Oilfield Review
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Oilfield Review Volumen 27, no.1 Vida salvaje y la industria de E&P Disminución de las incertidumbres de perforación Simulación de flujo multifásico Mapeo de yacimientos durante la perforación Integridad de la tubería flexible Aplicaciones Oilfield Review Oilfield Review comunica a los profesionales de la industria petrolera los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y la producción de hidrocarburos. Muchos artículos de la publicación han sido mejorados en las aplicaciones con animaciones y videos, que ayudan a explicar los conceptos y teorías que trascienden las capacidades de las imágenes estáticas. Además, las aplicaciones brindan acceso a numerosos años de temáticas archivadas en un formato compacto que conserva el contenido y las imágenes de alta calidad a los que estamos acostumbrados con la versión impresa de Oilfield Review. Para descargar e instalar la aplicación en su dispositivo Android† o iPad‡, busque “Schlumberger Oilfield Review,” que se encuentra disponible en el App Store‡ o en la tienda en línea Google Play†, o escanee el código QR (abajo), que lo llevará directamente a la fuente específica para su dispositivo. Android y Google Play son marcas de Google Inc. † App Store y iPad son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros países. ‡ 15-OR-0002-S Las comunicaciones a través del tiempo: Orígenes y evolución de Oilfield Review Desde la fundación de Schlumberger en 1926, las comunicaciones relacionadas con tecnologías y técnicas han sido cruciales para el éxito de la compañía y para su colaboración con los clientes a fin de satisfacer sus desafíos. Quisiera relatar algunos de los hitos que registra la historia de Schlumberger en materia de comunicaciones y exponer a grandes rasgos el futuro de Oilfield Review. En el año 1930, Conrad Schlumberger pidió a su hija Dominique que preparara un boletín técnico para los aproximadamente 30 ingenieros de campo que estaban distribuidos por todo el mundo. Denominado PROSELEC, y con base en París, este comunicado confidencial escrito en francés se mantuvo vigente hasta la Segunda Guerra Mundial. Conrad creía que había descubierto cómo su herramienta de resistividad rudimentaria podría adaptarse para observar las profundidades de un yacimiento hasta la roca petrolífera virgen y que esta nueva técnica podría identificar la presencia de formaciones hidrocarburíferas. Hasta ese momento, los registros adquiridos con herramientas operadas con cable se utilizaban para determinar las correlaciones entre pozos. Desde su oficina de París, Conrad transmitió la idea por telégrafo a sus 34 ingenieros de campo, diseminados de manera aleatoria a través de las provincias hidrocarburíferas de todo el mundo, instándolos a que la experimentaran. Mientras llevaba a cabo una operación de adquisición de registros (perfilaje) para Shell en Sumatra, en el año 1932, Marcel Jabiol fue el primero en probar la innovación que claramente funcionó. Sus registros, que mostraron por primera vez que una formación era hidrocarburífera en vez de acuífera, estuvieron en el escritorio de Conrad tres meses después de la comunicación inicial. Había comenzado una nueva era en la tecnología petrolera. En 1941, como jefe de investigación, Henri-Georges Doll plasmó en una sola página una de las comunicaciones más famosas de Schlumberger, el Programa de Investigación. Doll estuvo involucrado desde los comienzos de Schlumberger, inicialmente a cargo de los trabajos de campo. Graduado de la École Polytechnique, se había casado con Annette, hija de Conrad. Muchos de los desafíos en su lista manuscrita de 21 proyectos siguen siendo esenciales para las actividades de investigación e ingeniería de Schlumberger, como las curvas de investigación lateral y el dispositivo para probar la presión y la permeabilidad de las capas porosas. Naturalmente, también formaban parte de la lista algunos retos operacionales más inmediatos del momento; tales como el peso aislado y el registrador de 5 galvanómetros. Doll revivió el boletín de información tecnológica en la década de 1950 y lo rebautizó con el nombre The Technical Review, para facilitar el intercambio de ideas y el desarrollo de tecnología y soluciones para problemas de campo entre los grupos de investigación e ingeniería y el campo petrolero. The Technical Review tenía su base en Ridgefield, Connecticut, EUA, sede del primer centro de Schlumberger dedicado a la investigación. Esta publicación era estrictamente confidencial y sus copias, con los nombres indicados, se distribuían entre ingenieros y gerentes técnicos de todo el mundo. Schlumberger admitió que el incremento de la colaboración con sus clientes resultaba esencial para el desarrollo de las tecnologías necesarias para comprender y explotar efectivamente los yacimientos de hidrocarburos cada vez más desafiantes. Fue así como en 1986, los clientes de Schlumberger comenzaron a recibir la publicación The Technical Review. La primera edición de Oilfield Review fue publicada en 1989, como resultado de la fusión de The Technical Review con las revistas publicadas previamente por Anadrill y Dowell, que ahora forman parte de Schlumberger. Los ocho integrantes del personal de Oilfield Review se dividieron entre los centros de investigación de Schlumberger en Ridgefield y Cambridge, en Inglaterra. Hoy, Oilfield Review posee una distribución de 20 000 ejemplares impresos, una aplicación (app) para lectura y una presencia en línea cada vez más importante en el sitio Web de Schlumberger, slb.com. El compendio Oilfield Glossary en constante expansión —también se encuentra disponible como app tanto en inglés como en español— y la serie de artículos de definición de conceptos divulgados en línea completan la publicación. En los próximos 12 a 18 meses, Oilfield Review reforzará su presencia en línea e incentivará el compromiso más profundo y más generalizado de los lectores, que hoy superan con creces al público de la publicación impresa. Seguirá habiendo tres ediciones impresas por año además de un volumen creciente de contenidos disponibles en línea, organizados en un formato contemporáneo y accesible. A medida que los activos de petróleo y gas se vuelven más complejos y los ambientes de trabajo más desafiantes, las comunicaciones y la colaboración a través de la industria adquieren más importancia que nunca. Oilfield Review mantendrá vigente su rol de medio acreditado, objetivo y educativo para los profesionales de la industria de E&P de todo el mundo. Charles Cosad Editor ejecutivo de Oilfield Review Houston Charlie Cosad ingresó en Schlumberger en 1978 como ingeniero de campo especialista en perfilaje en el Lejano Oriente y luego ocupó varias posiciones técnicas y directivas dentro de dicha región y en Medio Oriente. Posteriormente, fue trasladado al Mar del Norte como gerente de proyectos en Oilfield Services y en el segmento Integrated Project Management (IPM), y se desempeñó como líder de equipo de pozos para el proyecto de la Plataforma Eastern Trough Area de BP. Subsiguientemente, fue trasladado a Houston como gerente de mercadeo para Camco International y para el segmento Well Completion and Productivity y luego fue gerente de tecnología para el segmento IPM con base en el Reino Unido. Con posterioridad, se convirtió en gerente de desarrollo de negocios para servicios y tecnologías en tiempo real y en el año 2010 fue director de comunicaciones de mercadeo con base en París. Charlie posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Siracusa en Nueva York, EUA, y una maestría en ingeniería aeroespacial y mecánica de la Universidad de Princeton en Nueva Jersey, EUA. 1 Schlumberger Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Editor ejecutivo Charlie Cosad Editores senior Tony Smithson Matt Varhaug Rick von Flatern Editores Irene Færgestad Richard Nolen-Hoeksema Colaboradores Ted Moon Ginger Oppenheimer Diseño y producción Herring Design Mike Messinger Ilustraciones Chris Lockwood Mike Messinger George Stewart Impresión RR Donnelley—Wetmore Plant Curtis Weeks Traducción y producción Lynx Consulting, Inc. E-mail: [email protected]; http://www.linced.com Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez 1 Las comunicaciones a través del tiempo: Orígenes y evolución de Oilfield Review Artículo de fondo aportado por Charlie Cosad, editor ejecutivo de Oilfield Review. 4 Las especies silvestres marinas y las actividades de E&P: Trabajando para coexistir Durante el desarrollo de las actividades de exploración y producción marinas, las interacciones con el medio ambiente y la vida silvestre marina son inevitables. La investigación enfocada en las fuentes sísmicas que son menos invasivas que las fuentes utilizadas previamente está ayudando a las compañías a realizar levantamientos que producen un impacto mínimo en la vida marina. Además, se encuentran en estudio otras actividades que afectan el comportamiento de las aves. 14 Reducción de la incertidumbre adelante de la barrena Una nueva solución de perforación integra datos sísmicos de superficie con datos de pozos y genera modelos para predecir las condiciones geológicas y las presiones de las formaciones delante de la barrena. Los modelos ayudan a los geofísicos e ingenieros a optimizar el contacto con el yacimiento y a reducir la incertidumbre asociada con los riesgos geológicos presentes delante de la barrena. 26 Simulación de flujos multifásicos: Optimización de la productividad de los campos petroleros Los operadores se encuentran en la búsqueda constante de herramientas y técnicas innovadoras de desarrollo de campos petroleros, que los ayuden a alcanzar un equilibrio entre la producción óptima y los costos. Una de las formas en que los proveedores de servicios lograron satisfacer estas necesidades fue a través del desarrollo de simuladores de flujos multifásicos para pozos y líneas de conducción. Estos simuladores ayudan a eliminar las conjeturas relacionadas con la optimización de la producción y la construcción de pozos antes de que los operadores comiencen a perforar. Acerca de Oilfield Review 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. 2 A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicación corresponden al idioma inglés. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger. Visite www.slb.com/oilfieldreview para las copias electrónicas de los artículos en inglés, español, chino y ruso. © 2015 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Descargue las aplicaciones gratuitas: Septiembre de 2015 Volumen 27 Número 1 Consejo editorial Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA 40 Mapeo de yacimientos durante la perforación Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA III I IIII IIIIIIII IIIIIII III I IIII IIIIIIII IIIIIII I I IIIIIIII I Los avances registrados en materia de adquisición y procesamiento de registros LWD están ayudando a sortear la brecha existente entre los datos sísmicos de superficie, obtenidos antes de la perforación, y los datos de registros de pozos obtenidos después de que la barrena ha penetrado en la formación. Un nuevo servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación utiliza mediciones electromagnéticas direccionales profundas para proporcionar datos sobre la geometría del yacimiento, las heterogeneidades laterales y los contactos de fluidos. Mediante la utilización de esta información en tiempo real, los equipos a cargo de los activos de las compañías pueden maximizar la exposición del yacimiento y refinar los planes de desarrollo de campos petroleros. Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra Michael Oristaglio Yale Climate & Energy Institute New Haven, Connecticut, EUA 50 Monitoreo y manejo de la integridad de la tubería flexible La tubería utilizada en las operaciones con tubería flexible es sometida a diversos tipos de tensiones durante los viajes de entrada y salida del pozo. El desgaste resultante reduce la vida útil de la tubería. Un sistema de monitoreo de tuberías en la localización del pozo alerta a los operadores de tuberías flexibles acerca de la existencia de problemas de fatiga antes de que se vuelvan inmanejables. 60 Colaboradores 63 Próximamente en Oilfield Review 64 Publicaciones destacadas 68 Definición de la extracción de núcleos: Comprensión del núcleo de la cuestión En la portada: La serie de artículos que definen conceptos en sólo dos o tres páginas, informa e instruye al mismo tiempo mediante la presentación de los principios y las técnicas más recientes para una amplia gama de temas de la industria. Enlaces de interés: Schlumberger www.slb.com Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Glosario del Oilfield Review www.glossary.oilfield.slb.com Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 5599 San Felipe Houston, Texas 77056, Estados Unidos de Norteamérica (1) 713-513-3760 E-mail: [email protected] Dirigir las consultas de distribución a: Jeanette Boas Av. Das Americas 1650, Bloco 3 Barra da Tijuca Rio de Janeiro RJ 22640 - 101, Brazil Directo: +55 21 3541 7135 E-mail: [email protected] Trabajando en el interior de una cabina de control de la unidad de tubería flexible (TF), un operador de TF baja la tubería en un pozo. Las unidades de TF están provistas de un carrete desde el cual se desenrolla y se enrolla una sección continua de tubería de acero flexible para ser bajada y extraída del pozo. El equipo de control de presión del cabezal del pozo y el inyector ejecutan las funciones de control de presión, lo que permite llevar a cabo diversas operaciones de fondo de pozo bajo presión, tales como el despliegue de herramientas y materiales a través de la tubería de producción o de la tubería de revestimiento existentes y la ejecución de operaciones de remediación, limpieza y reparación, tratamientos de estimulación y transporte de herramientas en el pozo. Estos procesos son monitoreados y coordinados desde la cabina de control. 3 Las especies silvestres marinas y las actividades de E&P: Trabajando para coexistir André Metzler Miguel Rivas Gatwick, Inglaterra Ian Sealy Sugar Land, Texas, EUA Rebecca Snyder Seiche Measurements Ltd. Bradworthy, Inglaterra Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015). Copyright © 2015 Schlumberger. IRMA, Q-Fin, Q-Marine y WhaleWatcher son marcas de Schlumberger. eSource es una marca registrada de Teledyne Bolt, Inc. 1. Comité de Caracterización del Comportamiento de los Mamíferos Marinos Biológicamente Significativos, Consejo Nacional de Investigación: Marine Mammal Populations and Ocean Noise: Determining When Noise Causes Biologically Significant Effects. Washington, DC: National Academies Press, 2005. Popper AN y Hastings MC: “The Effects of Human-Generated Sound on Fish,” Integrative Zoology 4, no. 1 (Marzo de 2009): 43–52. Slabbekoorn H, Bouton N, van Opzeeland I, Coers A, ten Cate C y Popper AN: “A Noisy Spring: The Impact of Globally Rising Underwater Sound Levels on Fish,” Trends in Ecology and Evolution 25, no. 7 (Julio de 2010): 419–427. 2. Gibson D y Rice S: “Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 10–21. 3. La Asociación Internacional de Conservación Ambiental de la Industria Petrolera (IPIECA): “The Oil and Gas Industry: Operating in Sensitive Environments,” Londres: IPIECA, Agosto de 2003. La Asociación Internacional de Conservación Ambiental de la Industria Petrolera (IPIECA) y la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas (OGP): “A Guide to Developing Biodiversity Action Plans for the Oil and Gas Sector,” Londres: IPIECA, Octubre de 2005. 4. El Foro Internacional de Exploración y Producción de la Industria Petrolera y el Centro de Industria y Medio Ambiente del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP IE): “Environmental Management in Oil and Gas Exploration and Production—An Overview of Issues and Management Approaches,” Londres: Informe Técnico de UNEP IE/PAC 37, 1997. 5. Subgrupo de Operaciones Marinas del Grupo de Tareas de Operaciones y Medioambiente: “Offshore Environmental Management of Seismic and Other Geophysical Exploration Work,” Washington, DC: National Petroleum Council Environmental Management of Geophysical Exploration, artículo 2-9, 2011. 4 En la búsqueda de reservas de petróleo y gas, el sector de E&P está preocupado por los efectos de las actividades de exploración y producción en el medio ambiente y la vida silvestre. Durante muchas décadas, los investigadores estudiaron los impactos ambientales de las actividades industriales en las diversas especies de mamíferos marinos, peces y aves migratorias. El desarrollo de regulaciones y normas para la conservación del medio ambiente se ha basado en parte en los resultados de estos estudios, y la efectividad de estas medidas es evaluada constantemente tanto por la industria de E&P como por organizaciones externas. La expansión geográfica de la búsqueda de reservas de petróleo y gas potencia los efectos ecológicos colaterales. Dado que las actividades de exploración y producción conllevan la posibilidad de impactar la vida silvestre y el medio ambiente, los operadores de E&P y las compañías de servicios están incrementando su enfoque y sus esfuerzos para la minimización del impacto de las actividades de la industria. En las primeras etapas de la exploración, los levantamientos sísmicos desempeñan un rol vital para ayudar a los científicos a identificar y determinar la extensión de las áreas prospectivas del subsuelo. El ruido antropogénico, o ruido produ- Embarcación sísmica Superficie marina Cable sísmico marino con arreglo de sensores de hidrófonos, a una profundidad de 6 a 12 m Arreglo de cañones de aire Fondo marino Capas sedimentarias > Levantamiento sísmico marino. Un arreglo de cañones de aire produce pulsos de energía acústica, que penetran en el subsuelo y se reflejan desde las interfaces de las rocas hasta los sensores de los hidrófonos. (Adaptado del API, referencia 7.) Oilfield Review Fotografías de la vida silvestre, copyright de Roy S. Mangersnes. cido por el hombre, constituye un componente necesario de dichos levantamientos y, en ciertos ambientes, puede ser un estresor para la fauna. A lo largo de más de cuatro décadas, los investigadores han examinado los efectos del ruido antropogénico en los mamíferos marinos y en diversas especies de peces.1 Los resultados de estos estudios llevaron a los operadores y las compañías de servicios a manejar el ruido en un esfuerzo por proteger la fauna marina.2 Las aves, especialmente durante la migración, también pueden verse afectadas por las actividades de E&P y otras actividades de la industria. Las aves migratorias con frecuencia guían su navegación por la vista y son atraídas por las luces artificiales intensas provenientes de estructuras tales como faros y plataformas marinas. En las proximidades de estas estructuras, las aves pueden cometer errores en la navegación, lo que conduce potencialmente a su deceso.3 Volumen 27, no.1 Los efectos de las actividades de E&P de petróleo y gas en el medio ambiente y la vida silvestre dependen de varios factores, entre los que se encuentran el tipo de proceso, la dimensión del proyecto, la precisión de la planeación del proyecto, la prevención y la mitigación de la contaminación, y la naturaleza y la sensibilidad del 4 Oilfield Review ambiente circundante. Este artículo se centra en 15 los efectos SPRING de los levantamientos sísmicos en los Wildlife Fig Opener mamíferos marinos y los peces, analiza la influencia ORSPRNG 15 WLDLF Opener de las plataformas marinas en las aves migratorias y examina las estrategias de mitigación actuales utilizadas por la industria del petróleo y el gas. Los levantamientos sísmicos marinos Los levantamientos sísmicos se utilizan en la industria desde hace más de 80 años. Estos levantamientos son herramientas esenciales para los geofísicos que investigan aquello que yace oculto en el subsuelo. Los exploracionistas utilizan los datos de los levantamientos sísmicos para generar imágenes del subsuelo y predecir la distribución de los hidrocarburos en las rocas (página anterior). Los geofísicos y geólogos interpretan los datos de los levantamientos para utilizarlos como datos de entrada para el desarrollo de estrategias de exploración, la toma de decisiones de perforación y la confección de planes de manejo de campos petroleros. Las técnicas de generación de imágenes sísmicas modernas reducen el riesgo incrementando la probabilidad de que los pozos exploratorios encuentren hidrocarburos con éxito y además reducen el número de pozos necesarios para explotar un yacimiento de manera óptima.5 Los levantamientos sísmicos marinos utilizan una fuente acústica de gran intensidad para generar ondas acústicas que se propagan hacia el fondo marino, penetran y se reflejan desde las capas de rocas del subsuelo y retornan a la superficie, en donde son registradas por los sensores 5 > Embarcación para levantamientos sísmicos. El buque Amazon Warrior de WesternGeco, la primera embarcación diseñada y construida específicamente para operaciones sísmicas 3D, navegó por primera vez en junio de 2014. El Amazon Warrior remolca hasta 18 cables sísmicos, posee una capacidad de más de 200 km [124 mi] de cables sísmicos y puede trabajar en todos los ámbitos operativos, incluidas las áreas de frontera. La aleta amarilla del cable sísmico (inserto) es un sistema de direccionamiento del cable sísmico marino Q-Fin para el direccionamiento horizontal y vertical del cable. de los hidrófonos. Los sensores se adosan a múlti- y minimizó el tamaño de los pulsos de burbujas ples cables sísmicos marinos, cada uno de los cua- con respecto al de la fuente primaria, generando les puede contener hasta 3 500 hidrófonos, y son una ondícula similar a la de una fuente explosiva. remolcados por detrás de una embarcación de Para mediados de la década de 1970, más de un levantamiento (arriba). Durante los primeros días 50% de los levantamientos marinos utilizaban de la exploración sísmica marina, los explosivos arreglos de cañones de aire sintonizados como tales como la dinamita eran las únicas fuentes dis- fuente, porcentaje que se incrementó a lo largo de ponibles para generar suficiente energía a fin de los años siguientes. En la actualidad, los arreglos de lograr la resolución deseada para la interpretación. cañones de aire constan en general de 20 a 30 cañoEstos primeros levantamientos sísmicos marinos nes individuales dispuestos en un cuadrado de utilizaban habitualmente equipos de exploración aproximadamente 15 a 20 m [50 a 66 pies] de lado. terrestre modificados. Las cargas explosivas eran Mediante la elección del tamaño de cañón óptimo detonadas en el agua, a profundidades variables y la determinación de la profundidad de desplieentre unos pocos y varias decenas de metros; la pro- gue del arreglo, el planificador de un levantafundidad y el tamaño de las cargas dependían de la miento cuenta con alguna medida de control geología local, el tipo de interferencia acústica sobre las características de frecuencia del pulso existente en el área y la profundidad Oilfield deseada Review de sísmico producido por el arreglo. En la década de 1980, los levantamientos síspenetración de las ondas sísmicas en elSPRING subsuelo.15 Wildlife Fig 2 micos 3D comenzaron a reemplazar a los levantaA lo largo de los años, se desarrollaron muchos ORSPRNG mientos22D tradicionales. El levantamiento 3D tipos de fuentes marinas, pero los cañones o pistolas15 WLDLF de aire demostraron ser las más efectivas.6 Un cañón adquiere los datos con una configuración de cuade aire emite un sonido a medida que libera aire drícula que genera imágenes del subsuelo más precomprimido en el agua. Esta burbuja de aire suba- cisas que las de los levantamientos 2D. Dado que cuática oscila y produce una ondícula de fuente las embarcaciones sísmicas remolcaban solamente un cable sísmico, el registro del número de líneas compleja. El avance siguiente en materia de fuentes sís- necesarias para la cobertura 3D resultaba extremicas fue la introducción del arreglo de cañones madamente costoso. Para reducir los costos y de aire sintonizados —un conjunto de cañones aumentar la eficiencia, en la década de 1990, los de aire activados a intervalos de tiempo específi- contratistas incrementaron el número de cables cos— que incrementó la intensidad de la fuente sísmicos marinos de uno a dos, luego a tres, cuatro, 6 seis y ocho. Hoy en día, esta progresión continúa y las embarcaciones son capaces de remolcar 10, 12 o incluso 18 cables simultáneamente. Además, se introdujeron las fuentes de cañones de aire duales independientes que liberan el aire comprimido con una configuración que va de izquierda a derecha y nuevamente de derecha a izquierda: conocida como configuración tipo flip-flop. El incremento del número de cables sísmicos marinos y las fuentes duales permiten a las embarcaciones para adquisición sísmica registrar múltiples líneas del subsuelo ejecutando un solo recorrido del área del levantamiento. Esta eficiencia del proceso de adquisición sísmica ha convertido a los levantamientos marinos 3D en una herramienta de exploración práctica e invalorable.7 Los programas de ejecución de levantamientos sísmicos marinos constituyen la opción menos intrusiva y económicamente más efectiva para determinar con precisión la presencia de trampas de petróleo y gas por debajo del fondo oceánico. Las operaciones de prospección se llevan a cabo desde embarcaciones que se desplazan a velocidades de aproximadamente 4,5 a 5 nudos [8,3 a 9,3 km/h; 5,2 a 5,8 mi/h]. El ruido no persiste en localización alguna porque los arreglos de cañones de aire son activados habitualmente cada 10 o 15 segundos, y la embarcación se mueve entre pulsos. La dirección del ruido se enfoca en sentido vertical y posee un nivel de emisión normal de pico a pico de alrededor de 220 a 260 decibeles (dB); es decir, del mismo orden de magnitud que los ruidos provenientes de algunas fuentes naturales (próxima página, arriba).8 La duración de cada levantamiento depende del área a cubrir, de los parámetros de operación y de la configuración de las fuentes. El tiempo de adquisición sísmica puede ser afectado por las condiciones climáticas y la época del año. Un levantamiento exploratorio 3D extenso, en el área marina de África Occidental, normalmente alcanza un ritmo de prospección promedio de 50 a 60 km2/d [19 a 23 mi2/d]. Debido a las diferentes condiciones del mar y del clima, el mismo tipo de levantamiento llevado a cabo durante el verano en el Mar del Norte podría alcanzar un ritmo de 25 a 30 km2/d [9,6 a 11,6 mi2/d]. Si bien la duración de los levantamientos marinos es importante, la amplitud del ruido submarino generado por la fuente sísmica es quizás lo que produce el mayor impacto en la vida silvestre marina. El ruido —esencialmente las ondas acústicas— posee tres atributos principales: la frecuencia, la longitud de onda y la amplitud (próxima página, abajo). La frecuencia, f, representa el número de ondas de presión que pasan por un punto de referencia por unidad de tiempo y se mide en ciclos por segundo, o hertz (Hz). La lon- Oilfield Review 6.Para obtener más información sobre las cañones de aire sísmicos, consulte: Dragoset B: “Introduction to Air Guns and Air-Gun Arrays,” The Leading Edge 19, no. 8 (Agosto de 2000): 892–897. Caldwell J y Dragoset W: “A Brief Overview of Seismic Air-Gun Arrays,” The Leading Edge 19, no. 8 (Agosto de 2000): 898–902. 7.API: “Seismic Surveying 101,” Washington, DC: API, 2013. 8.El decibel (dB) es una unidad de medida para comparar la intensidad relativa de las señales acústicas y equivale a la décima parte de un bel. El dB es igual a 20 × log10 (valor medido con respecto al valor de referencia). Por consiguiente, cada 20 dB corresponden a un incremento o a una reducción de potencia de 10 veces de la amplitud relativa respecto de la amplitud de referencia: 200 dB =1010, 100 dB = 105, 40 dB = 102, 20 dB = 101, 0 dB = 100, –20 dB = 10−1, −40 dB = 10−2, −100 dB = 10−5 y −200 dB = 10−10. Thomsen F y el Grupo de Correspondencia Intersesional sobre el Ruido Subacuático: “Assessment of the Environmental Impact of Underwater Noise,” Londres: OSPAR Commission Biodiversity Series, 2009. 9.Erbe C: “Streamlining the Environmental Impact Assessment Process of Underwater Noise from Petroleum Exploration & Production Operations,” artículo SPE 157462, presentado en la Conferencia Internacional de la Asociación de Producción y Exploración Petrolera de Australia/SPE sobre la Salud, la Seguridad y el Medioambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Perth, Australia Occidental, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2012. Volumen 27, no.1 Banda de frecuencias de mayor amplitud Duración normal 236 rms 5 a 40 kHz Decenas de µs Enfocada Vocalización de los delfines mulares o nariz de botella 225 de pico a pico Banda muy ancha en el rango de kHz 70 µs Enfocada Sonidos de la ballena asesina 224 de pico a pico 12 a 80 kHz 80 a 120 µs Enfocada Gemidos de la ballena barbada 190 ms 10 a 25 Hz Decenas de s Ecosondas 235 pico 1,5 a 36 Hz ms Arreglo de cañones de aire de 7 900 pulgadas3 259 pico 5 a 500 Hz 30 ms Enfocada en sentido vertical Cañón de aire unitario de 30 pulgadas3 221 pico 10 a 600 Hz 60 ms Omnidireccional Erupciones volcánicas 255 pico Banda ancha Entre segundos y horas Omnidireccional Rayos 260 pico Banda muy ancha µs a s Omnidireccional Direccionalidad Sonidos de la vida marina Estallidos (clics) de la ballena esperma Omnidireccional Sonidos antropogénicos Fuertemente enfocada en sentido vertical Sonidos naturales > Los sonidos en el ambiente marino. Los sonidos submarinos pueden tener un origen tanto natural como antropogénico, y si se superponen, los sonidos antropogénicos pueden enmascarar a los sonidos de la vida marina. La referencia estándar de presión para el sonido en el agua es 1 μPa. En la tabla precedente, todas las referencias son valores de niveles de banda ancha expresados en dB, estandarizados como 1 μPa a 1 m (dB re 1 μPa a 1 m), para los niveles de las fuentes, y dB re 1 μPa RMS (raíz cuadrática media) para los niveles de los receptores, donde “re” significa valor de referencia. [Adaptado de “Appendix 1: Sounds in the Marine Environment,” Los levantamientos sísmicos y los mamíferos marinos, documento de posición conjunto de las OGP/IAGC, http://www.ogp.org.uk/pubs/358.pdf (Se accedió el 24 de febrero de 2015).] Período 1,0 Amplitud Los efectos sonoros El agua de mar no es un buen conductor de la luz, pero sí del sonido. Por consiguiente, la fauna marina se ha desarrollado utilizando principalmente sus sistemas auditivos para la orientación, la comunicación y la búsqueda de alimento. El ruido antropogénico posee el potencial para interferir con todas estas funciones. Los efectos del sonido pueden dividirse de manera general en físicos o conducta de comportamiento. Los investigadores han Nivel de fuente, dB re 1 µPa a1m Fuente 0,5 Presión, Pa gitud de onda, λ, es la longitud de una onda acústica medida entre dos picos y se vincula con la frecuencia a través de la velocidad del sonido, v, en un medio. Las bajas frecuencias corresponden a longitudes de onda largas; las ondas acústicas de alta frecuencia poseen longitudes de ondas cortas. La amplitud describe la intensidad o sonoridad de un sonido y se expresa normalmente en dB. Las amplitudes pequeñas corresponden a sonidos débiles o suaves, en tanto que las amplitudes grandes corresponden a sonidos intensos o fuertes. Los sonidos en el mar pueden ser caracterizados como intermitentes, locales o prevalecientes, y se clasifican según su fuente: natural o antropogénica. Con respecto a los sonidos que emiten los mamíferos marinos, un cañón de aire típico genera un sonido de amplitud levemente más alta. Sin embargo, en mar abierto, existen otras fuentes de ruido de alta amplitud, tales como las ecosondas de las embarcaciones y los ruidos naturales que provienen de fuentes tales como los rayos, los sismos submarinos y las erupciones volcánicas.9 0 Oilfield Review SPRING 15 Wildlife Fig 3 ORSPRNG 15 WLDLF 3 –0,5 –1,0 0 0,5 1,0 1,5 2,0 Tiempo, segundos > Componentes básicos de una onda acústica. El período, la frecuencia y la amplitud constituyen los componentes básicos de una onda acústica. El período de esta onda acústica es 0,5 s, y la frecuencia, 2 ciclos por segundos o 2 Hz. La escala de amplitud se proporciona a modo de referencia y depende de la intensidad de la fuente. La longitud de onda (no mostrada aquí) es la distancia que recorre el sonido en un período y depende de la velocidad del sonido a través de los medios en los que se propaga. En agua salada, el sonido viaja a aproximadamente 1 500 m/s, por lo que la longitud de onda es de unos 750 m. 7 Zonas de impacto Fuente de ruido Audibilidad Respuesta en la conducta Enmascaramiento Desplazamiento temporario del umbral Lesión > Zonas de impacto. La intensidad del ruido disminuye a medida que se incrementa la distancia con respecto a la fuente. Dentro de las zonas potenciales de impacto que rodean una fuente de ruido, los efectos pueden variar desde lesiones físicas hasta la perturbación de la audibilidad. La audibilidad es limitada por el rango de frecuencia que puede ser oído por la fauna silvestre y los niveles de ruido. Las respuestas en las conductas de los mamíferos marinos o los peces a las fuentes de ruido incluyen cambios en la dirección y la velocidad de nado, la duración de la inmersión, el intervalo y la duración de las salidas a la superficie y el movimiento de acercamiento o alejamiento con respecto a la fuente de ruido. El enmascaramiento, otro efecto del ruido, se produce cuando un ruido interfiere con los sonidos naturales o los anula. El ruido puede producir la fatiga de las células ciliadas del oído interno, lo que puede inducir un incremento de los umbrales de audición en una magnitud que se denomina desplazamiento temporario del umbral (TTS). La magnitud del TTS depende de diversos factores, tales como el nivel y la duración del ruido. Si la audición no vuelve a la normalidad después de la exposición al ruido, el desplazamiento del umbral remanente se denomina desplazamiento permanente del umbral y se define como una lesión auditiva. El ruido severo puede producir efectos de contusión y daño físico en los órganos y los tejidos no auditivos, pero existen pocos datos sobre ese tipo de daño. (Adaptado de Erbe, referencia 9.) estudiado las influencias de los levantamientos sísmicos en diversas especies de fauna que habitan en el ambiente marino.10 Los sistemas auditivos de la fauna marina son los más susceptibles a los daños físicos provocados por la presión sonora. Por consiguiente, las medidas de mitigación destinadas a prevenir daños auditivos deben brindar protección contra impactos físicos, tales como el daño de los tejidos. Los problemas auditivos físicos pueden ser el resultado de una exposición prolongada a un sonido intenso, lo que provoca la pérdida de la sensibilidad auditiva. El nivel de desplazamiento temporario del umbral (TTS) —una medida de la pérdida temporaria de la audición— y el tiempo para la recuperación siguen siendo tema de estudio. Los expertos aún no han formulado conclusiones acerca de cuál es el nivel de riesgo inaceptable para los mamíferos marinos. Diversos factores pueden incidir en los efectos del ruido en la vida silvestre marina, incluyendo las características del ruido, la propagación del sonido en el medio y el animal expuesto al ruido. Se han desarrollado modelos de zonas potenciales de impacto alrededor de una fuente de ruido, basados en los cambios observados en las especies de mamíferos marinos y peces. Estos modelos indican los posibles resultados de la exposición a ruidos, incluyendo la pérdida de la audición, el enmascaramiento de la comunicación y diversas respuestas de comportamiento, y la severidad depende de la distancia con respecto a la fuente (izquierda).11 Numerosos estudios llevados a cabo en todo el mundo buscaron determinar si el sonido producido por los levantamientos sísmicos afecta el comportamiento de la vida marina (abajo). Muchos de estos estudios se centraron en los mamíferos marinos, tales como las ballenas y los delfines, porque dependen del sonido para localizar su alimento y para la socialización. Los estudios sobre los efectos de los levantamientos sísmicos en las ballenas jorobadas del área marina de Angola demostraron que su canto y su vocalización decrecen cuando se llevan a cabo levantamientos sísmicos.12 También se ha descubierto que el ruido de los levantamientos Oilfield Review SPRING 15 Wildlife Fig 5 ORSPRNG 15 WLDLF 5 > El canto de la ballena jorobada. El proyecto de investigación en curso, denominado “Respuesta en la conducta de las ballenas jorobadas australianas a los levantamientos sísmicos,” patrocinado por el Programa Industrial Conjunto “El Ruido de E&P y la Vida Marina” y la Oficina de Administración de Energía Oceánica de EUA, tiene como objetivo determinar si los levantamientos sísmicos pueden producir efectos biológicos a largo plazo. El estudio está evaluando además los efectos de los procedimientos de arranque suave de tipo rampa de los cañones de aire al comienzo de un levantamiento. Una observadora de mamíferos marinos (MMO, derecha) se encuentra presente durante las operaciones marinas e informa a los operadores la necesidad de demorar o interrumpir las operaciones hasta que los mamíferos se encuentren a una distancia segura. Mediante el aseguramiento del cumplimiento de las normativas y la provisión de asesoramiento cuando es necesario, los MMOs trabajan con los operadores y contratistas para proteger las especies de interés. (Fotografía, copyright de Roy Mangersnes; fotografía de la MMO, copyright de Ocean Science Consulting.) 8 Oilfield Review > Manada de delfines comunes. Los delfines comunes habitan en las aguas tropicales y templadas de todo el mundo y a menudo son observados en grandes grupos de cientos o miles de individuos. Los grupos sociales pequeños de delfines se denominan manadas. Estos delfines son intensamente vocales y producen una amplia diversidad de silbidos, cadencias y estallidos. Los operadores sísmicos y los observadores de mamíferos marinos observan regularmente la presencia de delfines en las cercanías de los arreglos de cañones de aire. Si bien a menudo se observa un comportamiento de evasión a una distancia de 1 km [0,6 millas] de la fuente de ruido, algunos delfines se dejan llevar por la ola de proa de la embarcación sísmica, incluso cuando existen grandes arreglos de cañones activos. (Fotografía, copyright de Irene M. Fargestad.) sísmicos produce conductas evasivas —por las La regulación del ruido cuales los mamíferos marinos abandonan el área Muchos organismos gubernamentales e internadel levantamiento debido al ruido— en diversas cionales han desarrollado directrices y regulacioespecies de delfines y ballenas (arriba).13 Si bien nes para mitigar los impactos potencialmente aún persisten ciertas brechas de conocimiento, en adversos de los ruidos de las actividades de E&P las últimas dos décadas, se ha expandido conside- en la vida silvestre marina, pero no ha surgido rablemente, por parte de los científicos, la com- ningún acuerdo en común. En el año 1995, el prensión de los impactos potenciales en la vida Reino Unido puso en marcha la implementación silvestre marina, que incluyen cambios en la con- de directrices y regulaciones nacionales para las ducta, enmascaramiento de sonidos significativos y actividades de E&P. Actualmente, la Comisión relevantes desde el punto de vista de la naturaleza, Conjunta de Conservación de la Naturaleza (JNCC) del Reino Unido tiene a su cargo el establecidaños físicos, lesiones auditivas, y varamiento.14 Aunque existe poca investigación sobre el miento de pautas para minimizar el riesgo de lesioimpacto ecológico y en la conducta de los peces, nes y perturbaciones en los mamíferos marinos como resultado del ruido antropogénico en el como resultado de los levantamientos sísmicos. largo plazo, los científicos han determinado que Estas directrices sirven de base para las regulala supervivencia y las capacidades reproductivas 10.Para obtener más información sobre los efectos de los de diversas especies de peces puedenOilfield ser afectaReview cañones de aire en los mamíferos marinos, consulte: “An Introduction to These Special Sections: Effect of das por los sonidos provenientes de las SPRING actividades 15 Air Guns on Marine Mammals,” The Leading Edge 19, Wildlife Fig 7 no. 8 (Agosto de 2000): 860, 876. de E&P. Si el ruido generado por el hombre disuade ORSPRNG 11.Erbe C:7“International Regulation of Underwater Noise,” a los peces, o produce efectos adversos en su15 WLDLF Acoustics Australia 41, no. 1 (Abril de 2013): 12–19. reproducción o su supervivencia, se presume que Money TA, Nachtigall PE y Vlachos S: “Sonar Induced la diversidad y abundancia de estos animales en Temporary Hearing Loss in Dolphins,” Biology Letters 5, no. 4 (23 de agosto de 2009): 565–567. ambientes ruidosos declinará. Actualmente, existen Erbe, referencia 9. pocos datos concluyentes que indiquen una vincula12.IPIECA: “Protecting Marine Turtles, Cetaceans, and ción negativa entre la abundancia de la población West African Manatees as Part of a Biodiversity Action Plan,” Londres: IPIECA. ictícola y los niveles de ruido. Sin embargo, los infor13.Tsoflias SL y Gill GC: “E&P Industry’s Challenges with mes de índole anecdótica indican que las tasas de Managing Mitigation Guidelines for the Protection of Marine Life During Marine Seismic Operations,” artículo captura de peces decrecen en las áreas con ruido SPE 111950, presentado en la Conferencia Internacional antropogénico persistente porque los peces se alede la SPE sobre Salud, Seguridad y Medioambiente en Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Niza, jan de las mismas. Las reducciones de las tasas de Francia, 15 al 17 de abril de 2008. captura asociadas con las actividades sísmicas Lacroix DL, Lanctot RB, Reed JA y McDonald TL: “Effect parecen depender de las especies y de los métoof Underwater Seismic Surveys on Molting Male Long Tailed Ducks in the Beaufort Sea, Alaska,” Canadian dos de pesca.15 ciones y las recomendaciones utilizadas por otros países y otras organizaciones. Hasta la fecha, existen entidades en Australia, Brasil, Canadá, Irlanda, Nueva Zelanda, el Reino Unido y EUA, que han estandarizado regulaciones y directrices.16 Con un funcionamiento similar al de la JNCC en el Reino Unido, la Asociación Internacional de Contratistas Geofísicos (IAGC) colabora con organismos gubernamentales internacionales para desarrollar regulaciones para las actividades de E&P. La IAGC fue fundada en el año 1971 y actualmente representa a más de 150 compañías miembro que proporcionan a la industria del petróleo y el gas servicios de adquisición, procesamiento e interpretación de datos geofísicos, licencias de datos, y otros tipos de servicios y productos. Existen diversas subcomisiones de la IAGC y grupos de trabajo enfocados en temas específicos para promover la ejecución de actividades profesionales, seguras y ambientalmente responsables en la industria geofísica. El grupo de trabajo El Sonido y la Vida Marina (SML) de la IAGC ha desarrollado directrices y recomendaciones para medidas de mitigación y formularios de presentación de informes para los observadores de la vida silvestre marina (MWOs) y los observadores de mamíferos marinos (MMOs). El grupo SML fue socio fundador del Programa Industrial Conjunto del grupo El Sonido y la Vida Marina (SML) de la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas (IOGP), como lo fueron diversas compañías de E&P. Si bien aún no existen regulaciones específicas para cada país ni evidencias científicas concluyentes que avalen la ocurrencia de lesiones en los mamíferos marinos como resultado de las actividades de prospección sísmica, los miem14.El enmascaramiento se produce cuando el ruido introducido interfiere con la capacidad de un animal marino para oír un sonido de interés. El varamiento o encallamiento tiene lugar cuando los mamíferos marinos quedan atrapados en tierra firme o atascados en aguas someras. 