Limpieza del pozo Análisis petrofísico rápido Fibras

Oilfield Review
Otoño de 2005
Limpieza del pozo
Análisis petrofísico rápido
Fibras para el fracturamiento hidráulico
Perforación direccional con tubería de revestimiento
05_OR_003_S
Cultivando el talento técnico del futuro
En un negocio conocido por ser muy cíclico, resulta relativamente reconfortante saber que estamos atravesando un
ciclo positivo de gran actividad, con probabilidades de perdurar por algunos años. La producción mundial de petróleo
y gas se encuentra exigida por la demanda, y los precios del
petróleo continúan subiendo. Si preguntan a casi todas las
personas que operan en este negocio, les responderán que
jamás han estado más ocupadas que en este momento.
Hasta aquí muy bien. Pero si contemplamos el futuro,
podemos vislumbrar mermas de capacidad, no sólo en términos de tecnología y equipos, sino en lo que respecta al
recurso más preciado de todos; la gente. Durante años,
Schlumberger basó su visión en tres principios clave: la
gente, la tecnología y la rentabilidad. Sospecho que la
mayoría de los negocios de exploración y producción se
atribuye directrices similares. No es sorprendente que la
categoría “gente” encabece la lista porque ningún negocio
prospera sin talento. Sin embargo, lo que más preocupa a
ciertos sectores es la disponibilidad de talento técnico.
Mucho se ha hablado en los últimos años sobre el inminente “cambio de brigada,” que se refiere al hecho de que la
mayor parte del talento técnico de la industria se está por
retirar, mientras que demasiados pocos especialistas jóvenes se están entrenando para reemplazarlos. Exacerbados
por el fuerte crecimiento experimentado en estos días,
están comenzando a sentirse los efectos del cambio de brigada pero este fenómeno de escasez de talento se observa
fundamentalmente en Occidente. El número de graduados
en ingeniería petrolera provenientes de universidades norteamericanas que se insertan en el área laboral, se redujo
asombrosamente entre mediados y fines de la década de
1980 y nunca se recuperó, pero el número de estudiantes
que se gradúan ahora en los países de la región del Pacífico
Asíatico, por mencionar sólo un área, es enorme. En esas
economías emergentes, no existe ningún cambio de brigada.
En Schlumberger, vemos dos componentes esenciales en
lo que respecta a asegurar el talento técnico del mañana. El
primero—y ésta es una apuesta que formulamos hace 25
años—consiste en contratar ingenieros y científicos en cada
uno de los países en donde trabajamos, en cantidades aproximadamente proporcionales a la actividad que desarrollamos en cada país. Luego, optamos por tratar a todos en
forma igualitaria, desde el entrenamiento hasta la formación
profesional y la remuneración salarial. Por este motivo, hoy
formamos una verdadera Naciones Unidas de ingenieros y no
nos preocupa nuestro propio cambio de brigada.
El segundo componente es más profundo y surgió naturalmente a partir del primero. Este componente comprende un portafolio de iniciativas educativas implementadas en todos los países en los que operamos; algunas
relacionadas con nuestro negocio, otras concebidas para
abordar necesidades sociales. Esta actividad comenzó con
simples relaciones con las universidades para sustentar
nuestras operaciones de reclutamiento y ahora comprende
140 escuelas de ingeniería en todo el mundo. Promocionamos numerosos programas sabáticos para profesores, vinculaciones entre científicos africanos y las universidades
más importantes de Occidente, un programa que se conoce
como Cuerpo Docente para el Futuro que provee fondos
para profesoras, y otros programas demasiado numerosos
para mencionar aquí. Contribuir a la excelencia universitaria sigue siendo una de nuestras prioridades principales.
Reconociendo que podíamos realizar contribuciones en
todas las etapas de la cadena educativa, decidimos fundar el
programa Excelencia en Desarrollo Educativo de Schlumberger
(SEED, por sus siglas en inglés), basado en el trabajo de
voluntarios, que conecta a las escuelas de pocos recursos con
la red Internet y les proporciona un sitio educativo científico
global, multilingüe, en la Red, además de acceso a científicos
e ingenieros en ejercicio de su profesión. Llevó tiempo, pero
ya hemos conectado a Internet 131 escuelas en 32 países. En
África, 30,000 alumnos tienen acceso a este programa. En
diversos países, hemos formado talleres que reúnen un gran
número de niños para estudiar asuntos relacionados con el
medio ambiente y otros temas de interés.
La Fundación Schlumberger es otro mecanismo del cual
disponemos para fomentar la educación, en especial la formación científica. Esta fundación brinda soporte a alumnos
de países en vías de desarrollo, ayudándolos a asistir a los
Colegios del Mundo Unido, una respetada red educativa
mundial, y además mantiene el programa móvil “El Laboratorio en el Camión” que acerca a los niños a experimentos y
científicos.
El talento técnico del futuro reside en cualquier lugar
donde quiera ser descubierto. Simplemente demos a todos
la posibilidad de convertirse en los ingenieros y científicos
del mañana; creemos que ése es el secreto para garantizar
la disponibilidad de talento técnico para el futuro.
Chakib Sbiti
Vicepresidente Ejecutivo de Schlumberger Oilfield Services
París, Francia
Chakib Sbiti, Vicepresidente Ejecutivo de Schlumberger Oilfield Services (OFS),
maneja el desarrollo de la tecnología de campos petroleros y todas las operaciones del segmento de negocios OFS a nivel mundial. Antes de ocupar su
posición actual en el año 2003, fue presidente, para Medio Oriente y Asia, del
segmento OFS de Schlumberger, durante dos años. También se desempeñó
como director de personal Oilfield Services en París y como vicepresidente de
Wireline & Testing para Europa, África y el Mediterráneo. Chakib ingresó en
Schlumberger en 1981 como ingeniero de campo después de estudiar ingeniería eléctrica en Francia.
1
Schlumberger
Editor ejecutivo y
editor de producción
Mark A. Andersen
Editor consultor
Gretchen M. Gillis
Editores senior
Mark E. Teel
Matt Garber
Editores
Don Williamson
Roopa Gir
Matt Varhaug
Colaboradores
Rana Rottenberg
Joan Mead
Erik B. Nelson
Julian Singer
Diseño y producción
Herring Design
Steve Freeman
Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: [email protected];
http://www.linced.com
Oilfield Review
4
Sistemas integrados de limpieza de pozos:
Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo
La acumulación de arena y otros materiales en un pozo
puede tener efectos catastróficos sobre el flujo de petróleo.
Mediante la integración de procesos, química y tecnología de
herramientas de fondo de pozo, los ingenieros ahora pueden
remover estos escombros en forma segura y eficaz. Algunos
ejemplos de campo de América del Norte, el Mar del Norte y
Malasia demuestran cómo la planeación cuidadosa y la integración de los procesos permiten ahorrar tiempo, reducir
costos y riesgos, así como ayudar a los operadores a poner en
producción los pozos en forma más rápida.
16 Espectroscopía: La clave para la obtención de
respuestas petrofísicas rápidas y confiables
Una nueva técnica de interpretación de registros permite
obtener las propiedades de las rocas a partir de las concentraciones elementales, con un procesamiento casi automático de los datos basado en la utilización de herramientas de
espectroscopía modernas y herramientas de adquisición de
registros convencionales. Este método provee interpretaciones rápidas, objetivas y confiables para la toma de decisiones
relacionadas con las operaciones de terminación de pozos.
Algunos ejemplos de campo de Egipto, Venezuela y el Mar
del Norte ilustran esta técnica.
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Diagramación
Diego Sánchez
Revisión de la traducción
Jesús Mendoza Ruiz
Departamento de Mercadotecnia
México y América Central (MCA)
Enlaces de interés:
Schlumberger
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Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
2
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
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Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
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Facsímile: (52) 55 5263 3191
E-mail: [email protected]
Otoño de 2005
Volumen 17
Número 2
Consejo editorial
Syed A. Ali
ChevronTexaco E&P Technology Co.
Houston, Texas, EUA
36 Nuevas fibras para tratamientos
de fracturamiento hidráulico
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
Un innovador fluido de fracturamiento incorpora fibras especiales para mejorar el transporte de apuntalante. Esta nueva tecnología reduce significativamente la viscosidad del fluido requerida
para el transporte efectivo del apuntalante. Este artículo examina el transporte asistido por fibras y presenta algunos ejemplos
de campo que ilustran cómo las fibras ayudan a los ingenieros a
diseñar tratamientos de fracturamiento óptimos y a mejorar los
resultados de los tratamientos de estimulación.
George King
BP
Houston, Texas
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Y.B. Sinha
Nueva Delhi, India
Sjur Talstad
Statoil
Stavanger, Noruega
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
46 Perforación de pozos direccionales
con tubería de revestimiento
Durante los últimos cinco años, más de 350 intervalos verticales y aproximadamente una docena de secciones inclinadas
fueron perforados con tubería de revestimiento. No obstante,
entre las compañías de petróleo y gas, existe interés en aplicar esta técnica para perforar en campos petroleros problemáticos, situados en áreas marinas, donde los pozos de alto ángulo son comunes. Este artículo examina la utilización de tuberías más grandes para las operaciones de perforación y presenta los resultados del trabajo realizado en el sur de Texas,
incluyendo una comparación multipozo de la técnica de perforación direccional con tubería de revestimiento tanto con
motores de fondo como con sistemas rotativos direccionales.
66 Colaboradores
69 Próximamente en Oilfield Review
70 Nuevas Publicaciones
Portada:
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera,
cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos
relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se
distribuye entre los empleados y clientes
de Schlumberger y se imprime en los
Estados Unidos de Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de
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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.
La acumulación de arena y sólidos en
los pozos afecta significativamente la
producción de petróleo y gas. Un especialista de campo baja en un pozo una
herramienta de limpieza por chorro
operada con tubería flexible, durante
una prueba de campo realizada en el
Centro de Tecnología de Terminaciones
de Yacimientos de Schlumberger en
Rosharon, Texas, EUA. El diseño de la
nueva herramienta mejora significativamente la eficiencia de la remoción de
sólidos durante las operaciones de limpieza de pozos.
3
Sistemas integrados de limpieza
de pozos: Mejoramiento de la
eficiencia y reducción del riesgo
La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la producción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con
tubería flexible conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los
escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los
sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos
ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza
de pozos y restituye la producción en menos tiempo.
Azhar Ali
PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB)
Kerteh, Malasia
Curtis G. Blount
ConocoPhillips
Anchorage, Alaska, EUA
Stephen Hill
Jai Pokhriyal
Xiaowei Weng
Sugar Land, Texas, EUA
M. J. Loveland
ConocoPhillips
Kuparuk, Alaska
Shahril Mokhtar
Kemaman, Malasia
Jessica Pedota
Prudhoe Bay, Alaska
Mads Rødsjø
BP Norge AS
Stavanger, Noruega
Radovan Rolovic
Stonehouse, Inglaterra
Wei Zhou
Stavanger, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Marc Allcorn, Sugar Land, Texas, EUA, y a
Markus Andre Karlsen, Bergen, Noruega.
CoilCADE y PowerCLEAN son marcas de Schlumberger.
4
El movimiento de la arena y la acumulación de
escombros pueden producir un impacto considerable sobre el flujo de fluido. En la superficie,
un río puede depositar un volumen tan grande de
limo que llega a obstaculizar su propio flujo,
modificando su curso y amenazando quizás las
zonas agrícolas y las comunidades. De un modo
similar, en un pozo, el influjo de arena puede
afectar o detener el flujo de petróleo proveniente
de un yacimiento.
El relleno de arena y los escombros no son
problemas nuevos con los pozos de petróleo.
Varias generaciones de ingenieros de campos
petroleros han tenido que enfrentar el desafío de
mantener sus pozos limpios. En el año 1901, del
Pozo Clement Nº 1 situado en el sudoeste de
Luisiana, EUA, y perteneciente a Jennings Oil
Company, salían a borbotones unos 1,113 m3/d
[7,000 bbl/d] de petróleo.1 Lamentablemente
para estos primeros pioneros de la industria
petrolera, la prosperidad duró poco. Luego de
siete horas de producción, la arena de formación
taponó más de 305 m [1,000 pies] de tubería de
revestimiento, extinguiendo la producción de
petróleo y con ella todos los sueños de opulencia
y riqueza. Los esfuerzos por remover la arena de
este pozo finalmente fracasaron y se procedió a
abandonar el área prospectiva.
Aproximadamente para la misma época, los
exploradores de petróleo de Texas comenzaron a
utilizar una técnica innovadora para evitar que
declinara la producción de petróleo; el torpedo.2
Un “torpedista” bajaba cuidadosamente en el
pozo cantidades sustanciales de nitroglicerina.
Una vez que los recipientes con nitroglicerina
alcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso en
el pozo, poniéndose en marcha una secuencia de
eventos que culminaban con una explosión
espectacular y, con un poco de suerte, estimulaban el pozo removiendo sus escombros y reiniciando el flujo de petróleo.
Hoy en día, los ingenieros utilizan métodos
más seguros y más eficaces para eliminar la arena
y otros escombros del pozo. En este artículo,
algunos ejemplos de América del Norte, el Mar del
Norte y Malasia demuestran cómo los procesos de
limpieza de pozos cuidadosamente diseñados e
integrados ahorran tiempo, reducen costos y
riesgos, así como también mejoran la eficiencia
operacional, permitiendo al mismo tiempo que los
operadores produzcan más petróleo.
Transporte de sólidos hacia la superficie
El relleno del pozo constituye una preocupación
importante para los operadores de todo el mundo.
Este problema, que inhibe la producción, se
encara normalmente a través de intervenciones
con tubería flexible (TF). No obstante, a medida
que aumenta la complejidad de los pozos y de las
terminaciones y la producción de reservas se lleva
a cabo en condiciones cada vez más dificultosas,
se presentan ambientes en los que las técnicas de
limpieza con TF convencionales no resultan adecuadas para una remoción efectiva del relleno.
Las operaciones de limpieza de pozos constituyeron unas de las primeras aplicaciones para
Oilfield Review
los servicios de TF. Las estimaciones globales
indican que casi un 50% de las operaciones con TF
se llevan a cabo para remover sólidos y escombros
móviles, tales como arena producida o restos de
apuntalante provenientes de los tratamientos de
fracturamiento hidráulico.3 En general, los desarrollos continuos registrados en los sistemas de
operaciones con TF han permitido que los operadores avancen al mismo tiempo que se incrementan las profundidades y tortuosidades de los
pozos y aumentan las complejidades de las
condiciones ambientales de fondo de pozo.4
Otoño de 2005
La técnica más común para la limpieza de
pozos desviados utiliza una herramienta de
limpieza por chorro que se baja en el pozo con
TF. Durante el bombeo del fluido de limpieza por
la tubería de producción, esta herramienta se
baja o lava dentro de la arena u otros escombros,
comúnmente llamados relleno. Una vez penetrado, o mordido el relleno, el movimiento descendente se detiene. Mientras se sigue haciendo
circular el fluido de limpieza, la herramienta de
limpieza a chorro se sube levemente y en forma
lenta en un proceso que se conoce como barrido.
1. Adaptado a partir de un artículo de Shelia Esthay,
Jennings Daily News, http://www.dnr.state.la.us/cons/
first-well.ssi (Se examinó el 2 de marzo de 2005).
2. Olien RM: “The Oil Field Shooters,”
http://www.texancultures.utsa.edu/hiddenhistory/pages1/
OilenOilShooter.htm (Se examinó el 2 de marzo de 2005).
3. Rolovic R, Weng X, Hill S, Robinson G, Zemlak K y Najafov
J: “An Integrated System Approach to Wellbore
Cleanouts with Coiled Tubing,” artículo de la SPE 89333,
presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería
Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, EUA,
23 al 24 de marzo de 2004.
4. Para más información sobre TF, consulte: Afghoul AC,
Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima J, Lovell J,
Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería flexible: La
próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1
(Primavera de 2004): 38–57.
5
A
B
C
D
6
Cuán grande es el bocado tomado y cuánto se sube
la herramienta en dirección a la superficie
dependen de numerosos factores incluyendo el
gasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diámetro de la tubería de producción y de la tubería
de revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, el
diseño de las boquillas, la presión de fondo de
pozo y la trayectoria del pozo. Ocasionalmente, el
barrido tendrá que ser llevado nuevamente a la
superficie antes de proceder a tomar el siguiente
bocado. Una vez que el relleno ha sido barrido en
sentido ascendente hasta una profundidad predeterminada, se hace retornar la herramienta al
fondo para tomar el siguiente bocado de relleno.
El proceso se reitera hasta que todo el relleno ha
sido movilizado y removido del pozo (izquierda).
La herramienta de limpieza por chorro, o boquilla de lavado, generalmente está diseñada para
producir turbulencia en el fluido, lo que ayuda a
movilizar y dejar en suspensión las partículas
sólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozos
inclinados, la turbulencia se reduce al aumentar
la distancia con respecto a las boquillas y los
sólidos a menudo forman capas en el lado bajo
del pozo al caer, o desprenderse, de la suspensión. A medida que aumenta la altura de esta
capa de sólidos, se dispone de menos sección
transversal de pozo para el flujo, de manera que
la velocidad del fluido a lo largo de la superficie
de la capa aumenta hasta que alcanza una velocidad de movilización crítica. Una vez alcanzada
esta velocidad, la totalidad o parte del relleno se
dispersa, se vuelve a mezclar con el fluido de
limpieza y es transportado hacia la superficie,
formando a menudo una nueva capa un poco más
arriba dentro del pozo.
< Pasos del proceso de limpieza. Un proceso de
limpieza de pozo típico consta de varios pasos.
Primero, se baja la herramienta de limpieza con
TF hasta el tope del relleno (A). En la imagen B, la
herramienta penetra en el relleno durante la circulación, lava y moviliza los sólidos y toma un
bocado. Luego, en la imagen C, se ha alcanzado
una longitud de bocado previamente planificada y
se está subiendo la herramienta de limpieza por
chorro hacia el extremo superior de la tubería de
revestimiento corta (liner), para dar comienzo al
proceso de barrido. En la imagen D, el relleno
está siendo barrido a través de una porción de la
sección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo.
En general, una vez que los sólidos son barridos
hacia el extremo superior de la tubería de revestimiento corta, la boquilla vuelve al fondo, se toma
el siguiente bocado y el proceso se repite hasta
remover todos los sólidos del pozo.
Oilfield Review
> Simulaciones de circuitos cerrados de pruebas de flujo en gran escala. Los ingenieros del IPC
utilizaron el circuito cerrado de pruebas de flujo transparente de 7.0 pulgadas (extremo superior) y
diversos tamaños de TF para evaluar el transporte de sólidos en relación con diversos fluidos y
configuraciones de boquillas de lavado, en desviaciones que oscilan entre 45° y 75° respecto de la
vertical. La eficiencia del proceso de limpieza se evaluaba a la vez que se variaba el tipo de relleno,
las velocidades anulares y la carga de sólidos. Las pruebas ayudaron además a optimizar el diseño
de las boquillas para lograr velocidades de penetración, suspensión de partículas y velocidades de
barrido máximas (extremo inferior).
A medida que la herramienta de limpieza por
chorro se desplaza en dirección ascendente, hacia
una capa recién formada, la turbulencia generada
por la acción del chorro también ayuda a movilizar
el relleno, transportándolo en dirección a la
superficie hasta que los sólidos se precipitan nuevamente. El ciclo se repite, empujando la capa
hacia la superficie a medida que se extrae la TF
del pozo. Si la velocidad de la TF es demasiado
elevada o la boquilla de limpieza por chorro
resulta inadecuada para la aplicación, los sólidos
serán esquivados y distribuidos en forma irregular a lo largo del pozo, lo que se traducirá en
una limpieza parcial y en la necesidad de realizar
un tratamiento correctivo adicional. Este problema también puede producirse cuando los gastos
son muy bajos o el diseño del fluido portador es
incorrecto.
Otoño de 2005
Integración de los sistemas de limpieza
Los ingenieros consideran diversos factores a la
hora de diseñar operaciones de limpieza de
pozos, incluyendo la geometría de las operaciones de terminación de pozos, la desviación del
pozo, las propiedades de los fluidos de limpieza,
el gasto, los límites de la presión de circulación,
la presión y la temperatura de fondo de pozo, el
tipo de sólidos que debe removerse y la distancia
a lo largo de la cual se deben transportar los
sólidos. Con mucha frecuencia, los gastos más
altos, las terminaciones de pozos de menor
tamaño, los sólidos más livianos y con formas más
angulares, las desviaciones y temperaturas de
fondo de pozo menores, y las distancias más
cortas para el transporte de sólidos se traducen
en operaciones de limpieza más sencillas. No
obstante, con ángulos que oscilan entre 40 y 65
grados, los efectos de la inclinación del pozo
pueden dificultar la limpieza de casi todo tipo de
pozo.5
Schlumberger comenzó a integrar los sistemas
de limpieza de pozos en el año 2002 en el Centro
Integrado de Productividad y Operación de
Herramientas (IPC) que posee la compañía en
Sugar Land, Texas. Los ingenieros utilizaron
primero los datos de los circuitos cerrados de
pruebas de flujo para validar y mejorar los modelos teóricos y los algoritmos existentes (arriba). Al
darse cuenta de que el éxito o el fracaso no
dependen de un único aspecto del proceso de
limpieza, los ingenieros explotaron las sinergias
de los sistemas y desarrollaron el sistema
integrado de remoción de relleno PowerCLEAN.
5. Rolovic et al, referencia 3.
7
Longitud de transporte de sólidos (arena malla
20/40 a una velocidad de fluido de 30 pies/min)
Fluido
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
50
0.5 gal/bbl Gel PowerCLEAN
1.75 lbm/bbl de goma welan
1.75 lbm/bbl de goma xantan
1.75 lbm/bbl de goma guar
0.00
100
150
200
250
Temperatura, °F
300
350
Caída de presión cada 1,000 pies, lpc
Viscosidad a 170 seg-1, cP
Reología de diversos fluidos de limpieza
Caída de presión por fricción de fluido en
TF recta de 1.5 pulgadas de diámetro exterior
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5
Gasto (Tasa de flujo), bbl/min
0.25
0.50
0.75
1.00
Longitud de transporte normalizada
1.25
0.25 gal/bbl de gel PowerCLEAN
1.75 lbm/bbl de goma xantan
1.75 lbm/bbl de goma guar
Agua
1.75 lbm/bbl de goma welan
1.75 lbm/bbl de goma guar
1.75 lbm/bbl de goma xantan
0.5 gal/bbl de gel PowerCLEAN
1.05 gal/bbl de reductor de fricción
> Evaluación de fluidos de limpieza. El análisis de laboratorio indica que el fluido PowerCLEAN exhibe estabilidad térmica a una temperatura inmediatamente inferior a 325°F (curva naranja - izquierda). Las pruebas de laboratorio han demostrado que las caídas de presión por fricción de circulación del
gel PowerCLEAN (naranja) son bajas si se comparan con las de los fluidos de limpieza comunes (centro). En esta prueba, se muestra con fines comparativos una solución de baja fricción consistente en agua y reductor de fricción (curva azul claro). Además, si se compara con el fluido a base de goma
xantan (rosa), el fluido PowerCLEAN (naranja) muestra un mejoramiento del 100% en la capacidad de transporte a menores concentraciones (derecha).
Las aplicaciones de los programas de computación, los fluidos de limpieza, el diseño de las
herramientas de limpieza por chorro y las boquillas, y la vigilancia rutinaria de la remoción de
sólidos se combinaron en un solo sistema, posibilitando a los ingenieros el diseño de soluciones
de limpieza de pozos eficaces desde el punto de
vista de sus costos para la arena, la bauxita y
otros escombros, bajo una amplia gama de condiciones de pozo. Esto incluye pozos con tuberías
de revestimiento de gran diámetro, altas temperaturas y trayectorias dificultosas. Las técnicas
básicas que subyacen las operaciones de limpieza de pozos con TF modernas son todas similares.
La verdadera diferenciación existe en la integración de los elementos técnicos clave, tales como
los programas de computación, los fluidos de
limpieza, las boquillas y el control de sólidos.
Programas de computación—El programa
de diseño de operaciones PowerCLEAN sirve
como plataforma de integración para la optimización de los procesos de limpieza de pozos. Para
cualquier conjunto de condiciones de pozo y
condiciones de operación dado, el programa evalúa y optimiza los fluidos de limpieza con respecto a una serie de variables, entre las que se
encuentran el gasto máximo para una presión de
8
circulación admisible máxima; las limitaciones
de la presión de fondo de pozo; la máxima
velocidad de bajada de la TF en el pozo (RIH, por
sus siglas en inglés) y la longitud del bocado
cuando se penetra el relleno; la formación y el
comportamiento de la capa de sólidos respecto
de los requisitos de barrido; la velocidad de
extracción óptima de la TF para el proceso de
barrido y la longitud del barrido antes de tomar
el siguiente bocado de relleno.
En el programa de diseño se pueden definir
parámetros adicionales para garantizar una
operación de limpieza segura, eficaz y libre de
problemas. Por ejemplo, el programa puede
predecir la altura de las capas de sólidos que se
forman en el lado bajo de un pozo inclinado. Mediante el ajuste de los procedimientos operacionales, los ingenieros aseguran que la altura de
las capas de sólidos no exceda una porción predeterminada del área en la sección transversal
del pozo, minimizando así la fricción y el arrastre
de la tubería de producción, la densidad de
circulación equivalente (ECD, por sus siglas en
inglés) y el riesgo de atascamiento de la tubería.6
Fluidos de limpieza—Los fluidos utilizados
en las operaciones de limpieza de pozos a
menudo se elaboraban para otras operaciones de
campos petroleros, tales como los tratamientos
de fracturamiento hidráulico y empaque de grava.
En las operaciones con TF, las exigencias que
impone el desempeño del proceso de limpieza
sobre los sistemas de fluidos son significativas.
Los diámetros de los elementos hidráulicos son a
menudo pequeños y requieren que los ingenieros
balanceen los requisitos de eficiencia del transporte de sólidos y la viscosidad del fluido en
función de los gastos y las temperaturas y presiones de fondo de pozo. Éstas y otras demandas
hacen que muchos de los fluidos de limpieza existentes resulten inadecuados en ambientes de
pozos dificultosos. Para encarar esta necesidad
crítica, los investigadores de Schlumberger
desarrollaron el sistema de fluido PowerCLEAN.
Los ingenieros consideraron cuidadosamente
las implicancias de los efectos térmicos sobre la
viscosidad y eficiencia de la limpieza del pozo
subsiguiente. Si bien la velocidad desempeña un
rol más importante en lo que respecta a la
eficiencia de transporte bajo condiciones dinámicas, el incremento de la viscosidad del fluido
puede impedir la sedimentación estática.7 El incremento de las viscosidades de los fluidos
tiende a incrementar las caídas de presión por
fricción y reducir los gastos a expensas de una
Oilfield Review
Otoño de 2005
Velocidad de extracción de la TF, pies/min
operación de limpieza de pozo efectiva. Los
efectos térmicos pueden producir significativos
efectos perjudiciales sobre los fluidos a base de
polímeros, reduciendo la viscosidad y limitando
la capacidad de suspensión estática (página
anterior, arriba).
Los ingenieros del IPC utilizaron circuitos
cerrados de pruebas de flujo horizontales para
investigar la velocidad de asentamiento de las
partículas bajo diversas condiciones de flujo. El
perfil de viscosidad de una solución con gel
PowerCLEAN exhibió una fluidificación por esfuerzo de corte pronunciada. Las pruebas posteriores demostraron que el sistema de fluido
provee una viscosidad aceptable a temperaturas
de hasta 163°C [325°F].
En ciertos casos, no se necesitan sistemas de
fluidos de avanzada y los fluidos ordinarios, tales
como el agua, la goma guar, la hidroxietilcelulosa
(HEC), la goma xantan, la goma welan y los
fluidos a base de surfactantes viscoelásticos, pueden ser utilizados en forma efectiva con el
sistema PowerCLEAN. Un factor importante de
este proceso es la selección del fluido correcto
para una aplicación dada, lo que complementa
los requisitos de velocidad, el diseño de las
boquillas y las condiciones de pozo.
Boquillas—Los diseños disponibles incluyen
boquillas con chorros progresivos y regresivos,
boquillas que poseen chorros progresivos solamente, boquillas que sólo tienen chorros regresivos y boquillas que pueden pasar de chorro
progresivo a regresivo en función de la demanda.
Cualquiera de estas combinaciones puede incluir
características de inducción del efecto de
remolino radial. Los ingenieros de IPC diseñaron
las nuevas boquillas utilizando estudios teóricos
y pruebas de operaciones de limpieza empíricas
en circuitos de pruebas de 3.5 y 7 pulgadas. Las
boquillas están diseñadas para asegurar la remoción completa y eficaz de los sólidos de la mayoría de las configuraciones de pozos utilizando
fluidos que comprenden desde el agua hasta fluidos de limpieza viscosificados.
Las boquillas PowerCLEAN no tienen piezas
móviles y proveen un chorro continuo para crear
un efecto de remolino. El enfoque, la dirección,
el tamaño y el espaciamiento de las boquillas
están diseñados específicamente para operaciones de limpieza de pozos con relleno no consolidado, lo que optimiza la energía de fluido
disponible para la elevación y suspensión de las
partículas (derecha). La caída de presión que se
produce a través de la boquilla PowerCLEAN es
relativamente pequeña y varía típicamente de
100 a 400 lpc [689 a 2,758 kPa] con gastos que
oscilan entre 1 y 3 bbl/min [159 y 477 L/min].
Desempeño de diversas boquillas
(agua, 60 grados de desviación)
50
40
30
20
10
0
20
40
60
80
100
Velocidad del fluido anular, pies/min
Boquilla PowerCLEAN
Chorros progresivos y regresivos
Chorros progresivos solamente
Chorros regresivos solamente
> Remoción del relleno del pozo por lavado. El desempeño de la boquilla PowerCLEAN (extremo inferior
derecho) es superior al de otros diseños de boquillas. En las pruebas de laboratorio que utilizan circuitos
cerrados de pruebas de flujo de 190.5 mm [7.5 pulgadas], el incremento de las velocidades de bombeo y
de las velocidades anulares factible, sumado a los efectos de remolino (izquierda) logrados por el diseño
de la boquilla, ayuda a mantener los sólidos en suspensión por más tiempo, lo que permite que la TF se
extraiga a mayor velocidad, ahorrando tiempo y mejorando la eficiencia (extremo superior derecho).
La pequeña caída de presión producida a lo largo
de la boquilla posibilita la existencia de gastos y
velocidades de fluido más elevadas en el pozo,
que son esenciales para la remoción efectiva de
su relleno.
Control de sólidos—Asegurar que los sólidos
del pozo se remuevan a las velocidades previstas
es crucial para el éxito de la operación. Un componente importante del sistema PowerCLEAN es
el dispositivo de control de sólidos, un sensor
acústico que mide la energía asociada con las
colisiones de los sólidos en la superficie interna
6. La densidad de circulación equivalente es la densidad
efectiva ejercida por un fluido de circulación contra la
formación que toma en cuenta la caída de presión
producida en el espacio anular, por encima del punto
en consideración.
7. Rolovic et al, referencia 3.
9
Presión de circulación
Profundidad corregida
Velocidad de bombeo
Volumen total de sólidos removidos
Velocidad de retorno de sólidos
Salida de datos en tiempo real PowerCLEAN
6,000
800
2.0
600
4,000
1.0
3,000
2,000
0.5
500
3,000
2,000
1,000
1,000
0
13:07:19
15:53:59
18:40:39
21:27:19
0
00:13:59
Volumen total de sólidos removidos, lbm
1.5
700
Velocidad de bombeo, bbl/min
5,000
Presión, lpc
Profundidad, pies
Velocidad de retorno de sólidos, lbm/min
4,000
0
Tiempo
> Vigilancia rutinaria de la remoción de sólidos del pozo. El sistema de control de sólidos utiliza las señales acústicas para monitorear la cantidad de sólidos que se remueven del pozo. El dispositivo de medición es no invasivo y se fija a la línea de retorno proveniente del cabezal de producción del pozo
(extremo superior izquierdo y derecho). Una interfase computarizada monitorea el dispositivo a lo largo de toda la operación. Los datos de salida (derecha)
muestran la velocidad de retorno de sólidos en función del tiempo (rojo) y una estimación del total de sólidos removidos (negro). Los cambios inusuales
producidos en los datos alertan a los ingenieros acerca de la presencia de problemas potenciales durante la operación.
de un tubo (arriba). Esta energía es procesada
para detectar el volumen de sólidos que pasa por
la posición del sensor como una función del
tiempo. La observación de la tendencia de los
sólidos que retornan a la superficie durante una
operación de limpieza proporciona una alternativa
para la verificación del desempeño de los sistemas
PowerCLEAN. Se pueden anticipar problemas
potenciales y adoptar medidas correctivas.
Limpieza de trayectorias onduladas en Alaska
La integración de los componentes de los sistemas
de limpieza de pozos permite a los ingenieros
remover con éxito los sólidos y escombros de los
pozos, que previamente se consideraban demasiado complejos para la operación de limpieza, o
10
pozos en los que los tratamientos de remediación
no resultaban efectivos desde el punto de vista de
sus costos.
Los pozos operados por ConocoPhillips en la
Unidad Kuparuk River, situada en el Talud Norte
de Alaska, EUA, a menudo tienen un relleno que
obstaculiza la producción e incrementa el costo
operativo en algún punto de su ciclo de vida.8 Las
trayectorias de los pozos pueden ser tortuosas;
en ciertos casos, ondulaciones de más de 43 m
[140 pies], de cresta a valle, dificultan los esfuerzos de remoción de la arena (próxima página).
A comienzos del año 2003, los perforadores
terminaron un pozo a lo largo de 1,524 m [5,000
pies] de sección horizontal de la arenisca West
Sak de baja presión. Con la ayuda de una bomba
de chorro, el pozo produjo inicialmente hasta
105 m3/d [660 bbl/d] de petróleo.
En septiembre de 2003, el pozo fue cerrado
para cambiar el sistema de levantamiento
artificial. Durante la reparación, utilizando línea
de acero, se encontró relleno cerca del extremo
superior de la tubería de revestimiento corta a
2,006 m [6,580 pies]. Durante el mes siguiente,
los especialistas de campo de Schlumberger
bajaron la TF en el pozo haciendo contacto con el
relleno a 2,675 m [8,775 pies] de profundidad
medida de la TF (TFMD, por sus siglas en inglés).
Si bien se bombeó agua oleosa con píldoras de gel
a base de biopolímero y diesel oleoso combinado
con píldoras de diesel gelificado a través de la TF
para remover los escombros del pozo, no se logró
Oilfield Review
Profundidad vertical verdadera, pies
0
Sarta de tubería de
producción de 41⁄2 pulgadas
1,000
2,000
3,000
8,750 pies
11,250 pies
4,000
5,000
6,000
2,000
Empacador/colgador para tubería
de revestimiento corta/arreglo de sello
-2,000
0
Desplazamiento horizontal, pies
-4,000
Tubería de revestimiento
corta de 51⁄2 pulgadas ciega
2,300 pies
140 pies
Zapata de tubería de revestimiento
de 95⁄8 pulgadas a 6,767 pies
Tubería de revestimiento corta de
51⁄2 pulgadas disparada unión por medio
> Una trayectoria de pozo dificultosa en Alaska. La naturaleza intensamente estratificada de las arenas con objetivos múltiples como una de las areniscas West Sak de la Unidad Kuparuk River, Alaska, condujo a ConocoPhillips a
perforar el Pozo IC-172 con un agujero torcido e intensamente ondulado (extremo superior derecho). A 6,521 pies de
profundidad medida, (1,198 m [3,930 pies] de profundidad vertical verdadera), el pozo se abre a una tubería de revestimiento corta pre-disparada de 51⁄2 pulgadas que llega hasta 3,648 m [11,970 pies]. La naturaleza ondulada del pozo
permite un significativo desarrollo de la capa de sólidos y dificulta la limpieza.
llevar a la superficie una cantidad significativa de
sólidos.9 Posteriormente, un examen del registro
de peso durante la operación indicó que la TF no
se había posado en la arena sino que había
alcanzado su límite de fricción por deslizamiento,
o una condición que se conoce como atascamiento helicoidal.
En noviembre de 2003, se reiteró el intento
de limpieza con TF de mayor diámetro exterior
(OD, por sus siglas en inglés). El especialista de
campo a cargo de la operación con TF observó
una resistencia mayor que la normal al reingresar en el pozo, lo que indicó que había arena
distribuida a lo largo de todo el pozo. Se hizo
contacto con un tapón de arena sólido justo por
encima del extremo superior de la tubería de
8. Loveland MJ y Pedota J: “Case History: Efficient
Coiled-Tubing Sand Cleanout in a High-Angle Well Using
a Complete Integrated Cleaning System,” artículo de la
SPE 94179, presentado en la Conferencia y Exhibición
sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands,
Texas, 12 al 13 de abril de 2005.
9. El término agua oleosa se refiere a un fluido a base de
agua con aditivos destinados a reducir la caída de presión por fricción. La expresión diesel oleoso se refiere a
un fluido a base de aceite con aditivos reductores de la
fricción.
Otoño de 2005
revestimiento corta (liner), a 1,987 m [6,521 pies]
de TFMD. Luego se bombearon 2.1 bbl/min
[333.8 L/min] de fluido de limpieza a base de
diesel por la tubería de producción, a la vez que se
tomaban bocados de relleno de 30.5 m [100 pies]
antes de efectuar el barrido hasta el extremo
inferior de la tubería de producción o cola de la
tubería de producción. A 2,270 m [7,449 pies], se
perdieron los retornos y se extrajo la TF
inmediatamente del pozo.
Mientras se extraía la TF en dirección a la
superficie, el especialista de campo notó un
importante sobreesfuerzo de tracción de la TF, lo
que indicó que se estaban dejando algunos
sólidos a lo largo del pozo, que se deslizaban en
sentido descendente por la tubería de producción. No obstante, a medida que la herramienta
de limpieza por chorro se acercaba a la superficie, se recuperaban los retornos y los ingenieros
observaron que un volumen significativo de
arena, humedecida con diesel gelificado, retornaba a la superficie. Luego de este proceso de
limpieza, el pozo se mantuvo en producción durante aproximadamente un mes antes de reiterarse su arenamiento.
Los ingenieros de ConocoPhillips y
Schlumberger planificaron una tercera operación de limpieza, utilizando esta vez el sistema
de limpieza integrado PowerCLEAN. Los módulos de diseño de limpieza de pozos del programa
de diseño y evaluación de tubería flexible
CoilCADE permitieron a los ingenieros evaluar
diversos fluidos de limpieza disponibles a nivel
local, incluyendo 2% de cloruro de potasio [KCl],
diesel a base de goma welan y a base de goma
xantan, diesel gelificado y el sistema de gel
PowerCLEAN. Debido a las bajas presiones de
fondo de pozo (BHP, por sus siglas en inglés),
todas las opciones de fluidos requerían operaciones de levantamiento artificial por gas, utilizando gas natural o nitrógeno o ambos elementos.
Dada la geometría ondulada de este pozo, se
desconocía la concentración exacta de relleno.
11
Demoras resultantes
del equipo de
perforación y Desmontaje final Montaje inicial
otras demoras,
del equipo de
del equipo de Operaciones
8%
perforación,
perforación, con tubería de
Demoras atribuibles
3%
8% revestimiento corta,
a las condiciones
9%
climáticas,
16%
Fracturamiento
hidráulico,
Tiempo no
15%
productivo,
6%
Limpieza con apuntalante,
35%
NORUEGA
Stavanger
Campo Valhall
Campo Hod
REINO UNIDO
DINAMARCA
ALEMANIA
> Remoción de apuntalante en el Mar del Norte. En el Campo Valhall, centrado aproximadamente entre Noruega, Dinamarca, Alemania y
el Reino Unido en el Mar del Norte (extremo inferior derecho), los ingenieros de BP pasan aproximadamente un tercio de su tiempo
(extremo superior) concentrados en operaciones de limpieza de pozos posteriores a los tratamientos de estimulación.
Para comparar los volúmenes de fluido, los
ingenieros asumieron la ejecución de las operaciones de limpieza con incrementos de 152 m
[500 pies], comenzando a 6,521 pies de profundidad medida. Las simulaciones de las operaciones
de limpieza con un solo barrido indicaron que la
utilización del gel PowerCLEAN permitiría la terminación de las operaciones de limpieza en 6
horas utilizando 159 m3 [1,000 bbl] de fluido y
6,230 m3 [220,000 pies3] de nitrógeno. Los geles
con goma xantan requerirían aproximadamente 24
horas, 826m3 [5,200 bbl] de fluido y 20,956 m3
[740,000 pies3] de nitrógeno, mientras que los
fluidos con goma welan necesitarían 29 horas,
5,200 bbl de fluido y 26,054 m3 [920,000 pies3] de
nitrógeno. En cuanto a los fluidos a base de diesel,
las altas estimaciones de tiempo para una opera-
12
ción de limpieza con un solo barrido y los requisitos en términos de volúmenes de fluido
excluyeron toda consideración ulterior.
Antes de alcanzar la tubería de revestimiento
corta de producción, se eliminaron los hidratos de
gas y los múltiples puentes de arena presentes en
la tubería de producción.10 El modelo del programa
PowerCLEAN recomendaba un gasto de 4.6 bbl/min
[731 L/min] con 25.5 m3/min [900 pies3/min]
de nitrógeno a través de la boquilla optimizada.
El modelo indicaba además que era posible una
operación que implicara un solo barrido, con una
velocidad de penetración de 2.2 m/min [7.2
pies/min] y bocados de 37.8 m [124 pies]. Cada
bocado tendría que hacerse circular durante 14
minutos antes de tomar el siguiente.
Durante la ejecución, se produjo un incremento inesperado de la presión en boca de pozo.
Antes de arriesgarse a perder los retornos, los
ingenieros de ConocoPhillips y Schlumberger
reevaluaron el diseño de la operación y redujeron
el gasto a 3 bbl/min. El diseño remodelado, basado en este nuevo gasto, limitó el flujo de nitrógeno
a 22.6 m3/min [800 pies3/min], disminuyó la velocidad de penetración a 2.1 m/min [7 pies/min] y
redujo el tamaño de los bocados a 36.6 m [120
pies]. La reducción del gasto impidió la ejecución
de una operación de limpieza con un solo barrido,
de modo que los ingenieros volvieron a adoptar un
proceso de barridos múltiples, llevando cada
barrido hasta el extremo superior de la tubería de
revestimiento corta.
Oilfield Review
A lo largo de toda la operación, el ingeniero de
campo de Schlumberger monitoreó la velocidad
de remoción de sólidos por medio del sistema de
control de sólidos, verificando la eficiencia del
diseño de la operación de limpieza y la capacidad
de transporte de sólidos del sistema PowerCLEAN.
A diferencia de los sistemas de limpieza convencionales previos, no se observaron cargas de
arena pesadas durante la eliminación, mediante
limpieza por chorro, de los últimos 1,000 pies en
la superficie. El muestreo manual periódico de los
retornos de fluido permitió verificar la precisión
del sistema de control de sólidos automatizado.
Se bombeó un total de aproximadamente 477 m3
[3,000 bbl] de fluido PowerCLEAN y 42 m3
[11,120 gal] de nitrógeno, seguidos de unos 79 m3
[500 bbl] de diesel. El equipo de tratamiento de
fluidos en superficie tenía una capacidad de
remoción de nitrógeno limitada, de manera que
no fue posible volver a hacer circular el fluido
PowerCLEAN y se requirió un volumen de fluido
mayor al esperado. Se espera que las mejoras
logradas en los métodos de desgasificación
reduzcan significativamente los requerimientos
de volumen de fluido PowerCLEAN en trabajos
futuros. Después de la limpieza, las fuerzas de
bajada de la TF previstas por el modelado
CoilCADE se ajustaron estrechamente a los valores medidos reales, lo que indicó que no quedaba
relleno de arena en la tubería de revestimiento
corta limpiada.
