell, Rosharon, Texas; y a Mary Jo
Caliandro, Sugar Land, Texas.
ECLIPSE, PeriScope, Petrel, ResFlow y ResInject son marcas
de Schlumberger.
30
Las técnicas de perforación de pozos de alcance
extendido y pozos multilaterales incrementan
significativamente el contacto entre el pozo y el
yacimiento. Este contacto incrementado permite
que los operadores utilicen menos caída de presión para lograr tasas de producción equivalentes
a las de los pozos verticales o desviados convencionales. La capacidad para optimizar los resultados obtenidos con estas configuraciones estándar,
mediante un manejo más eficiente de los fluidos
de yacimiento, ha sido mejorada sustancialmente
gracias al desarrollo de válvulas de control de influjo
y estranguladores operados en forma remota. Estos
dispositivos permiten que los ingenieros ajusten
el flujo proveniente de zonas individuales que se
encuentran sobrepresionadas o subpresionadas,
o de zonas que producen agua o gas, lo cual puede
resultar perjudicial para la productividad general
del pozo.
No obstante, las secciones largas perforadas en
sentido horizontal a través de un solo yacimiento
plantean otros tipos de desafíos. En las formaciones homogéneas, se producen caídas de presión
significativas en el intervalo a agujero descubierto,
a medida que los fluidos fluyen desde la profundidad total (TD) hacia el talón del pozo. El resultado puede ser la ocurrencia de caídas de presión
significativamente mayores en el talón que en la
punta. Conocido como efecto talón-punta, este
diferencial de presión produce un influjo irregular a lo largo del trayecto del pozo y genera el
fenómeno de conificación de agua o gas en el
talón (próxima página). Una de las posibles consecuencias de esta condición es el fin anticipado
de la vida productiva del pozo y un volumen sustancial de reservas que quedan sin recuperar en
el tramo inferior del pozo.
La irrupción de agua o gas en cualquier punto
del trayecto del pozo, también puede provenir de
la heterogeneidad del yacimiento o de las diferencias existentes en las distancias entre el pozo y los
contactos de fluidos. Las variaciones de presión
producidas en el yacimiento por su compartimentalización o por la interferencia del flujo de los
pozos de producción y los pozos de inyección también pueden conducir a una irrupción prematura.1
Dado que tienden a exhibir un alto grado de fracturamiento y variación de la permeabilidad, los
yacimientos carbonatados son especialmente vulnerables a los perfiles de influjo irregular y a las
irrupciones aceleradas de agua y gas.2
Muchas terminaciones diseñadas para pozos
de largo alcance incluyen sistemas de control de
la producción de arena. Si estas terminaciones
no cuentan con dispositivos de aislamiento, tales
como empacadores, el flujo anular puede producir la erosión severa y el taponamiento de los
cedazos (filtros) de arena. En el pasado, esos
efectos del flujo anular se contrarrestaban con
empaques de grava o cedazos de arena expansibles. Pero los empaques de grava a menudo reducen la productividad en la región vecina al pozo.
Los cedazos de arena expansibles requieren procedimientos de instalación complejos y son proclives a colapsar en las etapas posteriores de la
vida productiva del pozo.
En las terminaciones tradicionales, la solución para contrarrestar el incremento del corte
de agua o gas consiste en reducir el diámetro del
estrangulador en el cabezal del pozo. Esto reduce
la caída de presión, lo cual se traduce en tasas de
producción más bajas pero niveles más altos de
recuperación acumulada de petróleo. No obs-
Oilfield Review
tante, esta solución simple por lo general no funciona en los pozos perforados con altos ángulos
de inclinación.
En los pozos terminados con tecnología “inteligente,” los operadores pueden aislar o reducir
el flujo proveniente de zonas problemáticas, utilizando válvulas de fondo de pozo accionadas en
forma remota. Pero los pozos horizontales, diseñados para optimizar la exposición del yacimiento, a menudo no son candidatos adecuados
para dichas estrategias. Los pozos extremadamente largos con frecuencia poseen muchas
zonas. El límite respecto del número de penetraciones disponibles en el cabezal del pozo puede
Talón
tornar imposible el despliegue de un número de
válvulas de control de fondo de pozo suficiente
para garantizar su efectividad.3 Por otro lado,
dichas terminaciones son caras y complejas, y
plantean una diversidad de riesgos si se instalan
en secciones largas de alto ángulo.
En consecuencia, los operadores a menudo
optan por que estos pozos con múltiples zonas
produzcan utilizando dispositivos de aislamiento,
tales como los empacadores dilatables. Para reducir el flujo cruzado y contribuir al flujo uniforme a
través del yacimiento, han recurrido a los dispositivos pasivos de control de influjo (ICDs), combinados con empacadores dilatables. Mediante la
Punta
> Efecto talón-punta. Las pérdidas de presión producidas a lo largo de un pozo horizontal, en una formación
homogénea, hacen que la presión de flujo de la tubería de producción sea más baja en el talón del pozo que
en la punta. Con el tiempo, y mucho antes de que el petróleo (verde) proveniente de las secciones cercanas
a la punta llege al pozo, el volumen de agua (azul) o gas (rojo) presente es arrastrado hacia el talón (extremo
superior); esto produce el fin anticipado de la vida productiva del pozo. Los dispositivos de control de influjo
instalados dentro de los arreglos de cedazos (filtros) de arena igualan la caída de presión producida a lo
largo de todo el pozo, estimulando el flujo uniforme de petróleo y gas a través de la formación (extremo
inferior) de modo que los arribos de agua y gas son retardados y tienen lugar en forma simultánea.
Volumen 21, no. 4
restricción o la normalización del flujo a través
de las secciones de alto régimen de producción,
los dispositivos ICD producen mayores caídas de
presión, y por consiguiente tasas de flujo más
altas, a lo largo de las secciones de pozo que son
más resistentes al flujo. Esto permite corregir el
flujo irregular causado por el efecto talón-punta y
la permeabilidad heterogénea.
Independientemente de que estén diseñados
con fines de inyección o de producción, los dispositivos ICD poseen aplicaciones en pozos horizontales y desviados y en diversos tipos de yacimientos.4
Estos dispositivos suelen formar parte de terminaciones en agujero descubierto que además
incluyen cedazos de arena. Por otro lado, las terminaciones con dispositivos ICD a menudo utilizan empacadores para segmentar el pozo en los
puntos de gran contraste de permeabilidad. Esta
estrategia combate los fenómenos de conificación de agua o formación de crestas de gas a través de las zonas fracturadas, detiene el flujo
anular entre los compartimientos y permite el
aislamiento de las zonas húmedas potenciales.
Los dispositivos ICD también son efectivos en
los yacimientos en los que su capacidad para
regular las tasas de influjo crea en la punta del
pozo una caída de presión suficiente para que el
fluido de yacimiento fluya o lleve el revoque de
filtración y otros sólidos a la superficie.
Este artículo describe diversos diseños de dispositivos ICD y cómo éstos son modelados para
adecuarse a determinadas aplicaciones. Algunos
casos de estudio de Asia, el Mar del Norte y Medio
Oriente ilustran cómo estos dispositivos pasivos
permiten que los operadores incrementen la vida
productiva del pozo y la recuperación final.
1. Al-Khelaiwi FT, Birchenko VM, Konopczynski MR y Davies
DR: “Advanced Wells: A Comprehensive Approach to the
Selection Between Passive and Active Inflow Control
Completions,” artículo IPTC 12145, presentado en la
Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo,
Kuala Lumpur, 3 al 5 de diciembre de 2008.
2. Raffn AG, Zeybek M, Moen T, Lauritzen JE, Sunbul AH,
Hembling DE y Majdpour A: “Case Histories of Improved
Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency with
Nozzle-Based Inflow Control Devices in Sandstone and
Carbonate Reservoirs,” artículo OTC 19172, presentado
en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8
de mayo de 2008.
3. Las penetraciones del cabezal del pozo son orificios
practicados en el cabezal del pozo a través de los cuales
deben pasar los cables de alimentación y las líneas
hidráulicas para llegar hasta un dispositivo instalado en
el fondo del pozo. La cantidad de orificios que pueden
perforarse es limitada por la superficie y la cantidad de
material que es posible remover del cabezal del pozo sin
comprometer su integridad.
4. Jokela T: “Significance of Inflow Control Device (ICD)
Technology in Horizontal Sand Screen Completions,”
Tesis de Licenciatura, Det Teknisk-aturvitenskapelige
Fakultet, Stavanger, 30 de mayo de 2008.
31
ICD tipo boquilla
ICD tipo canal helicoidal
> Tipos principales de dispositivos ICD. El fluido proveniente de la formación
(flechas rojas) fluye a través de las múltiples capas de los cedazos, montadas
en una camisa interna, y a lo largo del espacio anular existente entre el tubo
base sólido y los cedazos. Luego ingresa en la tubería de producción, a través de
una restricción en el caso de las herramientas con boquillas y orificios (extremo
superior), o a través de un trayecto tortuoso en el caso de los dispositivos tipo
helicoidal o tubular (extremo inferior).
Tasa de producción por longitud, bbl/d/pie
Control de la velocidad
Los dispositivos de control de influjo se incluyen
en el hardware instalado en la interfase existente
entre la formación y el pozo. Estos dispositivos
utilizan una diversidad de configuraciones de
flujo continuo que incluyen boquillas, tubos y
canales helicoidales de tipo laberinto (arriba).
Están diseñados para balancear el perfil de influjo
del pozo y minimizar el flujo anular a expensas de
una caída de presión adicional, limitada, entre la
formación y el pozo (abajo).5 Y lo logran a través
del cambio del régimen de flujo, que pasa de flujo
radial darciano en el yacimiento a un flujo con
una caída de presión adicional dentro del dispositivo ICD. Cada uno de los tipos básicos de dispositivos ICD utiliza un principio operativo diferente
para alcanzar esta contrapresión.
La caída de presión que se produce en un dispositivo ICD de tipo boquilla es una función de la
tasa de flujo a medida que el fluido atraviesa los
orificios de restricción insertados en la tubería
base o en el alojamiento externo a la tubería
base. Como lo estipula el principio de Bernoulli,
la caída de presión producida a través de un orifi-
12
10
8
OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 03
6
4
2
0
Talón
Profundidad medida
Punta
> Reducción de la influencia de las áreas con alta tasa de flujo. En un modelo heterogéneo, los
dispositivos ICD redujeron la tasa de influjo de fluido (azul) en el talón (dentro del círculo naranja)
a la mitad de la tasa pronosticada para una terminación con cedazos solamente (rojo). Pero
incrementaron la tasa de influjo proveniente de los dos tercios inferiores del pozo (dentro del
óvalo verde), incluida la punta.
32
cio se incrementa en función del cuadrado de la
velocidad del flujo de fluido, la cual aumenta cuando
se reduce el diámetro de apertura del orificio.
Los dispositivos ICD con boquillas son componentes autorregulados de las terminaciones. Es
decir, dada la incertidumbre de las variaciones
de permeabilidad producidas a lo largo de la sección horizontal del pozo, cada unión del dispositivo ICD se comportará en forma independiente
de la heterogeneidad local y del tipo de fluido, las
cuales pueden cambiar con el tiempo. Lo primero
puede suceder debido a la compactación o a la
subsidencia que tiene lugar alrededor del pozo y
lo segundo, como resultado del influjo inevitable
de agua o gas.
Dado que los fluidos más móviles que el petróleo, tales como el agua o el gas, fluyen hacia el interior del pozo a velocidades más altas que la del
petróleo, la contrapresión en el punto de ingreso
se incrementa. Esto retarda el flujo de los fluidos
de formación a través de los intervalos o los filones de alta permeabilidad, impidiendo que el
agua o el gas lleguen al pozo por delante de las
reservas acumuladas en las secciones menos permeables de la formación.
Los dispositivos helicoidales hacen que el fluido
fluya a través de canales cuyo diámetro y longitud
se encuentran predeterminados. La presión diferencial provista por estos dispositivos está determinada por la fricción producida contra la superficie
de los canales y constituye una función de la tasa de
flujo y de las propiedades de los fluidos.6
No obstante, esta sensibilidad a la viscosidad
puede producir ineficiencias cuando la contrapresión en los filones donde tiene lugar el fenómeno
de irrupción no es significativamente mayor que
en las áreas que producen petróleo de menor viscosidad debido al arrastre de agua y gas.
Los dispositivos ICD con orificios son similares a los dispositivos con boquillas. La contrapresión se genera mediante el ajuste del número de
orificios de diámetro conocido y las características del flujo de cada herramienta. Los orificios se
insertan en una camisa colocada alrededor de una
tubería base. Otra opción consiste en una cámara
anular ubicada en un tubular estándar para campos petroleros. El fluido de yacimiento se produce
pasando a través de un cedazo de arena a una
cámara de flujo desde la cual fluye luego por tubos
paralelos hasta llegar a la sarta de producción. Al
igual que las versiones de canales helicoidales,
Oilfield Review
Los diseños de los dispositivos ICD se basan habitualmente en modelos de yacimientos previos a la
perforación, y la modificación del régimen nominal de los dispositivos ICD de tipo canal o tubo es
más compleja, lenta y difícil de implementar en
la localización.
estos dispositivos ICD tubulares también se basan
en la fricción para crear una caída de presión que
está determinada por la longitud y el diámetro
interior del tubo. Algunos dispositivos ICD recién
introducidos se describen mejor como combinaciones de tubo-canal y orificio-boquilla.
Algunos pozos pueden beneficiarse con una
innovación reciente introducida en los dispositivos ICD, consistente en una válvula que reacciona ante un cambio producido en la presión
aguas arriba o aguas abajo. El dispositivo ICD
autónomo ajusta el área de flujo cuando cambia
el diferencial de presión existente en ella.
Todos los dispositivos ICD son componentes
permanentes del pozo y su régimen nominal se
fija por su resistencia al flujo. En esencia, el régimen nominal significa la cantidad total de caída
de presión generada en el dispositivo con una propiedad del fluido y una tasa de flujo de referencia.
Los dispositivos de tipo boquilla y orificio poseen
una ventaja con respecto a los dispositivos ICD
con canales: el tamaño de la boquilla y, por consiguiente, el régimen nominal del dispositivo ICD
pueden ajustarse fácilmente en la localización del
pozo, antes del despliegue, en respuesta a la información de perforación obtenida en tiempo real.
Producción de
petróleo, bbl/d
Modelado: estático y dinámico
Históricamente, los dispositivos ICD de tipo
boquilla han sido diseñados utilizando una relación entre la caída de presión en la entrada del
dispositivo, calculada con la ecuación de Bernoulli,
y la caída de presión de formación promedio derivada de la ecuación de Darcy. Cuando esta relación se aproxima a la unidad, los dispositivos ICD
son autorregulados.
Los diseños basados en estas hipótesis son
simples y efectivos en los pozos horizontales con
índices de productividad (PI) relativamente altos
y restricciones mínimas al flujo. Se asigna el mismo
número y tamaño de boquillas ICD a cada unión de
tubería de producción, desde la punta hasta el
talón. Este enfoque normalmente mejora la uniformidad del flujo a través del yacimiento, contrarresta gran parte del efecto talón-punta y balancea
el flujo proveniente de zonas heterogéneas.
Producción de
gas, Mpc/D
Producción de
agua, bbl/d
Corte de
agua, %
BHP (presión de
fondo de pozo), lpc
698
2,411
23.7
3,794
798
1,263
12.5
3,752
837
762
7.6
3,740
Agujero descubierto
7,759
Segunda unión, 3 x 4 mm
8,821
Unión, 3 x 4 mm
9,290
> Impacto de la densidad de los empacadores. Mediante el aislamiento de los compartimientos
existentes dentro de las formaciones heterogéneas, es posible reducir considerablemente el corte de
agua y la producción de arena manteniendo al mismo tiempo o, como en este caso, incrementando la
producción de petróleo. Los ingenieros de yacimientos primero prueban el modelo para determinar la
densidad óptima de los empacadores antes de determinar el número y los tamaños de los dispositivos
ICD necesarios para la terminación. En este ejemplo, la instalación de tres boquillas de 4 mm de
diámetro por unión redujo el corte de agua al 7.6% en comparación con el 23.7% obtenido en una
terminación en agujero descubierto. Al mismo tiempo, la producción aumentó de 7,760 a 9,290 bbl/d
[1,233 a 1,476 m3/d] sin que se produjera un incremento significativo de la presión de fondo de pozo
(BHP). Cuando se utilizó la misma configuración de boquilla cada dos uniones, el corte de agua se
redujo al 12.5%.
5. Alkhelaiwi FT y Davies DR: “Inflow Control Devices:
Application and Value Quantification of a Developing
Technology,” artículo SPE 108700, presentado en la
Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de
México, Veracruz, México, 27 al 30 de junio de 2007.
Volumen 21, no. 4
6. Al Arfi SA, Salem SEA, Keshka AAS, Al-Bakr S, Amiri AH,
El-Barbary AY, Elasmar M y Mohamed OY: “Inflow Control
Device an Innovative Completion Solution from ‘Extended
Wellbore to Extended Well Life Cycle’,” artículo IPTC
12486, presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología del Petróleo, Kuala Lumpur, 3 al 5 de
diciembre de 2008.
Pero estos objetivos pueden lograrse a expensas de la restricción extrema del flujo proveniente de zonas de petróleo de alta permeabilidad
y alto régimen de producción. Por otro lado, este
método elimina la flexibilidad del control zonal y
no contempla los efectos de la variación zonal del
producto entre el espesor y la porosidad, la saturación y los contactos agua-petróleo.
Para obtener diseños más precisos, los ingenieros pueden recurrir al proceso de modelado
utilizando herramientas tales como el software
ICD Advisor de Schlumberger. Mediante el empleo
de sistemas de régimen estacionario, los especialistas modelan los componentes hidráulicos del
pozo para determinar el flujo de la tubería de producción y del espacio anular, la dirección del
flujo y las correlaciones de flujo específicas de la
terminación. El flujo del yacimiento se determina
a través de los modelos de PI.
Incorporando los datos de pozos vecinos,
herramientas LWD, fuentes geológicas y fuentes
de otro tipo, los ingenieros optimizan los diseños
de pozos mediante la determinación del desempeño de la región vecina al pozo en un momento
determinado. Además, prueban diversos escenarios y diseños de terminación para balancear el
flujo, reducir el corte de agua, controlar las relaciones gas-petróleo y, mediante la variación del
número de empacadores de aislamiento por tramo
de pozo, para verificar los efectos de la compartimentalización anular (izquierda). Lo que hacen
es determinar el impacto de la densidad de los
empacadores sobre la producción en presencia
de los dispositivos ICD. Finalmente, determinan
el número y los tamaños de las boquillas a desplegar en cada compartimiento.
Las ventajas de este proceso de modelado
continuo son: diseños rápidos, modelos de alta
resolución de la región vecina al pozo y la cuantificación del potencial inexplorado de producción
de petróleo con la reducción del corte de agua y
gas. No obstante, este enfoque sólo proporciona
una instantánea en el tiempo y no puede pronosticar o cuantificar el valor de retardar la irrupción de agua o gas. Este paso requiere la inversión
de mucho más tiempo y esfuerzo para ejecutar las
simulaciones dinámicas, tal como el uso del flujo
de trabajo de ingeniería de yacimientos del software Petrel junto con el modelo de Pozos
Multisegmentados (MSW) del simulador de yacimientos ECLIPSE.
33
Zona de gas
000
–4,
Zona de petróleo
Zona de agua
–3,875
A
B
–3
,75
0
m
750
0
pies
2,500
0
>Ubicación de pozos. Como parte de un proyecto en curso de expansión de campos petroleros, esta
área pequeña de un campo situado en el área marina de Malasia fue seleccionada como objetivo
de desarrollo utilizando un lateral de 2,000 pies (A) y un lateral de 1,000 pies (B). El delgado anillo de
petróleo (verde) está limitado por un fuerte empuje de agua (azul) y un casquete de gas (rojo). Las
curvas de nivel correspondientes a la profundidad están indicadas en pies. (Adaptado de Maggs et al,
referencia 7.)
Este modelo trata al pozo como una serie de El punto dulce
segmentos y permite que los ingenieros modelen El beneficio obtenido con la capacidad para
independientemente el flujo trifásico, el registro incorporar rápidamente los datos nuevos en las
de la fracción volumétrica de líquido-gas y las terminaciones quedó demostrado en un campo
implicaciones del empleo de los dispositivos ICD situado en el área marina de Malasia. Habiendo
y las válvulas de control de flujo a lo largo de la optado, debido a razones de índole económica,
vida productiva del pozo. Cada segmento mode- por perforar dos pozos horizontales largos dentro
lado puede inclinarse hacia arriba o hacia abajo, de un objetivo caracterizado por la presencia de
y puede contener diferentes fluidos para dar un anillo de petróleo de poco espesor con un casquete de gas y un acuífero activo, el operador
cuenta de un trayecto de pozo ondulado.
Idealmente, el modelado dinámico se realiza incluyó los dispositivos ICD ResFlow en el diseño
utilizando un modelo geológico de campo com- de la terminación. Como se trata de dispositivos
pleto. Pero a menudo esto no es factible aún con tipo boquilla, es fácil ajustarlos y optimizarlos en
hardware de computación paralelo de alto rendi- la localización en respuesta a los nuevos datos
miento, debido al largo proceso de simulación LWD sin que esto implique un tiempo de equipo
computacional necesario para ejecutar las carre- de perforación valioso.
Los pozos formaron parte de la segunda etapa
ras. Una solución más práctica es la que comienza
con la extracción de un modelo de sectores a par- del desarrollo de un campo maduro, y uno de los
tir del modelo de simulación de campo completo desafíos planteados fue un yacimiento de arenis#2—Figure
10
cas apiladas
con echados
inciertos y areniscas no
ECLIPSE que puede extraer elOSWIN09/10—Rick,
flujo, la presión o story
las condiciones de borde sin flujo para reducir el consolidadas. La compañía buscó además evitar
tiempo de la simulación dinámica a la vez que se el daño de la formación durante la perforación,
respeta la heterogeneidad geológica y la interfe- minimizar los costos de perforación y maximizar
la producción y el drenaje de las reservas remarencia producida de los pozos cercanos.
La reducción del número de celdas de la cua- nentes, minimizando al mismo tiempo el corte de
drícula geológica ofrece carreras más sensibles. agua.7
Por otro lado, el modelo de sectores puede comSi bien la opción de los pozos horizontales era
binarse con el modelo de campo completo. Luego menos costosa que un plan alternativo que conse modifica el área de interés para refinar la cua- templaba la perforación de tres pozos desviados,
drícula y efectuar un rescalamiento a partir del planteaba más desafíos técnicos ya que requería
modelo geológico, y se carga la trayectoria del la perforación de un lateral de 610 m [2,000 pies]
pozo. A continuación se crea el pozo segmentado y otro lateral de 305 m [1,000 pies] colocados en
con los dispositivos ICD y los empacadores en la forma precisa respecto de los contactos de fluisimulación ECLIPSE.
34
dos y los límites del yacimiento (izquierda). Esta
opción requería además el empleo de cedazos de
arena en agujero descubierto y dispositivos ICD
pasivos para posibilitar la contribución de la producción de toda la longitud del pozo.
Se utilizaron sistemas de perforación rotativos direccionales para perforar los pozos a la
mayor distancia posible respecto del contacto de
agua, con el fin de retardar la producción de
agua, y lo más cerca posible del límite de la lutita
suprayacente para captar el petróleo de la cima.
Además se empleó un arreglo de herramientas
LWD que incluyó una herramienta de resistividad
azimutal y lectura profunda que mide la distancia
hasta un límite—la herramienta de mapeo de los
límites de capas PeriScope—para direccionar
una trayectoria de pozo regular.
El lateral más largo fue puesto en producción
sin la asistencia de un sistema de levantamiento
artificial por gas, con un régimen de 2,300 bbl/d
[366 m3/d] de petróleo y un corte de agua de
aproximadamente 10%. Este nivel de producción
de agua estaba previsto debido a la presencia de
agua móvil en el anillo de petróleo, y no se asocia
con el fenómeno de irrupción de la pata de agua.
El segundo pozo, perforado echado arriba respecto
del primero, demandó un sistema de levantamiento artificial por gas para la limpieza y su producción inicial fue de aproximadamente 1,900 bbl/d
[302 m3/d] con un corte de agua del 20%.
La producción de ambos pozos se asemejó a la
proveniente de otros pozos desviados del área,
perforados en forma convencional a través de las
areniscas apiladas del campo. No obstante, aún
incluyendo los costos de la tecnología adicional—
el sistema de perforación rotativa direccional, el
sistema LWD y los dispositivos ICD ResFlow—el
costo total del proyecto fue 15% inferior a lo que
habría sido utilizando los métodos tradicionales
de construcción de pozos. Por otro lado, el incremento de la eficiencia de barrido obtenido con la
tecnología de colocación de pozos y los dispositivos ICD aumentó el valor del activo en unos
100,000 bbl [16,000 m3] de petróleo.