15.Weilgart L y Okeanos Foundation: “A Review of the Impacts of Seismic Airgun Surveys on Marine Life,” presentado en la Convención del Seminario de Expertos en Diversidad Biológica sobre el Ruido Submarino y sus Impactos en la Biodiversidad Marina y Costera, Londres, 25 al 27de febrero de 2014. Ministerio Noruego de Clima y Medio Ambiente: “Integrated Management of the Marine Environment of the Norwegian Sea,” Oslo, Noruega: Informe Blanco del Ministerio Noruego de Clima y Medio Ambiente, informe no. 37 para el Parlamento, 2008–2009. 16.Martin NC, St. John K y Gill CG: “Review of Sound and Marine Life Guidelines for Marine Seismic Operations,” artículo SPE 168412, presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medioambiente en Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Long Beach, California, EUA, 17 al 19 de marzo de 2014. Journal of Zoology 81, no. 11 (2003): 1862–1875. Volumen 27, no.1 9 bros de la IAGC utilizan las medidas de mitigación mínimas básicas expuestas a grandes rasgos en los documentos de orientación de la IAGC.17 Estas medidas incluyen la planificación previa al levantamiento, el establecimiento de diversas áreas de precaución, el desarrollo de procedimientos de inicio o arranque progresivo (suave) o de tipo rampa, el mejoramiento de la observación visual y la ejecución de operaciones de monitoreo acústico pasivo. Los factores importantes para la planificación previa al levantamiento son el diseño de la fuente y la secuencia cronológica del levantamiento para evitar áreas respecto de las cuales se sabe que sustentan las funciones vitales de animales biológicamente significativos. La planificación del levantamiento es esencial para asegurar que no se lleve a cabo en zonas de alimentación o cría de mamíferos. Las zonas de precaución —identificadas antes del inicio de las operaciones— pueden clasificarse a su vez como zonas de exclusión. Las zonas de exclusión se definen generalmente como la zona ubicada en la superficie marina y debajo de la misma, que abarca un radio de aproximadamente 500 a 2 000 m [1 640 a 6 600 pies] alrededor del centro del arreglo de fuentes, y normalmente determina la posición y el tipo de fuente acústica a utilizar.18 Estas zonas son monitoreadas constantemente por la posible presencia de mamíferos y otros tipos de fauna marina. Si se observan mamíferos marinos dentro de la zona de exclusión, la compañía operadora activa la implementación de medidas de mitigación, tales como la demora de la activación o la desactivación de la fuente sonora, para reducir los efectos dañinos potenciales en la vida silvestre circundante.19 Un inicio o arranque suave, o de tipo rampa, se define como el momento en el que los cañones de aire comienzan a disparar hasta que alcanzan plena potencia operacional. Este procedimiento por lo general implica un incremento lento de la energía, comenzando con el cañón de aire más pequeño del arreglo y agregando gradualmente otros, a lo largo de al menos 20 minutos con el fin de proporcionar el tiempo adecuado para que los mamíferos marinos abandonen el área específica. La línea del levantamiento comienza en general inmediatamente después de concluir el procedimiento de inicio progresivo.20 Para efectuar el monitoreo visual durante las operaciones de prospección sísmica, los MMOs y los MWOs coordinan las acciones de monitoreo con los equipos de prospección y proporcionan asesoramiento acerca de las directrices, regulaciones y permisos específicos del país o del área en cuestión. En las áreas sin regulaciones específicas, los observadores visuales normalmente consultan las directrices en las publicaciones Medidas de mitigación recomendadas para los cetáceos durante las operaciones geofísicas y Guía para los observadores visuales de la vida marina de la IAGC. Se supone que los MMOs y los MWOs serán imparciales y reportarán diariamente el avistamiento de animales y las acciones de monitoreo a la compañía cliente o al contratista geofísico. Los formularios para la presentación de informes de los MMOs fueron introducidos en 1998 para las actividades marinas del Reino Unido y, desde entonces, fueron adoptados ampliamente para las operaciones de la industria. En el año 2011, el directorio de la IAGC adoptó formalmente los Formularios Recomendados para la Presentación de Informes de los Observadores Visuales, que fueron revisados y aprobados por el grupo de trabajo SML de la IAGC, el comité de las Áreas Marinas de las Américas y la comisión directiva de Protección y HSE Global. Estos for- mularios, cuyo uso se recomienda para todos los miembros de la IAGC, sirven para mejorar la calidad y la consistencia de las observaciones de los mamíferos marinos y proporcionan datos importantes para incrementar el conocimiento de los científicos acerca de cómo afecta el sonido a la fauna marina. Si una especie específica protegida por las directrices o las regulaciones es observada dentro de la zona de exclusión, los MMOs y los MWOs están facultados para requerir la interrupción o la demora de las operaciones. Si los operadores visuales emiten la notificación pertinente, la interrupción o la demora debe implementarse de inmediato, y ni el capitán de la embarcación ni los representantes del cliente podrán anular la decisión. Una vez que los MMOs se aseguran de que la especie ya no se encuentra en la zona de exclusión, pueden reanudarse las operaciones.21 A veces, la observación visual puede ser una herramienta de mitigación ineficaz. Durante los períodos de oscuridad o cuando las condiciones del clima y del mar obstaculizan las observaciones visuales, la detección visual de los mamíferos marinos en y alrededor del área del levantamiento sísmico es difícil. En esas condiciones, el monitoreo acústico pasivo (PAM) es la única técnica disponible para la detección de los mamíferos marinos. Esta técnica utiliza hidrófonos y software para detectar las vocalizaciones de los mamíferos marinos. Un sistema PAM básico se compone de un arreglo de hidrófonos, que detecta la vocalización de los mamíferos marinos; un sistema para amplificar y acondicionar la señal; un dispositivo de adquisición de señales; y una computadora para correr el software PAM. El sistema es capaz de localizar, identificar y monitorear los mamíferos marinos dentro un área de levantamiento en 17.La IAGC publicó Recommended Mitigation Measures for Cetaceans during Geophysical Operations and Guidance for Marine Life Visual Observers en 2011 y Guidance on the Use of Towed Passive Acoustic Monitoring During Geophysical Operations fue publicada en 2014. 18.El radio de la zona de exclusión estándar es de 500 m, pero puede extenderse a 2 000 m en áreas sensibles. 19.Tsoflias SL, Hedgeland D y Gill GC: “Marine Environment Guidance During Geophysical Operations,” artículo SPE 158131, presentado en la Conferencia Internacional de la Asociación de Producción y Exploración Petrolera de Australia/SPE sobre la Salud, la Seguridad y el Medioambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Perth, Australia Occidental, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2012. Para obtener más información sobre medidas de mitigación y orientación, consulte: “Land and Marine Environment,” International Association of Geophysical Contractors, http://www.iagc.org/MarineEnvironment/ (Se accedió el 1º de diciembre de 2014). 20.Comité Conjunto para la Conservación de la Naturaleza (JNCC): “JNCC Guidelines for Minimising the Risk of Injury and Disturbance to Marine Mammals from Seismic Surveys,” Aberdeen: JNCC, Agosto de 2010. 21.Grupo de Trabajo sobre el Sonido y la Vida Marina: “Guidance for Marine Life Visual Observers,” International Association of Geophysical Contractors (Diciembre de 2011), http://www.iagc.org/files/2951/ (Se accedió el 1º de diciembre de 2014). 22.Para obtener más información sobre las operaciones previstas de monitoreo de mamíferos, consulte: Guerineau L: “The Future of Marine Mammal Monitoring,” First Break 32, no. 10 (Octubre de 2014): 43–44. 23.Wambergue B y Johnston P: “Review of the Practical Implementation of PAMGUARD Software as Real Time Mitigation Tool for Marine Mammal Detection, Localization and Identification During Seismic Surveys,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver (26 al 31 de octubre de 2014): 4518–4520. 24.Las aves marinas son especies que transcurren la mayor parte de su vida en el mar e incluyen gaviotas, petreles, alcas y patos marinos. Las aves de tierra son terrestres e incluyen especies acuáticas, tales como las aves paseriformes, aves zancudas y aves rapaces. 25.Ronconi RA, Allard KA y Taylor PD: “Bird Interactions with Offshore Oil and Gas Platforms: Review of Impacts and Monitoring Techniques,” Journal of Environmental Management 147 (1º de enero de 2015): 34–45. 26.Ronconi et al, referencia 25. 27.Marquenie JM, Wagner J, Stephenson MT y Lucas L: “Green Lighting the Way: Managing Impacts from Offshore Platform Lighting on Migratory Birds,” artículo SPE 168350, presentado en la Conferencia Internacional sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente de la SPE, Long Beach, California, 17 al 19 de marzo de 2014. 28.Ronconi et al, referencia 25. 29.Beason RC: “Mechanisms of Magnetic Orientation in Birds,” Integrative and Comparative Biology 45, no. 3 (Junio de 2005): 565–573. 30.Para obtener más información sobre el estudio de los colores de las luces, consulte: Poot H, Ens BJ, de Vries H, Donners MAH, Wernand MR y Marquenie JM: “Green Light for Nocturnally Migrating Birds,” Ecology and Society 13, no. 2 (2008): artículo 47. 10 Oilfield Review tiempo real. Los organismos normativos están requiriendo o estimulando cada vez más la utilización de los sistemas PAM, lo que reduce los impactos ambientales potenciales resultantes de las operaciones sísmicas marinas. Actualmente, existen normas implantadas que requieren la utilización de sistemas PAM en Canadá y Nueva Zelandia, y se están desarrollando en Trinidad y Tobago y Brasil. Dado que es inminente el crecimiento de las actividades de E&P en la región del Ártico, está prevista la implementación de normas robustas para esta área ambientalmente sensible.22 La industria está trabajando para la adopción de un conjunto internacional de directrices y regulaciones. La instalación y el empleo de equipos PAM, además de la interpretación de los datos acerca de los sonidos detectados, requieren operadores capacitados en sistemas PAM. A veces, la distancia determinada con un arreglo PAM puede ser inexacta. Por ejemplo, si un sistema PAM posee una precisión de aproximadamente 300 m [1 000 pies], las especies respecto de las cuales se ha detectado y calculado que se encuentran dentro de un radio de 500 m de distancia de la fuente sísmica pueden estar en realidad a 800 m [2 625 pies]. A pesar de ello, el MMO está obligado a instar a la interrupción o la demora del inicio progresivo. En el año 2008, PAMGUARD, un programa fuente abierto, que procesa y analiza los sonidos de los cetáceos fue probado por primera vez durante un levantamiento sísmico llevado a cabo en el Golfo de México. Patrocinado por el Programa Industrial Conjunto “El Ruido de E&P y la Vida Marina” de la IOGP, el software PAMGUARD fue desarrollado para corregir las inexactitudes e imprecisiones del sistema PAM. El software PAMGUARD se está convirtiendo en el software estándar de clasificación, localización y detección acústicas para la mitigación del daño ocasionado a los mamíferos marinos y para la investigación de la abundancia, distribución y comportamiento de dichos animales.23 La luz guía Las interacciones entre las aves y las plataformas constituyen otro de los efectos colaterales observados de la presencia de las plataformas de petróleo y gas. Las aves marinas y terrestres son atraídas por las luces y las antorchas de gas y a veces chocan contra las instalaciones marinas.24 Estos incidentes tienden a incrementarse en condiciones climáticas deficientes, tales como la presencia de niebla, precipitaciones y nubes bajas, especialmente cuando tales condiciones coinciden con los períodos de migración de las aves. Volumen 27, no.1 El monitoreo de las aves en las plataformas marinas se ha basado tradicionalmente en los observadores, pero esta técnica requiere mucho tiempo y posee una cobertura limitada. Para ser efectivas, las observaciones deben estar a cargo de personal capacitado. Las interacciones entre las aves y la infraestructura marina, incluidas las plataformas y los molinos de viento, pueden producir efectos directos tanto letales como no letales. Las interacciones incluyen colisiones con la infraestructura, incidentes de incineración en las antorchas de gas y exposición al petróleo y los fluidos de perforación. Las aves también pueden experimentar agotamiento e inanición como resultado de haber sido desviadas hacia la fuente de luz artificial. En ciertos casos, las interacciones no son necesariamente dañinas, ya que las plataformas pueden constituir zonas de reposo y descanso. La investigación y los datos disponibles sobre los impactos indirectos, que pueden incluir la generación de oportunidades para la búsqueda de alimento, la exposición a depredadores, la alteración del hábitat y las modificaciones de las funciones del ecosistema natural, son escasos. Los efectos en los niveles poblacionales como resultado de la mortandad directa acaecida en las plataformas pueden ser regionales, específicos de cada especie y dependientes del número de plataformas operativas con que se encuentran las aves migratorias. Las cifras documentadas de mortandad de aves también varían considerablemente y pueden ser incidentales. Algunos informes se basan exclusivamente en el número de aves muertas encontradas en las plataformas; por consiguiente, cualquier ave que muere y cae al mar o pasa desapercibida no se contabilizará. Algunas estimaciones de la mortalidad anual de aves en las más de 1 000 plataformas del Mar del Norte alcanzan los 6 millones; en tanto que en el Golfo de México, que cuenta con casi 4 000 plataformas, los informes estiman 200 000 muertes por colisiones por año.25 Si bien se han producido colisiones que involucran aves grandes, tales como las gaviotas, su número es pequeño. Además, es sabido que los gansos y los patos modifican sus trayectos de vuelo para evitar encuentros con estructuras marinas. Se considera que el riesgo de colisión, varamiento e incineración de las aves marinas se limita principalmente a las aves marinas más pequeñas, tales como los petreles de las tormentas, que son atraídos por las luces de los equipos de perforación y las plataformas.26 La iluminación artificial en las instalaciones marinas de petróleo y gas afecta a las aves migratorias y no migratorias de diferentes maneras. Por las noches, en condiciones de nubosidad o de niebla, las luces pueden interferir con la capacidad de las aves para orientarse. Las aves de migración nocturna pueden desviarse de su ruta de migración como resultado de las fuentes de luz artificial. El fenómeno de deriva migratoria ha sido documentado en el Mar del Norte, el Golfo de México y el área marina de Australia.27 La polución de las luces nocturnas no sólo proviene de la industria de E&P, sino también de otras instalaciones marinas, incluidas las granjas eólicas, las embarcaciones, los puertos y los faros. Si bien se han estudiado las causas y las consecuencias de la atracción que las luces y las antorchas de las instalaciones marinas ejercen sobre las aves, se dispone de pocos datos para cuantificar estos fenómenos. Sin embargo, se han probado algunas medidas de mitigación, incluyendo la protección, la reducción y el cambio de color de las luces.28 Las aves utilizan diversas herramientas para la orientación y la navegación, incluyendo pistas visuales y la sensibilidad magnética, que resultan particularmente importantes en condiciones de nubosidad y en noches encapotadas. La investigación indica que las aves responden a un efecto de tipo “brújula” magnética, que depende de las longitudes de onda de la luz. Según los estudios, las aves migratorias utilizan la luz del extremo verde-azul del espectro para su orientación; sin embargo, la luz roja puede perturbar sus sistemas de navegación.29 En el mar de Wadden holandés, se llevó a cabo un estudio de campo para determinar si un cambio de color en las luces podía incidir en las aves migratorias nocturnas. Las conclusiones preliminares extraídas de este estudio incluyen la hipótesis de que la parte de la longitud de onda larga del espectro visible, incluidas la luz blanca y la luz roja, produce una significativa desorientación; sin embargo, las longitudes de onda más cortas, especialmente la luz verde y azul, parecen producir poco o ningún efecto de desorientación en las aves.30 Basados en muchos años de observaciones, los estudios llevados a cabo en el área marina de los Países Bajos demostraron que las luces convencionales de las instalaciones marinas atraen grandes cantidades de aves migratorias. En los períodos durante los cuales todas las luces se encontraban encendidas, un gran número de aves se congregaban en o alrededor de las instalaciones, pero una vez apagadas las luces, desaparecían casi de inmediato. Por razones operacionales, apagar todas las luces no constituye una opción factible. 11 Tiempo después de que la luz permaneció encendida, minutos Número observado de aves 7 200 a 250 12 1 000 20 5 000 25 2 000 29 4 000 30 4 000 a 5 000 Tiempo después de que las luces se apagaron, minutos 3 Reducción significativa 15 0 > Reacciones de las aves ante las luces en las áreas marinas. Durante la migración nocturna en condiciones de nubosidad, las aves son atraídas por las luces de las instalaciones marinas. Cuando las luces se apagan, las aves abandonan el lugar de manera casi inmediata. (Adaptado de Marquenie et al, referencia 27.) Sin embargo, las pruebas adicionales efectuadas para evaluar los efectos de los diferentes colores de luces revelaron que el color es significativo para el grado de desorientación. Después de instalar luces modificadas y de reemplazar las luces convencionales por luces con un espectro con menos rojo y más verde, el impacto visual de la desorientación en las aves se redujo significativamente. Estos resultados demuestran que la posibilidad de reducir los efectos de desorientación y atracción producidos por las instalaciones marinas en las aves, puede lograrse mediante la introducción de luces con el espectro verde incrementado. Las pruebas efectuadas utilizando estas luces modificadas no revelaron la presencia de problemas relacionados con la seguridad en el trabajo para el personal de áreas marinas. Esta iluminación con el espectro modificado puede constituir un método viable para reducir la atracción ejercida en las aves por las instalaciones marinas en el futuro.31 En el año 2000, la compañía de E&P holandesa Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) efectuó una serie de pruebas en las que las luces de una instalación marinaOilfield del Mar del Norte se Review encendían y se apagaban;SPRING la compañía 15 evaluó adeFig 8 (arriba). más diversos regímenes Wildlife de iluminación 15 reaccionan WLDLF 8 Los resultados indicaronORSPRNG que las aves rápidamente al apagado de las luces, ya que a los 15 minutos de apagadas no se observaba ave alguna en el área. El estudio de NAM reveló además que las luces que utilizaban la parte roja del espectro, las longitudes de onda más largas, causaban la mayor desorientación en las aves. La iluminación convencional fue reemplazada por una iluminación de las plataformas que sólo tenía un 5% de rojo en el espectro; la congregación de aves alrededor de la plataforma se redujo en un factor de 2.32 Estos resultados se corresponden con las 12 observaciones del estudio de campo llevado a cabo en el mar de Wadden holandés. La atracción que ejercen las plataformas también puede ser causa de muerte por agotamiento e inanición en las aves. Si las aves son interrumpidas o perturbadas durante la migración, su energía, que es reservada para las migraciones a menudo extensas, puede agotarse rápidamente y producir consecuencias letales. Si bien es cierto, por otra parte, que las plataformas sirven como lugar de descanso, si las aves descansan demasiado tiempo en las plataformas, es probable que no tengan la energía suficiente para completar su migración, y en consecuencia, puede que mueran antes de llegar a su destino.33 Algunas especies avícolas se desvían de las rutas de migración planificadas para evitar las instalaciones marinas, lo cual puede extender la distancia que deben recorrer para arribar a su destino final.34 Se han observado aves tales como las gaviotas, posadas y descansando en las plataformas, y para ciertas aves, las plataformas sirven como coto de caza durante la migración. Las plataformas con estructuras que se elevan desde el fondo marino a menudo actúan como arrecifes artificiales, incrementando potencialmente el suministro alimentario marino, lo que puede favorecer a las aves.35 Las luces de las plataformas marinas no sólo atraen a las aves, sino también a sus presas —el plancton y los peces pequeños— lo que incrementa potencialmente la disponibilidad de alimento para las aves marinas. De un modo similar, los insectos atraídos por las luces pueden incrementar la disponibilidad de alimento para las aves terrestres que han quedado varadas en las plataformas, lo que posibilita que las aves continúen su migración. Ni visto, ni oído Los avances recientes, registrados en materia de tecnología y equipos, han ayudado a mitigar los impactos ambientales de las actividades de la industria de E&P; un ejemplo es el sistema sísmico marino con receptores puntuales Q-Marine, desarrollado por WesternGeco. Además de proporcionar datos de levantamientos sísmicos precisos y confiables, los sensores Q-Marine pueden ser utilizados para detectar la presencia de mamíferos marinos cercanos a través del despliegue del sistema WhaleWatcher. Este sistema representa una ventaja significativa con respecto a la detección tradicional basada en observadores, porque permite la detección de los cetáceos por debajo de la superficie marina. La tecnología de monitoreo acústico pasivo WhaleWatcher permite la detección remota de los mamíferos marinos durante las operaciones sísmicas y puede triangular los sonidos de las ballenas para obtener la distancia y el rumbo con respecto al animal. La técnica se beneficia con el hecho de que los cetáceos utilizan estallidos de alta frecuencia para la ecolocalización y un rango de frecuencia de intermedia a baja para la comunicación. Dado que estos sonidos se encuentran en el rango de sensibilidad de los hidrófonos del cable sísmico marino y de los sensores del sistema de posicionamiento IRMA, que utiliza la técnica de medición de distancias intrínsecas por procedimientos de acústica modulada, los hidrófonos y los sensores detectan los llamados característicos de diversas especies, que pueden ser identificados a través del análisis de frecuencia (próxima página).36 La configuración de los sensores unitarios del sistema Q-Marine permite que el análisis de señales determine con precisión la distancia y el azimut de un animal con respecto a la fuente sísmica. La técnica proporciona a los equipos de trabajo de levantamientos sísmicos una presentación en tiempo real de las localizaciones de los mamíferos marinos a lo largo de todo el levantamiento. Además, constituye una forma de monitoreo continuo y confiable de los cetáceos durante los períodos de visibilidad limitada y no se basa en las observaciones de los animales por encima de la superficie. La información proveniente del sistema WhaleWatcher puede ser utilizada para tomar las decisiones operacionales necesarias, que incluyen la demora de los procesos de puesta en marcha o la interrupción de la operación, en caso de detectarse la presencia de mamíferos marinos dentro de la zona de exclusión.37 Oilfield Review 31.Marquenie et al, referencia 27. 32.Marquenie et al, referencia 27. 33.Ronconi et al, referencia 25. 34.Ronconi et al, referencia 25. 35.Hughes SN, Tozzi S, Harris L, Harmsen S, Young C, Rask J, Toy-Choutka S, Clark K, Cruickshank M, Fennie H, Kuo J y Trent JD: “Interactions of Marine Mammals and Birds with Offshore Membrane Enclosures for Growing Algae (OMEGA),” Aquatic Biosystems 10, no. 3 (Mayo de 2014). 36.Las unidades de receptores de medición de distancias intrínsecas por procedimientos de acústica modulada IRMA pueden ser posicionadas a lo largo del cable sísmico marino. Los receptores IRMA proporcionan una precisión sistemática entre los nodos de posicionamiento acústico y mejoran la precisión del posicionamiento de los receptores para una mejor resolución vertical y lateral. 37.Azem W, Candler J, Galvan J, Kapila M, Dunlop J, Fastovets A, Ige A, Kotochigov E, Nicodano C, Sealy I y Sims P: “Tecnología para los avances medioambientales,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 48–57. 38.“eSOURCE,” Teledyne Bolt, Inc., http://www.bolt-technology.com/index.htm (Se accedió el 23 de febrero de 2015). Volumen 27, no.1 2,5 Llamado de una ballena 2,0 Amplitud, Pa Las campañas de investigación recientes se han enfocado en el desarrollo de un arreglo de cañones de aire marinos que posee un ancho de banda de frecuencias más pequeño, con menos dispersión, que minimizará aún más el impacto ambiental. La investigación indica que la fauna silvestre marina es más sensible a los sonidos del rango de frecuencia alta e intermedia. El cañón de aire eSource, la primera fuente sísmica con ancho de banda controlado, ha sido diseñado para mejorar los componentes de baja frecuencia, esenciales para la exploración sísmica, a la vez que se reducen los componentes de alta frecuencia, lo que puede mitigar la posible perturbación de la vida marina. El cañón de aire eSource fue desarrollado por Teledyne Bolt, Inc., y el diseño se basa en los principios establecidos a través del trabajo de modelado llevado a cabo por los científicos de WesternGeco. Este cañón de aire reduce los niveles de exposición y la presión pico y permite la liberación gradual del aire con una velocidad predeterminada. Los usuarios pueden ajustar el contenido espectral de la señal de presión, basados en la sensibilidad de los mamíferos marinos locales. Actualmente, se están efectuando pruebas de confiabilidad y está previsto que el cañón de aire eSource se encuentre comercialmente disponible en el año 2015.38 Algunos estudios han documentado ejemplos tanto de la presencia como de la ausencia de respuestas relativas a la conducta de la fauna marina a diversas señales acústicas antropogénicas; por consiguiente, los investigadores no pueden por el momento extraer conclusiones universales sobre los efectos del sonido en la fauna marina. Si bien los científicos son conscientes de que el sonido es importante para la vida en los océanos, el conoci- 1,5 1,0 0,5 0 0 50 100 150 Frecuen cia, Hz 200 250 0 50 100 150 200 ados ut, gr Azim GPS Arreglo de cañones de aire Embarcación sísmica Hidrófono sísmico Hidrófono IRMA Triangulación, correlación e inversión > Detección de una ballena. Las especies cetáceas poseen un carácter único de las frecuencias de sus llamados, tal es el caso del llamado de una ballena (extremo superior) . Durante la adquisición sísmica, las señales acústicas provenientes tanto de los arreglos sísmicos como de los arreglos de posicionamiento IRMA, son analizadas permanentemente para controlar la correlación con estos caracteres acústicos únicos. Mediante la utilización de técnicas de formación de haces, que crean una interferencia constructiva de los arreglos alineados con el azimut de la señal y una interferencia destructiva en otros lugares, el sistema WhaleWatcher triangula los sonidos para obtener el rumbo y la distancia existente hasta el animal. En este caso, se detectó una ballena a 5 km [3 millas] de distancia de la embarcación y a una profundidad de 30 m [100 pies], en donde la profundidad del Oilfield Review lecho marino era de 250 m [820 pies]. SPRING 15 Wildlife Fig 9 ORSPRNG 15 WLDLF 9 miento actual acerca del impacto del ruido antropogénico es incompleto. No obstante, los científicos en general coinciden en que la exposición a los sonidos provocados por el hombre y las estructuras marinas pueden producir una diversidad de efectos adversos en las aves y la vida marina, incluyendo cambios en su conducta, varamientos de los mamíferos marinos y muertes de aves por colisión. La vida marina puede ser protegida mediante el desarrollo de receptores más sensibles y fuentes sísmicas adaptativas que posean intensidades y emisiones acústicas más bajas que las de las fuentes actualmente en uso. El mejoramiento de los sistemas actuales, tales como el software PAMGUARD para la localización, identificación y monitoreo de los mamíferos marinos, también resulta promisorio. Las actividades de investigación y el trabajo futuro se centrarán en la reducción de las consecuencias negativas del ruido antropogénico. La capacidad de la industria de E&P para coexistir con la vida marina redundará en beneficio de todos. —IMF 13 Reducción de la incertidumbre adelante de la barrena Cengiz Esmersoy Andy Hawthorn Houston, Texas, EUA Hui Li Hongxiang Shi PetroChina Tarim Oil Company Korla, República Popular de China Xiao Liu Fangjian Xue Sherman Yang Hui Zhang Beijing, República Popular de China Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015). Copyright © 2015 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sylvia A. Centanni, Jianchun Dai, Sagnik Dasgupta, Arturo Ramírez, Colin M. Sayers, Chung-Chi Shih, Sharon Teebenny y Charles H. Wagner, Houston; Xue Lei y HongBo Zhang, Beijing; Qinglin Liu, Calgary; y Ramin Nawab, Total E&P Nigeria Limited, Lagos, Nigeria. Se agradece además a Total y a National Petroleum Investment Management Services, una subsidiaria de la Corporación Nacional Nigeriana de Petróleo, por su autorización para publicar el caso de estudio de la región marina de África. CQG, MDT, Seismic Guided Drilling, seismicVISION, SGD y StethoScope son marcas de Schlumberger. 1. Densidad de circulación equivalente (ECD) es la densidad que ejerce un fluido en circulación contra la formación y tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular arriba del punto en consideración. La ECD se calcula como: d + P/(0,052D), donde d es la densidad del lodo (lbm/galón US), P es la caída de presión (lpc) en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie, D es la profundidad vertical verdadera (pies) y 0,052 es el factor de gradiente de presión para la conversión de 1 lbm/galón US en 0,052 lpc/pie. 2. Pritchard DM y Lacy KD: “Deepwater Well Complexity— The New Domain,” Berkeley, California, EUA: Center for Catastrophic Risk Management, Deepwater Horizon Study Group Working Paper, enero de 2011. 14 Los operadores utilizan datos sísmicos y datos de pozos vecinos para planificar las trayectorias de perforación. No obstante, la geología real que encuentra la barrena puede diferir significativamente respecto de lo anticipado. La reducción de la incertidumbre geológica es clave para minimizar los riesgos de perforación y el tiempo no productivo. Un nuevo servicio integra los datos sísmicos de reflexión de superficie con los datos de fondo de pozo durante la perforación para generar modelos estructurales y de presión de poro adelante de la barrena. Las operaciones de perforación están plagadas de incertidumbres que tienen su origen en el conocimiento incompleto del subsuelo. Para contrarrestar estas incertidumbres, los operadores arman un modelo del subsuelo, que incorpora la geología, las propiedades mecánicas de las formaciones, los esfuerzos locales, las presiones y las temperaturas. La información para el prospecto de perforación proviene de los datos sísmicos y de los datos de pozos vecinos cercanos; registros de pozos, núcleos, pruebas de pozos e informes de perforación. El modelo del subsuelo preparado por los geocientíficos es entregado al equipo de trabajo de perforación, que planifica el pozo, incluyendo su trayectoria, las profundidades de entubación, el programa de lodo de perforación y otras especificaciones. Basado en el plan de perforación, el operador estima el costo de la perforación, asumiendo que la información de los pozos vecinos es análoga a la del pozo en construcción. Los ingenieros confían cada vez más en los datos adquiridos en tiempo real para manejar las condiciones del subsuelo y guiar la perforación. Los datos adquiridos en tiempo real se registran a menudo con herramientas de adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) y de adquisición de registros (perfilaje) durante la perforación (LWD), que proporcionan un conjunto de mediciones en tiempo real y permiten a los geólogos e ingenieros evaluar las propiedades de las for- maciones a medida que la barrena las encuentra. Las condiciones de un pozo, que pueden cambiar rápidamente, también pueden evaluarse y ajustarse en tiempo casi real. Por ejemplo, en respuesta a las variaciones de la presión de formación y a eventos tales como la inestabilidad y la pérdida de circulación en los pozos, los datos de presión anular adquiridos en tiempo real pueden ser utilizados para ajustar la densidad de circulación equivalente (ECD) durante la perforación.1 Los datos de presión de formación y, si se encuentran disponibles, los datos acústicos también pueden ser utilizados para determinar los parámetros de resistencia de las rocas, que luego son empleados por los ingenieros de perforación para ajustar las densidades del lodo o identificar las profundidades de entubación. Muchos datos disponibles en tiempo real provienen de herramientas que observan la roca adyacente principalmente en sentido lateral, o perpendicular, con respecto al eje del pozo; por consiguiente, se asocian con las condiciones presentes sólo detrás de la barrena. Los datos sísmicos de reflexión, que en general no se encuentran disponibles en tiempo real, ofrecen a los geocientíficos la oportunidad de observar delante de la barrena. Conforme los pozos se vuelven más difíciles de perforar y se posicionan en áreas cada vez más remotas, el tiempo no productivo de perforación (NPT) a menudo es generado por la complejidad geológica y la incertidumbre que la acompaña.2 Oilfield Review Volumen 27, no.1 15 Estudio de factibilidad Actualizaciones del modelo del subsuelo durante la perforación Estudio previo a la perforación Punto de decisión Plan e informe Punto de decisión Modelo del subsuelo e imagen iniciales Modelo del subsuelo e imagen actualizados > Flujo de trabajo general. La técnica de perforación guiada por la sísmica normalmente se diseña a medida para satisfacer los objetivos del pozo y abordar los problemas asociados con los riesgos geológicos. Cada proyecto comprende tres etapas (azul) y los correspondientes resultados (verde), separados por puntos de decisión. El estudio de factibilidad genera un plan y un informe. El estudio previo a la perforación genera un modelo inicial del subsuelo y una imagen para planificar el programa de perforación. En puntos críticos durante la perforación del pozo, el equipo de geociencias utiliza la información del pozo actual para actualizar la imagen y el modelo del subsuelo. Cada modelo e imagen actualizados proporcionan orientación al equipo de trabajo de perforación cuando éste perfora la sección siguiente del pozo. Los perforadores ajustan los parámetros continuamente en respuesta a las condiciones del subsuelo. Si los datos sísmicos por delante de la barrena estuvieran disponibles en tiempo casi real, el operador podría anticipar las condiciones futuras y responder en consecuencia. Por ejemplo, los programas de entubación y densidad del lodo podrían ser modificados sin interrumpir la perforación y sería posible reducir la incidencia y la severidad de las acciones de control de un pozo en respuesta a eventos adversos. La integración de las mediciones sísmicas de superficie con las mediciones de fondo pozo durante la perforación, mediante la técnica de perforación guiada por la sísmica SGD (Seismic Guided Drilling), ofrece modelos predictivos de lo que está delante de la barrena en el tiempo de perforación pertinente. Este artículo describe cómo la solución SGD proporciona a los geólogos e ingenieros de perforación conocimientos de las condiciones del subsuelo y una oportunidad para perforar con una mayor confiabilidad; algunos casos de estudio de África Occidental y China demuestran su aplicación. Reducción de la incertidumbre y los riesgos asociados con la perforación La solución de perforación guiada por la sísmica integra las mediciones sísmicas de superficie con las mediciones de fondo de pozo durante la perforación. Antes de que comience la perforación, este método incluye la integración multidisciplinaria del procesamiento y la inversión sísmica, los modelos del subsuelo, la geología, la geofísica, 16 la física de las rocas, la petrofísica, la geomecánica, la predicción de la presión de formación y la ingeniería de perforación. Durante la perforación, el método permite la refinación rápida de las predicciones de la presión de formación, varios cientos de metros por delante de la barrena y admite actualizaciones de las profundidades de los objetivos de los yacimientos para la identificación de los riesgos geológicos y las profundidades de entubación. Si bien cada proyecto se adapta a los objetivos específicos de la operación, todos comprenden tres fases generales: un estudio de factibilidad, la construcción y predicción del modelo previo a la perforación y las actualizaciones y predicciones del modelo durante la perforación (arriba).3 Un equipo Oilfield Review de trabajo, compuesto por geocientíficos de SPRING 15 Schlumberger y expertos del operador, genera SGD Fig 1 una solución SGD. ORSPRNG 15 SGD 1 Durante la fase del estudio de factibilidad, el equipo de trabajo investiga los objetivos, obstáculos y riesgos de la perforación; evalúa diversas soluciones y tecnologías; y estudia los datos sísmicos y otros datos relevantes, tales como los modelos previos de velocidades sísmicas o del subsuelo, los horizontes interpretados y las predicciones de los peligros. Luego, el equipo técnico evalúa si los datos se adecuan a la operación en cuestión y finalmente analiza la incertidumbre inherente al uso de los datos sísmicos para la planeación del pozo y el monitoreo de su avance.4 Después que los técnicos y el operador determinan que es factible la ejecución del proyecto uti- lizando los datos disponibles, recolectan los datos para confeccionar el modelo del subsuelo previo a la perforación o modelo inicial. En el contexto de la técnica SGD, qué es lo que constituye un modelo del subsuelo depende de la aplicación. Si la intención es posicionar un pozo en base a la geología, el modelo del subsuelo incluye las velocidades sísmicas, las imágenes sísmicas estructurales y los horizontes geológicos interpretados. Si el objetivo es la predicción de la presión de poro, entonces el modelo del subsuelo contiene un volumen de estimaciones de la presión de poro. Si la preocupación es la inestabilidad de los pozos, el modelo del subsuelo incorpora un modelo mecánico del subsuelo (MEM). El modelo del subsuelo comprende un volumen sísmico de datos —el volumen de perforación de interés (DVI)— centrado en la trayectoria del pozo planificado e incluye cualquier pozo vecino cercano. El DVI es definido por un área de aproximadamente 5 km por 5 km [3 millas por 3 millas] de lado, en sentido lateral, y se extiende en el tiempo o en la profundidad para incluir las formaciones prospectivas de interés. Los modelos del subsuelo de estas dimensiones facilitan la actualización rápida durante la perforación y la utilización de métodos computacionales y de procesamiento sofisticados para asegurar que el modelo posea la mayor resolución posible para guiar las decisiones de perforación. El modelo inicial del subsuelo utiliza los datos sísmicos de superficie como sus principales datos de entrada. Para restringir aún más el modelo a fin de planificar la construcción del pozo, se le Oilfield Review incorpora información de otras fuentes de datos sísmicos, pozos vecinos, modelos de cuencas, modelos de física de rocas y la geología del área. La información de pozos vecinos puede incluir registros, datos sísmicos de pozos, tales como tiros de pruebas de velocidad y perfiles sísmicos verticales (VSP), densidades del lodo y datos de perforación.5 El modelo incorpora múltiples parámetros y sus incertidumbres asociadas. Estos parámetros pueden incluir velocidades anisotrópicas locales, imágenes sísmicas de alta resolución migradas en profundidad, horizontes interpretados, fallas, riesgos geológicos y propiedades geomecánicas, incluyendo gradientes de presión de poro, de fracturamiento y los estratos de sobrecarga.6 Los operadores utilizan el modelo inicial para planificar el pozo, y el modelo es el punto de partida para sus actualizaciones durante la perforación. A medida que se perfora el pozo, se dispone de nueva información de las herramientas LWD; dicha información puede incluir mediciones de tiros de pruebas de velocidad del servicio de adquisición de mediciones sísmicas durante la perforación seismicVISION y presiones de formación del servicio de medición de la presión de la formación durante la perforación StethoScope.7 Otros datos pertinentes podrían provenir del probador modular de la dinámica de la formación MDT corrido con cable, de pruebas de pérdida de fluidos, densidades del lodo, recortes de perforación y eventos de perforación. El equipo de trabajo utiliza esta información para revisar el modelo del subsuelo para el pozo en las profundidades seleccionadas durante la perforación. Los geofísicos reprocesan los datos sísmicos de superficie utilizando la información de la sección del pozo recientemente perforada. Para ajustar las velocidades sísmicas dentro del DVI, los geofísicos emplean la técnica de inversión tomográfica localizada, en la que las velocidades sísmicas existentes y los parámetros anisotrópicos del modelo de velocidad son modificados mediante su ajuste simultáneo a los datos sísmicos de superficie y los datos de pozo; las velocidades sísmicas existentes son reconstruidas y restringidas para igualar a las velocidades que se derivaron de los levantamientos de tiros de pruebas de velocidad del pozo.8 Los responsables de la construcción del modelo utilizan luego el modelo de velocidad modificado para restringir la migración sísmica en profundidad, relocalizar las estructuras geológicas en sus posiciones correctas y recomputar una imagen de alta resolución del subsuelo. Quienes confeccionan los modelos geológicos incorporan luego los datos sísmicos reprocesados, la imagen sísmica y el modelo de velocidad en el modelo modificado del subsuelo. Este modelo del subsuelo constituye la base para las predicciones revisadas de los gradientes de presión de poro, de fracturamiento y de sobrecarga. El equipo de trabajo determina las profundidades de los posibles riesgos de perforación y las estructuras geológicas, y los perforadores pueden tomar decisiones proactivas. La técnica SGD es similar al pronóstico meteorológico. Un fenómeno meteorológico futuro se vuelve más certero para los meteorólogos, cuanto más saben acerca de las condiciones climáticas que lo precedieron y ajustan sus modelos en consecuencia. Cuanto más se acerca el pronóstico al fenómeno, más preciso es. El método posibilita esto porque en vez de basarse solamente en los datos de pozos vecinos para construir modelos predictivos, incorpora datos del pozo que se está perforando como restricción primaria para la predicción de las condiciones existentes delante de la barrena. La técnica de perforación guiada por la sísmica ha sido utilizada para pozos marinos y pozos en tierra firme. En el Golfo de México, esta técnica pronosticó la existencia de presiones anormales delante de la barrena. El gradiente de presión de poro fue pronosticado con una precisión de 3. Esmersoy C, Kania A, Kashikar S, Ramírez A, Hannan A, Lu L, Teebenny S y Duan L: “Optimum Use of Seismic Data to Reduce Drilling Risk and Improve Well Placement,” artículo C046, presentado en la 73a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Viena, Austria, 23 al 26 de mayo de 2011. 