La experiencia adquirida trabajando con
ConocoPhillips en Alaska ayudó a los ingenieros
de Schlumberger a ajustar los módulos del
programa PowerCLEAN para simular y planificar
en forma más precisa la totalidad del proceso de
limpieza del pozo. Los gastos iniciales posteriores
a la operación registrados en este pozo fueron del
orden de 1,000 bbl/d, estabilizándose posteriormente en 79 m3/d [500 bbl/d] de petróleo. El
sistema de limpieza integrado resultó exitoso en
un pozo con baja BHP, con terminación de gran
diámetro interno y un agujero horizontal ondulado
y largo. ConocoPhillips y Schlumberger proyectan
seguir utilizando el sistema para ayudar a mejorar
la eficiencia de los procesos de limpieza en otros
pozos complejos de la Unidad Kuparuk River.
Mejoramiento de la eficiencia de la limpieza
con posterioridad a la estimulación
A medida que los operadores desarrollan más
yacimientos de baja permeabilidad, los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico
de pozos altamente desviados o pozos horizontales
también complejos se han convertido relativamente en práctica habitual. No obstante, después
Otoño de 2005
de un tratamiento de fracturamiento, quedan
atrás cantidades variables de apuntalante que
deben ser removidas antes de que comience la
producción (Nuevas fibras para tratamientos de
fracturamiento hidráulico, página 36).
Desde 1996, el fracturamiento hidráulico se ha
convertido en el método de estimulación preferido
elegido por la compañía operadora BP, previamente Amoco, para el Campo Valhall situado en el
área marina de Noruega. En el Mar del Norte, el
costo de las operaciones que utilizan TF es
elevado y a menudo se requiere una embarcación
para tratamientos de estimulación y un equipo de
más de 20 especialistas en terminación de pozos y
operaciones. Dado que las operaciones de
limpieza con apuntalante representan más del
35% del tiempo de utilización de TF en el Campo
Valhall, el mejoramiento de la eficiencia de las
operaciones de limpieza no sólo reduciría el
costo, sino que además permitiría volver a poner
el pozo en producción más rápido, generando
ingresos incrementales por producción
anticipada (página anterior).11
Durante el año 2004, los ingenieros de BP y
Schlumberger construyeron una base de datos y
documentaron los procesos de limpieza con TF
utilizados durante 29 carreras en cuatro terminaciones. Cada uno de los pasos del proceso de
limpieza se cotejó frente a 24 parámetros entre
los que se encontraban las propiedades de los
apuntalantes, la profundidad inicial, la velocidad
y las velocidades de penetración, las profundidades de alcance del barrido, la velocidad de
circulación, el tiempo en el fondo del pozo, la
velocidad de extracción de las herramientas
(POOH, por sus siglas en inglés) y el tiempo
insumido en cada paso. De estos parámetros, los
ingenieros se centraron en la optimización del
tiempo efectivo total (TET, por sus siglas en
inglés), definido como la suma del tiempo de
penetración, el tiempo de circulación de los escombros del fondo del pozo y el tiempo de lavado
desde el fondo hasta la superficie.
Utilizando los módulos del programa
PowerCLEAN, los ingenieros analizaron las
operaciones de limpieza previas e identificaron
las oportunidades de mejoramiento de la
eficiencia. De particular interés resultó el hecho
de que el apuntalante para fracturamiento residual aparecía en el pozo con patrones de distribución variables, lo que requería que cada uno
de los elementos de diseño tuviera que optimizarse para cada sección de pozo específica.
Como parte del proceso de optimización, los
ingenieros verificaron que un simple fluido de
limpieza a base de agua de mar, que ya se
utilizaba, proporcionaba suficiente capacidad de
transporte para los procesos de limpieza en una
sola carrera. El análisis, modelado y estimulación
ulteriores, llevados a cabo con los módulos del
programa PowerCLEAN, ayudaron a estimar la
velocidad máxima para la TF a la hora de
penetrar el relleno o de comenzar el proceso de
remoción del relleno. Los parámetros específicos, tales como la determinación de si los sólidos
formaban una capa en el lado bajo de un pozo y
el largo más eficaz de los bocados de relleno
tomados, ayudaron a determinar la selección de
las boquillas, los gastos y los requisitos reológicos
de los fluidos.
El nuevo diseño y las recomendaciones
ayudaron a los ingenieros a optimizar la velocidad de circulación y a seleccionar las boquillas
adecuadas para cada aplicación. Además,
permitieron determinar los requisitos reológicos
de los fluidos de limpieza, calcular las velocidades de operación y los incrementos de los
bocados, así como minimizar o eliminar el tiempo insumido en el fondo del pozo haciendo
circular los escombros del fondo. Durante el barrido del relleno fuera del pozo, se obtuvieron
velocidades de hasta 20 m/min [66 pies/min] en
las secciones correspondientes a la tubería de
revestimiento corta y a la tubería de producción.
Para BP, el proyecto de optimización de las
operaciones de limpieza con apuntalante del
Campo Valhall alcanzó sus objetivos mediante el
mejoramiento de la eficiencia operacional y la
confiabilidad y la reducción del riesgo de atascamiento de las tuberías. Se utilizó el sistema de
10. Un hidrato de gas es una estructura cristalina sólida
compuesta por moléculas de agua y de gas que conforman una configuración similar al hielo. Las moléculas de
agua forman una estructura reticulada en la que se pueden acomodar diversos tipos de moléculas de gas. La
mayoría de los gases, salvo el hidrógeno y el helio, pueden formar hidratos.
11. Zhou W, Amaravadi S y Roedsjoe M: “Valhall Field Coiled
Tubing Post-Frac Proppant Cleanout Process
Optimization,” artículo de la SPE 94131, presentado en la
Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de las
SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al 13 de abril de
2005.
13
Tiempos de limpieza de pozos con apuntalante en el Campo Valhall
35
Tiempo de limpieza efectivo, h
30
25
20
Promedio = 17.6 h/carrera
Promedio = 11.1 h/carrera
15
10
5
0
1 3 5 7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55
Carreras
1
2
3
4
Terminaciones
A
B
C
> Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza. La evaluación de las operaciones de
limpieza con TF en cuatro terminaciones (1, 2, 3 y 4) del Campo Valhall (azul) indicó que el tiempo de
ejecución promedio era de 17.6 horas. Después de aplicar el sistema integrado PowerCLEAN, los ingenieros redujeron el tiempo promedio en tres terminaciones (A, B y C) a 11.1 horas por carrera (verde),
generando un significativo ahorro de tiempo y costos para BP, a la vez que los pozos eran puestos
nuevamente en producción con mayor rapidez.
limpieza integrado PowerCLEAN en un total de
22 carreras, en tres terminaciones. El tiempo
TET promedio se redujo de 17.6 h/carrera a un
nuevo promedio de 11.1 h/carrera (arriba). Un
ahorro de 6.5 h/carrera representa una reducción del 37.2% en el tiempo de limpieza efectivo
promedio e indica una mejora significativa de la
eficiencia del desempeño.
Mejoramiento de la eficiencia de las
operaciones de limpieza en campos maduros
Ubicado a aproximadamente 170 km [105.6 millas]
al nordeste de Kemaman, Terengganu, en el área
marina de Malasia, en el Mar del Sur de China, el
Campo Dulang entró en producción a principios
de la década de 1980. Operado por PETRONAS,
este campo petrolero comprende cuatro plataformas cada una de las cuales consta de 15 a 22 pozos.
Como ocurre en muchos campos que se encuentran en proceso de maduración, mantener el gasto
de producción en el Campo Dulang constituye una
tarea ardua.
Si bien los pozos de petróleo y gas del Campo
Dulang experimentan problemas de acumulación
de ceras, incrustaciones y alto corte de agua, la
producción de arena sigue siendo la causa
fundamental de la declinación de la producción.
14
En el año 2004, se cerraron como mínimo ocho
pozos debido a la presencia de relleno de arena,
mientras que la producción declinó lentamente
en muchos otros. Los pozos del Campo Dulang a
menudo requieren operaciones de intervención,
cada tres a seis meses, por problemas de producción de arena. Para PETRONAS, la velocidad
y eficiencia de las operaciones de limpieza de
pozos afectan directamente la producción del
campo, los ingresos económicos y el retorno de la
inversión.
Las tuberías de revestimiento de gran diámetro, los pozos altamente desviados, la elevada
temperatura del pozo, la baja presión del yacimiento y el espacio limitado disponible en el piso
de las plataformas de producción constituían un
desafío para la eficiencia de las operaciones de
limpieza de pozos. A comienzos del año 2004, los
ingenieros de PETRONAS y Schlumberger evaluaron ocho pozos para eliminar las acumulaciones
de arena y ceras presentes utilizando el sistema
integrado PowerCLEAN (próxima página). Mediante el empleo del módulo de limpieza de pozos
del programa CoilCADE, los ingenieros desarrollaron soluciones de tratamiento únicas para
cada uno de los ocho pozos. Los fluidos de limpieza
variaban entre gel y agua, y una combinación de
agua de mar nitrificada y solvente parafínico y
estaban diseñados para adaptarse a las condiciones y configuraciones de pozo específicas.
Para restituir y mejorar potencialmente la
producción de petróleo, los ingenieros necesitaban eliminar la arena y los escombros de los
pozos permitiendo así la bajada de las herramientas de evaluación de yacimientos con línea de
acero. De este modo, cada pozo pudo ser evaluado,
estimulado si resultaba necesario y puesto
nuevamente en producción en un lapso de tiempo
mínimo.
La mayoría de los pozos del campo eran
similares, con desviaciones de aproximadamente
63 grados y temperaturas de fondo de pozo (BHT,
por sus siglas en inglés) que oscilaban entre 82 y
121°C [180 y 250°F]. Dependiendo de los requisitos de diseño, los ingenieros optimizaron el
costo de los fluidos en varios pozos mediante la
selección de dos sistemas de fluidos de limpieza
diferentes, un fluido a base de HEC para la
limpieza de la tubería de producción y el sistema
de fluido PowerCLEAN para remover la arena del
espacio anular más grande y más difícil de
limpiar existente entre la tubería de producción
y la tubería de revestimiento.
Oilfield Review
Número
Pozo
Tratamiento
Tubería de
Tubería de
Profundidad Desviación, Número
grados
de carreras producción, revestimiento,
en el tope
pulgadas
pulgadas
del relleno,
pies
7
5
1
B-22L
Eliminación de arena
2,986
71
1
2 ⁄8
9 ⁄8
2
B-11L
Eliminación de arena
6,108
60
1
2 7⁄8
9 5⁄8
3
B-16
Eliminación de cera
N/A
80
1
2 7⁄8
4
C-22L
Eliminación de arena
3,035
75
2
2 7⁄8
9 5⁄8
5
C-9L
Eliminación de arena
4,954
50
1
2 7⁄8
9 5⁄8
1
6
C-17S
Eliminación de arena
7,888
70
1
3 ⁄2
7
C-18L
Eliminación de arena
6,677
63
1
2 7⁄8
9 5⁄8
1
7
5
8
D09L
Eliminación de arena
6,309
50
2 ⁄8
9 ⁄8
Profundidad vertical verdadera, pies
Trayectoria del Pozo C-18L
0
1,000
2,000
3,000
4,000
-2,00
0
Nort 0
2,000
e, pi
es
0
4,00
0
2,00 ies
p
ste,
0
E
> Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en un campo maduro. En el Mar del Sur de China, PETRONAS ha operado el Campo Dulang
durante más de 25 años. La desviación promedio de los pozos es de 65 grados, lo que dificulta las operaciones de limpieza. Ocho pozos con trayectorias similares a la del Pozo C-18L (derecha) fueron evaluados como candidatos para mejorar la eficiencia utilizando el sistema integrado PowerCLEAN (izquierda).
Con excepción del Pozo C-22L, todas las
operaciones de limpieza se ejecutaron en un solo
paso. Cada tratamiento se evaluó con línea de
acero para confirmar la efectividad de la remoción de la arena. En varios pozos, los ingenieros
modificaron el diseño optando por fluidos a base
de espuma nitrificada para compensar la pérdida
de circulación y las fugas de la tubería de
terminación.
El diseño integrado de las operaciones mejoró la eficiencia y redujo el tiempo en el pozo
mediante la optimización de las velocidades de
bombeo, la definición de las secuencias de toma
de bocados de arena, la selección adecuada de
las boquillas para la movilización y suspensión de
la arena y la estimación precisa del consumo de
químicos. La producción fue restituida en siete
de los ocho pozos inmediatamente después del
tratamiento, mientras que el pozo restante fue
puesto nuevamente en producción luego de un
tratamiento de estimulación ácida.
En promedio, el procedimiento de limpieza de
pozos utilizando los sistemas integrados
PowerCLEAN redujo el tiempo en el pozo en un
75%. El tiempo promedio insumido por la
operación se redujo de dos días a aproximadamente medio día por tratamiento. El operador
Otoño de 2005
ahorró tiempo, mejoró el retorno de la inversión y
volvió a poner los pozos en producción mucho más
rápido, logrando obtener hasta 143 m3 [900 bbl]
de petróleo incremental por día.
Eficiencia del proceso
La eficiencia es esencial en la optimización de la
producción proveniente de campos petroleros en
proceso de maduración y yacimientos que resultan
difíciles de producir. A través de la comprensión
de las interrelaciones y las sinergias potenciales
de los elementos del proceso, emergen nuevas
tecnologías que ayudan a los operadores a volver
a poner en producción los pozos en menos
tiempo. Al reducirse el tiempo no productivo, se
reducen también los costos y se incrementa el
rendimiento del campo.
La comprensión de los elementos clave del
proceso no siempre es directa y a menudo requiere
los conocimientos de especialistas de diversas
disciplinas. Por ejemplo, los químicos generalmente elaboran fluidos de limpieza, mientras que
los ingenieros mecánicos y los especialistas en
mecánica de fluidos desarrollan la tecnología de
las boquillas; el sistema de limpieza de pozos
integrado PowerCLEAN es un ejemplo de este tipo
de colaboración multidisciplinaria.
Los ingenieros poseen las herramientas y el
soporte computacional para modelar y ejecutar
rápidamente iteraciones múltiples y optimizar el
desempeño de los sistemas de limpieza para la
mayoría de las condiciones y requisitos de los
pozos. La integración exitosa de los procesos de
limpieza de pozos está ayudando a muchos
operadores a mantener el petróleo fluyendo de
sus campos. Este conocimiento básico de los
procesos interdependientes mostrará el camino
para la implementación de muchas más mejoras
en la eficiencia de los sistemas de exploración y
producción.
—DW
15
Espectroscopía: La clave para la obtención de
respuestas petrofísicas rápidas y confiables
Las decisiones relacionadas con las operaciones de terminación de pozos requieren
interpretaciones de registros rápidas, objetivas y confiables. Un método nuevo, casi
automático, de procesamiento de los datos provenientes de las herramientas de
espectroscopía modernas y de adquisición de registros convencionales, provee esa
información rápidamente a los operadores. Un análisis extensivo de la relación existente entre las propiedades de las rocas y las concentraciones elementales en las
muestras de núcleos proporcionó un fundamento confiable para este nuevo servicio.
Dan Barson
Rod Christensen
OILEXCO Incorporated
Calgary, Alberta, Canadá
Eric Decoster
Caracas, Venezuela
Jim Grau
Michael Herron
Susan Herron
Ridgefield, Connecticut, EUA
Udit Kumar Guru
El Cairo, Egipto
Martín Jordán
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)
Barinas, Venezuela
Thomas M. Maher
Apache Egypt Companies
El Cairo, Egipto
Erik Rylander
Clamart, Francia
Jim White
Aberdeen, Escocia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Bill Batzer y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut,
EUA; Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Martin Isaacs,
Sugar Land, Texas, EUA; Daniel Valois, Barinas, Venezuela;
y Richard Woodhouse, consultor, Surrey, Inglaterra.
DecisionXpress, ECS (herramienta de Espectroscopía de
Captura Elemental), ELANPlus, GLOBAL, GLT (herramienta
de Adquisición de Registros Geoquímicos), Litho-Density,
MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),
Platform Express, RST (herramienta de Control de Saturación
del Yacimiento) y SpectroLith son marcas de Schlumberger.
16
Las interpretaciones petrofísicas, que comprenden como mínimo la determinación de la
porosidad y la saturación de agua, son esenciales
para la toma de decisiones relacionadas con la
adquisición de datos de presión, la recolección
de muestras de fluidos y las operaciones de entubación y terminación de pozos. En consecuencia,
las respuestas confiables en tiempo real o a las
pocas horas de haber adquirido los registros
resultan de suma importancia para los operadores. Si bien los estudios de caracterización de
yacimientos implican más datos y más tiempo
para ajustar la interpretación en relación con un
yacimiento en particular, el tiempo y los datos
siempre son escasos. Incluso para estos estudios
de mayor magnitud, una evaluación rápida y
confiable resulta de utilidad como punto de partida y como resumen oportuno de los registros.
Los intentos realizados en el pasado para
proveer un paquete de interpretación generalizado se vieron acosados por la necesidad de
definir en forma manual numerosos parámetros
y zonas de las formaciones. En condiciones ideales, estos parámetros son seleccionados por un
intérprete calificado o mediante referencia a
una base de datos local establecida para el yacimiento o la formación. Lamentablemente, es
probable que ninguna de estas opciones se
encuentre disponible en el momento requerido.
Un enfoque alternativo consiste en determinar
varios de estos parámetros en forma automática.
Ahora, los registros de concentraciones elementales y el procesamiento litológico
Spectrolith de los datos adquiridos por las herramientas de espectroscopía de rayos gamma
inducidos por neutrones posibilitan la estima-
ción de todos los parámetros de la matriz en
forma automática, con un nivel de precisión
como mínimo equivalente al de las lentas técnicas convencionales. El número de parámetros se
reduce asombrosamente, limitándose en el caso
óptimo a uno solo: la resistividad del agua de formación, Rw. Al mismo tiempo, los modelos de
conductividad y permeabilidad científicamente
más rigurosos mejoran la confiabilidad de los
resultados.
La combinación de estas técnicas, conocida
como sistema de evaluación petrofísica
DecisionXpress, ha sido aplicada con éxito en
una gran variedad de yacimientos siliciclásticos.
Por el momento, este sistema no es aplicable a
los yacimientos carbonatados, fundamentalmente debido a la falta de buenos modelos científicos
y a la dificultad de distinguir la calcita de la dolomía en presencia de gas. Este artículo explica las
bases de los algoritmos que permiten que el sistema DecisionXpress sea rápido, preciso y confiable, y muestra ejemplos tomados de distintos
ambientes tales como Egipto, Venezuela y el Mar
del Norte. No obstante, primero conviene considerar las limitaciones de las técnicas convencionales.
El problema de la evaluación de registros
Gran parte de la evaluación de registros de pozos
implica la ejecución del análisis volumétrico. Si se
conocen la porosidad y la saturación de fluidos, la
determinación de los volúmenes de fluidos es sencilla. La permeabilidad de la matriz no puede estimarse directamente a través de mediciones estáticas derivadas de los registros; sin embargo,
puede estimarse a partir de los volúmenes de flui-
Oilfield Review
dos y minerales. La dificultad con el análisis volumétrico reside en el hecho de que existen muchas
más incógnitas que mediciones. Además de gas,
petróleo y agua—que pueden variar significativamente en lo que respecta a composición, densidad y abundancia relativa desde el tope hasta la
base de una columna de hidrocarburos—existen
muchos componentes minerales posibles. El analista de registros también debe conocer la movilidad del fluido, por ejemplo si el agua presente en
la formación es agua irreducible o agua de producción libre.1
Los conjuntos de registros modernos pueden
proveer cientos de mediciones pero estas mediciones no son todas independientes. Por
ejemplo, muchas mediciones responden intensamente a la porosidad pero ninguna identifica el
volumen de petróleo en forma única. Frente a
este desafío, el intérprete de registros está obligado a trabajar con modelos que reduzcan el
número de incógnitas a una cantidad que se adecue a las mediciones disponibles. Por ejemplo, si
se sabe que un yacimiento corresponde a una
arenisca que contiene petróleo, el intérprete
puede excluir la anhidrita y el gas del modelo. El
intérprete debe elegir el modelo, de manera que
Otoño de 2005
la intervención humana se requiere desde el
principio. Si bien esta elección puede resultar
sencilla para un yacimiento correctamente desarrollado, es probable que resulte dificultosa en
un pozo de exploración o de evaluación, o cuando
el conjunto de mediciones cambia con respecto a
las mediciones obtenidas en los pozos vecinos
que fueron utilizados para establecer el modelo.
Los modelos contienen parámetros que
expresan la respuesta de las mediciones a sus
componentes. Algunos parámetros están definidos con precisión, por ejemplo la densidad de la
calcita. Ciertas respuestas varían considerablemente, tal es el caso de la respuesta del registro
de rayos gamma a la lutita. En estas circunstancias, los programas de interpretación de
registros adoptan diferentes enfoques. Los que
hacen hincapié en la facilidad y velocidad de uso
emplean modelos simples y permiten que el
intérprete establezca sólo algunos de los parámetros más variables. Aquellos que ponen
énfasis en la exactitud ofrecen modelos complejos y permiten que la mayoría de los parámetros
puedan ser modificados por el usuario (véase
“Revisión de los métodos de interpretación de
registros,” próxima página).
Cualquiera sea el enfoque, los parámetros
más difíciles de seleccionar son invariablemente
los de los minerales de arcilla. El tipo, volumen y
distribución de la arcilla afectan considerablemente la determinación de la porosidad a partir
de los registros de porosidad, tales como los
registros de neutrón, densidad y sónico, y la
determinación de la saturación de agua a partir
de los registros de resistividad. En la interpretación de registros convencional, basada en un
conjunto de registros triple combo—resistividad, porosidad–densidad, porosidad–neutrón,
rayos gamma y potencial espontáneo—el volumen de la arcilla se determina básicamente a
partir de la respuesta del registro de rayos
gamma y de las mediciones obtenidas de los
registros de densidad y de neutrón. La subjetividad de la interpretación de los registros de rayos
(continúa en la página 20)
1. La saturación de agua irreducible es el valor de saturación de agua más bajo, Swirr, que puede obtenerse en
una muestra de pequeño diámetro a través del desplazamiento del agua con petróleo o gas. A este estado se
llega normalmente haciendo circular petróleo o gas a
través de una muestra saturada de agua o haciéndola
girar en un centrifugador con el fin de desplazar el agua
con petróleo o gas.
17
Revisión de los métodos de interpretación de registros
18
Década de 1980 a
década de 1990
Década de 1960 a
década de 1970
Década de 1940 a
década de 1950
Estos programas operaban en forma secuencial; por ejemplo, estimando primero el volumen de arcilla, luego la porosidad y por último la saturación de agua. Sin embargo, se
requerían extensivas iteraciones para refinar
la respuesta. Los programas se diseñaban
específicamente para determinados tipos de
Década de 1990 a
década de 2000
Las técnicas de interpretación de registros
han evolucionado pasando de las soluciones
lineales de ecuaciones simples de la década
de 1940 a las inversiones matemáticas y las
redes neuronales disponibles actualmente
(derecha).1 Este desarrollo fue impulsado no
sólo por las mejoras logradas en la tecnología
computacional sino también por el número
creciente de mediciones de registros de pozos
y el mayor conocimiento de las respuestas de
los registros. Los objetivos principales de los
intérpretes de registros—determinar la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad—siguen siendo los mismos. Lo que ha
cambiado es nuestra capacidad para calcular
estas cantidades en forma más rápida y confiable, en un rango más amplio de formaciones, y nuestra habilidad para computar otros
datos de salida tales como la saturación de
agua irreducible y la mineralogía.
El fundamento de la interpretación cuantitativa de registros es el conjunto de relaciones introducidas por G. E. Archie en el año
1941.2 En esos primeros tiempos, la interpretación era un proceso secuencial—primero se
determinaba la porosidad a partir de un registro sónico, de densidad o de neutrón, y luego
se hallaba la saturación de agua utilizando el
registro de resistividad. Este proceso se llevaba a cabo utilizando diagramas y nomogramas
que se volvían cada vez más complicados a
medida que se disponía de más registros de
porosidad y en tanto se reconocían y cuantificaban los efectos de la arcilla y de los fluidos
de la zona invadida. La interpretación de
registros dejó de ser un proceso secuencial
simple para convertirse en un proceso con
numerosas opciones e iteraciones.
Tales iteraciones no representaban un problema para las calculadoras y computadoras
que se estaban introduciendo por ese entonces. Para fines de la década de 1960, complejos
programas tales como el sistema SARABAND,
podían utilizar todas las mediciones de registros existentes, estimar el volumen de arcilla a
partir de una variedad de fuentes y calcular
las saturaciones de fluidos tanto en la zona
invadida como en la zona no invadida.3
formaciones, por ejemplo areniscas arcillosas,
y para determinadas mediciones de registros
y ecuaciones de respuesta. No obstante, la
complejidad de la lógica hizo que el agregado
posterior de una medición o de una idea de
interpretación nueva resultara cada vez más
dificultoso.
Diagramas y Nomogramas
Enfoque gradual, proceso manual
Modelos simples
Transparencias
Curvas presentadas en escalas
seleccionadas y leídas con
reglas transparentes
Pocos parámetros
Modelos simples
Parámetros escasos
o inexistentes
Métodos Secuenciales o Determinísticos
Lógica compleja con enlaces
iterativos
Flexibilidad limitada del modelo
Parámetros explícitos:
pocos o muchos
Métodos Simultáneos o Estadísticos
Inversión restringida a través de la Usualmente numerosos
minimización de la incertidumbre parámetros explícitos
Mayor flexibilidad en el modelo
Red Neuronal
Datos de entrada mapeados para
generar conjuntos de datos de salida en base a datos de entrenamiento. Modelo implícito (datos
de entrada, datos de salida)
Sistema DecisionXpress
Determinación casi automática de
la litología y, en consecuencia,
otros datos de salida
Mínima cantidad
de parámetros
Modelo implícito
Mínima cantidad
de parámetros
> Desarrollo de los métodos de interpretación para herramientas de adquisición de registros
múltiples desde la década de 1940. No se muestra la interpretación para una sola herramienta
de adquisición de registros.
Oilfield Review
A fines de la década de 1970, se introdujo la
idea de tratar la interpretación de registros
como un problema de inversión matemática.4
Cada medición posee una ecuación de respuesta que puede ser expresada como un conjunto
de volúmenes de formación desconocidos, cada
uno de los cuales es multiplicado por un parámetro. Cuando existen como mínimo tantas
ecuaciones como volúmenes desconocidos,
éstos últimos pueden hallarse mediante métodos de inversión comunes. La solución puede
ser restringida; por ejemplo, no permitiendo
que la porosidad exceda un valor específico, y
a cada ecuación de respuesta se le puede asignar un peso diferente. De esta manera, se
simulaba la lógica de los programas secuenciales pero no era necesario rescribir el programa
de computación para adicionar o sustraer una
medición o un modelo.
En la década de 1980, se desarrollaron aún
más los métodos de inversión y se redujo el
tiempo computacional insumido en los mismos
para permitir correr diferentes modelos en
forma simultánea.5 De este modo era posible
seleccionar el modelo más adecuado para
cada intervalo ya fuera en forma manual o utilizando algún criterio automático.
Cualquiera sea el método seleccionado, las
tareas principales de la interpretación asistida
por computadoras siguen siendo las mismas.
En primer lugar, los registros de entrada necesitan ser editados, ajustados en profundidad y
corregidos por efectos ambientales. Estas
tareas se encaran cada vez con más frecuencia durante la etapa de adquisición pero aún
constituyen un problema en condiciones dificultosas, tales como pozos que presentan
derrumbes. En segundo lugar, se deben elegir
los parámetros y, cuando se dispone de la
opción, el modelo de formación. Por último, es
preciso controlar los resultados para verificar
su calidad y modificar los parámetros o el
modelo hasta que la interpretación resulte
satisfactoria.
La selección de parámetros siempre ha sido
un tema clave en la interpretación de registros.
La selección manual de parámetros consiste en
Otoño de 2005
seleccionar valores a partir de mediciones
(como las propiedades del revoque de filtración), registros, gráficas de interrelación o histogramas; por ejemplo, a través de la búsqueda
de la resistividad aparente del agua en una
zona de agua. Desafortunadamente, no existe
ninguna certeza de que un intervalo sea acuífero; ésta es en sí una interpretación. Por lo
tanto, la selección manual de parámetros suele
ser una cuestión de apreciación subjetiva.
La mayoría de los métodos de selección
automática de parámetros implementan la
lógica que subyace a los métodos manuales,
con las mismas limitaciones. En ciertos casos,
los parámetros pueden ser determinados por
métodos de inversión haciendo uso del hecho
de que los parámetros son constantes a lo
largo de un intervalo. Finalmente, los parámetros pueden escogerse de bases de datos específicas de un yacimiento, formación, área geográfica o ambiente geológico en particular.
Estas bases de datos varían desde tablas de
Rw simples hasta conjuntos de procedimientos y las experiencias de los especialistas.
El control de calidad es aún más subjetivo
que la selección de parámetros. Los registros
reconstruidos—los computados a partir de la
solución y los parámetros y el modelo utilizados—muestran si la solución respeta los
registros de entrada pero no indican si los
parámetros o el modelo son correctos. En la
práctica, la calidad del resultado depende del
criterio del intérprete y de la comparación
con otros datos, tales como el análisis de
núcleos, las pruebas de pozos y los resultados
de producción. Los intérpretes experimenta-
dos no utilizan programas de computación
para hallar la solución sino para implementar
y refinar las ideas que extraen a partir del estudio de los registros sin procesar. No obstante, esta experiencia no tiene que ser general y
requerir mucho tiempo para su desarrollo;
puede obtenerse rápidamente en yacimientos
o en áreas específicas.
Las técnicas más recientes minimizan el
problema de la selección de parámetros. Las
redes neuronales artificiales se entrenan para
convertir los registros en resultados en los
pozos en los que los resultados ya se conocen;
hallando internamente y en forma efectiva las
transformadas y parámetros necesarios para
el modelo y los pozos específicos en cuestión.
Una vez entrenadas, las redes pueden aplicarse casi automáticamente en otros pozos en los
que rige el mismo modelo. Si bien las redes
neuronales son más comúnmente utilizadas
para clasificaciones litológicas y para los
casos en los que las transformadas explícitas
no son muy conocidas, por ejemplo la estimación de la permeabilidad y los conjuntos de
registros reducidos, también se aplican al
análisis volumétrico.
Por último, el sistema DecisionXpress utiliza
mediciones nuevas que permiten determinar
en forma casi automática la totalidad o parte
de las propiedades petrofísicas. Sin embargo,
es improbable que desplace a otros métodos de
estudios detallados que requieren altos niveles
de precisión y flexibilidad. Dicho sistema, sin
embargo, debería proporcionar un mejoramiento significativo en lo que respecta a la
toma de decisiones iniciales rápidas.
—JS
1. Para una revisión detallada, consulte: Marett G y
Kimminau S: “Logs, Charts, and Computers: The History
of Log Interpretation Modeling,” The Log Analyst 31, no
6 (Noviembre–Diciembre de 1990): 335–354.
2. Archie GE: “The Electrical Resistivity Log as an Aid in
Determining Some Reservoir Characteristics,”
Transcripciones del Instituto Americano de Ingenieros
Mineros y Metalúrgicos, 146. Nueva York: Instituto
Americano de Ingenieros Mineros y Metalúrgicos
(1941): 54–62.
3. Introducido por Schlumberger en el año 1970, el sistema SARABAND fue el primer análisis de yacimientos
asistido por computadoras. Para más información,
consulte: Poupon et al, referencia 2, texto principal.
4. Mayer C y Sibbit A: “GLOBAL, a New Approach to
Computer-Processed Log Interpretation,” artículo de la
SPE 9341, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, 21 al 24 de septiembre
de 1980.
5. Quirein J, Kimminau S, LaVigne J, Singer J y Wendel F:
“A Coherent Framework for Developing and Applying
Multiple Formation Evaluation Models,” Transcripciones del 27o Simposio Anual sobre Adquisición de
Registros de la SPWLA, Houston, 9 al 13 de junio de
1986, artículo DD.
19
gamma es ampliamente conocida y puede ilustrarse con cualquier ejemplo de registro (abajo).
Se han utilizado varias técnicas para mejorar
la estimación del volumen de arcilla. Algunos
programas de interpretación utilizan el mínimo
de los volúmenes de arcilla estimados por diferentes métodos, en base al razonamiento de que
los errores de cada método siempre producen
una sobrestimación.2 Este enfoque permite mini-
mizar los errores gruesos pero no elimina la
necesidad de contar con selecciones de parámetros exactas. En otros casos, la elección de
modelos y parámetros a menudo se facilita a través de la utilización de una base de datos de
conocimientos de un yacimiento, área local o
tipo de ambiente geológico en particular, para
reducir considerablemente las opciones y minimizar la necesidad de intervención humana.
Resistividad de la
formación invadida
0.2
ohm,m
2,000
Resistividad aparente 1
0.2
ohm,m
2,000
Resistividad aparente 2
Revoque de filtración 0.2
ohm,m 2,000
Resistividad aparente 3
Derrumbes
Tamaño de la barrena
6
Pulgadas
16
Calibre
6
Pulgadas
16
Desviación del pozo
-10
Grados
90
0.2
ohm,m
2,000
Resistividad aparente 4
0.2
ohm,m
2,000
Resistividad aparente 5 Factor fotoeléctrico
0.2
ohm,m
2,000 0
Resistividad de la
zona invadida
10
Porosidad
termal/neutrónica
ohm,m 2,000 45
Tensión Potencial espontáneo 0.2
%
-15
mV
-350 Resistividad de la
del cable -430
Densidad de
0 lbf 6,000
formación verdadera
la formación
Rayos gamma
MD, pies 0
g/cm3
°API
200 0.2
ohm,m 2,000 1.95
2.95
Lutita
6,250
???
6,300
???
> Registro de una secuencia siliciclástica que ilustra algunas
de las dificultades de la interpretación de los registros de rayos
gamma. El registro de rayos gamma, la separación entre las curvas de neutrón y densidad, y la resistividad indican claramente
la presencia de lutita por encima de 1,904 m [6,246 pies] de profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés). No obstante, a
1,909 m [6,296 pies] y por debajo de 1,935 m [6,348 pies] de profundidad, el registro de rayos gamma indica la presencia de
lutita, pero los otros registros no. Además, la lectura mínima del
registro de rayos gamma, de 30 °API, puede indicar o no la
presencia de cuarzo puro libre de arcilla.
20
No obstante, es probable que no se disponga de
este tipo de bases de datos hasta después de
haber desarrollado un área.
Una solución explícita
En los últimos 20 años, las nuevas mediciones
obtenidas de los registros han mejorado la
interpretación. Estas mejoras pueden dividirse
en dos tipos; las que se concentran en una
mejor definición de los fluidos y las enfocadas
en una mejor definición de los sólidos.
La definición directa de los fluidos ha mejorado sustancialmente gracias a los desarrollos
logrados en las herramientas de adquisición de
registros de resonancia magnética nuclear
(RMN). Dado que las principales propiedades de
interés—porosidad, saturación y permeabilidad—se relacionan con los fluidos, la técnica
RMN parecería ser la mejor opción. Sin embargo, existen limitaciones, particularmente con
las interpretaciones de los valores de saturación
porque las mediciones se obtienen en la zona
invadida, cerca del pozo, y porque las señales
indicadoras de la presencia de petróleo y agua,
provenientes de la herramienta de RMN, a veces
no están claramente separadas.
La otra opción consiste en definir los volúmenes de sólidos y luego aplicar las ecuaciones
conocidas para determinar las propiedades principales de los yacimientos a partir de otras
mediciones. Por ejemplo, la porosidad puede
determinarse con precisión a partir del registro
de densidad si se conoce la densidad de la matriz.
La saturación de agua puede estimarse a partir
de la resistividad si se conocen la conductividad y
la distribución de la arcilla.
El sistema DecisionXpress responde a esta
segunda opción.3 Su solución se basa en la medición de la concentración de algunos de los elementos presentes en las rocas y en la posterior
estimación de las principales propiedades de la
matriz a partir de estas concentraciones. La medición de las concentraciones elementales no es
nueva: los elementos químicos han sido detectados con herramientas de adquisición de registros
de espectroscopía de neutrones pulsados desde
fines de la década de 1970 y las concentraciones
se obtenían específicamente para la evaluación
de formaciones derivada de registros obtenidos
en agujero descubierto, utilizando la herramienta de Adquisición de Registros Geoquímicos GLT
a mediados de la década de 1980.4 Desafortunadamente, la utilización del sistema GLT no se
generalizó por varios motivos: la sarta de la herramienta GLT era larga; las operaciones eran
lentas y en consecuencia costosas; la herramienta no era combinable, y la interpretación
resultaba compleja. La sonda de Espectroscopía
Oilfield Review
1986
Herramienta de
Adquisición de
Registros Geoquímicos GLT
1996
Sonda de
Espectroscopía de
Captura Elemental ECS
1991
Herramienta de
Control de Saturación
del Yacimiento RST
Cartucho de telemetría
Cartucho
de adquisición
del detector
Detector
lejano
Detectores de neutrones
Fuente de neutrones
de baja energía
Detectores de neutrones
Fuente AmBe
Detector
cercano
Detector
Fuente minitrón
Camisa de boro
Componentes
electrónicos
Recipiente Dewar
Disipador térmico
• 70 pies de largo
• 6 sondas
• 2 fuentes
• 2 pasadas
• <600 pies/h
• 36 pies de largo
• Bajada a través de
la tubería de producción
[111/16 pulgadas o
21/2 pulgadas de
diámetro externo]
• Fuente minitrón
• <200 pies/h
• 15 pies de largo
• 5 pulgadas de
diámetro externo
(con camisa de boro)
• fuente química
• 1,800 pies/h
Porosidad total, φT
Permeabilidad, k
Litología
SpectroLith
< Herramientas de adquisición de registros de
espectroscopía para la determinación de la litología. Cada herramienta posee como mínimo una
fuente que emite neutrones de alta energía en la
formación y un detector que mide los rayos
gamma emitidos por las reacciones de los neutrones con los elementos de la formación. La primitiva herramienta de Adquisición de Registros
Geoquímicos GLT también incorporaba mediciones de rayos gamma espectrales naturales y
mediciones de la activación del aluminio; era
larga y lenta para registrar y no resultaba combinable con las herramientas de adquisición de registros convencionales. La herramienta de Control
de Saturación del Yacimiento RST fue diseñada
para evaluaciones en pozos entubados y además puede proveer datos de entrada para la técnica SpectroLith. La sonda de Espectroscopía de
Captura Elemental ECS es la herramienta de
espectroscopía óptima para la determinación de
la litología en agujero descubierto y la determinación de las propiedades de la matriz mediante
la utilización de la técnica SpectroLith y de otras
técnicas asociadas.
de Captura Elemental ECS es corta; fácil de usar y
rápida de operar; y mide suficientes elementos
como para evaluar la litología (izquierda).
En cada nivel de profundidad, el procesamiento fluye en forma lineal, comenzando con el
cómputo de la litología, incluyendo el volumen
de arcilla, y continuando por la densidad de los
granos, la porosidad, la permeabilidad y las saturaciones (abajo). El cómputo entero puede ser
2. Poupon A, Clavier C, Dumanoir J, Gaymard R y Misk A:
“Log Analysis of Sand-Shale Sequences—A Systematic
Approach,” Journal of Petroleum Technology 22, no. 7
(Julio de 1970): 867–881.
3. Herron MM, Herron SL, Grau JA, Seleznev NV, Phillips J,
El Sherif A, Farag S, Horkowitz JP, Neville TJ y Hsu K:
“Real-Time Petrophysical Analysis in Siliciclastics from the
Integration of Spectroscopy and Triple-Combo Logging,”
artículo de la SPE 77631, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,
EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
4. Hertzog R, Colson L, Seeman O, O’Brien M, Scott H, McKeon
D, Wraight P, Grau J, Ellis D, Schweitzer J y Herron M:
“Geochemical Logging with Spectroscopy Tools,” SPE
Formation Evaluation 4, no. 2 (Junio de 1989): 153–162.
Saturación de
agua irreducible
Efecto de la arcilla
sobre la conductividad, Qv
Registros de
concentraciones elementales
(Si, Ca, Fe, Gd, Ti)
Permeabilidades
relativas y corte
de agua
Saturación de agua, Sw
Propiedades de la matriz
derivadas de los registros
de densidad–neutrón
Porosidad total, φT
Interruptores para la
determinación de los niveles
de anhidrita y feldespatos
Capacidad de
intercambio catiónico
de la arcilla
Volúmenes
de yacimientos
Registros de
densidad–neutrón
y de resistividad
Parámetros seleccionados
por el usuario:
Salinidad del agua
de formación
Valores límite para las
permeabilidades y el
corte de agua
> Diagrama de flujo y parámetros seleccionados por el usuario en el procesamiento DecisionXpress. Los rectángulos azules representan los datos de entrada, los rectángulos verdes representan los datos de salida y los amarillos indican los cómputos intermedios. La naturaleza directa del proceso contribuye
a su robustez.
Otoño de 2005
21
ejecutado en tiempo real, durante la adquisición
de registros, y en la mayoría de los casos con la
selección de un solo parámetro, Rw, que a menudo se conoce en los yacimientos desarrollados.
Dado que la salida provee todos los parámetros
derivados de los registros, necesarios para el
picado de puntos para medir la presión, los
intervalos de muestreo de fluidos y las localizaciones de extracción de núcleos laterales,
resulta crítica en la toma de las decisiones relacionadas con las operaciones de terminación de
pozos (abajo). Algunos sistemas de análisis con-
vencionales también pueden atribuirse los beneficios de la velocidad y automatización una vez
que el análisis es adaptado a ambientes específicos. La diferencia clave de esta nueva técnica es
que provee resultados precisos y confiables en la
mayoría de los yacimientos siliciclásticos de
cualquier lugar del mundo. Para justificar esta
atribución, vamos a examinar los fundamentos
sobre los cuales se construyen sus algoritmos.
Concentraciones elementales—Las herramientas de espectroscopía, tales como la sonda
ECS, miden efectivamente un espectro de rayos
Porosidad
Agua ligada a
las arcillas
Agua
Pirita
Carbonato
Hidrocarburo
Corte de agua
Agua
Tensión
del cable
Mineralogía
DecisionXpress
1 lbf 5,000
Rayos gamma
MD, pies 0
Anhidrita
Agua libre
Hidrocarburo
Espesor
productivo
Siderita
Agua ligada a
los capilares
°API
Hidrocarburo
Perfil de flujo
200 0
1
0
Permeabilidad
intrínseca
1 10,000
mD
Hidrocarburo
desplazado
Cuarzo/feldespato/mica
Arcilla
Porosidad
0.1 50
%
Volumen
0 0
%
100
L P K SR
6,250
6,300
6,350
> Despliegue de salida del sistema DecisionXpress para el registro previo (página 20 ). Una pátina de
color gris claro indica los intervalos del registro en los que los datos de entrada son de calidad pobre
debido a las condiciones de pozo u otro tipo de problemas. La porosidad, la permeabilidad y las saturaciones de fluidos se suman y se promedian a lo largo del intervalo productivo utilizando los valores
límite de permeabilidad y corte de agua seleccionados por el usuario. Éstos también pueden presentarse en una tabla. Los indicadores de control de calidad del carril derecho extremo indican la
descripción de la interpretación correspondiente a la litología (L), la porosidad (P), la permeabilidad
(K), la saturación (S) y la permeabilidad relativa (R); el color verde indica una interpretación favorable,
el amarillo implica una interpretación moderadamente favorable y el rojo refleja una interpretación
desfavorable. El intervalo de lutita por encima de 1,902 m [6,240 pies] de profundidad es afectado
considerablemente por las pobres condiciones de pozo.
22
gamma o la cantidad de rayos gamma recibidos
por el detector para cada nivel de energía. Los
rayos gamma se generan cuando los neutrones
de alta energía—provenientes de una fuente
minitrón o una fuente radioactiva tales como el
americio [Am] y el berilio [Be]—bombardean la
formación y pierden energía a través de la dispersión, fundamentalmente por acción del
hidrógeno. Cuando se frena hasta alcanzar el
nivel de energía termal, un neutrón que colisiona con el núcleo de ciertos átomos puede ser
capturado; en este proceso, el núcleo es excitado
y emite rayos gamma con una distribución de
energías que es característica del elemento.