Componentes críticos
Además de su capacidad para mejorar la eficiencia de drenaje e incrementar la recuperación
acumulada de petróleo, los dispositivos ICD ofrecen a la industria componentes de bajo riesgo y
relativamente económicos para las estrategias
orientadas por tecnologías. Estos componentes
son fáciles de agregar a los programas de desarrollo que incluyen sistemas de control de arena y
pozos horizontales.
Oilfield Review
Vilje
Línea de producción
Línea de levantamiento por gas
East Kameleon
Alvheim FPSO
Línea de inyección y eliminación
de agua
Base del tubo
ascendente este
Conexión umbilical
Base del tubo
ascendente oeste
Kneler A
Boa
Base del tubo
ascendente sur
Kneler B
Volund
> Plano de los Campos Alvheim y Volund situados en el sector noruego del Mar del Norte. [Cortesía de
Marathon Petroleum Company (Noruega) LLC.]
Tasa de producción de petróleo, bbl/d
30,000
25,000
y sistemática, con la cantidad de zona productiva
neta expuesta al pozo (arriba). Por consiguiente,
para establecer un grado de contacto máximo,
Marathon perforó pozos con uno, dos y tres laterales y con secciones horizontales cuya longitud fluctuaba entre 1,082 y 2,332 m [3,550 y 7,651 pies].
Tasa real de producción de petróleo
Tasa pronosticada de producción de petróleo
Corte de agua real
Corte de agua pronosticado
20,000
70
60
50
40
15,000
30
10,000
5,000
80
OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 07
0
16 de jun. 8 de ago. 24 de sept. 13 de nov. 2 de ene. 21 de feb. 12 de abr. 1º de jun. 21 de jul. 9 de sept.
2008
2008
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2009
2009
Corte de agua, %
En el sector noruego del Mar del Norte, los
ingenieros de Marathon Petroleum Company
(Noruega) LLC llegaron a la conclusión de que las
reservas recuperables presentes en las columnas
relativamente delgadas de petróleo de los campos
Alvheim y Volund se asociaban, de manera directa
20
10
0
Fecha
> Mejoramientos de la producción. En el Pozo 24/6-B-1CH del Campo Alvheim, la columna de petróleo
de 13 m con un acuífero activo produjo con una caída de presión mayor que la planificada
originalmente. Como se muestra en la gráfica, los volúmenes de producción más altos resultantes se
lograron sin incrementar significativamente el corte de agua con respecto a los valores pronosticados,
lo cual es indicativo, por no decir concluyente, de que se obtuvo un perfil de influjo uniforme.
Volumen 21, no. 4
El grupo de Marathon observó que para explotar a pleno las ventajas de la correlación de las
reservas recuperables con los pies netos de contacto con el yacimiento, era importante que toda
la longitud de las terminaciones contribuyera a la
producción. En las primeras etapas del proyecto,
el grupo decidió utilizar tanto los dispositivos
ICD ResFlow tipo boquilla como los dispositivos
ICD tipo helicoidal en todos los pozos de producción; un total de diez pozos en el Campo Alvheim
y un pozo en el Campo Volund.
Como resultado de este enfoque basado en la
tecnología y gracias a la geología favorable, Marathon
incrementó las reservas registradas en libros del
Campo Alvheim, las cuales pasaron de 147 millones a
201 millones de bbl [23 millones a 32 millones de m3]
de petróleo, así como de 196,000 a 269,000 MMpc
[5,500 millones a 7,600 millones de m3] de gas.
Los campos estuvieron en producción menos de
dos años y las operaciones de terminación incluyen
numerosas tecnologías, lo cual dificulta la atribución de resultados específicos a una sola metodología. No obstante, la producción total de agua en la
instalación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) del Campo Alvheim es
menor que la prevista originalmente. Un buen
ejemplo de esto es el Pozo 24/6-B-1CH que posee
una columna de petróleo de 13 m [43 pies] y un
acuífero activo. El pozo produjo con tasas de producción más altas que las planificadas originalmente sin que se detectara un inicio o un incremento significativo de la producción de agua
(izquierda). Ambos resultados, aunque con causas no concluyentes, indican el éxito de los dispositivos ICD para el mantenimiento de un perfil de
flujo uniforme.
Cuando una terminación planificada con un
solo lateral terminó siendo un trilateral, los ingenieros también aprendieron una lección valiosa
acerca de la planeación para la utilización de los
dispositivos ICD y las instalaciones multilaterales.
Dado que la operación de terminación real se
apartó del plan original, la tasa de flujo difirió de
la pronosticada. Los dispositivos ICD seleccionados para estas instalaciones poseían un tipo de
diseño que no podía cambiarse fácilmente, y por
ende optimizarse en la localización. Como resultado, el fenómeno de conificación de gas y agua se
produjo antes de lo esperado en ambos laterales.
7. Maggs D, Raffn AG, Porturas F, Murison J, Tay F,
Suwarlan W, Samsudin NB, Yusmar WZA, Yusof BW,
Imran TNOM, Abdullah NA y Mat Reffin MZB:
“Production Optimization for Second Stage Field
Development Using ICD and Advanced Well Placement
Technology,” artículo SPE 113577, presentado en la
Conferencia y Exhibición Anual de las Europec/EAGE de
la SPE, Roma, 9 al 12 de junio de 2008.
35
Producción, bbl/d
Perfil de flujo simulado
Perfil de flujo real de una terminación con dispositivos ICD
Talón
Punta
Profundidad medida
1 ICD
ICD
1 ICD
2 ICDs
2 ICDs
Empacador dilatable
3 ICDs
3 ICDs
4 ICDs
5 ICDs
> Perfil de influjo derivado de las mediciones del registro de producción. Después de la instalación de
los dispositivos ICD y de los empacadores dilatables, se corrieron las herramientas de adquisición de
registros de producción para obtener un perfil de influjo a lo largo de todo el pozo, con tasas de flujo
bajas, intermedias y altas. El perfil de influjo mostrado se obtuvo con el pozo fluyendo con la tasa
intermedia. El flujo cruzado, evidenciado en los registros anteriores, ha sido eliminado y la contribución
del flujo es evidente en todo el lateral. El perfil de influjo real (verde) fue muy similar al simulado (rojo).
(Adaptado de Krinis et al, referencia 8.)
Recientemente, otro operador expandió la Un inicio limpio
aplicación de las terminaciones con dispositivos Previsiblemente, se ha observado que la diferenICD, no para contrarrestar los efectos de los perfi- cia en las caídas de presión producida entre el
les de influjo irregular sino para contrarrestar los talón y la punta como resultado de las caídas de
perfiles de presión irregular. En un pozo horizon- presión por fricción en un pozo horizontal termital que se extendía más de 1,600 m [5,200 pies] a nado en agujero descubierto se incrementa con
través de un yacimiento de alta permeabilidad en la longitud del pozo. Esta disparidad puede hacer
un campo de gran extensión de Medio Oriente, la que el revoque de filtración sea levantado prefepresión diferencial entre el talón y la punta era rentemente de la pared del pozo en el talón y
de 200 lpc [1.4 MPa] y la presión más alta se puede traducirse en un rendimiento pobre del
pozo como resultado de la existencia de un factor
registraba en el talón.8
Un registro de producción inicial confirmó lo de daño proporcionalmente más alto en la punta.
Los estudios han demostrado que en ambienque se esperaba dado el perfil de presión: durante
una carrera con el pozo cerrado, se detectó un tes de permeabilidad relativamente alta, los mejoflujo cruzado descendente de fluidos desde el res resultados en términos de limpieza—remoción
talón hasta la punta. Por otro lado, las medicio- del revoque de filtración después de las operaciones derivadas de los registros de producción nes de perforación o terminación—se obtienen
durante el período de flujo natural del pozo, indi- mediante el tratamiento químico correcto y del
caron la presencia de agua que se desplazaba contraflujo extendido a altos regímenes.11 En
hacia abajo respecto del talón, y petróleo que 2006, Saudi Aramco terminó dos pozos de prueba
OSWIN09/10—Rick,
#2—Figure
09 ICD, uno en una formación
fluía hacia la superficie. Los registros
indicaron story
provistos
de sistemas
además que la producción provenía solamente de arenisca y el otro en roca carbonatada. En la
del primer 10% del lateral.9
8.Krinis D, Hembling D, Al-Dawood N, Al-Qatari S, Simonian
En base a los resultados del modelado estáS y Salerno G: “Optimizing Horizontal Well Performance
in Nonuniform Pressure Environments Using Passive
tico, el operador efectuó la reterminación del
Inflow Control Devices,” artículo OTC 20129, presentado
pozo con 22 dispositivos ICD ResFlow y, para segen la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7
de mayo de 2009.
mentarlo, utilizó siete empacadores dilatables en
9.Krinis et al, referencia 8.
la sarta de producción. Los registros obtenidos
10.Krinis et al, referencia 8.
después de la reterminación indicaron que el flujo
11.Shahri AM, Kilany K, Hembling D, Lauritzen JE,
cruzado se había eliminado y que la producción
Gottumukkala V, Ogunyemi O y Becerra Moreno O: “Best
Cleanup Practices for an Offshore Sandstone Reservoir
provenía de todo el lateral. El corte de agua se
with ICD Completions in Horizontal Wells,” artículo SPE
redujo del 30% a menos del 10%, y el perfil de
120651, presentado en la Exhibición y Conferencia del
Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain,
influjo real coincidió con el perfil pronosticado con
15 al 18 de marzo de 2009.
el modelo ICD estático (arriba).10
36
arenisca, la preocupación era el fenómeno de
conificación de agua y gas a través de los filones
de alta permeabilidad, y el operador procuró
reducir el impacto del efecto talón-punta para
mejorar la eficiencia de barrido y de limpieza. La
terminación en el agujero descubierto de 8½ pulgadas incluyó cedazos de 5½ pulgadas con boquillas ICD ResFlow en cada unión de la tubería de
producción. Para la compartimentalización y un
mejor control del influjo, se instalaron empacadores elastoméricos dilatables pequeños cada
dos uniones. La longitud de la sección horizontal
fue de 775 m [2,540 pies].
El pozo produjo con una tasa fluctuante entre
6,000 y 7,000 bbl/d [953 y 1,113 m3/d] durante 4 meses.
Luego se adquirió un registro de producción. Los
datos del registro, sumados a la imposibilidad de
que la herramienta llegara a 198 m [650 pies] de
la TD debido a la presencia de lodo cargado de
sólidos que rellenaba la punta del pozo, indicó
que éste no se había limpiado a pesar del prolongado período de flujo.
La tasa de flujo se incrementó luego hasta alcanzar un valor que variaba entre 9,000 y 10,000 bbl/d
[1,430 y 1,590 m3/d] durante 4 h y el pozo fue
registrado nuevamente. Los nuevos datos indicaron un perfil de flujo mejorado y la herramienta
pudo recorrer otros 106 m [350 pies]. Cuatro
horas después, se bajó nuevamente la herramienta de adquisición de registros, esta vez hasta
una distancia de 15 m [50 pies] de la TD (próxima
página). La tasa se redujo a la cifra original de
6,000 a 7,000 bbl/d y los datos derivados de la
carrera final de adquisición de registros indicaron
que el perfil de influjo había experimentado un
cambio permanente.
Los ingenieros sospechaban que las tasas más
altas, requeridas para limpiar todo el intervalo de
producción, habían exacerbado el efecto talónpunta en las terminaciones tradicionales en agujero descubierto. Los responsables del desarrollo
12.Sunbul AH, Lauritzen JE, Hembling DE, Majdpour A,
Raffn AG, Zeybek M y Moen T: “Case Histories of
Improved Horizontal Well Cleanup and Sweep Efficiency
with Nozzle Based Inflow Control Devices in Sandstone
and Carbonate Reservoirs,” artículo SPE 120795,
presentado en el Simposio Técnico de la Sección de
Arabia Saudita de la SPE, 10 al 12 de mayo de 2008.
13.Raffn AG, Hundsnes S, Kvernstuen S y Moen T: “ICD
Screen Technology Used to Optimize Waterflooding
in Injector Well,” artículo SPE 106018, presentado en
el Simposio de Producción y Operaciones de la SPE,
Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 31 de marzo al 3 de
abril de 2007.
Oilfield Review
Inversión de la dirección
Si bien se denominan dispositivos de control de
influjo, los dispositivos ICD también se utilizan para
manejar la salida de fluidos en los pozos de inyección. En algunos casos, el modelado indica que es
más efectivo colocar los dispositivos ICD en el pozo
inyector que en el pozo productor. Y, en muchos
casos, la mejor opción consiste en instalar los dispositivos tanto en el inyector como en el productor.
Los pozos de inyección a menudo penetran
diversos intervalos prospectivos con características variables y les proporcionan el soporte de
presión. Para evitar la irrupción de agua en los
pozos de producción, los ingenieros de yacimientos que diseñan los proyectos de inyección deben
considerar los contrastes de permeabilidad, el
efecto talón-punta, el daño de la formación, la
creación de zonas de pérdida de circulación y los
cambios de inyectividad producidos en el pozo.13
Como lo hacen con el control de influjo, los
dispositivos ICD encaran estos desafíos mediante
el balanceo de la salida de fluidos a lo largo de
todo el pozo de inyección. Si el pozo posee un filón
de alta permeabilidad, la característica de autorregulación de los dispositivos ICD impide un
incremento significativo de la tasa de inyección
local. Esta capacidad para controlar automáticamente la movilidad del fluido se traduce en un
Volumen 21, no. 4
Registro inicial con 6,000 bbl/d
Registro inicial con 9,000 bbl/d
Registro repetido con 9,000 bbl/d
Registro repetido con 6,000 bbl/d
10,000
9,000
8,000
Tasa de producción, bbl/d
de los modelos ajustaron los datos del registro de
producción con una simulación estática del yacimiento y en la simulación reemplazaron la terminación con dispositivos ICD por una terminación
con cedazos estándar. Luego incrementaron la
tasa en la terminación con cedazos estándar
hasta alcanzar 15,000 bbl/d [2,400 m3/d].
La simulación indicó un efecto talón-punta extremo: la punta aportaba sólo un 25% de la producción aportada por el talón. Por el contrario, las terminaciones ICD simuladas con tasas de 15,000 bbl/d,
mostraron un mejor balance del influjo con una
contribución mucho mayor de la punta.12
Estos resultados son significativos porque muestran que las terminaciones con dispositivos ICD
posibilitan longitudes de pozos extendidas en
ambas formaciones sin comprometer el efecto de
balanceo o la eficiencia de limpieza en las secciones
inferiores de los pozos. Tal resultado permite que el
operador contacte más formación con menos pozos
sin temor a sacrificar la producción acumulada.
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
9,000
9,300
9,600
9,900 10,200 10,500 10,800 11,100 11,400 11,700
Profundidad medida, pies
> Limpieza mediante tasas más altas. Después de que la herramienta de
adquisición de registros no lograra alcanzar la TD y luego de que los datos de
registros indicaran la ausencia de contribución de producción desde la punta,
al cabo de un período de flujo inicial de 4 meses (rojo), la tasa se incrementó
hasta alcanzar entre 9,000 y 10,000 bbl/d durante 4 horas y se volvió a correr
el registro de producción. Los datos arrojaron un perfil de flujo mejorado y la
herramienta pudo recorrer 350 pies más (gris). Cuatro horas después, la
herramienta de adquisición de registros se corrió hasta una distancia de
50 pies de la TD (verde). La tasa se redujo a una cifra fluctuante entre 6,000 y
7,000 bbl/d y los datos de registros demostraron que el perfil de influjo había
experimentado un cambio permanente (azul). (Adaptado de Sunbul et al,
referencia 12.)
mejoramiento de la distribución del agua y del •optimizar el soporte de presión y la eficiencia
de barrido para todas las zonas
soporte de presión, lo cual mejora el barrido areal
y vertical de las reservas de petróleo en todas las •retardar la irrupción de agua en las zonas
conectadas de alta permeabilidad
zonas. Además, retarda la irrupción de agua y,
dado que los dispositivos ICD pueden controlar la •evitar las fracturas que pueden dominar la distribución del agua.
presión y la tasa de inyección, el riesgo de fractuLa estructura Stær fue terminada con un pozo
ramiento de la región vecina al pozo es mínimo.
Estas capacidades se ajustaban a los objetivos inyector que contenía dispositivos ICD y dos
de gestión del grupo de Statoil a cargo de la pla- pozos horizontales de petróleo provistos de tecneación del desarrollo 2004 del Campo Urd; un nología inteligente para el control de tres zonas.
campo satélite que enviaba su producción a la El yacimiento se divide en dos segmentos; el pozo
unidad FPSO Norne ubicada en el Mar del Norte. inyector y el pozo productor se encuentran en el
Puesto en producción en el año 2005, el campo Segmento 1 y el segundo productor de petróleo
petrolero Urd contiene dos estructuras heterogé- en el Segmento 2.
El inyector es un pozo vertical perforado a traneas: Svale y Stær, que se encuentran a 4 y 9 km
[2.5 y 5.6 millas] de distancia del campo princi- vés de las formaciones Not, Ile, Tilj y Åre 2, y proOSWIN09/10—Rick,
#2—Figure
11
vee soporte
de presión
y barrido para los dos
pal, respectivamente. El campo
fue desarrollado story
utilizando tres plantillas submarinas y líneas de pozos productores horizontales. Con unos 250 m
conducción para las operaciones de producción [820 pies] de profundidad, el pozo de inyección
de petróleo, inyección de agua y levantamiento corresponde a una terminación en agujero descuartificial por gas. Entre otros, los objetivos de ges- bierto con dispositivos de control de inyección
tión del sistema de inyección con dispositivos ResInject, cedazos de arena y un empaque de grava
recubierto de resina para prevenir el flujo anular.
ICD fueron los siguientes:
37
Cedazo
estándar
Zona 1
800 a 1,800 mD
5,800
ICD con igual
tamaño de
boquilla,
1.2 cm/unión en
todas las zonas
4,604
ICD con una
configuración
diferente
Tasa objetivo,
m3/d
Tamaño de
la boquilla
3,570
3,500
0.9 cm/unión
Zona 2
200 a 500 mD
748
1,233
Zona 3
100 a 2,000 mD
961
1,677
820
800
0.7 cm/unión
3,128
3,200
2.2 cm/unión
3
Tasa de inyección total, m /d
7,509
7,514
7,518
7,500
> Optimización del diseño del dispositivo ICD para pozos inyectores. Las tasas de inyección utilizadas
en diferentes escenarios de terminación de la estructura Stær demuestran que los pozos inyectores
pueden optimizarse en base a la permeabilidad y al diseño de las boquillas para obtener las tasas
deseadas en cada zona. (Adaptado de Raffn et al, referencia 13.)
Los ingenieros de Reslink y Statoil diseñaron
el sistema y modelaron las tasas de inyección previstas para las tres zonas utilizando técnicas de
terminación diferentes: cedazos estándar solamente, dispositivos ICD con boquillas del mismo
tamaño e igual número de boquillas por unión, y
diferentes números de dispositivos ICD por unión
(arriba). El equipo optó por utilizar la misma
configuración de boquillas a lo largo de todo el
pozo en lugar de tamaños y números específicos
de boquillas ICD para cada zona. Esta elección
reflejó el hecho de que si bien con diferentes
diseños en cada zona se lograban las tasas de
inyección objetivo, las simulaciones sustentaron
la aplicación de tasas de inyección máximas en
las zonas superiores.14
Estas simulaciones se ejecutaron para evaluar el aspecto económico del empleo de pozos
inyectores ICD en la estructura Stær y para seleccionar el diseño de la boquilla. Se utilizaron dos
simulaciones estáticas de la región vecina al pozo
para comparar la distribución del agua: la primera se basó en el proceso de inyección dentro
de la matriz, incluidas sus variaciones de permeabilidad, y en la segunda se consideró la inyección dentro de una zona fracturada.
En el primer caso, la zona superior de alta
permeabilidad recibió una porción irregular del
agua inyectada. No obstante, con los dispositivos
ICD, el flujo de salida máximo se redujo en un
50% y las zonas con permeabilidad más baja recibieron más agua. Para el segundo modelo está-
tico, se agregó una capa de 12 m [39 pies] y 20 D
para simular una fractura. Cuando en el modelo
se incluyeron dispositivos ICD, la fractura experimentó un incremento de la tasa de inyección de
agua de sólo un 10% aproximadamente; y se experimentó un salto diez veces mayor cuando sólo se
utilizó un cedazo estándar en el mismo modelo.
En una tercera evaluación se empleó un modelo
de yacimiento de campo completo para estimar el
efecto de la distribución mejorada del agua. Esta
evaluación incluyó un pozo de inyección equipado
con dispositivos ICD, en escenarios similares a los
analizados con el simulador de la región vecina al
pozo en los primeros dos casos.
Según los resultados de las simulaciones, dado
un canal de alta permeabilidad, el empleo de los
dispositivos ICD incrementaba la producción
acumulada de petróleo en un 10% con respecto a
la producción lograda con el uso de un cedazo
estándar solamente. Además, las simulaciones
indicaron que en ausencia de una zona de alta
permeabilidad, los dispositivos ICD mejorarían la
producción de petróleo en un 1% y que el caso
más probable se encontraba entre estos dos valores (próxima página).
14.Raffn et al, referencia 13.
15.Tachet E, Alvestad J, Wat R y Keogh K: “Improve
Steam Distribution in Canadian Reservoirs During
SAGD Operations Through Completion Solutions,”
artículo 2009-332, presentado en el Congreso Mundial
de Petróleo Pesado, Porlamar, Venezuela, 3 al 5 de
noviembre de 2009.
16.Fram JH y Sims JC: “Addressing Horizontal Steam
Injection Completions Challenges with Chevron’s
Horizontal Steam Test Facility,” artículo 2009-398,
presentado en el Congreso Mundial de Petróleo Pesado,
Porlamar, Venezuela, 3 al 5 de noviembre de 2009.
17.Fram and Sims, referencia 16.
OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 12
38
Oilfield Review
En el año 2008, en base el éxito de este proyecto de inyección de agua, Statoil instaló otro
pozo de inyección provisto de los dispositivos ICD
ResInject en la estructura Svale. El comportamiento del pozo respondió a los objetivos.
80
70
60
Corte de agua, %
El control del futuro
El éxito de los dispositivos ICD ahora está llamando la atención de los productores preocupados por la ineficiencia del flujo proveniente de los
laterales largos. Entre éstos se encuentran los
productores de petróleo pesado. Durante más de
15 años, el método de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) fue el proceso preferido
para el desarrollo de los campos productores de
petróleo pesado. A pesar de estos antecedentes,
el proceso aún no se comprende bien.15 Es probable que la distribución actual del vapor en los
pozos de inyección horizontales, diseñados para
calentar y llevar el petróleo a los pozos de producción más profundos, sea menos que óptima,
especialmente en los yacimientos heterogéneos.
Además de las dificultades comunes que se
asocian con la creación de un flujo uniforme a
través de cualquier yacimiento, los sistemas de
agua bifásicos (líquido y vapor) utilizados en los
pozos SAGD se suman a la dificultad que plantea
el control. Además de las inquietudes relacionadas con el flujo monofásico, en lo que respecta a
los perfiles de velocidad de fluido y las caídas de
presión asociadas con las configuraciones de las
tuberías, muchos otros factores, incluidos los
efectos del régimen de flujo, el registro de la fracción volumétrica del agua, el desdoblamiento de
fase, el tamaño de las gotas pequeñas, la formación de tapones y otras variables, se introducen
en el flujo bifásico.16
Historia de producción
Terminación estándar modelada,
canales de alta permeabilidad
Terminación estándar modelada,
ausencia de canales de alta permeabilidad
50
40
30
20
10
0
0
200,000
400,000
600,000
800,000
Producción acumulada de petróleo, m3
1,000,000
> Modelos de corte de agua. En su mayor parte, el corte de agua real de este
pozo fue menor que el pronosticado con cualquiera de los dos modelos. Si
bien este campo se encuentra en la etapa de producción inicial, las cifras
mejoradas pueden reflejar el mejoramiento del barrido logrado con el empleo
de los dispositivos ICD. (Adaptado de Raffn et al, referencia 13.)
Habitualmente, las tuberías de revestimiento
cortas para los procesos de inyección SAGD son
tuberías ranuradas a lo largo de toda la sección;
configuración que contribuye poco a optimizar la
distribución del vapor. Para combatir el efecto
talón-punta, hoy muchos operadores utilizan conductos de vapor dobles en pozos de vapor horizontales; uno colocado cerca del talón del pozo y
el segundo cerca de la punta.
En un esfuerzo para comprender mejor la producción con el proceso SAGD y hallar soluciones
más eficientes para sus desafíos, Chevron construyó una instalación horizontal de superficie
para inyección de vapor en su Campo Kern River
situado cerca de Bakersfield, California, EUA.