4. Osypov K, Yang Y, Fournier A, Ivanova N, Bachrach R, Yarman CE, You Y, Nichols D y Woodward M: “Model-Uncertainty Quantification in SeismicTomography: Method and Applications,” Geophysical Prospecting 61, no. 6 (Noviembre de 2013): 1114–1134. 5. Un perfil sísmico vertical (VSP) es un levantamiento sísmico de pozo en el que las mediciones se obtienen utilizando receptores, tales como geófonos o hidrófonos, dentro del pozo y una fuente en la superficie cerca del pozo. Un levantamiento con tiros de pruebas de velocidad es un levantamiento sísmico de pozo que mide el tiempo de viaje sísmico desde la superficie hasta una profundidad conocida. Un receptor se coloca en el pozo y una fuente, en la superficie, cerca del pozo. 6. Anisotropía es la calidad de las magnitudes físicas cuyos valores varían con la dirección de la medición. Bakulin A, Woodward M, Nichols D, Osypov K y Zdraveva O: “Building Tilted Transversely Isotropic Depth Models Using Localized Anisotropic Tomography With Well Information,” Geophysics 75, no. 4 (Julio a agosto de 2010): D27–D36. Sayers CM: Geophysics Under Stress: Geomechanical Applications of Seismic and Borehole Acoustic Waves. Tulsa: Curso breve de Instructores Distinguidos de la SEG 13 (2010). 7. La herramienta seismicVISION consta de tres geófonos ortogonales y dos hidrófonos y se coloca en el conjunto de fondo. El sensor recibe la energía sísmica de una fuente sísmica controlada, localizada en la superficie, cerca del equipo de perforación. Después de la adquisición, las señales sísmicas son almacenadas y procesadas en el fondo del pozo, y los datos de tiros de pruebas de velocidad —el tiempo de viaje sísmico desde la superficie hasta la profundidad conocida del sensor— y los indicadores de calidad son transmitidos a la superficie en tiempo real utilizando un sistema de telemetría MWD. Para obtener más información sobre la herramienta seismicVISION, consulte: Esmersoy C, Hawthorn A, Durrand C y Armstrong P: “Seismic MWD: Drilling in Time, on Time, It’s About Time,” The Leading Edge 24, no. 1 (Enero de 2005): 56–62. La herramienta LWD StethoScope fue diseñada con tres sensores de presión. Un sensor de presión con medidor de cristal de cuarzo CQG para la medición de la presión de formación se encuentra ubicado en una probeta, rodeada por un elemento de sello elastomérico e instalada en la hoja de un estabilizador. En el estabilizador se encuentra instalado además un sensor con medidor de deformación para medir la presión de formación. Otro sensor con medidor de deformación se encuentra localizado cerca de los sensores de presión de formación y monitorea constantemente la presión del pozo. Durante una interrupción de la rotación del BHA, un pistón empuja el estabilizador que contiene la probeta de presión contra la formación expuesta por el pozo. Para obtener más información sobre el servicio StethoScope, consulte: Barriol Y, Glaser KS, Pop J, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM, Terrazas Romero M y Volokitin Y: “Las presiones de las operaciones de perforación y producción,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 26–47. 8. En geofísica, la tomografía es una técnica de inversión sísmica para computar y mostrar la distribución tridimensional de parámetros tales como la velocidad sísmica, la reflectividad sísmica y la resistividad eléctrica en un volumen del subsuelo, mediante la utilización de datos de señales que atravesaron ese volumen desde numerosas fuentes hasta numerosos receptores. Esta técnica incluye a menudo restricciones provenientes de observaciones adicionales, tales como el echado geológico, levantamientos de tiros de pruebas de velocidad y registros de pozos. Para obtener más información sobre la técnica de inversión tomográfica sísmica localizada, consulte: Bakulin A, Liu Y and Zdraveva O: “Localized Anisotropic Tomography with Checkshot: Gulf of Mexico Case Study,” Resúmenes Expandidos, 80ª Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de octubre de 2010): 227–231. Bakulin et al, referencia 6. Volumen 27, no.1 17 Velocidad 1 500 1 500 Datos sísmicos previos a la perforación Datos de tiros de pruebas de velocidad hasta 8 000 pies Solución SGD actualizada a 8 000 pies Datos de tiros de pruebas de velocidad desde 8 000 hasta 11 500 pies 2 500 3 500 5 500 6 500 7 500 3 500 4 500 5 500 6 500 7 500 8 500 8 500 9 500 9 500 10 500 10 500 11 500 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 Hidrostática Litostática Solución SGD actualizada Medida 2 500 Profundidad,, pies Profundidad, pies 4 500 Gradiente de presión 11 500 8 10 12 14 16 18 Peso del lodo, lbm/galón US Velocidad de ondas P, pies/s 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 Gradiente de presión, lpc/pie > Demostración de la predicción de la presión de poro utilizando un pozo del Golfo de México. El equipo de trabajo desarrolló un modelo de velocidad previo a la perforación (izquierda, línea negra) para el pozo, basado en los datos sísmicos de superficie existentes y en los datos de pozos vecinos cercanos y luego incorporó los datos de velocidad de los tiros de comprobación (línea roja sólida) obtenidos durante la perforación desde la superficie hasta una profundidad de 8 000 pies y creó un modelo de velocidad actualizado (línea azul) como si el pozo hubiera sido perforado hasta 8 000 pies. Posteriormente, los técnicos incorporaron los datos de velocidad de los tiros de comprobación (línea roja de guiones) obtenidos desde una profundidad de 8 000 a 11 500 pies. A lo largo de este intervalo de velocidad, la predicción actualizada de la velocidad fue comparable con las mediciones de tiros de pruebas de velocidad. Además, los técnicos utilizaron las velocidades actualizadas para pronosticar el gradiente de presión de poro (derecha, línea azul) en el intervalo comprendido entre 8 000 y 11 500 pies. Este pronóstico mostró buena concordancia con las mediciones del gradiente de presión de poro (círculos rojos). Se proporciona una escala de densidad del lodo equivalente para referencia. Las curvas verde y roja corresponden a los gradientes de presión hidrostática y litostática; el gradiente de presión litostática es el cambio producido en la presión como resultado del peso de los estratos de sobrecarga, o roca suprayacente, sobre una formación. (Adaptado de Esmersoy et al, referencia 9.) 0,013 lpc/pie [0,29 kPa/m], que equivale a una precisión de la densidad del lodo de 0,25 lbm/galón US [30 kg/m3], a una distancia de 1 000 m [3 280 pies] por delante de la barrena (arriba). En otro ejemplo del Golfo de México, el desafío fue determinar una profundidad de entubación por debajo de una falla. Para ello, se adquirieron datos de tiros de pruebas de velocidad y registros LWD en tiempo real, durante la perforación, desde el fondo marino hasta la profundidad actualizada. Se generaron modelos de velocidad anisotrópica mediante tomografía sísmica, utilizando los datos de pozos para restringir las velocidades verticales. Los modelos de velocidad fueron utilizados para restringir las imágenes sísmicas y las imágenes de migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM), que mostraban las localizaciones de las fallas. La profundidad de entubación fue pronosticada con una precisión de 15 m [50 pies] a una distancia de 460 m [1 500 pies] por delante de la barrena.9 Presión de poro adelante de la barrena La presión anormal de formación constituye un riesgo de perforación, y si se presenta, se incurrirá en un tiempo no productivo con consecuencias adicionales que le cuestan a la industria 18 varios miles de millones de dólares por año.10 Para reducir estos riesgos, los perforadores necesitan un modelo previo a la perforación de las presiones de formación esperadas para determinar diversos aspectos de la construcción de pozos, tales como profundidades de entubación y densidades del lodo.11 Estas estimaciones de la presión de formación generalmente poseen grandes incertidumbres asociadas. El equipo de trabajo de perforación utiliza las herramientas LWD para monitorear la presión de formación y determinar las propiedades de la formación durante la perforación.12 No obstante, los datos de presiónOilfield LWD sonReview válidos hasta la profundi15 y cabe la posibilidad dad perforada enSPRING ese momento SGD Figlas A condiciones existentes de que no representen ORSPRNG SGD Ala incertidummás allá de la barrena. Para15 mitigar bre y favorecer un proceso oportuno de toma de decisiones durante la perforación, es importante observar delante de la barrena. Las herramientas LWD sónicas proporcionan velocidades de ondas elásticas precisas y de alta resolución, que a su vez pueden ser utilizadas para inferir las propiedades mecánicas de las formaciones, pero estas herramientas también caracterizan las formaciones detrás de la barrena. Además de utilizar los datos LWD, el equipo de trabajo de perforación puede basarse en las reflexiones sísmicas para iluminar las regiones que se encuentran delante de la barrena, pero es probable que las velocidades sísmicas previas a la perforación derivadas de las mismas contengan incertidumbres considerables por no haber sido restringidas con los datos del pozo que se está perforando. La técnica SGD pronostica las velocidades a partir de las reflexiones sísmicas delante de la barrena y utiliza las restricciones de las velocidades conocidas a lo largo del pozo y detrás de la barrena, derivadas de las mediciones LWD, para mejorar la precisión y la resolución de estas velocidades. En las profundidades de perforación seleccionadas, tales como horizontes guía importantes y profundidades de entubación, los geofísicos recalculan las velocidades sísmicas del modelo del subsuelo basado en mediciones LWD y mediciones de perforación y luego vuelven a migrar los datos sísmicos para generar una imagen actualizada de las condiciones existentes delante de la barrena. Este método proporciona velocidades, tiempos de viaje, profundidades hasta los topes de formaciones y valores de presión de formación que concuerdan con los valores encontrados desde el Oilfield Review Somera Batimetría Velocidad interválica, m/s 1 600 Profunda Pozo B Pozo A 2 200 2 800 x 3 400 Pozo de prueba 5 km > Datos de sísmica convencional. Total proporcionó al equipo de trabajo de Schlumberger un conjunto de datos sísmicos, además de los datos de los pozos A y B y estudios regionales. Este conjunto de datos combinados formó la base para un modelo del subsuelo, previo a la perforación, de las condiciones de perforación existentes alrededor de un pozo perforado previamente, que fue utilizado para simular la técnica SGD. El mapa batimétrico (izquierda) muestra las localizaciones de los pozos. La imagen de sísmica convencional con velocidades interválicas (derecha) se extiende de sur a norte (flecha verde y roja). Una vista en planta exhibe el volumen de perforación de interés alrededor del pozo (inserto, círculo verde) y la orientación de la vista en corte o sección transversal. Los datos de sísmica convencional muestran la tendencia habitual de incremento de la velocidad (púrpura a verde y a amarillo) con la profundidad a lo largo de la trayectoria del pozo. No obstante, por debajo del pozo, las velocidades sísmicas se reducen nuevamente (amarillo a azul), lo que sugiere que el siguiente incremento de la perforación encontrará un intervalo de presión de formación elevada. Durante la fase 1, estas velocidades fueron actualizadas en base a las restricciones resultantes de la información adicional provista por Total y mediante la utilización de técnicas ajustadas a velocidades adecuadas para la predicción de la presión de poro. Para la fase 2, se ejecutó una actualización simulada que asumió que el pozo de prueba había sido perforado hasta la profundidad X. (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.) inicio de la perforación del pozo y luego efectúa proyecciones delante de la barrena para pronosticar estos valores para el siguiente incremento de perforación. La conciliación de la solución SGD con los datos de pozos y la actualización del modelo del subsuelo reducen la incertidumbre de las predicciones delante de la barrena. 9.Esmersoy C, Ramírez A, Teebenny S, Liu Y, Shih C-C, Sayers C, Hawthorn A y Nessim M: “A New, Fully Integrated Method for Seismic Geohazard Prediction Ahead of the Bit While Drilling,” The Leading Edge 32, no. 10 (Octubre de 2013): 1222–1233. 10.Presión anormal de la formación es una condición del subsuelo en la cual la presión de los fluidos presentes en los poros de una formación geológica es mayor o menor que la presión hidrostática normal o esperada de la formación. El exceso de presión con respecto a presión normal, que se conoce como sobrepresión o geopresión, puede producir la explosión o el descontrol de un pozo. La existencia de una presión menor que la presión normal, lo que se conoce como subpresión, puede causar el atascamiento diferencial, condición en la cual la columna de perforación no puede ser movida y puede producir la pérdida de lodo del pozo en la formación, lo que se conoce como pérdida de circulación. 11.Para obtener más información sobre las presiones y la perforación del subsuelo, consulte: Barriol et al, referencia 7. 12.Alford J, Goobie RB, Sayers CM, Tollefsen E, Cooke J, Hawthorn A, Rasmus JC y Thomas R: “Un método de perforación acertado,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 74–85. Barriol et al, referencia 7. 13.Teebenny S, Dai J, Ramírez A, Tai S, Shih C-C, Centanni S, George H, Hawthorn A y Esmersoy C: “Evaluating a New Integrated Method for Seismic Geohazard and Structural Prediction Ahead of the Bit: A Field Study Offshore Africa,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, Denver (26 al 31 de octubre de 2014): 4743–4747. Volumen 27, no.1 La técnica SGD fue simulada para evaluar la predicción de la presión de poro por delante de la barrena en un pozo del área marina de aguas profundas de Nigeria que había sido perforado por Total. Total firmó un acuerdo de colaboración con Schlumberger para la ejecución de un estudio de tipo prueba de concepto, utilizando datos del pozo, aludido como pozo de prueba.13 El estudio se desarrolló en tres fases: •confección de un modelo inicial a partir de datos Oilfield Review que existían antes de perforar el pozo de prueba SPRING 15 •simulación de una actualización durante la perSGD Fig 2 foración, utilizando los datos de pozo hasta una2 ORSPRNG 15 SGD profundidad predeterminada para predecir las condiciones existentes delante de la barrena •evaluación de la precisión de la predicción. El estudio fue una prueba a ciegas de la técnica SGD; para eliminar todo tipo de parcialidad, Total no reveló la información acerca del pozo de prueba hasta que fue necesaria para el acceso a cada fase sucesiva. Y para iniciar el estudio, Total proporcionó datos geológicos y geofísicos de estudios regionales y de los pozos vecinos A y B (arriba). La compañía reveló muchos más datos del pozo de prueba después de que el equipo de trabajo de Schlumberger ejecutara el trabajo correspondiente a cada fase. Mediante la utilización de estos datos, los geocientíficos de Schlumberger construyeron un modelo del subsuelo, previo a la perforación, de las condiciones de perforación locales existentes dentro del DVI y alrededor del pozo de prueba. El modelo incluyó información de perforación, geológica, geofísica, de registros de pozos y presión de poro de los pozos A y B. El objetivo principal de la confección de un modelo previo a la perforación era contar con un modelo inicial del subsuelo para las actualizaciones a efectuar durante la perforación en las etapas subsiguientes. El equipo de geociencias utilizó lo que aprendió acerca de la geología, la geofísica, la geomecánica y la petrofísica asociada con el pozo futuro para confeccionar un nuevo modelo; la construcción de ese modelo, basado en este conocimiento recién adquirido, es crucial para el éxito de la solución SGD. El modelo del subsuelo previo a la perforación para el pozo de prueba incluyó un modelo geológico que identificó los horizontes principales. Además, se desarrolló un modelo de física de rocas utilizando los registros de pozos de los pozos vecinos. Los geofísicos utilizaron métodos de inversión tomográfica de la velocidad y PSDM para generar una imagen y un modelo de velocidad sísmica que fueron restringidos con los modelos geológicos y de física de rocas. A partir de los modelos de física de rocas y velocidad sísmica, también se computó un modelo de presión de formación. A fin de garantizar la consistencia con la geología estructural del área, los horizontes geológicos y las velocidades observadas en los pozos vecinos, los geocientíficos ingresaron las velocidades anisotrópicas en el modelo previo a la perforación. El equipo de trabajo concluyó dicho 19 Litología esperada Convencional Previo a la perforación Actualización X Velocidad X + 100 X + 200 X + 300 Profundidad, m Primera tubería de revestimiento Intervalo perforado 2 200 2 800 X + 500 X + 600 X + 700 Velocidad sísmica interválica, m/s 1 600 X +400 X + 800 X + 900 1 750 3 400 2 000 2 250 2 500 2 750 3 000 3 250 Velocidad de ondas P, m/s Segunda tubería de revestimiento Datos de registros sónicos Datos de sísmica convencional Solución SGD actualizada Xm X Intervalo de predicción de lo que hay delante de la barrena X + 700 m Predicción sísmica convencional Solución SGD actualizada Cálculo posterior a la perforación Medición posterior a la perforación X + 100 X + 200 X + 300 Profundidad, m Tercera tubería de revestimiento Gradiente de presión X +400 X + 500 X + 600 X + 700 > Plan del pozo de prueba y actualización durante la perforación. Total perforó y terminó el pozo de prueba utilizando el plan de entubación mostrado a la izquierda; las litologías esperadas fueron arenas (amarillo) y lutitas (verde y marrón). Las secciones sísmicas PSDM, coloreadas de acuerdo con las velocidades sísmicas interválicas, muestran la evolución de los datos desde la sísmica convencional, pasando por el modelo previo a la perforación, hasta la actualización. El pozo de prueba fue perforado en base a los datos de sísmica convencional. Después que el equipo de Schlumberger concluyera la confección del modelo previo a la perforación correspondiente a la fase 1, Total proporcionó datos de perforación, LWD, VSP y de tiros de comprobación del pozo de prueba hasta la profundidad X m. Durante la fase 2, el equipo de trabajo utilizó estos datos para actualizar el modelo previo a la perforación y predecir las condiciones existentes delante de la barrena para la sección de perforación siguiente (X + 700 m). (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.) modelo para el pozo de prueba a las 10 semanas vos datos del pozo de prueba en el modelo del de la iniciación del proyecto y además preparó los subsuelo previo a la perforación, reconstruir el Oilfield Review flujos de trabajo para la fase a ejecutarse durante modelo, ajustarlo a los datos conocidos de la secSPRING 15 la perforación, con el objetivo de simularSGD la recepFig 3 ción perforada del pozo de prueba y predecir las sísmicas, las presiones de poro, las ción y la incorporación de datos nuevos del pozo de 15velocidades ORSPRNG SGD 3 profundidades de las capas guía y las estructuras prueba durante su construcción. A continuación, el equipo de trabajo simuló a una distancia de 700 m [2 300 pies] por delante una actualización rápida durante la perforación de la barrena. La actualización se llevó a cabo en utilizando datos de pozo hasta la profundidad de 36 horas. Esta actualización rápida durante la la barrena. Total proporcionó datos VSP, de tiros perforación generó un nuevo modelo del subsuelo de pruebas de velocidad, LWD y de perforación del que difirió significativamente del modelo previo a pozo de prueba hasta una profundidad específica. la perforación (próxima página). Las precisas velocidades sísmicas interváDespués de entregar estos datos, se puso en marcha el reloj para la predicción de las condiciones licas son fundamentales para estimar las preexistentes delante de la barrena (arriba). El equipo siones de poro y determinar las profundidades de trabajo tuvo 48 horas para integrar los nue- de las estructuras geológicas, los marcadores 20 X + 800 X + 900 1,0 1,2 1,4 1,6 Densidad del lodo, g/cm3 1,8 2,0 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 Gradiente de presión, lpc/pie > Evaluación de la técnica SGD. El equipo de trabajo de Schlumberger presentó a Total los resultados de la solución SGD de la fase 2 del pozo de prueba. La presentación simuló una actualización para el equipo de trabajo de perforación del operador. Posteriormente, Total reveló los datos del pozo de prueba por debajo de la profundidad X m. Las velocidades actualizadas (arriba, rojo) fueron comparables con las velocidades derivadas del registro sónico (negro) del pozo de prueba. La gráfica de gradientes de presión (abajo) muestra cómo la presión de la formación (marrón) pronosticada con la técnica SGD es comparable con las mediciones de presión de formación posteriores a la perforación (círculos rojos) y los cálculos (línea roja). La actualización predijo un incremento de la presión de formación a aproximadamente X + 600 m y el incremento real comenzó a X + 650 m. El pozo de prueba fue perforado sobre la base del conjunto de datos de sísmica convencional, y la predicción convencional de la presión previa a la perforación posicionó el incremento de presión a aproximadamente X + 850 m, una profundidad 200 m [660 pies] mayor que la profundidad de ocurrencia real. (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.) Oilfield Review Gradiente de presión lpc/pie 1 600 2 200 2 800 3 400 Velocidad interválica, m/s Velocidades interválicas actualizadas 0 0,15 0,30 0,45 0,60 0,75 0,90 Predicción del gradiente de presión de la formación actualizada 1 600 2 200 Predicción del gradiente de presión de la formación previa a la perforación x 2 800 3 400 Gradiente de presión lpc/pie Velocidad interválica, m/s Velocidades interválicas previas a la perforación 0 0,15 0,30 0,45 x 0,60 0,75 0,90 > Comparación de los resultados del modelo previo a la perforación y durante la perforación. Las velocidades sísmicas interválicas se muestran a la izquierda y los gradientes de presión de la formación, a la derecha; las vistas se extienden de sur a norte (insertos). Los resultados previos a la perforación, correspondientes a la fase 1 (extremo superior ) , se basan solamente en la información previa a la perforación provista por Total. Los resultados pronosticaron velocidades más altas (amarillo) en la zona del objetivo de perforación (círculo blanco) al final de la trayectoria del pozo. Estas velocidades correspondieron a las predicciones de gradientes de presión de formación bajos (cian). En la fase 2, los resultados (extremo inferior) fueron actualizados y restringidos mediante la incorporación de los datos de perforación y LWD, y los datos de tiros de comprobación y VSP del pozo de Review más bajas cerca de la zona del objetivo de perforación que el prueba hasta la profundidad X. El modelo actualizado indicó la existenciaOilfield de velocidades SPRING 15 modelo previo a la perforación. Sobre la base de estas velocidades, se predijeron gradientes de presión de poro más altos en la zona objetivo, a más SGDaFig 4 de 700 m por delante, comparados con los gradientes de la predicción previa la perforación. El intervalo de gradiente de presión elevada comienza ORSPRNG SGD 4 a menor profundidad que la pronosticada por el modelo previo a la perforación de la 15 fase 1. (Adaptado de Teebenny et al, referencia 13.) geológicos y las profundidades de entubación. Dentro del intervalo de observación delante de la barrena, las velocidades sónicas reales y las actualizadas mostraron una buena concordancia (página anterior, a la derecha). Ambos perfiles exhibieron reducciones de las velocidades, que, en este ambiente geológico, indican incrementos de las presiones de la formación. Las presiones pronosticadas de la formación en el intervalo de observación de 700 m delante de la barrena, por debajo de la profundidad X, fue- Volumen 27, no.1 ron calculadas a partir de las velocidades actualizadas e indicaron que por debajo de X + 350 m [X + 1 150 pies], la presión primero se redujo y luego se incrementó. La actualización predijo un incremento de la presión de formación en torno a X + 600 m [X + 1 970 pies]. Después de la entrega de la actualización y sus predicciones para el incremento de perforación siguiente, Total mostró los datos reales del pozo de prueba para su comparación con las predicciones del equipo de trabajo. Las tendencias fueron similares a las prediccio- nes de la actualización; las presiones reales en el pozo de prueba se redujeron a aproximadamente X + 350 m y luego se incrementaron a X + 650 m [X + 2 130 pies]. Por el contrario, la predicción de las presiones previa a la perforación, basada en datos de sísmica convencional y efectuada antes de incorporar los datos de perforación del pozo de prueba, había anticipado un incremento de la presión alrededor de X + 850 m [X + 2 790 pies], es decir 200 m [660 pies] por debajo de la profundidad de ocurrencia real. 21 Conjunto de datos de sísmica convencional Después de la técnica SGD Pozo B Pozo B Pozo A Pozo A Pozo de prueba Pozo de prueba Amplitud de las reflexiones – 5 km 0 + 5 km > Incremento de la resolución y de la claridad. La técnica SGD incidió positivamente en la generación de las imágenes sísmicas. Un corte (sección transversal) en profundidad a 2 100 m [6 900 pies] ilustra el mejoramiento de la resolución que se produce en torno a la localización del pozo de prueba. El corte en profundidad después de la generación de imágenes del conjunto de datos de sísmica convencional (izquierda) se compara con la misma sección después de la actualización del conjunto de datos con los datos del pozo de prueba (derecha). Las fallas, demarcadas con las flechas rojas, se delinearon con mayor nitidez y otros rasgos (óvalos amarillos) se definieron claramente. Además de predecir la presión de poro con precisión, la solución SGD produjo un efecto positivo en la resolución y la claridad de las imágenes sísmicas (arriba). Después de la actualización, la presencia de una falla y otros rasgos cercanos al pozo de prueba se volvieron más claros que en la imagen generada a partir del conjunto de datos de sísmica convencional antes de la perforación del pozo de prueba. Los perforadores ajustan constantemente los parámetros de perforación en respuesta a las condiciones cambiantes. La solución SGD y los flujos de trabajo utilizan la información sobre las condiciones pasadas y presentes de un pozo para predecir las condiciones de perforación futuras. Los perforadores tienen la opción de modificar los programas de entubación y densidad del lodo sin interrumpir la perforación. Yacimientos paleocársticos Los carbonatos de edad Ordovícico alojan yacimientos significativos en la cuenca del Tarim situada en el oeste de China. Estos yacimientos se encuentran a profundidades de entre 4 500 y 8 000 m [14 800 y 26 200 pies] y la porosidad de la matriz es de aproximadamente 2%. Su mecanismo de almacenamiento principal corresponde a una porosidad secundaria compuesta por poros y fracturas de disolución, que se convirtieron en hoyos, fisuras y cavernas durante la carstificación.14 Los yacimientos se encuentran en sistemas de cavernas fracturadas heterogéneas, que se desarrollaron en un ambiente cárstico de calizas.15 La generación de imágenes de los sistemas de cavernas fracturadas profundas es difícil si se utilizan datos sísmicos de superficie. La cuenca del Tarim es desértica; su topografía variable, sus dunas de arena y el espesor de la arena presentan desafíos para la adquisición de datos sísmicos, y la capa de arena desértica seca posee baja velocidad sísmica y produce múltiples que enmascaran las reflexiones primarias.16 Los horizontes prospectivos paleocársticos yacen por debajo de capas salinas volcánicas y de yeso que varían lateralmente en espesor y velocidad y generan campos de ondas sísmicas complicadas, difíciles de caracterizar porque las reflexiones son débiles y están acompañadas por campos de ondas difusas y difractadas.17 En las secciones sísmicas, estas cavernas aparecen como reflexiones de tipo perlas, que producen ecos en las cavernas y cuyo ancho varía entre 100 y 300 m [330 y 980 pies]. La complejidad de las reflexiones sísmicas y la incertidumbre de la velocidad sísmica existente en el área dificultan la localización exacta y pre- 14.La porosidad primaria se desarrolla durante la depositación sedimentaria y se preserva después de la litificación; la conversión del sedimento en roca. La porosidad secundaria se desarrolla después de la porosidad primaria a través de la alteración de la roca, normalmente a través de procesos tales como la dolomitización, la disolución y el fracturamiento. La carstificación es el proceso de disolución y erosión de las rocas carbonatadas. Las fosas de hundimiento, cavernas y superficies marcadas de hoyos son rasgos típicos de una topografía cárstica. Un sistema paleocárstico es un sistema cárstico preservado por los fenómenos de sepultamiento y cese de la carstificación. 15.Yang P, Sun SZ, Liu Y, Li H, Dan G y Jia H: “Origin and Architecture of Fractured-Cavernous Carbonate Reservoirs and Their Influences on Seismic Amplitudes,” The Leading Edge 31, no. 2 (Febrero de 2012): 140–150. 16.Sun SZ, Yang H, Zhang Y, Han J, Wang D, Sun W y Jiang S: “The Application of Amplitude-Preserved Processing and Migration for Carbonate Reservoir Oilfield Review Prediction in the Tarim Basin, China,” Petroleum SPRING 15 Science 8, no. 4 (Diciembre de 2011): 406–414. FigX,6Wang N, Gao G y Zhu X: “The Y, Wang Feng X, WangSGD 15 3D SGD 6 Acquisition Application ofORSPRNG High-Resolution Seismic Techniques for Carbonate Reservoir Characterization in China,” The Leading Edge 31, no. 2 (Febrero de 2012): 168–179. 17.Wang X, Feng X, Luo W, Gao X y Zhu X: “Key Issues and Strategies for Processing Complex Carbonate Reservoir Data in China,” The Leading Edge 31, no. 2 (Febrero de 2012): 180–188. 18.Shi HX, Peng GX, Zheng DM, Zhang LJ, Li H, Li GH, Yang PF, Duan WS, Chen M, Zhang H, Yang S, Wang P, Xue FJ y Liu X: “Integration of Surface Seismic and Well Information to Improve Drilling Success for Onshore Carbonate Caves,” artículo Th E102 04, presentado en la 76a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Ámsterdam, 16 al 19 de junio de 2014. 19.Shi et al, referencia 18. Épsilon (ε) y Delta (δ) son parámetros de las ondas P para un medio en el cual las propiedades elásticas exhiben isotropía transversal vertical. Épsilon es el parámetro de anisotropía de las ondas P y el cociente entre la diferencia de las velocidades de las ondas P horizontales y verticales, y la velocidad de las ondas P verticales. Delta es un parámetro de anisotropía débil y describe la anisotropía de la velocidad de las ondas P casi verticales y la dependencia del ángulo de fase de las ondas S verticalmente polarizadas. Para obtener más información sobre los parámetros de isotropía transversal, consulte: Thomsen L: “Weak Elastic Anisotropy,” Geophysics 51, no. 10 (Octubre de 1986): 1954–1966. 22 Oilfield Review Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5 Pozo A0 Velocidad sísmica inicial 1 500 m/s 6 500 Velocidad sísmica previa a la perforación 1 500 m/s 6 500 Velocidad VSP Velocidad sísmica previa a la perforación Velocidad sísmica previa a la perforación Velocidad sísmica previa a la perforación Velocidad sísmica previa a la perforación Velocidad sísmica previa a la perforación 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 –0,05 m/s 6 500 Velocidad sónica 0 1 500 m/s 6 500 m/s 6 500 Velocidad sónica 1 500 m/s 6 500 m/s 6 500 Velocidad sónica 1 500 m/s 6 500 m/s 6 500 Velocidad sónica 1 500 m/s 6 500 m/s 6 500 Velocidad sónica 1 500 m/s 6 500 m/s 6 500 Épsilon 0,05 Delta –0,05 0,05 800 1 600 2 400 Profundidad, m 3 200 4 000 4 800 5 600 6 400 7 200 8 000 > Inversión tomográfica de la velocidad. Los pozos 1 a 5 son pozos vecinos que rodean al pozo planificado A0. En cada pozo vecino se adquirieron datos sónicos (azul). La inversión tomográfica se inició con un modelo de velocidad simple (derecha, negro), en el que las velocidades de ondas P anisotrópicas de cada capa poseían una simetría isotrópica transversal vertical (VTI), caracterizada por la diferencia entre los parámetros Épsilon (ε, verde) y Delta (δ, anaranjado). Mediante la utilización de los datos sónicos de los pozos vecinos para restringir la inversión, se obtuvo el modelo de velocidad previo a la perforación (rojo) a partir de la inversión tomográfica de la velocidad de los datos de sísmica convencional. Las velocidades VSP sin desplazamiento lateral de la fuente, obtenidas con la herramienta seismicVISION (cian) en el pozo A0 durante la perforación, concordaron con el modelo previo a la perforación. (Adaptado de Shi et al, referencia 18.) cisa de las cavernas individuales, especialmente como objetivos de perforación; los pozos a menudo rozan los lados de las cavernas o sencillamente los pasan por alto. Para incrementar el éxito de las operaciones de perforación en las cavernas, PetroChina Tarim Oil Company contrató a Schlumberger con el objeto de que llevara a cabo un estudio de factibilidad destinado a identificar los datos existentes y utilizar la técnica SGD para direccionar los pozos hacia el interior de los sistemas de cavernas.18 El equipo de trabajo recolectó los datos sísmicos adquiridos en el año 2007, un modelo de velocidad convencional, datos de pozos vecinos e información geológica. El modelo de velocidad inicial compren- Volumen 27, no.1 dió una sucesión de capas de estratigrafía horizontal. En este modelo simple, las velocidades no variaban en la dirección horizontal, pero sí en la dirección vertical. Cada capa era transversalmente isotrópica con un eje vertical de simetría o exhibía una isotropía transversal vertical (VTI); las velocidades sísmicas eran en general más altas en sentido paralelo a las capas horizontales que en sentido perpendicular a las mismas. La porción somera del Oilfield Review modelo, hastaSPRING una profundidad de 1 000 m, se 15 basó en la técnica de tomografía de refracción, SGD Fig B en tanto que la porción más profunda, ORSPRNG 15 SGD B de más de 1 000 m, se basó en un levantamiento de tiros de pruebas de velocidad de uno de los pozos vecinos y fue extrapolada lateralmente siguiendo los horizontes geológicos. Los parámetros de isotropía transversal Épsilon, (ε) y Delta, (δ) —medidas de la anisotropía de la velocidad de ondas P— mostraron un valor de cero hasta una profundidad de 200 m y luego (ε) y (δ) se incrementaron continuamente hasta alcanzar valores constantes del 3% y el 1,5%, respectivamente, por debajo de 1 200 m [3 940 pies].19 Los geofísicos utilizaron luego el modelo de velocidad inicial como dato de entrada para la inversión tomográfica de la velocidad a fin de generar el modelo de velocidad previo a la perforación para el DVI a partir de los datos de sísmica convencional, restringidos con los registros sónicos de cinco pozos vecinos cercanos (arriba). 23 20.La eliminación de niveles es un método de determinación de la velocidad y la estructura en profundidad de un modelo estratificado del subsuelo a partir de datos sísmicos de superficie. El método comienza con la inversión de la capa superficial para determinar sus parámetros. Estos parámetros se utilizan luego, junto con los datos sísmicos de reflexión, para proceder a la inversión y obtener los parámetros de las capas sucesivamente más profundas. El procedimiento continúa hasta que se invierte todo el volumen de interés. 24 0 Modelo de velocidad inicial Modelo de velocidad previo a la perforación 1 000 2 000 6 500 Velocidad de ondas P, m/s 3 000 Profundidad, m Y emplearon un procedimiento de eliminación de capas, trabajando desde el tope hacia abajo.20 El subsuelo se dividió en cuatro capas, desde la superficie hasta 10 000 m [32 800 pies]; las cavernas ordovícicas se encontraban en la capa más profunda. Estos profesionales minimizaron los errores asociados con el tiempo de viaje y hallaron las velocidades interválicas de mejor ajuste para cada capa, antes de pasar a la capa sucesivamente más profunda. El modelo de velocidad final previo a la perforación fue consistente con los registros de pozos y los VSP y produjo imágenes PSDM que mostraron las cavernas con mayor nitidez (derecha). El pozo vertical A fue planificado en base al modelo de velocidad previo a la perforación y las imágenes PSDM. Durante la perforación del pozo A, Tarim Oil Company adquirió mediciones de tiros de pruebas de velocidad en tiempo real. El conjunto de fondo (BHA) se equipó con la herramienta seismicVISION. Después de perforar cada tiro o unión de tubería, mientras se agregaba uno nuevo y no se detectaba ninguna interferencia de ruido de perforación de fondo de pozo, se disparó una fuente sísmica en la superficie y la herramienta seismicVISION registró las formas de ondas. El VSP derivado de estos datos fue utilizado para actualizar el modelo de velocidad previo a la perforación y la imagen sísmica de las cavernas en los puntos de decisión importantes durante la perforación. Si el pozo A hubiera sido perforado en base a los datos sísmicos del año 2007 solamente, habría errado su caverna objetivo en unos 150 m [490 pies] en sentido lateral (próxima página, arriba). El modelo inicial previo a la perforación predijo la profundidad de la caverna con una precisión de 16 m [52 pies] respecto de la profundidad real en la que se encontró. El modelo actualizado, utilizado para perforar el pozo, mejoró la precisión de la localización de la caverna y predijo su profundidad con una precisión de 8 m [26 pies] (próxima página, abajo). El perforador había advertido con anticipación y estaba mejor preparado para manejar las condiciones de perforación anormales que se desarrollaban a medida que se accedía y se penetraba en la caverna. Cuando la barrena de perforación se aproxima a una de estas cavernas carbonatadas fracturadas profundas, pueden 4 000 5 000 6 000 7 000 5 500 4 500 3 500 2 500 1 500 500 8 000 9 000 10 000 Imagen PSDM inicial Imagen PSDM previa a la perforación Amplitud de las reflexiones – 0 + >Modelo de velocidad inicial y previo a la perforación. Los datos iniciales de velocidad de ondas P (extremo superior izquierdo) mostraron un incremento suave con la profundidad; el modelo poseía una simetría VTI. Los geofísicos utilizaron los métodos de eliminación de niveles e inversión tomográfica de la velocidad para refinar la velocidad restringida con los registros sónicos de los pozos vecinos a fin de producir el modelo de velocidad previo a la perforación (extremo superior derecho). Las imágenes de migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) exhibieron un mejoramiento entre la imagen inicial (extremo inferior izquierdo) y la imagen final previa a la perforación (extremo inferior derecho). Las cavernas (flechas amarillas) se mostraron con mayor nitidez y se colocaron en la posición espacial correcta. (Adaptado de Shi et al, referencia 18.) Sobre la base del éxito del pozo A, el equipo producirse problemas de pérdida de circulación a medida que dicha herramienta encuentra los de PetroChina Tarim Oil Company perforó tres pozos más utilizando la solución SGD. Cada uno sistemas de fracturas asociados con las cavernas. Oilfield Review SPRING Esta situación puede ser seguida por un golpe de 15 de los pozos alcanzó a su objetivo y penetró en SGDsiFig presión —fluido que ingresa en el pozo— la 7 las cavernas. ORSPRNG pérdida de circulación produce una reducción de 15 SGD 7 la presión de fondo de pozo por debajo de la pre- Iluminando el camino sión de formación. Además, pueden producirse Los operadores luchan por maximizar las tasas de incidentes, tales como la caída de la sarta de per- producción y la recuperación general utilizando foración cuando la barrena atraviesa el sistema el menor número de pozos. El desafío reside en de cavernas, y la caída puede producir la pérdida reducir la incertidumbre y el riesgo asociado con estos objetivos. Las localizaciones de los puntos de los equipos. Oilfield Review 5 700 PSDM convencional PSDM previa a la perforación PSDM actualizada Profundidad, m 5 800 5 900 6 000 6 100 6 200 Amplitud de las reflexiones – + 0 > Localización de la caverna. Las imágenes PSDM convencionales de 2007 (izquierda) , previas a la perforación (centro) y actualizadas (derecha) ilustran las mejoras logradas en la localización de las cavernas a medida que se incorporan nuevos datos en la solución SGD. El modelo previo a la perforación fue utilizado para planificar el pozo A (línea azul). Si se hubieran utilizado los datos de sísmica convencional para planificar la perforación, el pozo A habría errado su objetivo en 150 m. El tope de la caverna se basa en el picado de la amplitud negativa máxima de las reflexiones (amarillo). Volumen 27, no.1 dades de las secciones productivas. Finalmente, la integración de los modelos multidisciplinarios del subsuelo durante el desarrollo de una extensión productiva podría proporcionar a los operadores un modelo de alta resolución que permita la optimización eficiente del desarrollo de cam- pos petroleros en ambientes geológicos complejos, utilizando un mínimo de pozos. Si esto llega a buen término, los operadores serán guiados hacia el logro de mayores eficiencias y obtendrán resultados de perforación más efectivos en las extensiones productivas marginales. —RCNH PSDM actualizada PSDM previa a la perforación 5 675 5 700 5 725 5 750 5 775 Profundidad, m dulces (puntos óptimos) de un yacimiento y los peligros que se presentarán mientras se ingresa a los mismos generan incertidumbres que conducen a riesgos de exploración, perforación y producción, tales como la identificación errónea de los puntos dulces, la presencia de condiciones de perforación inseguras y la necesidad de perforar pozos adicionales para complementar los pozos antieconómicos. La solución de perforación guiada por la sísmica es un proceso rápido de toma de decisiones de construcción de pozos, que se ha desarrollado a través de los avances registrados en materia de capacidad computacional, tecnologías de software integradoras y equipos de colaboración multidisciplinarios. Las técnicas de modelado rápido del subsuelo, tales como la solución SGD, podrán evolucionar y dejar de ser básicamente una herramienta para la reducción de riesgos e incertidumbres para convertirse en parte integrante del manejo de los yacimientos. Tras tener acceso a una nueva extensión productiva, los ingenieros de perforación podrán utilizar la técnica SGD para perforar el pozo piloto; luego, los geofísicos verificarán la presencia de puntos dulces a escala de cuenca, identificados a través del mapeo regional y el modelado de los sistemas petroleros, y los geólogos podrán enfocarse en los estratos y las estructuras geológicas presentes dentro del DVI y alrededor del pozo. Los equipos a cargo de la planeación de pozos también podrán confiar en metodologías similares para dirigir la perforación de pozos de evaluación y desarrollo a fin de evaluar la calidad del yacimiento en las proximi- 5 800 5 825 DO2y DO2y 5 850 5 875 5 900 5 925 5 950 5 975 Amplitud de las reflexiones – 0 + > Actualizaciones durante la perforación. A partir de la imagen PSDM previa a la perforación (izquierda), sobre la base del picado de la amplitud negativa máxima de las reflexiones (amarillo) se interpretó que el tope de la caverna (línea diagonal azul) se encontraba a una profundidad 16 m mayor que su profundidad real (DO2y). En contraste, la imagen actualizada (derecha) muestra que el tope pronosticado de la caverna (línea diagonal azul) se encuentra desplazado hacia arriba menos de 8 m de la profundidad real. La línea horizontal verde es una línea de referencia para comparar las imágenes de la izquierda y de la derecha. 