Estos rayos gamma pueden degradarse por
dispersión en la formación y el detector; sin
embargo, hay suficiente definición en el espectro final para reconocer los picos causados por
los diferentes elementos (próxima página,
extremo superior).
El paso siguiente consiste en calcular la proporción, o rendimiento relativo, de los rayos
gamma de cada elemento mediante la comparación del espectro medido con el espectro estándar
adquirido por Schlumberger para cada elemento
individual. Esto se lleva a cabo en el Centro de
Calibración de Efectos Ambientales de Houston.
El espectro se invierte para obtener la proporción de los principales elementos de aporte.
Estos incluyen algunos de los elementos más
definidos y abundantes presentes en las rocas
sedimentarias, en especial silicio [Si], calcio
[Ca], hierro [Fe] y azufre [S]. El titanio [Ti] y el
gadolinio [Gd] también pueden aportar una señal
significativa y, en consecuencia, deben ser resueltos aunque no sean elementos abundantes. Las
concentraciones de estos seis elementos, que en
su totalidad resultan exclusivamente de la
5. Los minerales sedimentarios contienen óxidos simples u
óxidos múltiples. Incluso, los minerales de arcilla pueden
ser tratados como mezclas complejas de óxidos. Las
concentraciones se expresan en porcentaje en peso porque es la masa y no el volumen de un elemento lo que
contribuye a la concentración relativa medida.
6. El modelo de cierre de óxidos, cuando se aplica a la herramienta ECS, puede ser expresado como: F S{Xi *Yi / Si } = 1,
donde F es el factor de normalización desconocido, Y es
la concentración relativa medida, X es el factor de asociación de óxidos conocido y S es la sensibilidad a la
detección relativa conocida. La sumatoria S corresponde a
los seis elementos de la matriz de roca medidos, designados con la variable i. Una vez que F ha sido calculado en
cada nivel, se computa el porcentaje en peso seco, o las
concentraciones elementales, a partir de Wi = F * Yi / Si.
Herron SL: “Method and Apparatus for Determining
Elemental Concentrations for Gamma Ray Spectroscopy
Tools,” Patente de EUA No. 5,471,057 (28 de noviembre de
1995).
7. Herron MM, Matteson A y Gustavson G: “Dual-Range
FT-IR Mineralogy and the Analysis of Sedimentary
Formations,” artículo 9729, presentado en la Conferencia
Anual de la Sociedad de Analistas de Núcleos, Calgary,
7 al 10 de septiembre de 1997.
Oilfield Review
Otoño de 2005
Cantidad de rayos gamma detectados, conteos por segundo
vés del análisis químico y la otra para determinar
la mineralogía utilizando el procedimiento FT-IR,
el cual se basa en la respuesta de enlaces moleculares a luz infrarroja.7 Los estándares de los
minerales para el procedimiento FT-IR incluyeron 26 minerales, que pueden determinarse en
su totalidad con una precisión superior a +/- 2%
en peso.
Gd
H
Fe
Si
Cl
Inelástico
0
05
100
150
200
250
Energía de rayos gamma, número de celdas de medición
> Típico espectro de rayos gamma a partir de la herramienta ECS en un
ambiente siliciclástico que no posee calcio ni azufre. Los rayos gamma
resultantes de la captura de neutrones termales, se muestran divididos
en las contribuciones de los diferentes elementos presentes. También
están presentes los rayos gamma provenientes de reacciones de neutrones inelásticos pero no se utilizan cuantitativamente. Las proporciones
de captura del hierro [Fe] y del calcio [Ca] incluyen pequeñas señales
provenientes del aluminio y del sodio. Esta contaminación se toma en
cuenta durante el procesamiento ulterior.
200
300
400
Profundidad, pies
matriz de roca, se computan y utilizan cuantitativamente en el procesamiento ulterior. Otros
elementos, tales como el hidrógeno [H] y el
cloro [Cl], también se miden, pero sólo se utilizan cualitativamente.
Las concentraciones son sólo medidas relativas porque la señal total depende del ambiente,
que puede variar a lo largo de todo el intervalo
de adquisición de registros. Para obtener las
concentraciones elementales absolutas, se necesita información adicional; en este caso, a partir
del principio del cierre de óxidos. Este principio
establece que una roca seca consiste solamente
de un conjunto de óxidos, la suma de cuyas concentraciones debe equivaler a la unidad. 5 Si
podemos medir la concentración relativa de
todos los óxidos, podemos calcular la concentración total y el factor necesario para convertirlo
en la unidad. Este factor de normalización convertirá luego cada concentración relativa en una
concentración elemental de peso seco.
En la práctica, este proceso no es tan directo. En primer lugar, medimos los elementos, no
los óxidos, pero la naturaleza contribuye ya que
los elementos más abundantes existen solamente en un óxido común, por ejemplo SiO2 para
el silicio. De este modo, para la mayor parte de
los elementos, un factor de asociación exacto
soporta la conversión de la concentración del
elemento en la concentración del óxido. En
segundo lugar, si bien la herramienta ECS mide
la mayoría de los elementos más comunes, existen excepciones entre las que la del potasio [K]
y el aluminio [Al] son las más importantes.
Afortunadamente, la concentración de estos elementos se correlaciona fuertemente con la del
hierro, de manera que pueden ser incluidos en el
factor de asociación de óxidos correspondiente al
hierro.6 Los resultados han sido validados mediante la comparación con las concentraciones
químicas medidas en las muestras de núcleos
(derecha).
Elementos de los minerales—El paso siguiente consiste en convertir las concentraciones
elementales en grupos de minerales. Las técnicas geoquímicas previas fueron diseñadas para
determinar la mayor cantidad de minerales posibles. En la técnica DecisionXpress, el objetivo
principal apunta a un contenido de arcilla total
preciso y confiable, dividiéndose los minerales
restantes en carbonatos o en cuarzo, feldespatos
y micas (QFM, por sus siglas en inglés). El desarrollo de esta técnica se basó en el estudio de
más de 400 muestras de núcleos de diferentes
ambientes arenosos y ambientes con areniscas
arcillosas. Cada una de las muestras se trituró,
mezcló y dividió en dos fracciones; una para determinar las concentraciones elementales a tra-
500
600
700
800
900
0
50
Silicio,
% en peso
0
40
Calcio,
% en peso
0
20
Hierro + 0.14 Al,
% en peso
0
20
0
Azufre,
% en peso
4
Titanio,
% en peso
0
40
Gadolinio, ppm
Concentración elemental, fracción de peso seco
> Ejemplo de la buena concordancia existente entre las seis concentraciones elementales medidas
en el núcleo (rojo) y las derivadas mediante la aplicación del principio de cierre de óxidos a las
concentraciones relativas de la herramienta ECS (negro). La proporción de hierro contiene cierta
señal del aluminio, de modo que mide efectivamente la concentración de hierro más un 14% de la
concentración de aluminio. Los datos de núcleos (círculos rojos) se representan gráficamente
utilizando la misma combinación.
23
Arcilla, % en peso
100
50
0
0
10
20
0
Torio, ppm
5
10
0
Uranio, ppm
2.5
5
Potasio, % en peso
Arcilla, % en peso
100
50
0
0
10
20
0
Aluminio, % en peso
1
2
0
5
Titanio, % en peso
10
Gadolinio, ppm
Arcilla, % en peso
100
50
0
0
25
50
0
Silicio, % en peso
15
30
0
20
Hierro, % en peso
40
Calcio, % en peso
> Comparación de las concentraciones de diversos elementos medibles a
través de registros con la concentración de arcilla medida en un pozo. La
fila superior contiene los elementos medidos por espectroscopía de rayos
gamma. Los dos elementos accesorios, Ti y Gd, y los tres elementos principales medidos mediante espectroscopía de rayos gamma de captura se
muestran en las filas intermedia e inferior, junto con el aluminio que resulta
difícil de medir con herramientas operadas a cable o con herramientas de
adquisición de registros durante la perforación. Como se observa en muchos
pozos, existe una buena correlación con el aluminio y una buena anticorrelación con el silicio. En este pozo, la correlación con el potasio es buena
pero constituyó una excepción entre los pozos estudiados, particularmente
frente a una concentración de arcilla baja.
Arcilla, % en peso
100
a
b
c
50
0
0
50
100–SiO2
100
0
50
100
100–SiO2 –CaCO3 –MgCO3
0
50
100
100–SiO2 –CaCO3 –MgCO3 –1.99 Fe
> Datos de 12 pozos que ilustran cómo se estima la concentración de arcilla a partir de
los elementos principales. La concentración de arcilla medida muestra una tendencia
clara con (100 – SiO2), que es perturbada fundamentalmente por los minerales carbonatados (a). Cuando la calcita y la dolomía se sustraen de la estimación previa, la ajustada
tendencia es perturbada solamente por la siderita y la pirita (b). Cuando también se sustraen los minerales ricos en hierro, la correlación se mejora aún más, lo que indica cómo
se puede calcular el contenido de arcilla a partir de los cuatro elementos (c). En la práctica, el magnesio no se mide por espectroscopía de rayos gamma de captura sino que
la interpretación proporciona el contenido total de carbonatos (calcita + dolomía), lo que
produce efectivamente resultados idénticos a los que se muestran en la gráfica central
(b). Para una interpretación litológica completa, la dolomía puede estimarse a partir del
factor fotoeléctrico derivado del registro de densidad fotoeléctrica Litho-Densidad o de
las mediciones de la herramienta integrada de adquisición de registros con cable
Platform Express.
24
El estudio examinó primero la correlación
existente entre el contenido total de arcilla y
varios elementos supuestamente medibles con
registros (izquierda). El contenido total de arcilla
es la suma de las fracciones de caolinita, ilita,
esmectita, clorita y glauconita. En la mayor parte
de los pozos, el aluminio corresponde a la mejor
correlación, lo que no es sorprendente porque las
arcillas son aluminosilicatos y el aluminio forma
parte integrante de su composición química. El
potasio a veces exhibe una fuerte correlación
cuando la arcilla dominante es la ilita; sin embargo, tal correlación es perturbada por el potasio en
los feldespatos, las micas y otros minerales. El
torio [Th], el uranio [U], el titanio [Ti] y el gadolinio [Gd] son elementos accesorios a menudo
enriquecidos en las lutitas, pero estos elementos
en general no revelan una correlación suficientemente confiable para uso cuantitativo, fundamentalmente debido a la existencia de fuentes que no
son arcillas. El silicio muestra una importante
anticorrelación, que disminuye del 46.8% en peso
en el cuarzo puro a aproximadamente 21% en
peso en las arcillas. El hierro se asocia con los minerales pesados, tales como la siderita y la pirita
y los minerales arcillosos ilita, clorita y glauconita. El calcio está presente principalmente en la
calcita y en la dolomía.
El aluminio es el mejor indicador elemental de
la arcilla pero resulta difícil de medir en el pozo.
Debido al tamaño reducido de su sección transversal de captura, el aluminio no produce suficientes rayos gamma de captura como para obtener una medición estadísticamente confiable. En
el pasado, el aluminio se medía induciendo la activación neutrónica, técnica que requería un equipo
complejo tal como el de la herramienta GLT.
Por este motivo, los investigadores se concentraron en la búsqueda de otros métodos con
mayor precisión estadística para estimar el contenido total de arcilla. La anticorrelación del silicio
es buena pero se ve perturbada por la presencia
de los minerales carbonatados siderita y pirita
(izquierda). Estos minerales actúan como la arcilla para reducir el volumen de silicio pero se
puede dar cuenta de su presencia midiendo el
calcio, el hierro y, cuando se encuentra disponible, el magnesio [Mg], cuya medición se analiza
más adelante. De este modo, combinando cuatro
elementos—Si, Ca, Fe y Mg—es posible hallar
una correlación con el contenido total de arcilla
que posea casi la misma pendiente en todos los
pozos, un leve grado de dispersión y una ordenada
en el origen próxima a cero (próxima página,
extremo superior). Cuando se examinan estas
gráficas, es importante concentrarse en la región
Oilfield Review
8. Ellis DV: Well Logging for Earth Scientists. New York:
Elsevier (1987): 190.
Otoño de 2005
Arcilla, % en peso
100
Pozo 1
Pozo 2
Pozo 3
Pozo 4
Pozo 5
Pozo 6
Pozo 7
Pozo 8
Pozo 9
Pozo 10
Pozo 11
Pozo 12
50
0
Arcilla, % en peso
100
50
0
Arcilla, % en peso
100
50
0
0
50
100
0
Contenido estimado
de arcilla, %
50
100
0
Contenido estimado
de arcilla, %
50
100
0
Contenido estimado
de arcilla, %
50
100
Contenido estimado
de arcilla, %
> Comparación de la concentración de arcilla medida con las concentraciones estimadas mediante los
valores de Si, Ca, Fe y Mg en 12 pozos. Salvo en los Pozos 4, 11 y 12, las pendientes son casi iguales y
pasan por el origen sin desplazamiento. El coeficiente de correlación general es 0.94, con un error
estándar de 6.9% en peso. En las rocas yacimiento que contienen menos de 25% de arcilla, el error
estándar es menor. El contenido de arcilla tiende a ser subestimado en las lutitas; esta subestimación
es corregida en la implementación SpectroLith.
Arcilla, % en peso
100
Pozo 1
Pozo 2
Pozo 3
Pozo 4
Pozo 5
Pozo 6
Pozo 7
Pozo 8
Pozo 9
Pozo 10
Pozo 11
Pozo 12
50
0
Arcilla, % en peso
100
50
0
100
Arcilla, % en peso
pobre en contenido de arcilla donde se localizan
los yacimientos—la correlación en las lutitas es
menos importante. Con excepción de los Pozos 11
y 12, que se analizan más adelante, estos resultados muestran una correlación importante y
única entre las concentraciones elementales y el
contenido total de arcilla en un amplio rango de
yacimientos siliciclásticos.
A esta altura, vale la pena examinar la correlación existente entre el contenido total de arcilla medido y el registro tradicional de rayos
gamma totales asociado con los mismos datos
(derecha, extremo inferior).8 El rayo gamma se
calcula a partir de la suma de sus elementos de
aporte—K, Th y U—y es, por lo tanto, independiente de la porosidad. Como es dable de esperar,
existe una correlación general. No obstante, las
pendientes y los desplazamientos varían significativamente y a menudo se observa considerable
dispersión, particularmente en comparación con
la estimación basada en las concentraciones elementales.
Los Pozos 1 y 2 ilustran el amplio rango en la
pendiente. Una extrapolación a arcilla pura arrojaría una lectura del registro de rayos gamma de 100
ºAPI en el Pozo 1, pero de 500 ºAPI en el Pozo 2. Los
Pozos 4 y 12 ilustran el rango en los desplazamientos o en las indicaciones de contenido de arcilla
nulo. Una extrapolación a contenido de arcilla
nulo da como resultado 30 ºAPI en el Pozo 4 y 70
ºAPI en el Pozo 12. Dichas variaciones son bien
conocidas y se evitan parcialmente en la práctica
utilizando el conocimiento local y calibrando los
datos del registro de rayos gamma con los datos
de núcleos en un yacimiento en particular.
La calibración podría arrojar buenos resultados en varios de los pozos. No obstante, los
resultados siguen siendo insatisfactorios en términos de dispersión y rango dinámico. En los
Pozos 3, 5, 7 y 9, la dispersión correspondiente a
un 20% de arcilla en peso es tal que hasta un
registro de rayos gamma calibrado indicaría un
porcentaje de arcilla oscilante entre 0 y 40%. Este
volumen de arcilla puede significar la diferencia
entre roca yacimiento y roca no yacimiento y dificulta el uso cuantitativo. Los Pozos 11 y 12 son
ejemplos de rango dinámico reducido.
Los Pozos 11 y 12, y en menor medida el Pozo
4, contienen areniscas ricas en feldespato. Los
feldespatos y las micas son aluminosilicatos,
como las arcillas, y en consecuencia afectan el
contenido de silicio. Estas areniscas se analizan
utilizando una pendiente diferente e introduciendo un desplazamiento en el estimador de
50
0
0
100
Rayos gamma, ºAPI
200
0
100
Rayos gamma, ºAPI
200
0
100
Rayos gamma, ºAPI
200
0
100
200
Rayos gamma, ºAPI
> Comparación de la concentración de arcilla medida con el registro de rayos gamma en los mismos 12
pozos que los de la figura anterior (arriba). El registro de rayos gamma se computó a partir de las concentraciones de torio [Th], uranio [U] y potasio [K] medidas en las muestras mediante la utilización de la
fórmula: rayo gamma = 4Th + 8U + 16K, donde Th y U se expresan en partes por millón (ppm) y K, en %
en peso. Esto equivale a utilizar un registro de rayos gamma normalizado con respecto a la fracción de
sólidos o libre de porosidad. Las pendientes y los desplazamientos varían significativamente entre un
pozo y otro. Aún considerando estos elementos, las correlaciones son más pobres que cuando se realizan las estimaciones utilizando los valores de Si, Ca, Fe y Mg, especialmente en las rocas yacimiento.
25
Arcilla, % en peso
100
50
0
0
50
100
Arcilla estimada, %
> Comparación de la concentración
de arcilla medida con las concentraciones estimadas mediante los
valores de Si, Ca, Fe y Mg en el
Pozo 4 (cruces) y en los Pozos 11 y
12 (círculos abiertos) utilizando la
ecuación para las areniscas arcósicas o con alto contenido de feldespatos. La correlación es fuerte,
particularmente por debajo del 20%
de arcilla.
contenido de arcilla (arriba). La implementación
actual de la herramienta DecisionXpress posee
tres estimadores diferentes correspondientes a la
arenita (contenido de feldespatos < 10%), la
subarcosa (contenido de feldespatos que oscila
entre 10 y 15%) y la arcosa (contenido de feldespatos > 25%), que es escasa. Se asume que el
mineral preestablecido es la arenita.
La fracción de carbonatos se determina a partir de la concentración de calcio, asumiendo
inicialmente que el carbonato corresponde a calcita. La dolomía puede detectarse y cuantificarse
mediante la comparación del factor fotoeléctrico
esperado (PEF, por sus siglas en inglés) con el
PEF medido.9 Las fracciones de halita, carbón,
siderita, anhidrita y pirita se miden utilizando la
información en las diferentes proporciones (próxima página). Se considera que el resto de la roca
está compuesto por cuarzo, feldespato y mica
(QFM, por sus siglas en inglés).
Los extensivos estudios de núcleos ayudaron a
los científicos a desarrollar un método preciso y
confiable de estimación del contenido de arcilla a
partir de las concentraciones elementales sin
necesidad de contar con la intervención del usuario. Este proceso es capturado en el algoritmo
SpectroLith.10 Una ventaja importante es que utiliza las concentraciones de los elementos
principales, en contraposición con los elementos
accesorios que pueden ser fácilmente afectados
por la diagénesis sedimentaria, el ambiente de
sedimentación o la introducción espuria de pequeñas cantidades de minerales pesados. Se
puede demostrar que los resultados son superiores a los del registro de rayos gamma, aún
cuando el análisis de rayos gamma se calibre con
los núcleos. Además, a diferencia del análisis lito-
26
lógico que utiliza las porosidades de los registros
de densidad y de neutrón, los resultados son independientes del tipo, volumen y densidad de fluido.
Propiedades de la matriz y porosidad—En
el análisis de registros convencional, la densidad
de la matriz se toma como una constante basada
en el conocimiento local o se obtiene del modelado de minerales. El primero tiende a ser un
enfoque aproximado, que conduce a errores,
mientras que el segundo implica datos de entrada
y el control del analista. Un procedimiento alternativo consiste en estimar la densidad de la
matriz directamente a partir de los elementos. Al
igual que con el estudio litológico, las concentraciones elementales y las densidades de las
matrices se obtuvieron de un gran número de
muestras de núcleos, en este caso más de 600. El
objetivo era hallar la mejor correlación entre la
densidad de la matriz y una combinación lineal
de elementos. Si bien el algoritmo es empírico, su
fundamento es lógico.11 La densidad de la matriz
de arenisca es aproximadamente igual a la del
sílice [SiO2] pero aumenta al aumentar las concentraciones de minerales con calcio, hierro y
azufre. Los minerales con hierro poseen un efecto
particularmente intenso sobre la densidad, como
se refleja en el alto coeficiente correspondiente
al hierro. Para las areniscas arcósicas se utiliza
un algoritmo independiente con diferentes coeficientes.
Un análisis similar conduce a un algoritmo
para la respuesta del registro de neutrón en lo que
respecta a la matriz. Si se conocen las propiedades
de la matriz de roca y del fluido—normalmente las
del revoque de filtración—es sencillo calcular la
porosidad total a partir del registro de densidad y
del registro de neutrón. En las zonas acuíferas, las
porosidades corregidas por el efecto de la matriz
deberían concordar sin importar los volúmenes de
arcillas o minerales pesados. En las zonas gasíferas, debería existir un claro cruzamiento revelado
por los efectos de la arcilla. Finalmente, la porosidad total, ØT, que ha de ser utilizada en cómputos
ulteriores, se toma como dos tercios de la porosidad derivada del registro de densidad, ØD, más un
tercio de la porosidad neutrónica, ØN. Esta expresión arroja una estimación aproximada pero confiable de ØT para cualquier fluido de formación.
9. El Factor Fotoeléctrico (PEF, por sus siglas en inglés) se
refiere a un registro de propiedades de absorción fotoeléctrica. El registro mide el factor de absorción fotoeléctrica, Pe, que es definido como (Z/10)3.6, donde Z es el
número atómico promedio de la formación. Pe carece de
unidad pero como es proporcional a la sección eficaz
fotoeléctrica por electrón, a veces se expresa en
barns/electrón. Dado que los fluidos poseen números
atómicos bajos, su influencia es escasa, de manera que
Pe es una medida de las propiedades de la matriz de
roca. El PEF de la dolomía es menor que el de la calcita.
El PEF reconstruido a partir de las fracciones de la
matriz computadas debería ser igual al PEF medido si el
carbonato corresponde a calcita pura. Si el PEF medido
es menor, la diferencia es proporcional a la fracción de
dolomía. Véase Hertzog et al, referencia 4.
10. Herron SL y Herron MM: “Quantitative Lithology: An
Application for Open and Cased Hole Spectroscopy,”
Transcripciones del 37o Simposio Anual sobre Adquisición
de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 16 al 19 de
junio de 1996, artículo E.
11. Para las arenitas o las areniscas subarcósicas, los
investigadores hallaron un ajuste por mínimos cuadrados
con un coeficiente de correlación de 0.97 y un error
estándar de 0.015 g/cm3 [0.936 lbm/pies3], como se muestra a continuación:
rma = 2.62 + 0.049 WSi + 0.2274 WCa + 1.993 WFe +
1.193 WS , donde WSi , WCa , WFe y WS son el % en peso
seco de estos elementos.
Herron SL y Herron MM: “Application of Nuclear Spectroscopy Logs to the Derivation of Formation Matrix
Density,” Transcripciones del 41er Simposio Anual sobre
Adquisición de Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 de
junio de 2000, artículo JJ.
12. La ecuación de Waxman-Smits para la respuesta de las
formaciones arcillosas en lo que respecta a la conductividad se utiliza para analizar los datos de núcleos y
calcular la saturación de agua a partir de los registros de
resistividad y de otro tipo. El modelo fue desarrollado por
M. Waxman y L. Smits con contribuciones posteriores de
E. C. Thomas. La ecuación de Waxman-Smits-Thomas
puede expresarse de la siguiente manera:
1/Rt = Ct = ØTm* Swn* (Cw + BQv/Sw) ,
donde Ct es la conductividad, o la inversa de Rt, la resistividad medida derivada del registro; Sw es la saturación
de agua; m* es el exponente de cementación y constituye
una función bien definida de ØT y Qv ; n* es el exponente
de saturación fijado en 2; y Cw es la conductividad del
agua de formación. El primer término es equivalente a la
ecuación de Archie en las formaciones limpias. El segundo término, BQv/Sw, representa la conductividad
adicional debida a la arcilla, donde B representa un
parámetro que es una función de la temperatura y de Cw.
Qv, la capacidad de intercambio catiónico (CEC, por sus
siglas en inglés) por unidad de volumen de poros, se
relaciona directamente con el volumen de arcilla y su
CEC. CEC es la cantidad de iones con carga positiva que
un mineral de arcilla o un material similar puede alojar
en su superficie con carga negativa, expresada como
mili-ion equivalente por 100 g, o más comúnmente, como
miliequivalente (meq) por 100 g.
Smits LJM y Waxman MH: “Electrical Conductivities
in Oil-Bearing Shaly Sands,” Society of Petroleum
Engineers Journal 8, no. 2 (Junio de 1968): 107–122.
Waxman MH y Thomas EC: “Electrical Conductivities
in Shaly Sands I. The Relation Between Hydrocarbon
Saturation and Resistivity Index; II. The Temperature
Coefficient of Electrical Conductivity,” Journal of
Petroleum Technology 26, no. 2 (Febrero de 1974): 213–225.
13. Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: “A Robust
Permeability Estimator for Siliciclastics,” artículo de la
SPE 49301, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de
septiembre de 1998.
14. Carman PC: Flow of Gases through Porous Media.
Londres: Publicaciones Científicas de Butterworth, 1956.
15. La superficie de poros, S, dentro de un volumen aparente
Vb, puede expresarse como un producto de la superficie
específica por unidad de masa, S0, y la masa de la matriz,
que equivale a su volumen (Vb - Vp) multiplicado por su
densidad, rma. La porosidad, Ø, está dada por Vb/Vp. De
este modo, S/Vp = S0 rma (1-Ø)/Ø.
16. Sobre esta base, la estimación de la permeabilidad k-L
inicial pasa a ser:
kL 1 = 200,000 Ø(m* +2) / {(1-Ø)2 rma2 (60Wclay + 0.22Wsand +
2Wcarb + 0.1Wpyr)2} ,
donde Wclay, Wsand, Wcarb y Wpyr son las fracciones de
peso obtenidas previamente y los coeficientes numéricos se obtienen mediante el ajuste con los datos
experimentales. Teóricamente, y también en la práctica,
esta expresión no rige en condiciones de baja permeabilidad. Cuando la estimación de la permeabilidad k-L
inicial es menor que 100 mD, debe reducirse de la
siguiente manera:
kL 2 = 0.037325 kL 11.714 .
Oilfield Review
Saturación de agua—Se dispone de varias
ecuaciones para computar la saturación de agua a
partir de la resistividad. Dado que poseemos una
medición confiable del volumen de arcilla, es
lógico seleccionar una ecuación que utilice el
volumen de arcilla explícitamente y se base en los
estudios de laboratorio. La ecuación de WaxmanSmits-Thomas satisface estas condiciones y es la
opción actual del sistema DecisionXpress.12
La ecuación de Waxman-Smits-Thomas contiene los únicos dos parámetros que deben ser seleccionados por el usuario: la conductividad del agua
de formación, Cw, y la capacidad de intercambio
catiónico de la arcilla (CEC, por sus siglas en
inglés). Las salinidades de las formaciones varían
demasiado como para que un valor predetermina-
do fijo resulte satisfactorio. El valor predeterminado CEC de la arcilla es 0.1 meq/g, un buen valor
para la mayor parte de las ilitas y las cloritas y también para la mayoría de las acumulaciones de
minerales arcillosos encontrados por los investigadores en las rocas sedimentarias; las arcillas que
consisten principalmente en caolinita pura y las
arcillas que consisten principalmente en esmectita pura no figuran en la extensiva base de datos.
En una formación acuífera, donde Sw = 1, se
utiliza la misma ecuación para calcular la resistividad de la formación acuífera, R o , y la
resistividad del agua de formación aparente, Rwa.
Permeabilidad k-L —La permeabilidad se
calcula mediante un método desarrollado para
las formaciones siliciclásticas, en base al pará-
Espectros de rayos gamma inducidos
Inversión (desglose espectral)
Concentraciones relativas elementales
(Si, Ca, Fe, S, Gd, Ti, H, Cl y otras
proporciones de captura e inelásticas
y datos de base de la herramienta)
metro lambda, L .13. El parámetro lambda es una
medida del diámetro efectivo de los poros conectados en forma dinámica y, en las geometrías de
poros más simples, puede aproximarse a partir
de la relación volumen/superficie de poros.
Además, cuando la permeabilidad es alta, la permeabilidad es proporcional a L 2/F, donde F es el
factor de formación de Archie y es igual a 1/Ø 2.
La combinación de estos valores conduce a una
expresión que es una forma de la relación de
Kozeny-Carman, similar a muchas otras relaciones que aparecen en la literatura:
kL ~ Øm* / (S/ Vp ) 2 ,
donde S es la superficie de poros y Vp es el volumen de poros.14 El problema radica entonces en
cómo medir la relación S/Vp a partir de los registros y cómo adaptar la ecuación para casos de
baja permeabilidad. En la forma mineral de la
permeabilidad k-L , la relación S/Vp se estima a
partir de los volúmenes de minerales presentes.
Esto es posible si se remueve primero el efecto
de la porosidad en la relación, dejando dos términos, la densidad de la matriz y la superficie
específica por unidad de masa, S0.15 El parámetro S 0 representa una característica de los
diferentes tipos de minerales. Se sabe que las
arcillas poseen un valor de S 0 elevado y que
aportan, sin dudas, la mayor contribución a la
superficie de poros en las areniscas arcillosas.
También se ha observado que el valor total de S0
en una roca puede aproximarse mediante una
combinación lineal de las fracciones másicas de
los minerales presentes.16 Esto funciona bien
hasta que las gargantas de poros se obstruyen
Cierre de óxidos
Concentraciones elementales
% en peso seco
(Si, Ca, Fe, S, Gd y Ti)
Mineral
Elemento Utilizado
Comentario
Anhidrita, CaSO4
Azufre
Pirita, FeS 2
Azufre
El usuario opta por resolver la anhidrita o
bien la pirita. El correspondiente % en peso
de Ca o Fe se sustrae del % en peso medido,
antes de calcular otras litologías.
Siderita, FeCO3
Hierro
Modelo SpectroLith
Carbón, CHaNbOc Hidrógeno
Litología SpectroLith
% en peso seco
(arcilla, carbonato, QFM
y minerales especiales)
Propiedades tales como, φT ρb ,
ρclay, ρcarb y ρQFM
Litología
% en volumen de roca, con fluidos
(arcilla, carbonato, QFM y
minerales especiales)
Otoño de 2005
Halita, NaCl
Velocidad de conteo
total por encima
del umbral
A partir del hierro que queda después de
computar la pirita y la arcilla.
A partir del exceso de hidrógeno que supera
el nivel de hidrógeno promedio del pozo.
Otros minerales normalizados con respecto a
la fracción que no corresponde a carbón.
Si se detecta, en la litología se establece
un 100% de halita.
> Exposición general del algoritmo SpectroLith. El flujo de procesamiento
(izquierda) se inicia con las proporciones de captura y la determinación de
la litología, en % en peso seco. La litología se convierte luego en % en
volumen utilizando la porosidad, la densidad volumétrica derivada de los
registros y la densidad de los componentes minerales. Esta tabla sintetiza
la lógica utilizada para detectar minerales especiales y carbón (arriba).
27
Swirr = 100 Ø 2 / (100 Ø 2 + kL 0.5) .
Desierto Occidental y Delta del Nilo
Estratigrafía Generalizada
Edad
Unidad de roca
Khoman
Formación Unidad
Litología
Espesor
promedio,
pies
10 4
10 4
10 2
10 0
Estimación de
la permeabilidad k-Λ
10-2
Abu Roash
10 2
10 0
10-2
Estimación de
la permeabilidad k-Λ
10-4
0
10
20
10-4
30
Porosidad medida, %
100
104
Estimación de la permeabilidad, mD
> Cálculo de la permeabilidad basado en el parámetro lambda, L . Los valores de porosidad y permeabilidad medidos (azul) y la estimación de la permeabilidad k-L (rojo) correspondientes a las arenitas cuarzosas de la
Formación Fontainebleau, libres de arcilla, se muestran a la izquierda. La
permeabilidad medida (azul) versus la estimación de la permeabilidad k-L
(rojo) para la misma formación aparece a la derecha. El coeficiente de
correlación para los logaritmos es 0.99.
La incertidumbre asociada con la geología y los
cambios abruptos observados en la resistividad
del agua de formación hacen que el análisis
petrofísico en el emplazamiento del pozo sea
desafiante pero conveniente. Con dos equipos de
perforación en operación, la toma de decisiones
oportunas es importante para minimizar el
impacto de estas incertidumbres sobre las operaciones.
Las areniscas prospectivas de las Formaciones
Bahariya y Abu Roash tienden a ser finamente
estratificadas y su granulometría varía considerablemente. La mineralogía compleja, que incluye a la
glauconita, complica la interpretación de registros.18
Con la información sobre litología, porosidad,
saturación de agua, permeabilidad y saturación
de agua irreducible, el operador cuenta con la
mayoría de los datos de entrada necesarios para
tomar decisiones confiables. Veamos ahora los
resultados de la aplicación de esta lógica a diversos yacimientos de areniscas de todo el mundo.
Evaluación rápida de litologías
complejas en Egipto
En la concesión Bahariya Oriental, situada en
Egipto, Apache Egypt está perforando pozos
exploratorios en las areniscas Cretácicas de
las Formaciones Bahariya y Abu Roash (abajo).
A
1,250
Á
F
B
Cretácica
Permeabilidad medida, mD
Permeabilidad medida, mD
ante la existencia de condiciones de baja permeabilidad y baja porosidad. Empíricamente, se
observa que cuando la estimación de la permeabilidad k-L inicial es menor que 100 mD, debe
disminuirse mediante una función adecuada. La
calidad de las estimaciones de k-L puede juzgarse a partir de los ejemplos (derecha).
Saturación de agua irreducible—Para juzgar si un yacimiento producirá hidrocarburos,
agua o una mezcla de ambos elementos, no es
suficiente conocer la saturación de agua, Sw. Se
puede formular un juicio cualitativo a través de
una comparación simple de Sw con la saturación
del agua irreducible, Swirr. Si Sw es igual a Swirr,
no hay agua producible. De un modo más cuantitativo, las permeabilidades efectivas del petróleo,
el agua y el gas pueden estimarse utilizando relaciones conocidas que dependen de Sw y Swirr. En
consecuencia, la saturación de agua irreducible
es un parámetro importante. En el procesamiento DecisionXpress, se obtiene a través de la
ecuación de Coates-Timur.17 Esta ecuación se utiliza normalmente para estimar la permeabilidad
pero puede invertirse para obtener el valor de
Swirr utilizando la porosidad y la estimación de la
permeabilidad k-L :
A
400
B
350
C
200
D
500
E
600
F
200
G
1,000
R
I C
A
Alejandría
El Cairo
Bahariya
950
Kharita
3,000
Alamein
160
Alam El Bueib
2,000
Bahariya Oriental
E
28
0
0
km
G
I
P
T
O
200
millas
200
> Área Bahariya Oriental, Egipto. Apache Egypt produce petróleo
desde las areniscas Cretácicas de las Formaciones Bahariya y Abu
Roash (derecha).
Oilfield Review
Apache seleccionó el servicio DecisionXpress
en parte porque integra los datos de las herramientas Platform Express y ECS para determinar
la mineralogía. Este servicio provee además una
medición continua de la densidad de la matriz,
que puede ser utilizada en el procesamiento de
registros subsiguiente. Apache convalidó la mineralogía de las formaciones Bahariya y Abu Roash,
Apache esperaba que las interpretaciones puntuales y robustas, basadas en el sistema
DecisionXpress, ayudaran a los geocientíficos e
ingenieros a planificar las operaciones de evaluación de formaciones subsiguientes, tales como
las pruebas de formaciones y el muestreo de fluidos con el Probador Modular de la Dinámica de
la Formación.
Espesor
productivo
neto
Yacimiento
neto
Revoque
de
filtración
Porosidad
Derrumbes
Tamaño
de la
barrena
6 pulg 16
Calibre
6 pulg 16
Intervalos
disparados
Agua
Mineralogía
DecisionXpress
Hidrocarburo
Arcilla-Agua ligada
Siderita
Agua
Agua capilar-ligada
Pirita
Hidrocarburo
Agua libre
Carbonato
Corte de agua
1
0
Hidrocarburo
Cuarzo/feldespato/mica
Hidrocarburo desplazado
Arcilla
Permeabilidad
Profundidad
intrínseca
Rayos gamma
Perfil de flujo
Porosidad
medida,
pies
0 Grados API 150 0
1 10,000 mD 0.1 50
%
X,600
X,650
X,700
Otoño de 2005
0 0
Volumen
L P KSR
%
100
100
Hidrocarburo
Sw
%
0
obtenida con la herramienta ECS con el análisis
de núcleos laterales. Los datos de la herramienta ECS ayudaron a identificar zonas con
cantidades significativas de calcita. Esto no fue
posible utilizando los registros PEF estándar,
que son afectados por la presencia de barita en
el lodo de perforación.
En un pozo de exploración perforado recientemente en la concesión Bahariya Oriental, el
Pozo EB-28, la evaluación petrofísica realizada
con la tecnología DecisionXpress coincidió satisfactoriamente con un análisis convencional
llevado a cabo por Apache (izquierda). Sobre la
base de esta interpretación, Apache decidió
correr la herramienta MDT para comprender
mejor la movilidad de los fluidos y recoger muestras de fluidos. La permeabilidad obtenida con
la herramienta MDT se correlacionó bien con la
permeabilidad estimada mediante la utilización
17. Timur A: “Pulsed Nuclear Magnetic Resonance Studies
of Porosity, Movable Fluid, and Permeability of
Sandstones,” Journal of Petroleum Technology 21, no. 6
(Junio de 1969): 775–786.
Coates GR, Miller M, Gillen M y Henderson G: “The MRIL
in Conoco 33-1: An Investigation of a New Magnetic
Resonance Imaging Log,” Transcripciones del 32o
Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la
SPWLA, Midland, Texas, EUA, 16 al 19 de junio de 1991,
artículo DD.
18. La glauconita es un mineral silicatado que se encuentra
en las rocas sedimentarias. Habitualmente se desarrolla
en las plataformas continentales, caracterizadas por
procesos de sedimentación lentos con materia orgánica
presente en un ambiente oxidante. En cantidad suficiente, puede formar depósitos verdes, arenosos, de
gran espesor.
< Análisis petrofísico efectuado en tiempo real
de un pozo situado en la concesión Bahariya
Oriental. Esta presentación estándar muestra
información de pozos e información de profundidad, indicadores de espesor productivo neto en
rojo e indicadores de yacimiento neto en amarillo en el carril correspondiente a la profundidad.
El Carril 1 muestra la litología obtenida con la
herramienta integrada de adquisición de registros con cable Platform Express. Los disparos en
las cuatro zonas y el perfil de flujo se muestran
en el Carril 2. No obstante, la información sobre
corte de agua que aparece en el Carril 3 revela
una zona cerca de X,675 pies que finalmente
produjo agua. Las interpretaciones de los fluidos, que aparecen en el Carril 4, indican que el
mayor potencial de petróleo existe justo por
debajo de X,600 pies y alrededor de X,700 pies.
Entre los minerales predominantes, que se
muestran en el Carril 5, se encuentran cuarzo,
feldespato y mica (amarillo) y arcilla (gris) con
cantidades escasas de minerales carbonatados
(azul). Resumidos en el Carril 6 correspondiente
al control de calidad, se encuentran la litología
(L), la porosidad (P), la permeabilidad (K), la saturación (S) y la permeabilidad relativa (R); el color
verde refleja una interpretación favorable, el amarillo implica una interpretación moderadamente
favorable y el rojo indica una interpretación desfavorable. El Carril 8 muestra los volúmenes de
hidrocarburo.
29
Espesor
productivo
neto
Yacimiento
neto
Revoque de
filtración
Agua ligada a
las arcillas
Derrumbes
Agua
Tamaño
de la
barrena
Hidrocarburo
Calibre
6 pulg 16
Mineralogía
DecisionXpress
Agua
Hidrocarburo
0
Permeabilidad
intrínseca
10,000 mD
Siderita
Agua ligada a
los capilares
Corte de agua
1
6 pulg 16
Porosidad
0.1
Pirita
Agua libre
Carbonato
Hidrocarburo
Cuarzo/
feldespato/mica
Hidrocarburo
desplazado
Profundidad
Movilidad
Rayos gamma
Perfil de flujo
Porosidad
medida,
pies
0 Grados API 150 0
1 10,000 mD
0.1 50
%
0 0
Hidrocarburo
Arcilla
Volumen
%
100
L PK SR
Sw
0
%
100
X,400
X,450
X,500
X,550
X,600
X,650
X,700
X,750
> Interpretaciones de la permeabilidad y la movilidad. La herramienta MDT midió la presión de formación
y la movilidad del fluido en nueve profundidades dentro de la Formación Bahariya y en tres profundidades correspondientes a la zona Abu Roash G sobreyacente (Carril 3). La permeabilidad calculada a
través del procesamiento DecisionXpress en tiempo real (Carril 3) se ajusta estrechamente a las movilidades de los fluidos obtenidas con la herramienta MDT.
30
del sistema DecisionXpress (izquierda). Además, los resultados de producción confirmaron
el análisis DecisionXpress.
Apache empleó la tecnología DecisionXpress y
ECS en otros pozos de exploración perforados
recientemente en otras dos concesiones situadas
en Egipto, para realizar evaluaciones petrofísicas
rápidas con el fin de soportar la toma de decisiones en la ubicación del pozo. Las estimaciones de
la relación espesor productivo neto/espesor productivo bruto, basadas en el cómputo realizado
con el sistema DecisionXpress, coincidieron con
los cómputos de la misma relación desarrollados
a partir del lento análisis petrofísico de la compañía operadora. Las respuestas del sistema
DecisionXpress se obtenían típicamente antes de
bajar la tubería de revestimiento de producción,
lo que ayudaba al operador a estimar el valor de
los pozos exploratorios y decidir su entubación.
Sobre la base de este éxito, se están realizando planes que apuntan a utilizar la aplicación
DecisionXpress en tiempo real para diseñar programas de muestreo de presión y fluidos más
efectivos y proveer análisis petrofísicos rápidos y
más ágiles.
Decisiones tomadas en
tiempo real en Venezuela
El Campo Guafita es un campo petrolero maduro
operado por Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),
que se encuentra ubicado en el Estado de Apure,
cerca del límite entre Venezuela y Colombia (próxima página, extremo superior). Este campo
produce petróleo liviano, cuya densidad oscila
entre 28 y 32 ºAPI, principalmente desde los
miembros Guardulio y Arauca de la Formación
Guafita.
En los últimos años, PDVSA implementó un
alto nivel de actividad de perforación sostenida
en el Campo Guafita para mantener los altos
niveles de producción. Con tres equipos de perforación operando a más de 300 km [186 millas]
de la sede central de PDVSA en Barinas, la compañía buscaba un método confiable para
interpretar los registros en forma rápida en la
localización del pozo. El equipo de operaciones
de PDVSA en Barinas optó por el método de
espectroscopía de rayos gamma inducidos, utilizando la sonda ECS y el sistema DecisionXpress.
La Formación Guafita corresponde a una
secuencia de arenisca-lutita en la que es dable
esperar una interpretación de registros convencional directa. En la realidad, numerosos
factores complican la interpretación de registros. En primer lugar, la Formación Guafita es
altamente resistiva—una arenisca limpia producirá agua a una resistividad de 10 mS/m [100
ohm-m] y petróleo a 3.3 mS/m [300 ohm-m].
Oilfield Review
Caracas
AMÉRICA DEL SUR
Campo
Guafita
Apure
0
km
0
VENEZUELA
300
millas
300
> Campo Guafita, Venezuela. Ubicado en el Estado de Apure, cerca del límite entre Venezuela y
Colombia, este campo fue descubierto en 1984 y produce de los yacimientos de la Formación Guafita
de edad Mioceno y Oligoceno.