Sus investigadores se están centrando en la evaluación y el despliegue del equipo para el empla-
zamiento preciso y confiable del vapor, a lo largo
de los laterales de los pozos de inyección horizontales, para mejorar la recuperación.17
La proliferación que han experimentado en
los últimos años da cuenta de la efectividad de los
dispositivos ICD. La utilización de estos dispositivos ha permitido a los operadores extraer todo el
valor que implica la capacidad para perforar laterales largos, exponiendo de ese modo volúmenes
grandes del yacimiento al pozo. En realidad,
puede decirse que el drenaje ineficiente, ocasionado por el flujo irregular a través del yacimiento,
amenazó con imponer límites económicos sobre
la longitud del pozo de menor magnitud que los
límites técnicos. Hoy, las longitudes se miden en
kilómetros en lugar de metros, como sucedía
hace menos de una década. —RvF
OSWIN09/10—Rick, story #2—Figure 13
Volumen 21, no. 4
39
Laboratorio de fluidos de fondo de pozo
Jefferson Creek
Chevron Energy Technology Company
Houston, Texas, EUA
Myrt (Bo) Cribbs
Chevron North America
Houston, Texas
Chengli Dong
Oliver C. Mullins
Houston, Texas
Hani Elshahawi
Shell International Exploration & Production
Houston, Texas
Peter Hegeman
Sugar Land, Texas
Michael O’Keefe
Hobart, Tasmania, Australia
Kenneth Peters
Mill Valley, California, EUA
Julian Youxiang Zuo
Edmonton, Alberta, Canadá
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Winter
2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Richard Byrd, Martin Isaacs y Michelle Parker,
Sugar Land; y a Dietrich Welte, Aachen, Alemania.
Fluid Profiling, InSitu Density, InSitu Family, InSitu Fluid
Analyzer, InSitu Fluorescence, InSitu pH, InSitu Pro, MDT
y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre el proceso de
muestreo de fluidos y el análisis DFA, consulte:
Betancourt S, Davies T, Kennedy R, Dong C, Elshahawi H,
Mullins OC, Nighswander J y O’Keefe M: “Avances en las
mediciones de las propiedades de los fluidos,” Oilfield
Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 60–75.
Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong
C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y
Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”
Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.
2. Los hidrocarburos son definidos como los compuestos
orgánicos que comprenden el hidrógeno y el carbono.
La forma más simple es el metano [CH4]. Los hidrocarburos
más comunes son el gas natural, el petróleo y el carbón.
El término “petroleum” (en inglés), una forma de hidrocarburo, se aplica generalmente al petróleo crudo líquido.
40
Los fluidos de yacimientos raramente existen como líquidos y gases simples que
rellenan estructuras monolíticas. Su generación, migración y acumulación están
afectadas por procesos diversos que se traducen en composiciones y distribuciones
de fluidos complejas. En el pasado, el hecho de no considerar las complejidades del
yacimiento y sus fluidos, a menudo generaba problemas de producción onerosos y
resultados decepcionantes. Los desarrollos recientes en materia de pruebas de
formación y tecnologías de muestreo, proporcionan a los equipos a cargo de los
activos de las compañías petroleras un laboratorio de fondo de pozo para medir las
propiedades de los fluidos en sitio y conocer la conectividad del yacimiento.
El material orgánico presente en las rocas generadoras (rocas madre) se convierte en el petróleo
y el gas que migran hacia los yacimientos. Las
variaciones producidas en la composición de la
materia orgánica original y los procesos que tienen lugar durante la migración y la acumulación
de los hidrocarburos, a menudo incrementan su
complejidad composicional. Una vez en sitio, los
fluidos de yacimiento pueden equilibrarse y todavía exhibir gradientes composicionales grandes.
No obstante, con frecuencia los fluidos se encuentran en estado de desequilibrio, perturbados por
procesos tales como la biodegradación, las cargas
de múltiples fluidos de yacimientos y el fracturamiento de los sellos. Las mediciones derivadas
del análisis de fluidos de fondo de pozo, algunas
de las cuales han sido recientemente introducidas, ayudan a resolver la complejidad de estos
fluidos en condiciones de fondo de pozo. Provistos
de estos datos, los responsables de los activos de
las compañías (asset managers) pueden tomar
decisiones adecuadamente informadas mucho
antes de incurrir en los enormes costos asociados
con el desarrollo de los campos petroleros y la
construcción de las instalaciones de producción.
Si bien los planes de desarrollo de los campos
petroleros dependen de una comprensión exhaustiva de las propiedades de los fluidos en sitio
(propiedades locales), el solo conocimiento de
las características de los fluidos es insuficiente
para maximizar la recuperación de hidrocarburos.
En particular, la existencia de barreras no detectadas para el flujo de fluido puede crear problemas enormes para los operadores. Por ejemplo,
dado que a través del tiempo geológico se puede
producir un equilibrio de la presión a través de las
barreras que actúan como sello, este equilibrio no
demuestra la comunicación de flujo en las escalas
de tiempo de producción. La falta de contemplación de la complejidad arquitectónica del yacimiento, a menudo se traduce en errores costosos.
Actualmente, se dispone de nuevas tecnologías de
análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) que
posibilitan la identificación de la compartimentalización y la conectividad del yacimiento, además
de las heterogeneidades de los fluidos.
Para determinar las propiedades de los fluidos requeridas para un desarrollo de yacimientos
efectivo, hoy los ingenieros utilizan las técnicas
DFA en forma extensiva.1 Si bien las propiedades
de los fluidos se obtienen a partir de numerosos
sensores, la espectroscopía óptica basada en la
luz del espectro visible y cercano al infrarrojo
(Vis-NIR) constituye la base de las mediciones
DFA para los hidrocarburos.2 Esta técnica utiliza
las propiedades de absorción de la luz de los fluidos, además de la dispersión de la luz de diferentes materiales, para identificar la composición de
los fluidos (C1, C2, C3-5, C6+ y CO2), la relación
gas-petróleo (GOR), el contenido relativo de asfaltenos y la fracción de agua. Otras mediciones y
capacidades del análisis DFA son la determina-
Oilfield Review
ción del valor del pH y la resistividad (si el fluido
es agua), el índice de refracción, la fluorescencia
y la densidad de los fluidos vivos.
Antes de que se dispusiera de las mediciones
DFA, los operadores recolectaban un número
limitado de muestras, las enviaban a un laboratorio y, transcurrido un lapso de tiempo, a menudo
prolongado, recibían un informe que describía los
fluidos de yacimientos. Sin el análisis en tiempo
real para establecer la magnitud de la complejidad de los fluidos, los analistas con frecuencia
asumían su simplicidad. Si bien el resultado habitual era un programa de evaluación simplificado
que inicialmente parecía ser económicamente
efectivo, su precio era la falta de un conocimiento
adecuado de las complejidades del yacimiento.
Con demasiada frecuencia, todo esto incrementaba los costos totales de los proyectos. Gracias al
análisis DFA en tiempo real, la complejidad y el
costo del programa de análisis de fluidos se equiparan con la complejidad de la columna de fluido.
Este mejoramiento de la eficiencia de los procesos de muestreo y pruebas permite que los operadores detecten la complejidad de los fluidos y
Volumen 21, no. 4
resuelvan las cuestiones que surgen de la información de fondo de pozo.
Las complejidades de los fluidos responden a
muchas razones. El kerógeno, el principal precursor global del petróleo, está compuesto por materiales orgánicos celulares resistentes, preservados
selectivamente (algas, polen, esporas y cutículas
de hojas de plantas), y residuos degradados de
materia orgánica biológica (material amorfo). La
conversión del kerógeno y la migración de los fluidos de la roca generadora a la roca yacimiento
impactan las propiedades y la composición de los
fluidos. Por otro lado, la complejidad de los fluidos
a escala de yacimiento puede ser causada por las
diferencias de temperatura, la presión, la fuerza
de gravedad, la biodegradación, las transiciones
de fases y la historia de carga de los yacimientos.
En los primeros proyectos de desarrollo en
aguas profundas, gran parte del interés en las
mediciones de la composición de los fluidos se centraba en el aseguramiento del flujo en el pozo a
través de las líneas de conducción y en las instalaciones de producción. No obstante, pronto se puso
de manifiesto que en el yacimiento existían proble-
mas aún más significativos. En consecuencia, el
énfasis del análisis de fluidos se desplazó hacia el
yacimiento, donde el conocimiento de las propiedades locales de los fluidos incide considerablemente
en la ubicación de los pozos, el desarrollo del yacimiento, las estrategias de terminación de pozos y el
diseño de las instalaciones de superficie.
Utilizando el laboratorio de fondo de pozo provisto por los sensores DFA, los ingenieros de yacimientos cuantifican las propiedades de los fluidos
con una precisión que se aproxima a la de las
mediciones del laboratorio de superficie. La ventaja del análisis DFA es que las propiedades de los
fluidos se miden bajo condiciones de yacimiento.
A diferencia de las mediciones equivalentes obtenidas en un laboratorio de superficie, los ingenieros pueden reiterar, validar o utilizar las mediciones para explicar las heterogeneidades del
yacimiento. Un laboratorio de superficie puede
repetir las mediciones pero sólo sobre la misma
muestra. Por otro lado, el análisis DFA emplea la
misma herramienta, tiempo, temperatura, calibración y operador técnico—pero con fluidos diferentes—entre una estación DFA y la siguiente.
41
Productos de la maduración
del kerógeno
CO2, H2O
Petróleo
Gas húmedo
Gas seco
Falta de potencial
petrolífero
Incremento de
la maduración
Relación hidrógeno-carbono
Tipo I
1.5
Tipo II
1.0
Tipo III
Tipo IV
0.5
0
0.1
Este artículo examina la formación y migración de los fluidos de yacimientos, incluida la
carga del yacimiento, y los efectos resultantes
sobre las propiedades de los fluidos. Se analiza la
gradación composicional—la variación suave y
continua de las propiedades de los fluidos con la
profundidad—junto con los métodos para detectar el fenómeno de compartimentalización de los
yacimientos. Además se describen los desarrollos
recientes que utilizan la distribución en equilibrio de los asfaltenos como indicador de la conectividad del yacimiento.5 Algunos casos de estudio
de la región de aguas profundas del Golfo de
México, el Mar del Norte y las áreas marinas de
África demuestran la aplicación de nuevos métodos y tecnologías de muestreo.
La complejidad de los fluidos
Fuera de la industria del petróleo y el gas, existen
equivocaciones significativas acerca del hábitat de
los hidrocarburos en la naturaleza. Quizás ciertas
obras, tales como Viaje al centro de la Tierra de
Julio Verne u otras caracterizaciones similares, han
transmitido al público en general la impresión de
que el petróleo se encuentra alojado en vastos lagos
situados por debajo de la superficie de la Tierra,
esperando que la temeraria barrena de perforación
de las compañías petroleras aparezca en escena y
drene el petróleo como si absorbiera soda con una
pajita. El tecnólogo petrolero no alberga tal ilusión
puesto que sabe que los hidrocarburos entrampados
en los espacios porosos de las rocas yacimiento
deben extraerse pacientemente de los lugares en los
que se ocultan, a través de esfuerzos extenuantes y
metodologías comprobadas a lo largo del tiempo.
No obstante, incluso entre los profesionales, a
menudo existe una visión simplista del petróleo o
el gas presentes en un yacimiento. Si bien se
reconoce que el petróleo no se encuentra en un
lago subterráneo, muchos integrantes del sector
industrial consideran a un yacimiento como algo
similar a un contenedor poroso grande lleno de
fluidos homogéneos. La heterogeneidad arquitectónica del yacimiento y la complejidad composicional de los fluidos no sólo existen en la naturaleza
sino que constituyen la regla más que la excepción. Esto se cumple especialmente en las estructuras prospectivas profundas, en las que el
tiempo y las fuerzas naturales generan las condiciones ideales para dicha heterogeneidad.
0.2
Relación oxígeno-carbono
> Conversión del kerógeno en hidrocarburos. El
diagrama de Van Krevelen clasifica los tipos de
kerógenos a través de las gráficas de interrelación
de las relaciones oxígeno-carbono e hidrógenocarbono. Durante el proceso de maduración, el
kerógeno se convierte termogénicamente en
hidrocarburos. Los trayectos evolutivos del
incremento de la maduración (flechas verdes)
indican el tipo de hidrocarburos generados a
partir de cada tipo de fuente de kerógeno. Los
demás subproductos de etapa temprana del
proceso de conversión son el agua y el CO2.
Roca de cubierta
Gas
Petróleo más liviano
Las mediciones del análisis DFA también permiten la identificación de la compartimentalización del yacimiento, definida como la falta de
flujo de fluido libre entre las diferentes regiones
de un campo en las escalas de tiempo de producción.3 Las unidades
de Review
flujo presentes en un yaciOilfield
09 y diminutas y, para
miento oscilanAutumn
entre masivas
FluidsLab
Fig. 1 la producción, se
un drenaje efectivo
durante
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 1
requiere que el pozo entre en contacto con tantos
compartimientos como sea económicamente factible. Dado que los compartimientos son una de
las causas principales del desempeño deficiente
de los yacimientos, algunos especialistas consideran que éste es el problema más grande con que
se enfrentan los operadores de aguas profundas
cuando desarrollan yacimientos estratégicos.4
42
Petróleo mediano
Roca generadora
con bajo grado
de madurez
Petróleo más pesado
Agua
Roca generadora
con un grado de
madurez intermedio
Ventana de petróleo,
límite de baja temperatura
Roca generadora
con alto grado
de madurez
> Modelo de la historia de carga de Stainforth. Según el modelo de Stainforth, la historia de carga
determina la distribución de los hidrocarburos. En la etapa inicial, la roca generadora con bajo grado
de madurez (izquierda) genera petróleo más pesado, la roca generadora de madurez intermedia
(centro) produce petróleos más livianos además de gas y, por último, la roca generadora con alto
grado de madurez (derecha) genera petróleo liviano y gas. Los fluidos más livianos se elevan hacia el
tope del yacimiento y empujan a los fluidos que migraron antes. El volumen de gas disuelto (como se
refleja en la relación GOR) en la columna de hidrocarburos es controlado por la presión y la temperatura. En este modelo, los fluidos no están en equilibrio. El hecho de que los fluidos de yacimiento
logren un estado de equilibrio es una función de parámetros tales como la permeabilidad vertical y
los gradientes térmicos.
Oilfield Review
3. Muggeridge AH y Smelley PC: “A Diagnostic Toolkit to
Detect Compartmentalization Using Time-Scales for
Reservoir Mixing,” artículo SPE 118323, presentado en
la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo
de la SPE, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 3 al 6
de noviembre de 2003.
  4.Mullins OC: The Physics of Reservoir Fluids: Discovery
Through Downhole Fluid Analysis. Sugar Land, Texas:
Schlumberger (2008): 43.
  5.Los asfaltenos son materiales orgánicos que constan
de compuestos de tipo anillos aromáticos y nafténicos,
junto con los alcanos periféricos, y contienen cantidades
pequeñas de moléculas de nitrógeno, azufre y oxígeno.
Existen como suspensión coloidal en el petróleo. Los
asfaltenos pueden ser problemáticos en las operaciones
de producción cuando se precipitan como resultado de
situaciones tales como la caída de presión, la existencia
de esfuerzos de corte (flujo turbulento), la presencia de
ácidos, CO2 disuelto, carga de condensado, mezcla de
petróleos crudos incompatibles u otras condiciones que
rompen la estabilidad de la suspensión asfáltica.
  6.Welte DH: “Organischer Kohlenstoff und die Entwicklung
der Photosynthese auf der Erde,” Naturwissenschaften
no. 57 (1970): 17–23.
  7.Tissot BP y Welte DH: Petroleum Formation and
Occurrence. Berlin: Springer-Verlag, 1984.
  8.Peters KE y Cass MR: “Applied Source Rock
Geochemistry,” en Magoon LB y Dow WG (eds): The
Petroleum System—From Source to Trap. Tulsa: AAPG,
AAPG Memoir 60 (1994): 93–119.
  9.Welte DH y Yukler MA: “Petroleum Origin and
Accumulation in Basin Evolution—A Quantitative Model,”
AAPG Bulletin 65, no. 8 (Agosto de 1981): 1387–1396.
10.El equilibrio, en este artículo, se define como una
condición en la que los fluidos son estables y los
cambios pequeños producidos en las condiciones
se traducen en cambios pequeños en las propiedades
de los fluidos. Por el contrario, las condiciones
metaestables son aquéllas en las que los cambios
pequeños pueden producir cambios sustanciales
en las propiedades de los fluidos.
Volumen 21, no. 4
Tipo III potencialmente gasíferos están compuestos por material generador terrígeno leñoso.
Muchos carbones de América del Norte y Europa
contienen kerógeno Tipo III. El gas hidrocarburo
proveniente de este tipo de kerógeno muestra un
predominio de metano pero también puede contener etano, propano, butano y pentano. El kerógeno Tipo IV, una forma de carbono muerto,
prácticamente carece de potencial para la generación de hidrocarburos y normalmente consiste
de materia orgánica reciclada que ha experimentado procesos previos de sepultamiento y
maduración.8
A medida que la roca generadora rica en kerógeno es sepultada y compactada, el incremento
de la temperatura y la presión convierten el
material orgánico en petróleo a través de la catagénesis. La migración de los fluidos hacia las rocas
permeables es controlada por tres parámetros
principales: la presión capilar, la flotabilidad y la
hidrodinámica.9 A medida que los fluidos se cargan
en el yacimiento, es posible que se encuentren significativamente fuera de equilibrio (página anterior, a la derecha).10 Por ejemplo, si los fluidos
ingresan en un yacimiento a través de un trayecto
de gran movilidad tal como una falla, se produce
un proceso pobre de mezcla de fluidos. A lo largo
Hidrocarburos generados
A medida que una cuenca sedimentaria madura,
los procesos que afectan la generación, migración y
acumulación de hidrocarburos se traducen en
composiciones de fluidos complejas. La comprensión de la complejidad de las distribuciones de los
hidrocarburos en un yacimiento comienza en la
roca generadora. Del total de 6 x 1015 toneladas
estimadas de materia orgánica alojada en la corteza terrestre, el 95% se encuentra en forma de
kerógeno.6 Y es a partir de este bloque que se
genera la mayoría de los hidrocarburos.
El kerógeno consiste de restos vegetales,
tales como algas, esporas, desechos de plantas
superiores, polen, resinas y ceras.7 La maduración térmica del kerógeno hace que se expulsen
fluidos, tales como el petróleo y el gas, dejando
atrás una forma madura y sólida de kerógeno
(página anterior, a la izquierda). Los kerógenos
Tipo I son poco comunes y potencialmente petrolíferos, y se componen fundamentalmente de restos de algas y bacterias. El kerógeno presente en
la formación lacustre Green River Shale, situada
en la porción central de EUA, es un ejemplo de
este grupo. Comprendiendo una mezcla de fuentes terrígenas y marinas, los kerógenos Tipo II
pueden ser potencialmente petrolíferos o gasíferos dependiendo de la temperatura y de las proporciones de los componentes. Los kerógenos
del tiempo geológico, a través de la difusión molecular y la segregación gravitacional, se puede
establecer el equilibrio de los fluidos asociados a
los hidrocarburos. Los gases livianos se elevan
hasta alcanzar el nivel más alto del yacimiento, el
agua generalmente llena el nivel más bajo, y los
hidrocarburos de diversas densidades se distribuyen en el medio.
Salvo raras excepciones, los kerógenos Tipos I
y II son requeridos para la generación de hidrocarburos líquidos. En las etapas iniciales del proceso de conversión, con un nivel de calor bajo, se
forman los petróleos pesados que pueden ser preservados como depósitos de asfalto o alquitrán.
El incremento de la temperatura conduce a la
generación de petróleos más livianos, a menudo
craqueados a partir de petróleos pesados de
etapa temprana. No obstante, existe un límite de
temperatura para la generación de petróleo.
Cuando la temperatura excede el límite superior
de la ventana de petróleo—más de 150ºC
[300ºF]—el resultado es la formación de condensado y gas húmedo. A temperaturas más elevadas,
a través de un proceso térmico más extremo denominado metagénesis, se generan gases menos
complejos y el gas metano finalmente se convierte
en el hidrocarburo primario producido (abajo).
Metano biogénico
Gas húmedo
y condensado
Petróleo,
Kerógeno
Tipo l y ll
Gas seco
Todos los tipos
de kerógeno
CO2, H2O
Incremento de la profundidad y de la temperatura
Diagénesis
Zona inmadura
50°C
Catagénesis
Metagénesis
Ventana de petróleo
Ventana de gas
150°C
> Maduración de los hidrocarburos. La formación de los hidrocarburos de
etapa temprana tiene lugar en la roca generadora inmadura, en un proceso
de diagénesis por el cual los materiales orgánicos son sepultados y comprimidos,
y experimentan un proceso de alteración química. La diagénesis bacteriana
también puede producirse a través de la conversión microbiana anóxica del
material orgánico en metano. Cuando las temperaturas se elevan por encima
de 50°C, conforme aumenta la profundidad de sepultamiento, los microbios
mueren y predomina la catagénesis. Este proceso es similar al proceso de
craqueo y destilación a alta temperatura que se lleva a cabo en las
refinerías de petróleo, en las que los petróleos pesados son convertidos en
productos de petróleo más livianos, pero puede tener lugar a temperaturas
mucho más bajas a lo largo del tiempo geológico. La metagénesis es una
fase posterior de la generación de hidrocarburos que tiene lugar por
encima de 150°C, en la que los materiales orgánicos y el petróleo generado
previamente se convierten en gas natural, predominantemente metano, a
temperaturas más elevadas.
43
A diferencia de la ventana limitada de generación de petróleo—que se restringe a ciertos tipos
de kerógenos y a un rango específico de temperatura—el gas natural se origina bajo una diversidad de condiciones, generándose desde todas las
rocas generadoras y a lo largo de un amplio rango
de temperatura. Durante la diagénesis (sepultamiento temprano), los microorganismos anaeróbicos pueden convertir la materia orgánica de la
roca generadora en metano. Durante la catagénesis y la metagénesis, se producen cantidades significativas de gas natural.11
El proceso de maduración se presta a la existencia de columnas de fluidos y gradientes composicionales potencialmente complejos. Las fuerzas
naturales de la flotabilidad gravitacional y la
solubilidad pueden crear gradientes de asfaltenos
en la columna de fluido. Por efectos gravitacionales, los hidrocarburos menos densos, especialmente el gas, se desplazan hacia el tope del
yacimiento. Dado que los asfaltenos no son solubles en gas, la presencia de un gradiente de la
relación GOR grande se traduce en un gradiente
de asfaltenos con concentraciones más altas en
un punto más bajo de la columna.
Los procesos de transporte tanto de convección como de difusión también pueden mantenerse activos. A diferencia de la difusión, la
convección requiere un gradiente térmico suficiente, o un gradiente de densidad invertido para
que se produzca un cambio en la distribución de
los fluidos.
Estos procesos normales comúnmente se traducen en gradientes de fluidos ordenados según
la densidad, los cuales se acomodan en forma
ascendente comenzando por los petróleos pesados, pasando por los petróleos medianos, los
petróleos livianos, el condensado, el gas húmedo,
el gas más liviano y por último el metano. No obstante, a menudo existen condiciones de desequilibrio; esto aún con escalas de tiempo geológico
suficientes para que los fluidos se equilibren. Los
procesos de mezcla de fluidos que tienen lugar en
el yacimiento pueden ser extremadamente lentos. Los efectos adicionales del tectonismo, la
formación de fallas y la heterogeneidad de los
yacimientos contribuyen a generar distribuciones de fluidos complicadas. Los procesos que
actúan sobre los fluidos de yacimientos pueden
preservar la condición de no equilibrio.
Otro elemento que contribuye a las condiciones de no equilibrio es la biodegradación que se
produce en el contacto agua-petróleo (OWC). La
biodegradación es el resultado de la conversión
metabólica de los hidrocarburos saturados, principalmente por la acción de las bacterias metanogénicas y sulfato reductoras en condiciones
anóxicas. La remoción preferencial de los alcanos en el contacto agua-petróleo, como consecuencia de la biodegradación, se traduce en un
incremento de la concentración de asfaltenos
que genera gradientes de viscosidad grandes en
condiciones de no equilibrio. El contacto OWC
puede cambiar con el proceso subsiguiente de
carga del yacimiento o con las fugas producidas
en los sellos pero la biodegradación se mantiene
activa sólo por debajo de 80ºC [175ºF]; por
encima de esta temperatura, los microbios ya no
son factibles. Entre otros efectos, la biodegradación aumenta la viscosidad del petróleo, reduce
la densidad API, incrementa el contenido de
asfaltenos y azufre, e incrementa las concentraciones de metales.12 La biodegradación puede
ejercer un control importante sobre la calidad
del petróleo y su producibilidad.13
El petróleo biodegradado puede encontrarse
como una mezcla de petróleos. Por ejemplo, el
petróleo primario llega primero, es biodegradado,
y luego es seguido por el petróleo proveniente de
las cargas subsiguientes del yacimiento. Los petróleos secundarios pueden permanecer inalterados,
apareciendo después de haber cesado la biodegradación y generando variaciones espaciales en las
propiedades de los fluidos.
Por otro lado, el gas biogénico o termogénico
puede pasar por alto el petróleo existente en el
yacimiento, desplazarse echado arriba y alterar los
gradientes de fluidos de yacimientos existentes.14
La relación GOR del petróleo primario cambia con
este influjo, creando variaciones composicionales.15 La detección de estas perturbaciones de los
gradientes, resultantes de los procesos de carga y
recarga, pueden indicar la presencia de compartimientos, tema que será analizado más adelante.