25 Simulación de flujos multifásicos: Optimización de la productividad de los campos petroleros Intan Azian Binti Abd Aziz Petronus Carigali Sdn Bhd Kuala Lumpur, Malasia Ivar Brandt Oslo, Noruega Dayal Gunasekera Abingdon, Inglaterra Bjarte Hatveit Kjetil Havre Gjermund Weisz Zheng Gang Xu Kjeller, Noruega Steve Nas Kuala Lumpur, Malasia Knut Erik Spilling Sandvika, Noruega Ryosuke Yokote Eni Australia Perth, Australia Occidental, Australia Shanhong Song Chevron Project Resources Company Beijing, China Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015). Copyright © 2015 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Bjørn-Tore Anfinsen y Lars Magnus Nordeide, Bergen, Noruega; Dag Biberg, Kevin André Hermansen, Norbert Hoyer, Bin Hu y Hans Marius With, Oslo, Noruega; Rajesh Puri, Londres, Inglaterra; y Mack Shippen y Steve Smith, Houston, Texas, EUA. Drillbench, OLGA, OVIP y PIPESIM son marcas de Schlumberger. 26 A medida que los procesos de construcción de pozos y desarrollo de campos de petróleo y gas se vuelven más complejos, se incrementa la necesidad de contar con métodos más sofisticados de simulación de flujo. Las nuevas generaciones de herramientas de simulación de flujo multifásico están ayudando a los operadores a construir pozos, líneas de conducción e instalaciones de procesamiento de manera segura y eficiente, y a optimizar la producción de los campos petroleros en el largo plazo con mínimos riesgos y máximas ganancias. Para satisfacer las necesidades de los operadores a medida que los mismos tienen acceso a nuevas fronteras, se han desarrollado modelos de simulación de flujo cada vez más sofisticados, que son vitales para ayudar a los ingenieros de perforación a superar los desafíos asociados con los diseños de los pozos y a los ingenieros de producción y de instalaciones a conocer y anticipar las condiciones de flujo conforme procuran extraer hidrocarburos de yacimientos más profundos, más remotos y geológicamente más complejos. La simulación de flujo constituye un mecanismo bien establecido con el cual los ingenieros reflejan el comportamiento del flujo multifásico de un pozo, sistema de producción o línea de conducción. Mediante la utilización de modelos matemáticos incorporados en programas de software especiales, las simulaciones de flujo proporcionan representaciones del flujo estacionario y transitorio de petróleo, gas y agua, que es posible encontrar en una red real de pozos, líneas de flujo, líneas de conducción y equipos de proceso. Los resultados de estas simulaciones guían las decisiones de desarrollo de campos petroleros para la determinación del número de pozos a perforar, la localización de esos pozos y la modalidad de terminación de cada pozo para garantizar la producción óptima del campo en el largo plazo. Las simulaciones de flujo multifásico pronostican el comportamiento del flujo de fluidos en todas las etapas de la vida productiva de un pozo y un campo, desde la perforación, la producción de fondo de pozo y la red, hasta las instalaciones de procesamiento.1 Por ejemplo, las simulaciones pueden guiar el diseño de los sistemas de control de pozos y las decisiones de ingeniería ya que ayudan a comprender los efectos del influjo de gas en los pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT).2 Otra área es la planeación para las secciones prospectivas proclives a la ocurrencia de incidentes de pérdida de circulación o golpes de presión, en las que el manejo de la presión durante la perforación (MPD) es quizás la mejor opción para el desarrollo.3 1. Edwards DA, Gunasekera D, Morris J, Shaw G, Shaw K, Walsh D, Fjerstad PA, Kikani J, Franco J, Hoang V y Quettier L: “Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 4–15. 2. Para obtener más información sobre los incidentes de pérdidas de circulación, consulte: Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M y van Oort E: “Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 26–35. 3. Para el manejo de la presión durante la perforación se utilizan dispositivos de control de flujo para controlar con precisión el perfil de presión anular en todo el pozo. Las técnicas de manejo de la presión durante la perforación se utilizan normalmente para mantener el control del pozo durante la perforación, mediante el manejo de los golpes de presión o la prevención de un ingreso de fluidos de perforación en el yacimiento. Oilfield Review Volumen 27, no.1 27 Medidor de presión de tubería de producción Medidor de presión anular Pann = BHP – P hyd + P 1. Pozo de alivio Ptbg = BHP – carga hidrostática + P 1. Falta de control, presión de carga hidrostática = 0 Pozo descontrolado Sarta de perforación Presión de fracturamiento BHP = presión de carga hidrostática + Phyd + P 1. Presión de yacimiento > Simulación del flujo de fluidos para el control del pozo. Para recuperar el control de un reventón, los operadores a menudo utilizan una operación de ahogo dinámico del pozo. Los especialistas en control de pozos ahogan (matan) el pozo utilizando una densidad de fluido que contiene el pozo pero no fractura la formación. Mientras se mantiene el espacio anular y la sarta de perforación del pozo de alivio llenos de fluido, la presión de fondo de pozo (BHP) —monitoreada a través de los medidores de presión anular y de tubería de producción— es controlada a través de la tasa de flujo (gasto, caudal, rata) de fluidos que se dirigen hacia el interior el pozo de alivio. La caída de presión por fricción complementa a la presión hidrostática del fluido de ahogo inyectado a través del pozo de alivio (flechas rojas) y en dirección hacia el pozo que experimentó un reventón (flechas azules). Dado que incluyen fluidos producidos y fluidos de ahogo, estas operaciones pueden ser modeladas con simuladores de flujo multifásico. Pann es la presión anular, Phyd es la presión hidrostática generada por el fluido de ahogo, P1 es la caída o abatimiento de la presión por fricción causada por el flujo en el espacio anular del pozo que experimentó un reventón, Ptbg es la presión de la tubería de producción en la sarta de perforación del pozo de alivio y la presión de la carga hidrostática es la presión ejercida por el peso de una columna de agua desde la superficie hasta el punto de alivio. 28 La simulación de flujo también constituye una herramienta valiosa para el desarrollo de planes de contingencias en caso de producirse reventones, durante los cuales los fluidos de yacimiento fluyen hacia el interior del pozo de manera descontrolada y pueden llegar a la superficie. Los operadores y las compañías de control de pozos han utilizado las simulaciones de flujo para conocer las tasas de flujo previstas durante la ocurrencia de un reventón, información que es utilizada posteriormente para calcular los volúmenes y las densidades de los fluidos de ahogo y las velocidades de bombeo requeridas para retomar el control del pozo (izquierda). Además, las operaciones de control de pozos pueden ser revisadas porque la simulación de flujo incluye presiones y temperaturas realistas para situaciones en las que se utiliza un dispositivo de contención para controlar un reventón.4 Las simulaciones de flujo ayudan a los ingenieros a optimizar el diseño y la operación de los pozos productores. Los modelos aportan conocimientos acerca de los diseños de las terminaciones, incluidas las opciones acerca de los métodos de control de influjo, diseño de la trayectoria del pozo, control de la producción de arena y métodos de levantamiento artificial.5 Los ingenieros de producción utilizan las simulaciones de flujo para estimar cómo las capas productivas del yacimiento contribuyen a la producción total del pozo y luego pueden utilizar esta información para determinar cómo operar los pozos para una recuperación óptima. Los modelos de simulación también son utilizados para optimizar las operaciones en todo un campo de petróleo y gas. Los ingenieros de diseño utilizan las simulaciones de flujo durante las fases de diseño e ingeniería inicial y conceptual y diseño de detalle para guiar las decisiones relacionadas con el dimensionamiento y la selección de materiales para las tuberías, válvulas, recipientes e instalaciones de procesamiento. Los modelos, que también pueden estimar los riesgos de formación de hidratos y ceras en el sistema de producción, guían la selección de los métodos óptimos de inhibición química y los sistemas de control térmico en forma de aislación, empaquetamiento y calefacción. Las simulaciones de flujo proporcionan conocimientos que son utilizados por los diseñadores de sistemas para contrarrestar la corrosión y la erosión en los sistemas de procesamiento y de transporte por líneas de conducción. Los ingenieros de producción implementan los modelos de simulación de flujo para establecer procedimientos para eventos operacionales, tales como puesta en marcha, cierre y descarga rápida de líneas de conducción, cambios en las tasas de Oilfield Review jo f lu de s ma orm ac ión de en erg ía Ecuación de energía a Inf de Ecuación de estado jo Información de presión flu In f de orm ac ión ió n ac rm Ecuación de cantidad de movimiento o Inf ión Volumen 27, no.1 Una breve historia La vasta mayoría de los fluidos producidos no llega a la superficie en una corriente monofásica estacionaria. Por el contrario, la producción es una combinación compleja y constantemente cambiante de hidrocarburos, gases, agua y sólidos, que fluyen juntos con regímenes no uniformes. La base para el diseño y la operación de los sistemas de flujo multifásico es la dinámica de fluidos.6 La fuerza que impulsó el desarrollo de las primeras herramientas de simulación de la industria petrolera fue la necesidad de los diseñadores de sistemas de flujo multifásico de contar con estimaciones precisas de la presión, la temperatura y las fracciones líquidas de los pozos y las líneas de conducción. Un enfoque fundamental para el modelado del comportamiento del flujo en los sistemas de petróleo y gas es el modelo de dos fluidos, en el que los diseñadores asumen la presencia de dos fases de fluidos solamente; en general, una fase líquida y otra gaseosa.7 Otros modelos extienden este tratamiento para incluir fluidos que coexisten en más de dos fases, tales como una fase de gas, otra de petróleo y una tercera fase de agua. Las fases separadas fluyen en una línea de conducción como tres capas continuas estratificadas: una capa de gas en la parte superior, una capa de petróleo en la parte intermedia y una capa de agua en la parte inferior de una línea de conducción. Una misma fase puede fluir en cada una de las tres capas. Por ejemplo, una parte del gas es transportada a través de la línea de conducción en la capa de gas superior, en tanto que el resto se transporta como burbujas de gas dispersadas en las capas de petróleo y agua. El modelo de fluidos múltiples incluye ecuaciones de conservación de la masa, cantidad de movimiento (momentum) y energía.8 Las ecuaciones de conservación de la masa se escriben generalmente para cada una de las fases y las ecuaciones de conservación de la cantidad de movimiento, para cada una de las capas continuas, en tanto Ecuación de masa ac rm 4. Un dispositivo de contención o taponamiento (capping stack) se utiliza para controlar, desviar el flujo de fluidos y cerrar un pozo durante las operaciones de contención. Este dispositivo no forma parte de la configuración de perforación estándar y sólo se despliega si es necesario. 5. El término “levantamiento artificial” se refiere a cualquier sistema que agrega energía a la columna de fluido de un pozo; el objetivo es iniciar o mejorar la producción del pozo. A medida que los pozos maduran y la presión natural del yacimiento declina, en general, es necesario utilizar algún tipo de sistema de levantamiento artificial. Para obtener más información sobre los métodos de levantamiento artificial, consulte: Fleshman R y Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 49–63. 6. Brandt I: “Multiphase Flow,” Euroil (Marzo/abril de 1991):62–63. 7. Ayala LF y Adewumi MA: “Low-Liquid Loading Multiphase Flow in Natural Gas Pipelines,” Journal of Energy Resources and Technology 125, no. 4 (Diciembre de 2003): 284–293. 8. Li C, Liu E-b y Yang Y-q: “The Simulation of Steady Flow in Condensate Gas Pipeline,” en Najafi M y Ma B (eds): ICPTT 2009: Advances and Experiences with Pipelines and Trenchless Technology for Water, Sewer, Gas, and Oil Applications. Reston, Virginia, EUA, Sociedad Americana de Ingenieros Civiles, 733–743. 9. Un modelo de rastreo composicional también puede ser utilizado para proporcionar composiciones más exactas para el flujo transitorio, especialmente para las redes que poseen fluidos diferentes y tasas de flujo variables en el tiempo y, por consiguiente, composiciones locales dependientes del tiempo. cambian con el tiempo. Además, analiza la derivación de los modelos matemáticos que representan sistemas de flujo del mundo real y contiene una revisión de los métodos numéricos utilizados para resolver estos modelos en un simulador matemático. Algunos casos de estudio demuestran cómo el simulador dinámico de flujo multifásico OLGA ha ayudado a optimizar los procesos de construcción y producción de pozos para los operadores que trabajan frente a las costas de África Occidental, el Medio Oriente y el Sudeste Asiático. Se incluye además un ejemplo de simulación de la hidráulica para el control de un pozo exploratorio del área marina de Malasia. o Inf producción, utilización óptima de los equipos de proceso, limpieza de las líneas de conducción con diablo y desbloqueo de redes. Los datos de salida de los modelos guían los procedimientos operacionales normales para estos eventos y ponen de relieve los límites seguros de operación, que pueden ser utilizados para desarrollar procedimientos de emergencia y planes de contingencias. Las simulaciones de flujo desempeñan un rol importante en los programas de capacitación de los operadores ya que los modelos de simulación ayudan al personal de operaciones a familiarizarse con los procedimientos iniciales de puesta en marcha y con las consideraciones relacionadas con el aseguramiento del flujo para los sistemas de producción nuevos. Además, las simulaciones proporcionan al personal menos experimentado un mecanismo para practicar la operación segura de los equipos de procesamiento y correr numerosos escenarios hipotéticos (de tipo “que sucedería sí”) antes de trabajar en operaciones del mundo real. Este artículo describe la evolución de las metodologías de simulación de flujo y destaca los avances registrados en materia de simulación del flujo multifásico en régimen transitorio aguas arriba y en el área intermedia (midstream) de los pozos y las redes de líneas de conducción. Una historia breve detalla la evolución de los simuladores de flujo, desde aquéllos que modelaban sistemas de fluidos bifásicos bajo condiciones de estado estacionario hasta los que modelan sistemas multifásicos en los que las propiedades de los fluidos y el flujo > Flujo de información entre las ecuaciones de flujo monofásico. En el caso del flujo monofásico en una tubería, la ecuación de conservación de la cantidad de movimiento resuelve el flujo o la velocidad del fluido presente en la sección de tubería en estudio. Este flujo de información se utiliza luego como datos de entrada para las ecuaciones de conservación de la masa y conservación de la energía a fin de actualizar los contenidos de masa y energía en esa sección. La nueva información de masa y energía se utiliza posteriormente como datos de entrada para la ecuación de estado a fin de actualizar la distribución de presiones. Esta nueva información de presión, junto con la información actualizada de energía y densidad del fluido, se emplea a su vez para actualizar la ecuación de cantidad de movimiento para la sección de tubería siguiente y así sucesivamente. Esta relación general entre las ecuaciones de flujo existe para cada fase de fluido presente en un sistema de flujo multifásico. que las ecuaciones de conservación de la energía pueden formularse para la mezcla de fluidos totales o para cada una de las capas. En el caso de un modelo de flujo de dos fases y dos capas, se formula un total de seis ecuaciones diferenciales. La solución de este conjunto de ecuaciones requiere el desarrollo de leyes de cierre, que son relaciones necesarias que deben agregarse a las ecuaciones de conservación para permitir su cálculo (arriba). Una ley de cierre básica es la ecuación de estado del fluido; se trata de una ecuación termodinámica que proporciona una relación matemática entre las propiedades de los fluidos, tales como la densidad y la viscosidad, y dos o más ecuaciones de estado; las ecuaciones de estado incluyen la temperatura, la presión, el volumen o la energía interna asociada con el fluido. Esta relación puede obtenerse consultando tablas precalculadas de propiedades de los fluidos como funciones de la presión y la temperatura, asumiendo una composición química total constante en cada zona de la tubería y a cada momento.9 Las relaciones funcionales también son abordadas a través del estudio de las formulaciones de petróleo negro, en las que se utilizan las propie- 29 Desarrollo marino Empalme submarino Instalaciones de procesamiento en tierra firme > Modelos para el ciclo de vida de un proyecto. El simulador OLGA modela el flujo multifásico transitorio a lo largo de todo el ciclo de evolución de un proyecto. El software se ha convertido en el estándar de la industria para todo el desarrollo de un campo con flujos multifásicos, desde la perforación de los primeros pozos para un campo marino hasta el desarrollo de empalmes submarinos y el modelado del flujo de fluidos en las instalaciones de procesamiento de tierra firme. dades uniformes de los fluidos, o a través del análisis composicional completo de las muestras de fluidos de yacimiento, en el que las propiedades de los fluidos individuales son utilizadas para cada componente de hidrocarburos. Otro conjunto de leyes de cierre básicas incluye leyes o ecuaciones que relacionan los factores de fricción con las velocidades, la geometría de las tuberías y las propiedades físicas de los fluidos. Las primeras simulaciones se efectuaron en modelos de estado estacionario en los que se asumía que las propiedades de los fluidos, tales como tasa de flujo (gasto, caudal, rata), densidad, temperatura y composición, permanecían constantes con el tiempo en un punto dado del sistema. Estos modelos efectúan un balance de masa, energía y cantidad de movimiento de un proceso estacionario; es decir, un proceso que se encuentra en un estado de equilibrio local. Si bien los parámetros de flujo pueden cambiar aguas arriba o aguas abajo de ese punto particular del sistema, el punto permanece en un estado de equilibrio local si el fluido exhibe siempre las mismas propiedades, independientemente del tiempo. Desde su introducción en la industria del petróleo y el gas hace casi 30 años, los simuladores de flujo de fluidos en estado estacionario evolucionaron significativamente. Por ejemplo, el simulador de flujo de fluidos multifásicos en estado estacionario PIPESIM permite a los ingenieros pronosticar una diversidad de situaciones asociadas con el flujo de fluidos que impiden la optimización de la producción, desde la presencia o la formación de asfaltenos, ceras e hidratos hasta la corrosión inducida por el dióxido de carbono [CO2] y por el flujo. Las simulaciones en estado estacionario proporcionan a los diseñadores de los sistemas un método para estimar rápidamente los resultados 30 del flujo de fluidos en una serie específica de condiciones y brindan un conocimiento casi inmediato de cómo los cambios en las condiciones del sistema afectarán la producción. No obstante, debido a que operan sobre la base del principio fundamental de que los parámetros del flujo de fluidos no varían con el tiempo, los simuladores en estado estacionario no son aplicables para la simulación de fenómenos de flujo transitorios. Este elemento temporal ausente instó al desarrollo de las simulaciones dinámicas de flujo multifásico, que permiten a los usuarios modelar el comportamiento variable en el tiempo de un sistema. Como resultado de ese desarrollo, hoy es posible predecir las variaciones del flujo multifásico que se producen regularmente durante la ejecución de las operaciones petroleras normales. Al igual que en las simulaciones de flujo de fluidos en estado estacionario, las simulaciones dinámicas comprenden ecuaciones de conservación de la masa, la cantidad de movimiento y la energía. No obstante, para reflejar de manera más fehaciente los cambios reales que se producen en los sistemas de producción de hidrocarburos, se hace que las variables locales, incluidas las condiciones existentes en la entrada y la salida del sistema que se está modelando —tales como tasas de flujo, presión de admisión y fracciones volumétricas locales de gas— varíen con el tiempo.10 Los modelos dinámicos de flujo de fluidos son utilizados para una amplia gama de aplicaciones en la simulación de sistemas de flujo multifásico, incluido el diseño de aeronaves, el pronóstico de los regímenes meteorológicos y el análisis del flujo del vapor y el agua en el núcleo de los reactores nucleares.11 A comienzos de la década de 1980, los expertos en dinámica de fluidos comenzaron a utilizar esos modelos para simular el flujo de petróleo, gas y agua en las líneas de conducción. Desarrollo de un simulador de flujo dinámico Uno de los primeros de esos intentos tuvo lugar en el año 1980 como un proyecto de investigación conjunto entre la compañía petrolera estatal noruega, Statoil, y el Institutt for energiteknikk (IFE) o Instituto de Tecnología Energética.12 La primera versión de la herramienta de simulación, el simulador dinámico de flujo multifásico OLGA, fue introducido en 1983 como resultado de este proyecto de investigación. El simulador OLGA modela las variaciones transitorias lentas del flujo —lapsos de fluctuaciones del flujo de fluidos que oscilan entre algunos minutos y algunas semanas— asociadas con el transporte masivo en los sistemas de petróleo y gas.13 Los ingenieros de producción utilizan este simulador para modelar el flujo en las redes de pozos, líneas de flujo, líneas de conducción y equipos de proceso (arriba).14 Un programa de investigación conjunta entre el IFE y el SINTEF, puesto en marcha en 1984 y sustentado por las compañías que operaban en la plataforma continental noruega, incluidas Statoil, Conoco Norway, Esso Norge, Mobil Exploration Norway, Norsk Hydro A/S, Petro Canada, Saga Petroleum y Texaco Exploration Norway, posibilitó el desarrollo posterior del simulador.15 El objetivo de este programa de investigación era ampliar la base empírica del modelo e introducir nuevas aplicaciones.16 Los primeros intentos de modelado del flujo bifásico en tuberías simples emplearon correlaciones empíricas independientes para la fracción volumétrica de gas, la caída o abatimiento de presión y los regímenes de flujo, aunque estas entidades se interrelacionan físicamente.17 En el simulador OLGA, los regímenes de flujo fueron tratados como parte integrante del sistema de dos fluidos. A fines de la década de 1990, el simu- Oilfield Review lador OLGA se amplió para modelar los regímenes de flujo trifásico, incluido el rastreo de tapones trifásicos, proceso durante el cual la corriente de flujo se divide en segmentos intermitentes de petróleo o agua separados por bolsones de gas. Modelos matemáticos en el simulador OLGA Un modelo matemático en el dominio de la simulación dinámica de flujo es una representación digital de un fenómeno del mundo real. Los modelos matemáticos tienden a proporcionar una vista macroscópica del flujo de fluidos en las líneas de conducción. Este enfoque permite simplificar los regímenes de flujo, ya que asume que la composición de los fluidos en las secciones pequeñas de la línea de conducción es uniforme, los campos de velocidades en las superficies de entrada y salida son perpendiculares a estas superficies y las propiedades de los fluidos, tales como la densidad y la presión, son uniformes a través de las secciones transversales de entrada y salida. Los primeros modelos matemáticos del simulador OLGA se basaron en datos de períodos de flujo de vapor-agua, agua y aire a baja presión en tuberías con rangos de diámetros internos variables entre 2,5 y 20 cm [1 y 8 pulgadas]. Los datos del laboratorio SINTEF incluyeron el agregado del flujo de hidrocarburos líquidos en tuberías de 20 cm de diámetro con una presión oscilante entre 20 y 90 bares [2 y 9 MPa; 290 y 1 300 lpc]. Los científicos utilizaron los datos para introducir diversas modificaciones en la primera versión del simulador OLGA. Las iteraciones posteriores del simulador incluyeron datos de campo de sistemas de tuberías de hasta 76 cm [30 pulgadas] de diámetro, que expandieron las capacidades de extrapolación de la herramienta.18 La simulación de los comportamientos transitorios del simulador OLGA da cuenta además del régimen de flujo existente dentro de la sección modelada del pozo o de la tubería.19 Para el flujo bifásico de gas-líquido, la estructura del flujo multifásico corresponde a cuatro regímenes de flujo básicos: •flujo estratificado, consistente en dos corrientes de fluidos independientes y continuas: una corriente líquida que fluye en la parte inferior de la tubería y una corriente gaseosa (normalmente con pequeñas gotitas de líquido arrastradas) que fluye por encima de la corriente inferior •flujo anular, consistente en un régimen en el que una película delgada de líquido se adhiere a la pared de la tubería y una corriente gaseosa que contiene pequeñas gotitas de líquido arrastradas fluye en la parte interna de esta película Volumen 27, no.1 Separados Flujo estratificado Flujo anular Distribuidos Flujo de burbujas dispersas Flujo intermitente hidrodinámico > Regímenes de flujo clasificados por los simuladores de flujo multifásico. Los regímenes de flujo separados se clasifican en sentido amplio en estratificados o anulares (extremo superior), en tanto que los regímenes de flujo distribuidos abarcan el flujo de burbujas dispersas o el flujo intermitente hidrodinámico (extremo inferior ). Estas categorías pueden ser divididas a su vez en base al hecho de si la corriente de fluidos es bifásica o trifásica y si las secciones de tubería son horizontales, verticales, derechas o acodadas. •flujo de burbujas dispersadas, consistente en un flujo continuo de líquido con burbujas de gas arrastradas •flujo intermitente hidrodinámico, consistente en un flujo estratificado interrumpido por tapones intermitentes de líquido altamente turbulento (arriba).20 Las pruebas iniciales del modelo matemático para el que se utilizaron los datos suministrados por el SINTEF mostraron que el simulador resultaba eficaz para la descripción de los regímenes de burbujas y tapones; sin embargo, era menos preciso en la predicción de los flujos estratificados y anulares. En los casos de flujo anular vertical, el simulador pronosticó caídas o abatimientos de presión que excedieron los valores reales en un 50%, en tanto que en ciertos casos de flujo horizontal, las retenciones de líquido pronosticadas excedieron los valores reales en un factor de dos.21 Los científicos refinaron el modelo para que diera cuenta de la presencia de un campo de goti- 10.En una línea de conducción de producción, los fenómenos asociados con el tiempo incluyen los cambios producidos en la dinámica del flujo de fluidos por la topografía de la línea de conducción, tales como la formación de tapones inducidos por el terreno, la puesta en marcha y el cierre de la línea, las tasas de producción variables del gas respecto de los líquidos y las operaciones de limpieza con diablo. 11.Bendiksen KH, Malnes D, Moe R y Nuland S: “The Dynamic Two-Fluid Model OLGA: Theory and Application,” SPE Production Engineering 6, no. 2 (Mayo de 1991): 171–180. 12.El Institutt for energiteknikk (IFE) es una fundación de investigación independiente para la tecnología energética y nuclear con base en Noruega. 13.Bendiksen et al, referencia 11. 14.El flujo en el yacimiento propiamente dicho se modela utilizando numerosos simuladores de yacimientos, que consideran el flujo de los múltiples componentes de un yacimiento dividido en un gran número de componentes 3D denominados celdas de cuadrícula. Para obtener más información sobre la simulación de yacimientos, consulte: Edwards et al, referencia 1. 15.La Stiftelsen for industriell og teknisk forskning (SINTEF), o Fundación para la Investigación Científica e Industrial, es una organización de investigación no comercial independiente con base en Escandinavia. 16.La SINTEF dirige un programa experimental en los Laboratorios Tiller de gran escala, situados en Trondheim, Noruega, desde el año 1980. Los fondos son proporcionados por las mismas compañías que sustentaron el programa de investigación conjunta IFE/ SINTEF en 1984. Los datos de salida del simulador OLGA ampliado fueron verificados en función de los conjuntos de datos adquiridos a partir de este trabajo inicial. 17.Bendiksen et al, referencia 11. 18.Brandt, referencia 6. 19.El término “régimen de flujo” se refiere a la variación en gran escala de la distribución física de la fase gaseosa y la fase líquida en un conducto de flujo. 20.Danielson TJ, Brown LD y Bansal KM: “Flow Management: Steady-State and Transient Multiphase Pipeline Simulation,” artículo OTC 11965, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 1º al 4 de mayo de 2000. 21.El término retención de líquido se refiere a una condición del flujo de una línea de conducción bifásica en la que el gas fluye a mayor velocidad lineal que el líquido. El líquido, que se desplaza en forma más lenta, se acumula en las áreas bajas de una sección de tubería. 31 tas pequeñas con una velocidad de desplazamiento aproximadamente equivalente a la velocidad de la fase gaseosa, que describe el régimen de flujo en un flujo estratificado o anular en forma de niebla. Los modelos matemáticos del simulador dinámico de flujo multifásico incluyen además ecuaciones de continuidad para tres fases de fluidos: una fase gaseosa; una fase líquida consistente en petróleo, condensado o agua; y una fase de pequeñas gotitas de líquido consistentes en fluidos de hidrocarbu- Inicio Inicio Dividir la línea de conducción en cuadrículas Ingresar los parámetros Fijar el número de la sección de la cuadrícula: N = 0 Intercalar la longitud y el tiempo en las cuadrículas Ingresar las condiciones de borde para P, T, νg y νL en el punto inicial de la línea de conducción (N = 0) Obtener las soluciones en estado estacionario t = t + Δt. Calcular los parámetros termofísicos en la sección N Designar las condiciones de borde Calcular la retención de líquido en la sección N Calcular los parámetros físicos Resolver las ecuaciones de conservación de la masa, la cantidad de movimiento y la energía para calcular P, T, νg y νL en la sección N + 1 Resolver las ecuaciones de conservación de la masa, la cantidad de movimiento y la energía para calcular P, T, νg y νL en el tiempo t + Δt Guardar los resultados Calcular la retención de agua N = N + 1. Guardar las soluciones No ¿Es N = Nmax? No ¿Es t ≥ tmax? Sí Sí Imprimir los resultados Imprimir las soluciones Fin Fin > Pasos para resolver los modelos de flujo bifásico para un flujo estratificado en una línea de conducción de gas-condensado. Los modelos de estado estacionario (izquierda) se inician dividiendo la sección de tubería en secciones más pequeñas (N) e ingresando las condiciones de borde para los cálculos de presión (P) , temperatura(T ), velocidad del líquido (νL) y velocidad del gas (νg) en el punto inicial de la línea de conducción. El modelo utiliza estas condiciones iniciales para resolver las ecuaciones de continuidad en la primera sección (N = 0) y calcular los valores para la presión, la temperatura y las velocidades de los fluidos en esa sección. Estos valores son utilizados como datos de entrada para la sección siguiente (N + 1) y el proceso se reitera hasta que se alcanza la sección final; el otro extremo de la línea de conducción, Nmax . Un proceso similar se sigue en el modelo dinámico (derecha), pero se agrega un paso iterativo adicional que da cuenta de los cambios producidos con el tiempo (t ) en las propiedades de los fluidos y en los parámetros de flujo y las condiciones de borde. Dado que las ecuaciones de flujo son no lineales, generalmente es necesaria la ejecución de iteraciones para arribar a una solución con una precisión aceptable. 32 ros —petróleo o condensado— dispersos en agua. Estas ecuaciones de continuidad están acopladas a través de los fenómenos de fricción interfacial y transferencia de masa interfacial y las dispersiones, tales como petróleo en agua. Los modeladores rastrean las dispersiones por medio de una relación de deslizamiento, que es la relación adimensional entre la velocidad de la fase gaseosa y la velocidad de la fase líquida.22 Las ecuaciones de conservación de la masa pueden escribirse para dar cuenta de diversos componentes y tipos de fluidos, incluido el rastreo de la composición química total, la presencia de inhibidores de corrosión y de incrustaciones, fluidos de perforación, ceras, trazadores isotrópicos y partículas sólidas. Con la versión 2014 del simulador OLGA, se introdujo un modelo capaz de simular el flujo en capas de partículas.23 El simulador OLGA expresa además la conservación de la cantidad de movimiento para tres capas continuas y proporciona ecuaciones separadas de cantidad de movimiento para la capa de gas, que puede contener gotitas de líquido, y para las capas de petróleo y agua. Una ecuación de conservación de la energía de este modelo trata la energía del sistema en términos de la mezcla combinada de fases de fluidos y asume que cada fase se encuentra a la misma temperatura. Una ecuación de estado (una para cada capa de fluido) proporciona la relación funcional entre el volumen de fluido y su presión, temperatura y composición. El simulador selecciona el régimen de flujo en particular para el modelo basado en el criterio de deslizamiento mínimo.24 Para determinadas velocidades superficiales, el simulador selecciona el régimen de flujo que arroja la menor diferencia, o el deslizamiento mínimo, entre las velocidades lineales del gas y el líquido. En la década de 2000, se desarrolló el modelo de alta definición (HD) del simulador OLGA, partiendo de modelos 3D para las fuerzas de fricción para el flujo estratificado de agua, petróleo y gas en una tubería circular, y derivando luego modelos 1D de fricción interfacial y fricción con las paredes con una precisión 3D.25 Estos modelos matemáticos, aplicados en conjunto, dan cuenta de las complejidades del flujo multifásico en los sistemas de producción del mundo real, que pueden incluir pozos multilaterales, líneas de conducción, sistemas de levantamiento artificial, instalaciones de procesamiento y equipos de control de flujo, tales como estranguladores y dispositivos de control de la producción de arena. Los analistas utilizan modelos matemáticos para computar las soluciones utilizando algoritmos o métodos numéricos. Estos métodos aprovechan Oilfield Review los avances registrados en materia de velocidad y capacidad de procesamiento computacional para crear soluciones digitales que simulan fenómenos de flujo del mundo real con un alto nivel de detalle. Los métodos numéricos comienzan dividiendo la corriente de fluidos totales de la tubería en cuadrículas o celdas discretas pequeñas. Cada una de las celdas posee sus propios valores de presión, temperaturas, composiciones de fluidos, densidades, tasas de flujo y flujos de desplazamiento.26 La solución de las ecuaciones de conservación para cada celda comienza con la reformulación de las ecuaciones continuas para expresar las contrapartes discretas mediante la aplicación de conceptos de discretización, tales como el concepto de ponderación direccional (upwind), que utiliza las propiedades de los fluidos de las celdas aguas arriba de los cálculos de flujo. Este proceso da como resultado un conjunto de ecuaciones diferenciales y algebraicas ordinarias que representan el modelo. No obstante, dado que las ecuaciones pueden exhibir un fuerte grado de no linealidad y tienen que ser restringidas —el volumen de fluidos totales debe ser igual al volumen de la tubería— los métodos de solución deben ser diseñados cuidadosamente. Luego, todo el conjunto de ecuaciones se divide en subconjuntos de acuerdo con las características o las propiedades de las ecuaciones. Los subconjuntos se resuelven en etapas y a cada etapa le sigue la etapa siguiente en el mismo incremento de tiempo. Las etapas se acoplan explícitamente entre sí en el incremento de tiempo. Las ecuaciones se resuelven numéricamente utilizando técnicas iterativas hasta que se alcanza la convergencia para todo el sistema. Estos métodos pueden ser aplicados para estudiar el flujo de fluidos tanto en condiciones dinámicas como en estado estacionario (página anterior).27 Principios en acción Cuando se aplica a las operaciones de campo, la simulación dinámica de flujo multifásico desempeña un rol importante para la comprensión de los científicos de la probabilidad y la severidad de generar subproductos relacionados con los fluidos, tales como los hidratos, las ceras, los depósitos de incrustaciones y las emulsiones en un sistema de producción. Los ingenieros de diseño utilizan esas simulaciones para pronosticar la presencia de estos elementos en el sistema de campo real y luego prueban varias alternativas de diseño cuyo objetivo es minimizar su impacto. Idealmente, esas simulaciones se efectúan antes de construir el sistema de producción, lo que permite que el operador diseñe y construya un sistema Volumen 27, no.1 Torre articulada BB Centro C Centro B Centro A > Campo submarino de Chevron. En el campo submarino Lobito-Tomboco, existen tres centros submarinos (A, B y C), localizados en tirantes de agua (profundidad del lecho marino) de aproximadamente 396-550 m [1 300-1 800 pies] y conectados a la torre flexible o articulada Benguela Belize (BB), que se encuentra en aproximadamente 390 m [1 280 pies] de agua. Cada centro se conecta a la torre a través de una línea de flujo de 10 pulgadas (verde), que transporta la producción desde los pozos hasta la torre, y mediante una línea de prueba de 8 pulgadas (rojo). La capacidad del sistema submarino es de 115 000 bbl/d [18 300 m3/d]. Este volumen llena el módulo de producción de la plataforma BB del campo Lobito-Tomboco y el tren de producción de petróleo liviano disponible de 80 000 bbl/d [12 700 m3/d] de esa plataforma. Además, la capacidad del sistema submarino tendrá cabida para la producción de los centros submarinos futuros de las áreas de desarrollo cercanas. (Adaptado de Song, referencia 28.) de producción —desde el pozo hasta el equipo de procesamiento de superficie— que minimice estos desafíos asociados con el aseguramiento del flujo. Chevron utilizó la simulación dinámica de flujo multifásico como asistencia en la gestión de los riesgos operacionales y de aseguramiento del flujo en su campo submarino Lobito-Tomboco, situado en el bloque 14 del área marina de Angola (arriba).28 El desarrollo comprende tres centros submarinos conectados a la torre flexible Benguela Belize (BB).29 Tanto el yacimiento Lobito como el yacimiento Tomboco contienen petróleo crudo liviano (31 a 32ºAPI), con bajo contenido de azufre y de ácidos y escaso contenido de asfaltenos y nafta. Los ingenieros de Chevron debieron enfrentar el desafío de diseñar para este campo un sistema de producción robusto que transportara los fluidos producidos en forma económica desde los pozos submarinos hasta la parte alta de las plataformas y que a la vez mitigara suficientemente los riesgos operacionales y de aseguramiento del flujo anticipados. Para maximizar la producción 22.En los modelos homogéneos de flujo bifásico, la relación de deslizamiento es 1 porque se asume que la fase gaseosa y la fase líquida viajan a la misma velocidad. En muchas situaciones del mundo real, las velocidades de las dos fases pueden ser significativamente diferentes, dependiendo del régimen de flujo del sistema en estudio. 23.Brandt I: “Some Aspects of Particle Flow Modeling Within a Commercial, Transient, Multiphase Flow Simulator,” presentado en la Conferencia de Celebración de Geoff Hewitt, Flujo Multifásico, Londres, 23 al 25 de julio de 2014. 24.Bendiksen et al, referencia 11. 25.Biberg D, Holmås H, Staff G, Sira T, Nossen J, Andersson P, Lawrence C, Hu B y Holmås K: “Basic Flow Modelling for Long Distance Transport of Wellstream Fluids,” presentado en la 14a Conferencia Internacional sobre Tecnología de Producción Multifásica, Canes, Francia, 17 al 19 de junio de 2009. 26.El número de celdas definidas para una línea de conducción dada es limitado solamente por la complejidad de la línea de conducción en particular que se está modelando. Se pueden definir celdas adicionales alrededor de las áreas de la línea de conducción que requieren un análisis más minucioso en la simulación, como por ejemplo alrededor de las válvulas o de los dispositivos de control de influjo. El número óptimo de celdas para una línea de conducción dada a menudo implica un equilibrio entre el tiempo de procesamiento y la precisión que se requiere del proceso de simulación numérica. 27.Changjun L, Wenlong J y Xia W: “Modeling and Simulation for Steady State and Transient Pipe Flow of Condensate Gas,” en Moreno-Piraján JC (ed): Thermodynamics—Kinetics of Dynamic Systems. Rijeka, Croatia: Intech Books (2011): 65–84. 28.Para obtener más información sobre el desarrollo de este campo petrolero, consulte: Song S: “Managing Flow Assurance and Operation Risks in Subsea Tie-Back System,” artículo OTC 19139, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2008. 29.Una torre flexible es una estructura de perforación fija para la producción de petróleo y gas en aguas profundas. La torre consta de patas flexibles (articuladas) que reducen la resonancia y minimizan las fuerzas generadas por las olas marinas. Sobre las patas se asienta una cubierta para dar cabida a las operaciones de perforación y producción. 