En conversaciones con Schlumberger, PDVSA
identificó el método de espectroscopía de rayos
gamma inducidos—utilizando el dispositivo
ECS—como una alternativa potencial para cuantificar en forma precisa la arcilla presente en las
areniscas de la Formación Guafita. En diversos
pozos del Campo Guafita, las numerosas carreras
de las herramientas integradas de adquisición de
registros con cable Platform Express, incluyendo
la sonda ECS, demostraron sistemáticamente la
linealidad pobre existente entre los rayos gamma
naturales y el volumen de arcilla, Varcilla, derivado
del procesamiento SpectroLith. También mostraron los puntos extremos más altos que son habituales para las areniscas, tanto para la fracción
limpia como para la fracción arcillosa (abajo).
350
la
cil
4*
300
GR
8+
=2
V ar
32
250
Rayos gamma, grados API
Esto se debe a que el agua connata de formación
es inusualmente dulce, oscilando entre un
mínimo de 100 partes por millón (ppm) y un
máximo de aproximadamente 2,500 ppm de cloruro de sodio [NaCl] equivalente. Por lo tanto, la
calibración básica de la herramienta de inducción exige gran cuidado porque la diferencia
entre 3 y 10 mS/m es significativa, dado que las
herramientas de inducción responden a la conductividad, no a la resistividad.
Este enfoque de resistividad simplificado es
adecuado para las areniscas limpias pero no se
adecua cuando hay arcilla presente y los efectos de
la conductividad de superficie se vuelven significativos. Con salinidades tan bajas del agua
connata, las condiciones del Campo Guafita trascienden el rango de aplicación tradicional de las
ecuaciones convencionales para el cálculo de la saturación tales como el modelo de Waxman-Smits.19
Además, la utilización de lodo base aceite impide
la adquisición de la curva de potencial espontáneo, lo que a su vez no permite que el analista de
registros utilice ecuaciones para calcular la saturación diseñadas específicamente para
ambientes de agua dulce, tales como la ecuación
de Sen-Goode-Sibbit.20
Después de analizar este problema, PDVSA
decidió concentrarse en la reducción de la incertidumbre asociada con la implementación de
un modelo de saturación convencional en el
Campo Guafita. La compañía comenzó con un
análisis exhaustivo de las aguas producidas
desde diversos intervalos, en varios pozos, para
optimizar el valor de Rw a ser utilizado en cada
intervalo geológico.
Al mismo tiempo, PDVSA reconoció que una
estimación tradicional del contenido de arcilla,
siempre sesgada por el registro de rayos gamma,
tendía a sobrestimar el volumen de arcilla presente en la formación e invalidaba la ejecución de
una corrección de la arcilla por efecto de la saturación. La alta radioactividad a menudo observada
en las areniscas Guafita se atribuye normalmente
a la incompatibilidad existente entre el agua connata original y el agua proveniente del acuífero
activo subyacente, que es dulce y se originó probablemente a partir de la recarga meteórica. A
medida que el acuífero se eleva, las sales radioactivas depositadas en la formación incrementan la
radioactividad general y conducen a una sobrestimación del contenido de arcilla.
200
150
100
50
0
0
20
40
60
80
100
Volumen de arcilla, %
19. La ecuación de Waxman-Smits se describe en la referencia 12.
20. El modelo de saturación Sen-Goode-Sibbit se aplica normalmente en ambientes de areniscas arcillosas y agua
dulce. Para más información, consulte: Sen PN, Goode
PA y Sibbit A: “Electrical Conduction in Clay-Bearing
Sandstones at Low and High Salinities,” Journal of
Applied Physics 63, no. 10 (15 de mayo de 1988): 4832–4840.
Otoño de 2005
> Gráfica de interrelación de rayos gamma en función del volumen de arcilla,
según lo determinado a través del procesamiento SpectroLith. La línea de
regresión destaca la falta de linealidad entre los rayos gamma (GR, por sus
siglas en inglés) medidos y el volumen de arcilla, Vclay. Los puntos extremos
de la línea de regresión, en la intersección con los ejes Vclay = 0 y Vclay = 1,
suelen ser altos para un ambiente de areniscas. Estas mediciones se utilizaron posteriormente en el procesamiento DecisionXpress.
31
Arcilla
Agua irreducible
Cuarzo/feldespato/mica
Agua
Carbonato
Petróleo
Pirita
Derrumbes
Tamaño de
la barrena
2.5
g/cm
3
3
2.5
6 pulg 16
Rayos gamma
Profundidad
medida, pies 0 Grados API 300 0
10,000 mD
g/cm 3
3
Volumen de arcilla a partir
de mediciones XRD
%
10,000 mD
0.1
Permeabilidad SDR
Densidad de granos
a partir del núcleo
6 pulg 16
Calibre
Permeabilidad
Coates-Timur
Densidad de granos mediante
el procesamiento SpectroLith
0.1
Permeabilidad del
núcleo corregida por 50
el efecto Klinkenberg
100 10,000 mD
0.1 50
Calcita
Agua irreducible
Pirita
Agua
Cuarzo
Petróleo
Agua ligada
Análisis de fluidos ELANPlus
%
Porosidad del núcleo
%
Distribución de T2
Ilita
0
0
Análisis ELANPlus
100 100
%
0 0.3
29
T 2 LM
ms
5,000
X,450
X,500
X,550
X,600
> Procesamiento SpectroLith de un registro del Campo Guafita. Las mediciones del diámetro del pozo en el carril correspondiente a la
profundidad, muestran que el pozo está en buenas condiciones. El Carril 1, en escala de 0 a 300 °API, muestra altos valores de rayos
gamma en el intervalo registrado. Los volúmenes de arcilla obtenidos con la herramienta SpectroLith (gris), que se muestran en el
Carril 2, coinciden con las mediciones de núcleos (círculos azules); la densidad de granos obtenida con la herramienta SpectroLith
(curva roja) es más confiable que las mediciones de densidad baja obtenidas en los núcleos (círculo abiertos) a partir de muestras no
consolidadas. Las estimaciones de permeabilidad, que se muestran en el Carril 3, coinciden con las medidas en los núcleos (círculos
azules). La porosidad computada (Carril 4) también concuerda con las mediciones de porosidad obtenidas en los núcleos (círculos
azules). El Carril 5 exhibe la litología y la porosidad a partir del análisis volumétrico ELANPlus. Los datos de RMN, que aparecen en el
Carril 6, muestran una señal de fluido libre bien desarrollada en las areniscas de alta permeabilidad de la Formación Guafita.
Simultáneamente, los resultados de campo provenientes del procesamiento DecisionXpress indicaron gran concordancia con los resultados obtenidos
utilizando la técnica avanzada de análisis multimineral de registros ELANPlus en el centro de cómputo de Caracas, Venezuela.
PDVSA consideró alentadores los resultados y
decidió verificarlos mediante la adquisición de un
núcleo y la obtención de una serie de mediciones
de difracción de rayos X (XRD, por sus siglas en
inglés) para su comparación con el volumen de
32
arcilla determinado mediante el procesamiento
SpectroLith.
Esta comparación revela una buena correspondencia entre el contenido total de arcilla,
determinado mediante el análisis XRD y el contenido de arcilla determinado mediante el
análisis SpectroLith, si bien las muestras de
pequeño diámetro se obtuvieron en los intervalos
prospectivos más limpios y más porosos (arriba).
La concordancia entre la porosidad estimada y la
permeabilidad estimada y los datos de núcleos
también fue excelente. No obstante, persiste
cierta discrepancia entre la densidad de granos
estimada mediante el análisis SpectroLith y la
densidad de granos medida en las muestras de
núcleos, siendo la densidad de granos de los
núcleos típicamente menor que la densidad del
cuarzo puro. Esta discrepancia podría haber sido
ocasionada por la dificultad de medir en forma
precisa la densidad de granos en base a muestras de pequeño diámetro básicamente no
consolidadas.
Oilfield Review
Arcilla
Revoque
de filtración
Cuarzo/feldespato/mica
Derrumbes
Tensión del cable
10,000
lbf
0
Agua ligada a las arcillas
Carbonato
Agua ligadas a los capilares
Pirita
Hidrocarburo
Anhidrita
Agua desplazada
Siderita
Agua libre
Carbón
Hidrocarburo desplazado
Sal
Calidad de los datos
Calidad de los datos
Porosidad total
Porosidad total
Tamaño de
la barrena
6
pulg
16
Calibre
6
pulg
Agua
16
Agua
Hidrocarburo
Yacimiento neto
Hidrocarburo
Espesor
productivo
neto
Mineralogía
DecisionXpress
Perfil de flujo
0
Permeabilidad
k- Λ
1 10,000
mD
0.1 50
%
0 100
%
0
L PKSR
X,450
X,500
X,550
> Procesamiento DecisionXpress del registro del Campo Guafita. Para evaluar mejor los resultados en forma rápida que se
obtienen utilizando el procesamiento DecisionXpress, se reprocesó el mismo intervalo del registro previo del Campo Guafita
(página anterior) utilizando el sistema DecisionXpress; esta visualización es una presentación predeterminada. Los datos de
diámetro del pozo, en el carril correspondiente a la profundidad, confirman que la calidad del pozo era buena salvo por la rugosidad observada entre X,465 y X,470 pies. Este delgado intervalo de datos, con una pátina de color gris, no es suficientemente
confiable para realizar una interpretación automatizada. Los indicadores de yacimiento neto e intervalo productivo neto también
se muestran en el carril correspondiente a la profundidad. La mineralogía derivada del procesamiento DecisionXpress aparece en el Carril 1. El Carril 2 muestra el perfil de producción estimada, derivado de los resultados de permeabilidad relativa que
se muestran en el Carril 3. La información sobre porosidad y fluidos de los Carriles 4 y 5 completa la evaluación. La mineralogía, que se exhibe en el Carril 5, es interpretada a partir de los datos ECS utilizando el procesamiento DecisionXpress. En el
Carril 6, correspondiente al control de calidad, se resumen la litología (L), la porosidad (P), la permeabilidad (K), la saturación
(S) y la permeabilidad relativa (R); el verde indica una condición favorable, el amarillo representa una condición moderadamente favorable y el rojo significa una condición desfavorable. El análisis rápido DecisionXpress concuerda con los datos de
núcleos y con el análisis ELANPlus que requiere más tiempo.
El análisis XRD demostró además que el
mineral de arcilla predominante era la caolinita,
representando a menudo más del 70% del contenido total de arcilla y estando constituido el resto
de los minerales de arcilla por ilita y una pequeña
fracción de clorita. En tales condiciones, es esperable obtener un valor de CEC medio bajo para
las arcillas; en el procesamiento DecisionXpress
Otoño de 2005
se utilizó un valor de 0.2 meq/g (arriba). Este
resultado obtenido en forma rápida es notoriamente similar a la evaluación ELANPlus
completa, incluyendo la estimación de la permeabilidad obtenida a partir de la versión
mineralógica de la ecuación k- L . La región
rugosa del pozo, entre X,465 y X,470 pies, está
correctamente señalizada y, según el diagnóstico,
los principales yacimientos de areniscas se
encuentran en estado de saturación de agua
irreducible o próximos a ese estado. Esto fue
confirmado por los resultados de producción,
habiendo entrado el pozo en producción a un
régimen de 191 m3/d [1,200 bbl/d] de fluido, con
un corte de agua inferior a 20%.
33
A
G
E
U
R
N
O
Bloque 15/25b
M a r
d e l
N o r t e
DINAMARCA
REINO
UNIDO
0
0
km
200
millas
200
> Concesión de OILEXCO en la Cuenca Moray
Firth Externa. Una delgada columna de petróleo,
identificada en el año 1990, condujo a la compañía a reevaluar el potencial del Bloque 15/25b.
La tecnología DecisionXpress ahora forma
parte integrante de la evaluación de formaciones en el Campo Guafita, lo que asegura que los
resultados de interpretaciones confiables provenientes de una región remota de Venezuela
estén disponibles siempre que sea necesario
tomar decisiones, minutos después de adquiridos los registros de pozos.
Toma de decisiones oportunas
en el Reino Unido
En los últimos años, el gobierno del Reino Unido
ha incentivado a los titulares de descubrimientos sin desarrollar, en áreas marinas del Reino
Unido, a desarrollar o bien ceder las áreas donde
se sitúan estos descubrimientos. En consecuencia, muchas áreas prospectivas sin evaluar han
sido devueltas por sus ex propietarios para ser
ofrecidas como nuevas concesiones. La disponibilidad de estas concesiones ha atraído a
numerosos operadores nuevos en el Mar del
Norte, que percibieron la existencia de potencial
económico en algunos de estos bloques cedidos.
Uno de esos operadores fue OILEXCO, una compañía con sede en Calgary que actualmente está
desarrollando el Bloque 15/25b en la Cuenca
Moray Firth Externa.
Una delgada columna de petróleo, descubierta en el año 1990, atrajo la atención de OILEXCO
(arriba). Después de reprocesar los datos sísmi-
34
cos y mapear las posibles trampas estratigráficas,
la compañía puso en marcha un programa de perforación de pozos múltiples.21 Como ayuda para
comprender los resultados de las operaciones de
adquisición de registros, la compañía utilizó el
sistema DecisionXpress. De los tres pozos registrados con el sistema DecisionXpress, el Pozo
15/25b-8 demostró ser el pozo que justificaba la
ejecución de actividades adicionales en el área,
conocida como acumulación Brenda. Dicho pozo
fue perforado en base a una respuesta AVO
(variación de la amplitud en función del desplazamiento) anómala de impedancia elástica y
encontró una columna de hidrocarburos dentro
de la arenisca Forties de aproximadamente 15 m
[50 pies] de espesor (próxima página).22
La ejecución de análisis petrofísicos oportunos mediante el sistema DecisionXpress facilitó
el proceso de toma de decisiones rápidas, necesario para ejecutar re-entradas o entubar y pro21. Para más información sobre exploración de trampas
estratigráficas por parte de OILEXCO, consulte: Durham
LS: “Subtle Traps Become New Prey,” AAPG Explorer 25,
no. 8 (Agosto de 2004): 14.
22. La variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO,
por sus siglas en inglés) se refiere a una variación en la
amplitud de las reflexiones sísmicas con el cambio de la
distancia entre el punto de disparo y el receptor. Las respuestas AVO indican diferencias en la litología y en el
contenido de fluidos en las rocas que sobreyacen e
infrayacen el reflector.
23. Para ver ejemplos adicionales, consulte: Poulin M,
Hidore J, Sutiyono S, Herron M, Herron S, Seleznev N,
bar los pozos. Además, gracias a la prontitud de
los análisis, OILEXCO pudo contar con información económica importante para mantener a los
socios situados en áreas remotas y a otros inversionistas totalmente informados acerca de la
capacidad de los yacimientos y la productividad
probable. El trabajo de evaluación resultante
confirmó que la acumulación Brenda es quizás
uno de los descubrimientos más grandes realizados en aguas del Reino Unido en los últimos años
y las operaciones de perforación de desarrollo
mediante pozos de alto ángulo y pozos horizontales comenzarán en enero de 2006.
Interpretación en tiempo real
El sistema DecisionXpress ha sido aplicado con
éxito en una amplia gama de yacimientos siliciclásticos.23 Esta interpretación en tiempo real no
es totalmente aplicable a yacimientos carbonatados, sobre todo por carecerse de un esquema
Grau J, Horkowitz J, Alden M y Chabernaud T: “Deepwater
Core Comparison with Answers from a Real-Time
Petrophysical Evaluation,” artículo de la SPE 90134, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de
la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
Rasmus JC, Horkowitz JP, Chabernaud T, Graham P,
Summers M y Wise D: “A New Formation Evaluation
Technique for the Lower Tertiary in South Texas—
Predicting Production in Low Permeability, Fine-Grained
Sandstones” artículo de la SPE 90690, presentado en
la Conferencia Internacional del Petróleo de la SPE,
Puebla, México, 7 al 9 de noviembre de 2004.
Oilfield Review
Arcilla
Revoque
de filtración
Cuarzo/feldespato/mica
Derrumbes
Tensión del cable
10,000 lbf
Agua ligada a las arcillas
Carbonato
Agua ligada a los capilares
Pirita
Hidrocarburo
Anhidrita
Agua desplazada
Siderita
Agua libre
Carbón
Hidrocarburo desplazado
Sal
Calidad de los datos
Calidad de los datos
Porosidad total
Porosidad total
0
Tamaño
de la barrena
6
pulg
16
Calibre
6
pulg
16
Yacimiento neto
Espesor
productivo neto
Agua
Mineralogía
DecisionXpress
Agua
Hidrocarburo
Rayos gamma
corregidos por
efectos ambientales
0
Grados API
Hidrocarburo
Perfil de flujo
200 0
Permeabilidad
k- Λ
1 10,000
mD
0.1 50
%
0 100
%
0
L P KSR
X,100
X,150
> Análisis petrofísico del Pozo 15/25b-8. Los indicadores de espesor productivo neto, en el carril correspondiente a
la profundidad, de esta visualización DecisionXpress revelan aproximadamente 50 pies de espesor productivo neto
de petróleo cerca de X,150 pies. El Carril 1 presenta la curva de rayos gamma y la litología determinada con el sistema DecisionXpress. El Carril 3 muestra el hidrocarburo y el agua además de la permeabilidad intrínseca. Las saturaciones de fluidos y la porosidad se muestran en el Carril 4. La mineralogía detallada, presentada en el Carril 5, se
determina utilizando la sonda ECS y el procesamiento DecisionXpress. Como sucede en todas las presentaciones
DecisionXpress, una pátina gris indica que los resultados están fuera de las especificaciones de tolerancia.
robusto de evaluación de la saturación y universalmente aceptado. Por otra parte, la litología y
los componentes de las propiedades de la matriz
del sistema pueden generar mejoras significativas en las evaluaciones de carbonatos y serán
implementados en el futuro.
A través de la limitación del número de parámetros seleccionados por el intérprete de
registros, la interpretación automatizada minimiza el sesgo propio de la interpretación. Como
sucede con cualquier esfuerzo por automatizar
tareas ejecutadas normalmente por personas,
las interpretaciones automatizadas deben ser
Otoño de 2005
comparadas cuidadosamente con otros datos
para garantizar la validez de los resultados. Las
comparaciones de los datos de registros con los
datos de núcleos y de producción son cruciales
para que los operadores utilicen esta tecnología
pero, con el tiempo, las comparaciones entre
pozos deberían resultar adecuadas para validar
las interpretaciones.
Los algoritmos del sistema DecisionXpress
arrojan interpretaciones petrofísicas rápidas y
confiables. Si conocen cuánto hidrocarburo hay
presente y dónde puede ser producido económicamente, las compañías operadoras pueden
planificar mejor las operaciones de determinación de la presión de formación y de muestreo,
los procedimientos de extracción de núcleos
laterales por medios mecánicos o por percusión
y las pruebas de formaciones, u optar por entubar el pozo, continuar la perforación o perforar
pozos de re-entrada. Además, el análisis petrofísico rápido sirve de soporte para la toma de
decisiones a largo plazo, tales como el desarrollo de estrategias de terminación, programas de
estimulación y otras operaciones.
—JS/GMG
35
Nuevas fibras para tratamientos
de fracturamiento hidráulico
El transporte eficaz de apuntalante es esencial para el éxito de un tratamiento de fracturamiento
hidráulico. Mientras los fluidos de fracturamiento convencionales dependen de las altas viscosidades
de los fluidos, una nueva tecnología emplea fibras sintéticas que proveen una excelente capacidad de
transporte de apuntalante con bajas viscosidades de fluidos. Esta tecnología, que ha mejorado la
productividad de los pozos en numerosos campos petroleros, ofrece más flexibilidad a los ingenieros a
la hora de diseñar tratamientos de fracturamiento.
Craig H. Bivins
Bivins Operating Company
Tyler, Texas, EUA
Curtis Boney
Chris Fredd
John Lassek
Phil Sullivan
Sugar Land, Texas
John Engels
Houston, Texas
Eugene O. Fielder
Devon Energy
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Tim Gorham
Chevron
Bakersfield, California, EUA
Tobias Judd
Ciudad de México, México
Alfredo E. Sánchez Mogollón
Reynosa, México
Lloyd Tabor
Oklahoma City, Oklahoma
Ariel Valenzuela Muñoz
PEMEX Exploración y Producción
Reynosa, México
Dean Willberg
Moscú, Rusia
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Ali Mazen, Sugar Land, Texas, EUA, y a
Dharmesh Prasad, Moscú, Rusia.
CemNET, FiberFRAC, FracCADE, POD y PropNET son
marcas de Schlumberger.
36
Las fibras han sido utilizadas en la industria
desde la antigüedad. Los antiguos egipcios
empleaban paja y cerda de caballo para reforzar
los ladrillos de barro. Las primitivas casas de los
chinos y de los japoneses muestran evidencias
de tapetes de paja utilizados para proveer
soporte estructural.1 No obstante, hasta la introducción de las fibras sintéticas al mercado a
comienzos del siglo XX, las aplicaciones comerciales estaban limitadas por las propiedades de
las fibras naturales.
Hoy en día, se dispone de una gran variedad
de fibras manufacturadas, hechas en su mayor
parte de polímeros, metales, vidrio o carbono.
Estas fibras poseen propiedades que están revolucionando numerosas industrias, en especial la
ingeniería civil, la medicina, la industria de la
indumentaria y el transporte. La industria del
petróleo y el gas, especialmente el sector de servicios de bombeo, también se está beneficiando
con los nuevos materiales fibrosos.
A comienzos de la década de 1960, los ingenieros comenzaron a agregar fibras de nylon—
como refuerzo estructural—a los cementos utili-
zados en los pozos. Las fibras transmiten esfuerzos localizados en forma más uniforme a lo largo
de toda la matriz de cemento; en consecuencia,
el cemento fraguado es menos susceptible a la
formación de fisuras y a la trituración por los
esfuerzos soportados durante las operaciones de
disparos.2
En la década de 1990, Schlumberger introdujo el cemento con fibras de avanzada
CemNET, que empleaba fibras de vidrio para
prevenir pérdidas de circulación.3 A medida que
una lechada de cemento CemNET fluye dentro
de una zona de pérdida de circulación durante
una operación de cementación primaria, las
fibras forman una red a modo de puente y limitan la pérdida de lechada del espacio anular a la
formación. Esta tecnología ayuda a los operadores a llenar completamente el espacio anular
con cemento, mejorando el aislamiento por
zonas y evitando las operaciones de cementación con fines de remediación.4
Las fibras también se utilizan para permitir
el contraflujo de apuntalante, un serio problema
asociado con el fracturamiento hidráulico.5 Si el
Oilfield Review
Tubería de revestimiento
Tubería de revestimiento
Fluido de fracturamiento
Fluido de fracturamiento
Apuntalante
Zona
productiva
Zona
productiva
Apuntalante
> Efectos de las velocidades de asentamiento del apuntalante. Las velocidades de asentamiento elevadas hacen que el apuntalante se concentre en la parte
inferior de una fractura antes de que ésta se cierre (izquierda). Las velocidades de asentamiento bajas favorecen la distribución completa y uniforme del
apuntalante a través de toda la fractura (derecha).
apuntalante fluye fuera de una fractura hidráulica y se introduce en la tubería de revestimiento,
la productividad del pozo declina y se pueden
producir daños en la tubería de revestimiento,
las válvulas de control y el equipo de boca de
pozo. Bombeadas junto con el apuntalante en un
fluido de fracturamiento, las fibras forman una
red que estabiliza el empaque de apuntalante
(abajo).6 A fin de conservar la integridad del
empaque de apuntalante, las fibras deben mantenerse suficientemente estables para permanecer
en su lugar durante toda la vida productiva del
pozo. Hoy en día, existen tres aditivos de empaque de apuntalante para tratamientos de
fracturamiento hidráulico PropNET, hechos de
fibras de vidrio o de polímero, que satisfacen una
amplia variedad de condiciones de pozo.
Recientemente, los investigadores de
Schlumberger descubrieron que, además de
> Fibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico PropNET en un empaque de apuntalante.
Durante las etapas de limpieza y producción del
pozo, la red de fibras impide el flujo de apuntalante
fuera de la fractura.
Otoño de 2005
estabilizar un empaque de apuntalante, las
fibras podían mejorar las capacidades de transporte de apuntalante de los fluidos de
fracturamiento. El desarrollo de este concepto,
tanto en el laboratorio como en el campo, promovió la introducción de la tecnología de fluidos
de fracturamiento a base de fibras FiberFRAC.
Este artículo describe cómo las fibras mejoran el transporte de apuntalante, analiza las
ventajas prácticas de la utilización de fibras y
muestra cómo esta tecnología puede emplearse
para mejorar los tratamientos de fracturamiento
hidráulico. Algunos ejemplos de campo de California, el este de Texas, la zona central de EUA y
el norte de México ilustran los beneficios de la
tecnología de fibras.
Cómo las fibras previenen el
asentamiento del apuntalante
Los tratamientos de fracturamiento hidráulico
comprenden dos etapas de fluidos básicas.
Durante la primera etapa, un fluido colchón, que
no contiene apuntalante, se bombea a través de
los disparos de la tubería de revestimiento a un
régimen y una presión suficientes como para
1. Li VC: “Large Volume, High-Performance Applications of
Fibers in Civil Engineering,” Journal of Applied Polymer
Science 83, no. 2 (2002): 660–686.
2. Carter LG, Slagle KA y Smith DK: “Stress Capabilities
Improved by Resilient Cement,” API Drilling and
Production Practices. Washington, DC: American
Petroleum Institute (1968): 29–37.
3. Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing Fibered
Cement Slurries for Lost Circulation Applications: Case
Histories,” artículo de la SPE 84617, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.
4. Abbas R, Jarouj H, Dole S, Junaidi EH, El-Hassan H,
Francis L, Hornsby L, McCraith S, Shuttleworth N, van
der Plas K, Messier E, Munk T, Nødland N, Svendsen RK,
Therond E y Taoutaou S: “Una red de seguridad para
controlar las pérdidas de circulación,” Oilfield Review
15, no. 4 (Primavera de 2004): 20–29.
5. Los apuntalantes son partículas dimensionadas que se
mezclan con el fluido de fracturamiento para mantener
las fracturas abiertas después de efectuar un tratamiento
provocar la ruptura de la formación y crear una
fractura. En la segunda etapa, la lechada de
apuntalante, transporta el apuntalante a través
de los disparos hacia el interior de la fractura
abierta. Cuando el bombeo se detiene, la fractura se cierra sobre el apuntalante. Durante la
inyección y el cierre de la fractura, la velocidad
de asentamiento del apuntalante incide significativamente sobre la geometría final de la
fractura apuntalada.7
Las altas velocidades de sedimentación
hacen que el apuntalante se concentre en la
parte inferior de una fractura antes de que ésta
se cierre. En casos extremos, las partículas de
apuntalante forman agrupamientos que impiden
la inyección ulterior de fluido. En cualquiera de
ambas situaciones, el apuntalante no llena completamente la fractura y la productividad del
pozo se ve desfavorablemente afectada. Contrariamente, las bajas velocidades de sedimentación favorecen la distribución completa y uniforme del apuntalante a través de toda la fractura y
proveen el máximo potencial para la estimulación del yacimiento y el mejoramiento de la productividad (arriba).
de fracturamiento hidráulico. Además de los granos de
arena naturales, se pueden utilizar apuntalantes fabricados por el hombre o especialmente diseñados, tales
como arena recubierta de resina o materiales cerámicos
de alta resistencia como la bauxita sinterizada. Los
materiales de los apuntalantes se almacenan cuidadosamente para conservar su tamaño y esfericidad y así
proveer un conducto eficaz para el flujo de fluido desde
el yacimiento hacia el interior del pozo.
6. Card RJ, Howard PR y Fèraud J-P: “A Novel Technology
to Control Proppant Backproduction,” artículo de la SPE
31007, SPE Production and Facilities 110, no. 4
(Noviembre de 1995): 271–276.
Armstrong K, Card R, Navarrette R, Nelson E, Nimerick K,
Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, Wasylycia
N y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve Well
Economics,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995):
34–51.
7. Constein VG: “Fracturing Fluid and Proppant
Characterization,” en Economides MJ y Nolte KG (eds):
Reservoir Stimulation, 2da edición, Englewood Cliffs,
Nueva Jersey, EUA: Prentice Hall (1989): 5-1–5-23.
37
Tubería de revestimiento
Fluido de fracturamiento
Zona
productiva
Fractura apuntalada
Tubería de revestimiento
Fractura apuntalada
Fluido de fracturamiento
Zona
productiva
> Efecto de la viscosidad sobre la geometría de la fractura y el emplazamiento del apuntalante. La viscosidad excesiva del fluido produce el crecimiento
vertical de la fractura más allá de la zona productiva, lo que favorece el
asentamiento del apuntalante y la producción subóptima (extremo superior).
Los fluidos con viscosidades más bajas reducen el crecimiento vertical de la
fractura (extremo inferior). El agregado de fibras ayuda a mantener en suspensión el apuntalante hasta que la fractura se cierra.
El transporte de apuntalante en los fluidos de
fracturamiento convencionales se rige por una
compleja combinación de parámetros, incluyendo el tamaño y la densidad de las partículas,
las dimensiones de las fracturas y las propiedades reológicas de los fluidos base. La viscosidad
del fluido es de particular importancia porque
provee resistencia al asentamiento por atracción
gravitatoria y ayuda a transportar el apuntalante
a lo largo de una fractura. Varios estudios han
investigado las velocidades de sedimentación de
los apuntalantes en función de la viscosidad del
fluido.8 A raíz de estos estudios y de la experiencia de campo, surgió un patrón clave sobre la
viscosidad del fluido: con respecto a los fluidos
de fracturamiento convencionales, la viscosidad
mínima del fluido para asegurar el transporte
adecuado del apuntalante es de aproximadamente 100 cP a una tasa de corte de 100 s–1.9
La viscosidad del fluido de fracturamiento
también afecta la geometría de la fractura. A
medida que aumenta la viscosidad del fluido,
aumenta el ancho de la fractura. Lamentablemente, la presión de tratamiento de fondo de
pozo también se incrementa, lo que puede pro-
38
vocar el crecimiento vertical excesivo de la fractura. Si la fractura crece más allá de la zona
productiva introduciéndose en los niveles no
productivos o productores de agua, la eficiencia
general del tratamiento de fracturamiento se
deteriora (arriba).
En consecuencia, los ingenieros deben diseñar fluidos de fracturamiento que transporten el
apuntalante en forma eficaz, manteniendo al
mismo tiempo las fracturas dentro de las zonas
productivas. En muchas áreas, es difícil lograr
ambos objetivos, lo que a veces obliga a los ingenieros a hacer concesiones que se traducen en
resultados subóptimos. Afortunadamente, las
fibras ofrecen una solución para este dilema.
El agregado de fibras a una suspensión de
fluido y partículas modifica notablemente el
comportamiento de las partículas con respecto a
su asentamiento. Cuando no hay fibras presentes, el asentamiento en general responde a la ley
de Stokes.10 La velocidad a la que las partículas
caen a través de un fluido es directamente proporcional al tamaño y densidad de las partículas e
inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. A medida que se produce la sedimentación, se
forma un límite definido entre la capa de partículas y el fluido que se encuentra por encima de ella.
Habiendo fibras presentes, la ley de Stokes
ya no se mantiene. Las fibras interfieren con las
partículas, lo que obstaculiza físicamente su
viaje en sentido descendente. Al avanzar la sedimentación, no se forma ningún límite definido
entre las partículas y el líquido; en cambio, la
mezcla de fibras y partículas se comprime lentamente dejando atrás poco fluido. Este tipo de
comportamiento se conoce como sedimentación
de Kynch (próxima página, extremo superior).11
El beneficio práctico de la sedimentación de
Kynch es que la viscosidad del fluido desempeña
un rol mucho menos importante con respecto a la
determinación de la velocidad de sedimentación
de las partículas. Los experimentos demuestran
que, con una viscosidad de fluido base dada, las
fibras reducen la velocidad de sedimentación del
apuntalante en más de un orden de magnitud. De
un modo equivalente, a una velocidad de sedimentación dada, la viscosidad del fluido base
requerida también disminuye aproximadamente
en un orden de magnitud (próxima página,
extremo inferior). En efecto, en términos de sedimentación de las partículas, se puede considerar
que las fibras proveen la viscosidad virtual del
fluido. El empleo de la tecnología FiberFRAC
reduce la importancia de la viscosidad del fluido
base como determinante de la velocidad de sedimentación, lo que otorga más flexibilidad a los
ingenieros a la hora de diseñar un tratamiento de
fracturamiento hidráulico.
Optimización de las fibras para
el transporte de apuntalante
Para que las fibras resulten adecuadas para el
transporte del apuntalante, deben poseer la
combinación correcta de longitud, diámetro, flexibilidad y estabilidad térmica. Deben resultar
fáciles de dispersar en una lechada de apuntalante y poder pasar a través del equipo de
bombeo, las tuberías y los disparos sin romperse
ni formar obturaciones. Las fibras no se pueden
separar del apuntalante durante el emplazamiento. Después del emplazamiento, deben
mantenerse estables hasta que la fractura se cierre. Sin embargo, a diferencia de las fibras
PropNET, las fibras utilizadas para el transporte
de apuntalante deberían disolverse después del
cierre de la fractura para maximizar la conductividad del empaque de apuntalante.
Los científicos de Schlumberger experimentaron con diversos tipos de fibras antes de encontrar los productos que lograran satisfacer todos
estos requisitos. Con tales fines, seleccionaron dos
fibras a base de polímeros que cubren dos rangos
de temperatura de yacimiento: 66°C a 121°C
Oilfield Review
[150°F a 250°F] y 121°C a 204°C a [250°F a
400°F]. Durante el desarrollo de la tecnología
FiberFRAC, dos evaluaciones de laboratorio resultaron de particular importancia: la prueba de ranura y la prueba de conductividad del empaque de
apuntalante.
Una prueba de ranura es una técnica de
laboratorio dinámica diseñada para evaluar el
transporte de apuntalante. El instrumento de
prueba posee una ranura transparente que
simula una fractura de 2.44 m de longitud por
30.4 cm de alto y 0.47 cm de ancho [8 pies de
longitud, por 1 pie de alto y 5⁄16 pulgadas de
ancho]. La lechada de apuntalante fluye a través
de un orificio que simula un disparo y luego pasa
por la ranura, permitiendo la observación y
medición de la eficiencia del transporte de
apuntalante. En una prueba se comparó el
desempeño de la lechada convencional con el de
la lechada FiberFRAC, utilizando cada una el
mismo fluido base. Se agregó apuntalante de
malla 20/40, con una concentración de 0.9 kg
[2 lbm], a cada galón americano [3.8 L] de fluido
de fracturamiento (2 laa).12 Las velocidades de
Otoño de 2005
Lechada
FiberFRAC
Sedimentación que
responde a la ley de Stokes
Sedimentación
de Kynch
> Ley de Stokes y sedimentación de Kynch. En los fluidos de fracturamiento
convencionales, las partículas de apuntalante se asientan de acuerdo con la
ley de Stokes, formando un límite definido entre la capa de apuntalante y el
fluido que yace por encima de la misma (izquierda). Las lechadas de apuntalante que contienen fibras muestran una sedimentación de tipo Kynch (derecha). Cuando se produce la sedimentación, no se forma un límite definido
entre las partículas y el líquido; en cambio, la mezcla de fibras y apuntalante
(inserto) se comprime lentamente, dejando atrás poco fluido.
Velocidad de asentamiento inicial, mm/min
8. Novotny EJ: “Proppant Transport,” artículo de la SPE
6813, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Denver, 9 al 12 de octubre de 1977.
Roodhart LP: “Proppant Settling in Non-Newtonian
Fracturing Fluid,” artículo de las SPE/DOE 13905,
presentado en el Simposio sobre Yacimientos de Gas de
Baja Permeabilidad de las SPE/DOE, Denver, 9 al 12 de
marzo de 1985.
Acharya A: “Particle Transport in Viscous and
Viscoelastic Fracturing Fluids,” artículo de la SPE 13179,
SPE Production Engineering 1, no. 2 (Marzo de 1984):
104–110.
.
9. La tasa de corte, γ , es el gradiente de velocidad medido
a lo largo del diámetro de un canal de flujo de fluido, tal
como un tubo, un espacio anular u otra forma. En la
mayoría de los viscosímetros de los campos petroleros,
la tasa de corte es la diferencia de velocidad entre una
camisa rotativa y un cilindro (o balancín) instalado en
forma concéntrica dentro de la camisa. Cuando hay
fluido presente en el espacio anular existente entre el
balancín y la camisa, el balancín experimenta un
esfuerzo de torsión cuando la camisa rota. Este esfuerzo
se conoce como esfuerzo de corte, τ. La viscosidad, µ,
es la relación entre el esfuerzo de corte y la tasa de
.
corte, µ = τ/γ. La viscosidad de muchos fluidos varía con
la tasa de corte. Por lo tanto, entre las especificaciones
de la viscosidad se debe incluir la tasa de corte. En este
artículo, la tasa de corte para todas las viscosidades es
100 s–1.
(2gr 2)(d1–d2)
10. De acuerdo con la ley de Stokes, V =
,
9µ
donde V es la velocidad de caída de las partículas
(cm/s), g es la aceleración de la gravedad (cm/s2), r es el
radio de las partículas equivalente (cm), d1 es la densidad de las partículas (g/cm3), d2 es la densidad del fluido
(g/cm3) y µ es la viscosidad del fluido (dina-s/cm2).
11. Tiller FM: “Revision of Kynch Sedimentation Theory,”
American Institute of Chemical Engineers Journal 27, no.
5 (1981): 823–828.
12. Las concentraciones de apuntalante se expresan
normalmente en “libras por galón agregado,” o laa. La
abreviatura laa indica que a cada galón de fluido de
fracturamiento se agrega una libra de apuntalante. Este
término no debe confundirse con la expresión “libras
por galón” o lbm/gal, que es más común. Durante los
tratamientos de fracturamiento hidráulico, laa refleja
mejor la práctica de campo. No existe ningún
equivalente métrico reconocido de laa.
Lechada de
apuntalante convencional
Sin fibras
100
10
1
1
10
100
Viscosidad del fluido, cP
0.00 % de fibra por peso de fluido
0.75 % de fibra por peso de fluido
1.00 % de fibra por peso de fluido
1.50 % de fibra por peso de fluido
2.00 % de fibra por peso de fluido
> Velocidades de asentamiento del apuntalante con y sin fibras. Cuando hay
fibras presentes, la velocidad de asentamiento de las partículas en una lechada de apuntalante es más de un orden de magnitud más lenta que la observada en un fluido sin fibras (azul). A una velocidad de asentamiento dada, la
viscosidad del fluido base requerida también se reduce en aproximadamente
un orden de magnitud.
39
bombeo para la lechada convencional y la
lechada FiberFRAC fueron de 101 y 66.1 L/min
[26.6 y 17.4 gal/min], respectivamente. A pesar de
la velocidad de bombeo más elevada, el apuntalante en el fluido convencional se separó y cayó
en el fondo de la ranura. La lechada FiberFRAC
se mantuvo estable, las fibras se dispersaron en
forma uniforme y todo el apuntalante permaneció
en suspensión durante la prueba (izquierda).
Además, las fibras no se rompieron ni formaron
obturaciones al pasar a través del disparo.
La conductividad del empaque de apuntalante
es una función directa del espacio intersticial
existente entre las partículas de apuntalante; por
lo tanto, sería ideal que las fibras FiberFRAC desaparecieran. A diferencia de las fibras PropNET,
que deben mantener una red rígida, las fibras
FiberFRAC no se necesitan después del emplazamiento de la lechada de apuntalante y el cierre de
la fractura. Por este motivo, los científicos de
Schlumberger eligieron polímeros que se disuelven lentamente (izquierda, extremo inferior). Las
pruebas de laboratorio confirmaron que, una vez
que las fibras se disolvían, la conductividad del
empaque de grava resultante era básicamente
idéntica a la obtenida con el mismo fluido sin
fibras (próxima página, extremo superior).
Tanques
mezcladores
de 50 galones
Ranura de 1 pie x 8 pies x 5⁄16 pulgadas
y disparo de 5⁄16 pulgadas
Lechada FiberFRAC
2 laa de apuntalante de malla 20/40 a 17.4 gal/min
Lechada de apuntalante convencional
2 laa de apuntalante de malla 20/40 a 26.6 gal/min
> Pruebas de ranura en las que se compara el desempeño del fluido de fracturamiento a base de fibras FiberFRAC con las lechadas de apuntalante convencionales. Un diagrama esquemático del instrumento ranurado (extremo
superior) indica la trayectoria del fluido. Las fotografías muestran las lechadas de apuntalante fluyendo a través de la ranura. En ambas pruebas se
utilizó el mismo fluido base con 2 laa de apuntalante cerámico de malla 20/40.
La lechada FiberFRAC es estable (centro), mientras que el apuntalante de la
lechada convencional (extremo inferior) cae en el fondo de la ranura.
Tiempo de descomposición de las fibras, días
100
90
80
70
Fibra de baja temperatura
60
50
40
Fibra de alta temperatura
30
20
10
0
150
175
200
225
250 275 300
Temperatura, °F
325
350
375
400
> Velocidades de descomposición de dos tipos de fibras FiberFRAC. La fibra
de baja temperatura (azul) se utiliza a temperaturas que oscilan entre 150 y
250°F. La fibra de alta temperatura (rojo) se utiliza a temperaturas que fluctúan entre 250 y 400°F. Ambas fibras se descomponen en días o semanas.
40
Entrega en la localización del pozo
La ejecución correcta de un tratamiento de fracturamiento hidráulico requiere la mezcla suave y
estable de todos los componentes del fluido, con
las concentraciones que corresponda. Las fibras
poseen una alta relación entre la longitud y el
diámetro; en consecuencia, su agregado y dispersión en una lechada de apuntalante puede
constituir un verdadero reto. Afortunadamente,
este problema fue encarado previamente durante
el desarrollo de la tecnología PropNET.
El mezclador programable de densidad
óptima POD está provisto de un dispositivo de
alimentación especial para el agregado de las
fibras a los fluidos de fracturamiento (próxima
página, extremo inferior). Este dispositivo de alimentación comprende una tolva en la que se
cargan las fibras y un taladro que mezcla las
fibras en la lechada de apuntalante a una velocidad constante. Durante los tratamientos de
magnitud considerable, una cinta transportadora acarrea las fibras hacia el interior del
dispositivo de alimentación.
13. Vasudevan S, Willberg DM, Wise JA, Gorham TL, Dacar
RC, Sullivan PF, Boney CL y Mueller F: “Field Test of a
Novel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost Hills
Field, California,” artículo de la SPE 68854, presentado
en la Reunión Regional del Oeste de la SPE, Bakersfield,
California, EUA, 26 al 30 de marzo de 2001.
Oilfield Review
Las propiedades físico-químicas de las fibras
FiberFRAC y las de las fibras PropNET son diferentes. Por lo tanto, antes de bombear los tratamientos reales, fue necesario efectuar pruebas de mezcla para verificar la adecuación del dispositivo de
alimentación existente en una mezcladora POD.
Una leve recalibración del taladro compensó las
diferentes propiedades de densidad volumétrica
y flujo de las fibras FiberFRAC secas. Recién
entonces se procedió a efectuar los tratamientos
de campo reales.
Estimulación de la Formación
Monterrey en California
Chevron comenzó con las primeras aplicaciones
de la tecnología FiberFRAC en el Campo Lost
Hills, situado en California, EUA.13 La Formación
Permeabilidad retenida, %
Estructura
de la prensa
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
200°F
68%
275°F
66%
69%
Placas de compresión calentadas
68%
Bombeo de
la lechada
Núcleo
Núcleo
Celda de
conductividad
Sin
fibras
30 lbm/1,000 gal
de fibras FiberFRAC
Concentración de
goma guar: 18 lbm/1,000 gal
Sin
fibras
30 lbm/1,000 gal
de fibras FiberFRAC
Concentración de
goma guar: 20 lbm/1,000 gal
> Efecto de las fibras FiberFRAC sobre la conductividad del empaque de
apuntalante. La prueba de conductividad (derecha) consiste en colocar una
lechada de apuntalante entre dos núcleos e insertar el “sándwich” de apuntalante en una celda de conductividad. Los núcleos son calentados y comprimidos en la celda para simular las condiciones de fondo de pozo y el fluido
proveniente de la lechada de apuntalante es admitido a través de los núcleos.