Finalmente, en lugar de un contenedor abierto
lleno de capas de agua, petróleo y gas, el yacimiento es una estructura arquitectónica compleja
que contiene mezclas de fluidos. No existe una
herramienta única para identificar estas complejidades, y los ingenieros crean las estrategias de
terminación de pozos y los planes de desarrollo de
yacimientos utilizando datos de muchas fuentes.
No obstante, las mediciones del análisis DFA han
demostrado ser altamente efectivas como herramienta para comprender tanto los fluidos de yacimientos como la complejidad arquitectónica.
Innovación orientada por aplicaciones
Las herramientas para pruebas de formación
operadas con cable (WFT) aparecieron por primera vez en la década de 1950 como forma de
recuperar muestras de fluidos para su análisis en
la superficie. Las pruebas de laboratorio de estas
muestras se vieron obstaculizadas por la conta-
minación, especialmente con filtrado del fluido
de perforación, y por la alteración de los fluidos
durante el proceso de muestreo y transferencia.
Las generaciones sucesivas de herramientas condujeron al desarrollo de dispositivos más avanzados, tales como el probador modular de la dinámica
de la formación MDT, el cual incorporaba innovaciones tales como cámaras múltiples, la capacidad para bombear fluido en el pozo antes de
tomar una muestra, mejor precisión y resolución,
una diversidad de estilos de probetas, arreglos de
empacadores duales y el proceso de muestreo
guiado para reducir significativamente la conta-
Cartucho de energía
Módulo de botellas
para muestras
Módulo de bombeo
(muestra)
Módulo InSitu Fluid
Analyzer (muestra)
Módulo hidráulico
Herramienta
Quicksilver Probe
Módulo analizador
de fluidos (descarte)
Módulo de bombeo
(descarte)
> La herramienta MDT. El servicio InSitu Family
es proporcionado por la herramienta MDT en el
fondo del pozo. Junto con el módulo InSitu Fluid
Analyzer se encuentran la herramienta Quicksilver
Probe para una limpieza rápida de las muestras
de fluidos, dos módulos de bombeo para hacer
fluir los fluidos de muestreo y los de descarte, y
un módulo de botellas para muestras. Las muestras recuperadas se utilizan para el análisis de
los fluidos de yacimiento en el laboratorio de
superficie.
44
Oilfield Review
Oilfield Review
Muestra aceptable
Nivel de contaminación
Nivel de contaminación
Herramienta de tipo probeta convencional
Tiempo
Herramienta Quicksilver Probe
Muestra aceptable
Tiempo
Probeta principal
Probeta de descarte
> Herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. Las áreas de flujo de admisión concéntrico de la herramienta Quicksilver Probe están conectadas a
las bombas independientes de la herramienta MDT (derecha). La probeta externa, o probeta de descarte, extrae el filtrado y mantiene el proceso de bombeo
durante el muestreo para evitar que los fluidos contaminados migren hacia la probeta principal. Además de los niveles más bajos de contaminación de las
muestras (gráfica, derecha), este arreglo puede producir muestras aceptables más rápido que los arreglos de probetas convencionales (izquierda).
minación con filtrado de lodo (página anterior).
La herramienta MDT es además la plataforma
principal para la obtención de mediciones de las
propiedades de los fluidos.
Los ingenieros de yacimientos necesitan una
evaluación precisa de las propiedades de los fluidos para los procesos de evaluación de yacimientos,
aseguramiento del flujo, simulación y modelado de
yacimientos, y para el diseño de las instalaciones,
las estrategias de producción, los cálculos de
reservas y de los factores de recuperación. Los
primeros métodos de muestreo a veces arrojaban
resultados subóptimos. Se utilizaba un número
relativamente escaso de muestras, con modelos
de fluidos simplistas, para explicar las distribuciones de los fluidos en el yacimiento. Por otro
lado, los ingenieros recurrían a métodos analíticos para corregir las mediciones de laboratorio
por los cambios de fases y la contaminación producida por el filtrado de lodo, lo cual a menudo se
traducía en caracterizaciones de fluidos erróneas. Esta limitación fue superada parcialmente
gracias a la capacidad para bombear los fluidos
contaminados provenientes de la formación antes
de la iniciación del proceso de muestreo.
El módulo de bombeo de la herramienta MDT
se utiliza para hacer fluir los fluidos de yacimientos hacia el interior de la herramienta y a través de
ésta. Esto hace posible la reducción de la contaminación con filtrado para la obtención de fluidos
nativos casi vírgenes, según las determinaciones
Volumen 21, no. 4
derivadas de las mediciones DFA, y la obtención de
fluidos de yacimientos en botellas para muestras
incorporadas en la herramienta. Una operación de
este tipo, llevada a cabo en Kuwait, implicó el
bombeo de 2,100 litros [555 galones] a lo largo de
un intervalo de 66.5 horas, para adquirir muestras no contaminadas. Si bien el volumen de
fluido desplazado es considerable, no constituye
un método eficiente si se necesitan muestras
múltiples o si la meta es la obtención de perfiles
de fluidos DFA con puntos de pruebas múltiples.
Una probeta de muestreo guiado, agregada a
la herramienta MDT en el año 2006, mejoró considerablemente la eficiencia en la localización
del pozo, permitiendo la adquisición oportuna de
muestrasOilfield
de fluidos
libres o casi libres de contaReview
Autumn
09
minación
con filtrado
de lodo.16 Utilizando un
Fig.5
arreglo FluidsLab
de muestreo
concéntrico y dos bombas
ORWIN09/10-FluidsLab Fig.5
sincronizadas, la herramienta Quicksilver Probe
obtiene muestras no contaminadas en un marco
temporal mucho más corto (arriba). Un anillo de
protección externo extrae los fluidos—principal-
mente filtrado y fluidos de formación contaminados (fluidos de descarte)—que ingresan en la
probeta periféricamente. El fluido que fluye a través de la probeta central pasa rápidamente de
fluido contaminado con filtrado a fluido de formación de calidad aceptable para las mediciones de
las propiedades locales de los fluidos.
Los fluidos con bajo nivel de contaminación
se obtienen rápidamente para el análisis de
fondo de pozo y se pueden extraer más muestras
en un marco temporal razonable. Los sensores de
la herramienta y las capacidades de análisis de
fluidos también han avanzado hasta el punto en
que se pueden registrar y evaluar las propiedades
de los fluidos mientras la herramienta aún se
encuentra en el pozo. Por este motivo, no siempre es necesario llevar las muestras a la superficie. Además, los ingenieros pueden crear un
registro conocido como Fluid Profiling, a través
de todo el intervalo prospectivo en base a las
mediciones de calidad de laboratorio efectuadas
en condiciones de fondo de pozo.
11.Grunau HR: “Abundance of Source Rocks for Oil and
Gas Worldwide,” Journal of Petroleum Geology 6, no. 1
(1983): 39–53.
12.Connan J: “Biodegradation of Crude Oils in Reservoirs,”
en Brooks J y Welte DH (eds): Advances in Petroleum
Geochemistry, vol. 1. Londres: Academic Press (1984):
299–335.
13.Mullins, referencia 4: 26.
14.El metano biogénico puede ser diferenciado del metano
termogénico por las relaciones de los isótopos estables
del carbono.
15.Mullins, referencia 4: 52.
16.Para obtener más información sobre las operaciones
de muestreo con probetas guiadas, consulte: Akkurt
R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi
S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J,
Weinheber P, Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiado
y análisis de fluidos en el fondo del pozo,” Oilfield
Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 4–20.
45
Fuente de luz
Detector de fluorescencia
Sensor de
presión y
temperatura
Sensor de densidad
de fluidos vivos
Flujo de fluido
Sensor
de resistividad
Espectrómetro de
arreglo de filtros
Espacio para
un sensor futuro
Espectrómetro
de rejilla
> Laboratorio de fluidos de fondo de pozo. A medida que el fluido se desplaza a través del probador MDT,
el servicio InSitu Fluid Analyzer actúa como un laboratorio portátil de fluidos. Dos espectrómetros miden
las propiedades de absorción de la luz del fluido además de su color. Los sensores de fluorescencia
ejecutan la función de detección de la condensación retrógrada y diferencian el tipo de petróleo
cuando los fluidos forman una emulsión. El pH de las muestras de agua se mide mediante la inyección
de una tintura sensible al pH en la corriente de flujo (que no se muestra aquí) y la detección del
cambio de color. Los sensores de presión, temperatura y resistividad adquieren datos a medida que
el fluido fluye a través de la herramienta. Un sensor de densidad de fluidos vivos está colocado en la
línea de flujo y un segundo sensor puede colocarse también en el arreglo de probetas.
4
Petróleo pesado
Densidad óptica
3
Petróleo mediano
Agua
2
Condensado
1
Petróleo
liviano
Filtrado
OBM
0
500
Espectrómetro de arreglo de filtros
1,000
Longitud de onda, nm
1,500
2,000
Espectrómetro de rejilla
Oilfield Review
> Densidad óptica de los fluidos a partir
de las mediciones espectroscópicas. La herramienta InSitu
Autumn
09
Fluid Analyzer está provista de dos espectrómetros ópticos incorporados: un espectrómetro de arreglo
FluidsLab
Fig.varía
6 entre 400 y 2,100 nm, y un espectrómetro de
de filtros que cubre un rango de frecuencia que
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.
rejilla que se enfoca en un rango estrecho
de 1,600 a 1,800 nm,
en6el que los fluidos de yacimientos
poseen absorciones características que reflejan sus estructuras moleculares. La frecuencia de la luz
visible es de aproximadamente 500 nm, y la luz NIR oscila entre 750 y 2,500 nm. Los fluidos de campos
petroleros poseen características espectrales específicas de densidad óptica (OD), las cuales son
funciones de la frecuencia de la luz que los atraviesa. La luz visible (Vis) es más adecuada para
distinguir el contenido relativo de asfaltenos. El espectro NIR es útil para la detección del agua,
distinguiendo el agua del petróleo e identificando el tipo de petróleo. La espectroscopía óptica fue
introducida originalmente para determinar la calidad de las muestras, en especial la transición de
filtrado OBM a fluidos de yacimiento durante el proceso de muestreo. Los filtrados OBM no contienen
asfaltenos o niveles significativos de gas disuelto. Por consiguiente, los filtrados OBM se diferencian
del petróleo crudo utilizando la concentración de asfaltenos determinada a partir de la densidad
óptica de las mediciones de luz visible. El contenido de gas disuelto derivado de las mediciones
NIR constituye un indicador adicional de la calidad de las muestras.
46
El laboratorio de fondo de pozo
La mayoría de las grandes compañías de servicios
cuentan con algún tipo de servicio de análisis de
fluidos de fondo de pozo. Cada compañía ha elegido determinados métodos para analizar los fluidos, incluidos los métodos de absorción óptica y
resonancia magnética. Los sensores InSitu Family
de la herramienta MDT proveen las siguientes
mediciones:
• composición de los fluidos de hidrocarburos
(C1, C2, C3-5 y C6+)
• relación gas-petróleo
• concentración de CO2
• color (y contenido relativo de asfaltenos)
• fluorescencia
• pH (para las muestras de agua)
• densidad y viscosidad de los fluidos vivos
• contaminación con lodo a base de aceite (OBM)
• resistividad
• presión y temperatura (en la profundidad de
muestreo).
No obstante, el método básico de análisis de
fluidos es el de espectroscopía óptica del módulo
InSitu Fluid Analyzer (izquierda, extremo superior).17 Los espectrómetros ópticos miden la
absorción de la luz con diferentes longitudes de
ondas para los fluidos que pasan a través del sensor y diferencian el agua, el gas, el petróleo crudo
y el filtrado OBM (izquierda, extremo inferior).
Introducidas originalmente para monitorear la
contaminación, las mediciones obtenidas en el
fondo del pozo utilizando métodos de espectroscopía han experimentado numerosos avances.
La herramienta actual incluye dos espectrómetros; un arreglo de filtros y un arreglo de rejilla.
Ambos espectrómetros comparten la misma célula
óptica, pero cubren rangos de longitud de onda
diferentes y proveen funciones complementarias.
Las longitudes de ondas de los 20 canales del arreglo de filtros cubren el rango del espectro visible e
infrarrojo cercano (Vis-NIR) que oscila entre 400
y 2,100 nm. Estos canales indican el color y las
absorciones de las vibraciones moleculares del
fluido y muestran los picos de absorción principales del agua y del CO2. El sensor detecta además el
cambio de color para la medición del pH. El
espectrómetro de rejilla posee 16 canales que se
enfocan en el espectro NIR, de 1,600 a 1,800 nm,
17.Para obtener más información sobre espectroscopía
óptica, consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M,
McNeil R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC:
“Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield
Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26–41.
Betancourt et al, referencia 1.
18.Mullins, referencia 4: 74.
Oilfield Review
> Crudo azul. La coloración azul de esta variedad
poco común de petróleo crudo del Golfo de
México es producida por la intensa fluorescencia
que tiene lugar bajo la luz ambiente, a partir de
una alta concentración de perileno, un
hidrocarburo policromático. Habitualmente, los
petróleos son marrones y su color, según
mediciones obtenidas por espectroscopía
óptica, es su grado de “coloración marrón.”
en el cual el fluido de yacimiento posee absorciones características que reflejan la estructura
molecular. Para los fluidos de campos petroleros
de interés, gran parte de la información se
encuentra en el espectro NIR.18
El color, que oscila entre muy oscuro en los
crudos pesados y claro o muy claro en los condensados gaseosos, es utilizado para distinguir distintos tipos de petróleo. El término color no debe
confundirse con tonalidad, tal como el rojo, el
verde o el azul. Estos colores más exóticos se producen cuando los petróleos crudos son observados
con la luzOilfield
de fondoReview
que induce cierto grado de fluo09
rescencia,Autumn
y la absorción
de la luz genera una
Fig.De
8 hecho, en el Golfo de
diversidadFluidsLab
de colores.
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 8
México, durante muchos años se produjo un petróleo crudo azul; su color azul se debe a la intensa
fluorescencia producida por la iluminación
(arriba). Medidos correctamente, los petróleos
crudos habitualmente son marrones y la coloración se refiere al grado de absorción del marrón.
Uno de los usos de la coloración es la determinación de la contaminación de las muestras de
fluidos con filtrado OBM que contiene un nivel
escaso o nulo de asfaltenos y, por ende, posee
poco color. El grado de contaminación es deter-
Volumen 21, no. 4
minado a través del monitoreo del incremento
del color con el tiempo mientras la herramienta
MDT bombea el fluido proveniente del intervalo
probado a través del módulo DFA. Además de
poseer poco color, el filtrado OBM generalmente
exhibe niveles insignificantes de gas disuelto—
baja relación GOR—mientras que la mayoría de
los petróleos nativos poseen cantidades apreciables de gas disuelto. Durante el bombeo, los fluidos muestreados pasan de una relación GOR baja
a alta, lo cual indica que el nivel de contaminación se reduce mientras que el porcentaje de
petróleo nativo aumenta. De utilidad para la
determinación de la contaminación, la relación
GOR medida en el fondo del pozo antes de que se
produzcan los efectos de la temperatura y la presión, también es una propiedad local importante
de los fluidos.
La contaminación de las muestras es sólo un
aspecto de las mediciones espectroscópicas. Las
moléculas interactúan con las ondas electromagnéticas, tales como las ondas del espectro visible
y NIR, como una función de su complejidad. Los
petróleos con alto contenido de asfaltenos y resinas son más oscuros y más absorbentes que los
hidrocarburos más simples.
En el rango NIR, la absorción de la luz excita la
vibración molecular en forma análoga a la excitación de otros osciladores mecánicos, tales como las
cuerdas de una guitarra. La absorción máxima se
produce con frecuencias características que son
una función de la estructura molecular del hidrocarburo. El metano [CH4]—el hidrocarburo más
simple, con una relación hidrógeno-carbono
única—posee un carácter espectral único. El etano
se compone de dos grupos –CH3 (el grupo metilo) y
posee un carácter único conspicuo. La mayoría de
los hidrocarburos gaseosos son dominados por su
grupo químico –CH3. Por el contrario, los hidrocarburos líquidos son dominados por el grupo químico
–CH2– (el grupo metileno). La señal espectral se
utiliza para diferenciar el metano y el etano de
otros gases y líquidos. El dióxido de carbono [CO2]
posee su propia frecuencia de excitación característica y puede ser identificado con los datos del
servicio InSitu Fluid Analyzer.
A medida que la complejidad molecular de los
hidrocarburos se incrementa más allá del etano,
el carácter único de las frecuencias se vuelve más
complejo. Por consiguiente, el grupo que comprende el propano, el butano y el pentano—el
grupo C3-5—se combina para el análisis. Los
hidrocarburos líquidos incluyen el hexano y los
hidrocarburos más pesados—el grupo C6+.
La absorción óptica del agua cubre un amplio
espectro en el rango NIR y se superpone con
muchos de los picos de hidrocarburos. La presen-
> Fluorescencia de hidrocarburos. Los cromoforos
son moléculas que absorben la luz; los fluoroforos,
un subconjunto de los cromoforos, absorben la luz
y luego emiten fluorescencia. En el caso del
petróleo crudo, virtualmente todos los cromoforos y fluoroforos poseen algo de carbono
aromático. El grafito es un carbono aromático en
los sistemas de anillos grandes y, en consecuencia,
es negro. En el espectro de luz visible, los petróleos
pesados que absorben la luz aparecen oscuros y
los petróleos más livianos poseen menos color
porque absorben menos luz (extremo superior).
Bajo los efectos de la radiación UV (extremo
inferior), los petróleos pesados emiten una
fluorescencia marrón rojiza mate. Los petróleos
livianos aparecen
azules
y emiten una
Oilfield
Review
Autumn
09 intensidad. Siendo
fluorescencia con
mayor
FluidsLab
Fig. 9 absorbe poca luz
claro, el petróleo
más liviano
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 9
visible y alguna radiación UV, por lo que emite
fluorescencia pero con un nivel bajo.
cia de agua puede enmascarar otros fluidos, especialmente el CO2, y obstaculizar su detección.
La fluorescencia de los hidrocarburos proviene de la fracción aromática de los petróleos
crudos y su color e intensidad son característicos
del tipo de petróleo (arriba). La luz ultravioleta
(UV) y la fluorescencia han sido utilizadas por la
industria petrolera durante muchos años. En
cierta época, era común que las unidades de
adquisición de registros con cable poseyeran una
luz negra, o una luz UV, principalmente para el
análisis de núcleos y la detección de vestigios de
hidrocarburos en las muestras de fluidos de formación cuando se recuperaba mayormente filtrado. Los especialistas en registros de lodo aún
utilizan luces negras para detectar rasgos de fluorescencia en los recortes de perforación.
El sensor InSitu Fluorescence posibilita la
medición del nivel de fluorescencia en el fondo
del pozo. Si bien conserva algunas de sus primeras aplicaciones, este sensor ofrece nuevas utilidades, incluyendo la detección de la fase fluida y
47
Densidad óptica
Intensidad de la fluorescencia
F
4
E
3
D
C
2
B
A
1
0
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
A
3
B
2
1
0
D
Fuente
láser
500
Longitud de onda, nm
Densidad óptica
600
C
700
800
900
F
C
E
D
B
A
1
0
F
Longitud de onda, nm
3
2
E
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
Longitud de onda, nm
> Medición del nivel de fluorescencia y emulsiones. Los laboratorios de superficie utilizan centrifugadores y agentes químicos
para romper las emulsiones y medir las propiedades de los hidrocarburos nativos. Las mediciones NIR de seis muestras de
emulsiones de petróleo pesado se exhiben antes (extremo superior izquierdo) y después (extremo inferior izquierdo) de los
intentos de desemulsificación. Las muestras de la emulsión D, E y F exhiben una intensa dispersión de la luz, lo cual produce un
cambio en sus densidades ópticas. Además, se observa un pico de agua notable después de 2,200 nm. Las Muestras B (amarillo)
y D (verde) poseen caracteres espectrales únicos diferentes como emulsiones pero las porciones de petróleo son similares
después de la desemulsificación en base a sus características ópticas. Las mediciones de espectroscopía óptica obtenidas en
el fondo del pozo no contemplan la desemulsificación. No obstante, el espectro de medición del nivel de fluorescencia no es
afectado por la emulsión (derecha), y las respuestas son idénticas a las de los petróleos desemulsionados (que no se muestran).
Los espectros de fluorescencia de las Muestras B y D indican claramente que los petróleos de la emulsión son similares en
cuanto a tipo, lo cual no se manifiesta en los datos de espectroscopía óptica obtenidos de las muestras emulsionadas.
la tipificación del petróleo. Una de las aplicaciones de la medición del nivel de fluorescencia es la
detección de la condensación retrógrada, también denominada rocío retrógrado, una condición
que puede darse cuando se reduce la presión con
cada carrera de la herramienta de bombeo.19
Una innovación reciente que implica el uso de la
fluorescencia es la tipificación de los fluidos en las
emulsiones.20 Las emulsiones a menudo se forman
en la adquisición de muestras de petróleos pesados
porque los asfaltenos presentes en el petróleo
actúan como surfactante tanto para el agua de formación como para el filtrado de lodo a base de agua
(WBM). Cuando se forman estas emulsiones, se produce un grado significativo de dispersión de la luz,
lo cual dificulta la interpretación de las mediciones
de densidad óptica. En el laboratorio, se utilizan
centrifugadores y compuestos químicos para desemulsionar los líquidos y analizar la porción de petróleo. Este enfoque no siempre es exitoso ni constituye
una opción en el fondo del pozo.
No obstante, a diferencia de la medición de la
densidad óptica, la medición de la fluorescencia
es relativamente independiente del estado de la
emulsión y constituye un indicador cualitativo
48
del tipo de petróleo (arriba). Esto resulta particularmente útil para la identificación de los fluidos composicionalmente gradados presentes en
los yacimientos de petróleo pesado, tales como
los fluidos afectados por la biodegradación, sin
necesidad de proceder al bombeo para obtener
una muestra libre de emulsiones.21
Otra propiedad importante de los fluidos de
yacimientos es el pH del agua. El pH del agua se
utiliza para pronosticar el potencial para la acumulación de incrustaciones y la corrosión, y para
la evaluación
petrofísica,
Oilfield
Review y además puede aportar
información
importante
Autumn 09 sobre la conectividad del
22
yacimiento.
El concepto
FluidsLab
Fig. 10de medición es similar
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.los10cuales el
al de los experimentos
escolares, en
cambio de color del papel de tornasol indica el
pH de un líquido. Para la medición del pH, se
inyecta una tintura colorimétrica directamente
en la corriente de flujo en la que el espectrómetro óptico detecta el cambio de color. La obtención de la medición en el fondo del pozo es
importante porque pueden producirse cambios
irreversibles cuando las muestras de agua son
llevadas a la superficie para las pruebas de laboratorio. La medición no sólo refleja el estado del
agua a temperatura y presión de formación sino
que además incluye los efectos del ácido sulfhídrico [H2S] y del CO2. Habitualmente, estos gases
subliman y se pierden cuando el agua se analiza
en condiciones de superficie. Además, se superan
los errores de medición causados por la precipitación de sólidos que alteran el pH, lo cual puede
producirse a temperaturas más bajas.
Las mediciones del pH han demostrado su utilidad para diferenciar el filtrado WBM del agua
connata. El filtrado de los sistemas WBM por lo
general es básico, con un rango de pH que oscila
entre 8 y 10, y las aguas de formación son usualmente más acídicas. En el pasado, se utilizaba la
resistividad del fluido para identificar el agua de
formación; sin embargo, este método no resulta
efectivo cuando la resistividad del filtrado WBM
es similar a la de las aguas connatas. Los ingenieros utilizan el sensor de pH para detectar las
transiciones y los contactos de fluidos.
El método convencional de determinación de
las transiciones y los contactos de fluidos es la
representación gráfica de los datos de presión
MDT versus profundidad. Si bien este método es
ampliamente utilizado, su precisión depende de
Oilfield Review
Composición
según el
servicio
InSitu
Fluid
Analyzer
3,800
lpc
4,200
Exceso de presión
–10
lpc
10 0
Rayos
gamma
ºAPI 150 0
0
CO2
C6+
C3-5
Fracción
Muestra
C2
de agua
tomada
C1
% 100 0
% 100
1
Profundidad, pies
Presión según la
última lectura
Canal de
fluorescencia 0
7
Canal de
fluorescencia 1
0
Densidad del fluido vivo
0
gm/cm3
1.2 5
pH
0.8 10
Contaminación Fluorescencia
Reflectancia
6.5 0
%
10 0
0.5 0.01
GOR
pies3/bbl
100,000
Resistividad
ohm.m
100
11,200
GOC
11,300
1
11,400
1
OWC
11,500
11,600
1
11,700
11,800
11,900
12,000
> Software InSitu Pro con análisis en tiempo real. Los ingenieros de campo pueden efectuar verificaciones de control de calidad de los datos de campo
en un formato que provee una representación clara de las propiedades de los fluidos de fondo de pozo y del yacimiento utilizando el software InSitu Pro.