33 de cada centro submarino, se requeriría un proceso de inyección de agua para el barrido de cada pozo y el suministro de soporte de presión. Además, cuando se incrementara el corte de agua, el operador tendría que implementar un método de levantamiento por gas. También se preveían otros desafíos adicionales en forma de riesgos de aseguramiento del flujo, que incluían la formación de hidratos, depósitos de incrustaciones, ceras y subproductos de la corrosión, además de arenamiento y formación de tapones. Primero, el operador evaluó su exposición a los riesgos de aseguramiento del flujo mediante la recolección y el análisis de muestras de petróleo y agua de los yacimientos. Este análisis incluyó caracterizaciones de los fluidos en función de la presión, el volumen y la temperatura y una evaluación global de las composiciones de los fluidos de cada yacimiento.30 Mediante la utilización del simulador de flujo OLGA, los modeladores emplearon los resultados de este análisis para desarrollar diversos modelos termohidráulicos enfocados en el flujo hidráulico en los sistemas térmicos. El operador generó los siguientes modelos termohidráulicos: pozo y línea de flujo individuales, sistema de producción de cada centro submarino y todo el sistema de producción integrado con los pozos y las líneas de flujo. Las simulaciones fueron corridas bajo condiciones de estado estacionario, a las que el operador definió como cualquier condición en la cual los fluidos producidos fluyen de una manera relativamente uniforme e ininterrumpida a través del pozo, las líneas de flujo y las líneas de procesamiento de superficie. Además, se corrieron numerosas simulaciones de comportamientos transitorios para determinar cómo reaccionaría la corriente de producción ante situaciones dinámicas, incluidas las fases de puesta en servicio, inicio, cierre (planificado versus no planificado y corto versus largo), arranque suave del pozo, limpieza con diablo, circulación de petróleo muerto y formación de tapones. Esta extensiva campaña de modelado permitió a Chevron tomar decisiones informadas que redujeron las erogaciones de capital iniciales de la compañía para el proyecto y a la vez aseguraron una producción más confiable con bajo riesgo de perturbaciones o cierres no planificados.31 Para la mitigación de los depósitos de hidratos, el operador pudo diseñar el espesor del aislamiento térmico óptimo para las líneas de flujo submarinas y los componentes de formas irregulares, tales como los conectores y las terminaciones finales de las líneas de conducción. Las simulaciones guiaron además el grado óptimo de uso y EUROPA ASIA ÁFRICA Plataforma de producción Planta de procesamiento Líneas de conducción existentes previamente Líneas de conducción construidas por Dolphin Ras Laffan 0 0 100 200 km 75 150 mi QATAR Sharjah Dubai Fujairah Doha Jebel Ali Taweelah Abu Dhabi OMÁN Maqta ARABIA SAUDITA Al Ain EMIRATOS ÁRABES UNIDOS > Dolphin Energy en Qatar y en los Emiratos Árabes Unidos. Dolphin Energy está involucrada en todas las etapas de la cadena de valor del gas, desde la producción de gas natural sin procesar, en sus dos plataformas marinas, hasta el procesamiento en su planta terrestre de Ras Laffan y el transporte del gas natural hasta los Emiratos Árabes Unidos por línea de conducción de exportación. La compañía también distribuye el gas a clientes de los Emiratos Árabes Unidos y a Omán. 34 tasa de inyección de los químicos de tratamientos, tales como el metanol para la inhibición de hidratos, los inhibidores de corrosión, los biocidas y los secuestrantes de oxígeno para mitigar los ataques corrosivos. Para mitigar el riesgo de arenamiento, los datos de salida de las simulaciones guiaron la decisión del operador de terminar todos los pozos de producción con empaques de grava robustos y limitar el abatimiento máximo de la presión a través de la terminación, lo que además minimizó el riesgo de migración de finos. Las simulaciones dinámicas de flujo sugirieron una estrategia de mitigación de riesgos de formación de tapones que incluyó los procedimientos adecuados de arranque suave y cierre del pozo, las tasas de flujo mínimas en cada línea de flujo para mantener el flujo fuera del régimen de formación de tapones y las configuraciones ideales del estrangulador de superficie para controlar la formación de tapones durante la limpieza con diablo y la circulación de petróleo muerto. Para mitigar aún más los riesgos operacionales y de aseguramiento del flujo en el campo Lobito-Tomboco, el operador utilizó la capacitación del simulador OLGA para ayudar al personal de campo a familiarizarse con la forma en que el sistema de producción submarino interactuaría con el sistema de procesamiento de superficie bajo diversas condiciones de producción. El simulador dinámico de flujo también fue implementado como parte del sistema de manejo de líneas de conducción del operador para modelar el comportamiento en tiempo real del flujo multifásico en el sistema de producción submarino. El sistema de manejo puede ser utilizado en tres modos diferentes: como una aplicación en tiempo real de acceso continuo para monitorear el estado del sistema de producción en ese momento, como una aplicación anticipatoria de acceso continuo para pronosticar la operación futura en base a los cambios planificados del sistema de producción y como una aplicación hipotética con la intervención de un operador para los estudios de planeación e ingeniería. Una vez construido el sistema e iniciada la producción de los tres centros submarinos, los datos de campo fueron comparados con los resultados simulados obtenidos con el simulador OLGA. Los conjuntos de datos reales y simulados se correlacionaron correctamente en cada caso, lo que confirmó la exactitud de los modelos termohidráulicos utilizados para desarrollar los procedimientos operativos para el campo. Las presiones de flujo en estado estacionario calculadas con el simulador OLGA mostraron una precisión del 90% con respecto a las presiones del campo, en tanto que la precisión de las temperaturas calculadas fue del Oilfield Review > Módulo Pig Tracking Advisor del sistema OLGA Online. En el módulo Pig Tracking Advisor del sistema OLGA Online, el operador puede ver una representación de un circuito de producción submarino y la placa de base submarina (extremo superior, amarillo). La conexión con la instalación de procesamiento de superficie incluye el receptor del lanzador de diablos. Cuando se lanza un diablo hacia el interior de una de las patas del circuito de producción, su localización se marca con un ícono visible a lo largo del circuito de producción. Los operadores también pueden monitorear los perfiles de líneas de conducción (extremo inferior izquierdo), incluidas las retenciones de líquido, los perfiles de elevación y las variables calculadas (extremo inferior derecho), tales como el tiempo de arribo estimado al receptor y la localización y la velocidad del diablo en ese momento. 95% con respecto a las temperaturas medidas en el campo. Los tiempos reales y simulados de enfriamiento del árbol de producción y el colector múltiple también exhibieron un buen ajuste. Los sistemas demostraron ser robustos para las operaciones y no estar sobre-diseñados o sub-diseñados para mantener un efectivo aseguramiento del flujo. Manejo dinámico de la producción de un campo de gas condensado Hoy, es común que los operadores implementen sistemas de manejo de la producción que cuentan con herramientas incorporadas de simulación dinámica de flujo para optimizar sus operaciones de campo. Dolphin Energy utilizó este tipo de sistema en su Proyecto Dolphin Gas, que comprende dos plataformas de producción marinas emplazadas a 80 km [50 mi] de la costa de Qatar (página anterior). Estas plataformas producen gas natural húmedo de la formación Khuff; la producción fluye hacia una planta de procesamiento en tierra firme a través de dos líneas de flujo submarinas de 91 cm [36 pulgadas]. La planta de procesamiento separa los fluidos de hidrocarburos —condensado y gas licuado de petróleo— para la venta y procesa el gas natural restante para su compresión y transporte por gasoducto a los Emiratos Árabes Unidos (UAE). Volumen 27, no.1 Para satisfacer el desafío de manejar la producción de líquidos en un campo de gas condensado tal como el del Proyecto Dolphin Gas, los diseñadores deben dimensionar correctamente las líneas de conducción en la fase de planeación del proyecto. Durante las operaciones, los desafíos son, entre otros, el manejo de los cambios producidos en las tasas de flujo, las operaciones de limpieza con diablo, los cierres y los reinicios. Además, la predicción exacta de los regímenes de flujo y el inicio de la formación de tapones en los campos de gas condensado es difícil; la mitigación de los depósitos de hidratos requiere que el operador seleccione el tipo y el espesor óptimo del aislamiento y las líneas de flujo submarinas y el tipo y dosaje adecuado del inhibidor de hidratos a ser desplegado durante la producción. Para abordar estos problemas de aseguramiento del flujo, se instaló un sistema de manejo de líneas de conducción, que incluyó el sistema dinámico de soporte de la producción OLGA Online, un simulador de acceso continuo que genera modelos en tiempo real diseñados para ajustarse a las condiciones de campo y sustenta la operación confiable de las líneas de conducción de flujos multifásicos desde el cabezal del pozo hasta la planta de recepción y procesamiento en tierra firme. El simulador de acceso continuo incorpora datos de los sistemas de monitoreo y sensores interespaciados, que miden la presión, la temperatura y la tasa de flujo de fluidos, y la retención de líquidos en la línea de conducción, y luego corre los modelos en tiempo real para proporcionar información que sustenta o complementa los datos disponibles a partir del sistema de control existente. Los resultados de esta simulación en tiempo real ayudan al operador a detectar fugas, calcular los riesgos que presentan los hidratos, conocer la probabilidad de la formación de tapones en las líneas de conducción y seguir el avance de los diablos durante la limpieza (arriba). El simulador dinámico de acceso continuo también puede ser corrido en un modo que le permite 30.Una caracterización de fluidos en función de la presión, el volumen y la temperatura es una forma de caracterizar los sistemas de fluidos de yacimientos a través de experimentos de laboratorio y del modelado de ecuaciones de estado. Los parámetros de los fluidos resultantes se utilizan luego como datos de entrada para las diversas simulaciones de yacimientos, líneas de conducción y procesos. 31.Una perturbación o alteración ocurre en una corriente de fluido producido cuando las condiciones físicas, tales como presión, temperatura o tasas de flujo existentes en la corriente de flujo, dan lugar a la formación de precipitados o emulsiones. 35 TIMOR ORIENTAL Campo Kitan AUSTRALIA 0 0 2 000 1 000 4 000 km 2 000 mi > Campo Kitan. El campo Kitan (izquierda) se encuentra ubicado a unos 200 km [124 mi] al sudeste de Timor Oriental y a 500 km [310 mi] al noroeste de Australia. El petróleo y el gas fluyen desde los pozos submarinos 5 y 3 y desde el pozo de re-entrada 1 del pozo 2 del campo Kitan hasta una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) (derecha). El petróleo y el gas fluyen desde el fondo marino hasta la FPSO (extremo superior derecho) a través de líneas de producción flexibles (negro, extremo inferior ) , en tanto que el gas producido por métodos de levantamiento artificial por gas es enviado a través de líneas de flujo independientes (rojo) desde la FPSO hasta los cabezales de pozos (negro). La unidad de control (amarillo) distribuye los comandos desde la FPSO hasta los centros de pozos a través de un cable umbilical principal (amarillo y negro). pronosticar la producción futura o los problemas potenciales de aseguramiento del flujo. Por ejemplo, un operador puede simular cinco horas a futuro, a intervalos regulares, para obtener una advertencia temprana de las situaciones que podrían generar una alarma de cierre. El simulador también puede ser utilizado en modo de planeación, el cual permite comprender el impacto de cualquier cambio de diseño planificado en la operación de la línea de conducción y la instalación de procesamiento. Para el Proyecto Dolphin Gas, el sistema de manejo de líneas de conducción generó modelos para las dos líneas de conducción de flujo multifásico de 85 km [53 mi] de largo y 91 cm de diámetro, y además modeló la operación de varios sistemas marinos, incluidas dos plataformas que contenían 15 pozos de producción y lanzadores de diablos, y la inyección y el rastreo de un inhibidor de hidratos 36 y un inhibidor de incrustaciones. En tierra firme, el sistema proporcionó actualizaciones de los modelos en tiempo real para la operación de los receptores de diablos y los retenedores de tapones. El sistema ha sido utilizado en las operaciones diarias de las líneas de conducción desde su instalación en el proyecto a fines del año 2007. A través del monitoreo continuo del riesgo de formación de hidratos, el manejo de las líneas de conducción ha ayudado a asegurar la inyección óptima del inhibidor de hidratos. El sistema es utilizado para el manejo activo del inventario de líquidos y el seguimiento de las operaciones de limpieza con diablo. Los expertos en integridad de las líneas de conducción de Dolphin Energy también lo han utilizado para rastrear el uso de inhibidores de corrosión, lo que proporciona información para calcular la vida operativa viable de las líneas de conducción. Limpieza y arranque de los pozos del campo Kitan Las simulaciones dinámicas también se aplican en las operaciones de limpieza y arranque de los pozos.32 Eni Australia utilizó la simulación numérica de comportamientos transitorios del flujo multifásico para guiar las decisiones relacionadas con la limpieza de los pozos del campo petrolero Kitan (arriba).33 Ubicado a aproximadamente 200 km [124 mi] frente a la costa sur de Timor Oriental, el campo Kitan aloja tres pozos inteligentes submarinos, líneas de flujo submarinas, tubos ascendentes y una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO). Los tres pozos fueron terminados y limpiados antes del arribo de la FPSO a la localización. Las terminaciones inteligentes se instalaron a profundidades similares en los tres pozos para controlar el flujo desde una zona superior y otra inferior. Oilfield Review 4 800 Medida Simulada 4 790 4 780 4 770 Presión, lpc 4 760 4 750 4 740 4 730 4 720 4 710 4 700 0 2 4 6 8 10 12 Tiempo, h 14 16 18 20 22 24 > Ajuste histórico de presión. Las presiones medidas reales registradas en el medidor de fondo de pozo inferior, en uno de los pozos del campo Kitan (verde), muestran una concordancia razonable con las presiones obtenidas con el simulador OLGA (rojo); la mayor diferencia medida entre las presiones es de 1%. La zona superior de cada pozo fue disparada a una profundidad medida oscilante entre 3 344 y 3 367 m [10 971 y 11 047 pies] y la zona inferior se disparó entre 3 384 y 3 394 m [11 102 y 11 135 pies]. El flujo de cada zona es controlado con válvulas de control de flujo de fondo pozo con ocho posiciones del estrangulador; completamente abierto, completamente cerrado y seis posiciones intermedias. Para monitorear la presión y la temperatura de cada zona, se desplegaron medidores de fondo pozo. Debido a la naturaleza remota de la localización del campo, el operador necesitaba asegurarse de que los pozos limpios exhibirían el comportamiento requerido antes de desplegar la FPSO. El simulador dinámico de flujo fue utilizado para modelar la terminación inteligente y diversos escenarios preseleccionados de limpieza de pozos, en los que se alteraron las tasas de flujo y la presión y la temperatura y el tiempo de limpieza en varios puntos de interés para determinar su impacto en la operación de limpieza. Los objetivos del estudio fueron estimar la tasa de flujo requerida y la duración para descargar el petróleo de base y la salmuera durante la limpieza de los pozos y utilizar estas estimaciones como guía para el pro- Volumen 27, no.1 grama de limpieza real del campo.34 Además, se simularon las sensibilidades a los parámetros del yacimiento, tales como permeabilidad, presión y temperatura, para estimar el efecto en la presión, la temperatura y la tasa de flujo en los medidores de fondo de pozo y aguas arriba del colector múltiple de estrangulamiento. Estas simulaciones proporcionaron a los ingenieros del equipo de terminación la información que necesitaban para pronosticar las condiciones de flujo existentes en los pozos antes de llevar a cabo las operaciones de limpieza y poner en producción los pozos. Las simulaciones definieron la limpieza de un pozo como completa cuando la cantidad de salmuera y petróleo de base presentes en el petróleo producido del yacimiento, medida en la superficie, era inferior al 1% en masa. La tasa óptima de flujo de petróleo se estimó en 7 000 bbl/d [1 100 m3/d] y la presión de flujo estimada en boca de pozo y la temperatura fueron de 1 200-1 400 lpc [8,3-9,7 MPa] y 43°C [109°F], respectivamente. La presión y la temperatura también fueron pronosticadas dinámicamente en los puntos de interés, tales como en los medidores de fondo de pozo y aguas arriba del colector múltiple de estrangulamiento. El operador utilizó los valores de las simulaciones como guía para las operaciones reales de limpieza y pruebas de pozos. Una comparación de los datos de los modelos con los datos de pozos reales después de las operaciones de limpieza y pruebas indicó que en todos los medidores de fondo de pozo se observó una buena correlación con una diferencia máxima del 1% (arriba). La correlación, que también se logró aguas arriba del colector 32.La limpieza de un pozo es un período de producción controlada, que sigue generalmente a un tratamiento de estimulación, durante el cual los fluidos de tratamiento retornan desde la formación y se llevan a la superficie. La duración de la limpieza depende en general de la complejidad del tratamiento de estimulación; las operaciones tales como el empaque de grava y el fracturamiento hidráulico requieren un proceso de limpieza más lento y más cuidadoso para evitar poner en riesgo la eficiencia del tratamiento en el largo plazo. 33.Para obtener más información sobre esta operación de limpieza, consulte: Yokote R, Donagemma V y Mantecon JC: “Dynamic Simulation Applications to Support Challenging Offshore Operations: A Kitan Oil Field Offshore East Timor Case Study,” artículo SPE 156146, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012. 34.Aceite de base se refiere a la fase continua en los fluidos de perforación a base de aceite. En el caso de la limpieza del pozo del campo Kitan, el aceite de base fue bombeado hacia el fondo del pozo para desplazar la salmuera que había sido utilizada durante la operación de terminación. 37 3 500 3 700 3 900 Profundidad, m 4 100 4 300 4 500 4 700 4 900 5 100 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 Densidad de circulación equivalente, densidad relativa 2,1 2,2 > Ventana de perforación de presión de poro-presión de fracturamiento. El simulador Drillbench proporciona gráficas de perfil que muestran las condiciones de presión, incluidas la presión de poro (línea azul) y la presión de fracturamiento (línea verde) para todo el pozo en cualquier momento. La comprensión de todo el sistema asegura que la densidad de circulación equivalente (ECD, línea roja) del pozo se mantenga dentro de la ventana operacional definida por la presión y la resistencia de la formación. Los valores máximos y mínimos (líneas de puntos) se actualizan y se almacenan durante la simulación, lo que constituye una herramienta valiosa para examinar los límites del fondo de pozo a fin de asegurarse de que ninguna zona del pozo esté expuesta al riesgo de ser fracturada con la ECD propuesta. múltiple de estrangulamiento, mostró un error máximo del 1% durante el período de flujo mixto. Los modelos de pozos validados fueron integrados subsiguientemente con los modelos de líneas de flujo del operador, que se corrieron para proporcionar información al equipo de puesta en marcha del campo. El equipo utilizó los resultados de la simulación dinámica de líneas de flujo para estimar la posición óptima de las válvulas de con- 38 trol de flujo de fondo de pozo sin exceder las limitaciones de producción del sistema. Además, estas simulaciones ayudaron al operador a establecer el esquema de arranque suave propuesto, estimar la presión y la temperatura en diversos puntos de la línea de flujo y la FPSO y estimar el tiempo de arribo de los fluidos de producción en la FPSO. El modelo del sistema de producción fue validado con los datos de producción reales. Perforación de un pozo con un margen estrecho en el área marina de Malasia Las metodologías de modelado dinámico también resultan útiles durante las operaciones de perforación, particularmente cuando un operador planifica un programa de perforación en pozos marinos con márgenes estrechos. Petronas Carigali Sdn Bhd se enfrentó a una situación de este tipo antes de perforar un pozo de exploración en el campo SB, ubicado en el bloque PM, en el lado oeste de la cuenca malaya en Malasia.35 Esta cuenca se caracteriza por la presencia de formaciones interestratificadas de arena, carbón y lutitas. Estas condiciones, sumadas a un ambiente de alta presión y alta temperatura (HPHT) y a una pendiente de presión con un incremento pronunciado, presentaban numerosos desafíos de perforación, entre otros, la reducción de las tolerancias a los golpes de presión, las ventanas de perforación estrechas entre la presión de poro y el gradiente de fractura, las altas densidades del fluido de perforación y los efectos de la densidad de circulación equivalente (ECD) de los fluidos.36 Cuando se perforó un pozo exploratorio inicial en el área, si bien el operador utilizó las técnicas MPD, se produjo un influjo de fluidos de yacimiento en el pozo que excedió las tolerancias a los golpes de presión y el gradiente de fractura del yacimiento, lo que produjo pérdidas completas de fluidos y la pérdida del pozo. Como resultado de ello, la operación de perforación fracasó. El operador planificó un segundo pozo exploratorio a sólo 50 m [160 pies] de distancia del primero, pero con un enfoque más riguroso del manejo de la presión del pozo que incluyó la utilización del software simulador dinámico de la perforación Drillbench (izquierda). Este simulador emplea una metodología de modelado similar a la utilizada por el simulador de flujo OLGA, pero se enfoca en la predicción de las condiciones dinámicas de fondo de pozo relacionadas con el mantenimiento del control del pozo durante la perforación. El simulador Drillbench proporciona gráficas de perfil que simulan las condiciones de presión para todo el pozo en cualquier momento y se centra especialmente en la identificación de las potenciales zonas débiles presentes en la formación y en los intervalos de márgenes de perforación estrechos. Oilfield Review Luego, el operador puede ajustar el programa de perforación para minimizar el riesgo de un golpe de presión u otro incidente de control de pozo antes de acceder a potenciales zonas problemáticas. Los ingenieros comenzaron a planificar el segundo pozo mediante la recolección de datos del primero, que utilizaron para validar los datos ingresados en el simulador. Los datos ingresados incluyeron la geometría planificada del pozo, los pronósticos de la presión de poro y fracturamiento, las profundidades de entubación, el perfil pronosticado de temperatura de fondo de pozo a boca de pozo, la densidad del lodo de perforación y los parámetros reológicos en diversas secciones del pozo. Posteriormente, se corrieron simulaciones dinámicas de la perforación para cada sección del pozo a fin de determinar las ECDs para diversas tasas de flujo y densidades del lodo. Además, se efectuaron simulaciones de maniobras para investigar los efectos de los cambios de las temperaturas de pozo y los problemas potenciales de sobrepresiones transitorias y presiones de suaveo, especialmente en las secciones más profundas del pozo en las que la ventana de presión de poro-presión de fracturamiento era estrecha. Y se realizaron cálculos de tolerancia a los golpes de presión para cada sección del pozo; las simulaciones dinámicas proporcionaron estimaciones del impacto de las tasas de circulación de fluidos en el margen de tolerancia a los golpes de presión del pozo. Las simulaciones permitieron perforar cada sección del pozo utilizando las velocidades de operación y maniobra de la sarta de perforación, las tasas de circulación del lodo y las contrapresiones de superficie apropiadas para prevenir incidentes de control del pozo. Mediante la utilización de estas simulaciones dinámicas de flujo y de las técnicas MPD, el operador perforó el pozo 35.Para obtener más información sobre el modelado dinámico, consulte: Nordin NAB, Umar L, Aziz IABA, Nas S y Woo WK: “Dynamic Modeling of Wellbore Pressures Allows Successful Drilling of a Narrow Margin HPHT Exploration Well in Malaysia,” artículo IADC/SPE 155580, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Tianjin, China, 9 al 11 de julio de 2012. 36.Para obtener más información sobre ventanas de perforación, presión de poro y gradientes de fractura, consulte: Cook et al, referencia 2. Volumen 27, no.1 exploratorio hasta la profundidad del objetivo de 2 800 m [9 200 pies], dentro del margen de perforación estrecho. Petronas tiene previsto utilizar el flujo de trabajo establecido por esta campaña de simulación de la hidráulica para el control de pozos como plan maestro para los pozos de evaluación y desarrollo futuros de la región. Direcciones futuras en la simulación del flujo de fluidos Para satisfacer las demandas de modelos con más precisión y detalles más finos, formuladas por los operadores, los simuladores de flujo multifásico deben evolucionar constantemente. Con ese objetivo, Schlumberger ha adquirido experiencia a través de diversos proyectos industriales conjuntos (JIP) cuyo enfoque es la ampliación de los modelos físicos y numéricos del simulador. Por ejemplo, el proyecto de verificación y mejoramiento del simulador OLGA (OVIP) fue puesto en marcha en el año 1996 como un estudio de tres años de duración diseñado para verificar los datos de salida del simulador en función de los datos de campo proporcionados por las compañías petroleras participantes, entre las que se encontraban Statoil, Saga, Norsk Hydro, BP, Elf, Total, Agip, Exxon, Conoco y Chevron. El éxito de este proyecto inicial, que incluyó el ajuste de los modelos para que reflejaran más fehacientemente las realidades del campo, condujo a una serie de JIPs subsiguientes del proyecto OVIP. Desde su inicio, el proyecto ha operado de manera ininterrumpida. Las compañías miembro del proyecto OVIP 2013-2015 son BG Group, BP, ExxonMobil, Gassco, Eni, Repsol, Saudi Aramco, Shell, Statoil, Total, Woodside y PEMEX. El objetivo principal del proyecto OVIP es actuar como plataforma para el intercambio de conocimientos acerca de la concordancia de las predicciones del simulador OLGA con los datos de campo y de laboratorio. El proyecto es además un mecanismo para intercambiar conocimientos técnicos especiales en materia de aseguramiento del flujo entre las compañías petroleras miembro, que, a partir de sus sistemas OLGA Online, proporcionan datos operacionales de campo completo recolectados a lo largo de extensos períodos de tiempo. Durante 2014, una compañía miembro proporcionó al grupo del proyecto OVIP mediciones detalladas obtenidas en ocho líneas de conducción marinas y terrestres. Actualmente, otra compañía miembro está planificando la ejecución de experimentos que cubren todo el rango operacional de un gasoducto marino de gas condensado de 86 cm [34 pulgadas] de diámetro. Otro JIP, denominado HORIZON I, fue puesto en marcha en el año 2004 con el IFE, Chevron, Eni, ExxonMobil, Statoil y Shell como participantes de la industria. El proyecto desarrolla modelos para simular mejor las condiciones de flujo en mayores tirantes de agua (profundidad del lecho marino) y profundidades de yacimiento, líneas de flujo más largas y ambientes de temperatura y presión más desafiantes. Este proyecto fue seguido por el JIP HORIZON II vigente desde el año 2008 hasta el año 2012. A los participantes del JIP original se incorporaron Total y ConocoPhillips en el proyecto HORIZON II. El objetivo de este proyecto HORIZON II fue ampliar la capacidad de modelado del simulador OLGA para el transporte a larga distancia de gas condensado y de los fluidos de los pozos de petróleo. Estos proyectos dieron como resultado nuevos módulos de software que expandieron las características del simulador OLGA y que actualmente son utilizados en todo el mundo para los sistemas más largos y más profundos de procesamiento y líneas de conducción. Los desarrollos futuros prometen extender aún más el alcance de los simuladores de flujo multifásico a través de su vinculación con los sistemas de software de modelado de yacimientos, perforación y optimización de la producción. El objetivo fundamental de este trabajo es proporcionar a los operadores una vista panorámica de sus sistemas de producción, de principio a fin, para un mejor control del potencial de producción y los costos de desarrollo de campos petroleros en el largo plazo. —RvF/TM 39 Mapeo de yacimientos durante la perforación Øystein Bø ConocoPhillips Stavanger, Noruega Jean-Michel Denichou Uchechukwu Ezioba Ettore Mirto Sugar Land, Texas, EUA James Donley James Telford Santos Ltd. Adelaide, Australia Meridional, Australia Christophe Dupuis Stavanger, Noruega Las innovaciones introducidas en la tecnología de perforación de tramos laterales han allanado el camino hacia el éxito económico de numerosas extensiones productivas nuevas y la revitalización de muchos campos petroleros antiguos. Sin embargo, el éxito en la perforación de pozos horizontales y pozos de alcance extendido no se define en términos de la distancia perforada, sino por la extensión en la que el perforador permanece en la zona de interés. Un nuevo servicio electromagnético de adquisición de registros de lectura profunda está ayudando a los equipos a cargo del posicionamiento de los pozos a maximizar la exposición del yacimiento mediante la identificación de contactos de fluidos, fallas y cambios de formaciones lejos del pozo. Laura Pontarelli Grant Skinner Mauro Viandante Perth, Australia Occidental, Australia Jean Seydoux Río de Janeiro, Brasil Matthew Spotkaeff Grabels, Francia Petter Vikhamar ConocoPhillips Houston, Texas Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015). Copyright © 2015 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Paul Mitchell, Houston. adnVISION, GeoSphere, PeriScope y TeleScope son marcas de Schlumberger. 1. Constable MV, Antonsen F, Olsen PA, Myhr GM, Nygård A, Krogh M, Spotkaeff M, Mirto E, Dupuis C y Viandante M: “Improving Well Placement and Reservoir Characterization with Deep Directional Resistivity Measurements,” artículo SPE 159621, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012. 2. Dupuis C y Mendoza-Barrón V: “Avoid Pilot Holes, Land Wells, and Optimize Well Placement and Production with Deep Directional Resistivity Logging While Drilling,” artículo SPE 169206, presentado en el Seminario de un Día de la SPE, Bergen, Noruega, 2 de abril de 2014. 40 Oilfield Review Los avances registrados en el diseño de las barrenas, los sistemas rotativos direccionales, los sensores de fondo de pozo y la tecnología de adquisición de registros (perfilaje) durante la perforación (LWD), han ayudado a los perforadores a establecer nuevos récords de distancia para la perforación de tramos laterales, y al mismo tiempo incrementar la exposición del yacimiento. A su vez, estos logros han generado incrementos sustanciales de la producción de petróleo y gas. No obstante, la naturaleza de los datos utilizados para mapear un objetivo puede constituir un desafío significativo para los operadores que procuran maximizar los metros perforados en sentido lateral a través de una zona productiva. Los límites de la resolución sísmica y la profundidad de investigación (DOI) de las herramientas de perfilaje pueden generar incertidumbre con respecto a la posición, orientación y estructura general del yacimiento. Inicialmente, los geocientíficos mapean las formaciones sobre la base de datos sísmicos de superficie y datos de pozos vecinos, si se encuentran disponibles.1 Los datos sísmicos de superficie se caracterizan por una gran DOI —del orden de los cientos de metros— y por una resolución relativamente no muy alta. Por el contrario, los datos de registros de pozos se caracterizan por una DOI más somera —normalmente del orden de varios centímetros— y por una resolución mucho mayor. Dado el diámetro relativamente estrecho de un pozo, comparado con una ondícula sísmica, la imprecisión de la resolución sísmica da lugar a que el pozo no alcance el objetivo. Normalmente, se dispone de registros y otros datos para ser utilizados en la refinación de los mapas de prospectos sísmicos, durante o después de la perforación de un pozo; los datos sísmicos retratan las líneas generales de un yacimiento, y los datos de registros deben completar los detalles. La disparidad de la resolución y la DOI, entre los datos sísmicos de superficie y los datos de registros de pozos, puede instar a los operadores a perforar un pozo piloto vertical inicial para localizar los topes de las formaciones y los contactos de fluidos y refinar los modelos sísmicos antes de perforar un pozo horizontal a través de la sección prospectiva. En este proceso, el operador perfora un pozo para penetrar la zona productiva desde el tope hasta la base. Los datos derivados de los registros del pozo piloto ayudan al equipo de posicionamiento de pozos a determinar los echados (buzamientos) estructurales y las profundidades de los marcadores geológicos clave, que utilizan para refinar el modelo de formación existente y ajustar los objetivos para el pozo de alcance extendido. Luego, el pozo se Volumen 27, no.1 E D B A C > La realidad geológica. La estructura del yacimiento, observada a través del pozo piloto (A) puede no reflejar la estructura encontrada en el punto de asentamiento (B). Entre el pozo piloto y la zona de asentamiento, se produce un claro cambio en el echado (líneas amarillas). El pozo piloto nunca intersecta la falla (C), que separa una tendencia de echado de la otra. Otros dos rasgos de esta sección son un acuñamiento (D) contra una discordancia (E). Ninguno de esos rasgos afecta el trayecto del pozo propuesto, pero podrían incidir en un modelo de campo y en los planes de perforación subsiguientes. vuelve a taponar hasta una profundidad más somera para establecer un punto de comienzo de la desviación que permitirá un asentamiento suave en la formación objetivo.2 Sin embargo, este enfoque no está libre de incertidumbres ni riesgos. Y el mayor riesgo resulta quizás del hecho de que, en cierta escala, las formaciones y sus horizontes subordinados tienden a variar en sentido lateral (arriba). Es probable que las características de la geometría de las formaciones, la litología o la saturación de fluidos, registradas en el pozo piloto, no se extiendan a lo largo de una distancia apreciable más allá del pozo. Un modelo de formación puede diferir significativamente de la realidad: las discordancias y los acuñamientos pueden modificar el espesor de una zona productiva; la granulometría y la saturación de agua a menudo varían con la profundidad o la distancia; y las fracturas, las fallas subsísmicas y los cambios producidos en el echado u otros rasgos estructurales pueden invalidar un modelo antes de que sea verificado con la barrena. A pesar de estas incertidumbres geológicas, el operador debe proceder de acuerdo con la hipótesis de que el modelo basado en los datos del pozo piloto también refleja las características de la formación en el punto de asentamiento y más allá del mismo. Además de sus costos de perforación, los pozos piloto conllevan los mismos riesgos que otros proyectos de perforación: incidentes de pérdidas de circulación, atascamiento de las tuberías y atascamiento de las herramientas, entre otros. Los altos costos de las operaciones de perforación en aguas profundas y las economías desafiantes de las extensiones productivas de lutitas también constituyen fuertes incentivos para eliminar el costo de perforar pozos piloto. Luego de extensivas pruebas de campo, se ha introducido un nuevo servicio LWD para ayudar a mapear el subsuelo y asistir en el posicionamiento preciso del pozo dentro de una formación objetivo. Este servicio ayuda a salvar la brecha de la resolución y la DOI existente entre los datos sísmicos de superficie utilizados para planificar el desarrollo de los yacimientos y los datos derivados de los registros, utilizados para direccionar y evaluar el pozo. El servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere utiliza mediciones electromagnéticas direccionales de lectura profunda para detectar los contactos de fluidos y los múltiples límites de las formaciones a una distancia de más de 30 m [100 pies] del pozo. Estas mediciones a escala de yacimiento proporcionan los datos oportunos que requieren los operadores para guiar las decisiones de geonavegación en tiempo real. Los equipos de posicionamiento de pozos están utilizando el servicio GeoSphere para asentar los pozos con precisión, evitar las salidas no planificadas del yacimiento, mapear múltiples capas de formaciones, desarrollar interpretaciones de la estructura del yacimiento y mitigar el riesgo de perforación, y a la vez 41 Asentamiento óptimo Asentamiento somero Pérdida de exposición lateral Asentamiento profundo Pérdida de petróleo cenital Punto dulce Conificación de agua > Consecuencias de los asentamientos subóptimos. Un asentamiento óptimo emplaza el pozo en una posición que requiere poca corrección para que el pozo permanezca en la zona de interés (izquierda). Si un pozo se asienta a demasiada poca profundidad con respecto al tope del yacimiento, deberá perforarse un mayor intervalo de la sección lateral en los estratos de sobrecarga no productivos (centro). Si el asentamiento se produce a demasiada profundidad, quedará petróleo cenital entrampado por encima de la sección lateral (derecha), en donde permanecerá sin ser producido. La modificación de la trayectoria para volver a encauzar el pozo a través del punto dulce puede crear un sumidero, que a su vez ocasione dificultades en el bombeo y conificación, o la irrupción prematura de agua. reducir la necesidad de perforar pozos piloto. Los datos del servicio de mapeo GeoSphere son utilizados para actualizar y refinar los modelos de yacimientos del operador. Este artículo describe la arquitectura y la operación del servicio GeoSphere, que ha sido probado en más de 200 pozos de todo el mundo. Algunos casos de estudio del Mar del Norte y Australia demuestran cómo los datos provistos por este servicio guían a los operadores para la maximización de la exposición del pozo a la zona productiva. El asentamiento y más allá del mismo El posicionamiento exitoso de un pozo horizontal requiere que el perforador asiente el arreglo de fondo (BHA) en una posición que permita la máxima exposición del pozo al yacimiento. Después de la desviación respecto de la vertical, el perforador incrementa el ángulo para aumentar la inclinación hasta que el recorrido del pozo adopta la trayectoria necesaria para interceptar el objetivo del yacimiento. Luego, el perforador mantiene la inclinación constante mientras perfora la sección tangente. A medida que la barrena se aproxima al yacimiento, el equipo de posicionamiento de pozos evalúa los datos de pozo en tiempo real para determinar cuándo proceder al cambio de inclinación final necesario para concluir el asentamiento. El equipo de trabajo basa esta decisión principalmente en la información derivada de los datos LWD de lateroperfil en la barrena o de registros de rayos gamma cerca de la barrena, complementada a veces con datos de registros de lodo y el análisis bioestratigráfico. No obstante, las herramientas LWD más convencionales poseen una DOI bastante somera, lo que limita la adquisición de mediciones a lo largo de una distancia de varios centímetros o metros 42 en la formación. Una DOI somera puede hacer que los equipos de posicionamiento de pozos no dispongan de tiempo suficiente para efectuar ajustes en la geonavegación. Por consiguiente, la profundidad de investigación puede incidir en la precisión de un asentamiento, lo que a su vez puede afectar significativamente la productividad de un pozo horizontal o de alcance extendido. Un asentamiento deficiente reduce la probabilidad de un posicionamiento de pozo óptimo dentro de la sección prospectiva; por el contrario, un asentamiento efectivo disminuye el direccionamiento requerido para mantener el pozo en el punto dulce. El asentamiento a una profundidad menor o mayor que la necesaria reduce el volumen de yacimiento expuesto al pozo, lo que tarde o temprano conduce a pérdidas de producción (arriba). Una vez que las herramientas LWD se encuentran en el yacimiento, su DOI somera puede no ser adecuada para advertir acerca de la proximidad de los límites de capas o el cambio de los contactos de fluidos con el tiempo suficiente para prevenir las salidas de la zona productiva. Si bien el posicionamiento preciso de los pozos es necesario para maximizar la exposición de la zona productiva, también es preciso un pozo de alta calidad para maximizar la producción. A estos efectos, el perforador direccional no sólo debe alcanzar el objetivo y permanecer en la zona de interés, sino también proporcionar un pozo parejo con una mínima tortuosidad.3 Estos objetivos quizás no puedan alcanzarse en su totalidad, dadas las complejidades estructurales y estratigráficas de las formaciones encontradas. Independientemente de su causa, las desviaciones necesarias respecto del plan del pozo para mantener el contacto con el yacimiento obligarán a un perforador a modificar el azimut o a incrementar o reducir el ángulo para retomar el camino hacia el objetivo. La pérdida de un objetivo o el apartamiento más allá de la zona productiva puede dar lugar a correcciones de rumbo que incrementan la tortuosidad del pozo. Mediante la reducción de la tortuosidad, los operadores evitan los problemas que comprometen las operaciones de perforación, terminación y producción. Durante la perforación, la tortuosidad puede ocasionar la limpieza deficiente del pozo y la flexión de la sarta de perforación; en casos severos, puede impedir que un pozo alcance la profundidad total (TD) ya que los incrementos del esfuerzo de torsión (torque) y el arrastre no permiten la transferencia del peso sobre la barrena, requerido para continuar la perforación. Además, la tortuosidad dificulta los procesos de colocación y cementación de la tubería de revestimiento en su lugar y puede interferir con la instalación del equipamiento de terminación de fondo de pozo. Incluso después de la puesta en producción de un pozo, la tortuosidad puede impedir el flujo en sumideros, o puntos bajos, en donde pueden acumularse fluido y escombros. A su vez, cabe la posibilidad de que estos sumideros produzcan problemas de retención de líquidos y formación de tapones. En el posicionamiento y la calidad de los pozos incide la capacidad de un operador para definir el entorno circundante. En ese sentido, los pozos verticales son mucho más simples de perforar: una vez que la barrena ingresa en una formación objetivo, el paso siguiente normalmente consiste en proceder a la salida a través de la base de esa formación. 