Después de la admisión, se bombea salmuera a través del empaque de apuntalante y se registra la caída de presión. Las fibras FiberFRAC producen un
efecto mínimo sobre la conductividad del empaque de apuntalante (izquierda).
En estos experimentos, se utilizó bauxita de malla 20/40 como apuntalante y
el esfuerzo de cierre fue de 5,000 lpc [35 Mpa].
Transductor de presión
Pérdida de fluido
Regulador de
contrapresión
Núcleo
Empaque de apuntalante
Tolva de
carga de fibras
Mezclador POD
> Servicio en la localización del pozo. Una tolva situada por encima del mezclador programable de densidad óptima POD carga las fibras
en el fluido de fracturamiento.
Otoño de 2005
41
Los ingenieros de Schlumberger utilizaron el
programa de diseño y evaluación de tratamientos
de fracturamiento hidráulico FracCADE para
determinar las propiedades de los fluidos requeridas para crear fracturas más largas y más angostas
que quedarían confinadas dentro de la zona productiva. Según las simulaciones, la viscosidad del
fluido debería ser inferior a 100 cP [0.1 Pa.s]. A la
luz de las pautas sobre transporte de apuntalante
descriptas previamente, Chevron estimuló el
siguiente grupo de pozos utilizando la tecnología
FiberFRAC. Después de realizadas las pruebas de
laboratorio preliminares, se optó por una solución
de goma guar de comportamiento lineal (no reticulada) de 33 cP [0.03 Pa.s] de viscosidad, como
fluido base. El simulador FracCADE indicó además que los tratamientos FiberFRAC requerirían
menos apuntalante porque las fracturas serían
más angostas y quedarían confinadas en la zona
productiva.
Para el programa de fracturamiento hidráulico del Campo Lost Hills se hizo uso del mapeo
de fracturas a partir de los registros con inclinómetros de superficie llevados a cabo por
Chevron durante el fracturamiento con fluidos
convencionales.15 La compañía también instaló
inclinómetros en los siete tratamientos realizados
con tecnología FiberFRAC, lo que proporcionó a
los ingenieros una oportunidad excepcional para
comparar las fracturas creadas por ambos tipos
de fluidos.
Los siete tratamientos involucraron múltiples zonas en dos pozos (abajo, a la izquierda).
Pozo B
Profundidad total, pies
2,860
3,181
Temperatura estática
de fondo de pozo, °F
Tamaño del
pozo, pulgadas
Densidad de los
disparos, tiros/pie
125
125
8.75
8.75
4
4
Intervalos disparados, pies
Etapa 1
Etapa 2
Etapa 3
Etapa 4
Volumen total
de arena, lbm
Volumen total
de fluido, gal
2,610 a 2,620
2,340 a 2,350
2,120 a 2,130
1,750 a 1,760
2,835 a 2,845
2,630 a 2,640, 2,660 a 2,670
2,420 a 2,430, 2,460 a 2,470
1,252,000
1,230,000
327,000
334,000
> Exposición general del tratamiento para los pozos A y B del Campo
Lost Hills, California, EUA.
42
El Pozo A fue tratado en cuatro etapas, el Pozo B
en tres. Se utilizaron tapones puente para proveer aislamiento por zonas entre las etapas. Los
disparos fueron orientados para inducir el crecimiento de la fractura en la dirección preferida.16
Los tratamientos FiberFRAC fueron bombeados con éxito sin que las fibras obstaculizaran los
disparos y sin que surgieran dificultades en el
emplazamiento del apuntalante dentro de las
fracturas. El análisis de los datos de los inclinómetros indicó que la longitud promedio de la
fractura era de 55.5 m [182 pies], comparada con
44.2 m [145 pies] en el caso de los tratamientos
convencionales. Según lo indicado por las simulaciones, se requería mucho menos apuntalante
para lograr las fracturas más largas: 2,530 kg por
metro de intervalo [1,700 lbm de apuntalante por
pie], contra 3,130 a 3,730 kg por metro [2,100 a
2,500 lbm por pie] para las operaciones convencionales.
Transcurridos 90 días, los regímenes de producción de los pozos tratados con fluidos
convencionales y fluidos cargados de fibras fueron los mismos; no obstante, los pozos tratados
con fluidos FiberFRAC requirieron 30% menos
de apuntalante. En un pozo típico del Campo
Lost Hills, esto equivale a obtener los mismos
regímenes de producción con 327,000 kg
[720,000 lbm] menos de apuntalante (abajo, a la
derecha). Además, debido a la reducción del
ancho de la fractura en la zona vecina al pozo, el
contraflujo de apuntalante durante la producción fue escaso o inexistente.
70
bbl/día
1,000 lbm de apuntalante/pie de intervalo
Pozo A
Producción de
petróleo promedio
Monterrey productora de petróleo está compuesta
por diatomita de alta porosidad—45 a 65%—y
una permeabilidad relativamente baja que oscila
entre 1 y 7 mD. La presión de yacimiento fluctúa
entre 500 y 1,400 lpc [3.5 y 9.8 MPa], a una temperatura de fondo de pozo promedio de 51.7°C
[125°F]. El espesor de la zona de interés varía
entre 152 y 366 m [800 y 1,200 pies], a una profundidad promedio de aproximadamente 549 m
[1,800 pies]. Las barreras de esfuerzo que se encuentran por encima y por debajo de la zona
productiva son débiles y no pueden contener
una fractura hidráulica.
El rasgo más interesante de esta diatomita es
su blandura. El módulo de Young es extremadamente bajo—50,000 a 300,000 lpc [345 a 2,070
MPa]—aproximadamente un orden de magnitud
menor que el de las areniscas duras.14
Estas propiedades de las rocas dificultan el
empleo de fluidos de fracturamiento convencionales. Las altas viscosidades de los fluidos de
fracturamiento reticulados generan un ancho de
fractura excesivo en la región vecina al pozo.
Debido a la presencia de barreras débiles, existe
poco control del crecimiento vertical de la fractura. Los tratamientos previos, que utilizaban
sistemas de fluido a base de goma guar reticulado
con borato de 350 cP [0.35 Pa.s], normalmente se
traducían en fracturas anchas y cortas que se
extendían más allá de la zona productiva. Este
“efecto de globo” de la fractura también ocasionaba significativos problemas de contraflujo de
apuntalante.
60
50
40
30
20
10
Fibra, 1,700 lbm de apuntalante/pie de intervalo
Fluido reticulado, 2,100 lbm de apuntalante/pie de intervalo
Fluido reticulado, 2,500 lbm de apuntalante/pie de intervalo
0
30 días promedio
60 días promedio
90 días promedio
> Producción promedio de los pozos del Campo Lost Hills, tratados con fluidos convencionales y con fluidos FiberFRAC. Los gastos están normalizados
con respecto al volumen de apuntalante emplazado en las fracturas. Después de 90 días, los pozos tratados con fluidos FiberFRAC demostraron ser
productores más eficientes que sus contrapartes convencionales.
Oilfield Review
Pozo 1
Pozo 2
Dolomía
Dolomía
Caliza
Caliza
Arenisca
Arenisca
Lutita
Lutita
> Litología de los Pozos 1 y 2 en la Formación
Cotton Valley Inferior. Los registros confirman la
presencia de una serie de areniscas casi idéntica en los dos pozos.
Mejoramiento de la producción
en la Formación Cotton Valley Inferior
La Formación Cotton Valley Inferior del este de
Texas y norte de Luisiana, EUA, está compuesta
por areniscas productoras de gas, laminadas y
delgadas, intercaladas entre capas de lutita. La
permeabilidad oscila entre 0.001 y 0.05 mD. Las
formaciones productoras de gas con permeabilidades tan bajas suelen clasificarse como formaciones gasíferas compactas. Las profundidades de
los yacimientos oscilan entre 3,048 y 4,270 m
[10,000 y 14,000 pies] y las temperaturas de fondo
de pozo varían entre 93 y 182°C [200 y 340°F]. El
módulo de Young de la arenisca es de 5,000,000 lpc
[34,470 MPa]; es decir, supera al de la diatomita
del Campo Lost Hills mencionada previamente en
más de un orden de magnitud.
Para esta situación geológica, los principales
desafíos que plantea el diseño de los tratamientos de fracturamiento incluyen la necesidad de
crear fracturas largas, con crecimiento vertical
limitado, buena cobertura de apuntalante a lo
largo de toda la superficie de la fractura y daño
mínimo del empaque de apuntalante. Además, el
fluido de fracturamiento debe ser estable a altas
temperaturas.
Otoño de 2005
En esta formación, muchos operadores han
realizado tratamientos de fracturamiento
hidráulico masivos convencionales utilizando
fluidos a base de polímeros reticulados. Lamentablemente, estos tratamientos a menudo crean
fracturas grandes que ingresan en las zonas no
productivas y requieren volúmenes de polímero
y apuntalante considerables, lo que reduce la
viabilidad económica de las operaciones de estimulación.
En el otro extremo del espectro de viscosidad,
los tratamientos de fracturamiento con agua
aceitosa—agua más un reductor de fricción—
constituyen un método de estimulación
generalizado para esta formación.17 La viscosidad
del agua aceitosa es de aproximadamente 1 cP.
Para que se ejerza suficiente esfuerzo para iniciar y propagar una fractura durante la etapa de
fluido colchón, y para transportar el apuntalante,
se requieren altas velocidades de bombeo, normalmente superiores a 7.9 m3/min [50 bbl/min].
La concentración de apuntalante en el fluido es
baja, usualmente menor que 2 laa. El tamaño del
apuntalante suele ser pequeño—malla de
40/70—para minimizar la velocidad de sedimentación según la ley de Stokes. Este método es
mucho menos oneroso que el fracturamiento
hidráulico masivo y ha permitido expandir considerablemente el número de pozos que pueden
estimularse en forma económica. Sin embargo,
las investigaciones ulteriores revelaron que,
luego de normalizados en función de las condiciones del yacimiento y del sistema de producción,
los pozos estimulados de esta manera, resultaron
menos productivos que los pozos tratados en
forma convencional.18 A pesar de sus altas velocidades de bombeo, tamaños pequeños y bajas
concentraciones, los apuntalantes tienden a
asentarse relativamente cerca del pozo, lo que
limita la longitud efectiva de la fractura.
Ni los tratamientos convencionales ni los que
utilizan agua aceitosa pueden abordar todos los
retos de estimulación que plantea la Formación
Cotton Valley. Esta área requiere un fluido de fracturamiento de baja viscosidad que transporte el
apuntalante en forma eficaz. Luego del éxito
logrado con los fluidos de fracturamiento cargados
de fibras en California, se propuso la tecnología
FiberFRAC para la Formación Cotton Valley.19 La
primera aplicación tuvo lugar en el Campo Okio,
operado por Bivins Operating Company. La profundidad del yacimiento productivo oscilaba entre
3,960 y 4,270 m [13,000 y 14,000 pies] y la temperatura de fondo de pozo era de 127°C [260°F].
El análisis petrofísico indicó que, debido al alto
módulo de Young, la viscosidad mínima del fluido
necesaria para lograr una fractura hidráulica, cuyo
ancho fuera suficiente para el emplazamiento de
las fibras, era de 50 cP [0.05 Pa.s]. Para evitar el
crecimiento vertical excesivo de la fractura, el
límite superior de viscosidad del fluido fue de
150 cP [0.15 Pa.s]. A una temperatura de fluido de
260°F, un fluido a base de goma guar reticulado
con borato satisfacía estos requisitos. La concentración del polímero fue de 2.2 kg/m3 [18 lbm/1,000
galones americanos]. Sin la presencia de fibras, se
necesitarían 30 a 35 lbm de goma guar por 1,000
galones americanos [3.6 a 4.2 kg/m3] para lograr
un transporte de apuntalante adecuado. Además
de reducir el costo del fluido, la utilización de
menos polímero mejora la conductividad del
empaque de apuntalante y aumenta la productividad de los pozos.20
Los tratamientos FiberFRAC se llevaron a
cabo en un grupo de pozos vecinos con características litológicas similares (izquierda). Las
permeabilidades y los espesores para ambos
pozos, expresadas en forma conjunta como kh,
eran básicamente iguales: 0.30 y 0.28 mD-pie.21
14. El módulo de Young, E, es una constante elástica que
indica cómo se deforma un material cuando es
sometido a esfuerzo. La resistencia de un material a la
deformación aumenta con el valor de E.
VanVlack LH: A Textbook of Materials Technology.
Reading, Massachusetts, USA: Addison Wesley (1973):
11–12.
15. El mapeo de fracturas con inclinómetros de superficie
mide directamente la orientación, volumen, geometría y
localización aproximada de las fracturas. Los inclinómetros miden los cambios minúsculos producidos en la
inclinación de la superficie, en varios puntos alrededor
del pozo, durante la ejecución de un tratamiento de
fracturamiento hidráulico. Estos instrumentos operan
como el nivel de un carpintero. Los datos de los inclinómetros son analizados para determinar los parámetros
de fracturamiento que producirían el campo de
deformación observado.
Barree RD, Fisher MK y Woodroof RA: “A Practical
Guide to Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies,”
artículo de la SPE 77442, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,
EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
16. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Zia Malik B, Pitoni E,
Riddles C y Solares JR: “Métodos de control de la
producción de arena sin cedazos,” Oilfield Review 15,
no. 1 (Verano de 2003): 40–57.
17. Mayerhofer MJ y Meehan DN: “Waterfracs: Results
from 50 Cotton Valley Wells,” artículo de la SPE 49104,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre
de 1998.
18. England KW, Poe BD y Conger JG: “Comprehensive
Evaluation of Fractured Gas Wells Utilizing Production
Data,” artículo de la SPE 60285, presentado en la
Reunión Regional de las Montañas Rocallosas y el
Simposio sobre Yacimientos de Baja Permeabilidad de
la SPE, Denver, 12 al 15 de marzo de 2000.
19. Engels JN, Martínez E, Fredd CN, Boney CL y Holms BA:
“A Mechanical Methodology of Improved Proppant
Transport in Low-Viscosity Fluids: Application of a
Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas,”
artículo de la SPE 91434, presentado en la Reunión
Regional del Este de la SPE, Charleston, Virginia Oeste,
EUA, 15 al 17 de septiembre de 2004.
20. Nimerick KH, Temple HL y Card RJ: “New pH-Buffered
Low-Polymer Borate-Crosslinked Fluids,” artículo de la
SPE 35638, presentado en la Conferencia de Tecnología
del Gas de la SPE, Calgary, 28 de abril al 1° de mayo de
1996.
21. El término kh es el producto de la permeabilidad de la
formación (k) por el espesor (h), expresado en mD-pie:
se lo conoce como capacidad de flujo.
43
El Pozo 1 fue tratado con fluido cargado de
fibras; en el Pozo 2 se utilizó agua aceitosa. Para
el Pozo 1, los ingenieros bombearon el sistema
de goma guar reticulado con borato, a razón de
18 lbm/1,000 galones americanos, y las lechadas
de apuntalante contenían entre 1 y 6 laa de
arena de malla 20/40. En promedio, se emplazaron 176,900 kg [390,000 lbm] de apuntalante
durante cada tratamiento. Por el contrario, las
lechadas de apuntalante de los tratamientos con
agua aceitosa contenían entre 0.25 y 4 laa de
arena de malla 40/70 y el volumen promedio de
apuntalante emplazado fue de 90,700 kg
[200,000 lbm].
La producción inicial del Pozo 1 fue de
87,800 m3/d [3.1 millones de pies3/d], mientras
que el Pozo 2 tuvo una producción de 19,800 m3/d
[0.70 millón de pies3/d]. Luego de 90 días de
producción, el Pozo 1 produjo un promedio de
53,800 m3/d [1.9 millón de pies3/d], mientras que
el régimen de producción promedio del Pozo 2
fue de 18,700 m 3/d [0.66 millón de pies 3/d].
Durante este período, la producción acumulada
de gas del Pozo 1 superó en siete veces a la del
Pozo 2 (abajo).
Hasta la fecha, se han realizado más de 120
tratamientos FiberFRAC en el este de Texas y
Luisiana. Se han emplazado más de 10 millones
Gasto de gas, millón de pies3/día
10.0
Pozo 1 – tecnología a base de fibras
Pozo 2 – fractura con agua aceitosa
1.0
0.1
0
10
20
30
40
50
60
70
Tiempo, días
80
90
100
110
120
130
> Producción de gas proveniente de los Pozos 1 y 2 en la Formación Cotton Valley Inferior. El pozo
estimulado con fluido de fracturamiento cargado de fibras (azul oscuro) produjo un volumen de gas
considerablemente mayor, durante los primeros 130 días de producción, que el pozo estimulado con
agua aceitosa (gris).
Producción normalizada con respecto al espesor
del intervalo, millón de pies3/pie
100
80
Datos de producción de pozos con tecnología FiberFRAC
60
40
Datos de producción de pozos vecinos
20
0
0
30
60
90
Tiempo, días
120
150
180
> Producción después la estimulación en la lutita Barnett. Los pozos estimulados con fluido FiberFRAC (azul) mostraron un desempeño superior a los
estimulados con agua aceitosa (rojo). Una vez normalizados con respecto al
espesor del intervalo, los pozos tratados con tecnología FiberFRAC duplicaron su producción.
44
de kg [22 millones de lbm] de apuntalante, utilizando más de 26,500 m3 [7 millones de galones]
de fluido cargado de fibras. Las temperaturas de
fondo de pozo variaron entre 93 y 182°C [197 y
339°F], bombeándose la mayoría de los tratamientos a una temperatura de aproximadamente
129°C [265°F]. El tratamiento cargado de fibras
más grande realizado hasta la fecha emplazó
385,000 kg [850,000 lbm] de apuntalante.
Mejoramiento de la producción
de gas en la lutita Barnett
La lutita Barnett corresponde a los campos de gas
en tierra firme de crecimiento más rápido de los
Estados Unidos. Devon Energy opera 222,530 ha
[550,000 acres] en la Cuenca Fort Worth del
norte de Texas. La lutita Barnett, cuyo espesor
varía entre 60 y 180 m [200 y 600 pies], es aún
más compacta que la arenisca de la Formación
Cotton Valley Inferior. La permeabilidad es de
0.0001 mD y el módulo de Young oscila entre 2 y
3 millones lpc [13,790 y 20,680 MPa]. La profundidad promedio es de 2,440 m [8,000 pies] y la
temperatura de fondo de pozo, 93°C [200°F].
La historia de estimulación de la lutita Barnett
es similar a la de la arenisca de la Formación
Cotton Valley Inferior. Los operadores inicialmente efectuaron tratamientos de fracturamiento
hidráulico masivos para los que utilizaron fluidos
con altas concentraciones de polímeros y aproximadamente 680,400 kg [1.5 millón de libras] de
apuntalante. Los costos del tratamiento eran elevados y la producción consiguiente a menudo
resultaba insuficiente para justificar el desarrollo
comercial de la lutita Barnett.
Para reducir los costos del tratamiento,
muchos operadores optaron por los fluidos de
fracturamiento con agua aceitosa.22 Los tratamientos con arena más pequeños, que consistían
normalmente en unas 200,000 lbm de apuntalante y un volumen mayor de líquido, resultaron
promisorios y permitieron incrementar sustancialmente el número de pozos con posibilidades
de ser estimulados en forma económica. No obstante, ciertas áreas no satisfacían su potencial de
producción. La recuperación final estimada
(EUR, por sus siglas en inglés) de las áreas problemáticas era generalmente superior a 28
millones de m3 [1,000 millones de pies3].23 En
estas formaciones compactas, la longitud de la
fractura determina en gran medida la productividad de los pozos. Dado que el agua aceitosa posee
una capacidad de transporte limitada, las longitudes efectivas de las fracturas no resultaban
suficientes para lograr la productividad deseada.
Con el fin de obtener una distribución de
apuntalante más efectiva y mejorar la productividad de los pozos, Devon Energy utilizó fluidos de
Oilfield Review
Pozo 2
Pozo 1
Porosidad neutrón
Porosidad neutrón
Rayos gamma
Prof.,
pies
Calibre
Rayos gamma
Prof.,
pies
Calibre
2,850
2,900
2,900
2,950
> Registros obtenidos en agujero descubierto en pozos vecinos del Campo Arcabuz-Culebra. El Pozo 1 (izquierda), tratado convencionalmente, mostró características petrofísicas prácticamente idénticas cuando se comparó con el Pozo 2 (derecha) tratado con fluido FiberFRAC.
fracturamiento cargados de fibras. El fluido de
fracturamiento era un sistema de goma guar reticulado con borato, con una concentración de
polímero de 18 lbm/1,000 galones americanos. La
concentración de apuntalante oscilaba entre 0.5 y
3 laa. El tratamiento implicó el emplazamiento de
245,000 kg [540,000 lbm] de arena de malla 20/40.
Luego de su ejecución, se vigiló la producción y se
comparó con la producción resultante de los tratamientos con agua aceitosa convencionales
(página anterior, extremo inferior). Durante los
primeros 80 días de producción, los pozos tratados
con tecnología FiberFRAC produjeron 708,000 m3
[25 millones de pies3] adicionales de gas con respecto a los pozos vecinos.
Mejoramiento de la recuperación
de gas en el norte de México
El Campo Arcabuz-Culebra, que opera PEMEX
Exploración y Producción en el norte de México,
forma parte de la Cuenca de Burgos; la cuenca
más extensa que se extiende hacia el sur de
Texas, EUA. La zona productiva corresponde a la
Formación Wilcox, una arenisca productora de
gas que se asocia frecuentemente con niveles
productores de agua.24 Hoy en día, la cuenca produce aproximadamente 1,000 millones de pies3/d
(MMpc/D) y PEMEX está trabajando para duplicar este régimen de producción.
22. Brister BS y Lammons L: “Waterfracs Prove Successful
in Some Texas Basins,” Oil & Gas Journal 98, no. 12 (20
de marzo de 2000): 74–76.
23. La recuperación final estimada (EUR, por sus siglas en
inglés) se define como el volumen de hidrocarburo que
se estima será potencialmente recuperable de un
yacimiento, más las cantidades ya producidas.
24. Tapia NGE, Ruiz JM, Ramisa LR, Mengual JF y Cerón
AS: “Construcción de pozos y desarrollo de campos
petroleros en México,” Oilfield Review 15, no. 4
(Primavera de 2004): 48–55.
Otoño de 2005
El módulo de Young de la arenisca Wilcox
oscila entre 4 y 4.5 millones lpc [27,580 y 31,030
MPa] y la permeabilidad varía entre 0.001 y 0.05
mD. La mayor parte de los pozos son perforados
hasta profundidades que fluctúan entre 2,895 y
2,987 m [9,500 y 9,800 pies], donde la temperatura
de fondo de pozo es de aproximadamente 250°F.
Estas características formacionales requieren un
fluido de fracturamiento de baja viscosidad para
minimizar la penetración de la fractura en las
capas productoras de agua. Debido a la baja permeabilidad de la formación, se necesitan fracturas
largas para maximizar la productividad de los
pozos. Por lo tanto, Schlumberger propuso la tecnología FiberFRAC como solución.
El primer tratamiento se realizó cerca de los
pozos vecinos con valores de kh similares. El valor
de kh del Pozo 1 fue de 86.3 mD-pie, mientras que
el del Pozo 2 fue de 94.7 mD-pie (arriba). Antes
de la estimulación, el Pozo 1 produjo 8,500 m3/d
[300,000 pies3/d] de gas, mientras que el Pozo 2
resultó seco.
El Pozo 1 fue tratado convencionalmente con
un sistema de goma guar reticulado con borato, a
razón de 3.6 kg/m3 [30 lbm/1,000 galones americanos], emplazando 200,000 lbm de apuntalante
cerámico en la fractura. En el tratamiento
FiberFRAC del Pozo 2 se empleó un fluido a base
de goma guar reticulado con borato, a razón de
2.4 kg/m3 [20 lbm/1,000 galones americanos] y, al
igual que en el Pozo 1, se emplazaron 200,000 lbm
de apuntalante con concentraciones que oscilaban
entre 1 y 8 laa. La velocidad de bombeo para ambos
tratamientos fue de 4.8 m3/min [30 bbl/min].
Luego de los tratamientos, el régimen de producción de gas del Pozo 2 superó en más de cinco
veces al del Pozo 1. Además, el régimen de producción de agua del Pozo 2 fue sólo la mitad del
régimen del Pozo 1. A la luz de los resultados, se
han planificado más tratamientos de fracturamiento con fluidos cargados de fibras.
El futuro del transporte asistido por fibras
La aplicación práctica de la tecnología FiberFRAC
aún es incipiente; sin embargo, los resultados iniciales confirman la promesa demostrada durante
el desarrollo de laboratorio. Los fluidos de fracturamiento cargados de fibras, de baja viscosidad,
parecen adecuarse particularmente a la estimulación de formaciones que requieren un cuidadoso
control del crecimiento vertical de la fractura.
Las fibras también proveen soporte mecánico
para el apuntalante a medida que se desplaza en
sentido descendente por una fractura, lo que
maximiza su longitud efectiva. Este atributo
resulta especialmente valioso a la hora de estimular formaciones de gas de baja permeabilidad.
Los fluidos cargados de fibras quizás no se
justifiquen económicamente para estimular
pozos con valores de EUR de aproximadamente
1,000 millones de pies3 de gas. Bajo estas circunstancias, el agua aceitosa parece ser el fluido
de fracturamiento más adecuado.
Un número creciente de campos petroleros
podría beneficiarse con la tecnología FiberFRAC.
Ya se ha puesto en marcha la selección de
candidatos en el sector de las Rocallosas correspondiente a EUA y Canadá, así como en Rusia.
La utilización ulterior de la tecnología FiberFRAC
permitirá definir en forma más clara el rango de
condiciones de pozo en las que resulta adecuada.
— EBN
45
Perforación de pozos direccionales
con tubería de revestimiento
La perforación de pozos con tubulares de gran diámetro elimina la necesidad de bajar
la columna de perforación convencional, que luego debe ser extraída para instalar la
tubería de revestimiento permanente. Además, mitiga los problemas de pérdida de circulación, mejora el control del pozo y reduce el tiempo de equipo de perforación no
productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan desviaciones
no programadas o atascamientos de las tuberías. Menos viajes de entrada y salida del
pozo, más seguridad en su posicionamiento, mayor eficiencia y menores costos se tradujeron en una gama de aplicaciones en expansión, que ahora incluye la perforación
direccional con tubería de revestimiento.
Kyle R. Fontenot
ConocoPhillips
Puerto La Cruz, Venezuela
Bill Lesso
Houston, Texas, EUA
R. D. (Bob) Strickler
ConocoPhillips
Houston, Texas
Tommy M. Warren
Tesco Corporation
Houston, Texas
Por su colaboración en la preparación de este artículo se
agradece a Lee Conn, M-I SWACO, Houston; y a Mike
Williams, Sugar Land, Texas.
ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), PowerDrive,
PowerDrive Xceed y PowerDrive Xtra son marcas de
Schlumberger.
Casing Drilling, Casing Drive System y Drill Lock Assembly
(DLA) son marcas de Tesco Corporation.
DrillShoe es una marca de Weatherford.
EZ Case es una marca de Hughes Christensen, una división
de Baker Hughes, Inc.
46
La utilización de tubería de revestimiento para la
perforación constituye una tecnología incipiente
que permite bajar los costos de construcción de
pozos, mejorar la eficiencia operacional y la seguridad, así como minimizar el impacto ambiental.
Básicamente simple en principio, esta técnica de
perforación utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán instalados permanentemente
en el pozo, en lugar de la sarta de perforación
convencional. Las exigencias económicas de los
marcos geológicos complejos, los yacimientos de
menor extensión con reservas recuperables limitadas y la necesidad de optimizar el desarrollo y
la explotación de los campos maduros hacen que
las operaciones de perforación con tubería de
revestimiento resulten cada vez más atractivas
para las compañías operadoras.
En la actualidad, es posible adosar una barrena de perforación rotativa convencional o una
zapata de perforación especial al extremo de una
sarta de revestimiento para perforar pozos
verticales. Para lograr mayor flexibilidad, y para
aquellas aplicaciones que requieren control direccional, se puede desplegar, fijar en su lugar y
luego recuperar con cable un arreglo de fondo de
pozo (BHA, por sus siglas en inglés) recuperable
para perforación. La bajada y recuperación de
este BHA a través de la tubería de revestimiento
elimina los viajes de entrada y salida del pozo de
la columna de perforación y provee protección
adicional para los sistemas de avanzada utilizados en las mediciones de fondo de pozo y en las
aplicaciones de perforación direccional.
La minimización del número de viajes de la
tubería durante las operaciones de perforación
reduce los incidentes de colapso de pozos producidos por las operaciones de extracción de fluidos y flujo natural, disminuye la posibilidad de
que se produzcan desviaciones no programadas y
minimiza el desgaste interior de las sartas de
revestimiento de superficie o intermedias instaladas previamente. Después de alcanzar la profundidad total (TD, por sus siglas en inglés), la
tubería de revestimiento ya se encuentra en su
lugar, lo que elimina la necesidad de extraer la
sarta de perforación y luego bajar la tubería de
revestimiento permanente.
Este menor manipuleo de las tuberías aumenta la seguridad en la localización del pozo y
permite que los perforadores utilicen equipos de
perforación de tamaño estándar o más pequeños,
construidos específicamente para perforar con
tubería de revestimiento. Los nuevos equipos de
perforación compactos para operaciones de
perforación con tubería de revestimiento requieren menos potencia, utilizan menos combustible,
producen menos emisiones, operan desde localizaciones de superficie más pequeñas y pueden
ser transportados en forma más rápida y fácil que
los equipos de perforación convencionales de
mayor tamaño (próxima página).
Oilfield Review
En comparación con las operaciones de perforación tradicionales, la técnica de entubación
durante la perforación minimiza el tiempo inactivo del equipo de perforación generado por la
existencia de episodios inesperados, tales como el
atascamiento de las tuberías o la pérdida del control del pozo resultantes de un influjo de fluido de
formación. Las evidencias biográficas indican que
las operaciones de perforación con conexiones de
tubulares de mayor diámetro reducen los problemas de pérdida de circulación mediante el enlucido de los recortes y los sólidos de perforación en
la pared del pozo.
Es posible que este efecto de “empaste” genere un revoque de filtración impermeable o cree
una terminación superficial sólida que permita
perforar los intervalos débiles, de baja presión y
agotados sin pérdidas significativas de fluido de
perforación.
Las sartas de revestimiento poseen uniones
más largas que las columnas de perforación estándar, lo que significa que las conexiones que
deben realizar los perforadores se reducen en
aproximadamente un 25%. Otro de los beneficios
que ofrecen es que se invierte menos tiempo en
la circulación del fluido o en el rectificado del
pozo para mantener la estabilidad del mismo
durante la conexión de las tuberías. Además de
mejorar la eficiencia de la perforación, estas dos
ventajas se traducen en una reducción ulterior
del costo total y del impacto ambiental.
Las operaciones de perforación con tubería
de revestimiento eliminan varias etapas del
proceso de construcción de pozos convencional y
ofrecen otras ventajas críticas, tales como mejor
circulación del fluido y remoción de los recortes
de formación para lograr una limpieza más
efectiva del pozo. A medida que los operadores
adquieren más experiencia en un área, las velocidades de penetración de la perforación (ROP, por
sus siglas en inglés) con tubería de revestimiento
normalmente mejoran, equiparándose o superando en última instancia a las ROPs logradas previamente con la columna de perforación, si se
comparan los días por cada 305 m [1,000 pies] o
los pies por día.
El análisis de los pozos perforados hasta la
fecha con tubería de revestimiento indica que
esta técnica puede reducir el tiempo de equipo
de perforación no productivo hasta en un 50% y
acortar el tiempo de perforación en un porcentaje nominal que oscila entre el 10 y el 35% por
pozo, en ciertas aplicaciones. Aproximadamente
un tercio de esta reducción se debe a la menor
cantidad de maniobras realizadas con las tuberías y el resto proviene de la prevención de los
problemas de perforación imprevistos y de la eliminación del tiempo necesario para instalar la
Otoño de 2005
> Entubación durante la perforación y perforación direccional con tubería de revestimiento. En los
últimos cinco años, ConocoPhillips y Tesco Corporation llevaron a cabo extensivas operaciones de
perforación con tubería de revestimiento—más de 320,040 m [1,050,000 pies]—en el sur de Texas,
expandiendo recientemente las aplicaciones para incluir operaciones direccionales y equipos de
perforación compactos construidos con fines específicos, como el que se muestra en la fotografía.
Esta técnica permitió mejorar la eficiencia de la perforación y eliminó efectivamente los problemas de
pérdida de circulación en unos 110 pozos. Estos resultados y experiencias similares acaecidas en
otras zonas indican que se puede utilizar la tubería de revestimiento para evitar problemas de pérdida
de circulación y perforar a través de zonas agotadas en campos maduros que resultan difíciles de
perforar utilizando sartas de perforación convencionales, tanto en tierra firme como en áreas marinas.
tubería de revestimiento en una operación independiente.
Este proceso más rápido, más simple y más
eficaz se traduce en menos sorpresas relacionadas con la perforación y en costos más bajos.
Los avances registrados en términos de herra-
mientas, equipos y procedimientos están expandiendo el uso de esta tecnología para incluir la
perforación de formaciones blandas y duras,
tanto en tierra firme como en áreas marinas, y
más recientemente las operaciones de perforación direccional con tubería de revestimiento.
47
Primero examinamos la utilización de la
tubería de revestimiento para la perforación de
pozos, incluyendo la actividad de desarrollo de
relleno que se lleva a cabo actualmente en el sur
de Texas, y luego analizamos cómo la perforación
y la entubación simultáneas de un pozo permiten
reducir los problemas asociados con el pozo. Los
resultados de las pruebas realizadas recientemente a las operaciones direccionales con tubería de revestimiento demuestran cómo la tecnología de sistemas rotativos direccionales (RSS,
por sus siglas en inglés) mejora la eficiencia de la
perforación en comparación con los motores
direccionales de fondo de pozo, especialmente
en lo que respecta a pozos de menor diámetro.
Un cambio fundamental en
la construcción de pozos
Tanto la tecnología de motores de desplazamiento positivo (PDM, por sus siglas en inglés) como
la tecnología de sistemas RSS utilizan columnas
de perforación. Esta tubería de paredes gruesas,
diseñada especialmente, se baja hasta el fondo
de un pozo y se extrae del mismo, probablemente
varias veces durante una perforación, y luego
otra vez más para instalar una sarta de revestimiento permanente durante una operación
independiente, distinta del resto del proceso de
perforación.
La introducción del motor PDM de fondo en
la década de 1960 facilitó la perforación sin
rotación de la sarta completa. Estos sistemas
utilizan el lodo que fluye a través de una turbina
o una sección de potencia de rotor-estator para
generar esfuerzo de torsión en el fondo del pozo.
Los motores direccionales con ángulos de curvatura fijos, o cubiertas acodadas, posibilitaron el
control simultáneo del azimut y el ángulo de inclinación del pozo, lo que se tradujo subsiguientemente en un mejor control direccional y en la
construcción rutinaria de pozos de alto ángulo y
secciones horizontales en la década de 1980, y
finalmente pozos de alcance extendido en la
década de 1990.
A fines de la década de 1990, los sistemas
rotativos direccionales ayudaron a los operadores
a establecer nuevos récords en términos de perforación de pozos de alcance extendido (ERD, por
sus siglas en inglés). Esta tecnología, que incluye los
sistemas direccionales rotativos de Schlumberger
PowerDrive y PowerDrive Xtra y el sistema direccional rotativo PowerDrive Xceed para ambientes
rigurosos y accidentados, facilita el control direccional y la orientación de la barrena mientras la
columna de perforación entera rota en forma
continua.
48
El empleo de barrenas tricónicas o barrenas
de cortadores fijos en el extremo de la columna de
perforación rotativa monopolizó la perforación de
pozos de petróleo y gas durante un siglo. No obstante, los nuevos conceptos y las mejoras introducidas en los diseños de los equipos de perforación
rotativos y en las barrenas de perforación han sido
la norma desde la introducción de estas herramientas a comienzos de la década de 1900. En
consecuencia, durante este período se registró un
mejoramiento notable de la ROP y la vida útil de la
barrena.1
La utilización de la tubería de revestimiento
para perforar pozos de petróleo y gas representa
un cambio fundamental en el proceso de construcción de pozos. La técnica de entubación durante la
perforación provee la misma capacidad de ejecución de pozos que las operaciones con sarta de
perforación, con una mejor remoción de los recortes de perforación y un mejor desempeño en
términos de limpieza del pozo. La tubería de
revestimiento utilizada para la perforación puede
ser una tubería de revestimiento corta (liner)
parcial o una sarta completa (abajo). Desde sus
primeras aplicaciones hasta la reciente reactivación de la actividad, la utilización de la tubería de
revestimiento para la perforación de pozos ha
mostrado gran potencial en comparación con la
perforación convencional.
En la década de 1920, la industria petrolera
rusa reportó el desarrollo de las barrenas retractables para ser utilizadas en operaciones de
perforación con tubería de revestimiento. En la
década de 1930, los operadores del área continental de EUA utilizaban la tubería de producción para realizar terminaciones a agujero
descubierto o sin entubación. La sarta de tubería
de producción y la barrena de cuchillas planas, o
cola de pescado, utilizadas para la perforación
quedaban en el pozo después de iniciarse la producción. En diversas oportunidades desde la
década de 1950, se utilizaron tubulares de pozo
permanentes para la perforación de pozos de
diámetro reducido.
BHA recuperable para
BHA no recuperable
perforación con tubería de para perforación con
revestimiento corta (liner) tubería de revestimiento
Perforación
convencional
BHA recuperable para
perforación con tubería
de revestimiento
Columna de
perforación
Tubería de
revestimiento
de superficie
Tubería de
revestimiento
intermedia
Colgador para
tubería de
revestimiento
corta
Tubería de
revestimiento
corta
Ensanchador
Barrena
de PDC
Barrena
piloto de PDC
Tubería de
revestimiento
de producción
Zapata de
perforación
> Operaciones de perforación y entubación simultáneas con tuberías de revestimiento cortas (liner) o
sartas de revestimiento completas. Las operaciones de perforación tradicionalmente implicaron el
empleo de barrenas tricónicas o barrenas de cortadores fijos en el extremo de la columna de perforación rotativa (izquierda). Como alternativas a este enfoque estándar, los operadores y las compañías
de servicios desarrollaron y probaron diversos sistemas para perforar pozos con tuberías de revestimiento cortas y tuberías de revestimiento estándar. En la perforación con tubería de revestimiento
corta se utiliza suficiente tubería como para entubar el agujero descubierto y se omite la porción superior de la sarta de revestimiento (centro, a la izquierda). El arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus
siglas en inglés) se baja con la columna de perforación convencional hasta la profundidad objetivo y
soporta las cargas de perforación principales. Un colgador para tubería de revestimiento corta o
empacador conecta la columna de perforación con la tubería de revestimiento corta. El BHA puede
recuperarse sólo una vez finalizado el pozo. Si se produce una falla del BHA, se debe extraer toda la
columna de perforación y la tubería de revestimiento corta. La posición del colgador para la tubería de
revestimiento corta dentro de la sarta de revestimiento previa limita la profundidad de perforación
máxima. Una sarta de revestimiento completa con una barrena perforable no recuperable (centro, a la
derecha) o un BHA para perforación recuperable (derecha) provee funcionalidad y flexibilidad adicionales. El BHA recuperable puede desplegarse y recuperarse con tubería articulada más pequeña,
tubería flexible o cable de acero sin necesidad de bajar y extraer del pozo la tubería de revestimiento.
Oilfield Review
En la década de 1960, Brown Oil Tools, ahora
Baker Oil Tools, patentó un sistema relativamente avanzado para perforar pozos con tubería
de revestimiento, que incluía barrenas piloto
recuperables, ensanchadores para agrandar el
pozo y motores de fondo. No obstante, las bajas
ROPs, comparadas con la perforación rotativa
convencional, restringieron la aplicación comercial de este sistema.2
Las actividades de investigación y desarrollo
continuaron desarrollándose a un ritmo lento
hasta fines de la década de 1980, en que la coyuntura y las condiciones del mercado despertaron un
renovado interés en las operaciones de perforación con tubería convencional, tubería flexible y
otras técnicas de perforación de pozos de diámetro
reducido. Aproximadamente en la misma época,
Amoco, ahora BP, documentó una exitosa operación de perforación y extracción de núcleos utilizando equipos y tubulares para trabajos mineros.
En la década de 1990, los operadores comenzaron
a utilizar tuberías de revestimiento cortas con el
fin de perforar intervalos agotados desde formaciones normalmente presurizadas.
Este método evitaba problemas tales como
inestabilidad y ensanchamiento del pozo, pérdida
de circulación y control del pozo, de los que estaban plagadas las operaciones de perforación
convencionales. Mobil, ahora ExxonMobil, utilizaba tuberías de revestimiento cortas con el fin de
perforar los yacimientos de caliza extremadamente agotados del Campo Arun, en Sumatra del
Norte, Indonesia, partiendo de zonas de transición
de presión más alta.3 Amoco también utilizó esta
técnica para perforar los pozos del Campo Valhall,
situado en el sector noruego del Mar del Norte.4
En el año 2001, BP y Tesco reportaron una
operación exitosa en la que se utilizó tubería de
revestimiento para perforar los intervalos correspondientes a las tuberías de revestimiento de
superficie y de producción en 15 pozos de gas del
área de Wamsutter, en Wyoming, EUA. La profundidad de estos pozos oscilaba entre 2,499 y
2,896 m [8,200 y 9,500 pies].5 Aproximadamente
en la misma época, Shell Exploration and
Production Company mejoró notablemente el
desempeño de las operaciones de perforación en
el sur de Texas perforando pozos en condiciones
de bajo balance con tubería de revestimiento, lo
que le permitió obtener una reducción de costos
del orden del 30%.6
Hasta la fecha, los operadores han perforado
más de 2,000 secciones de pozo utilizando
tuberías de revestimiento. Más de 1,020 de estos
intervalos implicaron la perforación de pozos
verticales con tubería de revestimiento y barrenas no recuperables, unos 620 fueron perforados
utilizando tuberías de revestimiento cortas, más
de 400 utilizaron un BHA recuperable para
perforar pozos verticales y aproximadamente 12
emplearon un BHA recuperable para perforar
pozos direccionales. Todas estas aplicaciones
iniciales contribuyeron a la evolución de la técnica de entubación durante la perforación que
dejó de ser una tecnología nueva de confiabilidad
no comprobada para convertirse en una solución
práctica que permite reducir los costos, aumentar la eficiencia de la perforación y minimizar el
tiempo del equipo de perforación.
1. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith
R y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no.
3 (Invierno de 2001/2002): 38–63.
2. Hahn D, Van Gestel W, Fröhlich N y Stewart G:
“Simultaneous Drill and Case Technology—Case
Histories, Status and Options for Further Development,”
artículo de las IADC/SPE 59126, presentado en la
Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva
Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.
3. Sinor LA, Tybero P, Eide O y Wenande BC: “Rotary
Liner Drilling for Depleted Reservoirs,” artículo de las
IADC/SPE 39399, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 3 al 6 de marzo
de 1998.
4. Tessari RM y Madell G: “Casing Drilling—A Revolutionary
Approach to Reducing Well Costs,” artículo de las
SPE/IADC 52789, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 9 al 11 de
marzo de 1999.
5. Shepard SF, Reiley RH y Warren TM: “Casing Drilling:
An Emerging Technology,” artículo de las IADC/SPE
67731, presentado en la Conferencia de Perforación de
las IADC/SPE, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo
de 2001.
6. Gordon D, Billa R, Weissman M y Hou F: “Underbalanced
Drilling with Casing Evolution in the South Texas
Vicksburg,” artículo de la SPE 84173, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.