Las gráficas de presión proporcionan los gradientes y las transiciones de los fluidos; además se dispone de una gráfica de exceso de presión (Carril 1).
Se pueden observar los gradientes composicionales de los fluidos derivados de los datos de presión, junto con el análisis de fluidos (Carriles 3 y 4) en la
profundidad verdadera. A modo de referencia, se muestran mediciones adicionales del módulo InSitu Fluid Analyzer en función de la profundidad. Este
software puede ser utilizado para procesar los datos con posterioridad a la adquisición y generar informes de interpretación generales.
la capacidad para medir la presión de formación.
Las gráficas de gradientes de presión pueden ser
afectadas por el número y el espaciamiento de los
puntos de presión, la precisión de la medición, la
precisión de la profundidad y la independencia
respecto de las perturbaciones externas que incluyen fenómenos de supercarga, el desplazamiento
de la herramienta y las fallas de los sellos de la
herramienta. Por otro lado, no es fácil establecer
gradientes de presión en yacimientos estratificados con permeabilidad variable, formaciones con
petróleos viscosos y rocas de baja permeabilidad.23
Las mediciones de la densidad superan muchas
de las limitaciones inherentes a las gráficas de
presión. Los datos de densidad de los fluidos vivos
se obtienen con dos sensores independientes, uno
colocado en la probeta de muestreo y el otro, en
la línea de flujo. Los perfiles de densidad de fluidos permiten cuantificar las variaciones producidas en los fluidos en función de la profundidad.
La compartimentalización, los elementos que
actúan como sellos y las barreras para el flujo
pueden ser identificados a partir de los cambios
abruptos producidos en las propiedades de los
fluidos. La precisión y la resolución de los datos
hacen posible la comparación de los fluidos de
diferentes pozos de un campo, estableciendo la
conectividad o la falta de ésta. El sensor que
mide la densidad en sitio puede colocarse tanto
Oilfield
Review de fluidos como en la
en la sección
del analizador
Autumn
09
herramienta
Quicksilver
Probe, proveyendo una
FluidsLab Fig.11
confirmación independiente de la medición.24
Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron además el software InSitu Pro para integrar
los datos de los sensores InSitu Family, proveyendo tanto el análisis en tiempo real como el
procesamiento posterior a la adquisición (arriba).
Estas capacidades en tiempo real ayudan a identificar lecturas anómalas, contactos de fluidos y
la heterogeneidad potencial del yacimiento. Con
esta aplicación intuitiva, el ingeniero puede
desarrollar un conocimiento más profundo de los
fluidos de yacimientos y además identificar los
problemas de conectividad relacionados con la
arquitectura del yacimiento. La integración de
los datos, basada en un modelo reconocido de
ecuación de estado (EOS) con correcciones de
las propiedades de los fluidos, permite la modifi-
19.La condensación retrógrada es la formación de
hidrocarburos líquidos en un gas, cuando la presión
cae por debajo de la presión del punto de rocío. Se
denomina retrógrada porque una parte del gas se
condensa para formar un líquido bajo condiciones
isotérmicas, en lugar de expandirse o vaporizarse
cuando se reduce la presión, como sucedería con
un fluido monofásico.
20.Andrews AB, Schneider MH, Cañas J, Freitas E, Song
YQ y Mullins OC: “Methods for Downhole Fluid Analysis
of Heavy Oil Emulsions,” Journal of Dispersion Science
and Technology 29, no. 2 (Febrero de 2008): 171–183.
21.Mullins, referencia 4: 139.
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, The
Woodlands, Texas, 2 al 4 de febrero de 2005.
23.O’Keefe M, Godefroy S, Vasques R, Agenes A,
Weinheber P, Jackson R, Ardila M, Wichers W,
Daungkaew S y De Santo I: “In-Situ Density and
Viscosity Measured by Wireline Formation Testers,”
artículo SPE 110364, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del
Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta, 30 de octubre
al 1º de noviembre de 2007.
24.O’Keefe et al, referencia 23.
Volumen 21, no. 4
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 11
49
La compartimentalización
En el Talud Norte de Alaska, justo a 55 km [35 millas]
al este del prolífico campo Prudhoe Bay, se
encuentra el campo petrolero Badami. Descubierto
en el año 1990 y puesto en producción en 1997, se
estima que el campo contiene más de 120 millones
de bbl [19.1 millones de m3] de reservas recuperables. La agitación que produjo este descubrimiento
tan importante se extinguió rápidamente después
de la producción que en breve alcanzó un pico de
18,000 bbl/d [2,860 m3/d] en 1998, para caer en
forma vertiginosa a 1,350 bbl/d [214 m3/d].
Finalmente, el campo fue puesto fuera de servicio
en agosto de 2003 y los intentos subsiguientes
para reiniciar las operaciones dos años más tarde
resultaron infructuosos.26 Después de invertir más
de US$ 300 millones en costos de desarrollo, los
representantes de la compañía operadora mencionaron un problema importante: el yacimiento
se encontraba más compartimentalizado de lo
que se creía en un principio, lo cual impidió que el
petróleo fluyera entre las zonas a las que se
apuntó como objetivos de producción.27 Éste es
sólo un ejemplo del alto costo de reconocer la
existencia de compartimentalización después de
iniciada la fase de desarrollo del campo.
El término compartimentalización cubre una
diversidad de condiciones entre las cuales se
encuentran la presencia de barreras continuas y
fallas que actúan como sello, lentes discontinuas
de arenisca, comunicación de presión en ausencia de comunicación de flujo y regiones de baja
permeabilidad que inhiben el flujo de fluido.28
Una distribución discontinua de fluidos es
indicativa de una perturbación de los gradientes
de fluidos normales que resultan de la migración
primaria y secundaria de los fluidos durante el
proceso de maduración de los hidrocarburos. Esta
situación se complica aún más por la existencia
50
Rayos gamma
0
XX,700
Presión de fluidos
de formación
°API 100 8,400
lpc
Densidad óptica
Intensidad de fluorescencia
9,200 0.5
3.5 0.12
A
A
0.24
A
XX,800
XX,900
Profundidad vertical verdadera, pies
cación en tiempo real del programa de pruebas y
muestreo mientras la herramienta MDT aún se
encuentra en el pozo.25 Las indicaciones de existencia de compartimentalización pueden ser validadas antes de terminar el pozo y ejecutar
pruebas de pozo extensivas.
Si bien las capacidades de medición del sistema InSitu Family continúan expandiéndose, aún
no existe un solo sensor o herramienta que pueda
proveer a los ingenieros de yacimientos toda la
información necesaria para desarrollar y producir
eficientemente los hidrocarburos almacenados en
un yacimiento. Estas mediciones deben integrarse
con los datos de perforación, los modelos de yacimientos, las pruebas de producción y los análisis
dependientes del tiempo para decidir cuál es el
mejor curso de acción a adoptar.
B
B
B
XY,000
XY,100
C
XY,200
D
XY,300
E
XY,400
F
C
C
D
D
E
E
F
F
XY,500
> Identificación de compartimientos. Los datos de presión muestran diversos intervalos de arenisca
desconectados (Carril 2). Los diferenciales de presión grandes entre los Puntos C y D indican falta
de conectividad. Las estaciones DFA y las muestras de fluidos fueron tomadas en seis profundidades:
Puntos A a F inclusive. El análisis cromático DFA (Carril 3) muestra diferencias claras entre las
distintas zonas, al igual que los datos de fluorescencia (Carril 4). Los componentes con más color
poseen mayor densidad óptica y deberían situarse en la base del intervalo. Su presencia, en una
posición superior de la columna, sugiere la existencia de compartimentalización. Los niveles de
intensidad de fluorescencia variable indican tipos de petróleo diferentes. La falta de continuidad y
la alteración del gradiente implican claramente la existencia de muchos compartimientos pequeños
desconectados, lo que finalmente condujo al abandono del pozo por parte del operador.
de gradientes de temperatura no uniforme; por la timientos. En particular, el incremento de las
reestructuración del yacimiento durante los pro- concentraciones de asfaltenos en una posición
cesos de sepultamiento, levantamiento y erosión; más alta de la columna de petróleo indica la prey por la acción de otros eventos hidrodinámicos. sencia de una barrera que actúa como sello
Si estos procesos cesan, los fluidos retornarán a su (arriba). Estas partículas densas de asfaltenos
condición de estado estacionario a lo largo del tienden a hundirse, no a flotar, en una sola
tiempo geológico. La ausencia de un gradiente de columna de hidrocarburos.
La consecuencia de la compartimentalización
fluido continuo implica una distribución de fluiOilfield
Review no detectada es la reducción de la eficiencia de
dos en condiciones de no equilibrio
y la posibiliAutumn
29 09
drenaje y del flujo. Con la identificación temdad de que exista compartimentalización.
FluidsLab Fig. 12
prana del
En una secuencia normal de sepultamiento,
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.grado
12 y la complejidad de la compartila generación de hidrocarburos de etapa poste- mentalización, los ingenieros pueden diseñar
rior produce hidrocarburos más livianos que se esquemas de desarrollo apropiados para mitigar
elevan hasta que encuentran un elemento que su impacto. Además, pueden adoptar decisiones
actúa como sello. La presencia anómala de flui- mejor informadas en relación con las instalaciodos más livianos o de menor densidad en un nes de producción y los aspectos económicos del
punto de la columna de petróleo más bajo que lo yacimiento.30 En algunos casos, el desarrollo de
esperado, sugiere la existencia de yacimientos yacimientos intensamente compartimentalizaapilados o de compartimentalización vertical. La dos puede resultar antieconómico al menos con
distribución discontinua de los asfaltenos tam- la tecnología y los precios actuales.31
bién es un indicador de la existencia de compar-
Oilfield Review
En el pasado, los compartimientos eran identificados usualmente mediante pruebas de pozos;
pruebas de formación efectuadas mediante la
columna de perforación (DST) y pruebas de
pozos extendidas. En aguas profundas, las pruebas DST pueden volverse impracticables e implicar costos similares a los costos de perforación de
un pozo nuevo. Los problemas ambientales resultantes de los derrames potenciales también constituyen una inquietud. El método de detección
más concluyente es la vigilancia de la producción
en el largo plazo, pero quizás opere muy tarde
para posibilitar la mitigación.32 Hoy en día, estos
obstáculos para la identificación del fenómeno
de compartimentalización están siendo abordados a través de las técnicas DFA Fluid Profiling.33
Antes de que estuviera disponible el análisis
DFA, los ingenieros de yacimientos consideraban
la comunicación de presión para evaluar la compartimentalización y la conectividad. Este enfoque es más adecuado para la detección de
bolsones aislados o no conectados en los campos
productivos. En los yacimientos vírgenes, es probable que no exista ningún diferencial de presión
entre los elementos no conectados. La práctica de
confiar en los diferenciales de presión también
puede ser engañosa porque los compartimientos
pueden exhibir comunicación de presión a lo largo
del tiempo geológico sin comunicación de flujo en
el tiempo de producción. Un desarrollo reciente,
introducido en el análisis de fluidos, utiliza la concentración de asfaltenos para indicar la existencia
de conectividad y comunicación de flujo.
Revelación de la conectividad de los
yacimientos—Nanoagregados coloidales
El asfalteno presente en el petróleo es un ejemplo de un coloide; una mezcla de una sustancia
dispersa dentro de otra. Consistentes comúnmente de un núcleo de carbono aromático con
sustituyentes de alcanos periféricos, los asfaltenos hacen “pesados” a los petróleos pesados y le
confieren su color al petróleo.34
Las moléculas de asfaltenos se combinan—o
se agregan—fácilmente para formar partículas
pequeñas denominadas nanoagregados que suelen constituir su forma dominante en los petróleos crudos. Con concentraciones altas, los
nanoagregados pueden combinarse posteriormente para formar grupos (arriba, a la derecha).
Tanto los nanoagregados como los grupos se
encuentran en el petróleo crudo como dispersiones coloidales.35
Volumen 21, no. 4
Molécula de asfalteno
Asfaltenos
nanoagregados
Nanoagregado
Grupos de asfaltenos
nanoagregados
Grupo
N
> Estructuras moleculares de los asfaltenos. Los asfaltenos (izquierda)
pueden adoptar muchas formas pero se caracterizan como anillos
aromáticos (verde) con cadenas de alcanos. Los anillos se pueden fusionar,
lo cual significa que comparten al menos un lado. Además pueden contener
heteroátomos, tales como azufre, nitrógeno, oxígeno, vanadio y níquel. La
molécula de la izquierda contiene un heteroátomo de nitrógeno [N]. Las
moléculas de asfaltenos forman nanoagregados (centro) en los petróleos.
Las concentraciones altas de nanoagregados forman grupos (derecha) en
los petróleos pesados.
Los especialistas en fluidos utilizan el color deri- tamaño de las partículas de asfaltenos. Tanto la
vado de las mediciones DFA para estimar la concen- relación GOR como la fuerza de gravedad intertración de asfaltenos en los fluidos de yacimientos. vienen para concentrar los asfaltenos en el punto
Las semejanzas de color pueden utilizarse luego más bajo del yacimiento, mientras que la entropara identificar los fluidos composicionalmente pía generada térmicamente tiende a dispersar
similares provenientes de localizaciones diferentes los asfaltenos.
Las barreras que actúan como sellos o las resdentro de un yacimiento. Esta información está
siendo utilizada para inferir la conectividad de flujo tricciones al flujo alteran el movimiento y la
migración de los fluidos y, en consecuencia,
y conocer la arquitectura del yacimiento.
Los gradientes de asfaltenos son utilizados segregan fluidos con diferentes concentraciones
para comprender la distribución de los fluidos en de asfaltenos. La presencia de una concentración
un yacimiento, y pueden existir como resultado discontinua de asfaltenos, lateral o verticalmente
de los gradientes de la relación GOR. Una carac- en el yacimiento, indica de manera explícita la
terística de los fluidos con baja relación GOR es existencia de un límite para el flujo de fluido.
Si el gradiente de asfalteno es el mismo a traque pueden disolver (o dispersar) grandes cantiOilfield Review
dades de asfaltenos. Los fluidos con alta relación vés de un yacimiento, y especialmente si se
Autumn 09
GOR pueden disolver muy poco
asfalteno;
FluidsLab
Fig. 13el encuentra en equilibrio, se infiere la presencia de
metano, el alcano más simple,
no
disuelve
los conectividad
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 13 porque el establecimiento de un graasfaltenos. Por otro lado, la segregación gravita- diente de asfalteno equilibrado implica tiempo
cional tiende a concentrar los asfaltenos en la geológico y el movimiento del fluido. Las barreras
base de una columna de fluido; la magnitud de que actúan como sellos prácticamente impiden las
este efecto es intensamente afectada por el distribuciones de asfaltenos en equilibrio.
25.Una ecuación de estado sirve para describir las
propiedades de los fluidos y las mezclas de fluidos.
Estas relaciones matemáticas describen el estado de la
materia bajo un conjunto dado de condiciones físicas;
en este caso los hidrocarburos sometidos a presión y
temperatura.
26.Nelson K: “Back to Badami,” Petroleum News 10,
no. 23 (2005), http://www.petroleumnews.com/
pntruncate/369854151.shtml (Se accedió el 11 de
noviembre de 2009).
27.“BP Will Postpone Restarting Badami Oil Field,”
Anchorage Daily News, September 1, 2009,
http://www.adn.com/money/industries/oil/story/
919225.html (Se accedió November 11, 2009).
28.Muggeridge and Smelley, referencia 3.
29.Muggeridge and Smelley, referencia 3.
30.Elshahawi H, Hashem M, Mullins OC y Fujisawa
G: “The Missing Link—Identification of Reservoir
Compartmentalization Through Downhole Fluid
Analysis,” artículo SPE 94709, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
31.Mullins OC, Rodgers RP, Weinheber P, Klein GC,
Venkataramanan L, Andrews AB y Marshall AG: “Oil
Reservoir Characterization via Crude Oil Analysis by
Downhole Fluid Analysis in Oil Wells with Visible–
Near-Infrared Spectroscopy and by Laboratory
Analysis with Electrospray Ionization Fourier
Transform Ion Cyclotron Resonance Mass
Spectrometry,” Energy & Fuels 20 (2006): 2448–2456.
32.Muggeridge and Smelley, referencia 3.
33.Elshahawi H, Mullins OC, Hows M, Colacelli S, Flannery
M, Zou J y Dong C: “Reservoir Fluid Analysis as a Proxy
for Connectivity in Deepwater Reservoirs,” presentado
en el 50a Simposio Anual de Adquisición de Registros
de la SPWLA, The Woodlands, Texas, 21 al 24 de junio
de 2009.
34.Para obtener más información sobre asfaltenos:
Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang D,
Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall
AG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los
asfaltenos—Problemáticos pero ricos en potencial,”
Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47.
35.Mullins OC: “The Modified Yen Model,” Energy & Fuels
(19 de enero de 2010), http://pubs.acs.org/doi/full/
10.1021/ef900975e (Se accedió el 29 de enero de 2010).
51
Ahora es posible modelar la distribución de
los asfaltenos dentro de un yacimiento, una vez
determinado el tamaño de las partículas coloidales de asfaltenos.36 Este proceso requiere no sólo
la medición precisa de la concentración relativa
de asfaltenos sino además una medición precisa
de la relación GOR, vertical y lateralmente en el
yacimiento.
El servicio In Situ Fluid Analyzer provee
mediciones con un grado de resolución y preci-
Pozos de exploración
y evaluación
Primer
pozo de
producción
sión suficiente como para comparar los fluidos
presentes en todo un yacimiento. Estos datos
pueden incorporarse luego en una ecuación de
estado (EOS) para modelar la distribución de
asfaltenos. Si el gradiente medido se ajusta al
modelo EOS, se indica la existencia de conectividad. La capacidad de las tecnologías DFA para
relacionar las concentraciones de asfaltenos con
la conectividad quedó demostrada en un estudio
multi-pozo y multi-año, llevado a cabo en el
Campo Tahiti del Golfo de México.
Los asfaltenos, los coloides y el equilibrio
Situado a aproximadamente 300 km [190 millas]
al sur de Nueva Orleáns, y a una profundidad de
agua de 1,280 m [4,200 pies], el pozo descubridor
del Campo Tahiti fue perforado en el año 2002.
Con una profundidad total de 8,660 m [28,411 pies],
el pozo resume los riesgos y recompensas poten-
Campo Tahiti, Areniscas M21A y M21B
> Modelo geológico que muestra los horizontes superior e inferior del Campo Tahiti. Las capas de
inclinación pronunciada del Campo Tahiti situado en aguas profundas, cuyas areniscas se muestran
en este modelo de facies 3D, infrayacen un domo salino de 11,000 pies de espesor. La flotabilidad de
la sal alóctona hizo que el campo se inclinara. Dado que el yacimiento no es un cuerpo rígido, la
inclinación del campo se traduce en la formación de fallas. El factor de riesgo más grande en el
desarrollo del campo es si estas fallas son fallas de transmisión y, por consiguiente, contribuyen a
la conectividad del yacimiento. Los modelos sísmicos no pueden proveer esta información pero los
datos DFA han demostrado ser útiles para la identificación de la conectividad dentro del campo.
Norte
Sur
Campo Tahiti, Sección Transversal M21
GC 596 1
ST1
GC 640 1
ST2 BP1
GC 640 1
GC 641 1
ST1
GC 640 2
ST1
Profundidad submarina, pies
2X,000
2X,500
2Y,000
M21A
M21B
2Y,500
2Z,000
19,XXX
19,XXX
19,XXX
19,XXX
Presión de formación, lpc
GC 640 2
ST2 BP2
Análisis geoquímico basado
en cromatografía en fase gaseosa
de alta resolución
M21A
Oilfield Review
Autumn 09
FluidsLab Fig. 14
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 14
M21B
Arenisca M21A
Arenisca M21B
Arenisca M21A,
GC 596 1, ST1
> Campo Tahiti, dos areniscas separadas. La sección transversal petrofísica (izquierda) del Campo Tahiti, desarrollado a partir de numerosos pozos y pozos de
re-entrada (ST), exhibe un grado considerable de heterogeneidad. Las areniscas M21A y M21B constituyen los objetivos primarios y, aunque se encuentran
presionadas en forma similar, corresponden a dos regímenes de presión diferentes (derecha, extremo superior). Por consiguiente, las dos areniscas primarias
están desconectadas. El diagrama de tipo estrella, derivado de la cromatografía en fase gaseosa (GC) (derecha, extremo inferior), indica las huellas geoquímicas
que diferencian los petróleos crudos M21A (azul) de los de la arenisca M21B (rojo). El petróleo proveniente de la arenisca M21A presente en un pozo subsiguiente,
perforado en el área norte del campo, poseía su propia huella GC (verde), lo cual indica la posible separación respecto del resto del yacimiento.
52
Oilfield Review
36.Mullins, referencia 35.
37.“Tahiti, Gulf of Mexico, USA,” http://www.offshore-technology.
com/projects/tahiti/ (Se accedió el 30 de noviembre de 2009).
38.Betancourt SS, Dubost F, Mullins OC, Cribbs ME, Creek
JL y Matthews SG: “Predicting Downhole Fluid Analysis
Logs to Investigate Reservoir Connectivity,” artículo
IPTC 11488, presentado en la Conferencia Internacional
de Tecnología del Petróleo, Dubai, 4 al 6 de diciembre
de 2007.
Volumen 21, no. 4
Sección de pozo
Pozo
Resistividad
Pozo
Rayos gamma
ciales de la exploración en aguas profundas,
habiendo encontrado más de 122 m [400 pies] de
zona productiva neta. Los pozos de evaluación
subsiguientes encontraron espesores productivos
netos superiores a 300 m [1,000 pies]. Los datos
de lo que en ese momento fue la prueba de pozo
exitosa más profunda del mundo indicaron una tasa
de producción de un pozo de más de 30,000 bbl/d
[4,800 m3/d].37
El yacimiento está compuesto por varios
intervalos de areniscas turbidíticas apiladas de
edad Mioceno, sepultadas por debajo de un domo
salino de 3,353 m [11,000 pies] de espesor. Luego
del descubrimiento inicial, se perforaron dos pozos
de evaluación con trayectorias desviadas, y se obtuvieron datos extensivos de presión, datos DFA y
muestras de fluidos para los intervalos productivos
(página anterior, arriba). Las dos capas de arenisca
principales—M21A y M21B—corresponden a regímenes de presión diferentes, y las pruebas de presión indicaron que estas dos capas principales de
arenisca se encuentran compartimentalizadas
(página anterior, abajo).
La falta de conectividad, resultante de la
compartimentalización, constituye un riesgo significativo para las operaciones de desarrollo de
aguas profundas porque su existencia requiere la
perforación de pozos adicionales para contactar
las reservas sin explotar. Los extremadamente
altos costos de pozos pueden volver antieconómico un proyecto. Debido al domo salino de gran
espesor que suprayace al Campo Tahiti, la delineación de la arquitectura del yacimiento y de los
compartimientos potenciales a partir de los datos
sísmicos constituye un serio desafío. Por otro
lado, muchas barreras que actúan como sellos
son demasiado delgadas para resultar visibles en
los datos sísmicos. Con el fin de comprender la
conectividad del yacimiento, los ingenieros de
yacimientos se han concentrado en las propiedades de los fluidos muestreados.
En el estudio se analizaron los datos de 14 estaciones de muestreo DFA en las areniscas M21.38
Las mediciones de fondo de pozo y de laboratorio
muestran la presencia de petróleo negro subsaturado con relaciones GOR que oscilan entre 99 y
117 m3/m3 [550 y 650 pies3/bbl]. Los resultados de
los datos de presión fueron confirmados mediante
la huella geoquímica, obtenida por cromatografía
Datos de los canales DFA
Datos DFA
medidos
Datos DFA
pronosticados
Datos DFA
medidos
Datos DFA
pronosticados
M21A
Arenisca
M21A
Arenisca
M21B
M21B
> Predicción de la respuesta DFA. El espectrómetro DFA mide la densidad
óptica a partir de canales discretos enfocados en frecuencias específicas.
La densidad óptica se computa a partir de estos datos y se utiliza para
cuantificar el color del petróleo. Los asfaltenos constituyen la fuente primaria
de este color. Utilizando una ecuación de la distribución de Boltzmann
modificada, basada en las estimaciones de los tamaños de las partículas de
nanoagregados de los asfaltenos, los ingenieros desarrollaron un modelo
cromático predictivo. Para este modelo se utilizaron los datos DFA del pozo
descubridor original del Campo Tahiti con el fin de pronosticar la respuesta
de los canales del espectrómetro (que se muestran como bandas de color
en el Carril 3) para el petróleo, en un pozo de desarrollo subsiguiente. Los
datos DFA de las areniscas M21A y M21B (Carril 2) se ajustaron al modelo,
lo cual indica la conectividad del yacimiento. Los datos de producción
recientes confirmaron esta conectividad, validando el modelo original.
en fase gaseosa: las muestras M21A son similares En consecuencia, la distribución de los asfaltea las muestras recuperadas en la arenisca M21B nos queda determinada por la segregación gravipero se distinguen de éstas. Los datos DFA indica- tacional. En un modelo EOS, la componente
ron la existencia de un gradiente composicional gravitacional corresponde a la flotabilidad estade asfaltenos, como lo señala un incremento del blecida por el principio de Arquímedes para los
color del fluido a medida que aumenta la profun- asfaltenos nanoagregados en una distribución de
didad en ambos cuerpos arenosos. Este gradiente Boltzmann. Los especialistas en fluidos desarrofue corroborado utilizando mediciones de fluidos llaron un modelo EOS basado en un tamaño fijo
de partículas de asfalteno, correlacionando la
de laboratorio.