3. La tortuosidad, una medida de la desviación respecto de una línea recta, puede ser utilizada para describir la trayectoria de un pozo. En un pozo, la tortuosidad puede ser cuantificada mediante la relación de la distancia real perforada entre dos puntos, incluyendo cualquier curva encontrada, dividida por la distancia en línea recta entre esos dos puntos. Por consiguiente, a medida que un pozo se desvía de una trayectoria recta, se torna más tortuoso. Oilfield Review r de tado 2 ptor rece p Ada tado p Ada tor 1 cep re r de sor smi dor pta Ada ran de t > Adaptadores modulares GeoSphere. Un adaptador transmisor y dos adaptadores receptores idénticos conforman la sarta de herramientas. Las ranuras de la protección del collarín lo hacen transparente para el campo electromagnético (EM) y sustentan la capacidad direccional de las bobinas de transmisión y recepción subyacentes. Por el contrario, los pozos horizontales o los pozos de alcance extendido ofrecen al operador la posibilidad de atravesar y salir zigzagueando de una sección prospectiva cambiante. Uno de los primeros desafíos planteados en la perforación de tramos laterales fue la distancia con respecto al pozo a la que podrían detectarse rasgos geológicos importantes. Las reacciones frente a escenarios cambiantes detectados a último minuto conducen a correcciones insuficientes de las trayectorias y a asentamientos subóptimos que afectan adversamente la exposición del pozo al yacimiento. Para evitar estos problemas, es necesario que el operador cuente con la capacidad para detectar variaciones estructurales y formacionales a tiempo para proporcionar correcciones de rumbo efectivas. Diseño de la sarta de herramientas Para determinar la resistividad de las formaciones, muchos servicios LWD y servicios operados con cable se basan en mediciones electromagnéticas (EM) de componentes múltiples derivadas de los registros. El servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere explota la sensibilidad direccional y la capacidad de lectura pro- II Adaptador transmisor Herramienta LWD Barrena IIIII II IIIIII IIIIII IIII IIIII II Adaptador receptor 1 IIII IIIII Adaptador receptor 2 funda de las señales EM para modelar la geometría de las formaciones y caracterizar las propiedades relacionadas en tres dimensiones. Esta herramienta LWD está diseñada para obtener mediciones de resistividad direccionales con múltiples espaciamientos y múltiples frecuencias. Los geocientíficos y los perforadores utilizan estos datos con el fin de identificar los detalles estructurales y los contactos de fluidos para el posicionamiento óptimo de los pozos en un yacimiento y para refinar el modelo de yacimiento. Si bien el servicio GeoSphere no es el primero que provee esta visualización 3D, la sarta de herramientas está diseñada para observar a mucha mayor profundidad dentro de la formación que las herramientas LWD previas. La sarta de herramientas comprende un adaptador transmisor y dos adaptadores receptores idénticos, si bien en ciertos casos pueden utilizarse tres adaptadores receptores (arriba). El adaptador transmisor posee una antena inclinada y transmite las señales EM hacia el interior de la formación con seis frecuencias por debajo de 100 kHz. Estas frecuencias son seleccionadas para proporcionar una relación señal-ruido óptima y sensibilidad de las mediciones. Cada adaptador receptor cuenta con tres antenas, que se encuentran inclinadas para lograr sensibilidad azimutal. Los adaptadores transmisores y receptores se encuentran disponibles en dos diámetros —de 6 3/4 pulgadas y 8 1/4 pulgadas— lo que posibilita operaciones en diámetros de pozos oscilantes entre 8 1/2 pulgadas y 14 3/4 pulgadas. Cada adaptador mide 4 m [19,7 pies] de largo. Para aliviar las preocupaciones relacionadas con los efectos de los estabilizadores en el rendimiento del BHA, los collarines son deslizantes; no poseen estabilizador alguno. Los adaptadores se configuran para ser emplazados en diversas partes del BHA y pueden estar separados por otras herramientas LWD o MWD; los adaptadores receptores pueden colocarse a una distancia de 5 a 35 m [16 a 115 pies] respecto del adaptador transmisor (abajo). El emplazamiento en el BHA establece el espaciamiento entre transmisores y receptores, lo que constituye un factor crítico que afecta la DOI de la señal EM. En una formación resistiva, la DOI es comparable generalmente al espaciamiento máximo de las antenas; en un ambiente conductor, la DOI equivale a aproximadamente la mitad del espaciamiento de las antenas. La DOI puede ser afectada por factores tales como la distancia entre la herramienta y un límite de formación, la resistividad de la formación, el espesor de las capas de la formación y el contraste de resistividad entre las capas. La frecuencia EM también afecta la DOI; las mediciones de alta frecuencia se utilizan habitualmente para espaciamientos cortos entre transmisores y receptores y DOIs someras, en tanto que las mediciones de baja frecuencia se emplean para espaciamientos largos entre transmisores y receptores y DOIs mayores. La capacidad de lectura profunda de la sarta de herramientas se incrementa gracias a la flexibilidad para configurar la potencia de salida del transmisor y las ganancias del receptor a fin de admitir espaciamientos variables entre transmisores y receptores, y los contrastes de resistividad de las formaciones. Dada la variabilidad de II II Herramienta LWD Sistema rotativo direccional > Enrosque de la sarta de herramientas. Los adaptadores GeoSphere pueden ser posicionados por todo el conjunto de fondo (BHA), y otras herramientas LWD o MWD pueden colocarse entre el transmisor y los receptores. Este espaciamiento afecta la profundidad de investigación, que es proporcional a la distancia entre el transmisor y el receptor. Un modelo de las posiciones de los adaptadores en la sarta de herramientas previo a la operación, combinado con un modelo de los contrastes de resistividad de la formación, ayudará a determinar la frecuencia requerida para la caracterización precisa de la formación. (Adaptado de Seydoux, et al, referencia 5.) Volumen 27, no.1 43 Distribución de los perfiles de resistividad DOI de 28 m 4 780 4 800 Echado (buzami ción 70 m Lutita superior de 2-ohm.m Perf 54 00 M D stiv idad inve B 4 820 o 4 840 D 56 00 M A P05 P75 P50 P15 P95 M D 61 00 M 60 D 00 4 800 D 59 00 M D 58 00 M D 57 4 780 00 M B 4 820 M D 63 00 M D 62 00 Distribución de los perfiles de resistividad D M M 66 00 4 740 D 65 00 4 840 64 0,2 Posición de la herramienta rtid 00 4 760 resi D 55 00 M D il de M 4 740 Profundidad vertical verdadera, m Resistividad invertida, ohm.m ento) de la forma 50,0 receptores. En los BHAs complejos, la disponibilidad de potencia y el ancho de banda de los sistemas telemétricos podrían incidir en el diseño del BHA. Todos estos factores deben ser considerados durante el modelado previo a la operación. ver las características formacionales esperadas. La colocación de los adaptadores transmisores y receptores depende de los objetivos del cliente y de las características de las formaciones que definen el espaciamiento entre transmisores y las formaciones a perforar, la simulación previa a la operación es importante para evaluar el desempeño de las diversas configuraciones de la sarta de herramientas. El espaciamiento entre transmisores y receptores, y el ambiente de resistividad esperado, afectarán el rango de frecuencia óptimo utilizado en el fondo del pozo. Un modelo previo a la operación ayuda al ingeniero especialista en operaciones LWD a evaluar cómo incidirán el espaciamiento y la frecuencia en la DOI y en la capacidad de la sarta de herramientas para resol- 4 860 Lutita inferior de 1-ohm.m 4 900 1 300 4 760 Posición de la herramienta A 4 780 1,400 DOI de 20 m 4 880 1,500 4 800 P05 1,600 1,700 1 800 1 900 2 000 Longitud horizontal, m 2 100 2 200 2 300 2 400 2 500 2 600 P50 P75 P95 P15 > Inversión de los datos simulados con el servicio GeoSphere. La formación simulada está compuesta por una lutita superior con una resistividad de 2 ohm.m (marrón) por encima de un yacimiento de 30 ohm.m (tostado), en donde la resistividad decrece hasta alcanzar un valor de 1 ohm.m en la lutita inferior. Aquí se presentan dos histogramas de la distribución de los perfiles de resistividad para las estaciones de inversión (puntos A y B). En cada profundidad medida, se genera una distribución de los perfiles de resistividad a partir de la inversión estadística, en la que la media P50 (inserto, púrpura) se muestra como un mapa de colores a lo largo de toda la trayectoria. Otras cuatro cantidades (inserto, P05 a P95) proporcionan información acerca de la incertidumbre de la distribución y muestran, por ende, los límites de sensibilidad de las mediciones. La inversión resuelve además el echado relativo de la formación. En el punto A, se puede inferir una DOI de 20 m a partir de la distribución de las cantidades. En el punto B, la distribución invertida de los perfiles de resistividad indica que la herramienta se encuentra dentro del yacimiento y la DOI se extiende hasta los 28 m, debido a un incremento de la resistividad del volumen investigado. Al mismo tiempo, por debajo de la posición de la herramienta, se delinea un perfil de tipo rampa de resistividad en declinación. En ambas gráficas, se pueden interpretar la incertidumbre respecto de la posición del tope del yacimiento, la resistividad del yacimiento y su espesor. Esta incertidumbre se reduce a medida que las cantidades convergen cuando la sarta de herramientas se aproxima al yacimiento. (Adaptado de Seydoux et al, referencia 5.) 44 Oilfield Review Inversión de múltiples capas en tiempo real Para que el pozo logre una máxima exposición al yacimiento, los miembros de los equipos de posicionamiento de pozos deben monitorear exhaustivamente la estructura de la formación y responder a los cambios de litología a medida que guían lateralmente el pozo a través de un yacimiento. Las mediciones EM GeoSphere son direccionalmente sensibles y, por consiguiente, proporcionan datos de entrada valiosos para el posicionamiento de pozos y la caracterización de yacimientos. Estos datos son procesados utilizando un algoritmo estocástico de inversión en tiempo real para generar un modelo de resistividad de la formación de múltiples capas. El modelo es acompañado por actualizaciones continuas, a medida que avanza la perforación, lo que permite que los especialistas en posicionamiento de pozos rastreen el avance de la perforación y a la vez identifiquen los contactos de fluidos u otros límites presentes en el yacimiento. La tecnología GeoSphere es capaz de obtener mediciones EM direccionales con diversas frecuencias y espaciamientos entre transmisores y receptores. Para una determinada frecuencia y una configuración de espaciamiento dado entre transmisores y receptores, la sarta de herramientas mide un tensor de nueve componentes entre el transmisor y el receptor. Estas mediciones se invierten en tiempo real para proporcionar resultados de modelos de múltiples capas, en los que el número de capas y sus espesores se ajustan a las mediciones de la herramienta y son consistentes con la frecuencia, el espaciamiento, la sensibilidad y la DOI de cada medición. Además, a partir de los modelos, se pueden estimar la anisotropía de la resistividad, el echado y otros aspectos estructurales de las formaciones adyacentes al pozo.4 El algoritmo estocástico de inversión emplea algunas restricciones para los modelos —límites generales para la resistividad, echado aparente y valores de anisotropía— además de un criterio de parsimonia máxima para calcular los modelos más simples consistentes con los datos.5 El algoritmo agrega o elimina capas iterativamente según sea necesario para ajustarse a las restricciones de los componentes del tensor, cada uno de los cuales posee su propia DOI y sensibilidad. Este proceso utiliza un método probabilístico para estimar los parámetros de la formación; en lugar de requerir el método de inversión para desarrollar solamente la solución más probable, para cada estación de inversión se computa una distribución de las soluciones de los modelos que se ajusta a los datos (página anterior). La distribución consiste en varias decenas de miles de modelos de formaciones y cuantifica las incertidumbres para estimar la Volumen 27, no.1 Copyright ConocoPhillips; utilizado con autorización. > Complejo Ekofisk. Las plataformas instaladas con fines de alojamiento y para tareas de compresión, perforación, procesamiento y de otro tipo, conforman un eje de actividad para la producción de este campo del Mar del Norte. solución más probable del modelo de formación. Si bien la cantidad de soluciones del modelo de formación computadas mediante la inversión es considerable, su distribución se computa en menos de un minuto para proporcionar los resultados de la inversión en el momento; incluso con velocidades de penetración altas. La inversión probabilística provee una estimación imparcial de la resistividad de la formación que rodea el pozo. La inversión resulta adecuada para los ambientes geológicos complejos porque no requiere ningún dato de entrada del usuario, lo que reduce el riesgo de interpretación errónea de las estructuras geológicas, o de los fluidos contenidos en las mismas, basada en suposiciones equivocadas. Mediante la integración de los resultados de la inversión imparcial con los modelos de exploración y producción desarrollados previamente, los operadores pueden actualizar sus interpretaciones con confiabilidad y en forma oportuna. A partir de estos modelos actualizados, los equipos de posicionamiento de pozos pueden validar o modificar las trayectorias de la perforación para dar cuenta de las condiciones cambiantes del subsuelo. Sortear el agua en Ekofisk El campo Ekofisk, ubicado en la plataforma continental de Noruega, fue descubierto por Phillips Petroleum Company en 1969 y fue puesto en producción en el año 1971 (arriba). Operado por ConocoPhillips Skandinavia AS, este campo del Mar del Norte está compuesto por cretas fracturadas apiladas en un domo alargado y produce de la formación Ekofisk y de la formación Tor infrayacente. Estas formaciones de creta se caracterizan por poseer altas porosidades oscilantes entre 25% y 45% y una baja permeabilidad variable entre 1 y 10 mD. Una zona compacta —la unidad EE— separa la formación Ekofisk inferior de la formación Tor.6 4. Se dice que las propiedades que varían con la dirección son anisotrópicas. La anisotropía de la resistividad, las diferencias entre la resistividad medida en sentido horizontal y la resistividad medida en sentido vertical, es un fenómeno común en las rocas. 5. Seydoux J, Legendre E, Mirto E, Dupuis C, Denichou J-M, Bennett N, Kutiev G, Kuchenbecker M, Morriss C y Yang L: “Full 3D Deep Directional Resistivity Measurements Optimize Well Placement and Provide Reservoir-Scale Imaging While Drilling,” Actas del 55o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (18 al 22 de mayo de 2014), artículo LLLL. Sun K, Omeragic D, Cao Minh C, Rasmus J, Yang J, Davydychev A, Habashy T, Griffiths R, Reaper G y Li Q: “Evaluation of Resistivity Anisotropy and Formation Dip from Directional Electromagnetic Tools While Drilling,” Actas del 51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth, Australia (19 al 23 de junio de 2010), artículo I. 6. Bø Ø, Vikhamar P, Spotkaeff M, Dolan J, Wang H, Dupuis C, Ceyhan A, Blackburn J y Perna F: “Shine a Light in Dark Places: Using Deep Directional Resistivity to Locate Water Movement in Norway’s Oldest Field,” Actas del 55o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (18 al 22 de mayo de 2014), artículo EE. 45 IIII IIIIIII III II Adaptador receptor 1 II III II IIII IIIIIII IIIIIII II 46 Adaptador receptor 2 IIIIIII Adaptador transmisor II IIIIIII El campo ha estado sometido a procesos de inyección de agua desde 1987. A partir del pico de más de 20 millones de m3 [126 millones de bbl] de petróleo equivalente, registrado en su tasa de producción anual en 1977, la producción del campo declinó en más de la mitad en ocho años. La inyección limitada de gas, combinada con un proceso extensivo de inyección de agua y las numerosas instalaciones nuevas del campo, ayudaron a restituir la producción hasta alcanzar prácticamente los niveles pico a fines de la década de 1990; pero al cabo de 10 años, comenzó a declinar nuevamente. Las cretas del campo Ekofisk, a pesar de la baja permeabilidad de su matriz, demostraron poseer una alta eficiencia de desplazamiento de la inundación de agua en la matriz. Las secciones fracturadas del yacimiento experimentan una inundación más rápida de agua, mientras que el resto del yacimiento se inunda con posterioridad. Con el transcurso del tiempo, esta distribución compleja del agua en el yacimiento y la presión de poro ha dificultado el mapeo de las acumulaciones productivas remanentes. El equipo de planeación de pozos de la compañía ConocoPhillips optó por utilizar el servicio GeoSphere para asentar y perforar un pozo horizontal. Primero, procuró localizar el horizonte compacto EE ubicado entre las formaciones Ekofisk y Tor; un marcador clave para asentar el pozo. Después del asentamiento, la perforación sería condicional y se basaría en la saturación de agua de las formaciones. El objetivo era geonavegar en la formación Tor superior, pero mantener una posición óptima implicaría algo más que navegar a lo largo de la estructura de la formación. Los modelos de yacimiento indicaban que el tramo lateral podría encontrar agua inyectada dentro de los intervalos fracturados de la sección superior extrema de la unidad Tor (TA) superior, situación que el operador quería evitar. El equipo de planeación de pozos apuntaba a la porción de la unidad TA saturada de petróleo y necesitó el servicio GeoSphere para orientar la geonavegación dentro de la zona productiva, la identificación de cualquier zona de agua presente por encima y por debajo del tramo lateral propuesto y la localización de la unidad Tor (TB) intermedia, más compacta, situada por debajo del pozo. Al operador también le preocupaba el hecho de que la irrupción de agua en la zona TA pudiera obligar a tomar una decisión anticipada con respecto a la profundidad total (TD) del pozo, por lo que era necesaria una evaluación constante del tramo lateral para continuar la perforación. Tope del yacimiento Ángulo de la trayectoria del pozo Barrena Dista inter ncia de cepc ión > Utilización de las mediciones de lectura profunda para asentar un pozo. La posición de una formación puede ser detectada con anticipación a la penetración de la barrena. Las señales (esferas azules y tostadas) de la herramienta GeoSphere se centran en el punto medio entre el transmisor y la antena del receptor correspondiente. Una vez detectado el tope del yacimiento, se estima la distancia entre la barrena y la intersección con el yacimiento en base al ángulo de la trayectoria del pozo. Esto permite al perforador direccional efectuar ajustes oportunos para optimizar el asentamiento. (Adaptado de Dupuis y Mendoza-Barrón, referencia 2.) Además, la capacidad de la herramienta para generar imágenes profundas de la zona alrededor del pozo resultaría de utilidad para observar la presencia de fallas a distancia y revelar aspectos del yacimiento pertinentes al diseño de la terminación, tales como la determinación de los mejores intervalos para las operaciones de disparos. El servicio GeoSphere fue utilizado durante la perforación más allá de la zapata de la tubería de revestimiento, lo que permitió al operador detectar un marcador resistivo a una profundidad vertical verdadera (TVD) 15 m [50 pies] por debajo del pozo. A medida que el operador continuó incrementando el ángulo hasta alcanzar 60°, el servicio localizó los horizontes en la formación Ekofisk a una TVD a 18 m [60 pies] [profundidad medida (MD) [30 m] 100 pies] de distancia del pozo. El tope de la unidad EE, la capa delgada por encima de la formación Tor, fue detectado a una distancia de 24 m [79 pies] por debajo del pozo. El servicio se utilizó para resolver el contacto entre la unidad EE y la unidad TA de la formación Tor superior, si bien éste se encuentra a una MD de 50 pies por delante de la barrena (arriba). Cuando el pozo intersectó la porción media de la unidad TA de la formación Tor, el equipo de planeación de pozos dispuso que el perforador direccional incrementara la inclinación hasta 89,6° para asentar el pozo en la porción inferior de la unidad TA. Mientras se perforaba el tramo lateral, el pozo interceptó una falla de 12 m [40 pies] y los geólogos de planeación de pozos recomendaron incrementar la inclinación hasta 94° para permanecer dentro del yacimiento objetivo. La inversión efectuada con el servicio GeoSphere indicó que, a pesar de atravesar la falla, el pozo permaneció en el yacimiento de buena calidad dentro de la unidad TA y además detectó una zona de baja resistividad por debajo del pozo, que era la unidad TB rellena con agua de la formación Tor. A medida que avanzaba la perforación del tramo lateral, la sarta de herramientas GeoSphere continuó rastreando la posición de la unidad TB a una TVD 40 pies por debajo del pozo y posteriormente detectó un límite conductivo de inclinación pronunciada, interpretado como una falla, mientras la falla seguía estando a una TVD 27 m [90 pies] por encima del BHA. Las mediciones de resistividad indicaron que la zona presente más allá de la falla estaría humedecida con agua, lo cual fue confirmado subsiguientemente con las mediciones LWD convencionales, cuando el pozo atravesó la falla. Anticipando la presencia de otras zonas conductivas, junto con el potencial para el incremento de la presión de poro, el equipo de planeación de pozos optó por dar por alcanzada la TD del pozo después de perforar más de 550 m [1 800 pies] de MD de un tramo lateral relleno con hidrocarburos (próxima página). Oilfield Review X 100 X 200 0 W X 300 50 0 W 60 0 W X 400 70 0 Pro W 80 W ad 90 me 00 X0 a did X 500 0,2 0 did fun Profundidad vertical verdadera, m Resistividad, ohm.m 50,0 00 X1 X 600 Falla 1 Unidad TA 0 0 X2 00 X3 Unidad EE 00 X4 00 X5 X 700 00 X6 Falla 2 0 0 0 0 00 0 9 00 0 0 500 60 Z 7 Z 8 Z 0 0 0 X 7 X 80 900 00 00 0 0 Z 0 0 3 4 Z 0 0 0 X Y 0 Y 1 Y 20 30 40 500 600 700 800 90 000 Z 10 Z 2 Z Z Y Y Y Y Y Y Y Z Pozo X 800 Falla 3 Unidad TB X 900 4 800 5 000 5 200 5 400 5 600 5 800 6 000 6 200 6 400 6 600 6 800 Longitud horizontal, m 7 000 7 200 7 400 7 600 7 800 8 000 8 200 X 100 X 200 Pozo Rayos gamma Profundidad vertical verdadera, m X 300 Resistividad Falla 2 X 400 X 500 Falla 1 Unidad EE X 600 X 700 X 800 Unidad TB, interpretación GeoSphere Unidad TB Falla 3 X 900 > Una cuestión de escala. El mapeo a escala de yacimiento exhibe una mucho mayor resolución para la navegación del yacimiento que la resolución que sería posible utilizando datos sísmicos solamente. Las capacidades de lectura profunda de la sarta de herramientas GeoSphere posibilitaron la detección temprana de la unidad EE, 79 pies por debajo del pozo, lo que proporcionó al operador un aviso anticipado para prepararse para asentar el pozo en la unidad TA inferior. Los colores fríos —azules y verdes— indican la presencia de capas conductivas o de baja resistividad, tales como lutitas o arenas acuíferas. Los colores cálidos —anaranjados y rojos— indican una alta resistividad, típica de las arenas petrolíferas o gasíferas (extremo superior). Además de mapear la estructura y el contenido de fluidos de la unidad TA, la técnica de inversión GeoSphere también mapeó la unidad TB, si bien el pozo no había penetrado en ese intervalo. Esta información ayudó al operador a extender el pozo horizontalmente a través del yacimiento TA, y a la vez mantener una separación óptima con respecto a la unidad TB rellena con agua. La unidad TB, como fue detectada con la técnica de inversión GeoSphere (extremo inferior, línea roja), es comparable con la unidad picada en la visualización de los datos sísmicos de superficie (línea amarilla). Volumen 27, no.1 47 Resistividad 0,2 ohm.m 1 000 100 gAPI Rayos gamma 0 X 080 Profundidad vertical verdadera, m Zapata de la tubería de revestimiento Tope del yacimiento según el modelo previo a la perforación Tope del yacimiento X 090 Punto de entrada X 100 Trayectoria perforada 50 ohm.m X 110 Contacto agua-petróleo 1 ohm.m X 120 850 900 950 1 000 1 050 1 100 1 150 1 200 1 250 1 300 Longitud horizontal, m 1 350 1 400 1 450 Pozo piloto 1 550 1 600 Pozo vecino Tr ay ec tor i 1 500 ap erf ora da rea l Tope del yacimiento según el modelo previo a la perforación Tope del yacimiento real Contacto agua-petróleo real Contacto agua-petróleo según el modelo previo a la perforación > Definición de un yacimiento. Si bien los datos obtenidos de un pozo piloto confirmaron la presencia del yacimiento e identificaron el echado en el punto de entrada del pozo piloto, la geometría general del tope del yacimiento no pudo ser estimada utilizando los datos obtenidos del pozo piloto y de otros pozos vecinos. Para reducir la incertidumbre asociada con la profundidad, inherente al modelado sísmico del yacimiento, el equipo de posicionamiento de pozos de Santos se basó en las mediciones direccionales de lectura profunda para definir los límites superior e inferior del yacimiento. Conforme continuó la perforación, el operador pudo mapear la extensión lateral del yacimiento. Las lecturas de rayos gamma (extremo superior, verde) y de resistividad (curvas roja, azul, anaranjada y negra), obtenidas con otras herramientas LWD que indican la presencia de zona productiva y arena limpia, son comparables con el mapa de colores del servicio GeoSphere (centro). El panel inferior resalta la discrepancia entre el tope del yacimiento y el contacto agua-petróleo, determinados por el modelo sísmico previo a la perforación, y los determinados con el servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere. 48 Oilfield Review Después de emitir una alerta temprana de la proximidad de la zona de asentamiento, el servicio GeoSphere ayudó al equipo de planeación de pozos a mapear las zonas ricas en petróleo en un yacimiento sometido a inundación de agua y hasta una distancia de 100 pies alrededor del pozo. Las mediciones obtenidas con el servicio GeoSphere también le aseguraron al operador que la trayectoria del pozo no había pasado por alto el objetivo previsto. Por otra parte, los cambios en la saturación de agua indicados por la sarta de herramientas LWD fueron utilizados para asistir en la determinación de los intervalos de disparos durante la fase de terminación. Mapeo de los límites de un yacimiento en el área marina de Australia Durante la perforación de un prospecto en el área marina del noroeste de Australia, los geocientíficos de Santos Ltd tuvieron que enfrentar unos 10 m [33 pies] de incertidumbre en términos de control de la profundidad sísmica. El equipo de posicionamiento de pozos de Santos procuró asentar el pozo lo más cerca posible del tope del yacimiento y luego direccionar la trayectoria para lograr un posicionamiento óptimo con respecto al contacto agua-petróleo (OWC). Los registros de un pozo piloto ayudaron a confirmar la presencia de una arena de gran espesor, mostraron la profundidad del OWC y determinaron el echado de la formación en el pozo piloto. No obstante, la orientación del yacimiento y la geometría de su cresta no pudieron ser inferidas con precisión. A pesar del control estructural subóptimo, el equipo de posicionamiento de pozos de Santos debió perforar en dirección hacia un asentamiento que posicionaría el pozo de manera tal de lograr una exposición máxima del yacimiento. Santos seleccionó la tecnología GeoSphere para reducir las incertidumbres geológicas y mapear la estructura, el echado, los contactos de fluidos y los límites del yacimiento. El BHA incluyó un sistema rotativo direccional, los transmisores y receptores GeoSphere, la herramienta LWD PeriScope, el servicio de telemetría de alta velocidad TeleScope y la herramienta de densidad-neutrón azimutal adnVISION. Tras salir de la Volumen 27, no.1 zapata de la tubería de revestimiento, la sarta de herramientas detectó el tope del yacimiento a una TVD 6 m [20 pies] por debajo de la trayectoria de pozo propuesta e identificó el OWC a una TVD 19 m [62 pies] por debajo del tope del yacimiento. En consecuencia, el equipo de posicionamiento de pozos pudo establecer la geometría estructural y evaluar la trayectoria de perforación antes de asentar el pozo (página anterior). El mapeo del yacimiento y del OWC en tiempo real demostró ser crucial para la optimización y el mantenimiento del posicionamiento estructural dentro del yacimiento. Las interpretaciones de la estructura del yacimiento y de los contactos de fluidos con el servicio GeoSphere fueron integradas posteriormente en el modelo geológico 3D del operador para actualizar los planes de perforación y de desarrollo de campos petroleros. El panorama general El espaciamiento entre un transmisor y un receptor afecta la profundidad de investigación de una herramienta de perfilaje y la sarta de herramientas GeoSphere utiliza esta relación para lograr una DOI mayor que la de las herramientas LWD convencionales. Sus mediciones direccionalmente sensibles de lectura profunda dirigen un proceso continuo de inversión automática de múltiples capas en tiempo real que proporciona a los equipos de posicionamiento de pozos una perspectiva más amplia de la geología que rodea un pozo. Esta vista expandida del subsuelo ayuda a los geocientíficos y perforadores a reducir la brecha existente entre los datos LWD convencionales y los datos sísmicos de superficie para identificar los contactos de fluidos, las fallas subsísmicas y otros detalles geológicos no definidos a través de los datos sísmicos de superficie. Mediante la presentación en tiempo real de la información derivada del mapeo durante la perforación, el servicio GeoSphere puede producir un impacto significativo en las decisiones de posicionamiento de los pozos, que tarde o temprano inciden en la producción. Un pozo puede ser direccionado a lo largo de un trayecto definido por los límites observados por encima y por debajo del mismo; en general, el tope del yacimiento y el contacto de agua en su base. Esta vista más amplia del yacimiento ayuda al perforador a perforar un intervalo productivo más largo con un trayecto de pozo parejo, que resulta en un incremento de la recuperación de la zona productiva. En la oficina, los datos del servicio de mapeo durante la perforación pueden servir subsiguientemente como base para desarrollar estrategias destinadas a optimizar la producción en campos complejos o marginales. Estos datos son utilizados además para identificar nuevos objetivos en arenas adyacentes. Las mediciones a escala de yacimiento del servicio GeoSphere proporcionan mayor resolución que los datos sísmicos de superficie, lo que conduce a una integración más estrecha con otra información del yacimiento. La información complementaria derivada de los datos sísmicos de superficie, junto con los datos LWD convencionales o los datos derivados de los registros adquiridos con cable, puede ser integrada con los resultados del proceso de inversión GeoSphere para crear o refinar los modelos estructurales con miras a lograr una mayor comprensión de los yacimientos y de los fluidos que contienen. —MV 49 Monitoreo y manejo de la integridad de la tubería flexible Rich Christie Zhanke Liu Sugar Land, Texas, EUA Roderic Stanley Coiled Tube Resource Management Houston, Texas Michelle Torregrossa Houston, Texas Andrew Zheng Katy, Texas Liam Zsolt Prudhoe Bay, Alaska, EUA Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015). Copyright © 2015 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Greg Bowen, Houston. CoilScan, CoilScan RT y CoilScan AP son marcas de Schlumberger. La tubería flexible es sometida a desgaste y fatiga en cada viaje de entrada y salida de un pozo. Un nuevo sistema de escaneo en la localización del pozo ayuda a los operadores a minimizar las fallas prematuras de la tubería a través del monitoreo continuo de sus anomalías a medida que se desarrollan. Los avances registrados en las tecnologías de perforación y estimulación de pozos están revelando nuevas extensiones productivas (plays) para el desarrollo de recursos no convencionales. El éxito de estas extensiones productivas depende en gran medida de la capacidad de los operadores para maximizar la exposición de los pozos a los yacimientos y su posterior puesta en producción. Estas estrategias se basan en la perforación de pozos horizontales o de alcance extendido, seguida por tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Para bajar las herramientas y los equipos para los tratamientos de estimulación en los pozos de alto ángulo, los operadores recurren cada vez con más frecuencia a las capacidades que proporciona la tubería flexible. plástica mación Defor Falla n elás mació Límite elástico Defor Esfuerzo, σ tica Umbral de fluencia plástica Deformación, ε 50 Oilfield Review La tubería flexible (TF) está diseñada para ser suficientemente flexible y dúctil como para tolerar la acción de enrollado y desenrollado en su carrete de almacenamiento y a la vez mantener suficiente resistencia como para bajar y extraer las herramientas del fondo del pozo. Esta tubería está fabricada con acero al carbono de baja aleación, sus diámetros oscilan entre 0,75 y 3,5 pulgadas y su longitud puede exceder los 9 100 m [30 000 pies]. Desde las áreas de tierra firme hasta las áreas marinas, y desde las operaciones de perforación y terminación de pozos hasta las de remediación, la tecnología de TF ha demostrado su versatilidad. La TF se utiliza para la perforación de pozos de re-entrada, la adquisición de registros (perfilaje), las operaciones de pesca, disparos, fracturamiento, acidificación, limpieza y descarga de pozos, las instalaciones de bombas eléctricas sumergibles y otras aplicaciones.1 Una operación con TF típica somete la tubería a numerosos y variados tipos de esfuerzos que, con el tiempo, debilitan levemente la tubería y finalmente conducen a su puesta fuera de servicio. Durante cada despliegue de la TF, diversas fuerzas actúan en concierto para degradar la duración en servicio de la sarta. En su trayecto hacia el interior del pozo, la sarta se extrae de su carril de almacenamiento, se dobla por encima de un arco de guía y luego se endereza cuando pasa por el cabezal inyector para ingresar en el pozo; en el fondo, la tubería debe flexionarse para extenderse más allá del talón del pozo, en el caso de un tramo lateral (derecha). Los esfuerzos flexores tienden a alcanzar valores máximos en el arco de guía y en el carrete, donde pueden exceder el límite de elasticidad de la tubería de acero, sometiendo la sarta a deformación plástica. Una vez concluidas las tareas de fondo de pozo, el proceso se invierte cuando la tubería se extrae del pozo y se vuelve a enrollar en el carrete.2 Las flexiones, dilataciones y esfuerzos de tracción reiterados ejercen cargas cíclicas en la tubería. Las tensiones resultantes imparten fenómenos de fatiga de bajo número de ciclos y daño acumulado, que producen la formación de microfisuras y finalmente obligan a retirar la sarta de servicio.3 Además de la fatiga de bajo número de ciclos, ciertas condiciones de operación exacerban las cargas de esfuerzos habituales: un radio de curvatura estrecho o la existencia de condiciones de alta temperatura o alta presión interna pueden obligar a retirar de servicio la sarta de TF al cabo de tan sólo algunos cientos de ciclos. Muchos otros factores afectan la duración en servicio de la TF. La composición metalúrgica determina su resistencia a la tracción y los tipos de Volumen 27, no.1 Arco de guía Unidad de la tubería flexible Carrete de la tubería flexible Cabezal inyector Preventor de reventón Talón Profundidad total > Puntos de flexión. En los pozos horizontales, la tubería flexible normalmente encuentra al menos tres puntos de flexión: el carrete, el arco de guía y el talón del pozo. ambientes en los que puede operar. Las inclusiones ras, muescas o melladuras. Los elementos tubulares o las soldaduras deficientes pueden causar defec- de producción de cromo son particularmente abratos. Los fluidos bombeados en el fondo del pozo, sivos para las tuberías de acero al carbono. tales como los utilizados para los tratamientos áciPara prevenir los problemas asociados con el dos o las terminaciones con salmuera, pueden pro- desgaste y la fatiga de la tubería, la industria de ducir corrosión, al igual que la humedad residual la TF ha instituido prácticas de manejo de tuberías que queda en la tubería durante su almacena- para la manipulación y el tratamiento de las tubemiento. La corrosión produce picaduras y degrada rías flexibles. La mayoría de los sistemas de manejo el espesor de la pared de la tubería.4 El daño mecá- de tuberías estiman el avance de la fatiga de la TF nico —resultado de las operaciones rutinarias con con el tiempo mediante el rastreo del número de TF causado por el contacto con el carrete, el cabezal ciclos de flexión impuestos por el carrete y el arco inyector, los preventores de reventón, las partes de guía, o cuello de ganso, además del seguimiento Oilfield Review internas del cabezal de pozo y el equipamiento de de los diversos parámetros operativos. Las normas WINTER 14/15 terminación de fondo de pozo— se manifiesta CoilScanen Fig 1 industriales optional establecen límites para la dimensión del daño mecánico forma de defectos superficiales, tales como rayaduORWINT 14/15 CLSCN 1 optionalexterno que resulta aceptable 1. Para obtener más información sobre la tecnología de tubería flexible (TF) y sus aplicaciones, consulte: Varhaug M: “Carretes de grandes dimensiones en la localización del pozo,” Oilfield Review 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 71–73. Boumali A, Brady ME, Ferdiansyah E, Kumar S, van Gisbergen S, Kavanagh T, Ortiz AZ, Ortiz RA, Pandey A, Pipchuk D y Wilson S: “Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozos,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 30–45. 2. Asociación Internacional de Tecnología de Tubería Flexible: “An Introduction to Coiled Tubing: History, Applications, and Benefits,” Longview, Texas, EUA: ICoTA, 2005. 3. La duración por fatiga se expresa en términos de la cantidad de ciclos de carga requeridos para que se inicie y luego se propague una grieta hasta alcanzar un tamaño crítico específico que vuelve inutilizable la tubería. En general, la fatiga de bajo número de ciclos se define como la falla de un material en 1 000 o menos ciclos; no obstante, la tubería flexible puede fallar después de tan sólo algunos cientos de ciclos de carga, dependiendo de la severidad de la deformación acumulada con el tiempo. 4. MacArthur J, Shearer C, Crabtree A y Nelson R: “Coiled Tubing NDT Inspection: Implementation, Experience and Results,” artículo SPE 56940, presentado en la Conferencia del Área Marina de Europa, Aberdeen, 7 al 9 de septiembre de 1999. 51 Cordón de soldadura longitudinal Soldadura a tope Soldadura oblicua Soldadura oblicua Tubería > Soldaduras de la tubería flexible. Los procesos de manufactura iniciales utilizaban soldaduras a tope (izquierda) para unir entre sí las secciones de tubería. Después de descubrir numerosas fallas en la zona afectada por el calor, adyacente al cordón de soldadura, los fabricantes de tuberías desarrollaron un nuevo procedimiento de manufactura, que implica la utilización de fajas planas de planchas de acero cuyos extremos se unen antes de adquirir forma tubular. Estas fajas se cortan en ángulo y se unen mediante una soldadura oblicua (derecha). Cuando la faja se enrolla para conformar un tubo, esta soldadura forma una espiral (centro). La soldadura oblicua distribuye los esfuerzos de la zona de soldadura a lo largo de la espiral en vez de concentrarlos en una banda estrecha como sucede en las soldaduras a tope. para las operaciones con TF; la mayoría de las del carrete de almacenamiento, el sistema de insespecificaciones se basa en la profundidad del pección de tuberías en tiempo real CoilScan RT daño, expresada como porcentaje del espesor cuenta con una serie de sensores incorporados nominal de la pared. La tubería generalmente es que permiten al operador monitorear el estado de retirada cuando la pérdida de metal excede el la sarta de TF a medida que se enrolla y se desenrolla para ser bajada y extraída del pozo. El sis10% del espesor de la pared.5 Los daños y las imperfecciones se identifican tema de inspección establece la localización y la normalmente durante las inspecciones periódi- magnitud de las anomalías internas y externas, cas de las tuberías, en que pueden utilizarse téc- que indican la existencia de defectos y daños en nicas de evaluación no destructiva (NDE) para la tubería. Esta tecnología permite a las brigadas medir la geometría de los defectos que producen de operaciones con TF identificar defectos y discontinuidades en la superficie. Diversos métodos monitorear su desarrollo a lo largo de la vida útil NDE, incluidos ensayos con líquidos penetrantes, de la tubería. ensayos radiográficos, de partículas magnéticas, corrientes parásitas y fugas de flujo magnético, Problemas en la fabricación han sido adaptados para la identificación de daños Bajo las condiciones de esfuerzos y deformacioy defectos en las TF. Dependiendo de la técnica nes de las operaciones petroleras, los defectos y empleada, los inspectores de TF miden el diámetro las imperfecciones poco importantes de la tubeexterno (OD), la ovalidad y el espesor de la pared ría pueden convertirse en problemas de considede la tubería; identifican soldaduras, rayaduras ración que socavan la integridad de la sarta de TF y externas, muescas y fisuras; y detectan picaduras comprometen las operaciones. Estos defectos pueden atribuirse a tres fuentes principales: defectos internas por corrosión y defectos de soldadura. Las inspecciones regulares forman parte del de manufactura, corrosión y daño mecánico induOilfield Review plan de mantenimiento programado de las sartas de WINTER 14/15cido en servicio. TF y, en general, se llevan a cabo fuera CoilScan de la localiFig 1 La manufactura de la tubería flexible comienza 14/15enCLSCN 1 en donde los rollos de acero en plala fábrica, zación del pozo; en centros de servicios ORWINT de tuberías. Como tales, estas inspecciones obtienen sólo un cas se estiran y se cortan en tiras que se conocen reporte instantáneo del estado de la tubería antes o con el nombre de planchas o chapas (skelps). después del despliegue. Estos reportes instantá- Cada plancha se corta al sesgo, generalmente con neos son intermitentes y pueden no ser suficientes un ángulo de 45°. Los bordes oblicuos de varias para evaluar la severidad de los defectos y la funcio- planchas se sueldan entre sí para formar una tira nalidad de una sarta de TF o para determinar la continua de planchas de acero y las propiedades causa del daño. En la localización del pozo, las con- mecánicas de la soldadura oblicua son casi idéntidiciones que afectan la integridad de la TF y su cas a las de la plancha. A continuación, se le da duración en servicio pueden cambiar rápidamente. forma tubular a la tira de planchas de acero mienSi los problemas son detectados de manera tem- tras que una soldadora por inducción, de alta freprana, en ciertos casos es posible modificar los cuencia, fusiona sus dos extremos para formar un parámetros de operación para prolongar la vida cordón de soldadura longitudinal continuo. Una vez que se forma un tubo con la plancha de acero, útil de la sarta. Este artículo analiza un sistema de inspec- la soldadura oblicua con un ángulo de 45° se ción de tuberías flexibles que opera en la locali- enrolla helicoidalmente alrededor de la tubería y zación del pozo en tiempo real. Instalado cerca se distribuye de manera uniforme a lo largo de 52 una mayor extensión de tubería que en el caso de las soldaduras a tope (izquierda). La fresadora remueve el material sobrante de la parte externa del cordón de soldadura para obtener un OD parejo en la tubería, cuyo interior se lava para remover cualquier incrustación o material suelto. En ciertos casos, también debe removerse el material sobrante de la soldadura del interior de la tubería.6 Si bien las compañías de tuberías adoptan medidas para prevenir su ocurrencia, durante el proceso de manufactura se presentan dos tipos de problemas. A veces, en la acería, pueden introducirse inclusiones no metálicas, tales como el óxido de calcio, en la tira de acero.7 Esas impurezas e inclusiones pueden producir la delaminación de la pared de la tubería, la degradación de las propiedades mecánicas del acero y un incremento del riesgo de corrosión. El segundo tipo de problema es provocado por cualquier interrupción del proceso de soldadura. Las interrupciones de la soldadura pueden producir una falta parcial o Dilatación Estrechamiento Erosión Daño del inyector > Daño relacionado con el servicio. El daño mecánico, tal como las marcas, rayaduras y muescas del inyector, puede ser considerado el resultado normal de los viajes de entrada y salida del pozo. Sin embargo, ciertos tipos de daños relacionados con el servicio, tales como los procesos de dilatación, estrechamiento y erosión, pueden reducirse o evitarse si se presta especial atención a los parámetros operacionales, tales como la presión de la tubería. Oilfield Review Indicadores Utilización en pozos con tubulares de cromo Defectos externos aislados visibles Tipo de daño Daño mecánico Mecanismos de daño Abrasión de superficie Dentelladas, muescas y marcas de tipo arado Desgaste extendido visible g Pasos de mitigación Evitar aplicar esfuerzo cíclico al defecto Mover la M l tubería t b í lentamente l t t a través de los tubulares de cromo Utilizar reductores de fricción de metales Ajustar el equipo de superficie Pérdida de espesor de la pared con pérdida de diámetro externo Pérdida de espesor de la pared sin pérdida de diámetro externo Anomalías internas periódicas de tipo fuga de flujo magnético (MFL) Utilización en pozos con H2S Daño por fluidos Corrosión por almacenamiento Daño reactivo Utilización en operaciones de bombeo de ácido Alto nivel de fatiga Surcos o marcas de tensión en la tubería Defectos MFL aislados invisibles Fuga o filtraciones internas Daño metalúrgico Estrechamiento aislado (pérdida de diámetro externo) Reducir las velocidades de bombeo Bombear fluidos menos abrasivos Incrementar el inhibidor de corrosión Mejorar los procedimientos de purga Corrosión por ácido Evitar ácidos y H2S en el fondo del pozo Corrosión por H2S Incrementar el volumen de inhibidor de ácidos o H2S Deformación plástica como resultado de operar por encima del umbral de fluencia plástica Enderezar la tubería para evitar una alta fatiga Operar por debajo del umbral de fluencia plástica Daño del fabricante Soldaduras de campo deficientes Evitar aplicar esfuerzo cíclico a las secciones dañadas Reducir la presión cuando el daño pasa el cuello de ganso > Indicadores y mitigación de daños. El daño resultante de las operaciones con tubería flexible a menudo puede diagnosticarse y mitigarse en la localización del pozo. completa de fusión, que a su vez puede generar porosidad, un relleno deficiente de la zona de soldadura y orificios abiertos a lo largo de las soldaduras oblicuas y las soldaduras continuas. La corrosión puede constituir un problema significativo a lo largo de la vida útil de una sarta de TF. A través del despliegue en el pozo, la tubería puede ser expuesta a tratamientos ácidos, fluidos de terminación a base de salmuera, agua, ácido sulfhídrico [H2S] y dióxido de carbono [CO2]. Esa expo5. Si se produce una pérdida de metal en una sección pequeña de la tubería, se puede cortar esa sección y soldar el resto de la tubería antes de volver a ponerla en servicio; si la pérdida de metal a lo largo de la sarta de tubería es considerable, se puede retirar toda la sarta. 