Otoño de 2005
Un nuevo enfoque
Algunos operadores ahora consideran a esta
tecnología como una solución potencial en una
diversidad de aplicaciones comerciales, que
incluyen desde la perforación de pozos completos en tierra hasta la perforación de sólo uno o
dos tramos de pozo, en los pozos marinos que
requieren sartas de revestimiento múltiples.7 Los
perforadores clasifican los sistemas de fondo de
pozo que se utilizan para perforar con tubería de
revestimiento como no recuperables o recuperables. Un arreglo no recuperable, o fijo, puede
ser utilizado para perforar pozos con tuberías de
revestimiento cortas o con sartas de revestimiento completas.
En ciertas aplicaciones se han utilizado barrenas rotativas convencionales que se dejan en
el pozo después de alcanzar la TD. La barrena
puede permanecer en la tubería de revestimiento y cementarse en su lugar o puede soltarse y
dejarse caer en el fondo del pozo para posibilitar
la adquisición de registros. Las barrenas
perforables, como la barrena Weatherford Tipo II
o DrillShoe Tipo III o EZ Case de Baker Hughes,
poseen estructuras de corte externas para perforar pero pueden ser removidas mediante fresado.
Estas zapatas de la tubería de revestimiento
especialmente diseñadas permiten la perforación y terminación de las secciones de pozo
subsiguientes.
Un sistema recuperable permite que la barrena y el BHA sean desplegados inicialmente y se
reemplacen sin necesidad de bajar y extraer la
tubería de revestimiento del pozo.8 Esta opción
es la única alternativa práctica en lo que respecta a los pozos direccionales debido a la necesidad
de recuperar los costosos componentes del BHA,
tales como los motores de fondo, los sistemas
rotativos direccionales o las herramientas de
adquisición de mediciones durante la perforación y de adquisición de registros durante la
perforación (MWD y LWD, por sus siglas en inglés
respectivamente). Un sistema recuperable con
cable facilita el reemplazo de los equipos que
fallan antes de alcanzar la TD y permite un
acceso rápido y eficaz desde el punto de vista de
sus costos para registrar, evaluar y probar las
formaciones.
Existen varios proveedores de servicios comprometidos con el desarrollo de herramientas,
técnicas y equipos para perforar pozos con tubería de revestimiento. Tesco, por ejemplo, ofrece
los servicios de Casing Drilling® que comprenden equipos de perforación construidos con fines
específicos, equipos de superficie y herramientas
de fondo de pozo para aplicaciones en tierra
firme.
Para facilitar el uso de la tubería de revestimiento para operaciones de perforación, Tesco
diseñó equipos de superficie y sistemas de fondo
de pozo confiables y robustos que se fijan y
desenganchan de la tubería de revestimiento en
7. Hossain MM y Amro MM: “Prospects of Casing While
Drilling and the Factors to Be Considered During Drilling
Operations in Arabian Region,” artículo de las IADC/SPE
87987, presentado en la Conferencia y Exhibición de
Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico
Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de
septiembre de 2004.
8. Warren T, Tessari R y Houtchens B: “Casing Drilling with
Retrievable Drilling Assemblies,” artículo OTC 16564,
presentado en la Conferencia de Tecnología Marina,
Houston, 3 al 6 de mayo de 2004.
49
forma eficaz y efectiva. Un arreglo de perforación
operado con cable se encuentra típicamente suspendido en un niple con un perfil característico,
cerca del extremo inferior de una sarta de revestimiento. El sistema Casing Drilling de Tesco utiliza
un Drill Lock Assembly (DLA) para anclar y sellar
el BHA dentro de la tubería de revestimiento
(abajo).9
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
hasta la
superficie
8 uniones
de tubería de
revestimiento
de 75⁄8 pulgadas
Cada componente del BHA debe pasar a
través de la sarta de revestimiento que se utiliza
para la perforación, incluyendo un ensanchador,
o un dispositivo que agranda el pozo, con patines
retráctiles. Una barrena piloto inicia la perforación de un pozo pequeño que luego es ensanchado
por las aletas de los patines del ensanchador expandidas. Los perforadores comúnmente utilizan
Drill Lock
Assembly (DLA)
Estabilizadores
en tándem en el
interior de la
tubería de
revestimiento
Zapata de
la tubería de
revestimiento
Unión espaciadora
del lastrabarrenas
(portamechas), o
adaptador flotante
Ensanchador de
61⁄8 pulgadas a
87⁄8 pulgadas
Estabilizadores
en tándem del
agujero piloto
externos
Barrena piloto de
PDC de 61⁄8 pulgadas
> Perforación de pozos verticales con tubería de revestimiento. El BHA recuperable para la
perforación de pozos verticales incluye una barrena pequeña que perfora un pozo guía o
piloto (izquierda). Un ensanchador con patines de aletas expansibles y retráctiles ensancha
este pozo inicial para admitir el diámetro completo de la tubería de revestimiento que se está
utilizando. Los estabilizadores situados entre la barrena piloto y el ensanchador mantienen
la inclinación del pozo. Los estabilizadores superiores, ubicados dentro de la tubería de revestimiento, reducen las vibraciones del BHA y protegen el Drill Lock Assembly (DLA), lo que
provee una conexión de tipo axial y torsional con la tubería de revestimiento (derecha). El
DLA de Tesco se cierra herméticamente contra la tubería de revestimiento para dirigir el
fluido de perforación a través de la barrena. Además, permite que el fluido esquive el BHA
durante el despliegue y la recuperación del cable. Se puede incluir un motor de desplazamiento positivo (PDM, por sus siglas en inglés) o un sistema rotativo direccional (RSS, por sus
siglas en inglés), lastrabarrenas pesados, sistemas de adquisición de mediciones durante la
perforación (MWD, por sus siglas en inglés) o herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés), que no se muestran en esta gráfica. El
DLA se baja con cable y se coloca en un niple con un perfil característico, cerca del extremo inferior de la tubería de revestimiento. El BHA se posiciona en la última unión de la tubería de revestimiento, de manera que todos los componentes que se encuentran por debajo
del estabilizador en tándem se extienden hacia el interior del agujero descubierto por debajo
de la tubería de revestimiento.
50
una barrena piloto de 61⁄8 pulgadas o de 61⁄4 pulgadas y un ensanchador que se expande hasta alcanzar 87⁄8 pulgadas cuando perforan con tubería
de revestimiento de 7 pulgadas. El ensanchador
puede estar ubicado inmediatamente arriba de la
barrena, en el exterior de la tubería de revestimiento, o por encima de otros componentes del
BHA en el agujero piloto. Una unidad de impulsión superior hace rotar la tubería de revestimiento y aplica esfuerzo de torsión para efectuar
las conexiones de los tubulares.
El sistema Casing Drive System de conexión
rápida de Tesco, que es operado por el sistema de
control hidráulico del sistema de impulsión superior, acelera el manipuleo de la tubería y previene
el daño de las roscas de la tubería de revestimiento, eliminando un ciclo de conexiones y
desconexiones en las uniones de los tubulares
(próxima página, arriba).10 Un arreglo de cuñas
sujeta el exterior o bien el interior de la tubería
de revestimiento, dependiendo del tamaño de la
tubería, y la fija al sistema de impulsión superior
sin conexiones roscadas. Un arreglo interno de
tipo cangrejo provee un sello de fluido en el
interior de la tubería.
En un principio, las operaciones de perforación con tubería de revestimiento se realizaban
en tierra firme, en pozos verticales, para evitar la
complejidad adicional que conllevan las operaciones en áreas marinas. Como resultado, la
perforación de pozos verticales con tubería de
revestimiento avanzó hasta tal punto que logró
equiparar, en forma rutinaria, la eficacia de las
operaciones con sartas de perforación convencionales. Tesco Corporation y ConocoPhillips han
perforado más de 100 de estos pozos verticales en
el sur de Texas.
Un campo de pruebas en el sur de Texas
ConocoPhillips implementó un programa de
perforación de pozos de relleno en el año 1997
para aumentar la producción y la recuperación
provenientes de las areniscas Wilcox geopresionadas, del área Lobo en el sur de Texas. Los
operadores descubrieron gas natural en estas
areniscas de baja permeabilidad, o compactas,
9. Warren TM, Angman P y Houtchens B: “Casing Drilling
Application Design Considerations,” artículo de las
IADC/SPE 59179, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25
de febrero de 2000.
Shepard et al, referencia 5.
Warren T, Houtchens B y Madell G: “Directional Drilling
with Casing,” artículo de las SPE/IADC 79914, presentado
en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,
Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.
10. Warren T, Johns R y Zipse D: “Improved Casing Running
Process,” artículo de las SPE/IADC 92579, presentado en
la Conferencia y Exhibición de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
Oilfield Review
situadas cerca del límite entre EUA y México en
la década de 1960, pero la limitada productividad
de los pozos, los bajos precios del gas, y la inadecuada capacidad de transporte por líneas de
conducción hicieron que su desarrollo comercial
resultara antieconómico.
Entre 1979 y mediados de la década de 1990,
los incentivos tributarios otorgados por los
Estados Unidos para el desarrollo de yacimientos
gasíferos compactos, los avances registrados en
materia de estimulación por fracturamiento
hidráulico, la construcción de nuevas líneas de
conducción y el aumento de los precios del gas
condujeron a la perforación de más de 1,000
pozos. Desde 1997, ConocoPhillips perforó otros
900 pozos, cuya profundidad oscila entre 2,286 y
3,962 m [7,500 y 13,000 pies], para recuperar
reservas de gas adicionales en esta área.
La mayor parte de estos pozos fueron perforados en una sola operación con sarta de perforación convencional y barrenas de cortadores fijos
de un compuesto policristalino de diamante (PDC,
por sus siglas en inglés). A pesar de la amplia
experiencia adquirida en esta área madura, la
eficiencia de la perforación alcanzó su punto
máximo en el año 2001 luego de perforar unos 600
pozos. El tiempo inactivo del equipo de perforación representaba menos de un 10% del tiempo
total necesario para perforar un pozo del área
Lobo, de modo que se requería un nuevo enfoque
para reducir aún más los costos de construcción
de pozos.
En el año 2001, ConocoPhillips comenzó a reevaluar las prácticas de construcción de pozos
con el fin de aumentar la eficiencia de la
perforación lo suficiente como para lograr que la
explotación de los yacimientos más pequeños del
área Lobo, con menos de 28.3 millones de m3
[31,000 millones de pies3] de gas recuperable,
resultara económica. Esto permitiría continuar
con la actividad de desarrollo durante varios
años, en esta área intensamente fallada y
compartimentalizada.
Si bien los intervalos de superficie, intermedios y de producción pudieron perforarse en
forma convencional, los problemas de fondo de
pozo asociados con la perforación y el tiempo
inactivo del equipo de perforación, cerca de la
TD de cada sección de la tubería de revestimiento, seguían obstaculizando el desempeño.
Los problemas de pérdida de circulación, atascamiento de las tuberías e imposibilidad de bajar
la tubería de revestimiento hasta la TD eran
comunes en los pozos del área Lobo y en el período 2000–2001, dieron cuenta de aproximadamente un 75% del tiempo insumido en la resolución
de problemas (derecha).
Otoño de 2005
Durante las operaciones de perforación convencionales, a menudo debía hacerse circular
fluido o lodo adicional para reacondicionar el
pozo y encarar problemas tales como pérdida de
circulación, formaciones proclives al derrumbe y
colapsos de pozos en intervalos agotados. Otros
problemas observados fueron el influjo de gas en
las profundidades de la tubería de revestimiento
intermedia y a lo largo de las zonas productivas,
y el atascamiento de las tuberías durante la per-
Conexión de 65⁄8
pulgadas con la unidad
de impulsión superior
Accionador hidráulico
3 m [10 pies]
Arpón axial y torsional
Copa del empacador
Guía de dirección
de la tubería de
revestimiento
> Equipo de superficie para entubar el pozo durante la perforación. El sistema Casing Drive System de
Tesco consta de un arreglo de cuñas de conexión rápida que sujeta el exterior (izquierda) o bien el interior (centro) de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería. Por otro lado, fija
la tubería de revestimiento en el sistema de impulsión superior (topdrive) sin conexiones roscadas para
evitar que se dañen las roscas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el interior de la tubería. El sistema Casing Drive System es operado por un sistema de impulsión superior
suspendido desde el aparejo de la torre de perforación, de manera que todo el mecanismo rotativo del
equipo de impulsión superior queda libre para desplazarse en dirección ascendente y descendente
(derecha). El sistema de impulsión superior difiere radicalmente de la mesa rotativa del piso del equipo
de perforación convencional y del método del vástago de perforación que consiste en hacer girar la
columna de perforación, porque permite que la perforación se lleve a cabo con tiros triples, en lugar
de utilizar tiros simples de tuberías. Además permite que los perforadores conecten rápidamente los
sistemas de bombeo de los equipos de perforación o el mecanismo de impulsión rotativo mientras se
manipula la tubería, lo que minimiza tanto la frecuencia de atascamiento de las tuberías como el costo
por incidente.
2001
2000
8%
34%
8%
3%
3%
3%
Atascamiento
de la tubería
Atascamiento
de la tubería
Control del pozo
Pérdida de
circulación
Cementación
Pérdida de
circulación
7%
4%
4%
37%
Atascamiento
de la tubería
Pérdida de
circulación
Fluidos
Control direccional
3%
38%
Mecánico
Armado de la tubería
de revestimiento
39%
9%
> Tiempo no productivo insumido en la resolución de problemas correspondiente a los pozos perforados
en forma convencional en el área Lobo, en el sur de Texas. Se observó que la pérdida de circulación y
el atascamiento de la tubería fueron las causas fundamentales de los problemas que se presentaron
durante la perforación de los pozos del Campo Lobo con columna de perforación convencional. Durante
los años 2000 y 2001, estos dos problemas representaron el 72% y 76% del tiempo insumido en la resolución de problemas, respectivamente. El control de pozos y la imposibilidad de bajar exitosamente la
tubería de revestimiento hasta la profundidad total (TD, por sus siglas en inglés) también fueron significativos en éstos y otros años.
51
Velocidad de penetración
(ROP, por sus siglas en inglés), pies/día
1,400
1,200
1,000
Velocidad de
800 penetración promedio
600
de la perforación
convencional
400
200
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
00
75
8,7
50
8,4
03
8,1
73
6,9
11
7,8
97
8,9
18
8,7
20
7,3
25
6,2
05
6,7
23
6
20
5
7,1
4
8,6
3
26
8,1
80
6,8
78
2
6,8
1
8,0
0
Orden de los pozos del Campo Lobo perforados mediante el empleo
de tubería de revestimiento, con total de pies perforados
> Mejoras en la eficacia de la técnica de entubación durante la perforación. La velocidad de penetración de la perforación (ROP, por sus siglas en inglés) mejoró notablemente durante el desarrollo de las operaciones iniciales de perforación de pozos
verticales con tubería de revestimiento, en el área Lobo del sur de Texas. Hacia fines
de la Fase 1—un programa piloto de cinco pozos—el desempeño de la técnica de
entubación durante la perforación se equiparó con el de las operaciones convencionales con columna de perforación. El Pozo 7 incluyó 215 m [705 pies] de agujero perforado direccionalmente con tubería de revestimiento y un motor de fondo. El Pozo 8
incluyó una sección de 275 m [902 pies] perforada direccionalmente con columna de
perforación y lastrabarrenas pesados.
foración o la bajada de la tubería de revestimiento. En consecuencia, los incidentes de control de
pozos constituyeron una de las principales preocupaciones. ConocoPhillips identificó la entubación durante la perforación como una tecnología
que podría resolver estos problemas y mejorar la
eficiencia de la perforación.11
Muchos incidentes de control de pozos y
reventones se producen durante la manipulación
de la tubería. La utilización de la tubería de revestimiento para perforar pozos ayuda a evitar
estos episodios inesperados, peligrosos y potencialmente costosos. La técnica de perforación
con tubería de revestimiento minimiza o elimina
la manipulación de la tubería y deja la tubería de
revestimiento en el fondo del pozo; la mejor
posición para eliminar un influjo por circulación.
Ésta es una ventaja importante, que se percibirá
52
especialmente a medida que esta técnica se emplee en más aplicaciones bajo condiciones de
subsuelo cada vez más complejas.
La primera fase de la evaluación de las operaciones de perforación con tubería de revestimiento
implicó un programa piloto de cinco pozos. Habiéndose iniciado a fines del año 2001 y continuando a
lo largo del año 2002, ConocoPhillips decidió prorrogar este programa para determinar si la técnica
de entubación durante la perforación podía competir con la perforación convencional en todo el
área Lobo. Esta segunda fase demostró que la
perforación con tubería de revestimiento mitiga el
tiempo inactivo del equipo de perforación relacionado con las formaciones, que se asocia con las
operaciones convencionales.
El tiempo inactivo en los 11 pozos siguientes
perforados con tubería de revestimiento fue ge-
nerado fundamentalmente por problemas mecánicos y problemas relacionados con los aspectos
operacionales del equipo de perforación; no se
registró virtualmente ningún incidente de atascamiento de tuberías o pérdida de circulación.
Además, muchos de los problemas mecánicos y
operacionales se redujeron o se eliminaron. Durante las primeras dos fases de este programa, el
desempeño de los sistemas Casing Drilling® de
Tesco mejoró en forma sostenida, logrando equiparar la ROP diaria promedio de las operaciones
convencionales en el quinto pozo y superándola
finalmente (izquierda).
Las secciones de tubería de revestimiento de
superficie de los pozos del programa Lobo fueron
perforadas con tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, utilizando una barrera piloto PDC de 81⁄2 pulgadas y un ensanchador de 121⁄4 pulgadas en un
BHA recuperable. ConocoPhillips perforó este
intervalo en una carrera para todos los pozos y la
recuperación del BHA con cable planteó pocos
problemas. Los tiempos de perforación, o rotación,
reales con la tubería de revestimiento fueron levemente superiores a los de las operaciones convencionales con columna de perforación y una
barrena rotativa de 121⁄4 pulgadas.
Estas secciones de 152 m [500 pies] fueron
terminadas—perforadas, entubadas y cementadas—aproximadamente en el mismo tiempo que
los pozos iniciales perforados en forma convencional. El cemento en el interior de la tubería de
revestimiento de 95⁄8 pulgadas se re-perforó con
tubería de revestimiento de 7 pulgadas utilizando
una barrena de PDC de 61⁄4 pulgadas y un ensanchador de 81⁄2 pulgadas configurado para fresar y
limpiar el interior de la tubería de revestimiento.
Después de perforar a través del cemento en el
interior de la tubería de revestimiento, penetrando algunos pies de formación por debajo de la
profundidad de la tubería de revestimiento, o la
zapata, este BHA fue recuperado y reemplazado
por otro para perforar un agujero de 87⁄8 pulgadas.
En los primeros pozos, este segundo BHA se
utilizó para perforar hasta una profundidad en la
que las formaciones se volvían más duras, normalmente unos 1,981 m [6,500 pies]. Un tercer
BHA fue utilizado hasta la profundidad de la
tubería de revestimiento de 7 pulgadas. En la
mayoría de los casos, la barrena y el ensanchador
experimentaron poco desgaste en cualquiera de
las dos profundidades. Luego de adquirir más
experiencia, ConocoPhillips comenzó a perforar
esta sección de tubería de revestimiento intermedia entera en una sola carrera.
Oilfield Review
Las secciones de pozo correspondientes a la
tubería de revestimiento de producción, en algunos de los primeros pozos de la Fase 2, fueron
perforadas con la sarta de perforación convencional hasta que se establecieron los procedimientos
para perforar pozos con tubería de revestimiento
de 41⁄2 pulgadas. Las secciones de producción de
los pozos subsiguientes fueron perforadas con
una barrena de PDC de 61⁄4 pulgadas fijada al
extremo de la tubería de revestimiento mediante
un dispositivo de desenganche mecánico. Este
dispositivo también funcionaba como estabilizador portaherramienta, unión espaciadora, reducción entre las conexiones de la tubería de revestimiento y las conexiones de la barrena, y zapata
ensanchadora, después de desenganchar la
barrena (abajo).
Perforación con
tubería de revestimiento
Luego de alcanzar la TD en aquellos pozos en
los que se necesitaba correr registros para efectuar la evaluación de formaciones, se desenganchó la barrena dejando caer una bola. Se retrajo
la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas e
introdujo en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas para permitir la adquisición de registros
con cable en el tramo descubierto. Después de
adquiridos los registros, se emplazó una válvula
flotante de cementación, operada con línea de
acero, en el extremo inferior de la tubería de
revestimiento. Esta válvula permitía el bombeo
de cemento hacia el interior del espacio anular
del pozo pero impedía su contraflujo hacia el
interior de la tubería de revestimiento. Luego se
bajó la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas
hasta la TD y se cementó en su lugar.
Adquisición de registros
en agujero descubierto
Rectificado hasta el fondo
Zapata de
tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
Tubería de
revestimiento de
41⁄2 pulgadas
Estabilizador
Herramientas de
adquisición de
registros con cable
Mecanismo de
desenganche de
la barrena
> Procedimiento para la adquisición de registros después de perforar con tubería
de revestimiento. Una técnica utilizada para correr registros con cable en agujero
descubierto para la evaluación de formaciones, que resultó efectiva en el programa de desarrollo del Campo Lobo, consistió en perforar hasta la TD con tubería de
revestimiento de 41⁄2 pulgadas para luego desenganchar la barrena (izquierda). El
paso siguiente implicó rectificar hasta la zapata de la tubería de revestimiento de
7 pulgadas, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a través
de la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas, como si se tratara de una perforación convencional (centro). Luego bajó la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas
hasta la TD (derecha).
Otoño de 2005
Para los pozos que no requerían registros a
agujero descubierto, se colocó una válvula flotante operada con línea de acero con el fin de
cementar la tubería de revestimiento en su lugar
a través de la barrena. Existen en el mercado
válvulas flotantes de bombeo no perforables para
ciertos tamaños de tuberías, incluyendo las
tuberías de revestimiento de 7 pulgadas, y Tesco
ha desarrollado además equipos flotantes de
bombeo perforables. Estas mejoras en términos
de cementación permiten que la tubería de
revestimiento y las conexiones de superficie del
cabezal de producción del pozo se realicen sin
tener que esperar que fragüe el cemento, lo que
minimiza aún más el tiempo de equipo de
perforación no productivo.
El éxito inicial de esta técnica reforzó la idea
de que las operaciones de perforación con
tubería de revestimiento pueden ejecutarse sin
que se produzcan fallas prematuras de las conexiones de los tubulares. Durante las Fases 1 y
2, se utilizó tubería de revestimiento con roscas
trapezoidales para perforar las secciones de pozo
iniciales e intermedias. Un anillo de torsión,
instalado en cada una de las conexiones de la
tubería de revestimiento, proporcionó un tope de
esfuerzo de torsión y permitió aumentar la
capacidad de torsión del acoplamiento.
Los fabricantes también están desarrollando
nuevas conexiones de tuberías de revestimiento
que pueden tolerar mayores esfuerzos de torsión.
Se utilizó un acoplamiento especial, diseñado por
Grant Prideco, para operaciones de perforación
con tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas.
ConocoPhillips ahora utiliza este acoplamiento
con tubería de revestimiento de 7 pulgadas para
perforar secciones de pozo intermedias. Se siguen
perforando secciones de superficie, utilizando
tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas con
roscas trapezoidales y un anillo de torsión.
La técnica de entubación durante la perforación ha minimizado con éxito el tiempo insumido
en la resolución de problemas de pérdida de
circulación y atascamiento de tuberías. El BHA
recuperable demostró ser extremadamente
confiable durante los procedimientos de bajada y
re-posicionamiento a profundidades de hasta
2,743 m [9,000 pies]. Las preocupaciones existentes en lo que respecta al control de la inclinación del pozo se redujeron gracias al diseño
adecuado del BHA.
11. Fontenot K, Highnote J, Warren T y Houtchens B: “Casing
Drilling Activity Expands in South Texas,” artículo de las
SPE/IADC 79862, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero
de 2003.
53
Tanque de agua
Bombas de lodo
Unidades de
energía hidráulica
Cabina del
perforador
Tanques de lodo
y control de sólidos
Rampa de manipulación
de tuberías automatizada
Generadores
eléctricos
Almacenamiento de
combustibles y lubricación
> Un equipo de perforación más compacto. Los equipos de perforación
Casing Drilling® de Tesco fueron diseñados sobre patines para campos
petroleros estándar, de modo que el equipo de perforación entero puede ser
trasladado en 12 cargas en lugar de las 23 cargas requeridas para los equipos
de perforación convencionales. Los equipos de perforación convencionales
más modernos utilizados en el área de desarrollo del Campo Lobo requieren
aproximadamente 33 camionadas para efectuar un traslado, con un tiempo
de traslado que promedia los 2.2 días. Los nuevos equipos de perforación
pueden ser transportados con camiones con malacate para campos petroleros estándar sin utilizar grúas. El transporte de un equipo de perforación
requiere 12 horas desde que abandona la localización hasta el comienzo de
la perforación del siguiente pozo.
0
1,000
Pozo 16 perforado con tubería de revestimiento
Pozo vecino perforado con sarta de perforación
Profundidad medida, pies
2,000
3,000
4,000
5,000
Pérdida de circulación
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
0
100
200
300
Tiempo, horas
> Tiempo de perforación en función de la profundidad, para operaciones de
perforación convencionales y operaciones de entubación durante la perforación. La ROP para el pozo convencional (azul) fue levemente superior a la
correspondiente a la técnica de entubación durante la perforación (rojo),
pero las operaciones estuvieron colmadas de problemas de pérdida de circulación entre aproximadamente 6,500 pies y la profundidad de la tubería de
revestimiento intermedia; es decir, aproximadamente 9,500 pies.
54
Dos pozos cercanos entre sí del programa del
Campo Lobo ilustraron los beneficios de las operaciones de perforación con tubería de revestimiento. Estos pozos no requirieron registros y
fueron perforados con diferencia de siete meses.
El primer pozo se perforó con un equipo de
perforación convencional que había operado en
el área durante más de cuatro años. El segundo
pozo era el número quince y hasta ese momento
se trataba del pozo perforado con mayor rapidez
utilizando tubería de revestimiento y un equipo
de perforación Casing Drilling® de Tesco. Excluyendo el tiempo de reparación del equipo de
perforación requerido en ambos pozos, el pozo
convencional insumió 300 horas desde el comienzo hasta el momento en que se desenganchó el
equipo de perforación; el pozo perforado con
tubería de revestimiento insumió 247.5 horas; es
decir, se registró una reducción del 17.5% en el
tiempo de perforación (izquierda, abajo).
La ROP correspondiente a las operaciones de
perforación convencionales fue levemente mayor
que la de la técnica de entubación durante la
perforación. No obstante, el pozo perforado con
tubería de revestimiento, sólo experimentó
pérdidas de circulación leves y la perforación
pudo continuar una vez detenidas las pérdidas de
fluido. El tiempo inactivo total, resultante de los
problemas de pérdida de circulación, fue de
menos de una hora. Por el contrario, el pozo convencional estuvo colmado de problemas de
pérdida de fluido entre aproximadamente 1,981 m
[6,500 pies] y la profundidad de la tubería de
revestimiento intermedia, a unos 9,500 pies, y
requirió unas 53 horas adicionales para resolver
cuatro episodios de pérdida de circulación.
Las operaciones de perforación con tubería de
revestimiento incluyeron sólo 66 horas de tiempo
de equipo de perforación no productivo hasta
alcanzar las profundidades de la tubería de revestimiento intermedia y la de producción, frente
a las 113.5 horas de tiempo no productivo del pozo
convencional. Ninguno de los pozos enfrentó
problemas significativos durante las operaciones
de perforación, de modo que esta diferencia
reflejó la eficiencia relativa de estos dos métodos
hasta las profundidades de las tuberías de
revestimiento. No obstante, en el pozo perforado
con tubería de revestimiento, se perdieron 17
horas esperando que fraguara el cemento. A medida que se fue disponiendo de mejores dispositivos
flotantes para todos los tamaños de tuberías de revestimiento, este tiempo inactivo de cementación
también se redujo.
Las ROPs también mejoraron con la experiencia, lo que redujo el tiempo de perforación
en otras 30 horas. Ya se han implementado pruebas para investigar la menor ROP registrada con
Oilfield Review
la tubería de revestimiento, lo que debería ayudar
a los perforadores a aumentar las ROPs de las
tuberías de revestimiento para que igualen o
superen a las de la columna de perforación convencional. La implementación de una solución
efectiva para estos dos problemas permitiría
reducir el tiempo de perforación total en un pozo
de 9,500 pies a aproximadamente 200 horas,
generando una reducción del 33% con respecto a
las 300 horas previas.
En la Fase 3 de este programa, ConocoPhillips
movilizó tres equipos de perforación Casing
Drilling® de Tesco nuevos, construidos específicamente para perforar en el área Lobo (página
anterior, arriba). Estas unidades compactas
incluyen un sistema de impulsión superior que
maneja las cargas más grandes de la torre de perforación y un sistema automatizado de manipulación de las tuberías en la rampa, que transfiere
la tubería de revestimiento al piso del equipo de
perforación. Además, ofrecen mayor eficiencia de
combustible y requieren menos superficie en la
localización del pozo. Los equipos de perforación
Casing Drilling® pequeños y móviles poseen una
profundidad nominal de 4,572 m [15,000 pies] y
fueron diseñados para ejecutar operaciones de
perforación óptimas con tubería de revestimiento,
pero también pueden utilizar sartas de perforación convencionales.
Durante los últimos cinco años, ConocoPhillips
ha perforado más de 350 intervalos y aproximadamente 320,040 m [1,050,000 pies] en 110 pozos,
utilizando sistemas de perforación recuperables
para la entubación. Colectivamente, la experiencia en estos pozos confirmó que la técnica de
entubación durante la perforación podría eliminar o reducir la pérdida de circulación y otros
problemas asociados con zonas agotadas.
Inicialmente, los perforadores preveían que
la pérdida de circulación sería un problema
cuando se utilizara tubería de revestimiento para
perforar debido al aumento de la densidad de
circulación equivalente (ECD, por sus siglas en
inglés). La mayor ECD se produce como resultado de la reducción de la separación anular existente entre la tubería de revestimiento grande y
la pared del pozo, lo que aumenta las pérdidas de
presión por fricción. El mecanismo exacto que
mitiga los problemas de pérdida de circulación
en las operaciones de entubación durante la perforación aún no se conoce claramente pero,
combinado con una mayor ECD, permite el
empleo de lodo de menor densidad, lo que puede
facilitar las operaciones de perforación con aire
y perforación en condiciones de bajo balance.
Pozos direccionales comerciales perforados con tubería de revestimiento
Pozo
Tamaño
Tasa de
Profundidad Distancia Inclinación
de la
incremento
inicial, pies perforada, máxima,
tubería de
pies
grados
angular,
revestimiento,
grados/100 pies
pulgadas
Tipo de aplicación
Tipo
de
BHA
1
9 5/8
339
2,993
4
2
Evitar colisión
PDM
2
9 5/8
370
3,468
4
2
Evitar colisión
PDM
3
7
6,000
705
8
1.5
4
9 5/8
393
2,247
40
3
Incrementar y mantener ángulo PDM
5
9 5/8
393
3,172
17
1.5
Incrementar y mantener ángulo PDM
6
9 5/8
492
1,968
16
1.5
Incrementar y mantener ángulo PDM
7
7
2,115
4,418
16
Perforar sección tangencial
PDM
8
9 5/8
633
2,739
17
2
Vertical e incrementar ángulo
PDM
9
7
4,434
3,427
15
2.5
Perfil en S
PDM
10
7
1,278
4,672
29
2.5
Perfil en S
RSS
11
9 5/8
8,987
1,118
80
1.5 de incremento
1.5 de giro
Incrementar ángulo y girar
PDM
12
7
5,007
2,843
25
3
Perfil en S
RSS y
PDM
Incrementar y mantener ángulo PDM
> Pozos direccionales comerciales perforados con tubería de revestimiento. En su primera aplicación
comercial, se utilizó perforación direccional con tubería de revestimiento para perforar los tramos iniciales hasta 1,016 m [3,332 pies] y 1,170 m [3,838 pies] de profundidad con tubería de revestimiento de
95⁄8 pulgadas para dos pozos marinos; los Pozos 1 y 2, respectivamente. La operación de perforación
comercial con tubería de revestimiento más extensiva se llevó a cabo en México, donde se utilizó tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas para iniciar la desviación e incrementar la inclinación para las
secciones de pozo intermedias en tres pozos—los Pozos 4, 5 y 6—perforados desde una plataforma
de superficie central situada en tierra firme.
Durante las tres fases del proyecto de desarrollo del Campo Lobo y en otras aplicaciones de
la técnica de entubación durante la perforación,
no se produjo ningún episodio de pérdida de
circulación significativo o grave. Incluso en zonas
cercanas a pozos perforados en forma convencional que previamente requerían tapones de cemento múltiples con fines de remediación y tuberías
de revestimiento cortas adicionales y no programadas para alcanzar la TD, se registraron menos
problemas de pérdida de circulación y menos incidentes de atascamiento de las tuberías.12
Esta operación de ConocoPhillips estableció
la confiabilidad de un BHA de perforación recuperable e impulsó potenciales aplicaciones
futuras para la técnica de entubación durante la
perforación. Varios operadores están procurando
encontrar aplicaciones para esta técnica en
áreas en donde los costos de perforación convencionales son elevados. En estas aplicaciones, las
mejoras logradas en términos de eficiencia
operacional producirían un impacto económico
aún más intenso.
El mayor énfasis puesto en el redesarrollo de
activos marinos maduros en los que los pozos de
alto ángulo deben atravesar zonas agotadas,
ofrece una excelente oportunidad para perforar
pozos direccionales con tubería de revestimiento
y lograr ahorros significativos.
Sin embargo, sólo se perforaron direccionalmente unos 10,363 m [34,000 pies] en 12 intervalos
de pozos, utilizando un motor PDM direccional o
un sistema rotativo direccional en un BHA recuperable. Estas operaciones con tubería de revestimiento de 7 pulgadas y 95⁄8 pulgadas demostraron la
viabilidad de la perforación direccional con tubería de revestimiento, pero además resaltaron las
limitaciones de los motores direccionales (arriba).
Motores de fondo direccionales
Las operaciones de perforación con tubería de
revestimiento y motores direccionales en pozos de
prueba y en operaciones de campos petroleros
identificaron tres limitaciones: geometría de los
arreglos de fondo de pozo, desempeño de los motores y prácticas operacionales. En un BHA recuperable para entubación, el motor y la cubierta
acodada se encuentran ubicados por encima del
ensanchador y la barrena piloto para producir la rotación de ambos. Esta configuración permite la perforación por deslizamiento sin hacer rotar la sarta
entera para efectuar las correcciones direccionales.
12. Fontenot et al, referencia 11.
Otoño de 2005
55
Arreglo de motor direccional para columna de perforación
Lastrabarrenas no magnético
Sistema MWD
Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento
Lastrabarrenas no magnético
Sistema MWD
Barrena de PDC
Estabilizador Motor PDM direccional
Ensanchador
Barrena de PDC
Motor PDM direccional
> Geometría de la perforación direccional y puntos de control. En un BHA direccional convencional
para columna de perforación, tres puntos característicos—la barrena, un patín del estabilizador en la
cubierta del motor y un estabilizador situado por encima del motor—definen la geometría para el
incremento angular (extremo superior). Los dos puntos superiores son no cortantes, de modo que la
geometría y la rigidez del BHA obligan a la barrena a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular.
En la perforación direccional con tubería de revestimiento, también tres puntos determinan la tasa de
incremento para un motor direccional pero no están tan definidos como los anteriores y resultan más
difíciles de modificar (extremo inferior). El punto inferior sigue siendo la barrena, pero el segundo punto
no se encuentra ubicado en la cubierta del motor. Se debe utilizar un motor más pequeño que el pozo
para pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo recuperable. En consecuencia, la
cubierta del motor a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabilizador rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funciona
como segundo punto de control. El control direccional puede verse afectado porque la barrena se
encuentra más alejada del punto de control superior.
En consecuencia, la geometría del BHA para el
control direccional con motores direccionales y
tubería de revestimiento difiere de un BHA convencional para columna de perforación (arriba).13
Además, los sistemas de perforación para
perforar pozos direccionales con tubería de
revestimiento deben pasar a través de la tubería
de revestimiento, de manera que el BHA y el
motor PDM son de menor diámetro que el pozo.
Esto limita el ángulo de curvatura del motor. El
patín de contacto de la cubierta del motor a
menudo no toca la pared del pozo. En cambio, se
incorpora un estabilizador de pozo piloto por
debajo de las aletas del ensanchador para
proveer control direccional y garantizar una
trayectoria de pozo suave.
Los motores y componentes de menor tamaño
también aumentan la flexibilidad del BHA, de
modo que resulta más difícil mantener el control
direccional. El arreglo entero se inclina formando un ángulo más grande en el pozo y tiene
tendencia a aumentar el ángulo de inclinación, lo
que dificulta aún más la reducción del ángulo del
pozo. El agregado de un estabilizador expansible
o de un ensanchador con patines de estabilizador
no cortantes por encima del motor reduce las
tasas de incremento de la rotación y provee la capacidad de reducir el ángulo de inclinación por
deslizamiento, pero esto aumenta la complejidad
del BHA.
56
Otra ineficacia surge cuando el esfuerzo de
torsión del motor PDM alcanza niveles más altos
y la presión de circulación aumenta, estirando la
sarta de perforación. Dado que la barrena está
sobre el fondo y la tubería de revestimiento no
puede desplazarse hacia abajo, aumenta tanto el
peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en
inglés) como el esfuerzo de torsión del motor
rotacional requerido, lo que exacerba aún más el
incremento de la presión de circulación.14
Este efecto es cíclico y hace que los motores
reduzcan la velocidad y se detengan o se atasquen. El problema se agrava con la tubería de
revestimiento, que tiende a alargarse más bajo
presión interna que la columna de perforación
convencional. Para un incremento de presión
interna dado, el WOB adicional para una tubería
de revestimiento de 7 pulgadas es aproximadamente seis veces mayor que para una sarta de
perforación de 31⁄2 pulgadas con el mismo tamaño
de motor.
En los pozos más profundos y bajo condiciones
de alta fricción del pozo, el incremento del peso
sobre la barrena puede resultar difícil de detectar
en la superficie. Como resultado, es posible que
un motor PDM se atasque antes de que los perforadores puedan adoptar medidas correctivas. La
consecuencia es que los motores más pequeños y
de menor potencia que se requieren para las
operaciones de entubación durante la perforación quizás deban funcionar con valores de
esfuerzo de torsión y presión subóptimos para
compensar los cambios abruptos producidos en el
peso sobre la barrena.
El problema principal con los motores de
menor tamaño es una relativa falta de potencia,
en comparación con las versiones más grandes. La
selección del motor más adecuado para ejecutar
operaciones de perforación direccional es crucial,
particularmente para tuberías de revestimiento
de 7 pulgadas y de menor tamaño. Los motores de
baja velocidad que proveen mayor par-motor útil
(torque) en respuesta al incremento de la presión
son más fáciles de operar. Una barrena con estructuras de corte menos agresivas que no realizan
incisiones tan profundas dentro de la formación
también mejora el desempeño del motor. No
obstante, todos estos factores reducen la eficiencia de la perforación y las ROPs.
Para tuberías de revestimiento de más de 95⁄8 pulgadas, las necesidades de potencia del motor son
menos cruciales porque pueden utilizarse
motores más grandes que el pozo. En ciertos
casos, puede resultar ventajoso utilizar motores
diseñados específicamente para perforación
direccional con tubería de revestimiento, que
proveen alto par-motor a una presión de bombeo
relativamente baja.
Oilfield Review
Otoño de 2005
Gráfica horizontal
Gráfica vertical
0
400
Desviación norte-sur, pies
1,000
2,000
Profundidad vertical verdadera (TVD), pies
La recuperación luego de un atascamiento del
motor y la reorientación del BHA requieren menos
tiempo con la tubería de revestimiento porque
ésta es más rígida que la columna de perforación.
La tubería de revestimiento no se tuerce demasiado entre la superficie y un motor PDM, de manera
que no existe necesidad de darle movimiento
alternativo para relajar este esfuerzo de torsión
acumulado. Se pone peso sobre la barrena y se
aplica el freno sin bajar la tubería de revestimiento. Luego se levanta levemente el BHA y se lo
hace rotar en la orientación deseada. Si un motor
se atasca, se reduce la velocidad de bombeo y se
levanta la sarta para volver a ponerlo en marcha,
normalmente sin tener que reajustar su ángulo de
curvatura.
Si la fricción del pozo hace que la tubería de
revestimiento se cuelgue, el balanceo o la
rotación manual o automática de la sarta hacia
adelante y hacia atrás sin cambiar la orientación
del BHA, ayuda a controlar los cambios abruptos
en el WOB en el modo de deslizamiento. Esto permite que el motor funcione en forma más consistente y mejora el desempeño de la perforación
sin afectar el control direccional.15
Las limitaciones del motor PDM y los beneficios potenciales del empleo de la tecnología rotativa direccional se pusieron de manifiesto en las
operaciones de perforación con tubería de revestimiento llevadas a cabo en el sur de Texas.
ConocoPhillips perforó dos pozos en el área Lobo,
utilizando un BHA recuperable con un motor
PDM para el control de la inclinación vertical.
Otros dos pozos del área Lobo fueron perforados
en forma direccional con tubería de revestimiento, utilizando motores direccionales en un BHA
recuperable.
El Pozo 83 del área Lobo incluyó un intervalo
que fue perforado direccionalmente con tubería
de revestimiento de 7 pulgadas debido a la presencia de una obstrucción en la superficie. La
trayectoria en forma de S planificada requirió
que se incrementara la inclinación hasta aproximadamente 15° y que luego se redujera el ángulo
hasta alcanzar una posición casi vertical después
de lograr suficiente desplazamiento lateral como
para llegar al objetivo del subsuelo (derecha).16
Este pozo fue perforado en sentido vertical
hasta el punto de comienzo de la desviación, situado a 1,351 m [4,434 pies], donde el arreglo de
perforación recto fue recuperado con cable, siendo reemplazado por un BHA direccional que
incluía un motor PDM de 43⁄4 pulgadas. Las operaciones de perforación requirieron procedimientos
de perforación por deslizamiento intermitentes
desde el punto de comienzo de la desviación
hasta los 1,465 m [4,808 pies] para incrementar el
ángulo y establecer la dirección deseada.
3,000
300
200
100
4,000
0
-300
-200
-100
0
Desviación este-oeste, pies
5,000
6,000
7,000
8,000
0
1,000
2,000
Desplazamiento horizontal, pies
> Gráficas de la trayectoria vertical y horizontal del Pozo 83 del área Lobo. Para sortear una obstrucción en la superficie, el Pozo 83 situado en el área Lobo fue perforado con una trayectoria en
forma de S. Este pozo se perforó en sentido vertical hasta el punto de comienzo de la desviación a
4,434 pies, antes de incrementar la inclinación hasta aproximadamente 15° para luego reducir el
ángulo hasta alcanzar una inclinación casi vertical después de lograr aproximadamente 500 pies de
desplazamiento lateral.
13. Warren T y Lesso B: “Casing Directional Drilling,”
artículo de las AADE-05-NTCE-48, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la
Asociación Americana de Ingenieros de Perforación
(AADE), Houston, 5 al 7 de abril de 2005.
Warren T y Lesso B: “Casing Drilling Directional Wells,”
artículo de la OTC 17453, presentado en la Conferencia
de Tecnología Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.
14. Warren et al, referencia 9.
15. Maidla E, Haci M, Jones S, Cluchey M, Alexander M y
Warren T: “Field Proof of the New Sliding Technology for
Directional Drilling,” artículo de las SPE/IADC 92558, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de
las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
Plácido JCR, Medeiros F, Lucena H, Medeiros JCM,
Costa VASR, Silva PRC, Gravina CC, Alves R y Warren T:
“Casing Drilling—Experience in Brazil,” artículo de la
OTC 17141, presentado en la Conferencia de Tecnología
Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.