Para la planeación de los pozos de desarrollo, densidad óptica con la profundidad. Como una
los ingenieros integraron la información
de este indicación de la conectividad, se desarrolló una
Oilfield Review
Autumn 09
estudio para pronosticar las mediciones
DFA en ecuación simple a partir de los datos de campo
FluidsLabSobre
Fig. NEW
16 daba cuenta de la distribución de asfaltenos
las localizaciones de pozos propuestas.
la que
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. NEW 16
base del análisis de asfaltenos, se generaron en casi todo el campo.
El primer pozo de producción encontró petróregistros sintéticos Fluid Profiling para un pozo
subsiguiente y se ajustaron a los datos DFA. Con leo negro que se correlacionó con la concentraesto se validó el modelo y se verificó la conectivi- ción de asfaltenos pronosticada a partir de los
dad dentro de las capas de arenisca encontradas datos del pozo descubridor y de los pozos de evaen el pozo nuevo. Si no hubiera existido ningún luación (arriba). Este análisis confirma que los
ajuste, las estaciones DFA podrían haberse read- asfaltenos se encuentran en una distribución en
quirido para el proceso de validación o el modelo equilibrio tanto en la arenisca M21A como en la
geológico podría haberse ajustado para dar arenisca M21B. Como consecuencia, según lo
pronosticado, cada arenisca posee conectividad
cuenta de las diferencias.
En el Campo Tahiti, el petróleo crudo posee una en gran escala. Este pronóstico fue confirmado
baja relación GOR y es bastante incompresible. posteriormente durante la fase de producción.
53
Datos M21A
Modelo M21A
Datos M21B
Modelo M21B
Datos M21A Norte
Modelo M21A Norte
2X,400
2X,450
Concentración
de asfaltenos, %
1.5
4.0
5.0
2X,500
Profundidad, pies
N
3.0
6.0
Posible falla
7.0
2X,550
2X,600
2X,650
2X,700
2X,750
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
Densidad óptica a 1,000 nm
> Tendencias de densidad óptica y modelado
de asfaltenos. Con el modelo de distribución de
Boltzmann se pronosticó el color (OD) utilizando
un tamaño fijo de partículas pero diferentes
concentraciones de asfaltenos. Los datos de
las muestras y el modelo predictivo demuestran
nuevamente que las areniscas M21A (azul) y
M21B (rojo) son dos areniscas separadas. Los
datos provenientes de un pozo subsiguiente,
perforado en el área norte del campo (verde),
arrojan una tendencia diferente porque el
petróleo proveniente de la arenisca M21A,
presente en la sección norte, posee una
concentración menor de asfaltenos que en
las regiones sur y central.
En los datos de las areniscas M21A y M21B se
observan tendencias de asfaltenos definidas
(arriba). Un pozo subsiguiente, perforado en la
sección norte del campo, reveló una concentración menor de asfaltenos en la arenisca M21A
que en los pozos perforados en otras partes. No se
observó ningún diferencial de presión en la arenisca porque el yacimiento estaba a presión virgen. Siendo casi todas las otras propiedades de
Oilfield Review
Autumn 09Gradientes de presión
FluidsLab Fig. 17
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 17
Profundidad, m
0.374 g/cm3
X,X68.2
X,Z85.6
Y,X00.0
Y,Y06.3
0.982 g/cm3
Incremento de presión
54
los hidrocarburos iguales, la distribución de los
asfaltenos constituyó la forma principal de determinar una falta de conectividad entre el pozo
norte y el resto del yacimiento. La interpretación
posterior al reprocesamiento de los datos sísmicos confirmó la posibilidad de que las regiones
estuvieran separadas por una falla (arriba).
La integración es la clave
El laboratorio de fondo de pozo proporciona una
multiplicidad de información en tiempo real. Pero
si los datos DFA han de ser aprovechados al
máximo, es importante que sean tratados como las
piezas de un rompecabezas más grande. Los inge-
nieros de yacimientos integran las propiedades
medidas de los fluidos con los modelos geológicos
existentes. Los pronósticos de fluidos, basados en
los modelos EOS, son corroborados con las mediciones de fondo de pozo o bien los modelos pueden
adaptarse para que se ajusten a los datos.
Por ejemplo, en el año 2002 un operador del
Mar del Norte identificó un gradiente composicional grande en un pozo descubridor que contenía petróleo y gas.39 La tecnología DFA era
bastante nueva, y el programa de muestreo original fue modificado en tiempo real para generar
un perfil de las propiedades de los fluidos complejas y variables en función de la profundidad.
Review , Gradiente composicional vertical en un pozo
GOR OilfieldGOR
provistoAutumn
09
provisto
descubridor. Los datos de presión y el análisis de
por la FluidsLab
por elFig. 18fluidos (izquierda) muestran una transición de
Composición, % en peso herramienta laboratorio
X,Y75.1
0.599 g/cm3
> Concentraciones de asfaltenos en todo el campo. Este modelo 3D del
yacimiento M21A muestra la concentración de asfaltenos en función de la
profundidad, la cual es consistente con una distribución en equilibrio de los
asfaltenos e indica la conectividad del yacimiento en los conjuntos de
pozos de las porciones central y sur. Las dos penetraciones de pozos del
norte muestran una distribución similar pero diferente, lo cual podría indicar
que el área se encuentra separada por una falla. Una reinterpretación
sísmica reciente indica además la posible presencia de una falla en esta
orientación.
C1
C2-5
C6+ Agua
agua (azul)
(verde) y a gas (rojo),
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.a petróleo
18
3 3
m3/m3
m /m
1,410
1,085
450
336
360
312
320
284
270
265
indicada por los cambios observados en la
pendiente de la línea. El análisis de fluidos
(centro), basado en los datos DFA, muestra un
gradiente con un incremento de la relación GOR
(mayor concentración de gas C1 y C2-5 versus
líquidos C6+) entre la base y el tope de la sección
yacimiento. Esto fue confirmado con las
mediciones GOR de laboratorio (derecha).
Las mediciones de la herramienta DFA indican
la existencia de un gradiente composicional en
el petróleo que no se observó en los datos de
presión. A partir de estos datos se desarrolló
una ecuación de estado (EOS) para pronosticar
la respuesta en los pozos de desarrollo
subsiguientes.
Oilfield Review
Composiciones modeladas
equivalentes a DFA
On
5
Extra
2
Off
3
On
4
On
Modelo de fluidos
Salida del
modelo
Presión, lpc
1
Temperatura, K
Modelado EOS
Medidas
Estación 2, fuera de tendencia
Composiciones medidas
equivalentes a DFA
Resultados del análisis DFA
y del análisis de muestras
, Modelado predictivo DFA. Los datos adquiridos
en el pozo descubridor (extremo inferior derecho)
se combinan con los modelos de yacimientos y
los modelos EOS para pronosticar las mediciones
DFA en un pozo de inyección perforado en fecha
posterior (extremo superior). Dado que la
Estación 2 no se ajustaba al pronóstico, se tomó
una quinta estación que se ajustó a la respuesta
pronosticada y confirmó el modelo original. La
estación fuera de tendencia se consideró
errónea y se descartó. Éste es un ejemplo de
observaciones en tiempo real que sugieren la
reiteración de las pruebas. Sin el modelo
predictivo, los datos erróneos podrían haber
conducido a una conclusión incorrecta, tal
como la existencia de compartimentalización.
Pozo
Pozo
descubridor A
inyector B
A partir del análisis de los datos, los ingenieros
de yacimientos picaron la profundidad del contacto gas-petróleo (GOC) en una posición más
alta dentro del yacimiento y desplazaron el contacto agua-petróleo (OWC) hasta una posición
más baja que la modelada originalmente (página
anterior, abajo). El resultado fue un incremento
de la estimación de las reservas. Posteriormente
se desarrolló un modelo de fluidos EOS basado en
los datos DFA.
En el año 2008, el operador perforó un pozo
de inyección en el campo. Los ingenieros de yacimientos utilizaron el modelo EOS del pozo descubridor para pronosticar las presiones, los gradientes de fluidos, los contactos de fluidos y la
respuesta del registro DFA para el pozo nuevo.
Además, desarrollaron un flujo de trabajo de
modelado predictivo que integró los modelos de
yacimientos, los modelos EOS y los de fluidos
(arriba). Se asumió tanto la condición de equilibrio de los fluidos como de conectividad de flujo.
Cuando los datos medidos del pozo nuevo se compararon con los datos del modelo, se observó un
valor atípico cerca del contacto GOC que no se
ajustaba. Se seleccionó una estación extra, lo
cual permitió validar el modelo original de fluidos y descartar el punto de medición erróneo.
No obstante, aún con esta corrección, en el segundo pozo el contacto GOC se encontró a una
profundidad 18 m [59 pies] menor que la pronosticada, lo cual requirió la refinación posterior del
modelo de yacimiento.
Pozo descubridor
675
Profundidad, m
Pozo de desarrollo
Oilfield Review
Autumn 09
FluidsLab Fig. 21
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 21
C calculado
670
680
1
C2-5 calculado
685
C6+ calculado
690
C1 (DFA)
695
C2-5 (DFA)
C6+ (DFA)
700
705
0
10
20
39.Gisolf A, Dubost F, Zuo J, Williams S, Kristoffersen
J, Achourov V, Bisarah A y Mullins OC: “Real Time
Integration of Reservoir Modeling and Formation
Testing,” artículo SPE 121275, presentado en la
Conferencia y Exhibición Anual de las EUROPEC/EAGE
de la SPE, Ámsterdam, 8 al 11 de junio de 2009.
30
40
50
Composición, % en peso
60
70
C1 pronosticado
C2-5 pronosticado
C6+ pronosticado
C1 (DFA)
C2-5 (DFA)
C6+ (DFA)
–75
Profundidad respecto del contacto GOC, m
665
También se observaron diferencias significativas
entre la composición pronosticada y las mediciones
DFA (abajo). El análisis de los datos DFA provenientes de un punto situado justo por encima del
contacto GOC indicó que la formación de tapones
durante el bombeo estaba afectando la medición.
Un pico producido en la medición de la fluorescencia por este flujo bifásico no estaba siendo contemplado en el modelo. La corrección del modelo por
esta condición mejoró la correlación con los datos
medidos pero persistió una discrepancia.
–50
–25
GOC
0
25
50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Composición, % en peso
> Modelo de ecuación de estado. Los ingenieros desarrollaron un modelo EOS utilizando los datos de pozos descubridores
(extremo superior). Los valores calculados (curvas roja, azul y negra) se compararon con la respuesta de la herramienta DFA en
términos de C1, C2-5 y C6+ (símbolos rojo, azul y negro). El modelo se utilizó luego para pronosticar la composición de los fluidos
para el pozo de inyección (extremo inferior). Si bien los datos C1 y C2-5 concuerdan con el modelo, los datos C6+ de la herramienta
DFA (círculos verdes) difieren considerablemente de los pronósticos del modelo por encima del contacto GOC. Se determinó que
la causa de la discrepancia era la formación de tapones, y los datos fueron reprocesados y corregidos por este efecto.
Volumen 21, no. 4
55
Profundidad vertical verdadera, m
3,660
Pozo A
Pozo B
3,670
3,680
3,690
Densidad óptica, modelo
3,700
3,710
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
Densidad óptica
> Análisis cromático entre pozos. Los datos cromáticos del Pozo A, derivados de las mediciones DFA
(puntos azules), siguen una tendencia consistente aunque los puntos más profundos poseen más color
que los pronósticos de los datos modelados (curva roja). El modelo asume un tamaño fijo de partículas
de asfalteno y da como salida el color en base a la concentración de asfaltenos. Los datos derivados
de las mediciones DFA obtenidas en el Pozo B (verde) se grafican en la línea de tendencia del modelo
en el tope del yacimiento, pero los puntos de medición más profundos se encuentran por encima de la
línea. La observación derivada de los datos del Pozo A, según la cual los fluidos de la porción inferior
del yacimiento poseen más color que el esperado, se refleja en los datos del Pozo B. Si bien ésta podría
ser una indicación de la existencia de compartimentalización, también podría explicarse a través del
desequilibrio de los fluidos en el yacimiento. A partir de los datos de producción, los ingenieros llegaron
a la conclusión de que los dos pozos no se encontraban en compartimientos separados.
Los geólogos creían que los dos pozos tenían los modelos de fluidos EOS y pudieron validar los
sus propios casquetes de gas independientes resultados cuando los datos se desviaron inicialpero asumieron que compartían un yacimiento mente del modelo. La capacidad para ajustar el
de petróleo en común con comunicación de flujo programa en tiempo real proporciona al ingeniero
y de presión. La diferencia inesperada de 18 m de yacimientos una herramienta de diagnóstico
puede explicarse mediante dos escenarios: dese- para el control de calidad de los datos. En este
caso, la revisita de un punto de medición anómalo
quilibrio lateral o compartimentalización.
Para diferenciar estas dos posibilidades, se confirmó el modelo original. De un modo similar,
efectuó un análisis cromático de las fracciones el análisis de los gradientes de color y de los grapesadas, o componentes pesados, de los fluidos. dientes de asfaltenos confirmó la conectividad del
Las fracciones pesadas en general no se verían yacimiento cuando los datos de la prueba inicial
afectadas por dos contactos GOC diferentes; en el fueron poco concluyentes.
gas no existe ningún componente de tipo fracción
pesada. Si la arenisca se encuentra en un solo Resolución de las incertidumbres asociadas
compartimiento, las fracciones pesadas deberían con las operaciones en aguas profundas
Oilfield Review
gradar de manera continua a través del yaci- Los plays de aguas profundas se están volviendo
Autumn 09
miento; si la arenisca se encuentra compartimenFluidsLab Fig. 22más comunes y se están descubriendo campos en
tirantes de agua (profundidad del
talizada, las fracciones pesadas deberían
mostrar áreas cuyos
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 22
un cambio discontinuo. Los datos indican que el lecho marino) las volvía inaccesibles no hace
color es generalmente continuo (arriba). Por mucho tiempo atrás. La relación riesgo-recomotro lado, los datos EOS sugieren la existencia de pensa del sector de E&P de aguas profundas trasfracciones pesadas equilibradas, lo cual indica la ciende el potencial para descubrir acumulaciones
presencia de conectividad. Desde entonces esto grandes de hidrocarburos sin explotar y comprende las decisiones de desarrollo que deben
fue confirmado con los datos de producción.
La integración de los datos permite la compro- tomarse con conjuntos de datos limitados. La
bación predictiva del yacimiento para establecer conectividad de los yacimientos es a menudo la
la conectividad y el equilibrio de los fluidos. Los mayor incertidumbre y no existe ninguna mediespecialistas en fluidos desarrollaron un pro- ción única que pueda proveer una solución
grama de muestreo, con anticipación, a partir de completa.40
56
Los gradientes de presión han sido utilizados
tradicionalmente para confirmar la conectividad
además de computar la densidad de los fluidos y
detectar los contactos de fluidos. El éxito de esta
técnica depende del número de puntos de medición y de su localización dentro de la columna del
yacimiento. Las secciones prospectivas discontinuas, las areniscas finamente laminadas y el fenómeno de supercarga pueden distorsionar o
confundir la interpretación. Los cambios abruptos producidos en la densidad de los fluidos dentro de una columna de fluido, se esperan en los
contactos OWC y GOC; sin embargo, cuando son
detectados dentro de la columna de petróleo indican la posibilidad de compartimentalización.
En un yacimiento de areniscas apiladas del
área marina de África Occidental se empleó un
nuevo sensor que mide la densidad del fluido
vivo. El pozo vertical de evaluación de aguas profundas fue perforado en un tirante de agua de
1,000 m [3,280 pies]. Los objetivos del pozo eran
evaluar el potencial de contener hidrocarburos,
evaluar las propiedades de los fluidos, determinar los contactos de fluidos e identificar la presencia de gradación composicional.41 Los datos se
obtuvieron con una herramienta MDT provista de
dos sensores InSitu Family. Un sensor se encontraba ubicado en el arreglo de probetas guiadas y
un segundo sensor en el módulo InSitu Fluid
Analyzer.
El programa de muestreo de presión incluyó
56 pre-ensayos (pre-tests) de presión, junto con
la generación de perfiles y la extracción de muestras de fluidos en siete profundidades del intervalo prospectivo. Una técnica que utiliza una
gráfica de exceso de presión indicó la existencia
de comunicación de presión dentro del yacimiento y una sola unidad productiva con gradación
composicional. Se identificaron tres gradientes
correspondientes al agua, al petróleo y al gas;
todos con comunicación de presión (próxima
página). Una estación de medición que incluyó el
sensor InSitu Density se ejecutó a una profundidad
medida (MD) de 1,754.5 m [5,756 pies]; es decir,
cerca del tope de la zona de petróleo.
El análisis PVT de laboratorio del fluido recuperado en esa estación indicó una densidad de
petróleo de 0.70 g/cm3. El sensor InSitu Density
registró una densidad de 0.71 g/cm3. Estos valores se corresponden entre sí, con una precisión
40.Elshahawi et al, referencia 33.
41.O’Keefe et al, referencia 23.
Oilfield Review
Análisis
petrofísico
Gas desplazado
Presión de formación
2,900
lpc
Gas
3,200
Densidad del fluido
0.5
Agua
Composición
Metano
g/cm3
1 0
Etano
% en peso
Hexano
Rayos
gamma
100 0
°API
100 0.1
Petróleo
Arenisca
Movilidad por
caída de presión
Agua ligada
mD/cP
Arcilla 1
100,000
1,720
1,740
GOC
Estación A
Estación C
OWC
Profundidad, m
1,760
Estación B
1,780
1,800
1,820
> Contactos de fluidos a partir de datos de presión y datos InSitu Density. Cincuenta y seis puntos de
presión fueron muestreados para construir una curva de perfil de presión (Carril 1). Los datos indican
la existencia de cambios de fluidos a 1,798 m y 1,748 m. Los datos de composición de los fluidos
obtenidos con el módulo InSitu Fluid Analyzer muestran la presencia de petróleo y gas (Carril 2).
Las estaciones A, B y C confirman que la densidad del petróleo (triángulos rojos) es consistente a lo
largo de todo el intervalo de petróleo. A partir de este análisis, el operador confirmó la densidad de
los fluidos, identificó rápidamente los contactos de fluidos y desarrolló un programa DST subsiguiente
que validó el análisis DFA.
de 0.01 g/cm3; típica de las mediciones de densidad de fluidos obtenidas en el ambiente controlado de un laboratorio.
Con los datos DFA que incluyeron la densidad
del fluido, el operador pudo analizar rápidamente
la composición del fluido, determinar los contactos de fluidos y evaluar la conectividad del yacimiento. Dado que la técnica Fluid Profiling no
reveló la existencia de ningún rasgo que actuara
como sello o de compartimentalización potencial, el operador decidió proceder con el plan de
desarrollo inicial.
El laboratorio de fondo de pozo del futuro
Lo que comenzó como una forma de cuantificar la
calidad de las muestras, actualmente se ha convertido en mediciones de laboratorio que cuantifican las propiedades locales de los fluidos.
Conforme se expande la naturaleza de las medi-
Volumen 21, no. 4
ciones DFA, tales como el servicio InSitu Family,
también lo hacen las aplicaciones.
El futuro de los datos DFA puede adoptar dos
direcciones: los servicios de tipo LWD y las nuevas
mediciones. Hoy, las compañías de servicios cuentan con herramientas que pueden proporcionar
perfiles de presión durante la perforación. Tarde o
temprano, los elementos del laboratorio de fluidos
de fondo de pozo se incorporarán en estos servicios, posibilitando la medición de las propiedades
de los fluidos en tiempo real antes de que se produzca la invasión de los fluidos de perforación.
Oilfield Review
Existen en proceso de desarrollo nuevas técAutumn 09
nicas, tales
como laFig.
medición
FluidsLab
23 precisa de la viscosidad local
de
los
fluidos
y de las concentraciones
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 23
de otros componentes. La viscosidad, por ejemplo, posee un impacto significativo sobre la recuperación de los fluidos y, por consiguiente, sobre
la economía del campo. No obstante, las medicio-
nes de la viscosidad en la superficie a menudo
producen una diversidad de efectos que pueden
volverlas imprecisas o inválidas. Para conocer
mejor el yacimiento y maximizar la producción,
los ingenieros de yacimientos podrán utilizar las
mediciones de la viscosidad con el fin de analizar
los fluidos que fluyen desde el yacimiento antes
de que experimenten cambios de fases debidos a
las variaciones de presión y temperatura.
El desarrollo de yacimientos nunca será tan
simple como insertar una pajita larga en un lago
de petróleo crudo para absorberlo. No obstante,
por el momento, el ingeniero de yacimientos
cuenta con un laboratorio portátil extensivo para
enviar al fondo del pozo y ayudar a revelar la complejidad de los fluidos en sitio, contribuyendo al
mismo tiempo a esclarecer la comprensión de la
arquitectura del yacimiento.
—TS
57
Colaboradores
Roger Barton es jefe de geología en True Oil Company,
Casper, Wyoming, EUA. Cuenta con más de 40 años de
experiencia en la industria petrolera. Roger obtuvo un
licenciatura en geología de la Universidad de Colorado
en Boulder, EUA.
Craig Beasley obtuvo una licenciatura, una maestría
y un doctorado en matemátics antes de ingresar en
Western Geophysical en 1981. Ocupó diversas posiciones dentro de los departamentos de ciencias de la
computación, investigación y desarrollo y procesamiento de datos, incluidos los cargos de vicepresidente
de investigación y desarrollo y vicepresidente mundial
de procesamiento de datos, y continuó como vicepresidente de procesamiento de datos después de la formación de WesternGeco. Recibió dos premios Litton
Technology, un premio Silver Award del programa
Performed by Schlumberger y un premio a la Mejor
Presentación de la SEG, y fue conferenciante distinguido de Esso Australia. Es miembro honorario de la
Sociedad Geofísica de Houston y miembro extranjero
de la Academia de Ciencias Naturales de Rusia. Posee
numerosas publicaciones sobre una diversidad de tópicos, tales como la generación de imágenes de la pared
del pozo antes de apilamiento, la migración y la adquisición, y las conexiones entre adquisición, procesamiento y generación de imágenes de la pared del
pozo. También fue vicepresidente y presidente de la
SEG y conferenciante distinguido de la SEG 2009.
Actualmente, con base en Río de Janeiro, es jefe de
geofísica para WesternGeco; además, es asociado de
Schlumberger y presidente del Comité Fundacional
de Geocientíficos sin Fronteras de la SEG.
Ken Bird es geólogo de investigación del Servicio
Geológico de EUA (USGS) con base en Menlo Park,
California, EUA. Se especializa en la geología petrolera
del norte de Alaska, donde su experiencia abarca más
de 45 años e incluye la redacción de más de 100 artículos y resúmenes. Actualmente, es co-líder del proyecto
Alaska Petroleum Resources (Recursos Petroleros de
Alaska). Antes de ingresar en USGS en 1974, pasó
siete años como geólogo de exploración en Shell Oil
Company. Ken posee una licenciatura en geología de
la Universidad Estatal de Oregón en Corvalis, EUA, y
una maestría y un doctorado de la Universidad de
Wisconsin–Madison en EUA.
Jefferson Creek se desempeña como consultor de
investigación senior para el Equipo de Aseguramiento
del Flujo de Chevron Energy Technology Company en
Houston. Es especialista técnico corporativo en análisis de fluidos de yacimientos y comportamiento de
fases de fluidos, depositación de ceras, precipitación
y depositación de asfaltenos y formación de hidratos,
formación y remediación de obstrucciones. Además
dirige el Equipo de Comportamiento de Fases de
Fluidos Virtuales de la compañía. Después de desempeñarse como becario postdoctoral en la Universidad
de California en Los Ángeles, ingresó en Chevron Oil
Field Research Company en 1977 para trabajar en análisis de fluidos y comportamiento de fases de fluidos.
Además trabajó en toxicología analítica automatizada
en el Instituto Militar de Investigación Walter Reed
(desde 1969 hasta 1971). Jeff obtuvo una licenciatura
en química y matemáticas de la Universidad Estatal
58
Middle Tennessee en Murfreesboro, EUA, y una maestría y un doctorado en química y química física de la
Universidad del Sur de Illinois en Carbondale, EUA.
Myrt (Bo) Cribbs es asesor senior de ingeniería de
yacimientos en la Unidad de Negocios de Grandes
Proyectos de Capital y Exploración en Aguas
Profundas del Golfo de México de Chevron, en
Houston. Se desempeñó como especialista en pruebas
de formación y pruebas de pozos durante más de
15 años. Cuenta con 29 años de experiencia como ingeniero de yacimientos en Chevron en Nueva Orleáns,
Houston, y en la Zona Neutral entre Arabia Saudita
y Kuwait. Obtuvo una licenciatura de la Universidad
Estatal de Mississippi en Starkville, EUA, en 1980.