6. Asociación Internacional de Tecnología de Tubería Flexible, referencia 2. 7. El óxido de calcio ayuda a remover las impurezas del acero, tales como el fósforo y el azufre. Si se agrega óxido de calcio, estas impurezas forman una escoria en la superficie del metal fundido, que luego puede ser despumada para su remoción. 8. Para obtener más información sobre la corrosión en los equipos de campos petroleros, consulte: Brondel D, Edwards R, Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: “Corrosion in the Oil Industry,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 4–18. Volumen 27, no.1 sición favorece la corrosión, que puede producir picaduras en la pared de la tubería y reducir su espesor.8 Para combatir estos problemas, los fabricantes de tuberías y los usuarios han establecido diversas medidas. Durante la ejecución de las pruebas de presión hidrostática, las compañías de tuberías mantienen el fluido de prueba con niveles de pH levemente alcalinos, oscilantes entre 8 y 9. Después de las pruebas, proceden a vaciar y limpiar el interior de la tubería para remover cualquierOilfield resto deReview fluido. Algunas comWINTER 14/15 pañías bombean nitrógeno en la tubería y manCoilScan Fig 2A tienen una leve presión eliminar ORWINTpara 14/15 CLSCNtodo 2A el oxígeno posible durante el almacenamiento y el transporte. También pueden utilizarse inhibidores de corrosión para recubrir las superficies internas y externas de las tuberías. Las amenazas más comunes para la integridad de la tubería son quizás las que tienen su origen en las operaciones de rutina llevadas a cabo en la localización del pozo (arriba). La manipulación normal de la TF en la localización del pozo somete la tubería a daños mecánicos —rayaduras, abrasiones, melladuras o muescas— a través del contacto con el inyector, el cabezal del pozo, la tubería de revestimiento y el equipo de terminación, y también a través del contacto con las formaciones abrasivas en los ambientes de agujero descubierto. Otros daños operacionales pueden manifestarse de distintas formas (página anterior, abajo), entre las cuales se encuentran las siguientes: •dilatación: expansión localizada de la tubería causada por las altas presiones durante las maniobras •estrechamiento: estiramiento y afinamiento causado por la aplicación de excesiva fuerza de tracción •erosión: desgaste de las superficies interna y externa de la tubería como resultado de las altas tasas de flujo o la abrasión •daño del inyector: las marcas transversales de sujeción o las muescas longitudinales producidas a medida que la TF se inyecta en el fondo del pozo pueden ser el resultado de la operación incorrecta del inyector, la mala alineación de los bloques de agarre del inyector o la presencia de objetos extraños entre los bloques de agarre y la tubería flexible. 53 Sensor Daño interno Flujo magnético Daño externo > Fuga de flujo magnético. El flujo magnético en una tubería puede ser interrumpido por cualquier tipo de discontinuidad producida a través de la superficie interna o externa de la tubería. El espacio de aire existente en la discontinuidad de la superficie no puede sustentar la misma magnitud de flujo que el acero. Esto hace que el campo magnético se filtre por el metal y se extienda fuera del defecto. – + Campo magnético de la bobina Bobina Tubería flexible Campo magnético de la corriente parásita Corrientes parásitas Oilfield Review WINTER 14/15 CoilScan Fig 3 ORWINT 14/15 CLSCN 3 > Corrientes parásitas. Para medir el diámetro externo y la ovalidad de una sarta de TF, se utiliza una probeta de corrientes parásitas. La corriente fluye a través de la bobina primaria de la probeta, generando un campo magnético. Este campo produce corrientes parásitas en la tubería conductiva. Las corrientes parásitas generan sus propios campos magnéticos, que se encuentran desfasados con respecto al campo magnético de la bobina primaria original. 54 Los defectos de manufactura, la corrosión y el daño relacionado con el servicio producen defectos de superficie que afectan la capacidad de la tubería para manejar las cargas de esfuerzo cíclico ya que concentran el esfuerzo. Idealmente, cuando se aplica una carga en una parte de la tubería, el esfuerzo resultante se distribuye uniformemente. Sin embargo, las rayaduras, muescas, picaduras o agujeros de alfiler, producen huecos en la superficie de la tubería metálica y esos huecos no pueden tolerar las cargas. El esfuerzo debe redistribuirse entonces a lo largo del resto del metal, lo que produce una distribución despareja que alcanza valores máximos en los bordes de los huecos. Esto a su vez produce la concentración del esfuerzo.9 Además, estos factores que incrementan el esfuerzo aceleran la formación de fisuras por fatiga. Cuando la tubería ha sido sometida a un cierto número de ciclos de esfuerzo, cabe la posibilidad de que se formen fisuras por fatiga en los lugares donde se concentra el esfuerzo. Las fisuras por fatiga normalmente se inician en la superficie de la tubería; por consiguiente, los defectos de superficie, tales como la abrasión, las picaduras o las rayaduras, pueden reducir la duración en servicio. Contrariamente, las superficies parejas incrementan el tiempo requerido para la formación de fisuras por fatiga. Dado que la TF es dúctil, esos defectos en general no causan la falla de la tubería al principio y no necesariamente producen la inaptitud de toda la sarta. Las imperfecciones secundarias producidas en la superficie pueden rectificarse con una pulidora y un cepillo. A veces, se deben cortar secciones de tubería enteras y dejar las secciones sanas a ambos lados del corte para volverlas a unir mediante soldadura. No obstante, con el tiempo, hasta las imperfecciones secundarias pueden convertirse en defectos de consideración y amenazar la integridad estructural de la tubería. El sistema de escaneo de la TF El sistema de inspección de la tubería en tiempo real CoilScan consiste en un cabezal de inspección, un sistema de adquisición de datos y el software de monitoreo. Este sistema emplea dos técnicas comprobadas de evaluación no destructiva para detectar defectos en la tubería: las pruebas de fugas de flujo magnético (MFL) y las pruebas por corrientes parásitas. Estas técnicas son muy adecuadas para las operaciones petroleras y no requieren superficies de tuberías limpias ni ningún tipo de agente de acoplamiento entre los sensores y la tubería. Dado que el sistema CoilScan RT utiliza sensores sin contacto, se adapta a sartas de TF con superficies rugosas, Oilfield Review Unidad de medición de la ovalidad del OD Rueda del odómetro Probeta de medición del OD Mitad superior del anillo sensor MFL Mitad inferior del anillo sensor MFL Codificador rotativo de profundidad Rodillo Unidad de medición de fugas de flujo magnético (MFL) Tubería flexible > Cabezal de inspección del sistema CoilScan RT. Una charnela longitudinal permite fijar el cabezal de inspección alrededor de la tubería, que es escaneada a medida que se sube a través del centro del cabezal de inspección. Los rodillos de baja fricción permiten que la tubería pase libremente a través del cabezal. sucias, húmedas o lodosas. Las únicas partes que tocan la tubería durante las operaciones normales son los rodillos de guía de acero inoxidable y las ruedas de los odómetros. Los sensores MFL localizan defectos y determinan el espesor de la pared; los sensores de corrientes parásitas miden el OD y la ovalidad de la sarta de tubería. Este sistema proporciona un proceso de monitoreo continuo en tiempo real con una velocidad operacional de hasta 40 m/min [130 pies/min].10 Volumen 27, no.1 La fuga de flujo magnético constituye la base para la detección de las anomalías magnéticas presentes en la sarta de tubería. Las anomalías se originan normalmente a partir de muescas, picaduras, pérdidas de metal u otras imperfecciones, incluidos daños de materiales o defectos de manufactura. Oilfield Review MFL emplea imanes fuertes para El dispositivo WINTER inducir14/15 un campo magnético en la pared de acero CoilScan Fig 5 de la tubería ORWINT 14/15flexible. CLSCN Este 5 campo magnético fluye desde su polo sur o negativo —por donde ingresa en el acero— hasta su polo norte o positivo, por donde sale. Cualquier discontinuidad o hueco producido en la tubería magnetizada tendrá una orientación polar similar; cuando el campo magnético encuentra una discontinuidad —una fisura, por ejemplo— sale por el polo norte de la fisura y vuelve a ingresar por su polo sur. El espacio de aire existente entre los bordes de la fisura no puede sustentar tanto flujo magnético como el acero, por lo que el campo magnético se dispersa o se filtra (página anterior, arriba). Esta fuga del flujo es detectada por los sensores de efecto Hall del cabezal de inspección.11 Las mediciones de la intensidad y la distribución de la fuga de flujo magnético infieren los defectos subyacentes presentes en el acero. Este método también puede ser utilizado para determinar el espesor de la pared de la TF. Las corrientes parásitas son corrientes eléctricas circulares inducidas dentro de un conductor por los campos magnéticos cambiantes de ese conductor. En una probeta de corrientes parásitas, la corriente eléctrica alterna fluye a través de una bobina de alambre y genera un campo magnético oscilante (página anterior, abajo). Cuando la probeta se aproxima a la TF, se producen corrientes parásitas en la superficie de la tubería. Las corrientes parásitas generan su propio campo magnético, que es opuesto al campo magnético originado en la bobina de alambre. Como resultado de ello, la impedancia eléctrica de la bobina de alambre se altera, y a partir de las mediciones del cambio de impedancia eléctrica producido en la bobina, es posible determinar la distancia entre la probeta de corrientes parásitas de la bobina y la superficie conductora de la TF. Mediante la utilización de estas mediciones, el sistema CoilScan RT determina el OD de la tubería y la ovalidad de la sarta de TF. Las dos mitades del cabezal de inspección de la TF forman un cucharón de quijadas o almeja que se coloca alrededor de la tubería y las mediciones se obtienen a medida que la TF se desenrolla y se enrolla en el carrete (izquierda). El cabezal 9.Para obtener más información sobre el esfuerzo, la deformación, la carga mecánica y la fatiga, consulte: NDT Resource Center, https://www.nde-ed.org/ (Se accedió el 1º de octubre de 2014). 10.Zheng A, Liu Z, Zwanenburg M, Burgos R, Scuadroni N y Stayer A: “State-of-the-Art Portable Measurement and Defect Detection Technology for Coiled Tubing String,” artículo SPE 163945, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de la SPE/Asociación de Operaciones de Intervención y Tubería Flexible, The Woodlands, Texas, 26 al 27 de marzo de 2013. 11.Un sensor de efecto Hall es un transductor que varía su voltaje de salida en respuesta a la fuerza de un campo magnético. 55 Amplitud MFL, gauss 100 50 0 –50 1 815,4 1 815,5 Profundidad, m 1 815,6 1 815,7 130 Amplitud MFL, gauss 90 50 10 –30 Ci 360 rc 288 un fe 216 re nc 144 ia, gr 72 0 ad 1 815,4 os 1 815,7 Profundidad, m > Gráfica de la rúbrica de la fuga de flujo magnético (MFL), de alta definición y en tres dimensiones, correspondiente a una anomalía de soldadura oblicua típica. Las soldaduras oblicuas son muy utilizadas en el proceso de manufactura y se encuentran en casi todas las sartas de tubería flexible. Una anomalía asociada con estas soldaduras es causada principalmente por cambios localizados en las propiedades de los materiales, en especial los cambios producidos en la permeabilidad del acero entre dos planchas o chapas. En algunas sartas de TF, las soldaduras oblicuas unen planchas de diferente espesor, y este cambio de espesor también puede incidir en la fuga de flujo magnético. Esta representación muestra un conjunto de lecturas de amplitud MFL de todos los sensores de efecto Hall (extremo superior). La misma anomalía se mapea en 2D y en 3D (extremo inferior). Los colores corresponden a valores de MFL en gauss, de más bajo (azul) a más alto (rojo). La vista en planta puede ser rotada para una mejor visualización de los datos. consiste en un subsistema MFL, un subsistema de medición de la ovalidad del OD y un subsistema de odómetro. El subsistema MFL se encuentra ubicado en el centro del cabezal de inspección y emplea imanes permanentes y sensores de efecto Hall para examinar el espesor deOilfield la pared de la TF y detecReview WINTERinterna 14/15 y externa. tar anomalías en sus paredes CoilScan Fig 6 a través Los datos del sensor MFL son procesados ORWINT 14/15 CLSCN 6 de filtros digitales especialmente diseñados para detectar fisuras por fatiga, corrosión, agujeros, entalladuras, muescas y picaduras por corrosión, y los datos procesados son utilizados además para cuantificar las pérdidas de metal producidas con el tiempo. El subsistema de medición de la ovalidad del OD mide el diámetro externo de la tubería. Estas mediciones son utilizadas para calcular la ovalidad. Las mediciones del OD se obtienen a partir 56 de probetas de desplazamiento de corrientes parásitas dispuestas en pares opuestos a lo largo de la circunferencia de la tubería. El subsistema de odómetro mide la profundidad, longitud y posición de la tubería a medida que es inspeccionada. Dos subconjuntos de odómetros proporcionan redundancia y confiabilidad en la medición de distancia. Cada subconjunto está provisto de una rueda de medición y un codificador rotativo de alta resolución para convertir la rotación de la rueda en distancia lineal. Un subsistema de adquisición de datos interactúa con el cabezal de inspección, procesa e interpreta los datos de los sensores de corrientes parásitas y MFL, y los conteos del codificador de profundidad, y luego envía los resultados al monitor para su visualización. Este subsistema independiente de adquisición y procesamiento de datos puede colocarse a una distancia de hasta 30 m [100 pies] del cabezal de inspección. Las capacidades esenciales bajo condiciones de operación normales son las siguientes: •medición del espesor de la pared con una precisión de ±0,127 mm [±0,005 pulgadas] •medición del diámetro externo con una precisión de ±0,254 mm [±0,01 pulgadas] •detección de defectos de tipo agujeros pasantes de tan sólo 0,79 mm [0,031 pulgadas] •detección de afinamientos de la pared, agujeros ciegos, entalladuras transversales y longitudinales en las superficies internas y externas de la sarta de tubería •cálculo de la ovalidad y mediciones de la amplitud MFL, el espesor de la pared y del diámetro externo obtenidas cada 1,2 cm [0,5 pulgadas] a lo largo del eje de la TF. Todas las mediciones son integradas con un software de modelado e interpretación 3D que ayuda al operador a detectar, identificar, visualizar con un ángulo de 360° y rastrear las anomalías que se desarrollan con el tiempo. Procesamiento y visualización de datos en la localización del pozo Las señales del sensor MFL codifican una combinación compleja de mediciones relacionadas con la geometría y la severidad de los defectos de la superficie de la tubería y las anomalías de su pared. En la unidad de TF, la tecnología de caracterización CoilScan AP procesa las señales del codificador de profundidad, las corrientes parásitas y la MFL para ayudar a la brigada a cargo de las operaciones con TF a interpretar las condiciones cambiantes de la tubería. Desde la interfaz gráfica de la unidad de TF, el ingeniero especialista en operaciones con TF y el operador pueden establecer los parámetros de la operación, fijar niveles de alarma asociados con la detección de anomalías y ejecutar funciones de presentación de informes posteriores a la operación. Cuando las anomalías alcanzan un valor umbral especificado por el usuario, la tecnología CoilScan AP envía alarmas visuales y audibles al operador de la unidad de TF. Las alarmas son detonadas cuando sucede lo siguiente: •la amplitud de la señal MFL excede el valor umbral especificado •el espesor de la pared se reduce por debajo del valor umbral •los cálculos de la ovalidad exceden el valor umbral. El software de la tecnología CoilScan AP conserva un registro de todos los eventos disparadores de alarmas en su tabla de registros de alarmas. Durante una operación, el operador de la TF puede Oilfield Review 0 Circunferencia grados 360 0 Espesor de Amplitud la pared OD gauss 400 –1,7 1,7 0,075 pulg 0,179 1,95 pulg 2,05 Prof., pies 2 200 2 200 2 600 2 600 3 000 3 000 3 400 3 400 3 800 3 800 4 200 4 200 4 600 4 600 5 000 5 000 5 400 5 400 5 800 5 800 6 200 6 200 6 600 6 600 7 000 7 000 0 Circunferencia grados 360 0 Vibración, g Prof., pies TF usada Vibración, g TF nueva Espesor de Amplitud la pared gauss 400 –1,7 1,7 0,075 pulg0,168 OD 1,95 pulg 2,05 > Comparación de gráficas logarítmicas correspondientes a tuberías flexibles nuevas y usadas. Una gráfica logarítmica típica del sistema CoilScan RT permite a las brigadas a cargo de las operaciones con TF monitorear los parámetros de la tubería en función de la profundidad. La gráfica de la tubería abierta (carril 1) es un mapa a color a lo largo del eje de la tubería, que muestra la circunferencia como una superficie aplanada de 0° a 360°. Los colores más oscuros (negro, azul y púrpura) indican la ausencia de anomalías, los colores intermedios (verde, amarillo y anaranjado) indican anormalidades secundarias y el rojo significa la presencia de una anomalía, que puede ser un defecto o no. El valor umbral a color es especificado a través de la configuración del control de amplitud. La gráfica de amplitud (carril 2) es el conjunto de todas las señales proporcionadas por los sensores MFL y muestra la amplitud máxima del campo magnético. Si la señal exhibe un pico con una magnitud que supera el umbral de amplitud especificado, disparará una alarma audible. La gráfica de vibraciones (carril 3) indica la vibración máxima detectada por el anillo sensor de MFL y se mide en términos de la aceleración gravitacional (g = 9,81 m/s2 o 32,17 pies/s2). Esta gráfica es utilizada para correlacionar las alarmas falsas que podrían ser disparadas por la manipulación tosca de la tubería o del cabezal de inspección en sí, como lo indican las áreas rojas del mapa a color y los picos de la gráfica de amplitud que coinciden con los picos de la gráfica de vibraciones. La gráfica del espesor de la pared (carril 4) indica los valores máximos (verde), promedio (azul) y mínimos (rojo) de todas las mediciones del espesor de la pared obtenidas en la circunferencia de la tubería. Si el valor promedio de espesor de la pared es inferior a un valor crítico, se disparará la alarma audible. La gráfica del diámetro externo (OD) (carril 5) muestra las mediciones del diámetro máximo (verde), promedio (azul) y mínimo (rojo). En esta comparación, la amplitud MFL (carril 2) es relativamente baja para la TF nueva (izquierda). La misma sarta de TF, después de un servicio pesado (derecha), exhibe numerosos picos de amplitud MFL (carril 2) y cambios en el espesor de la pared (carril 4). ingresar notas en el campo de comentarios de esa tabla. Todos los comentarios se guardan con los datos principales para pasar a ser un adjunto permanente de los datos de las inspecciones. Si se selecciona cualquier fila de la tabla, se iniciará una pantalla de amplitud MFL de la anomalía asociada (página anterior). El ingeniero especialista en operaciones con TF puede evaluar las rúbricas de MFL en la localización del pozo y archivar los datos para una revisión más exhaustiva después de la operación. A medida que la tubería se enrolla y se desenrolla para ser introducida y extraída del pozo, la brigada a cargo de las operaciones con TF moni- Volumen 27, no.1 torea la amplitud MFL y diversos parámetros de la operación utilizando la gráfica logarítmica. Para la tubería usada, no es poco común observar decenas e incluso cientos de picos en la tabla de amplitud de una sarta típica. Cada pico corresponde a una anomalía magnética y, por ende, a un Oilfield(arriba). ReviewPara abordar el gran defecto potencial WINTER 14/15 número de picos y las dificultades asociadas con CoilScan Fig 7 la interrupción de la operación con ORWINT 14/15 CLSCN 7TF a fin de ejecutar una comprobación —la localización física del defecto que produjo la alarma MFL y su posterior investigación más exhaustiva utilizando evaluaciones no destructivas— los investigadores de Schlumberger desarrollaron un programa para identificar y rastrear automáticamente las anomalías registradas. Mediante la utilización de algoritmos avanzados de identificación, reconocimiento y correspondencia de patrones, el programa identifica el tipo de defecto subyacente y proporciona información valiosa acerca de la severidad del defecto. Igualmente importante es el hecho de que el programa rastrea la iniciación y el desarrollo del defecto en diversos momentos de la vida útil de la tubería. La identificación automática de los defectos se basa en una librería de defectos que ha sido cargada previamente en el programa. Esta librería compara las rúbricas MFL con fotografías de 57 3 pulgadas 7,6 cm 3 pulgadas 7,6 cm Defecto seleccionado 400 300 Amplitud MFL, gauss Amplitud MFL, gauss 300 200 0 100 –100 –200 Defecto correspondiente (muesca) 400 200 0 100 –100 0 2 4 6 8 10 12 –200 0 2 Posición, pulgadas 4 6 Posición, pulgadas 8 10 12 > Identificación de daños en la tubería y la librería de defectos. La curva roja proviene del límite superior de las mediciones de todos los sensores de MFL; la curva azul proviene de su límite inferior. La curva roja y la curva azul juntas constituyen la rúbrica de los defectos MFL. Las gráficas MFL obtenidas a partir de una inspección de una sarta de 2 pulgadas de OD con el sistema CoilScan RT revelan daños severos en la tubería. El software identificó correctamente el defecto como una muesca en la superficie de la tubería y además proporcionó información sobre la severidad. Esta identificación se efectuó sin tener que detener la operación con la TF para comprobar el defecto. El defecto de la TF (extremo superior izquierdo) puede compararse con un defecto similar disponible en la librería predefinida (extremo superior derecho). Las correspondientes rúbricas de amplitud MFL, derivadas del defecto y de la librería, también mostraron concordancia (extremo inferior). numerosos defectos recolectadas en inspeccio- las operaciones de inspección individuales, es nes de obradores y de campo. El software identi- posible reconstruir todo el desarrollo de un defecto fica los defectos recién descubiertos mediante la en particular (próxima página, abajo). correlación de sus rúbricas MFL con los patrones Inspección continua de la librería predefinida de referencia (arriba). Este proceso de rastreo automático de defectos A través del monitoreo MFL continuo de la tubepermite a las brigadas a cargo de las operaciones ría —desde su primera utilización hasta el final con TF llevar un historial de los defectos importan- de su vida útil— es posible identificar, aislar y tes para cada sarta, caracterizados por su seme- rastrear los defectos, proceso que genera evaluaReview ciones mejoradas del estado y la funcionalidad janza con las rúbricas MFL, las profundidades y los Oilfield futura 14/15 de una sarta de TF. Mediante la integraespesores de paredes catalogados. El rastreo de WINTER CoilScan Fig 8 ción de14/15 estasCLSCN características en un dispositivo las rúbricas MFL a medida que se desarrollan ORWINT 8 puede arrojar luz sobre la severidad de cada portátil pequeño para la inspección en tiempo defecto y su impacto en la integridad de la tube- real, el sistema CoilScan RT mejora significativamente la capacidad para monitorear la integriría (próxima página, arriba). En las operaciones subsiguientes, la tecnolo- dad general de la tubería. gía CoilScan AP permite al ingeniero especialista 12.Liu Z, Minerbo G y Zheng A: “Steel Coiled Tubing en operaciones con TF identificar y rastrear los Defect Evaluation Using Magnetic Flux Leakage Signals,” artículo SPE 168260, presentado en la defectos con el tiempo. Mediante la compilación Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e de todos los defectos equivalentes, registrados en Intervención de Pozos de la SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 25 al 26 de marzo de 2014. 58 Una vez que los sensores localizan un defecto, la prioridad siguiente consiste en evaluar la severidad del defecto en relación con su efecto en la integridad de la TF. La severidad del defecto puede ser determinada mediante la obtención de su longitud, ancho y profundidad. Los investigadores de Schlumberger están utilizando el análisis por elementos finitos (FEA) para modelar la fuga de flujo magnético para defectos mecánicos específicos de la TF. Los modelos FEA, seguidos por pruebas de laboratorio de las respuestas de MFL en tuberías reales, indican que la geometría de los defectos puede ser medida con precisión utilizando las pruebas MFL. Los investigadores continúan avanzando en la definición de las relaciones existentes entre los perfiles de las mediciones MFL y 13.Torregrossa M, Zsolt L y Zwanenburg M: “Optimizing Pipe Management with a New Approach of Coiled Tubing Integrity Monitoring,” artículo SPE 168303, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de la SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 25 al 26 de marzo de 2014. Oilfield Review Amplitud MFL, gauss 50 0 –150 –250 0 2 4 6 8 10 Relación MFL = 1,01 150 50 0 –150 –250 12 0 2 4 Posición, pulgadas Amplitud MFL, gauss Amplitud MFL, gauss 50 0 –150 –250 0 2 4 6 10 50 0 –150 –250 12 0 2 8 10 50 0 –150 –250 12 0 2 4 Posición, pulgadas 6 8 6 8 10 12 10 Operación de rastreo de defectos 5 250 Relación MFL = 2,11 150 4 Posición, pulgadas Operación de rastreo de defectos 4 250 Relación MFL = 1,85 150 8 Relación MFL = 1,11 150 Posición, pulgadas Operación de rastreo de defectos 3 250 6 Operación de rastreo de defectos 2 250 Amplitud MFL, gauss Amplitud MFL, gauss Relación MFL = 1,00 150 Operación de rastreo de defectos 1 250 Amplitud MFL, gauss Operación de rastreo de defectos primarios 250 12 Posición, pulgadas Relación MFL = 2,34 150 50 0 –150 –250 0 2 4 6 8 10 12 Posición, pulgadas > Rastreo de defectos. La rúbrica de un defecto MFL (sombreado rosado) es rastreada desde el desarrollo inicial del defecto (extremo superior izquierdo) hasta su rúbrica final antes de retirar la TF (extremo inferior derecho). Mediante el rastreo de los cambios producidos en las señales con el tiempo y a través de las operaciones, la brigada a cargo de las operaciones con TF puede monitorear con qué rapidez se deteriora un defecto. La relación MFL, que se calcula dividiendo la amplitud MFL del defecto en desarrollo, durante cada operación, por la amplitud MFL del defecto inicial, es una medida normalizada de la severidad del defecto. Dentro de la ventana de muestreo de 30 cm [un pie] mostrada, el desplazamiento lateral leve de la posición del defecto es el resultado del estiramiento de la tubería y de las reacciones a la tensión. las correspondientes características geométricas de los defectos.12 Los investigadores también están logrando avances en la evaluación del impacto de los defectos en la fatiga de las tuberías. Mediante la identificación y la agrupación de los defectos en diferentes tipos —entalladuras, muescas o melladuras transversales o longitudinales— los investigadores pueden establecer una correlación entre las señales MFL de los defectos y la duración en servicio de la tubería. 300 250 MFL, gauss e la cia d en Tend 200 ica rúbr FL de M 150 100 Oilfield Review WINTERTubería 14/15 retirada CoilScan Fig 9 ORWINT 14/15 CLSCN 9 50 0 El manejo de las tuberías ahora puede basarse en mediciones físicas continuas, entre una operación y otra, con un sistema de rastreo orientado a objetos que permite a los operadores de tuberías flexibles monitorear los defectos con el tiempo con un mínimo de interrupción de las operaciones normales en la localización del pozo. Las brigadas a cargo de las operaciones con tubería flexible podrán comprender las circunstancias que producen defectos y que favorecen la degradación posterior de la tubería además de idear técnicas de mitigación.13 Los defectos serán rastreados y registrados simultáneamente con las características de la TF y los parámetros críticos de la operación. La integración del sistema de inspección de la tubería en tiempo real CoilScan RT en las operaciones con TF ofrece la promesa de redefinir las prácticas de manejo de las tuberías. —MV Tubería nueva Jul. 14 Ago.14 Sep. 14 Oct. 14 Nov. 14 > Desarrollo de un defecto. Numerosas inspecciones fueron llevadas a cabo en una sarta de TF durante cinco meses, utilizando el sistema CoilScan RT. Las lecturas MFL de un defecto en particular muestran un incremento constante desde la etapa inicial de la vida útil de la TF (puntos azules), pasando por la etapa intermedia (puntos verdes), y hasta la etapa final de la vida útil (puntos rojos). La amplitud MFL prácticamente se triplicó durante el período de vida útil de la sarta de TF, pasando de aproximadamente 100 gauss, cuando la tubería fue puesta en servicio, hasta casi 300 gauss cuando se la retiró. Los paneles en colores se centran en el defecto y los colores corresponden a los valores de MFL en gauss, desde el más bajo (azul) hasta el más alto (rojo). Volumen 27, no.1 59 DEFINICIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS Comprensión del núcleo de la cuestión Matt Varhaug y Tony Smithson Editores senior Los núcleos de rocas proporcionan datos esenciales para la exploración, evaluación y producción de los yacimientos de petróleo y gas. Estas muestras físicas de rocas permiten que los geocientíficos examinen directamente las secuencias depositacionales penetradas por una barrena de perforación. Además, brindan evidencias directas de la presencia, distribución y capacidad de producción de hidrocarburos. Los núcleos proveen datos reales sobre el terreno para la calibración de los registros de pozos y permiten la revelación de variaciones en las propiedades de los yacimientos, que podrían no haber sido detectadas a través de las mediciones derivadas de los registros de fondo de pozo solamente. Sobre la base del análisis de la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos, la densidad de grano, la litología y la textura, derivadas de los núcleos, los operadores pueden caracterizar mejor los sistemas porosos de las rocas y modelar con más precisión el comportamiento de los yacimientos para optimizar la producción. Estos análisis se efectúan en los laboratorios de núcleos de todo el mundo. Antes de que las muestras lleguen al laboratorio, deben ser extraídas de las formaciones que se encuentran por debajo de la superficie terrestre. El proceso de extracción de núcleos —obtención de muestras representativas de la formación— se lleva a cabo de dos maneras. La extracción de núcleos convencionales se efectúa a medida que se perfora la zona de interés y la extracción de núcleos laterales o muestras de pared, también conocidos como testigos laterales, se efectúa después de perforar esa zona. Cada uno de los métodos proporciona muestras de rocas netamente diferentes y requiere su propia estrategia, procedimientos y equipos de extracción de núcleos. Extracción de núcleos convencionales Los núcleos convencionales, también denominados núcleos enteros o testigos corona, son secciones continuas de roca extraídas de la formación en un proceso similar al de la perforación convencional. Las dos operaciones difieren fundamentalmente en el tipo de barrena utilizada: en lugar de una barrena de perforación convencional, para la extracción de núcleos se utiliza una barrena hueca y un tubo extractor de núcleos en el conjunto de fondo de pozo (BHA) (arriba, a la derecha). Durante las operaciones de extracción de núcleos convencionales, el operador primero perfora el pozo hasta una zona de interés utilizando una barrena y una sarta de perforación convencionales. Un geólogo de pozo monitorea minuciosamente el avance de la perforación para decidir cuándo poner en marcha las operaciones de extracción de núcleos. El momento en que se toma esta decisión es crítico porque si la extracción de núcleos comienza demasiado rápido, el operador perderá tiempo de equipo de perforación obteniendo núcleos innecesarios por encima de la zona de interés y si comienza demasiado tarde, la perforadora ya habrá penetrado en la zona y cabe la posibilidad de perder el acceso a la sección más crucial de la formación. Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 27, no. 1 (Mayo de 2015). > Barrenas de perforación versus barrenas de extracción de núcleos. Mientras que una barrena de perforación (izquierda) está diseñada para pulverizar la roca en la cara de la barrena, la cara toroidal de la barrena de extracción de núcleos (derecha) emplea un diseño de cortadores fijos que deja sin tocar el centro del pozo. Esta barrena hueca genera un núcleo cilíndrico de roca que atraviesa el centro de la barrena y es retenido dentro de una camisa en el interior del BHA. Las correlaciones con los registros de pozos vecinos normalmente proporcionan la primera indicación de que la barrena de perforación se está aproximando al punto de extracción de núcleos. Mediante la representación gráfica del tipo de formación, de la velocidad de avance de la perforación (ROP) y de la cantidad de gas emanada del lodo durante la perforación, el geólogo puede crear un registro de lodo que puede compararse con los registros de pozos vecinos. De algunas zonas se extraen núcleos simplemente sobre la base de un cambio de la ROP; un incremento de la velocidad de perforación, que a menudo es acompañado por un incremento de la presencia de gas o evidencias de la presencia de petróleo en los recortes de perforación. No obstante, la tecnología moderna de adquisición de registros durante la perforación proporciona mediciones de resistividad muy cerca de la barrena en tiempo real que ayudan a los operadores a determinar cuándo la barrena se está aproximando a la zona de interés. Una vez que el geólogo da la orden de comenzar la extracción de núcleos, el perforador extrae la barrena del pozo y la brigada de perforación cambia el BHA por una barrena de extracción de núcleos y un tubo extractor de núcleos. La barrena hueca de extracción de núcleos pulveriza la roca, dejando un núcleo cilíndrico de roca en su centro. Este núcleo es retenido en el interior del tubo extractor de núcleos, que se instala justo por encima de la barrena. Copyright © 2015 Schlumberger. 68 Oilfield Review Proyectil para extraer núcleos Cables de acero Pistola de extracción de núcleos > Extracción de núcleos laterales a percusión. Los proyectiles para extraer núcleos son disparados desde una pistola de extracción de núcleos utilizando cargas explosivas (no mostradas) detrás de cada uno de los proyectiles. Los cables de acero, adosados a cada uno de los proyectiles, ayudan a extraer los proyectiles de la formación después de disparados. Las pistolas se llevan a la superficie con los proyectiles adosados y los técnicos remueven las muestras de núcleos y las colocan en botellas. El tubo extractor de núcleos consiste en un cilindro interno y otro externo y un retenedor de núcleos. Estos cilindros se sujetan a una unión giratoria que permite que el cilindro interno permanezca fijo, mientras el externo rota con la barrena de extracción de núcleos. El fluido de perforación puede circular entre el cilindro interno y el externo. El retenedor impide que el núcleo se deslice a través de la barrena hueca cuando el BHA de extracción de núcleos se lleva a la superficie. Habitualmente, el diámetro de los núcleos oscila entre 4,45 y 13,34 cm [1,75 y 5,25 pulgadas] y, en general, se cortan en incrementos de 9 m [30 pies], que se corresponden con la longitud del tubo extractor de núcleos o de su camisa. Ésta, a su vez, es consistente con la longitud de la barra de perforación estándar. Cuando el tubo extractor de núcleos se llena, la brigada de perforación lleva la sarta de perforación a la superficie y recupera los tubos extractores de núcleos. Un especialista en recuperación de núcleos coloca la camisa del tubo extractor de núcleos en la plataforma para tuberías. En la camisa, con el núcleo en su interior, se inscriben las marcas de profundidad y las líneas de orientación. Para facilitar el transporte a un laboratorio de análisis de núcleos, la camisa metálica se corta generalmente en segmentos y se sella en cada extremo. Las operaciones de extracción de núcleos convencionales a menudo proporcionan las mejores muestras de rocas para probar, analizar y evaluar los yacimientos. No obstante, el tiempo requerido para cortar y recuperar núcleos enteros puede afectar la eficiencia de la perforación. Dependiendo de los objetivos de la extracción de núcleos y las limitaciones de costos, algunas compañías de E&P pueden considerar que la extracción de núcleos convencionales no es esencial. En esos casos, el operador puede recurrir a un método alternativo para la extracción de muestras de formaciones en el fondo del pozo. Extracción de núcleos laterales, muestras de pared o testigos laterales Los núcleos laterales o muestras de pared, también conocidos como testigos laterales (SWCs) —núcleos pequeños de roca tomados de la pared del pozo— pueden constituir una alternativa económicamente efectiva con respecto a los núcleos convencionales; normalmente se adquieren con Volumen 27, no.1 herramientas adosadas al cable y se pueden recuperar de múltiples zonas de interés en un solo descenso del cable. Después que el perforador alcanza una profundidad de entubación o perfora hasta la profundidad total (TD), se extrae la columna de perforación y se registra el pozo antes de colocar la tubería de revestimiento. Los testigos laterales se obtienen habitualmente después de correr los registros, generalmente cuando está por concluirse una operación de adquisición de registros con cable (perfilaje) en agujero descubierto. Esto les da tiempo a los geólogos para seleccionar las profundidades de extracción de núcleos después de consultar los registros para identificar aquellas zonas que ameritan ser muestreadas. Los registros de rayos gamma o de potencial espontáneo adquiridos con herramientas operadas con cable se utilizan para correlacionar la profundidad entre los registros adquiridos en agujero descubierto y las profundidades de extracción de núcleos. Los dispositivos de extracción de núcleos laterales son controlados desde la unidad de perfilaje en la superficie y pueden extraer muestras de la pared del pozo hasta en 90 profundidades seleccionadas. Los petrofísicos utilizan los SWCs para validar las respuestas de los registros y obtener las propiedades petrofísicas y geofísicas empíricas. Los núcleos laterales también ofrecen un mecanismo alternativo para que los petrofísicos obtengan datos de núcleos en caso de que fallen las operaciones de extracción de núcleos convencionales. No obstante, debido a su tamaño pequeño con respecto a los núcleos convencionales, cabe la posibilidad de que los SWCs extraídos en una formación heterogénea no exhiban propiedades representativas de la formación a escala de yacimiento. La roca en la que se toma el SWC también puede carecer de los rasgos cruciales que necesitan los geólogos para analizar el yacimiento, especialmente cuando se trata de secuencias laminadas de arenas y lutitas, lutitas orgánicas y yacimientos fracturados. Existen dos tipos de dispositivos de extracción de núcleos laterales con cable: a percusión y rotativos. Las herramientas de muestreo a percusión, o pistolas de extracción de núcleos, están provistas de tubos extractores de núcleos con forma de proyectil instalados en una ristra transportadora (arriba). 