16. Strickler R, Mushovic T, Warren T y Lesso B: “Casing
Directional Drilling Using a Rotary Steerable System,”
artículo de las SPE/IADC 92195, presentado en la
Conferencia y Exhibición de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
57
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
hasta la
superficie
Dispositivo de vigilancia
de las vibraciones
Drill Lock
Assembly (DLA)
Sistema MWD
Estabilizadores en
tándem en el interior
de la tubería de
revestimiento
Zapata de la
tubería de
revestimiento
Unión espaciadora
del lastrabarrenas, o
adaptador flotante
Lastrabarrenas
no magnético
Motor direccional de
43⁄4 o 51⁄2 pulgadas con
cubierta acodada de 1.5º
Ensanchador de
61⁄4 pulgadas a
87⁄8 pulgadas
Barrena piloto de
PDC de 61⁄4 pulgadas
> Arreglo de fondo de pozo recuperable del Pozo 83 situado en el área
Lobo, para un motor de fondo direccional. El BHA para perforar un intervalo direccional con tubería de revestimiento de 7 pulgadas en el Pozo 83
del área Lobo incluyó el emplazamiento de estabilizadores en tándem en
el interior de la tubería de revestimiento para reducir las vibraciones y el
desgaste en el DLA; un lastrabarrenas no magnético; un monitor de vibraciones; un sistema MWD; una unión espaciadora, o adaptador flotante; y
un motor de 43⁄4 pulgadas con una cubierta acodada de 1.5°. El arreglo
terminaba con un ensanchador que se abre hasta 87⁄8 pulgadas y una
barrena piloto de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus
siglas en inglés) de 61⁄4 pulgadas.
Presión de bombeo, lpc
2,400
Atascamiento del motor
2,200
2,000
1,800
1,600
1,400
Presión de descarga del motor
1,200
0
1
2
3
4
5
Tiempo, horas
> Desempeño del motor de fondo en el Pozo 83, situado en el área Lobo. La perforación en modo de
deslizamiento, sin rotación completa de la sarta, produjo frecuentes atascamientos del motor durante
la perforación direccional del Pozo 83, utilizando tubería de revestimiento con un motor direccional.
58
6
El motor direccional de 43⁄4 pulgadas funcionó
solamente a lo largo de 47 m [154 pies] para ser
reemplazado por un motor de 51⁄2 pulgadas que
generaba mayor esfuerzo de torsión a presiones y
velocidades más bajas (izquierda, arriba).
Cuando el ángulo del pozo alcanzó aproximadamente 10°, el pozo fue perforado en modo
de rotación, lo que incrementó el ángulo de inclinación hasta 15°. La inclinación del pozo pudo
ser incrementada fácilmente pero para la reducción angular fue necesario operar continuamente en modo de deslizamiento. La perforación
por deslizamiento fue reiniciada a una profundidad de 1,717 m [5,634 pies] para llevar nuevamente la trayectoria más cerca de la vertical.
Incluso luego de adoptar el motor PDM más
grande, se produjo un número significativo de
atascamientos que requirieron que el motor se
hiciera funcionar a velocidades y cargas de
torsión más reducidas durante el deslizamiento
(izquierda, abajo).
La recuperación luego de los atascamientos
del motor durante la perforación con tubería de
revestimiento fue más rápida que con la columna
de perforación. La tubería de revestimiento era
suficientemente rígida, de modo que no fue necesaria su reorientación. La barrena simplemente
se levantó para volver a poner en marcha el motor
y luego se bajó nuevamente hasta el fondo para
seguir perforando. La perforación en modo de
deslizamiento sin la rotación completa de la sarta
redujo significativamente la ROP, lo que confirmó
las limitaciones del motor PDM reportadas en
otros pozos.17
Una vez que la inclinación del pozo volvió a
alcanzar 10°, se extrajo el arreglo de motor direccional siendo reemplazado por un BHA rotativo.
Este BHA pendular fue configurado con el ensanchador ubicado inmediatamente fuera de la
tubería de revestimiento y la porción correspondiente al control direccional en el pozo piloto.
Perforar con este arreglo permitió reducir el
ángulo del pozo de 10° a menos de 2° de inclinación, valor que se mantuvo hasta que se extrajo el
arreglo a una profundidad de 2,396 m [7,861 pies]
(próxima página).
La ROP fue sustancialmente superior
durante la perforación rotativa, aún cuando se
limitara el peso sobre la barrena para garantizar
que la inclinación del pozo se redujera según las
necesidades. Un dispositivo de vigilancia de las
vibraciones de fondo de pozo registró una gran
vibración lateral durante la perforación con este
arreglo; sin embargo, se produjeron relativamente pocos atascamientos del motor durante
la perforación en modo rotativo y la ROP mejoró
significativamente.
Oilfield Review
Sistemas rotativos direccionales
El éxito obtenido en la reducción de los problemas
de pérdida de circulación durante el desarrollo
del programa de perforación del Campo Lobo
despertó el interés en aplicar la técnica de entubación durante la perforación en áreas marinas,
donde los pozos direccionales constituyen una
necesidad. No obstante, las limitaciones de la perforación direccional con tubería de revestimiento
y motores direccionales planteaban un problema.
La tecnología rotativa direccional, desarrollada
para perforar pozos horizontales y de alcance
extendido, direccionales y de alto ángulo, parecía
una alternativa viable.
En muchos casos, la perforación rotativa con
sistemas rotativos direccionales resulta más eficaz que la utilización de un motor de fondo,
incluso en aplicaciones relacionadas con pozos
verticales. La perforación direccional con tecnología RSS elimina la orientación sin rotación, o
la perforación en el modo de deslizamiento,
17. Warren T, Tessari R y Houtchens B: “Directional Casing
while Drilling,” artículo de la WOCD-0430-01, presentado
en la Conferencia Técnica Mundial de Perforación de
Petróleo con Tubería de Revestimiento, Houston, 30 al 31
de marzo de 2004.
Otoño de 2005
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
a la superficie
6,000
6,200
Drill Lock
Assembly (DLA)
Estabilizadores en
tándem en el interior
de la tubería de
revestimiento
6,400
Profundidad medida (MD), pies
El desempeño direccional de este arreglo
rotativo confirmó que la inclinación del pozo
podía controlarse en un pequeño agujero piloto
incluso con el ensanchador ubicado a una distancia considerable por encima de la porción
activa del BHA. Esta prueba proveyó confiabilidad en cuanto a la utilización de la tecnología
RSS para perforar pozos con tubería de revestimiento. No obstante, actualmente no existe
ninguna herramienta RSS que pueda operar por
encima de un ensanchador.
Las operaciones direccionales con tubería de
revestimiento y un motor PDM direccional, especialmente en los pozos de menor diámetro, no
resultan eficaces. Es más fácil incrementar la
inclinación que reducir el ángulo con un motor y
un BHA más pequeños. Incluso con la columna
de perforación, la orientación de un motor PDM
para realizar una corrección direccional puede
insumir varias horas a profundidades de 7,620 m
[25,000 pies] o mayores. Además de los numerosos atascamientos, la ROP generalmente se
reduce cuando se utilizan motores.
El empleo de un motor PDM direccional
demostró que es posible perforar pozos direccionales con tubería de revestimiento, pero la
eficiencia de la perforación durante estas pruebas no resultó competitiva con la tecnología
rotativa direccional más nueva, que ahora se utiliza aproximadamente en un 60% de los pozos
direccionales perforados en áreas marinas.
1.7
ies
0p
0
1
°/
6,600
6,800
7,000
7,200
7,400
7,600
0
Ensanchador de
61⁄4 pulgadas a
87⁄8 pulgadas
2
4
6
8
10
12
Inclinación del pozo, grados
Estabilizador
Lastrabarrenas
no magnético
Estabilizador
Control
direccional
activo
Sistema MWD
Barrena piloto de
PDC de 61⁄4 pulgadas
> Desempeño de un arreglo pendular y de la perforación rotativa en el Pozo 83,
situado en el área Lobo. Después de reducir el ángulo de inclinación del Pozo
83 de 15° a 10° nuevamente, el arreglo del motor direccional fue reemplazado
por un arreglo pendular (izquierda). Este segundo BHA con dos estabilizadores
entre la barrena piloto y el ensanchador, que fue posicionado inmediatamente
debajo de la tubería de revestimiento, completó la reducción del ángulo del
pozo hasta alcanzar una inclinación casi vertical nuevamente. Con la porción
del BHA activa, o correspondiente al control direccional en el agujero piloto, el
perforador pudo reducir el ángulo de inclinación de 10° a menos de 2° (derecha). Este desempeño direccional confirmó que la inclinación del pozo pudo
ser controlada en el agujero piloto mientras que el ensanchador agrandó el
agujero principal a un distancia considerable por encima de la parte activa del
BHA. Además, la ROP aumentó significativamente durante la perforación en el
modo rotativo con este arreglo.
59
posibilitando la perforación a lo largo de distancias récord, como es el caso de los pozos de
alcance extendido del Campo Wytch Farm, en el
Reino Unido, que resultan difíciles de perforar
con motores de fondo.18
Al aumentar la durabilidad y confiabilidad de
los sistemas RSS, su despliegue tuvo lugar en condiciones cada vez más exigentes imperantes en
áreas marinas. En un comienzo, las herramientas
RSS se aplicaban fundamentalmente en pozos de
aguas profundas. Sin embargo, al mejorar su eficiencia y divulgarse más su desempeño, los costos
se redujeron y las compañías dejaron los motores
direccionales para adoptar la tecnología RSS en
operaciones direccionales, especialmente en el
Mar del Norte y el Golfo de México.
Un sistema rotativo direccional es ideal para
el control direccional en el BHA recuperable utilizado para las operaciones de perforación con
tubería de revestimiento. Este sistema minimiza
o elimina muchos de los problemas asociados
con la perforación en el modo de deslizamiento,
las limitaciones de desempeño del motor PDM y
las dificultades relacionadas con el control
Unidad
de control
Vista en planta de los accionadores
Unidad
sesgada
Accionadores
Accionador
Corrección
direccional
Fuerza
aplicada
Barrena
de PDC
Tendencia de
la perforación
> Tecnología rotativa direccional. Un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en inglés)
aplica fuerza contra la pared del pozo durante la rotación completa de la sarta de perforación entera para lograr una trayectoria de pozo deseada. El sistema PowerDrive Xtra, por ejemplo, comprende una unidad de control que aloja los componentes electrónicos y los sensores (derecha). En
base a los comandos de la unidad de control, la unidad sesgada acciona en forma sucesiva tres
patines externos, que aplican fuerza contra la pared del pozo en el punto correcto, durante cada
rotación, para dirigir la barrena en la dirección requerida (extremo inferior izquierdo). En el modo
vertical, esta herramienta RSS capta la desviación con respecto a la vertical y automáticamente
empuja la barrena nuevamente en dirección hacia la vertical. Se dispone de numerosos sistemas
PowerDrive para perforar agujeros de 41⁄2 a 181⁄4 pulgadas.
60
direccional, proporcionando un pozo suave que
reduce el esfuerzo de torsión. Se dispone de
herramientas RSS compactas y libres de dificultades mecánicas para su utilización en las
operaciones de entubación durante la perforación (izquierda).19
Los sistemas PowerDrive incorporan una unidad sesgada y una unidad de control en una
cubierta de 3.8 m [12.5 pies]. La unidad sesgada,
ubicada directamente por encima de la barrena,
aplica una fuerza en una dirección controlada
mientras se hace rotar toda la columna de perforación desde la superficie. La unidad de control,
que se encuentra detrás de la unidad sesgada,
contiene dispositivos electrónicos autoalimentados, sensores y un mecanismo que aplica una
fuerza lateral en la dirección especificada, necesaria para alcanzar la trayectoria deseada. La
unidad sesgada posee tres patines articulados
externos activados por el flujo de lodo controlado.
Una válvula de tres vías de disco rotativo desvía el lodo en forma sucesiva hacia el interior de
la cámara del pistón de cada patín a medida que
rota para alinearse correctamente y aplicar
fuerza en la dirección opuesta a la trayectoria
deseada. La barrena se empuja constantemente
en una dirección. Si no se necesita modificar la
dirección, el sistema se opera en un modo neutral, donde cada patín se extiende de a uno por
vez, de manera que los patines empujen en todas
las direcciones y sus movimientos se cancelen
entre sí.
Durante el año 2004, los grupos Upstream
Technology y Lower 48 Exploration and Production de ConocoPhillips comenzaron a evaluar la
factibilidad de utilizar las herramientas RSS en el
agujero piloto, por debajo del ensanchador, para
efectuar operaciones de perforación con tubería
de revestimiento.20 Este proyecto representaba la
primera utilización de la tecnología RSS para
operaciones de perforación direccional con tubería de revestimiento. No obstante, el desafío
radicaba en la poca superposición existente en
términos de logística y metodologías para fusionar las operaciones de entubación durante la
perforación con la tecnología RSS.
ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger realizaron una prueba RSS en dos pozos situados en
el área Lobo del sur de Texas, utilizando tecnología PowerDrive. La primera prueba RSS con
tubería de revestimiento se llevó a cabo en un
pozo vertical. El segundo pozo fue perforado
direccionalmente con tubería de revestimiento y
un sistema RSS.
Oilfield Review
Prueba de perforación vertical
con sistema rotativo direccional
En junio de 2004, ConocoPhillips, Schlumberger
y Tesco realizaron la prueba de perforación vertical con un sistema RSS utilizando tubería de
revestimiento en el Pozo 89, ubicado a aproximadamente 48 km [30 millas] al noreste de
Laredo, en Texas. La sección vertical correspondiente al tramo de superficie se perforó
hasta 179 m [588 pies] de profundidad, utilizando tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas y
un BHA recuperable con una barrena piloto de
81⁄2 pulgadas y un ensanchador de 121⁄4 pulgadas.
A través de un análisis de los diseños de
tuberías de revestimiento de 7 pulgadas para la
perforación de pozos verticales, se observó que
el uso de tubería de revestimiento integral de
unión lisa, pesada, de 75⁄8 pulgadas sin centralizadores como las ocho uniones inferiores reducía
las vibraciones asociadas con la perforación y las
fallas por fatiga. Además, los ingenieros detectaron que las conexiones con extremos inferiores
biselados también reducían la vibración y el desgaste de la tubería de revestimiento.
Después de cementar en su lugar la tubería
de revestimiento de superficie, se agregaron al
BHA estándar para tubería de revestimiento de
7 pulgadas un sistema PowerDrive Xtra 475 de
43⁄4 pulgadas, programado para mantener un pozo
vertical, y un lastrabarrenas (portamechas) de
43⁄4 pulgadas (derecha). Se utilizó este BHA recuperable para perforar hasta 1,469 m [4,821 pies]
de profundidad en 105 horas. Los levantamientos de una medición, realizados cada 500 pies,
indicaron una inclinación del pozo casi vertical.
18. Meader T, Allen F y Riley G: “To the Limit and Beyond—
The Secret of World-Class Extended-Reach Drilling
Performance at Wytch Farm,” artículo de las IADC/SPE
59204, presentado en la Conferencia y Exhibición de
Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25
de febrero de 2000.
19. Kuyken C: “Tecnología rotativa direccional: Drilling the
Limit,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 1.
Copercini P, Soliman F, Gamal ME, Longstreet W, Rodd J,
Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayor
potencia para continuar la perforación,” Oilfield Review
16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.
Brusco G, Lewis P y Williams M: “Perforación de pozos
verticales,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de
2004/2005): 14–17.
Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativa
direccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.
Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D:
“Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional,”
Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 20–31.
20. Strickler et al, referencia 16.
La perforación se desarrolló sin problemas pero
los ingenieros atribuyeron las vibraciones mayores a las esperadas a la larga extensión del BHA.
Esta carrera terminó con el reemplazo planificado del ensanchador. Las operaciones de
Longitud total
perforación continuaron hasta la profundidad de
la tubería de revestimiento de 7 pulgadas, es
decir, hasta 2,323 m [7,620 pies]. ConocoPhillips
recuperó el BHA, cuya inspección indicó que se
encontraba en buen estado, y extrajo los datos
94 pies [29 m]
Longitud de la extensión
67 pies [20 m]
Peso en el fluido
de perforación
5,200 lbm
[2,359 kg]
Estabilizadores
del pozo piloto
externos en tándem
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
a la superficie
Drill Lock
Assembly (DLA)
8 uniones de
tubería de
revestimiento de
5
7 ⁄8 pulgadas
Estabilizadores en
tándem en el interior
de la tubería de
revestimiento
Lastrabarrenas
Zapata de la
tubería de
revestimiento
Filtro de fluido
Unión espaciadora
del lastrabarrenas,
o adaptador flotante
Ensanchador de
61⁄8 pulgadas a
87⁄8 pulgadas
Sistema rotativo
direccional
PowerDrive Xtra 475
de 43⁄4 pulgadas
Barrena piloto PDC
de 61⁄8 pulgadas
> BHA recuperable en el Pozo 89 del área Lobo para el control de la inclinación vertical. Las operaciones de perforación vertical con tubería de revestimiento de 7 pulgadas requirieron un arreglo RSS con
estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para amortiguar las vibraciones
asociadas con la perforación y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastrabarrenas, o un adaptador espaciador, permitió colocar el ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento.
Los estabilizadores externos de 61⁄16 pulgadas, situados debajo del ensanchador, redujeron las vibraciones asociadas con la perforación en el pozo piloto. Un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra
con una barrena de PDC completó el BHA.
Otoño de 2005
61
Gráfica vertical
Gráfica horizontal
0
200
Profundidad total (TD)
Pozo 79
1,000
Localización
en superficie
0
Pozo 79
-200
2,000
Desviación norte-sur, pies
Profundidad vertical verdadera (TVD), pies
operacionales de la herramienta RSS. La bajada
de un giroscopio de mediciones múltiples permitió confirmar que la herramienta PowerDrive
podría mantener la verticalidad (abajo).
La prueba de perforación vertical confirmó la
funcionalidad y el desempeño direccional del sistema RSS en un arreglo recuperable y condujo a la
aprobación de una segunda prueba. En el siguiente pozo, se utilizarían un BHA más avanzado con
un sistema MWD y máximas capacidades direccionales para seguir una trayectoria planificada.
La imposibilidad de perforar en forma direccional o la presencia de problemas significativos
requeriría que ConocoPhillips retomara la perforación con columna de perforación y BHA convencional con una considerable erogación de
capital adicional. Como resultado, era preciso
extremar los cuidados en términos de diseño,
planeación e implementación de la segunda
3,000
4,000
Pozo 91
Localización
en superficie
-400
-600
-800
5,000
Pozo 91
-1,000
TD
6,000
Objetivo
-1,200
-600
7,000
0
1,000
2,000
-400
-200
0
200
Desviación este-oeste, pies
Desplazamiento horizontal, pies
> Gráficas de la trayectoria vertical y la trayectoria horizontal del Pozo 91,
situado en el área Lobo. Para evitar el riesgo de colisión con el Pozo 79, la
trayectoria horizontal del Pozo 91 partió a lo largo de un azimut 40° al este
del azimut del objetivo antes de iniciar un giro de 100° a la derecha, en dirección al sudoeste (derecha). La trayectoria vertical incrementó el ángulo
de inclinación hasta 29° (izquierda). En las etapas posteriores del giro horizontal, los perforadores iniciaron una reducción angular para llevar el pozo
hacia el objetivo en una inclinación casi vertical. Este perfil se asemejaba
al utilizado en las grandes plataformas marinas que poseen múltiples bocas
(slots) de perforación.
0
La unidad sesgada del
sistema RSS no se estabilizó
Profundidad vertical verdadera (TVD), pies
1,000
Prueba de perforación
vertical con sistema RSS
2,000
3,000
4,000
5,000
prueba para evaluar en forma exhaustiva la perforación direccional con tubería de revestimiento utilizando un sistema RSS.
Unidad sesgada del sistema
RSS en pleno funcionamiento
6,000
Profundidad
total de la
sección de la
tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
7,000
8,000
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
Inclinación del pozo, grados
> Levantamiento con giroscopio para la sección
correspondiente a la tubería de revestimiento de
7 pulgadas en el Pozo 89 del área Lobo. Los datos
de inclinación provenientes del Pozo 89 indicaron
que la unidad de control del sistema PowerDrive Xtra
475 de 43⁄4 pulgadas no se estabilizó hasta que la
barrena alcanzó 1,131 m [3,710 pies] de profundidad. El pozo se desvió hasta alcanzar un ángulo
de inclinación de 2.25° a 1,097 m [3,600 pies]. El
sistema RSS recobró su funcionalidad plena y el
control direccional entre los 3,710 y 4,821 pies. A
1,158 m [3,800 pies] de profundidad, la trayectoria
del pozo retornó a una inclinación casi vertical de
0.25° durante el resto de la prueba de perforación
vertical con un sistema RSS. Se observó una leve
tendencia de incremento angular entre aproximadamente 2,000 pies [607 m] y 3,800 pies, intervalo
en el que la herramienta RSS no resultó efectiva,
y nuevamente después de finalizada la prueba, a
4,821 pies.
62
Prueba de perforación direccional
con sistema rotativo direccional
La mayoría de los pozos del área de desarrollo
Lobo son verticales. Sin embargo, a fines del año
2004, el Pozo 91 planteó una oportunidad única.
La localización propuesta se encontraba a aproximadamente 366 m [1,200 pies] al sur del Pozo 79,
un pozo vertical que había sido perforado con
tubería de revestimiento en marzo de 2004. Los
equipos de ConocoPhillips propusieron la utilización de la localización de superficie existente del
Pozo 79 para perforar direccionalmente una
trayectoria en forma de S, con la tubería de revestimiento, con el fin de alcanzar el objetivo del
subsuelo correspondiente al Pozo 91.
Con este plan se evitaba la construcción de
otra localización pero el costo de las operaciones
direccionales superaba en más de tres veces al
de una nueva localización. ConocoPhillips no
tenía planificado ningún otro pozo direccional
para el año 2004, de modo que ésta era la mejor
opción para probar la operación de perforación
direccional utilizando tubería de revestimiento
con un sistema RSS. El plan inicial del pozo exi-
gía un incremento del ángulo de inclinación
hasta 29° para luego reducirlo verticalmente con
el fin de penetrar el objetivo.
Lamentablemente, el cabezal de producción y
las instalaciones de superficie correspondientes
al Pozo 79 estaban ubicados entre el espacio libre
remanente para un equipo de perforación y el
objetivo del Pozo 91 en el subsuelo. Se diseñó una
nueva trayectoria para evitar la colisión con el
pozo existente. Este perfil se asemejaba a las trayectorias de pozos comunes de las plataformas
marinas con pozos múltiples (arriba).
Otro factor complicó las operaciones de perforación. Las características del pozo exigían que la
tubería de revestimiento de superficie se emplazara a 387 m [1,270 pies]. La profundidad de la
tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas para los
pozos del área Lobo varía entre 168 y 732 m [550
y 2,400 pies]; sin embargo, la experiencia indica
que los pozos con tubería de revestimiento de
superficie a mayor profundidad tienen más problemas con la vibración de la tubería de
revestimiento y la inestabilidad, o giro, de la
barrena durante la perforación de la sección de la
tubería de revestimiento de 7 pulgadas debido a
la fricción de una tubería sobre la otra en el interior de las secciones más largas.
Oilfield Review
Longitud total
112 pies [34 m]
Longitud de la extensión
85 pies [26 m]
Peso en el fluido
de perforación
6,200 lbm
[2,812 kg]
Estabilizadores
externos en tándem
del agujero piloto
Tubería de
revestimiento
de 7 pulgadas
hasta la
superficie
Drill Lock
Assembly (DLA)
8 uniones de
tubería de
revestimiento
de 75⁄8 pulgadas
Sistema MWD
Estabilizadores en
tándem en el interior
de la tubería de
revestimiento
Zapata de la
tubería de
revestimiento
Filtro de fluido
Motor PDM recto
de 6 pulgadas
Ensanchador de
61⁄8 pulgadas
a 87⁄8 pulgadas
Sistema rotativo
direccional
PowerDrive Xtra 475
de 43⁄4 pulgadas
Boquilla de chorro
Barrena piloto PDC
de 61⁄8 pulgadas
> BHA recuperable en el Pozo 91 del área Lobo para realizar una operación de perforación rotativa
direccional. Las operaciones de perforación direccional con tubería de revestimiento de 7 pulgadas y
un sistema RSS requirieron varios componentes innovadores del BHA. Los estabilizadores en tándem
colocados en el interior de la tubería de revestimiento amortiguaron las vibraciones de la perforación
y ayudaron a proteger el DLA. Un motor PDM recto de 6 pulgadas actuó como adaptador espaciador
y agregó fuerza de rotación al BHA y a la barrena de manera de poder reducir la rotación de la columna
de perforación desde la superficie ante la presencia de vibraciones intensas relacionadas con la perforación. Por medio de una boquilla de chorro, colocada por debajo del ensanchador, se desvió 20%
de fluido de perforación desde la barrena con el fin de balancear el flujo entre el agujero piloto de
61⁄8 pulgadas y el pozo principal de 87⁄8 pulgadas. Los estabilizadores externos de 61⁄16 en tándem, colocados por debajo de la boquilla de chorro, redujeron la vibración y el desgaste del ensanchador. Un
sistema MWD de diámetro reducido y un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 con una
barrena de PDC completaron el BHA.
El agregado de un motor PDM recto por encima del ensanchador permitía encarar este
problema pero representaba un cambio significativo con respecto a la prueba de perforación
vertical del Pozo 89. El propósito de este motor
era permitir la reducción de la rotación de la
sarta de perforación desde la superficie ante la
presencia de vibraciones excesivas. Además, el
motor protegía la sarta de perforación y el BHA
ya que actuaba como amortiguador de choques.
No obstante, el sistema MWD debió bajarse por
debajo del motor, de modo que la señal MWD se
propagaba en sentido ascendente a través del
motor. Esto era técnicamente factible pero
nunca se había implementado (izquierda).
Las operaciones de perforación direccional
con tubería de revestimiento requieren velocidades de rotación de la barrena similares a las de la
perforación con columna de perforación, que
oscilan habitualmente entre 120 y 180 rpm. El
motor agregaba fuerza de rotación en el BHA y la
barrena para mantener una ROP adecuada. Por
ejemplo, si el giro de la barrena limita la rotación
desde la superficie a 50 rpm, el motor agrega 100
rpm para restablecer el desempeño óptimo de la
barrena.
El ensanchador, que abrió el agujero piloto de
6 1⁄8 pulgadas hasta 8 7⁄8 pulgadas, fue colocado
directamente por debajo del motor de lodo. Por
medio de una boquilla de chorro se desvió un
20% de fluido de perforación desde la barrena
con el fin de balancear el flujo entre el agujero
piloto y el agujero expandido. Se colocaron estabilizadores externos de 61⁄16 en tándem por debajo
de la boquilla de chorro con el fin de reducir la
vibración y el desgaste en el ensanchador. Debajo
del sistema MWD se instaló un sistema rotativo
direccional PowerDrive Xtra 475 y una barrena
de PDC de 61⁄8 pulgadas.21
Las operaciones de perforación con tubería
de revestimiento de 7 pulgadas comenzaron a
390 m [1,278 pies]. Para perforar este tramo, se
empleó una barrena de PDC de cuatro aletas
con cortadores de 3⁄4 pulgadas; el mismo tipo de
barrena que la utilizada en otros pozos del área
Lobo. Los levantamientos indicaban que el pozo
era casi vertical.
El sistema MWD, situado por debajo de los
motores de lodo, mantuvo una transmisión de
datos confiable. Sin embargo, los levantamientos
debían realizarse durante los períodos de quietud
en los que las bombas del equipo de perforación
estaban cerradas y no había rotación del motor,
en lugar de efectuarse al volver a poner en funcio21. Downton GC y Carrington D: “Rotary Steerable Drilling
System for the 6-in Hole,” artículo de las SPE/IADC
79922, presentado en la Conferencia de Perforación de
las SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.
Otoño de 2005
63
namiento las bombas después de una conexión de
la tubería de revestimiento, como es práctica
habitual. La atenuación de la señal del sistema de
telemetría MWD a través del motor fue de sólo un
40 a un 50%, en lugar del 90% esperado.
Después de alcanzar la profundidad de 640 m
[2,100 pies], correspondiente al punto de inicio
de la desviación, la sección de incremento angular fue terminada según lo planificado. La carrera
inicial continuó hasta 1,240 m [4,067 pies], profundidad en la que los picos de presión
indicaron la existencia de un problema, de
manera que el BHA fue recuperado con cable. El
motor se encontraba atascado y la herramienta
RSS presentaba una fuga, o agujero, pero se
mantenía operativa. No se volvió a correr un
motor PDM. La unidad sesgada del sistema RSS
fue reemplazada y la perforación siguió adelante
pero a menor velocidad. Además, resultaba difícil mantener la rotación desde la superficie por
encima de 60 rpm sin el motor.
Esta segunda carrera finalizó cuando llegó al
lugar un motor de reemplazo. El motor fue incorporado para la tercera carrera, restaurando el BHA
a la configuración del diseño inicial. La perforación prosiguió a lo largo de 61 m [200 pies], antes
de que la ROP se redujera significativamente.
Cuando se extrajo el BHA, los perforadores observaron que el pequeño estabilizador situado por
debajo de los patines de las aletas del ensanchador
era más grande que la barrena; 61⁄4 pulgadas en
lugar de 61⁄8. Este estabilizador sobredimensionado
funcionó hasta encontrar formaciones más duras.
El ensanchador fue reemplazado y la perforación continuó sin inconvenientes hasta alcanzar
1,652 m [5,420 pies], profundidad en la que la
tubería de revestimiento experimentó atascamiento por presión diferencial. Direccionalmente, se terminaron la sección de incremento
angular y la sección de giro y se inició la reducción angular hasta alcanzar la vertical. La perforación continuó hasta los 1,939 m [6,360 pies].
Las dos instancias de tiempo no productivo acaecidas en el pozo direccional 91, un estabilizador
sobredimensionado y la tubería atascada, agregaron aproximadamente 85 horas al tiempo total de
perforación.
Ahora el pozo tenía un ángulo de inclinación
de 4°. Una caída de presión indicó la presencia de
una fuga en el BHA. La inspección de superficie
también reveló una fuga en la conexión entre la
boquilla de chorro y el estabilizador en tándem
externo. La boquilla de chorro fue removida del
BHA y la perforación continuó hasta la TD; es
decir, 2,118 m [6,950 pies].
La utilización de tubería de revestimiento
para la perforación de pozos mejora la eficiencia
64
operacional porque elimina los viajes de las
tuberías y reduce las dificultades inesperadas
asociadas con la bajada de la tubería de revestimiento en una operación independiente. La
experiencia de ConocoPhillips en el Pozo 91
demostró que la tecnología RSS resulta efectiva
para la perforación direccional con tubería de
revestimiento en pozos de menos de 81⁄2 a 97⁄8 de
diámetro en los que el desempeño del motor
PDM es limitado (próxima página).
Para perforar direccionalmente con tubería
de revestimiento, se deben encarar los asuntos
relacionados con la selección de la barrena que
son comunes en la perforación direccional con
columna de perforación convencional y sistemas
RSS. Las barrenas se eligen en base a su capacidad de corte lateral para el control direccional y
su estabilidad para reducir las vibraciones excesivas. Los componentes hidráulicos de la
barrena y las boquillas del BHA también deben
ser balanceados de manera que las tasas de flujo
de fluido, tanto en el agujero piloto como en el
pozo de diámetro completo, permanezcan dentro de los rangos óptimos para lograr la limpieza
efectiva de la barrena y del pozo y operar los sistemas MWD y las herramientas PDM o RSS.
Si la superficie del pozo es irregular o rugosa y
su trayectoria es tortuosa, la rigidez de la tubería
de revestimiento puede contribuir a incrementar
el esfuerzo de torsión. Las fuerzas laterales y las
fuerzas de torsión son mayores que con la columna de perforación porque los tubulares de mayor
tamaño pesan más y poseen un diámetro de rotación más grande. Los diseños de las sartas de
revestimiento para la perforación de pozos direccionales requieren mayor centralización que en
los pozos verticales.
Además, la centralización de la tubería de
revestimiento desempeña un rol importante en lo
que respecta a la limpieza efectiva del pozo y la
reducción de las vibraciones de la columna de perforación y los episodios de atascamiento de la
tubería. La limpieza del pozo y el atascamiento
diferencial aumentan en los pozos direccionales al
incrementarse los ángulos de inclinación. Es preciso extremar los cuidados para evitar la
existencia de largos períodos de tiempo en los que
la tubería de revestimiento o bien el BHA se
encuentren estacionarios sin circulación de fluido.
La técnica de entubación durante la perforación, y en mayor medida la perforación de pozos
direccionales con tubería de revestimiento, aún se
encuentran en las primeras fases de su desarrollo.
Los procedimientos y las prácticas se irán optimizando a medida que aumente la experiencia de los
operadores con estas nuevas tecnologías.
Una gama de aplicaciones en expansión
Los operadores de EUA y Canadá han perforado
pozos verticales comerciales con tuberías de
revestimiento cuyos tamaños oscilan entre 41⁄2 pulgadas y 13 3⁄8 pulgadas. El pozo más profundo
perforado hasta la fecha alcanzó una profundidad
un tanto superior a 3,959 m [13,000 pies]. Se han
perforado pozos direccionales con tuberías de
revestimiento y motores direccionales; sin
embargo, es difícil lograr operaciones exitosas en
agujeros de menos de 81⁄2 pulgadas porque la utilización de un motor PDM más pequeño hace que el
esfuerzo de torsión suministrado para la perforación resulte subóptimo.
La experiencia adquirida con las pruebas de
la tecnología rotativa direccional durante la perforación con tubería de revestimiento en pozos
verticales y direccionales demostró que un sistema RSS de 4 3 ⁄4 pulgadas puede perforar
efectivamente agujeros de 81⁄2 pulgadas con tubería de revestimiento de 7 pulgadas. El control
direccional en el agujero piloto es suficiente
para guiar los ensanchadores de mayor diámetro
y la tubería de revestimiento hacia un objetivo
direccional. Schlumberger está realizando
actualmente pruebas de campo de un sistema
RSS de diámetro ultra reducido de 31⁄4 pulgadas
para perforar con tubería de revestimiento de 6
pulgadas, 51⁄2 pulgadas o 5 pulgadas.
La adquisición de registros de pozos para la
evaluación de formaciones constituye una consideración clave a la hora de evaluar la técnica de
entubación durante la perforación. Dado que la
tubería de revestimiento permanece en el pozo
después de alcanzar la TD, los operadores deben
identificar los mejores métodos de registro de
estos pozos con el fin de extraer el máximo provecho de la técnica de entubación durante la
perforación y sus capacidades y, de este modo,
reducir el tiempo no productivo del equipo de perforación. Actualmente, existen cuatro opciones:
correr registros con cable en agujero descubierto
convencionales, correr herramientas de adquisición de registros almacenados en la memoria de
la herramienta en BHA recuperables, correr un
sistema LWD en el BHA para perforación o correr
los nuevos sistemas de adquisición de registros
con cable que registran propiedades de la formación detrás del revestimiento.
22. Aulia K, Poernomo B, Richmond WC, Wicaksono AH,
Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault G, VanderWal P,
Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall A, Rosa M y
Sharbak D: “Medición de la resistividad detrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1 (Verano de 2001): 2–25.
Bellman K, Bittner S, Gupta A, Cameron D, Miller B,
Cervantes E, Fondyga A, Jaramillo D, Pacha V, Hunter T,
Salsman A, Kelder O, Orozco R y Spagrud T: “Evaluación
y control de yacimientos detrás del revestimiento,”
Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 2–9.
Oilfield Review
El empleo de herramientas LWD en pozos verticales durante la ejecución de operaciones de
perforación con tubería de revestimiento elimina
la necesidad de extraer la tubería de revestimiento antes de la adquisición de registros. No
obstante, la incorporación de herramientas LWD
en un BHA recuperable adiciona costos, peso y
longitud, lo que debe balancearse frente a los
riesgos de la recuperación con cable y los problemas de vibración presentes en las extensiones de
BHA más largas.
La nueva tecnología ahora hace posible la
adquisición de registros detrás de la tubería de
revestimiento. Los servicios de la herramienta de
Análisis Detrás del Revestimiento ABC de
Schlumberger constituyen una alternativa, eficaz
desde el punto de vista de sus costos, con respecto a la evaluación de formaciones mediante
registros adquiridos en agujero descubierto,
Para correr registros en agujero descubierto o
registros almacenados en la memoria de la herramienta, la tubería de revestimiento debe ser
elevada e introducida en la tubería de revestimiento previamente cementada. La tubería de
revestimiento debe dejar libre la zona de interés
pero no debe extraerse completamente del pozo.
Si se produce un golpe de presión durante la
adquisición de registros, se puede eliminar por
circulación en sentido descendente hacia el
extremo superior del tramo descubierto del pozo.
Pero si el pozo colapsa, no será posible adquirir
un registro a lo largo del intervalo entero.
Los registros almacenados en la memoria de
la herramienta se adquieren cuando la tubería de
revestimiento se extrae e introduce en la sarta de
revestimiento precedente mediante el despliegue
de las herramientas de adquisición de registros
en un BHA recuperable, después de recuperar el
arreglo de perforación. Este enfoque garantiza
que se pueda registrar y evaluar la totalidad del
tramo descubierto del pozo. La circulación continua de fluido mantiene frías las herramientas de
adquisición de registros y reduce la posibilidad de
que se produzca un golpe de presión durante la
adquisición de registros.
0
Tubería de revestimiento de
superficie de 95⁄8 pulgadas
hasta la TD
1,000
Perforación rotativa hasta
el punto de comienzo de
la desviación
Profundidad medida, pies
2,000
3,000
Punto de comienzo de la desviación
Reemplazo del motor PDM de 43⁄4 pulgadas
por un motor PDM de 51⁄2 pulgadas
4,000
Reducción del ángulo
5,000
Pozo 79
Pozo 91
Reemplazo del motor
PDM direccional por
el BHA rotativo
6,000
Pozo 83
7,000
8,000
TD de la tubería de revestimiento
de producción de 7 pulgadas
0
2
4
6
8
10
Tiempo, días
12
14
16
18
20
> Tiempo de perforación versus profundidad para los pozos 91, 79 y 83 del área Lobo. El pozo direccional 91 (azul) y el pozo vertical cercano 79 (rojo) fueron comparables a lo largo de aproximadamente
1,372 m [4,500 pies]. Se utilizó un total de 132 uniones de tubería de revestimiento para perforar direccionalmente el Pozo 91, frente a las 128 uniones utilizadas para el pozo vertical 79. La ROP, estimada
unión por unión para el pozo direccional fue sólo un 10% inferior a la ROP en el Pozo 91; sin embargo,
la técnica de perforación con tubería de revestimiento y un sistema RSS permitió un ahorro sustancial de tiempo, en comparación con el Pozo 83 (negro), que se perforó utilizando tubería de revestimiento y un motor PDM direccional.
Otoño de 2005
registros almacenados en la memoria de la
herramienta o registros adquiridos durante la
perforación, permitiendo que los operadores
minimicen el tiempo no productivo del equipo
de perforación mediante la evaluación de los
intervalos potencialmente productivos luego de
alcanzar la TD sin extraer o manipular la tubería
de revestimiento. Además de obtener mediciones de resistividad, porosidad, sónicas, de
densidad volumétrica, litología, neutrón pulsado
y presión de yacimiento, los servicios ABC incluyen el muestreo de los fluidos de formación.22
La capacidad de perforar pozos direccionales
hace que la técnica de entubación durante la
perforación resulte atractiva para aplicaciones
marinas, en áreas con propensión a los problemas de pérdida de circulación cuya perforación
con los procesos y técnicas convencionales
resultaba previamente antieconómica. Ya se
están implementando modificaciones de los sistemas actuales para extender la técnica de
entubación durante la perforación a aplicaciones en áreas de aguas profundas. La mayoría de
las sartas de revestimiento utilizadas en aguas
profundas se emplazan como tuberías de revestimiento cortas. Se están desarrollando diversas
estrategias para aplicar la experiencia con BHA
recuperables a la perforación con tubería de
revestimiento corta.
Existen numerosas aplicaciones potenciales
que requieren avances adicionales en términos
de equipos y técnicas. Ya se han iniciado actividades de investigación y desarrollo para posibilitar
la ejecución de operaciones de perforación en
condiciones de bajo balance utilizando tubería de
revestimiento y perforación con aire. Una clara
ventaja de la utilización de tubería de revestimiento para la perforación con aire y en condiciones de bajo balance es que los pozos no tienen
que ser balanceados con lodo más pesado, o ahogarse, para extraer la columna de perforación.
En el futuro, podrá utilizarse esta técnica para
perforar pozos de alta presión y alta temperatura
(HPHT, por sus siglas en inglés) y pozos geotérmicos. La combinación de la técnica de entubación
durante la perforación con los tubulares expansibles finalmente proveerá una solución única en
términos de construcción de pozos; sin embargo,
su puesta en práctica exigirá que se superen obstáculos adicionales. A medida que las operaciones
de perforación direccional con tubería de revestimiento se tornan más comunes, es probable que
las presiones del mercado fomenten el desarrollo
de sistemas y tecnologías adicionales para ser utilizados específicamente en aplicaciones de entubación durante la perforación.
—MET
65
Colaboradores
Azhar Ali se desempeña como ingeniero del segmento
de Servicios al Pozo de PETRONAS Carigali Sdn Bhd
(PCSB) y reside en Kerteh, Malasia. Sus responsabilidades incluyen la implementación, monitoreo y supervisión de la ejecución de programas de adquisición de
datos de pozos, programas de implementación de la
integridad y de rectificación de pozos y actividades
asociadas con el mejoramiento de la producción. Es
responsable de proteger los pozos frente a los peligros
operacionales y de posibilitar la perduración, continuidad y seguridad de la producción. Antes de ingresar en
PCSB en el año 2001, Azhar trabajó en BJ Services
como asistente de operaciones de cementación en el
campo de ExxonMobil en Kerteh. Posee un diploma de
ingeniería petrolera (con mención honorífica) de la
Universidad de Tecnología de Malasia, en Johor Bahru.
Dan Barson se desempeña como especialista geológico
senior para OILEXCO Inc. en Calgary. Sus responsabilidades incluyen el análisis de la presión hidrodinámica y
capilar, el mapeo de zonas productivas y la evaluación
de áreas prospectivas. Antes de ingresar en OILEXCO
en el año 2005, pasó dos años como consultor independiente para Earth Science Consulting Inc., trabajando
en geología de exploración y en proyectos de adquisición y desinversión en el Golfo de México y en el Mar
del Norte. Previamente, trabajó 10 años en una consultora con sede en Calgary, desarrollando un programa
de modelado hidrodinámico de migración de petróleo
y aplicándolo a diversos proyectos implementados en
Canadá, América del Sur, África del Norte y el Mar del
Norte. Dan posee una licenciatura del King’s College,
Universidad de Londres, y un doctorado de la Universidad de Alberta, Edmonton, Canadá, ambos en geología.
Craig H. Bivins fue presidente de Bivins Energy
Corporation, Dallas, desde 1980, y actualmente se
dedica a la preparación, manejo y operación de programas de exploración y desarrollo y de áreas prospectivas que se encuentran ubicadas principalmente en la
cuenca Texas Este. Estos proyectos incluyen un importante programa de desarrollo de gas en la Arena
Cotton Valley de edad Jurásico, en el Condado de
Harrison, un programa de exploración de petróleo y
gas de las Formaciones Rodessa/Pettit de edad
Cretácico Inferior, ubicadas en la estructura Chandler
Ridge Turtle, en los Condados de Henderson y Smith, y
un programa de desarrollo de gas en la Arena Bossier
del Jurásico, en los Condados de Freestone y Navarro.
Además, Craig participó en otros proyectos implementados en Texas Oeste, Nuevo México, Oklahoma,
Luisiana y la Costa del Golfo de Texas. Posee un
diploma BBA en finanzas, mercadeo y bienes raíces de
la Universidad Metodista del Sur, en Dallas.