Chengli Dong se desempeña como campeón de dominio para el segmento de Yacimientos de Schlumberger
en la costa norte del Golfo de México desde el año
2008. Está involucrado en análisis de fluidos en el
fondo del pozo, pruebas y muestreo de formaciones
y desarrollo de aplicaciones de los nuevos probadores
de formaciones y productos de respuesta. Comenzó su
carrera en 1991 como ingeniero químico certificado,
trabajando para desarrollar nuevos materiales de
revestimiento y construcción para el Instituto de
Construcción de Beijing y, posteriormente, para
Beijing Nisus New Building Material Company. En el
año 2001, ingresó en Schlumberger para trabajar como
ingeniero de yacimientos principal desarrollando tecnologías de pruebas de formaciones en el Centro de
Productos Sugar Land en Texas, EUA. Chengli posee
una licenciatura en química de la Universidad de
Beijing y un doctorado en ingeniería petrolera de la
Universidad de Texas en Austin.
Bertrand du Castel es asociado de Schlumberger y
reside en Sugar Land, Texas. Sus responsabilidades
principales son las actividades de Schlumberger relacionadas con la tecnología de computación, centrándose actualmente en la aplicación de técnicas de
inteligencia artificial para la automatización de los
campos petroleros. Además está involucrado en la
expansión del alcance del negocio petrolero para
incluir nuevas actividades, tales como la energía
geotérmica. Bertrand ingresó en Schlumberger en
1978 y pasó cinco años en Francia antes de trasladarse
a Austin, en Texas, donde se involucró en las actividades de desarrollo de software de la compañía, incluyendo las actividades de adquisición, comunicación,
procesamiento, logística, y los sistemas operacionales.
Bertrand es ex director y vicepresidente de Petroleum
Open Software Corporation, presidente del comité técnico de Java Card† y miembro de otras organizaciones
petroleras e industriales. En el año 2005, recibió el premio Card Technology Visionary Award por su trabajo
pionero en relación con la tecnología Java Card†. Es
autor de artículos sobre seguridad computacional,
lógica, inteligencia artificial, ingeniería de software y
lingüística, y además posee patentes tanto en el ámbito
de la computación general como en el ámbito de la computación asociada con el campo petrolero. Junto con
Tim Jurgensen, es co-autor de Computer Theology:
Intelligent Design of the Worldwide Web (Midori Press,
2008). Bertrand posee una licenciatura en ingeniería de
la École Polytechnique de París, y un doctorado en ciencia teórica de la computación de la Universidad de París.
Tor Ellis se desempeña como ingeniero senior de terminación de pozos en Marathon Petroleum Company
(Noruega) LLC desde 2003 y reside en Stavanger. Es
ingeniero principal de terminación de pozos para los
proyectos multi-pozo Alvheim y Volund, para los que
coordina todas las actividades relacionadas con las
operaciones de terminación de pozos asociadas con
los diversos tipos de pozos de estos proyectos. Luego
de obtener una licenciatura (con mención honorífica)
en ingeniería mecánica de la Universidad Heriot-Watt
en Edimburgo, Escocia, en el año 1997, ingresó en
Marathon Oil UK (Ltd) en Aberdeen como ingeniero
de terminación de pozos para los campos Brae y otros
activos de Marathon en Europa. Desde 2001 hasta
2002 residió en Houston, trabajando como ingeniero de
terminación de pozos marinos en el proyecto Canyon
Express del Golfo de México. Antes de ocupar su posición actual, trabajó como ingeniero de terminación de
pozos para el pozo de desarrollo Greensand en el área
marina de Irlanda, en el sector norte del Mar Celta.
Hani Elshahawi dirige el centro global de servicios de
expertos en Tecnologías de Muestreo y Evaluación de
Fluidos (FEAST), donde está a cargo de la planeación,
ejecución y análisis de las operaciones globales, de
alto perfil, de pruebas de formación y muestreo de fluidos. Hani posee más de 20 años de experiencia en la
industria petrolera y ha trabajado tanto en compañías
de servicios como en compañías operadoras en más de
10 países de África, Asia y América del Norte. Ocupó
posiciones relacionadas con interpretación, consultoría, operaciones, mercadeo y desarrollo de productos.
Titular de numerosas patentes y autor de más de 70
artículos relacionados con la ingeniería petrolera y las
geociencias, actualmente es presidente de la SPWLA y
conferenciante distinguido de la SPE. Posee una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.
Alpay Erkal se desempeña como gerente de proyectos
en el Centro de Tecnología Regional de Schlumberger
en Houston, donde está involucrado en el modelado de
la producción de agua en campos de gas de lutita.
Comenzó su carrera en Schlumberger en 1999 como
ingeniero de yacimientos para la división
Schlumberger Information Solutions (SIS) y dirigió el
Grupo de América del Norte de la división SIS, responsable de las áreas de soporte, entrenamiento y consultoría para el software de ingeniería de yacimientos.
Además, trabajó como ingeniero de campo en Mobil
Mediterranean y como ingeniero de Investigación y
Desarrollo para Turkish Petroleum Company. Obtuvo
su licenciatura en ingeniería geológica de la
Universidad Técnica de Medio Oriente en Ankara,
Turquía, y una maestría y un doctorado del
Departamento de Ingeniería Geológica y Petrolera de
la Universidad de Ciencia y Tecnología de Missouri en
Rolla, EUA. Antes de ingresar en Schlumberger, Alpay
trabajó como becario post-doctoral en la Universidad
de Ciencia y Tecnología de Missouri y luego en la
facultad de investigación de la Universidad Alfred
en Nueva York, EUA.
Oilfield Review
Jesús García Hernández es subgerente de Caracterización de Activos de PEMEX para el Activo de
Exploración Sur en Villahermosa, Tabasco, México.
Posee amplia experiencia en evaluación de áreas
prospectivas y producción en operaciones marinas.
Jesús obtuvo una licenciatura en geología petrolera
del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero en
Tamaulipas, México, además de una maestría en
administración de empresas de la Universidad
Autónoma del Carmen-Tulane.
Gordon Goh se desempeña como ingeniero de yacimientos en el segmento de Servicios de Datos y
Consultoría de Schlumberger con base en Kuala
Lumpur. Trabaja en Schlumberger desde el año
2001. Gordon obtuvo una licenciatura en ingeniería
química de la Universidad de Malasia y una maestría
en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt
en Edimburgo, Escocia.
José M. Grajales-Nishimura está a cargo de la
coordinación de las actividades de investigación
del Programa de Geología del Instituto Mexicano
del Petróleo (IMP) en Ciudad de México. Durante
su carrera en el IMP, estuvo involucrado en diversos
proyectos de investigación tales como las actividades
de petrología y geocronología para el mapeo regional
de las rocas de basamento o de las rocas ígneas más
modernas que tienen influencia en las cuencas petroleras de México. Trabajó además en la aplicación de
isótopos del estroncio en la estratigrafía, y en los estudios diagenéticos del origen y la distribución de la
porosidad en los yacimientos carbonatados. Su actividad de investigación actual se centra en el estudio de
las rocas yacimiento carbonatadas mediante la utilización de analogías con afloramientos, incluyendo las
brechas carbonatadas del límite K-T que corresponden
a la principal unidad productora de petróleo del sur de
México. José posee una maestría en geoquímica y geocronología de la Universidad de Arizona en Tucson,
EUA, y un doctorado en geología de la Universidad
Nacional Autónoma de México (UNAM).
Peter Hegeman es gerente de proyectos y asesor de
ingeniería en Muestreo y Presión de Yacimientos del
Centro de Productos de Schlumberger en Sugar Land.
Ingresó en Schlumberger en 1978. Sus intereses incluyen pruebas de pozos, análisis de presiones transitorias, pruebas de formación y análisis de sistemas de
producción. Peter posee una licenciatura y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Estatal
de Pensilvania en University Park, EUA.
Ben Herber es estudiante graduado y está por obtener
una maestría de la Universidad de Colorado en
Boulder. Obtuvo su licenciatura de la Universidad de
Texas en Austin en el año 2005, especializándose en
geología. Trabajó tres años en Remington Oil and Gas
que posteriormente se convirtió en Helix Energy
Solutions Group. Su especialidad es la interpretación
de datos sísmicos 3D además de la sedimentología y la
estratigrafía. Luego de obtener su maestría, ingresará
en Shell Exploration and Production Company en
Houston.
Volumen 21, no. 4
Timo Jokela es gerente de desarrollo de negocios
para nueva tecnología en Reslink AS, una compañía
de Schlumberger en Stavanger. Comenzó su carrera
en Wireline con la empresa Otis Engineering en el año
1977, y ocupó posiciones como supervisor de operaciones de terminación de pozos, gerente de base y supervisor de operaciones. Trabajó como arquitecto de
terminaciones de pozos en Stavanger en el año 2002,
y luego ingresó en Reslink en 2008.
Christian Koeberl es jefe del Departamento de
Investigación Litosférica de la Universidad de Viena en
Austria. Sus intereses abarcan las actividades de investigación de las estructuras de impacto, la geoquímica,
la cosmoquímica y la geología planetaria. Obtuvo un
doctorado en astronomía y química de la Universidad
de Graz en Austria. Fue investigador principal en dos
proyectos de perforación de estructuras de impacto
para el Programa Internacional de Perforaciones
Científicas Continentales: la estructura del Bosumtwi
en Ghana y la estructura de impacto de la Bahía de
Chesapeake en EUA. Sus publicaciones comprenden
15 libros, aproximadamente 340 publicaciones de
investigación arbitradas, y más de 400 resúmenes y
otras publicaciones no revisadas. Christian integró las
juntas examinadoras de numerosas revistas y actualmente es redactor jefe de la publicación Geological
Society of America Bulletin.
Svein Kvernstuen es gerente de cuentas de
Reslink AS en Stavanger, donde supervisa el soporte
de las ventas de productos y las operaciones de mercadeo de Reslink en los mercados de Noruega, Rusia e
Indonesia. Posee una licenciatura en ingeniería mecatrónica del Agder University College en Grimstad,
Noruega, y un diploma en economía empresarial de la
Escuela Noruega de Gestión en Stavanger. Antes de
ingresar en Reslink, trabajó como ingeniero mecatrónico para Nodeco AS y como ingeniero de campo
senior e ingeniero de proyectos para Aker Maritime
en Noruega. En el año 2000, ingresó en Reslink como
gerente regional en Stavanger. Antes de ocupar su
posición actual en el año 2009, residió en Perth,
Australia, como gerente de desarrollo de negocios
de Reslink. Estuvo a cargo de los equipos y servicios
de terminaciones en agujero descubierto en las
regiones de Australia, Papúa Nueva Guinea, Nueva
Zelanda e Indonesia.
Robert Lestz es gerente temático de Investigación
y Desarrollo de recursos no convencionales para
Chevron Energy Technology Company en Houston.
Trabajó en el continente en la Cuenca Forth Worth,
en el norte y sur de Texas, y en África Occidental
como ingeniero de terminación, producción y de yacimientos, a cargo de las operaciones de terminación de
pozos nuevos y de la optimización de la producción
base. En el año 2001, fue consultor técnico para el
Grupo de Nuevos Emprendimientos de Chevron.
Actualmente trabaja para la compañía de tecnología
de Chevron dirigiendo el segmento de investigación y
desarrollo y servicios técnicos para recursos no con-
vencionales, tales como las lutitas petrolíferas y la
energía geotérmica. Robert es graduado en ingeniería
petrolera de la Universidad de Texas en Austin.
Edmund Leung se desempeña como ingeniero de yacimientos senior en Reslink, especializándose en el
modelado y el monitoreo del control de flujo, y reside
en Stavanger. Obtuvo una licenciatura en ingeniería
petrolera (con mención honorífica) de la Universidad
de New South Wales en Sydney, Australia. Comenzó su
carrera en 1996 como consultor en ingeniería de yacimientos, enfocándose en la interpretación y el diseño
de pruebas de pozos para Santos Ltd., en Adelaide,
Australia. Desde entonces ocupó numerosas posiciones
técnicas y de desarrollo de negocios en Australia,
Nueva Zelanda, Papúa Nueva Guinea, Asia, Medio
Oriente y EUA. Antes de ingresar en Reslink en el
año 2008, Edmund fue gerente de desarrollo de negocios de software en Dubai, donde estuvo a cargo del
crecimiento y el soporte de aplicaciones de simulación
de yacimientos y de flujos de trabajo, servicios y tecnologías de supervisión de la producción en tiempo real.
Amy Long es gerente senior del segmento de
Consultoría de Negocios de Schlumberger y reside
en Singapur. Brinda asesoramiento a los operadores
de E&P en asuntos estratégicos y organizacionales
que incluyen modelos comerciales para sistemas
geotérmicos convencionales y mejorados. Además, dirigió proyectos de consultoría enfocados en estrategias
corporativas, integraciones posteriores a fusiones de
compañías, manejo de portafolios de activos, diseño de
organizaciones y desarrollo de competencias técnicas.
Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2003, Amy
trabajó para Arthur D. Little. Posee una licenciatura en
relaciones internacionales de la Universidad de
Stanford en California, y un certificado del Instituto
Europeo de Administración de Empresas (INSEAD).
Susan Juch Lutz trabaja como geólogo senior y petrólogo en el Centro de Excelencia del Laboratorio de
Geomecánica de Schlumberger TerraTek* en Salt Lake
City, Utah, EUA. Allí se desempeña como gerente técnico del Laboratorio de Difracción de Rayos X, ejecutando análisis cuantitativos de roca entera y minerales
de arcilla, sobre todo para los yacimientos de gas en
areniscas compactas de EUA. Previamente, desde 1988
hasta 2004, se desempeñó como geólogo de investigación para el Instituto de Energía y Geociencia de la
Universidad de Utah y trabajó en una gran diversidad
de proyectos de hidrocarburos y geotérmicos. Posee
más de 20 años de experiencia en yacimientos geotérmicos de circulación profunda y alojados en volcanes,
respecto de los cuales sus áreas de especialización
incluyen la geología general y la evolución de los sistemas geotérmicos y la zonificación de arcillas y minerales de alteración. Susan obtuvo una licenciatura y una
maestría en geología de la Universidad de Utah y está
trabajando para terminar su tesis doctoral sobre el sistema geotérmico asociado con la presencia de fallas
del Valle de Dixie, en Nevada, también de la
Universidad de Utah.
59
Terje Moen es gerente de investigación y desarrollo de
Reslink AS en Stavanger, donde supervisa el desarrollo
de productos dentro del ámbito de la tecnología de
cedazos (filtros) y dispositivos de control de influjo
(ICD), y ayuda a desarrollar nuevos productos en base
a la interacción existente entre el yacimiento y las terminaciones con cedazos. Fue cofundador de Reslink
en 1996 y trabajó en ventas y mercadeo, y en ingeniería y desarrollo de productos. Terje posee una maestría
en ingeniería mecánica y un doctorado en ingeniería
petrolera de la Universidad Noruega de Ciencia y
Tecnología, en Trondheim.
Oliver C. Mullins se desempeña como químico y asesor
científico de Schlumberger en Houston. Basándose en
la tecnología existente, es el principal creador del
Análisis de Fluidos en el Fondo del Pozo (DFA), una
nueva línea significativa de productos en la industria
petrolera, por la que recibió tres premios Golden
Award del programa Performed by Schlumberger. Es
autor de un libro sobre la física de los fluidos de yacimientos y el análisis DFA y fue conferenciante distinguido de la SPWLA y de la SPE en relación con este
tema. Además lidera un grupo de investigación activa
en ciencia de los asfaltenos y del petróleo, concentrándose en las estructuras moleculares y coloidales de los
asfaltenos y, en particular, en la dispersión de los asfaltenos en el petróleo crudo de los yacimientos. Es coeditor de tres libros y co-autor de nueve capítulos sobre
asfaltenos, además de 150 publicaciones con 1,900
citas literarias en revistas arbitradas de estas publicaciones. Posee 52 patentes de EUA y además es profesor
adjunto de ingeniería petrolera de la Universidad A&M
de Texas, en College Station.
Gustavo Murillo-Muñetón posee una licenciatura en
geología del Instituto Politécnico Nacional (IPN) en
Ciudad de México. Además obtuvo una maestría de la
Universidad del Sur de California en Los Ángeles, y un
doctorado de la Universidad A&M de Texas. En el
pasado, realizó estudios petrogénicos y geocronológicos
de las rocas ígneas y metamórficas de diferentes cuencas de México. Durante los últimos 10 años, sus actividades de investigación se centraron principalmente en
la sedimentología, la estratigrafía y la diagénesis de los
yacimientos carbonatados. Es Instructor de la Escuela
Superior (jornada parcial) de Ingeniería y Arquitectura
del IPN.
Martin Neumaier ingresó en Schlumberger en
Aachen, Alemania, como geólogo en el año 2008.
Obtuvo una licenciatura en geología y una maestría
en yacimientos geológicos de la Universidad de
Montpellier, Francia. Martin estuvo involucrado en
operaciones de calibración de la presión y la temperatura y en la implementación de los efectos del cráter
de impacto Avak en el estudio de los sistemas petroleros del Talud Norte de Alaska. Actualmente, su proyecto principal es un estudio integrado, que abarca
desde el play hasta el área prospectiva de los sistemas
petroleros del margen del Atlántico correspondiente al
sector Noruego.
Michael O’Keefe se desempeña como campeón de productos de Schlumberger para el análisis de fluidos en
el fondo de pozo (DFA) desde el año 2006 y reside en
Hobart, Tasmania, Australia. Está a cargo del desarro-
60
llo de nueva tecnología DFA para la provisión de soluciones útiles para la industria petrolera a lo largo del
ciclo de vida completo de los proyectos, desde la fase
de investigación y desarrollo hasta la de ingeniería, las
pruebas de campo y la comercialización de nuevos servicios. Ingresó en Schlumberger en 1990 como ingeniero de campo de Wireline en Austria. Desde 1991,
desempeñó funciones en Noruega, Arabia Saudita y
Australia; en su posición previa de ingeniero de yacimientos principal tuvo proyectos en muchos otros
lugares del mundo. Co-autor de 17 artículos técnicos
y 15 patentes presentadas, Michael recibió el premio
Golden Award del programa Performed by
Schlumberger por la tecnología DFA en el año 2005, y
por la herramienta Quicksilver Probe* en el año 2006.
Como miembro del equipo de desarrollo de la herramienta Quicksilver Probe, también ganó el galardón
Hart a la Actuación Meritoria en Ingeniería en el año
2006. Obtuvo licenciatura (con mención honorífica)
en ingeniería electrónica de la Universidad de
Tasmania, Hobart.
Kenneth Peters es asesor de recursos y gerente de
desarrollo de negocios del segmento de Servicios
Integrados de Exploración de Schlumberger, y utiliza
la geoquímica y el modelado numérico para estudiar
los sistemas petroleros. Posee más de 30 años de experiencia trabajando para Chevron, Exxon Mobil y USGS,
y además enseñó geoquímica del petróleo y modelado
de cuencas en Chevron, Mobil, Exxon Mobil, Oil & Gas
Consultants International, la Universidad de
California, en Berkeley, y la Universidad de Stanford.
Es el autor principal de The Biomarker Guide
(Cambridge University Press, 2005) y profesor consultor de la Universidad de Stanford, donde es el organizador principal del Programa Basin and Petroleum
System Modeling Industrial Affiliates. Es presidente
del Comité de Investigación de la AAPG, conferenciante distinguido de la AAPG para 2009 y 2010,
editor asociado para AAPG Bulletin and Organic
Geochemistry, y editor del disco compacto AAPG
2009 Getting Started in Basin and Petroleum
System Modeling. Fue el organizador principal de
la Conferencia de Investigación de Hedberg 2009
de la AAPG sobre Modelado de Cuencas y Sistemas
Petroleros. Recibió el premio Schlumberger Henri
Doll 2009 por la innovación y el premio Alfred E. Treibs
2009 que se otorga a los científicos cuyas contribuciones han tenido un impacto significativo sobre la geoquímica orgánica. Ken posee una licenciatura y una
maestría en geología de la Universidad de California
en Santa Bárbara, y un doctorado en geoquímica de
la Universidad de California en Los Ángeles.
Francisco Porturas se desempeña como ingeniero de
yacimientos en Reslink AS, involucrado en las operaciones de simulación de terminaciones y modelos de la
región vecina al pozo que mejoran la producción y destacan la tecnología moderna de manejo de yacimientos
con dispositivos ICD y las operaciones y terminaciones
mundiales. Posee más de 17 años de experiencia en la
industria del petróleo y el gas, trabajando con las compañías más importantes de servicios de petroleros y en
el sector académico como profesor asociado de la
Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología (NTNU)
en Trondheim, la Universidad de Stavanger y la
Universidad Nacional de Ingeniería (UNI), Heriot-Watt
University en Lima, Perú. Francisco obtuvo una licenciatura y una maestría en geología y geofísica de la
NTNU y de la Universidad Nacional Mayor de San
Marcos en Lima.
Anne Gerd Raffn se desempeña como analista de
productos para Schlumberger Information Solutions
en Abingdon, Inglaterra, y actualmente trabaja en
diseños avanzados de terminación de pozos y en flujos
de trabajo de optimización de los software Petrel*
y ECLIPSE*. Posee una maestría en ingeniería de
la Universidad Técnica de Dinamarca en Lyngby.
Comenzó su carrera en el año 1992 en Amoco en
Stavanger. Anne cuenta con amplia experiencia que
abarca desde la ingeniería de desarrollo de campos
petroleros en Esso Norge y consultoría e ingeniería
de producción en Norsk Hydro hasta la ingeniería de
yacimientos de Technoguide AS en Noruega. Ingresó
en Reslink como ingeniero de yacimientos senior en
el año 2003 y ha diseñado las aplicaciones de yacimientos ICD ResFlow* y ResInject* de todo el mundo
en los software Petrel y ECLIPSE.
Kenneth Riedel es gerente de ingeniería de yacimientos de Chevron Geothermal Indonesia Ltd. Posee
20 años de experiencia en la industria geotérmica en
EUA, Indonesia y Filipinas, y cinco años en la industria
del petróleo y el gas. Obtuvo una licenciatura y una
maestría en ingeniería petrolera de la Escuela de
Minas de Colorado en Golden. Ken reside actualmente
en Yakarta, donde Chevron opera los campos geotérmicos Darajat y Salak.
Oliver Schenk es geólogo y analista de sistemas
petroleros de Schlumberger Integrated Services for
Exploration (IES) en Aachen, Alemania. Actualmente
se desempeña como gerente de proyectos para el estudio multicliente del Talud Norte de Alaska, el cual
constituye el primer esfuerzo importante en materia
de modelado de sistemas petroleros 3D sobre la base
de un modelo geológico a escala regional de esta área.
Oliver obtuvo una maestría y un doctorado en geología
de la Universidad Técnica de Aachen.
Mike Sheppard es jefe del Departamento de
Interpretación y Geomecánica del Centro de
Investigaciones de Schlumberger en Cambridge
(SCR), Inglaterra. Ingresó en SCR como investigador
científico en el año 1982 en el grupo de modelado
matemático. Cinco años después se convirtió en
investigador científico senior y pasó a integrar el grupo
de perforación y mecánica de rocas. Posteriormente,
fue trasladado al departamento de ingeniería de
Anadrill como líder de la sección de interpretación.
Regresó a SCR en 1992 como jefe de departamento.
Mike posee una maestría y un doctorado en física
de la Universidad de Oxford en Inglaterra.
Torger Skillingstad es gerente de mercadeo de
Reslink AS en Stavanger. Antes de ingresar en Reslink
en el año 2002, Torger ocupó diversas posiciones de
ingeniería en el segmento de Perforación y Mediciones
de Schlumberger, incorporándose en ese grupo en
1995. Previamente, se desempeñó como perforador
direccional e ingeniero MWD. Obtuvo su licenciatura
y su maestría en ingeniería petrolera del Centro
Universitario de Rogaland en Stavanger.
Oilfield Review
Sanjaya Sood es vicepresidente de servicios de
energía geotérmica para Schlumberger y reside en
Houston. Sanjaya provee liderazgo, estrategia global y
ejecución para el negocio geotérmico a nivel mundial.
Antes de ocupar esta posición, Sanjaya desempeñó
diversos roles de liderazgo, incluido el de vicepresidente de Global Real Time y de Schlumberger
Information Solutions, vicepresidente y gerente general de Schlumberger India y gerente de personal de
Oilfield Services en Medio Oriente. Comenzó su
carrera como ingeniero de campos petroleros y pasó
los primeros años en operaciones, desarrollo de tecnología y gerenciamiento. Obtuvo una licenciatura en
ingeniería mecánica (con distinciones) del Instituto
Indio de Tecnología en Delhi.