Curtis G. Blount se desempeña como supervisor de
pozos y asesor especialista en operaciones de intervención de pozos con fines de remediación y es además
asesor en tecnología de tubería flexible (CT, por sus
siglas en inglés) para ConocoPhillips Alaska Inc. en
Anchorage. Ha participado activamente en actividades
de investigación de sistemas de tubería flexible y de
desarrollo de tecnología aplicada, durante más de 20
años. Curtis es coautor de más de 30 artículos técnicos
66
y posee 20 patentes. Fue conferencista distinguido de
la SPE sobre tecnología de perforación con CT, co-presidió la Mesa Redonda de las SPE/ICoTA y presentó el
Seminario de Tecnología Aplicada sobre Perforación
con Tubería Flexible de la SPE. Integra el comité editorial de la publicación Journal of Petroleum Technology.
Curtis Boney es gerente de desarrollo de negocios del
segmento de Servicios de Producción de Pozos y
Servicios de Tubería Flexible de Schlumberger para el
GeoMarket* de América del Norte y América del Sur
(NSA). Residente en Sugar Land, Texas, EUA, provee
soporte para soluciones de tubería flexible y estimulación de pozos a los clientes de NSA. Curtis ingresó en
la compañía, por ese entonces Dowell, en 1974 como
ingeniero de ventas de servicios, supervisando las operaciones de estimulación y cementación. Desde entonces, ha ocupado numerosos cargos de soporte y manejo
técnico relacionados con operaciones de cementación
y estimulación en todo Texas y Nuevo México, EUA.
Obtuvo una licenciatura en ingeniería agrícola en la
Universidad Técnica de Texas en Lubbock.
Rod Christensen es vicepresidente de exploración de
OILEXCO Inc., en Calgary, y actualmente está desarrollando un portafolio de actividades de perforación concentrado en el Mar del Norte, con varias áreas
prospectivas de perforación exploratoria programadas
en el año 2005. Además, está trabajando en los planes
de perforación de tres pozos horizontales en el yacimiento Brenda. Desde 1993 fue presidente de Cuesta
Energy Inc., donde proveyó servicios de consultoría y
servicios geológicos a diversas compañías petroleras
antes de ingresar en OILEXCO en el año 2005. Durante
sus 26 años de carrera, a Rod se le han atribuido diversos descubrimientos, incluyendo el Campo Kisbey, el
Campo Heward, el Campo North Browning, el yacimiento Carlyle North y el yacimiento Steppe/North
Manor. Posee un diploma BA en zoología y una licenciatura en ciencias geológicas de la Universidad de
Washington en Seattle, EUA.
Eric Decoster obtuvo un diploma de ingeniería de la
Ecole Centrale de París y una maestría en ingeniería
civil de la Universidad de Wisconsin, Madison, EUA.
Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo en
Medio Oriente, en el año 1978. En 1996, después de
desempeñar tareas de interpretación de registros y
mercadeo en diversos lugares del mundo, Eric se convirtió en petrofísico principal para el área de
Venezuela-Trinidad, con base en Caracas. En tal carácter, supervisa el soporte petrofísico para todos los servicios de operaciones con cable de Schlumberger,
concentrándose fundamentalmente en métodos de
resonancia magnética nuclear y espectroscopía y en la
adquisición de registros de resistividad.
John Engels es representante técnico senior de tratamientos de estimulación para Anadarko Petroleum, The
Woodlands, Texas, y reside en Houston. Trabaja con todos
los equipos de ingeniería de producción y los equipos a
cargo de los activos de Anadarko, en temas relacionados con tratamientos de estimulación y ventas. Ingresó
en la compañía en 1996 como ingeniero de campo
especialista en operaciones de fracturamiento en
Hassi Messaoud, Argelia. Permaneció allí como ingeniero técnico de distrito especialista en tratamientos de
fracturamiento hasta ser transferido a Houston como
campeón de productos para fluidos de fracturamiento en
el año 2000. Antes de ocupar su cargo actual en 2004, trabajó en Sugar Land, Texas, como director de ingeniería
de soporte técnico y como ingeniero senior de soporte a
las operaciones de estimulación. John posee una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad del Sur de
Florida, Tampa, EUA.
Eugene O. Fielder trabaja para Devon Energy y está
radicado en Oklahoma City, Oklahoma, EUA. Es supervisor del segmento de Ingeniería de Operaciones para
la Cuenca Fort Worth del norte de Texas. Ingresó en
Devon en el año 2002 como supervisor de ingeniería de
yacimientos después de pasar varios años en la industria, en la compañía Mitchell Energy, y ha trabajado en
ingeniería de yacimientos e ingeniería de producción
en el Campo Barnett Shale desde 1995. Eugene obtuvo
una licenciatura en ingeniería petrolera de la
Universidad A&M de Texas, College Station.
Kyle R. Fontenot es gerente de operaciones de
ConocoPhillips en Venezuela. Obtuvo una licenciatura y
una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad
Estatal de Luisiana y posee 18 años de experiencia en
perforación, en las compañías BP y ConocoPhillips, en
operaciones llevadas a cabo en el Golfo de México,
Nueva Zelanda, Venezuela, Indonesia, Noruega, el Mar
del Norte y Texas. Kyle ha trabajado como supervisor e
ingeniero local en equipos de perforación terrestres,
plataformas, plataformas autoelevadizas, barcazas de
perforación, plataformas sumergibles y semisumergibles,
embarcaciones de perforación para aguas profundas y
equipos de perforación con tubería de revestimiento.
Previamente, se desempeñó como ingeniero principal
para el Equipo de Perforación con Tecnología de Aguas
Profundas y como coordinador de operaciones de pozos
para la Unidad de Negocios de Texas Sur.
Chris Fredd es gerente de productos de operaciones
de estimulación de Schlumberger para América del
Norte y América del Sur (NSA), en Sugar Land, Texas,
donde provee soporte técnico para operaciones de
campo y clientes y maneja el Laboratorio de Soporte al
Cliente en Operaciones de Estimulación NSA. Está
concentrado en la resolución de problemas relacionados con los clientes, el abordaje de asuntos competitivos, la evaluación e introducción de nueva tecnología y
el soporte de estándares de calidad de los servicios.
Además está a cargo de la provisión de entrenamiento
técnico para el personal de laboratorio y el personal de
campo. Chris ingresó en Schlumberger como ingeniero
de planta en 1997, trabajando en el mejoramiento de
la limpieza de los fluidos de fracturamiento y en la evaluación de la tecnología de acidificación. Posteriormente, se desempeñó como gerente de laboratorio de
los laboratorios de distrito del sur de Texas. Obtuvo
una licenciatura de la Universidad de Clarkson,
Potsdam, Nueva York, EUA, y una maestría y un doctorado de la Universidad de Michigan, en Ann Arbor,
EUA, todos en ingeniería química.
Oilfield Review
Tim Gorham se desempeña como ingeniero de petróleo para Chevron North America Exploration and
Production y reside en McKittrick, California, EUA.
Actualmente trabaja como ingeniero de producción
para el Equipo Técnico de Cymric. Tim ha trabado en
el Valle de San Joaquín, principalmente en producción, terminación y estimulación de pozos de gas y
petróleo liviano. Posee una licenciatura y una maestría
en ingeniería petrolera de la New Mexico Tech en
Socorro.
Jim Grau trabaja en el Centro de Investigaciones Doll
de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, en
los diversos problemas de extracción de información
con herramientas de adquisición de registros de espectrometría de rayos gamma. Ingresó en Schlumberger
en 1977 después de obtener una licenciatura en física
de la ingeniería de la Universidad de Toledo, Ohio,
EUA, y una maestría y un doctorado en física nuclear
de baja energía de la Universidad de Purdue, Lafayette
Oeste, Indiana, EUA.
Udit Kumar Guru trabaja como campeón de dominio
petrofísico de Schlumberger para el GeoMarket de
África Oriental y el Mediterráneo Oriental. Con residencia en El Cairo, brinda soporte para satisfacer las
necesidades de interpretación petrofísica e introduce
nuevas tecnologías para clientes. Antes de trasladarse
a El Cairo, se desempeñó como campeón de dominio
para el GeoMarket de India, brindando soporte de
interpretación para operaciones en aguas profundas.
Udit obtuvo una maestría en geofísica de exploración
del Instituto de Tecnología Indio en Kharagpur. Luego
pasó 15 años como petrofísico en una compañía de
exploración y producción antes de ingresar en
Schlumberger.
Michael Herron se desempeña como asesor científico,
en aplicaciones de métodos geoquímicos y estadísticos
para problemas de interpretación de yacimientos en el
Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en
Connecticut. Antes de ingresar en Schlumberger en
1982, estudió la estratigrafía química de núcleos de
hielo polar como parte de su trabajo doctoral en la
Universidad Estatal de Nueva York, en Buffalo, donde
obtuvo un doctorado en ciencias geológicas. Mike
posee además un diploma BA en química de la
Universidad de California en San Diego.
Susan Herron se desempeña como gerente de programas para el Programa Nuclear, en el departamento de
Física de Sensores del Centro de Investigaciones Doll
de Schlumberger en Connecticut, desde 1998. Este programa se centra en el desarrollo de nueva tecnología y
sistemas de medición y en el modelado nuclear con
énfasis en sistemas de espectroscopía nuclear y en la
adquisición de registros sin fuentes. Desde su ingreso
en la compañía en 1984, trabajó principalmente en el
desarrollo de aplicaciones de espectroscopía nuclear.
Además desarrolló técnicas de interpretación para
cuantificar la litología y las propiedades de la matriz a
partir de las concentraciones elementales e integrar la
espectroscopía nuclear con los registros convencionales
para lograr una operación de evaluación de formaciones
rápida. Susan posee un diploma BA en geología de la
Universidad de Tufts en Medford, Massachusetts, EUA, y
una maestría y un doctorado en ciencias geológicas de
la Universidad Estatal de Nueva York en Buffalo.
Otoño de 2005
Stephen Hill reside en Sugar Land, Texas y se desempeña como ingeniero senior, en el segmento de
Servicios de Tubería Flexible de Schlumberger, dentro
del grupo CoilSOLUTIONS, donde actualmente es responsable del desarrollo de herramientas del proyecto
BridgeFRAC. Sigue proveyendo soporte para el servicio
diseñado de remoción del relleno PowerCLEAN* y es
el representante de sistemas de tubería flexible tanto
para los proyectos de Perforación e Investigación de la
Universidad de Tulsa como para el Consorcio de
Tecnología de Tubería Flexible de la Universidad de
Oklahoma. Antes de ingresar en la compañía en el año
2000, Stephen trabajó como asistente de investigación
graduado en el Instituto de Tecnología de Georgia,
Atlanta, EUA, y como ingeniero para el Instituto
Nacional de Normas y Tecnología de Gaithersburg,
Maryland, EUA. Obtuvo una licenciatura en ciencias
generales del Morehouse College de Atlanta y una
licenciatura, una maestría y un doctorado en ingeniería mecánica del Instituto de Tecnología de Georgia.
Martín Jordán se desempeña como petrofísico en el
Departamento de Yacimientos de la División Central
Sur de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), donde
sus responsabilidades incluyen la provisión de soporte
técnico en la evaluación petrofísica y geológica de los
pozos perforados en la Cuenca de Apure, incluyendo el
Campo Guafita. Se graduó como ingeniero en geología
en la Universidad de Oriente, en Ciudad Bolívar,
Venezuela, y comenzó su carrera como ingeniero de
campo especialista en operaciones con cable y analista
de registros para Halliburton en Las Morochas,
Venezuela. En el año 2001, Martín ingresó en el
Departamento de Yacimientos de PDVSA en Barinas,
Venezuela, donde impulsó el empleo de numerosas tecnologías nuevas, tanto en agujero descubierto como en
pozo entubado, para mejorar la evaluación de reservas
y la recuperación final.
Tobias Judd se desempeña como ingeniero técnico del
segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger para el
GeoMarket de México y América Central (MCA) y reside
en Ciudad de México. Es responsable de la implementación de iniciativas de fracturamiento hidráulico y de la
optimización de la producción para las operaciones de
PEMEX (Petróleos Mexicanos). Además provee soporte
técnico para los contratos de servicios al pozo. Tobias
ingresó en la compañía en el año 1997 como ingeniero
de campo especialista en tratamientos de estimulación
en El Tigre, Venezuela. Además trabajó en diversas localizaciones de Argentina y Brasil como ingeniero a cargo,
ingeniero especialista en fracturamiento del segmento
de servicios de diseño y evaluación para clientes DESC*
y gerente de servicios de campo, antes de ocupar su
cargo actual en el año 2004. Es graduado de la
Universidad de Colorado, Boulder, EUA, con una licenciatura en ingeniería química.
John Lassek es gerente de desarrollo de productos
para Schlumberger en Sugar Land, Texas. Sus responsabilidades incluyen el manejo de las introducciones
de nuevos productos y servicios en el mercado, el enfoque en el desarrollo de planes de negocios y el mercadeo, entrenamiento y documentación para cada
producto. Después de obtener una licenciatura en
ingeniería petrolera de la Universidad de Alaska,
Fairbanks, EUA, ingresó en la compañía, en Texas
Oeste, como ingeniero de campo a cargo de la ejecución de operaciones de cementación y estimulación de
pozos. Trabajó en Indonesia y en el Mar de Java como
especialista en operaciones de estimulación antes de
ser transferido a Oklahoma como ingeniero técnico de
distrito y luego como gerente de ingeniería regional
responsable de los proyectos de cementación, estimulación y operaciones con tubería flexible para US Land
East. También se desempeñó como líder de proyectos
técnicos para el segmento de Servicios de Datos y
Consultoría de Schlumberger y fue responsable de la
evaluación de las operaciones de terminación de
pozos. En el año 2004, John fue transferido a Houston
como campeón de productos para productos de fluidos
innovadores antes de ocupar su cargo actual.
Bill Lesso es asesor de operaciones de perforación con
tubería de revestimiento y realiza tareas para el segmento de Perforación y Mediciones de Schlumberger
en Houston. Actualmente trabaja en ConocoPhillips,
en el despliegue de técnicas de perforación direccional con tubería de revestimiento en Noruega y China.
Ingresó en la compañía en 1976 como ingeniero de
campo en Dayton, Texas, luego de obtener una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de
Texas en Austin. Desde entonces, Bill ha ocupado
diversas posiciones en los segmentos de operaciones
con cable, servicios al pozo y perforación y mediciones.
Ha manejado proyectos de perforación horizontal y
geonavegación en Malasia, Reino Unido, América
Latina y en varios lugares de EUA. Se involucró en las
operaciones de perforación con tubería de revestimiento después de ocupar una posición como visitante
en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en
Cambridge, Inglaterra.
M. J. Loveland es supervisora del sector de Integridad
del Pozo para ConocoPhillips en Kuparuk, Alaska. Ha
trabajado en la industria durante 15 años, ocho de los
cuales transcurrieron en Kuparuk, ocupando diversas
funciones relacionadas con ingeniería analítica de
operaciones e ingeniería de producción. Obtuvo una
licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad
de Wyoming, Laramie, EUA.
Thomas M. Maher es gerente de geología de Apache
Egypt Companies y reside en El Cairo. Es responsable
del manejo de los esfuerzos geológicos asociados con
las actividades de prospección y evaluación petrofísica
y con las operaciones para el programa de exploración
activa de Apache en el desierto occidental de Egipto.
Ingresó en Apache Corporation en 1986 y, antes de
ocupar su cargo actual en el año 2002, trabajó en Tulsa
como geólogo de planta, gerente de geociencias y
gerente de exploración y desarrollo para la región continental de EUA. Thomas posee una licenciatura en
geología de la Universidad de Massachusetts en
Amherst, una maestría en geología de la Universidad
de Miami en Oxford, Ohio, y un diploma MBA de la
Universidad de Phoenix en Tulsa.
67
Shahril Mokhtar se desempeña como ingeniero técnico de distrito para Schlumberger, y reside en Abu
Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (UAE, por sus siglas en
inglés). Antes de ocupar esta posición en junio de 2005,
se desempeñó como ingeniero DESC para PETRONAS
Carigali Sdn Bhd (PCSB) en Kemaman, Malasia. Fue
responsable de los proyectos técnicos y comerciales de
PCSB y Carigali Triton Operating Company, incluyendo
los sistemas de tubería flexible PowerCLEAN y
LiteNET. Ingresó en Schlumberger en el año 2001 como
ingeniero de campo especialista en sistemas de tubería
flexible y trabajó en Malasia, Indonesia, Emiratos Árabes Unidos, Escocia y Tailandia. Shahril obtuvo una
licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería
mecánica e ingeniería de diseño aeronáutico de la
Universidad de Brighton en Inglaterra.
Jessica Pedota se desempeña como ingeniera general de campo e ingeniera DESC para el sector de
Servicios de Intervención de Pozos de Schlumberger
en Anchorage, donde está a cargo de la redacción de
los procedimientos correspondientes al mantenimiento de la integridad del pozo y otras operaciones,
incluyendo líneas electrónicas, cementación y sistemas de tubería flexible. Además provee asistencia técnica en operaciones con tubería flexible para las
operaciones de BP en Prudhoe Bay, Alaska. Jessica
ingresó en la compañía como ingeniera de campo en
el año 2002, en Prudhoe Bay, luego de realizar algunas
pasantías en Prestonsburg, Kentucky, EUA, y en
Prudhoe Bay/Kenai. Posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Tecnológica de
Michigan en Houghton.
Jai Pokhriyal es el campeón de productos
PowerCLEAN para Schlumberger, en Sugar Land,
Texas. Comenzó su carrera como ingeniero de perforación en tierra firme y en áreas marinas, en Oil and
Natural Gas Corporation Ltd., India, y posteriormente
se desempeñó como asistente de investigación en la
Universidad de Wyoming, en Laramie. Posee una
licenciatura en ingeniería mecánica del Colegio de
Tecnología Maulana Azad, en Bhopal, India, y una
maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de
Wyoming. Jai ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo en 1997, en Alice, Texas, donde
diseñó, ejecutó y evaluó los servicios de cementación.
Posteriormente trabajó como líder de la célula de
operaciones de cementación y como gerente de servicios de campo en el sector de cementación en áreas
marinas, antes de ser transferido al sector de servicios de producción de pozos y sistemas de tubería flexible en el año 2004.
Mads Rødsjø reside en Stavanger y trabaja como ingeniero de perforación y líder del equipo de Soluciones
para la Integridad del Pozo, para BP Norge AS. Es responsable de la entrega y el diseño de todas las sartas
de tuberías de revestimiento y tuberías de revestimiento cortas en el desarrollo Valhall Flank (VFD) del
Mar del Norte. Mads ingresó en la compañía en el año
2002 después de obtener una maestría en geociencias
y en tecnología del petróleo de la Universidad de
Ciencia y Tecnología de Noruega en Trondheim. Antes
de ocupar su cargo actual, trabajó como ingeniero de
perforación en áreas marinas, como director de operaciones con tubería flexible en tierra firme, en el desarrollo VFD, y como ingeniero especialista en
terminación de pozos en áreas marinas.
68
Radovan Rolovic se desempeña como ingeniero principal para el Centro de Tecnología Stonehouse de
Schlumberger en Stonehouse, Inglaterra, donde trabaja en el desarrollo y la fabricación de sistemas de
perforación rotativa direccional de avanzada para aplicaciones de fondo de pozo. Ingresó en la compañía en
1997 como ingeniero senior y líder de proyectos para el
grupo de Desarrollo de Productos para Sistemas de
Tubería Flexible de Dowell en Rosharon y Sugar Land,
Texas. Trabajó en el desarrollo de nuevos productos,
incluyendo el sistema de tratamiento asistido por computadora con tubería flexible CoilCAT*, el programa de
diseño y evaluación de la tubería flexible CoilCADE*, el
sistema de inhibición del almacenamiento de la tubería flexible PipeSAVER* y el servicio PowerCLEAN. Fue
transferido al segmento de Perforación y Mediciones
de Schlumberger en el año 2004. Radovan posee una
licenciatura de la Universidad de Montenegro en
Podgorica, una maestría de la Universidad de Belgrado,
Serbia y Montenegro, y un doctorado de la Universidad
de Tulsa, todos en ingeniería mecánica.
Erik Rylander es campeón de productos de
Schlumberger para el sistema de evaluación pretrofísica DecisionXpress* y reside en Clamart, Francia.
Ingresó en la compañía en 1995 como ingeniero de
campo junior en Duncan, Oklahoma, y luego fue transferido a Guinea Ecuatorial y Nigeria como ingeniero
de campo (entre 1996 y 1997). Pasó los cuatro años
siguientes como ingeniero de campo especialista en el
empleo del Probador Modular de la Dinámica de la
Formación MDT*, en Gulf Coast Special Services.
Antes de ocupar su cargo actual en el año 2004, se
desempeñó tres años como gerente de servicios de
campo en ese lugar. Erik obtuvo una licenciatura en
ingeniería, con especialización en ingeniería eléctrica, de la Escuela de Minas de Colorado en Golden.
Alfredo E. Sánchez Mogollón se desempeña como
ingeniero DESC de Schlumberger, concentrándose en
servicios de fracturamiento para PEMEX Exploración y
Producción y Petróleo Brasileiro SA (PETROBRAS) en
Reynosa, México. Provee soporte interno, incluyendo el
diseño y la evaluación de tratamientos de estimulación
por fracturamiento, revisiones periódicas de la calidad
de los servicios y rastreo y mantenimiento de bases de
datos. Comenzó su carrera en el segmento de Servicios
al Pozo de Schlumberger, en el año 2000, como ingeniero de campo en Rock Springs, Wyoming. Trabajó en
reología de fluidos y análisis de laboratorio y coordinó
las brigadas de fracturamiento además de desempeñarse como líder de la célula de Servicios de
Producción de Pozos antes de ser transferido a
Reynosa en el año 2003. Alfredo obtuvo una licenciatura en ciencias de los materiales e ingeniería de la
Universidad Simón Bolívar en Caracas.
Chakib Sbiti es vicepresidente ejecutivo de
Schlumberger Oilfield Services (OFS). Maneja el
desarrollo de la tecnología de campos petroleros y
todas las operaciones del segmento de negocios OFS a
nivel mundial. Antes de ocupar este cargo en el año
2003, fue presidente, para Medio Oriente y Asia, del
segmento OFS de Schlumberger, durante dos años.
También se desempeñó como director de personal del
segmento de Servicios de Campos Petroleros en París
y como vicepresidente de Wireline & Testing para
Europa, África y el Mediterráneo. Chakib ingresó en
Schlumberger en 1981 como ingeniero de campo después de estudiar ingeniería eléctrica en Francia.
R. D. (Bob) Strickler reside en Houston y se desempeña como ingeniero de perforación de planta para la
Unidad de Negocios de Texas Sur de ConocoPhillips.
Actualmente, está involucrado en la planificación y
las operaciones del Programa de Perforación con
Tubería de Revestimiento de ConocoPhillips. Ingresó
en Conoco en 1988 y posee 27 años de experiencia en
planeación, supervisión y manejo de operaciones de
producción y perforación. Ha trabajado en áreas marinas, áreas de aguas someras y áreas terrestres en EUA
y el resto del mundo. Bob posee una licenciatura en
tecnología del petróleo.
Phil Sullivan se desempeña como ingeniero principal
del segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger, en
Sugar Land, Texas, donde está trabajando en el mejoramiento del control de pérdidas de fluidos para los
fluidos de fracturamiento, colaborando con los investigadores del Centro de Investigaciones de
Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, y en la
Universidad de Princeton, Nueva Jersey, EUA. Desde
su ingreso en la compañía en el año 1994 como ingeniero de desarrollo para Dowell, ha trabajado en sistemas de fluidos, fluidos de transporte asistidos por
fibras, fluidos de fracturamiento libres de polímeros
ClearFRAC* y operaciones de limpieza con tubería flexible. Phil posee una licenciatura de la Universidad de
Virginia en Charlottesville, EUA, y una maestría y un
doctorado de la Universidad de Purdue en Lafayette
Oeste, Indiana, todos en ingeniería mecánica.
Lloyd Tabor es gerente de cuentas de Schlumberger
para Devon Energy en Oklahoma City, Oklahoma. Allí,
es responsable de la puesta en marcha, el soporte y la
comunicación en red de todo el negocio de
Schlumberger en las divisiones de EUA occidental y
central de Devon. Después de obtener una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Estatal
de Luisiana en Baton Rouge, ingresó en
Schlumberger, entonces Dowell, como ingeniero de
campo en Lafayette, Luisiana. Trabajó en diversas
localizaciones como ingeniero de desarrollo, gerente
de operaciones e ingeniero de ventas senior del segmento de servicios de campos petroleros antes de
ocupar su cargo actual. Durante su carrera, Lloyd trabajó en operaciones de cementación y fracturamiento
y en la implementación de nueva tecnología y fue responsable de la introducción del servicio de estimulación a través de la tubería flexible CoilFRAC* y los
fluidos ClearFRAC ante Equitable Resources y
Columbia Energy en el este de EUA.
Ariel Valenzuela Muñoz trabaja para PEMEX en
Reynosa, México, donde está a cargo del
Departamento de Optimización de los Tratamientos de
Fracturamiento. Después de obtener un diploma en
ingeniería petrolera del Instituto Politécnico Nacional
de Ciudad de México, ingresó en la compañía en 1985
para trabajar en ingeniería petrolera, producción,
reparación y terminación de pozos. Antes de ocupar su
cargo actual, Ariel fue asignado al departamento de
diseño y operaciones de disparos donde fue responsable del diseño, supervisión y evaluación de los tratamientos de fracturamiento hidráulico en la Cuenca de
Burgos.
Oilfield Review
Tommy M. Warren es director del segmento de
Investigación e Ingeniería de Tecnología de
Perforación con Tubería de Revestimiento de Tesco
Corporation en Houston. Ingresó en Tesco en 1999 después de haber trabajado 26 años en Amoco, en operaciones e investigación de trabajos de perforación. Sus
tareas de investigación relacionadas con la mecánica
de las barrenas de tricono, mecánica de barrenas de
arrastre, perforación direccional, mecánica de sartas
de perforación, sistemas de perforación de alta velocidad, mecánica de rocas y el sistema Casing Drilling®,
condujo a la publicación de 60 artículos técnicos y 35
patentes. Tommy obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería de minerales de la Universidad de
Alabama, Tuscaloosa, EUA, y en 1994 fue seleccionado
como Becario Distinguido en Ingeniería de la
Universidad de Alabama. Fue presidente de la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE
1999 y Conferenciante Distinguido de la SPE en 1999 y
actualmente es presidente electo del comité de coordinación de Publicaciones de la SPE y miembro del
comité de programas de la Conferencia de Perforación
de las IADC/SPE. Recibió el Premio de Ingeniería de
Perforación de la SPE 1997.
Xiaowei Weng se desempeña como ingeniero de desarrollo senior de Schlumberger, en el Departamento de
Aplicaciones de Ingeniería, en Sugar Land, Texas. Es
responsable del soporte de ingeniería y modelado para
el desarrollo de programas de computación en las
áreas de fracturamiento hidráulico, fracturamiento
ácido y limpieza de pozos con tubería flexible. Antes
de ingresar en la compañía en 1999, trabajó como
ingeniero senior en tecnología de fracturamiento y
soporte de diseño de campo para ARCO E&P
Technology. Xiaowei posee una licenciatura de la
Universidad de Ciencia y Tecnología de China en
Hefei, y una maestría y un doctorado de la Universidad
de Texas en Austin, todos en ingeniería mecánica.
Jim White es asesor petrofísico para Schlumberger UK
y reside en Aberdeen. Provee soporte de interpretación para los nuevos sensores operados con cable que
están siendo desplegados actualmente en el Mar del
Norte. Luego de ingresar en la compañía en 1974, pasó
cuatro años como ingeniero de campo en Medio
Oriente. Desde entonces ocupó diversas posiciones de
manejo de campo, mercadeo y soporte de interpretación en Escocia, Dinamarca y Noruega, donde también
trabajó como consultor para la Dirección del Petróleo
de Noruega. Durante los últimos 15 años, ha desarrollado una extensiva base de conocimientos de métodos
de evaluación de formaciones utilizando los sensores
más modernos de adquisición de registros durante la
perforación y los sensores operados con cable, particularmente en lo que respecta a su aplicación a los yacimientos del noroeste de Europa. Jim posee una
licenciatura en física del Colegio Imperial de Ciencia,
Tecnología y Medicina de Londres.
Otoño de 2005
Dean Willberg se desempeña como gerente de programas senior e ingeniero principal para el Centro de
Servicios de Productos de Pozos de Schlumberger en
Moscú y en el Centro de Tecnología de Novosibirsk,
donde trabaja en el desarrollo de tecnologías de fracturamiento hidráulico y estimulación de pozos. Ingresó
en la compañía en el Centro de Tecnología de Tulsa en
1996 como ingeniero de desarrollo de productos y posteriormente trabajó en desarrollo de productos en el
Centro de Productos de Sugar Land, Texas. Dean posee
una licenciatura de la Universidad de Alberta en
Edmonton y un doctorado del Instituto de Tecnología
de California en Pasadena, ambos en química.
Wei Zhou es gerente de ventas del segmento de
Servicios al Pozo de Schlumberger para el GeoMarket
de China, Japón, Corea y Taiwán (CHG) y reside en
Beijing. Antes de ocupar este cargo, se desempeñó
como ingeniero DESC para BP en Stavanger, donde
proporcionó soporte técnico para la herramienta de
Soluciones Automatizas Eficientes y Más Seguras con
Tubería Flexible CT SEAS* y para las unidades de
tubería flexible convencionales asociadas con la operación del Campo Valhall de BP. Introdujo y diseñó el sistema de limpieza de pozos PowerCLEAN para el
proceso de limpieza de apuntalante posterior al fracturamiento para el desarrollo Valhall Flank. Ingresó en
Dowell Schlumberger en 1997, en Shekou, China, como
ingeniero de campo especialista en tubería flexible y
luego trabajó en Prudhoe Bay, Alaska, como ingeniero
general de campo antes de trasladarse a Stavanger.
Obtuvo una licenciatura en ingeniería de la
Universidad de Tsinghua en Beijing.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.
Casing Drilling® es una marca registrada de Tesco Corporation.
Próximamente en Oilfield Review
Manejo de yacimientos de gas condensado. Un
fluido de gas condensado retrógrado condensa hidrocarburo líquido cuando el fluido cae por debajo de su
presión de rocío. La condensación puede producirse en
la formación, creando un banco de condensado que
reduce la producción o puede tener lugar en el pozo,
cargándolo con la fase más pesada y requiriendo a
menudo una operación de intervención para mantener
la producción. Este artículo describe los esfuerzos realizados por mantener la productividad de los pozos
independientemente de la declinación de la presión de
yacimiento.
Las presiones de las operaciones de perforación y
producción. El desarrollo de la presión geofísica está
enraizado en los comienzos de la Tierra. Millones de
años más tarde, las compañías de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) pronostican,
miden y manejan la presión durante las operaciones de
perforación de pozos y producción de yacimientos. Este
artículo examina el desarrollo de los sistemas de geopresión y luego analiza el riesgo y las interdependencias de la presión de formación en lo que respecta a
las operaciones de perforación, producción y recuperación de hidrocarburos. Algunos ejemplos de campo
muestran cómo los perforadores e ingenieros están utilizando técnicas de avanzada para el pronóstico, detección y manejo de la presión, permitiendo que los pozos
se perforen en forma más segura y se posicionen con
mayor precisión y que los yacimientos sean manejados
para lograr la máxima recuperación de petróleo y gas.
Evaluación de formaciones durante la perforación.
Ahora se ha establecido un estándar más elevado
para las operaciones de evaluación de formaciones
durante la perforación. El diseño de una nueva herramienta innovadora hace posible la ejecución de evaluaciones de formaciones exhaustivas sin el empleo
de fuentes radioactivas químicas, reduce el tiempo de
equipo de perforación utilizado para conectar y desconectar el arreglo de fondo de pozo y posibilita la
obtención de velocidades de penetración más elevadas durante la adquisición de registros. Destacado en
este artículo, el collar integrado de adquisición de
registros durante la perforación proporciona nuevas
mediciones, además de significativas ventajas en términos de seguridad y eficiencia, a los equipos a cargo
de los activos de las compañías de todo el mundo.
69
NUEVAS PUBLICACIONES
Masa crítica: Cómo una
cosa conduce a otra
Philip Ball
Farrar, Straus y Giroux
19 Union Square West
Nueva York, Nueva York 10003 USA
2004. 520 páginas. $27.00
ISBN 0-374-28125-4
Cubriendo una amplia variedad de tópicos, este libro describe sucintamente
el valor del estudio científico en lo que
respecta a mejorar la comprensión del
comportamiento humano. Mediante la
investigación de enfoques innovadores
para dar cuenta del comportamiento
social a través de la aplicación de
fórmulas tomadas de la física, el autor
explica cómo algunos teóricos sociales
están utilizando los descubrimientos
relacionados con el movimiento
molecular y la formación de cristales
para predecir el comportamiento de
diversos grupos humanos, incluyendo
multitudes de entusiastas de fútbol y
grupos de peatones.
Contenido:
• Introducción: Aritmética política
• Evocando a Leviatán: El mundo
bestial de Thomas Hobbes
• Fuerzas menores: La filosofía
mecánica de la materia
• La ley de los números grandes:
Regularidades que resultan de la
aleatoriedad
• El gran Ah-Whoom: Porqué ciertas
cosas suceden todas al mismo
tiempo
• Acerca del crecimiento y la forma:
El surgimiento de la forma y la
organización
• La marcha de la razón: Azar y
necesidad en el movimiento
colectivo
• En el camino: La dinámica
inexorable del tránsito
• Ritmos del mercado: La temblorosa
mano oculta de la economía
• Factores de suerte: Porqué la
interacción importa a la economía
70
• Proporciones inusuales: Estados
críticos y el poder de la línea recta
• El trabajo de muchas manos: El
crecimiento de las firmas
• Ingrese en el club: Alianzas en
negocios y política
• Multitudes en el valle de las
decisiones: Influencia colectiva y
cambio social
• La colonización de la cultura:
Globalización, diversidad y
sociedades sintéticas
• Pequeños mundos: Redes que nos
unen
• Tejiendo la Red: La forma del
espacio cibernético
• Orden en el Edén: Aprendiendo a
colaborar
• La victoria de Pavlov: ¿Es buena la
reciprocidad para nosotros?
• Hacia la utopía: El paraíso, el
infierno y la planeación social
• Epílogo: Llamada a escena
• Notas, Bibliografía, Índice
Unas 17 páginas de notas, una
bibliografía que consta de 13 páginas
y un índice compuesto por 16 páginas
conforman este libro fascinante, que
interesa tanto a científicos como a
humanistas de todo nivel …Altamente
recomendable.
Howard WE III: Choice 42, no. 4
(Diciembre de 2004): 681.
medios continuos, óptica no lineal,
difracción, radiación de partículas
móviles y la teoría clásica de los
electrones. Además ofrece ejemplos y
ejercicios de problemas tomados de la
física de la materia condensada, la
física de partículas, la óptica y la física
atómica.
Contenido:
• Prólogo
• Cinemática relativista
• Mecánica relativista y teoría de
campo
• Campos electromagnéticos
independientes del tiempo
• Ondas electromagnéticas
• Técnicas de Fourier y cuántica
virtual
• Materiales macroscópicos
• Medios dispersivos lineales
• Óptica no lineal
• Difracción
• Radiación de partículas relativistas
• Partículas fundamentales en
electrodinámica clásica
• Apéndice, Índice
La principal contribución de este
libro …es la inclusión de secciones
sobre óptica no lineal y lásers, temas
raramente analizados en los libros de
electrodinámica clásica. El libro
provee además varios problemas que
resultarán de utilidad tanto para el
alumno…como para el instructor….
También le servirá al alumno que
desee trascender los límites del curso
regular de electrodinámica para
graduados.
Javier González H: The Industrial Physicist 10,
no. 3 (Junio–Julio de 2004): 33–34.
En otra novela de misterio
relacionada con la geología—la
segunda de la geóloga Susan Cummins
Miller—el geólogo de Tucson, Frankie
MacFarlane, investiga su segundo
asesinato ….
Se trata de un texto divertido y de fácil
lectura intercalado con algo de ciencia.
Geotimes 50, no. 1 (Enero de 2005): 47.
La Tierra: Una
historia profunda
Richard Fortey
Alfred A. Knopf, una división
de Random House
201 E. 50th Street
Nueva York, Nueva York 10022 USA
2004. 429 páginas. $30.00
ISBN 0-375-40626-3
Los Alpes, las Tierras Altas de Escocia,
Terranova y las Trampas Deccan en la
India se encuentran entre los destinos
del autor a medida que explica la teoría
de la tectónica de placas para dar cuenta de la formación de los continentes y
los océanos. Richard Fortey, paleontólogo senior del Museo de Historia Natural
de Londres, ha escrito una serie de
ensayos relacionados, que proporcionan
la visión de nuestro planeta y su historia geológica que posee una persona
informada.
Problemas modernos en
electrodinámica clásica
Charles A. Brau
Oxford Universidad Press
198 Madison Avenue
Nueva York, Nueva York 10016 USA
2004. 594 páginas. $99.95
ISBN 0-19-514665-4
Concebido como libro de texto para
estudiantes universitarios de nivel
superior/graduados principiantes y como
referencia para investigadores científicos, este libro aborda una amplia gama
de tópicos de la física moderna—electrostática, magnetostática, ondas,
La autora, una ex geóloga de campo del
Servicio Geológico de EUA, fue además
profesora de geología y oceanografía
antes de convertirse en escritora de ficción y no ficción. Falla de despegue es
su segunda novela de misterio relacionada con la geología, que tiene como
protagonista a Frankie MacFarlane, un
geólogo residente en Tucson que se involucra en la resolución de un asesinato.
Al igual que su primer libro, Asamblea
de la Muerte, este trabajo incluye descripciones de la historia natural, los paisajes y la geología de Arizona.
Falla de despegue
Susan Cummins Miller
Texas Tech Universidad Press
Box 41037
Lubbock, Texas 79409 USA
2004. 235 páginas. $24.95
ISBN 0-89672-520-0
Oilfield Review
Contenido:
• Arriba y abajo
• La isla
• Océanos y continentes
• Los Alpes
• Las placas
• Cadenas montañosas antiguas
• El dólar
• Rocas calientes
• Líneas de fallas
• La antigüedad de los días
• Portada
• Cosas profundas
• Vista del mundo
• Lectura complementaria, Índice
Éste es quizás el aspecto más
valioso del libro para el lector profesional: tener a la vista la secuencia histórica de los trabajadores que
desarrollaron los postulados fundamentales de la formación de montañas,
el tiempo geológico, y demás temas afines, constituye un verdadero placer.
Fortey ha escrito un libro verdaderamente ameno tanto para el lector profesional como para el lego—merece ser
leído por quienes tengan interés en las
ciencias naturales.
Strother PK: Choice 42, no. 8 (Abril de 2005): 1429.
mezclando las historias de muchas
otras mujeres que también realizaron
aportes significativos en relación con
las ciencias.
Contenido:
• Pandora/Eva/Minerva: Prólogo;
Mujeres/Ciencia; Lady
Philosophy/Francis Bacon
• A la sombra de gigantes: Elisabeth de
Bohemia/René Descartes; Anne
Conway/Gottfried Leibniz; Émilie du
Châtelet/Isaac Newton
• Ciencia local: Jane Dee/John Dee;
Elisabetha Hevelius/Johannes
Hevelius; Caroline Herschel/William
Herschel; Marie Paulze
Lavoisier/Antoine Lavoisier
• Bajo el estandarte de la ciencia:
Priscilla Wakefield/Carl Linnaeus;
Mary Shelley/Victor Frankenstein;
Epílogo
• Notas, Bibliografía, Índice
Socavando el concepto de
heroísmo en la ciencia, el libro Los
Pantalones de Pandora representa una
historia subordinada de la ciencia en
su mejor momento. Las historias que
ha recogido Fara deberían fomentar la
recuperación y la reconsideración de
los aportes de muchos otros trabajadores científicos hoy olvidados.
Gopinathan A: Science 307, no. 5709
(28 de enero de 2005): 522.
Los pantalones de Pandora:
Mujeres, ciencia y poder en la
Ilustración
Patricia Fara
Pimlico
Random House
20 Vauxhall Bridge Road
Londres SW1V 2SA Inglaterra
2004. 224 páginas. $20.00
(edición económica)
Comprensión de los
sistemas de energía renovable
Volker Quaschning
Earthscan Publications Ltd.
8-12 Camden High Street
Londres NW1 0JH Inglaterra
2005. 272 páginas. $39.95 edición
económica; $155.00 tapa dura
ISBN 1-8441-3082-7
ISBN 1-8440-7128-6
Escrito por una historiadora de las
ciencias de la Universidad de
Cambridge, el libro rastrea la participación de la mujer en la ciencia europea
en los siglos XVII y XVIII. La autora ha
seleccionado ocho mujeres cuyas vidas
se entrelazaron con las de científicos
famosos durante la Ilustración, entre-
Este libro provee información básica
sobre varios sistemas de energía renovable, incluyendo su función y utilidad
en diversas aplicaciones. Esta versión
actualizada, en idioma inglés, del texto
clásico de 1998 incluye un disco compacto con simulaciones computarizadas
que sirven de soporte al texto. Entre los
Otoño de 2005
temas abordados se encuentra una
exposición razonable básica para el
aprovechamiento de la energía renovable (tal como biomasa, hidroelectricidad, sistemas geotérmicos y sistemas
basados en las mareas) y algunos de los
sistemas más promisorios, incluyendo
la radiación solar, la energía fotovoltaica y la energía eólica. También se analizan los aspectos económicos de los
recursos de energía renovable.
Contenido:
• Energía, cambio climático y fuentes
de energía renovable
• Radiación solar
• Sistema de calentamiento de agua
termo-solar
• Energía fotovoltaica
• Energía eólica
• Economía
• Programas de simulación y el disco
compacto del libro
• Apéndice, Bibliografía, Índice
Excelentes ilustraciones y gráficas
son complementadas por un disco compacto que muestra todas las figuras del
libro más 19 programas de
computación relevantes. La bibliografía es extensiva. Esta obra está
destinada a todos los investigadores
del dilema energético del mundo.
Comer JC: Choice 42, no. 9 (Mayo de 2005): 162.
actual del conocimiento geológico.
Mediante la utilización de relatos de
testigos y de los nuevos descubrimientos científicos, los autores cuentan la
historia de los terremotos y presentan
teorías sobre sus causas, exponiendo
sucintamente cómo los sismos de New
Madrid contribuyeron a la creación de
la sismología moderna.
Contenido:
• Los terremotos de New Madrid: El
Mundo Enloquecido; Sueños, Presagios y Guerra; Los Péndulos y Los
Genios
• Los buscadores de sismos: Mitos,
Mapas y Máquinas; Descubrimiento
de Fallas; Adelantos en Geofísica
• Mirando hacia atrás, mirando hacia
adelante: Zanjas de Hundimiento,
Penachos y Yacimientos; El Arte de
la Predicción; Falsos Profetas;
La Recuperación de New Madrid
• Notas, Índice
Este libro está escrito para que su
lectura sea disfrutada tanto por
científicos como por quienes no
pertenecen a este ámbito y, en este
sentido, resulta absolutamente exitoso.
…Contiene excelentes explicaciones
del desarrollo de los métodos sísmicos
para el estudio de los sismos. Además,
provee referencias de publicaciones
técnicas y no técnicas ….
Haberfield J: AAPG Bulletin 89, no. 4
(Abril de 2005): 551–552.
El grande: El sismo que
estremeció a la América
primitiva y ayudó a crear
una ciencia
Jake Page y Charles Officer
Houghton Mifflin Company
215 Park Avenue South
Nueva York, Nueva York 10003 USA
2004. 239 páginas. $24.00
ISBN 0-618-34150-1
Los tres sismos de mayor magnitud que
sacudieron el sector continental de
Estados Unidos tuvieron lugar en 1811 y
1812 cerca de New Madrid, Missouri.
Este libro proporciona un raconto breve
de la sismología y constituye un libro de
lectura elemental sobre el estado
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