Jack Stark es vicepresidente senior de exploración
de Continental Resources desde 1998. Ingresó en la
compañía en 1992 como vicepresidente de exploración
e integró el directorio de la compañía hasta mayo de
2008. Antes de ingresar en Continental Resources,
fue gerente de exploración para la Región Oeste del
Continente para Pacific Enterprises y ocupó diversas
posiciones de asesoría y gerenciamiento en Cities
Service Company y Texas Oil and Gas. Posee una
maestría en geología de la Universidad Estatal de
Colorado y es miembro de la AAPG, la Asociación de
Petróleo Independiente de Oklahoma, la Asociación
de Geólogos de las Montañas Rocallosas, la Sociedad
Geológica de Houston y la Sociedad Geológica de la
Ciudad de Oklahoma.
Paul B. Vorkinn se desempeña como consultor de
mercadeo y ventas para Reslink AS en Noruega.
Trabajó para Schlumberger en diversos países desempeñando varias funciones desde 1983 hasta 1999,
momento en el cual comenzó a trabajar como consultor para Hitec and Petroleum Geo-Services (PGS).
Entre 2001 y 2003, fue contratado por Reslink en
Stavanger. Paul obtuvo una maestría en ingeniería
química de la Universidad Noruega de Ciencia y
Tecnología en Trondheim, Noruega.
Paul Weimer es titular de la cátedra patrocinada por
Bruce D. Benson en el Departamento de Ciencias
Geológicas de la Universidad de Colorado en Boulder,
donde se desempeña además como Director del Centro
de Investigación Aplicada de Energía y Minerales
(EMARC). Sus principales áreas de investigación
incluyen la sísmica y la estratigrafía secuencial, y el
análisis de los sistemas petroleros de los márgenes
continentales de aguas profundas. Su trabajo abarca
todos los ambientes depositacionales de 40 cuencas
del mundo. Parte de sus nuevas actividades de investigación se centran en las visualizaciones geológicas
interactivas para el público. Paul posee una licenciatura del Pomona College en Claremont, California,
una maestría de la Universidad de Colorado, y un
doctorado de la Universidad de Texas en Austin,
todos en geología.
Volumen 21, no. 4
Keita Yoshioka se desempeña como investigador
científico principal en Chevron Energy Technology
Company en Houston, donde lleva a cabo actividades
de investigación relacionadas con el análisis integrado
de la simulación de la física del subsuelo y de las presiones transitorias y la temperatura. Antes de ocupar
esta posición en el año 2008, trabajó en Chevron
Geothermal Salak en Yakarta. Autor de numerosos
artículos e informes técnicos, Keita obtuvo una licenciatura en ingeniería en recursos y medio ambiente de
la Universidad Waseda en Tokio, y un doctorado en
ingeniería petrolera de la Universidad A&M de
Texas en College Station.
Tom Zimmerman es vicepresidente de tecnología de
Schlumberger para Medio Oriente y Asia. Obtuvo una
licenciatura de la Universidad Purdue, West Lafayette,
Indiana, EUA, y una maestría de la Universidad de
Maryland en College Park, Maryland, EUA, ambas
en ingeniería mecánica. Desde su ingreso en
Schlumberger en 1975, ha desempeñado diversas posiciones en ingeniería y gerenciamiento, incluyendo un
intenso trabajo en técnicas de disparos y pruebas de
formación. Como asociado de Schlumberger, Tom es
uno de los diez expertos técnicos líderes que guían la
estrategia técnica de la compañía. Forma parte de
varias juntas académicas y de la industria, y preside
el Consejo Consultivo Industrial del Departamento
de Enseñanza de la Ingeniería de Purdue.
Julian Youxiang Zuo se desempeña como ingeniero
de yacimientos principal y líder de equipo de
Modelado de Fluidos en el Centro de Tecnología DBR
de Schlumberger en Edmonton, Alberta, Canadá. Allí
trabaja en nuevos flujos de trabajo, modelos de fluidos
y metodologías para la generación de perfiles DFA de
las columnas de petróleo, utilizando fracciones livianas y pesadas, y en la comprobación de estas tecnologías en estudios de campo. Además, ha desarrollado
productos de software basados en ecuaciones de
estado de DBR. Antes de ingresar en DBR en 1998,
se desempeñó como ingeniero químico en ARMINES,
École des Mines de París, Francia; profesor asociado
de investigación en la Universidad Técnica de
Dinamarca en Lyngby; gerente de desarrollo de
productos en Beijing KW System Integrated Ltd; y
conferenciante en la Universidad del Petróleo de
China en Beijing. Julian obtuvo una licenciatura de la
Universidad de Tecnología de Zhejiang en Hangzhou,
China; una maestría del Instituto de Investigación de
la Industria Química de Shangai; y un doctorado de
la Universidad del Petróleo de China, todos en
ingeniería química.
Próximamente en Oilfield Review
El manejo del agua. Las operaciones con petróleo
y gas utilizan cantidades significativas de agua a lo
largo de la vida productiva de un campo. Los costos
asociados con la producción, el tratamiento y la
eliminación de este volumen de agua han producido
un impacto importante en nuestra industria. Ahora,
los operadores pueden emplear una amplia gama
de tecnologías que ayudan a recuperar, renovar y
reutilizar las aguas generadas en los campos
petroleros.
Monitoreo de la corrosión en el fondo del pozo.
La corrosión es un problema costoso para la
industria del petróleo y el gas. Su identificación y
monitoreo en las sartas de tuberías de fondo de pozo
son elementos importantes del mantenimiento de los
campos petroleros. Este artículo describe la última
generación de herramientas de fondo de pozo que
detectan la corrosión en base a mediciones de
inducción electromagnética. Se analiza además la
física de las mediciones y las capacidades de las
herramientas para evaluar los procesos de corrosión
y corrosión por picaduras, tanto en las sartas
simples como en las sartas múltiples.
Revitalización de campos petroleros. Si bien la
inyección de agua en general es una técnica eficiente
para revitalizar la producción en los campos más
antiguos, con el tiempo puede ocasionar complicaciones. Alguna vez considerado un productor prolífico,
el Campo Casabe de Colombia ha sido mejorado
con técnicas de inyección de agua desde 1975. La
complejidad de sus estructuras y de su litología
produjo el colapso de sus pozos y la irrupción
prematura de agua. Subsiguientemente, la inyección
de agua se interrumpió en forma gradual y la
producción declinó de manera significativa. Desde
el año 2004, un proyecto de reingeniería de gran
envergadura produjo resultados que se tradujeron
en la duplicación de la producción y el incremento
del factor de recuperación. Este artículo investiga
los desafíos que se plantean en el área y los métodos
utilizados para superarlos.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
†Java Card es una marca registrada de Sun Microsystems Inc.
61
NUEVAS PUBLICACIONES
ingenieros de minas. Recomiendo
especialmente a quienes tengan interés
en los estudios de caracterización y
modelado del subsuelo que examinen
las técnicas extensivamente comprobadas abordadas en este libro.
Tutuncu AN: The Leading Edge 28, no. 10
(Octubre de 2009): 1272-1273.
La arena: La historia sin fin
Michael Welland
University of California Press
2120 Berkeley Way
Berkeley, California 94704 EUA
2009. 360 páginas. US $24.95
ISBN 978-0-5202-5437-4
Describiendo la historia de uno de los
materiales más ubicuos y diversos de
la naturaleza, este libro examina la
ciencia forense de la arena, la física
de los materiales granulares, la
sedimentología, la paleontología y la
arqueología; además de su rol en la
historia de la humanidad y el comercio.
El geólogo Welland describe cómo este
material humilde ha hecho posibles
las computadoras, los edificios y
las ventanas, la pasta dental, los
cosméticos y el papel. El texto explora
el contexto humano de la arena a
través de cuentos entretejidos acerca
de artistas, matemáticos, exploradores
y hasta un vampiro.
Contenido:
• Los individuos: nacimiento y carácter
• Las tribus: el extraño mundo de los
materiales granulares
• La arena y la imaginación I: números
muy grandes de cosas muy pequeñas
• Las sociedades en movimiento: un
viaje al mar
• En avance: olas, mareas y tormentas
• Soplando en el viento: paisajes
desérticos
• El testigo: los testamentos de
la arena
• La arena y la imaginación II:
historias, el inventor y la inspiración
• El sirviente: la arena en nuestras
vidas
• Hacia afuera y adelante: más allá de
la Tierra, más allá del presente
• Epílogo: un desierto misterioso
• Fuentes y otras lecturas, Índice
Es posible ver varios mundos en
un grano de arena, y un mundo de
información fascinante en este libro.
Perkins S: Science News 175, no. 5
(28 de febrero de 2009): 31.
62
Las gráficas logran de manera
agradable el objetivo de los editores de
ilustrar la ciencia, pero la verdadera
fuerza del texto reside en los ensayos.
Schmidt y Wolfe reúnen una serie
impresionante de colaboradores que
proveen análisis informativos y lúcidos
de los temas clave en la ciencia y la
política del clima.
Hewitt WF: “The Big Picture,” Nature,
http://www.nature.com/climate/2009/0906/full/
climate.2009.45.html (Se accedió el 3 de enero
de 2010).
El manual de física de rocas:
Herramientas para el análisis
sísmico de los medios porosos
(Segunda Edición)
Gary Mavko, Tapan Mukerji y
Jack Dvorkin
Cambridge University Press
32 Avenue of the Americas
Nueva York, Nueva York 10013 EUA
2009. 544 páginas. US $64.00
ISBN 978-0-521-86136-6
Este texto combina las relaciones
teóricas y empíricas que forman los
cimientos de la física de las rocas, con
particular énfasis en las propiedades
sísmicas. En 76 artículos, incluye
modelos y relaciones utilizados comúnmente para las propiedades eléctricas
y dieléctricas de las rocas. Contiene
además resultados empíricos útiles
sobre las rocas yacimiento y los sedimentos, los medios granulares, tablas
de datos de minerales y un atlas de las
propiedades de rocas yacimiento.
Contenido:
• Herramientas básicas
• La elasticidad y la ley de Hooke
• La propagación de las ondas
sísmicas
• Medios elásticos efectivos: los
límites y las leyes de la mezcla
• Medios granulares
• Los efectos de los fluidos sobre
la propagación de las ondas
• Las relaciones empíricas
• El flujo y la difusión
• Las propiedades eléctricas
• Apéndices, Referencias, Índice
Si no tiene este texto, puedo
asegurarle que será una valiosa
incorporación a su biblioteca.
Naturalmente, me refiero a la comunidad geofísica. Además constituye un
excelente texto de referencia para los
especialistas en geomecánica, los
petrofísicos, los hidrólogos, los geólogos, los ingenieros de yacimientos, los
ingenieros de perforación, los tecnólogos de producción, los científicos
ambientales, los sismólogos y los
El cambio climático:
Dibujando la ciencia
Gavin Schmidt y Joshua Wolfe
W.W. Norton & Company
500 Fifth Avenue
Nueva York, Nueva York 10110 EUA
2009. 320 páginas. US $24.95
ISBN 978-0-393-33125-7
Los autores combinan el análisis científico con fotografías impresionantes para
ilustrar los efectos del cambio climático
sobre el ecosistema global. Con colaboraciones de 16 científicos, ingenieros,
escritores, activistas y fotógrafos, el
científico del clima de la NASA,
Schmidt, y el fotógrafo Wolfe abordan
una diversidad de cambios climáticos
observables: el derretimiento de los
hielos y del permafrost en los polos; el
aumento de los niveles de los mares en
las ciudades; el incremento de las
sequías, los incendios forestales y las
tormentas extremas; y el aumento de
los químicos industriales y agrícolas.
Contenido:
• Síntomas: Tomando la temperatura
del planeta; Cambios en el norte;
Cambios en el mar; Yendo a los
extremos; El alma de la fiesta
• Diagnóstico: Los impulsores del
clima; Estudio del clima; La
prognosis para el clima
• Posibles curas: Estableciendo
nuestra postura tecnológica;
Cuidado preventivo del planeta;
Una nota final
• Lecturas adicionales, Colaborador
• Biografías, Índice
El cielo se vino abajo:
Una historia íntima de
las estrellas fugaces
Christopher Cokinos
Jeremy P. Tarcher/Penguin Group
375 Hudson Street
Nueva York, Nueva York 10014 EUA
2009. 528 páginas. US $27.95
ISBN 978-1-585-42720-8
Este libro describe el rol que han
desempeñado los meteoritos en la
historia y provee un perfil de algunos
buscadores de meteoritos claves. En
un viaje altamente personal, el autor
traslada a los lectores desde la
Antártida hacia el espacio exterior
para describir cómo el estudio de
los meteoritos se convirtió en una
ciencia moderna.
Contenido:
• Prólogo: El polvo: Una nota breve
de las cosas pasadas por alto
• Libro I: Las distancias medidas en
diversas unidades; El primer
asteroide; La roca espacial de
15 toneladas de Ellis Hughes;
El Tomanowos
• Libro II: Lo que estalla entero:
La historia de Eliza Kimberly
• Libro III: Mayores latitudes: En
busca de los meteoritos de Peary;
Por favor coloquen su Wu Wei en
posición vertical y segura; Thule
y el beréber; El istmo y la isla de
los meteoritos
Oilfield Review
• Libro IV: El clima de creencia
• Libro V: La gran idea del Sr.
Barringer
• Libro VI: Harvey Nininger ve la luz;
La epifanía de la calle Euclid;
• Nunca hecho; Intensamente gastado
• Libro VII: Un caso severo de
codicia: Las pasiones de los
comerciantes
• Libro VIII: La iglesia del cielo
• Libro IX: La obra principal: La
biología de los meteoritos; La
resurrección de Acraman; Las
piedras antiguas que pueden ser
descifradas
• Libro X: Un antiguo fuego en el
hielo azul: Un viaje antártico; Por
encima de las nubes, a mitad de
camino; Juego en la noche disco
del Polo Sur; Bedlam; El macizo:
Una reversión; Epílogo
• Glosario, Notas, Índice
Si busca profundidad, más que una
extensa historia de la ciencia de los
meteoritos, este libro es para usted.
Shiga D: New Scientist no. 2719
(1º de agosto de 2009): 46.
Aunque sólido desde el punto de
vista de la ciencia, el texto contiene
algunas falencias científicas claves.
Cokinos conduce al lector a través
de la búsqueda de la fuerza impulsora
que subyace las pasiones de los
científicos, coleccionistas y
comerciantes de meteoritos que
transforman a la comunidad
meteorítica en un grupo vibrante y
polémico. Es un viaje que vale la
pena emprender.
Lauretta DS: “The Passions of Meteorite Seekers,”
Science 326, no. 5952 (23 de octubre de 2009):
524–525.
Numerosos mapas, diagramas,
secciones y cartas en blanco y negro y
en color aumentan de manera bella un
texto conciso. Un listado masivo de
referencias mayormente críticas cita
las obras más importantes del mundo.
Por proporcionar un conocimiento
claro del elemento central del sistema
dinámico de la Tierra, Global Tectonics
debería estar en los estantes de todos
los científicos e ingenieros especializados en el sistema terrestre. . . Esencial.
Tectónica global,
Tercera Edición
Philip Kearey, Keith A. Kiepels y
Frederick J. Vine
Wiley-Blackwell
111 River Street
Hoboken, Nueva Jersey 07030 EUA
2009. 496 páginas. US $89.95
ISBN 978-1-4501-07770-8
Este libro de texto provee una revisión
general del campo de la tectónica
global. Dado que se han registrado
muchos desarrollos nuevos desde la
publicación de la última edición en
1996, la mayoría de los textos y figuras
de esta edición también son nuevos.
Contenido:
• Perspectiva histórica
• El interior de la Tierra
• La deriva continental
• La expansión del fondo marino
y las fallas de transformación
• El marco de la tectónica de placas
• Las dorsales oceánicas
• Rifts continentales y márgenes
pasivos
• Fallas de transformación
continentales y fallas de
desplazamiento de rumbo
• Zonas de subducción
• Fajas orogénicas
• La tectónica del Precámbrico
y el ciclo de formación de
supercontinentes
• El mecanismo de la tectónica
de placas
• Implicaciones de la tectónica
de placas
• Revisión, Preguntas, Referencias,
Índice
Grose TLT: Choice 47, no. 3 (Noviembre de 2009):
531.
El resultado es un compendio
general que provee un texto accesible,
exhaustivo y actualizado que cubre el
amplio campo de las ciencias
geofísicas y geológicas. Destinado
principalmente a los geocientíficos que
poseen un cierto conocimiento básico
de la tectónica, el libro ha sido escrito
para aquellos lectores que deseen
adquirir un conocimiento relativamente
rápido, aunque exhaustivo, de los
diversos temas cubiertos.
Global Tectonics encontrará su
lugar en todas las bibliotecas bien
equipadas y cualquier geocientífico
que necesite una visión general global
deberá contar con una copia personal
del texto.
Lange D: Surveys in Geophysics 30, no. 6
(Septiembre de 2009): 617-618.
Un sexto sentido: La vida y la
ciencia de Henri-Georges Doll:
Pionero e inventor petrolero
Michael Oristaglio y Alexander
Dorozynski
Overlook/Duckworth
141 Wooster Street
Nueva York, Nueva York 10012 EUA
2009. 336 páginas. US $35.00
ISBN 978-1-59020-174-9
Esta biografía de Henri-Georges Doll
demuestra el impacto de este inventor
e investigador sobre lo que hoy se
conoce acerca de la teledetección y
la exploración de petróleo. Uno de los
inventores más prolíficos del siglo XX,
Doll fue pionero en la tecnología de
“observación del subsuelo” utilizando
la corriente eléctrica, las ondas de
radio y el sonido, lo cual posibilitó el
crecimiento explosivo de la producción
mundial de petróleo. Además, estuvo
involucrado en actividades de investigación militar y médica.
Contenido:
• Introducción—Un politécnico
promedio
• Porqué medir la resistividad de
la Tierra
• La era del petróleo
• Del núcleo al registro
• EUA—Sin petróleo para las “ranas”
• Entre dos guerras
• Una batería en Seminole
• En la Unión Soviética
• De vuelta en EUA
• Terreno peligroso
• París en Texas
• Bajo ocupación
• Perdiendo una batalla
• Los detectores de minas
• De la guerra a la paz
• ¿París, Houston, Nueva York o
Ridgefield?
• El reclutador
• El conjunto completo
• De la Tierra a la Luna
• Schlumberger sin los Schlumberger
• Epílogos
• En Wall Street
• Los mecenas
• La sangre, después del petróleo
• Epílogo, Bibliografía, Índice
Este libro es interesante por su
historia de las primeras actividades
de exploración petrolera pero resulta
fascinante por su relato acerca de un
inventor e ingeniero brillante que era
simultáneamente querido y retenido en
la distancia por una familia poderosa
que necesitaba sus conocimientos.
¡Una buena lectura! . . . Recomendado.
Wood CG: Choice 47, no. 3 (Noviembre
de 2009): 535.
Volumen 21, no 4
63
Índice anual de Oilfield Review—Volumen 21
ARTÍCULOS
Adentrándose en el yacimiento
Al-Ali ZA, Al-Buali MH, AlRuwaili S,
Ma SM, Marsala AF, Alumbaugh D,
DePavia L, Levesque C, Nalonnil A,
Zhang P, Hulme C y Wilt M.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009):
44–53.
Aprovechamiento del
calor de la Tierra
Beasley C, du Castel B, Zimmerman T,
Lestz R, Yoshioka K, Long A, Lutz SJ,
Riedel K, Sheppard M y Sood S.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 4–13.
Dispositivos de control de
influjo: Perfeccionamiento de
los estándares
Ellis T, Erkal A, Goh G, Jokela T,
Kvernstuen S, Leung E, Moen T,
Porturas F, Skillingstad T, Vorkinn PB
y Raffn AG.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 30–39.
Evaluación de yacimientos
volcánicos
Farooqui MY, Hou H, Li G, Machin N,
Neville T, Pal A, Shrivastva C, Wang Y,
Yang F, Yin C, Zhao J y Yang X.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009):
36–48.
La dolomía: Aspectos de un
mineral desconcertante
Al-Awadi M, Clark WJ, Moore WR,
Herron M, Zhang T, Zhao W, Hurley N,
Kho D, Montaron B y Sadooni F.
Vol. 21, no. 3 (Marzo de 2010): 32–47.
Laboratorio de fluidos
de fondo de pozo
Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC,
Elshahawi H, Hegeman P, O’Keefe M,
Peters K y Zuo JY.
Vol 21, no. 4 (Junio de 2010): 40–57.
Levantamientos
electromagnéticos someros
Dawoud M, Hallinan S, Herrmann R y
van Kleef F.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009):
20–25.
Metano en capas de carbón:
Energía limpia para el mundo
Al-Jubori A, Johnston S, Boyer C,
Lambert SW, Bustos OA, Pashin JC y
Wray A.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 4–15.
Modelado de cuencas y
sistemas petroleros
Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J,
Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A,
Neumaier M, Schenk O, Swientek O,
Tessen N, Welte D, Wygrala B,
Kornpihl D y Peters K.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.
64
Monitoreo y divergencia de los
tratamientos de fracturamiento
hidráulico
Burch DN, Daniels J, Gillard M,
Underhill W, Exler VA, Favoretti L,
Le Calvez J, Lecerf B, Potapenko D,
Maschio L, Morales JA, Samuelson M
y Weimann MI.
Vol. 21, no. 3 (Marzo de 2010): 18–31.
Muestras de fluidos
multifásicos: Una clave
del enigma
Afanasyev V, Guieze P, Scheffler A,
Pinguet B y Theuveny B.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009):
34–43.
Operaciones de disparos:
Cuando la falla es el objetivo
Baxter D, Behrmann L, Grove B,
Williams H, Heiland J, Hong LJ,
Khong CK, Martin A, Mishra VK,
Munro J, Pizzolante I, Safiin N y
Suppiah RR.
Vol. 21, no. 3 (Marzo de 2010): 4–17.
Sistemas ricos en
características y abiertos
por diseño
Bennett R, Cornelisse B, Merkle R,
Fivelstad JE, Hovdenak P y Randen T.
Vol. 21, no. 3 (Marzo de 2010): 48–55.
Sondeos electromagnéticos
para la exploración de
petróleo y gas
Brady J, Campbell T, Fenwick A,
Ganz M, Sandberg SK, Buonora MPP,
Rodrigues LF, Campbell C, Combee L,
Ferster A, Umbach KE, Labruzzo T,
Zerilli A, Nichols EA, Patmore S
y Stilling J.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009):
4–19.
Soporte técnico remoto
a la localización del pozo
Cosad C, Dufrene KJ, Heidenreich K,
McMillon M, Jermieson A, O’Keefe M
y Simpson L.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009):
54–65.
Un plan para exitosas
operaciones en aguas
profundas
Chawathé A, Ozdogan U, Glaser KS,
Jalali Y y Riding M.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009):
26–35.
NUEVAS PUBLICACIONES
Cuando la ciencia se equivoca:
Doce historias del lado oscuro
del descubrimiento
LeVay S.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 53.
Destellos de genio: Y otras
historias reales de la invención
Seabrook J.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 53.
El cambio climático:
Dibujando la ciencia
Schmidt G y Wolfe J.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 62.
El cielo se vino abajo: Una
historia íntima de las estrellas
fugaces
Cokinos C.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 62.
El compañero de la filosofía de
la ciencia de Routledge
Psillos S y Curd M (eds).
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 71.
El manual de física de rocas:
Herramientas para el análisis
sísmico de los medios porosos
(Segunda Edición)
Mavko G, Mukerji T y Dvorkin J.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 62.
El manual del ingeniero
químico de Perry, 8va edición
Green DW y Perry RH (eds).
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 54.
El petróleo, el gas y otras
energías: Un libro de lectura
elemental
Legault A.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 71.
La arena: La historia sin fin
Welland M.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 62.
La física de lo imposible:
Una exploración científica
del mundo de los fáseres,
los campos de fuerza, el
teletransporte y los viajes
en el tiempo.
Kaku M.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 54.
La huella de la humanidad:
Ímpetu, impacto y nuestro
ambiente global
Dodds WK.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 72.
Los diez experimentos más
hermosos
Johnson G.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 72.
Registros de pozos para los
especialistas en ciencias
de la tierra
Ellis DV y Singer JM.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 53.
Tectónica global, Tercera
Edición
Kearey P, Kiepels KA y Vine FJ.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 63.
Un grano de arena: La
maravilla secreta de la
naturaleza
Greenberg G.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 71.
Un sexto sentido: La vida y la
ciencia de Henri-Georges Doll:
Pionero e inventor petrolero
Oristaglio M y Dorozynski A.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 63.
Estimación conjetural: cómo
resolver los problemas del
mundo en el reverso de una
servilleta de cóctel
Weinstein L y Adam JA.
Vol. 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 53.
Geofísica de yacimientos:
Aplicaciones. Curso Corto de
Instructor Destacado, 2008
Abriel WL.
Vol. 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 71.
Yacimientos de alto impacto
Barton R, Bird K, García Hernández J,
Grajales-Nishimura JM, MurilloMuñetón G, Herber B, Weimer P,
Koeberl C, Schenk O, Neumaier M
y Stark J.
Vol. 21, no. 4 (Junio de 2010): 14–29.
Oilfield Review