69 DEFINICIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS > Barrera rotativa de extracción de núcleos. Para cortar núcleos de la pared del pozo, se utiliza una barrena circular rotativa. Cuando la barrena alcanza su profundidad máxima, el arreglo se inclina hacia arriba y extrae el núcleo de la formación. Después de que el núcleo se introduce dentro de la herramienta, el operador vuelve a posicionar la herramienta para cortar el núcleo siguiente. Las pistolas utilizan pequeñas cargas explosivas para hacer penetrar en la pared del pozo los tubos extractores de núcleos a fin de captar muestras de la formación. Por el contrario, las herramientas de muestreo rotativas utilizan una barrena de extracción de núcleos orientada en sentido horizontal para cortar núcleos pequeños de la pared del pozo (arriba). De los dos métodos, el de extracción de núcleos a percusión es el más común; no obstante, en ciertos ambientes, especialmente en los yacimientos de rocas duras, en la exploración de aguas profundas y en los recursos no convencionales, los petrofísicos quizás prefieren trabajar con muestras de rocas obtenidas con herramientas rotativas de extracción de núcleos. Las pistolas de extracción de núcleos obtienen SWCs que miden entre 2,86 y 4,45 cm [1,125 y 1,75 pulgadas] de largo por 1,75 a 2,54 cm [0,688 a 1 pulgada] de diámetro. Cada tubo extractor de núcleos, o proyectil, es disparado en secuencia con un comando enviado desde la superficie después de colocar la herramienta en la profundidad de muestreo deseada. Los proyectiles se adosan al cuerpo de la pistola mediante cables de acero flexibles, lo que facilita la extracción de los núcleos de la pared del pozo. Después de que el proyectil se incrusta en la formación, el operador del cable utiliza el peso de la pistola y la fuerza aplicada por la unidad de perfilaje para liberar el proyectil y su núcleo de la pared del pozo. Después de disparar los núcleos, las pistolas se llevan a la superficie, donde los especialistas en adquisición de registros de pozos utilizan un émbolo para extraer cada una de las muestras 70 de su tubo y colocarla en una botella para muestras. Las botellas se sellan y se rotulan con la profundidad de muestreo y luego se embalan para ser transportadas al laboratorio para su análisis. Las herramientas rotativas de extracción de núcleos laterales emplean barrenas con puntas de diamante, que son las versiones diminutas de aquéllas utilizadas para las operaciones de extracción de núcleos convencionales. En cada punto de extracción de núcleos, el arreglo de barrena de extracción de núcleos gira, abandonando su posición de transporte empotrada en la herramienta y adoptando una posición perpendicular al cuerpo de la herramienta. La barrena corta un núcleo redondo pequeño de material de formación directamente de la pared del pozo. Luego, la herramienta desmonta el núcleo y lo introduce en un área de contención en el interior del cuerpo de la herramienta. Este proceso se reitera hasta que el dispositivo de retención de núcleos se llena. Los núcleos obtenidos con herramientas rotativas de extracción de núcleos de generación previa, en general, tienen menos de 2,54 cm [1 pulgada] de diámetro; no obstante, algunas herramientas rotativas de extracción de núcleos laterales de gran volumen son capaces de perforar hasta 50 núcleos, cada uno de los cuales posee una longitud de 6,4 cm [2,5 pulgadas] y un diámetro de 3,8 cm [1,5 pulgadas]. Este dispositivo produce muestras de núcleos cuyo volumen triplica el volumen de los SWCs obtenidos a percusión. La planeación para el éxito El proceso de extracción de núcleos requiere planeación, atención a las características de la formación y equipos especiales. Antes de perforar un pozo, el operador debe considerar la erogación que implica la operación de extracción de núcleos en el presupuesto para la evaluación de formaciones, incluyendo el costo del tiempo de equipo de perforación, el equipo de extracción de núcleos, las evaluaciones de laboratorio y los aspectos logísticos. La información extraída de los núcleos depende en parte de su tamaño y su calidad, lo que a su vez controla los tipos de análisis que pueden efectuarse. Para algunos pozos, los análisis de porosidad, permeabilidad, saturación y petrología de rutina son suficientes para guiar a los operadores hacia un curso de acción futuro. Con frecuencia, se requieren análisis adicionales, tales como evaluaciones de la saturación del flujo multifásico y propiedades del flujo de fluidos, tales como presión capilar y permeabilidad relativa, mediciones derivadas de los registros tales como las propiedades eléctricas para la determinación de la porosidad y la saturación, mediciones geomecánicas o evaluaciones de recuperación mejorada de petróleo. El análisis de núcleos, en sus diversas formas, informa al operador las decisiones de continuar la perforación, abandonar o terminar sus pozos. Estos análisis agregan un valor enorme a la evaluación de yacimientos y en todos los casos comienzan con el proceso de extracción de núcleos. Oilfield Review Colaboradores Intan Azian Binti Abd Aziz es jefe de desarrollo de pozos de Malasia para Petronas Carigali Sdn Bhd en Kuala Lumpur. Ingresó en la compañía en el año 2011 y desde entonces trabajó en la Península de Malasia, como gerente de perforación exploratoria para entrega de pozos y como gerente de perforación de desarrollo para entrega de pozos. Antes de ocupar su posición actual, fue jefe de desarrollo de pozos de Malasia en Sabah y Sarawak. Es autor o coautor de numerosos artículos para la SPE y la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación. Intan posee una licenciatura en ingeniería eléctrica y electrónica de la Universiti Tenaga Nasional en Selangor, Malasia. Øystein Bø se desempeña como geólogo en ConocoPhillips en Stavanger. Comenzó su carrera profesional en la industria petrolera en el año 2004 y ocupó diversas posiciones en áreas terrestres y marinas en Geoservices, Halliburton y ConocoPhillips, donde trabaja con operaciones en tiempo real. Desde su ingreso en ConocoPhillips en el año 2010, su enfoque ha sido la planificación de pozos nuevos, además de las operaciones de geonavegación y la correlación y el rastreo de la geología general en tiempo real. Øystein obtuvo una maestría en geología de yacimientos de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim y del Centro Universitario de Svalbard, en Noruega. Ivar Brandt es asesor recientemente jubilado de Schlumberger y reside en Oslo, Noruega. Comenzó su carrera profesional en Stiftelsen for industriell og teknisk forskning (SINTEF), una organización de investigación no comercial independiente con base en Escandinavia. En SINTEF, comenzó en el año 1979 como ingeniero de investigación y diseño asignado al desarrollo y la operación del laboratorio de flujo de fluidos multifásicos SINTEF de gran escala; fue ascendido a gerente en el año 1985. En 1995, se convirtió en ingeniero de investigación visitante en Agip (Eni), en Milán, Italia, y dos años después fue trasladado a Scandpower Petroleum Technology en Kjeller, Noruega, como consultor principal. Fue miembro del comité directivo de conferencias del BHR Group. Ivar obtuvo una maestría en ingeniería de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. Rich Christie es gerente de programas de operaciones con tubería flexible para Schlumberger en Sugar Land, Texas, EUA. Dirige el desarrollo y el sustentamiento de productos para la mayoría de las tecnologías de tubería flexible en el Centro de Transporte de Herramientas y Equipos de Superficie de Houston. Comenzó su carrera petrolera como ingeniero electrónico en 1987 para el segmento Well Services de Schlumberger. Cuenta con más de 25 años de experiencia en desarrollo de productos y brinda soporte a los segmentos Well Services, Wireline y Well Intervention. Rich posee una licenciatura en ingeniería electrónica y una maestría en ciencias de la computación. 60 Charlie Cosad es editor ejecutivo de Oilfield Review. Ingresó en Schlumberger en 1978 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en el Lejano Oriente y luego ocupó varias posiciones técnicas y directivas dentro de dicha región y en Medio Oriente. Posteriormente, fue trasladado al Mar del Norte como gerente de proyectos en Oilfield Services y en el segmento Integrated Project Management (IPM), y se desempeñó como líder de equipo de pozos para el Proyecto de la Plataforma Eastern Trough Area de BP. Subsiguientemente, fue trasladado a Houston como gerente de mercadeo para Camco International y para el segmento Well Completion and Productivity y luego fue gerente de tecnología para el segmento IPM con base en el Reino Unido. Con posterioridad, se convirtió en gerente de desarrollo de negocios para servicios y tecnologías en tiempo real y en el año 2010 fue director de comunicaciones de mercadeo con base en París. Charlie obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Siracusa en Nueva York, EUA, y una maestría en ingeniería aeroespacial y mecánica de la Universidad de Princeton en Nueva Jersey, EUA. Jean-Michel Denichou se desempeña como jefe de dominio de posicionamiento de pozos para Schlumberger en Sugar Land, Texas. Durante los 19 años dedicados al posicionamiento de pozos, asumió diversas posiciones en Nigeria, Argelia, Túnez, Noruega, EUA y China. Su rol en el segmento Drilling & Measurements incluye la provisión de asesoramiento a los clientes para la planificación y ejecución de operaciones de posicionamiento de pozos y la supervisión de las operaciones de posicionamiento de pozos de Schlumberger a nivel global. Jean-Michel posee una maestría en sedimentología del Institut Géologique Albert-de-Lapparent de París. James Donley se desempeña como geólogo de evaluación de campos petroleros en Santos Ltd., en Adelaida, Australia Meridional, Australia, con el equipo de evaluación y desarrollo de activos de la compañía. Comenzó su carrera profesional en Origin Energy en el año 1994. Luego de un período inicial en exploración, pasó a integrar el grupo de desarrollo como geólogo de producción. Durante los siete años siguientes, trabajó en diversos campos de gas en las cuencas de Cooper y Otway, en el centro y sur de Australia. Ingresó en Shell, en Nueva Zelanda, en el año 2002 para trabajar en el campo gigante de petróleo y gas Maui. En 2006, fue trasladado a Aberdeen para un intercambio de posiciones con Shell y trabajó en los campos Gannet y Nelson, en el Mar del Norte central del Reino Unido. James ingresó en Santos en el año 2010 y luego fue trasladado a Perth para dirigir un equipo de geociencias a través del desarrollo de los campos Fletcher–Finucane. Christophe Dupuis se desempeña como campeón de dominio de posicionamiento de pozos para Schlumberger en el Mar del Norte, donde trabaja en operaciones de geonavegación y mapeo de yacimientos. Desde su ingreso en la compañía en el año 2006, ocupó posiciones relacionadas con el desarrollo de herramientas LWD y procesos de inversión, investigación, operaciones de posicionamiento de pozos y ventas técnicas. Sus intereses actuales se centran en la integración multidisciplinaria de los datos del servicio de mapeo de yacimientos GeoSphere* con los datos sísmicos, las técnicas de geomodelado y la ingeniería de yacimientos. Christophe obtuvo una maestría en ingeniería en matemática aplicada de la Universidad de Lovaina, en Bélgica. Cengiz Esmersoy se desempeña como asesor de tecnología en el segmento PetroTechnical Services (PTS), en el Centro de Geosoluciones de Houston, y trabaja en soluciones integradas de datos sísmicos y datos de pozos, incluyendo la técnica Seismic Guided Drilling*. Comenzó su carrera profesional en el año 1985 en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, donde trabajó en técnicas de generación de imágenes sísmicas y en sísmica de pozo de componentes múltiples, y se convirtió en líder del programa de adquisición de registros sónicos y luego del programa de caracterización de formaciones profundas. En 1997, fue gerente del grupo de Mediciones Profundas, en el que lanzó los servicios seismicVISION* y sonicVISION* y trabajó en el servicio PeriScope*. Posteriormente, dirigió los servicios de Integración de Mediciones para Sísmica de Yacimientos y los servicios de Datos y Consultoría, y se desempeñó como asesor de tecnología del Tema de Lecturas Profundas hasta que ingresó en WesternGeco y luego en PTS. Ha publicado numerosos artículos y ha recibido múltiples premios; actualmente preside el Comité de Investigación de la SEG. Cengiz obtuvo un doctorado en ingeniería eléctrica del Instituto de Tecnología de Massachusetts, en Cambridge, EUA. Uchechukwu Ezioba se desempeña como campeón de productos de resistividad en Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas. Comenzó su carrera profesional en la industria del petróleo en el año 1997 y ocupó diversas posiciones de campo y tierra firme en el segmento Drilling & Measurements de Schlumberger. Actualmente, trabaja en el desarrollo de nuevas tecnologías, especialmente tecnologías de posicionamiento de pozos y flujos de trabajo para el direccionamiento y mapeo óptimos de yacimientos, con miras a mejorar la producción de los yacimientos objetivo. Uche posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Nigeria, en Nsukka. Oilfield Review Dayal Gunasekera es gerente de software para recursos no convencionales de Schlumberger en Abingdon, Inglaterra. Cuenta con más de 25 años de experiencia en la industria y ocupa su posición actual desde el año 2014. Previamente, se desempeñó como gerente de diversos sectores y tecnologías para Scandpower Petroleum Technology y además estuvo a cargo del desarrollo de una aplicación de software de ingeniería petrolera. Es miembro del comité científico de la Conferencia Europea de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros sobre la Matemática de la Recuperación de Petróleo y ex miembro del comité técnico del Simposio de Simulación de Yacimientos de la SPE. Dayal obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería general de la Universidad de Cambridge, en Inglaterra, y un doctorado en ingeniería electrónica y eléctrica de la Universidad de Swansea en Gales. Bjarte Hatviet se desempeña como gerente del Centro Scandpower Petroleum Technology de Schlumberger en Kjeller, Noruega, desde 2013. Comenzó su carrera profesional como investigador en el laboratorio SINTEF en Trondheim, Noruega, en 1992, y al año siguiente se convirtió en consultor para Scandpower AS en Kjeller. En el año 2008, Bjarte fue vicepresidente senior de Scandpower antes de ingresar en Schlumberger como vicepresidente senior del grupo a cargo del simulador de flujo multifásico OLGA*. Obtuvo una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. Kjetil Havre se desempeña como asesor de Schlumberger para la optimización del simulador OLGA. Comenzó su carrera profesional como investigador científico en ABB antes de ingresar en el Centro Scandpower Petroleum Technology en Kjeller, Noruega, en donde se convirtió en vicepresidente senior y luego en consultor principal senior para el simulador OLGA online. Kjetil posee una licenciatura en cibernética del Colegio de Ingeniería de Oslo, en Noruega, una maestría en automatización de procesos del Sivilingeniørutdanningeni Telemark, en Oslo, y un doctorado en control de procesos del Instituto Noruego de Tecnología, en Trondheim. Andy Hawthorn quien dirigió el programa para la solución Seismic Guided Drilling de Schlumberger en el Centro de Geosoluciones de Houston, trabajó en soluciones integradas para perforación. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger hace 25 años y ocupó diversas posiciones en todo el mundo, en una amplia gama de proyectos, incluyendo operaciones de campo, para el desarrollo de las herramientas sónicas Volumen 27, no.1 LWD y sísmicas, y geomecánica en aguas profundas y recursos no convencionales. Andy obtuvo una licenciatura en geología y una maestría en ingeniería geológica de la Universidad de Durham en Inglaterra. Hui Li se desempeña como supervisor de ingeniería en el Departamento de Exploración y Desarrollo de la cuenca del Tarim Norte, PetroChina Tarim Oil Company en Korla, República Popular de China. Cuenta con nueve años de experiencia en geología de campos petroleros, producción y adquisición de registros de pozos. Hui posee una maestría en prospección y exploración de minerales de la Universidad de Petróleo de China, en Qingdao, República Popular de China. Xiao Liu se desempeña como geofísico en el segmento PetroTechnical Services de Schlumberger desde hace dos años y trabaja en el subsegmento Geosciences and Petroleum Engineering en Beijing. Previamente, trabajó como geofísico y gerente de proyectos en LandOcean Energy Services Company, Ltd. en Beijing. Xiao (Shawn) obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Geociencias de China, en Beijing, y una maestría en geología de la Universidad de Pequín, en Beijing. Zhanke Liu se desempeña como ingeniero mecánico senior en el Centro de Transporte de Herramientas y Equipos de Superficie de Schlumberger en Houston, Sugar Land, Texas. Ingresó en Schlumberger en el año 2008 después de obtener un doctorado en mecánica, materiales y estructuras de la Universidad de Princeton, en Nueva Jersey, EUA. Desde entonces trabajó en diversas áreas de productos, incluyendo los servicios de tubería flexible y línea de acero y los servicios al pozo, y en proyectos de desarrollo de nuevos productos. Recientemente, Zhanke se centró en el desarrollo del hardware y el software de productos de respuesta del servicio de inspección de la integridad de la tubería flexible en tiempo real CoilScan*. Ettore Mirto es gerente de proyectos para los productos de respuesta de posicionamiento de pozos en el Centro de Evaluación de Formaciones de Schlumberger en Houston, Sugar Land, Texas. Ingresó en Schlumberger en el año 1997 después de obtener una maestría en geología de la Universidad de Palermo, en Italia. Previamente, Ettore ocupó diversas posiciones de operaciones y técnicas, desde la de ingeniero de campo especialista en operaciones con cable, analista de registros y petrofísico, hasta la de campeón de dominio de posicionamiento de pozos en África, Europa y Medio Oriente. Steve Nas se desempeña como asesor de software de perforación para Schlumberger con base en Kuala Lumpur y como instructor de módulos de capacitación en ingeniería de pozos del programa NExT. Comenzó su carrera profesional en el año 1977 como analista de registros de lodo en Geoservices y se convirtió en ingeniero de perforación de pozo en 1980. Ingresó en Shell en 1988 como ingeniero de pozo y luego se convirtió en ingeniero de operaciones en el sector sur del Mar del Norte. En 1995, ingresó en Smedvig ASA. Steve ingresó en Weatherford en el año 2004, en la región del Pacífico Asiático, como gerente de ingeniería regional para la técnica de manejo de la presión durante las operaciones de perforación. En el año 2011, ingresó en Scandpower Petroleum Technology y fue jefe del grupo de ingeniería de pozos de la compañía; se especializó en tecnología de control de pozos y modelado del flujo hidráulico. Steve posee una maestría en ingeniería de perforación de la Universidad Robert Gordon en Aberdeen. André Metzler es gerente de cumplimento de normativas de Salud, Seguridad y Medioambiente (HSE) para WesternGeco en Gatwick, Inglaterra, en donde sustenta el cumplimiento de las normas técnicas y medioambientales marinas. André comenzó su carrera profesional en WesternGeco en el año 2007 como ingeniero sísmico junior. Obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica y electrónica de la Universidad Federal de Santa Catarina, en Florianópolis, Brasil, y está por obtener una maestría en gestión de la industria del petróleo y el gas en la Universidad Heriot-Watt, en Edimburgo, Escocia. Laura Pontarelli se desempeña como geólogo senior de posicionamiento de pozos para Schlumberger Australasia en Perth, Australia Occidental, Australia. Ingresó en Schlumberger en el año 2007 como ingeniero de campo en Doha, y en el año 2011 se incorporó al segmento PetroTechnical Services como geólogo de posicionamiento de pozos en Australia. Laura posee una maestría en geología estructural de la Universidad de Chieti-Pescara, en Italia. Miguel Rivas se desempeña como supervisor global de HSE para WesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Está a cargo de numerosas funciones de HSE, incluyendo las de asesoramiento y monitoreo, evaluaciones ambientales específicas de cada sitio y auditorías de flotas. Miguel comenzó su carrera profesional en WesternGeco en el año 1993 como médico de emergencias. Se graduó en la Universidad de San Francisco Xavier, en Sucre, Bolivia, como médico de prácticas generales. 61 Ian Sealy se desempeña como ingeniero ambiental para Schlumberger en Sugar Land, Texas. Comenzó su carrera profesional en la compañía en 1979 como ingeniero de campo en Edimburgo, Escocia. Ian obtuvo una licenciatura en ingeniería del University College London. y del mantenimiento, inventario y gestión de equipos PAM. Rebecca obtuvo una licenciatura en biología del Northwestern Michigan College, en Traverse City, EUA, y una licenciatura y una maestría en biología marina del Instituto de Tecnología de Florida, en Melbourne, EUA. Jean Seydoux es gerente del programa de emplazamiento de pozos y posicionamiento de yacimientos de Schlumberger en el Centro de Investigación y Geoingeniería de Brasil en Río de Janeiro. Ingresó en la compañía en el año 1990 como físico para herramientas en Houston. Desde entonces, ha estado involucrado en el desarrollo de varias herramientas de resistividad LWD, incluyendo una herramienta de inclinación en la barrena y una herramienta experimental de resistividad ultraprofunda. En el año 2004, fue asignado como físico y gerente de proyectos para dirigir el desarrollo del servicio LWD GeoSphere. En 2011, fue trasladado a Brasil como campeón de dominio de posicionamiento de pozos y desde el año 2014 ha estado investigando la generación siguiente de productos de respuesta de posicionamiento de pozos y caracterización de yacimientos. Jean posee un diplôme ingénieur physicien de la École Polytechnique Fédérale de Lausanne, en Suiza, y un doctorado en física de partículas de la Universidad Carnegie Mellon, en Pittsburgh, Pensilvania, EUA. Shanhong Song es gerente de proyectos del grupo Project Resources Company de Chevron para el proyecto de la planta de manufactura china de Chevron Oronite en Beijing. Antes de ingresar en Chevron, trabajó como consultor senior para Western Atlas y para el Scandpower Petroleum Technology Group, ambos en Houston. Shanhong ingresó en Chevron en el año 1989 y fue investigador científico de planta especialista en problemas de aseguramiento del flujo y proveedor de servicios de consultoría para las operaciones de Chevron en todo el mundo. En el año 2003, ingresó en la unidad de negocios de Sudáfrica de Chevron; dos años después, fue trasladado a Luanda como asesor de producción senior. En el año 2008, fue gerente de ingeniería para un proyecto de procesamiento de gas agrio en Chengdu, China. Obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Petróleo del Sudoeste, en Chengdu, China, y una maestría y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin. Hongxiang Shi se desempeña como subgerente del Departamento de Exploración y Desarrollo de la cuenca del Tarim norte, PetroChina Tarim Oil Company, y reside en Korla, República Popular China. Cuenta con 26 años de experiencia en perforación, construcción y producción de pozos, y dinámica de yacimientos. Hongxiang obtuvo un doctorado en prospección y exploración de minerales de la Universidad del Petróleo del Sudoeste de China, en Chengdu, República Popular de China. Grant Skinner se desempeña como geólogo senior de posicionamiento de pozos para Schlumberger en Perth, Australia Occidental, Australia. Previamente, fue campeón de dominio de posicionamiento de pozos para la región de Australasia y trabajó en posicionamiento de pozos durante 12 años. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger Wireline, en Canadá Occidental en el año 1999, luego de lo cual se involucró con el servicio seismicVISION* de mediciones sísmicas durante la perforación y LWD en Trinidad y Noruega. Grant posee una licenciatura en geología de la Universidad de Saskatchewan, en Saskatoon, Canadá. Rebecca Snyder es gerente de Monitoreo Acústico Pasivo (PAM) para Seiche Measurements Ltd en Bradworthy, Inglaterra, donde brinda soporte para la capacitación y las operaciones de campo con el sistema PAM. Antes de ingresar en Seiche en 2014, fue gerente del programa PAM para el RPS Group, donde trabajó en embarcaciones para levantamientos sísmicos y en plataformas de perforación exploratoria y estuvo a cargo del soporte de los observadores de campo para la observación de especies protegidas Knut Erik Spilling es gerente de desarrollo de negocios y consultoría y optimización de activos de Schlumberger en Sandvika, Noruega. Antes de ingresar en Schlumberger, fue vicepresidente de Fantoff Process Technologies, jefe de ventas y mercadeo para la unidad de simulación de procesos en Kongsberg Maritime y vicepresidente y, posteriormente, presidente, del Scandpower Petroleum Technology Group. Knut posee una licenciatura en ingeniería mecánica de Hogskolen I Buskerud og Vestfold en Borre, Noruega, y una maestría de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. Matthew Spotkaeff se desempeña como campeón de productos de Schlumberger para el segmento Drilling Interpretation en Grabels, Francia. Cuenta con 20 años de experiencia en Schlumberger, 16 de los cuales transcurrieron en el ámbito de las operaciones de geonavegación. Contratado actualmente en el segmento Software Integrated Solutions, Matthew está desarrollando un software de perforación para la plataforma de software para pozos Techlog*. Roderic Stanley trabajó en inspección de tuberías para Baker Hughes, Lone Star Steel, Quality Tubing e itRobotics y ahora es director de Coiled Tube Resources Management en Houston y co-presidente del grupo API Resources para tubulares flexibles. Trabajó en cinco patentes de inspecciones de tubulares e interviene activamente en la promoción del incremento de los niveles de evaluaciones no destructivas para el uso de tuberías flexibles tanto en manufactura como en servicios. Roderic obtuvo un doctorado en física de la Universidad Estatal de Florida en Tallahassee. James Telford se desempeña como ingeniero de yacimientos y líder de equipo para el desarrollo de la región del Pacífico Asiático en Santos, en Adelaida, Australia Meridional, Australia. Comenzó su carrera profesional en Santos en el año 2002, desempeñando roles de campo e ingeniería de instalaciones antes de asumir como ingeniero de subsuelo en las cuencas de Cooper y Amadeus. James ingresó en Marathon Oil UK en Aberdeen en el año 2007 como ingeniero de yacimientos senior, trabajando en campos de Irlanda y del sector noruego del Mar del Norte. En el año 2009, fue trasladado a Perth, en Australia Meridional, Australia, ingresando en Santos como ingeniero de yacimientos senior y luego como líder de equipo para ingeniería de yacimientos para la unidad de negocios de Australia Occidental y el Territorio Norte antes de retornar a Adelaida en 2013. Actualmente, se centra en la provisión de soporte en materia de evaluación y desarrollo para los activos y las oportunidades de la región del Pacífico Asiático, incluyendo Vietnam, Papúa Nueva Guinea, Malasia y Bangladesh. James posee una licenciatura (con mención honorífica) de la Universidad de Adelaida. Michelle Torregrossa se desempeña como ingeniero de soporte de ventas técnicas para servicios con tubería flexible en Houston. Michelle comenzó su carrera profesional como ingeniero de campo especialista en servicios con tubería flexible en el año 2010 en el Talud Norte de Alaska, en EUA. Es miembro activo de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos y de la SPE. Michelle obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica y negocios de la Universidad de Texas en Austin. Mauro Viandante es campeón de dominio de posicionamiento de pozos para Schlumberger Australasia. Cuenta con ocho años de experiencia en la industria del petróleo y el gas. En 2008, Mauro estuvo involucrado en operaciones de geonavegación en el Mar del Norte y Europa Continental, y para el año 2012, estuvo a cargo de operaciones de geonavegación en Australia y Nueva Zelanda. Es autor de diversos artículos sobre tecnología de geonavegación y su aplicación en escenarios geológicos. Mauro obtuvo una maestría en geología y un doctorado en geología estructural de la Universidad de Chieti-Pescara, en Italia. Petter Vikhamar es supervisor de operaciones geológicas para el campo Bakken para ConocoPhillips y reside en Houston. Ingresó en ConocoPhillips Noruega en el año 2005 y en esa empresa ocupó diversas posiciones en el equipo de planeación de pozos para los campos Ekofisk y Eldfisk antes de ser transferido a Houston en el año 2014. Petter posee una maestría en geología del petróleo de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. An asterisk (*) is used to denote a mark of Schlumberger. 62 Summer 2001 Oilfield Review 62 Próximamente en Oilfield Review Gjermund Weisz se desempeña como gerente de portafolio de Schlumberger para operaciones de simulación de flujo dinámico en Kjeller, Noruega. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2008 como gerente de cuentas senior, Gjermund trabajó en Oslo, Noruega, como ingeniero de ventas para Fly & Industri-Instrumenter AS y fue director ejecutivo y fundador de una compañía de entrenamiento deportivo por computadora, Sportsim. Gjermund obtuvo una maestría en geofísica de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim y una maestría en administración de empresas de la Escuela de Administración BI de Oslo. Zheng Gang Xu se desempeña como asesor para el simulador de flujo de fluidos multifásicos OLGA de Schlumberger. Zheng ingresó en Schlumberger como consultor senior en 1990 y se convirtió en científico principal en el año 2007, con base en Kjeller, Noruega. Posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Petróleo de China (Este de China), en Qingdao y Dongying, China, y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim. Fangjian Xue fue gerente de caracterización sísmica de yacimientos del segmento PetroTechnical Services de Schlumberger. En dicha posición dirigió el equipo que lleva a cabo el análisis integrado de los carbonatos que alojan yacimientos en sistemas de cavernas y define los objetivos de perforación para la técnica Seismic Guided Drilling. Fangjian (Jack) cuenta con 29 años de experiencia en la industria, proveyendo soluciones de geología y geofísica para los desafíos de E&P. Adquirió sus conocimientos técnicos especiales en materia de yacimientos cársticos a través de su trabajo en diversos proyectos asociados con los carbonatos en China y el Sudeste de Asia. Comenzó su carrera profesional en China National Offshore Oil Corporation e ingresó en Schlumberger en Houston dos años después. Jack obtuvo una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad Ocean, en Qingdao, República Popular de China, y un doctorado en geofísica de la Universidad A&M de Texas en College Station. Sherman Yang ha trabajado para WesternGeco y sus compañías asociadas durante más de 20 años. Situado en Beijing, se desempeña actualmente como jefe de geofísica en el Centro de Geosoluciones de Schlumberger. Durante sus 21 años en WesternGeco y Schlumberger, ocupó diversas posiciones técnicas. Sus cargos previos en la compañía incluyeron posiciones de investigación senior en el Centro de Investigación e Ingeniería de Houston, un cargo de geofísico senior en aplicación integrada para la exploración en áreas subsalinas, en el Centro de Tecnología Regional de Mumbai, otro de geofísico principal para la construcción de modelos del subsuelo, y la solución Seismic Guided Drilling en Houston. Sherman, que es miembro de la SEG, obtuvo una licenciatura en geofísica de la Universidad de Ciencia y Tecnología de China, en Hefei, y una maestría y un doctorado en geofísica de la Universidad de California, en Los Ángeles, EUA. Volumen 27, no.1 Ryosuke Yokote se desempeña como ingeniero de petróleo senior en Eni Australia, en Perth, Australia Occidental. Antes de ingresar en Eni, se desempeñó como ingeniero petrolero y luego como ingeniero de proyectos senior para INPEX Corporation en Yakarta, Perth y Tokio. Además, trabajó para Conoco Indonesia y Total Indonesia como ingeniero marino. Ryosuke, coautor de numerosos artículos profesionales sobre la aplicación de técnicas y aplicaciones de simulación dinámica, posee una licenciatura y una maestría en ingeniería de recursos de la Universidad de Tohoku, en Sendai, Japón. Hui Zhang se desempeña como supervisor de procesamiento en el Centro de Geosoluciones de Schlumberger en Beijing. Cuenta con seis años de experiencia en procesamiento de datos sísmicos, construcción de modelos de velocidad, generación de imágenes en escala de profundidad y gestión de proyectos. Hui obtuvo una licenciatura en geología y una maestría en geofísica de la Universidad de Minería y Tecnología de China, en Beijing. Andrew Zheng se desempeña como arquitecto de integración de la superficie y el subsuelo en el Centro de Excelencia de Alta Eficiencia de Schlumberger en Katy, Texas. Comenzó su carrera profesional en 1996 como ingeniero de desarrollo y desde entonces trabajó en diversos proyectos, desde las tecnologías de tubería flexible y fondo de pozo hasta la automatización y el control de superficie. En el año 2007, fue trasladado al segmento Information Solutions de Schlumberger para manejar el desarrollo del software para perforación Perform Toolkit*, el sistema de manejo de información ProSource* Seismic y el software Petrel* Studio. Su posición siguiente, en el año 2011, lo llevó nuevamente al ámbito de la ingeniería de tuberías flexibles, en el que manejó el desarrollo de una herramienta para alcance extendido con tubería flexible de fondo de pozo y el dispositivo de inspección de tuberías flexibles CoilScan. Es miembro activo de la SPE y se desempeña como editor técnico para SPE Drilling & Completion desde el año 2003. Integra el directorio de la Asociación de Operaciones de Intervención y Tubería Flexible. Andrew posee un doctorado en aeronáutica y astronáutica de la Universidad de Purdue en West Lafayette, Indiana, EUA, y una maestría y una licenciatura en mecánica de la ingeniería de la Universidad de Tsinghua en Beijing. Liam Zsolt se desempeña como ingeniero general de campo para las soluciones CoilTOOLS* de Schlumberger en Prudhoe Bay, Alaska. Allí, se desempeña como jefe local del servicio CoilScan. Liam obtuvo su licenciatura en ingeniería química de la Universidad McGill, en Montreal, Quebec, Canadá. Herramientas de generación de imágenes. Los registros de imágenes, introducidos en la década de 1980, son una de las herramientas que tienen a su disposición los geólogos y los petrofísicos para analizar las propiedades de las rocas y las formaciones locales. Este artículo analiza la evolución de estos dispositivos; desde las herramientas de medición de echados (buzamientos) hasta las herramientas recientemente introducidas, que pueden generar imágenes de las formaciones perforadas con lodo a base de aceite (OBM). Algunos casos de estudio demuestran la utilización de las herramientas de generación de imágenes para la caracterización geológica y el análisis de fracturas e incluyen algunos ejemplos de registros de imágenes corridos utilizando una herramienta recientemente introducida, diseñada para operaciones de adquisición de registros (perfilaje) en ambientes OBM. El dióxido de carbono. El dióxido de carbono presenta desafíos y oportunidades en el campo petrolero. Antes, los operadores veían sus efectos corrosivos en las partes internas del pozo, en tanto que más adelante lo utilizaron para mejorar la recuperación de petróleo. El interés público se centra en el rol del dióxido de carbono en el cambio climático. Los proyectos industriales en curso reflejan estas prioridades —el almacenamiento del dióxido de carbono para mitigar el cambio climático— además de las prioridades en el campo petrolero, que incluyen el manejo de los efectos corrosivos y la utilización del dióxido de carbono para recuperar petróleo adicional después de los procesos de inundación con agua. Control de la producción de arena. Durante varias décadas, los ingenieros escogieron las soluciones de control de la producción de arena basados en “reglas empíricas” y pruebas de laboratorio. Recientemente, los especialistas han reevaluado la validez de las suposiciones incluidas en esas prácticas. Sus resultados indican que los esfuerzos de manejo de la producción de arena son mejor satisfechos con un método que utiliza modelos matemáticos validados con experimentos, especialmente a la hora de escoger uno de los numerosos filtros (cedazos) autónomos disponibles. Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. 63 PUBLICACIONES DESTACADAS científicos especialistas en la ciencia óptica. . . . Se trata de un estudio excelente de nuestro estado teórico de comprensión del fotón. Roychoudhuri C: “Book Review,” American Journal of Physics 83, no. 3 (Marzo de 2015): 286–287. La luz: La física de los fotones Ole Keller CRC Press Taylor & Francis Group 6000 NW Broken Sound Parkway, Suite 300 Boca Raton, Florida 33487 EUA 2014. 484 páginas. USD 99,95 ISBN: 978-1-4398-4043-6 El autor Keller examina, desde diversas perspectivas, los fotones y aquello que constituye la luz, incluyendo los modelos y las descripciones físicas y matemáticas de la luz así como el comportamiento de la luz y su interacción con la materia. El libro abarca la óptica clásica y la óptica cuántica y explora los aspectos electrodinámicos y los diversos estados del fotón. Contenido: • La óptica clásica en el vacío global • Los rayos de luz y la geodesia. La teoría de Maxwell en la relatividad general. • La mecánica de las ondas fotónicas • La óptica cuántica con fotones individuales en el espacio de Minkowski • Los fotones en estado embrionario • El dominio de las fuentes de fotones y los propagadores • El fotón en el vacío y los cuantos en el espacio de Minkowski • El entrelazamiento de dos fotones en el espacio y el tiempo • Índice . . . una mirada notablemente amplia de los fotones. . .desde todos los ángulos teóricos posibles. . . .un libro encantador para estudiantes avanzados inclinados a la teoría y 64 Análisis práctico de datos sísmicos Hua-Wei Zhou Cambridge University Press 32 Avenue of the Americas Nueva York, Nueva York 10013 EUA 2014. 496 páginas. USD 75,00 • Ajuste de datos e inversión de modelos • Tópicos especiales en el procesamiento sísmico • Índice . . . una introducción práctica, detallada y bien explicada a los métodos modernos de procesamiento de datos sísmicos. . .el contenido matemático es claro y de fácil lectura para los lectores que poseen conocimientos básicos del álgebra lineal y el cálculo. Se trata de un libro de texto excelente para graduados senior y estudiantes universitarios de los primeros años de las carreras de sismología y geofísica de exploración, pero también puede servir como referencia para los investigadores de todos los campos de la geofísica de la Tierra Sólida. Bogiatzis P: “Book Review,” Pure and Applied Geophysics 172, no. 2 (Febrero de 2015): 593–594. ISBN: 978-0-521-19910-0 Concebida como libro de texto para los estudiantes de geofísica de exploración y sismología, esta introducción al procesamiento de datos sísmicos utiliza datos del mundo real y casos de estudio para ayudar a los estudiantes a comprender cómo crear modelos del subsuelo. El autor explica la física y la matemática subyacentes de los diversos métodos de análisis sísmicos para los modelos destinados a la exploración de recursos hidrocarburíferos y minerales. Se puede acceder a casos de estudio adicionales en línea. Contenido: • Introducción a los datos sísmicos y su procesamiento • Análisis preliminar de datos sísmicos • Análisis espectral discreto • La resolución sísmica y la fidelidad • Los filtros digitales • La deconvolución • Migración sísmica práctica • Análisis práctico de velocidad sísmica Contenido: • La organización de la complejidad: Divide y vencerás; La abstracción • Descarte de la complejidad sin pérdida de información: La simetría y la conservación; El razonamiento proporcional; Las dimensiones • Descarte de la complejidad con pérdida de información: Operaciones de agrupamiento; El razonamiento probabilístico; Casos fáciles; Modelos de enlaces químicos • Bon Voyage: Aprendizaje duradero • Índice [El libro] sirve como una guía, paso a paso, que permite al lector abordar los problemas científicos fundamentales a través de cálculos simples informales y rápidos. El objetivo principal. . .no es estimular la comprensión exhaustiva de una teoría subyacente o permitirnos arribar a una solución exacta, sino incentivarnos a utilizar nuestros instintos y nuestros conocimientos de los conceptos fundamentales para obtener una solución aproximada y razonable. Derrible S: “Seeing the Forest for the Trees: Using Approximation as a Tool for Improving Understanding,” Science 347, no. 6229 (27 de marzo de 2015): 1426. El arte de conocimientos en ciencia e ingeniería: El dominio de la complejidad Sanjoy Mahajan The MIT Press 55 Hayward Street Cambridge, Massachusetts 02142 EUA 2014. 408 páginas. USD 30,00 ISBN: 978-0-262-52654-8 Según Mahajan, el autor, el discernimiento, más que la precisión, debería ser el principio rector para conectar fragmentos de información aparentemente dispares y generar un cuadro más global con el fin de resolver los problemas de la ciencia y la ingeniería. El libro, cuyos preceptos se basan en los 15 años que transcurrió Mahajan como profesor del Instituto de Tecnología de Massachusetts, en Cambridge, EUA, también puede descargarse en forma gratuita desde la editorial The MIT Press. ¿Necesita la ciencia un idioma global? El inglés y el futuro de la investigación Scott L. Montgomery Universidad de Chicago Press 1427 East 60th Street Chicago, Illinois 60637 EUA 2013. 240 páginas. USD 22,50 ISBN: 978-0-226-53503-6 Oilfield Review A medida que se incrementan el multinacionalismo y la colaboración global en los emprendimientos científicos y tecnológicos, el idioma inglés está surgiendo como lengua franca. Montgomery explora, a través de una amplia gama de perspectivas en términos de lingüística, historia, educación y geopolítica, porqué está ocurriendo este fenómeno y las formas en que aparece. Además, examina las ventajas y desventajas, las consecuencias, y cuál puede ser el futuro de un idioma global para la ciencia. Contenido: • Una nueva era • El inglés global: Realidades, geopolítica, problemas • El inglés y la ciencia: El paisaje actual • Impactos: Un debate acerca de las limitaciones y los problemas de un idioma global • El pasado y el futuro: ¿Qué nos dicen las lenguas francas previas de las ciencias? • ¿Necesita la ciencia un idioma global? • Notas, Índice Dado que tanto educadores como investigadores de todos los niveles se enfrentan con niveles de globalización crecientes, este libro es altamente recomendado para todos. Buntrock RE: “Review of Does Science Need a Global Language?,” Journal of Chemical Education 91, no. 1 (3 de diciembre de 2013): 13–14. El libro constituye un aporte muy oportuno para la literatura emergente sobre el idioma inglés como lengua franca (global) ... un debate que ha tenido lugar principalmente en el ámbito de las humanidades y las ciencias sociales, más que en el campo de las ciencias, la tecnología, la ingeniería y la matemática (STEM). Uno alberga la esperanza de que las preguntas importantes que formula Montgomery y el debate variado que plantea el autor sean seguidos por nuevos trabajos acerca de la compleja interacción entre la ciencia, el poder y el idioma. Peled Y: “One Tongue to Rule Them All,” Science 343, no. 6168 (17 de enero de 2014): 250–251. Con una agradable combinación de ciencia estricta y buen relato, Hofstadter . . . y el psicólogo francés Sander abordan las más inaprensibles de las cuestiones filosóficas . . . Vale la pena quedarse con la extensa polémica [de Hofstadter], llena de ciencia cognitiva actualizada y, en el final, una visión cautivadora de lo que la teoría de la relatividad le debe a la analogía. . . .Ciencia popular de primera clase: difícil pero gratificante. Superficies y esencias: La analogía como el combustible y el fuego del pensamiento Douglas Hofstadter y Emmanuel Sander Basic Books, miembro de The Perseus Books Group 250 West 57th Street, Piso 15 Nueva York, Nueva York 10107 EUA 2013. 592 páginas. USD 35,00 ISBN: 978-0-465-01847-5 A través de descripciones de situaciones que utilizan el idioma, el pensamiento y la memoria, los autores plantean una visión del acto cognitivo. Hofstadter, autor ganador del premio Pulitzer, y el psicólogo Sander consideran que la analogía es el núcleo de todo pensamiento y que realizamos analogías todo el tiempo, desde los pensamientos fugases diarios hasta los conocimientos científicos creativos. Contenido: • La analogía como el núcleo de la cognición • La evocación de las palabras • La evocación de las frases • Un vasto océano de analogías invisibles • La abstracción y el deslizamiento entre categorías • Cómo nos manipulan las analogías • Cómo manipulamos a las analogías • Analogías ingenuas • Analogías que sacudieron al mundo • Katy y Anna debaten acerca del núcleo de la cognición • Notas, Bibliografía, Índice Superficies y esencias [el libro ganador del premio Pulitzer de Hofstadter] nos garantiza un lugar junto a Gödel, Escher, Bach y los principales tratamientos recientes de la cognición humana. La analogía no es el punto final del conocimiento, sino su punto de partida indispensable. Holyoak KJ: “Thinking, Broad and Deep,” Science 340, no. 6132 (3 de mayo de 2013): 550–551. Volumen 27, no.1 ““Book Review,” Kirkus Reviews (12 de febrero de 2013), https://www.kirkusreviews.com/bookreviews/douglas-r-hofstadter/ surfaces-andessences/ (Se accedió el 4 de mayo de 2015). Los magníficos Principia: Explorando la obra maestra de Isaac Newton Colin Pask Prometheus Books 59 John Glenn Drive Amherst, Nueva York 14228 EUA 2013. 528 páginas. USD 26,00 ISBN: 978-1-61614-745-7 El matemático Colin Pask traduce la obra maestra de Newton separando las proposiciones de la física matemática de los aspectos metafísicos e históricos de esa obra maestra y luego explora cada proposición en forma independiente. Además de explicar la importancia de las proposiciones, convierte los resultados en un lenguaje científico contemporáneo. El libro, que también muestra la figura de Newton y los desarrollos científicos de su época, rastrea la recepción y la influencia de los Principia a través de su introducción y hasta el momento actual. Contenido: • Material introductorio: Presentación de nuestro héroe; Preparación del escenario; Un primer vistazo a los Principia • Cómo comienzan los Principia: El Prefacio de Newton: Exposición de los métodos y los objetivos; Los fundamentos; Las leyes del movimiento de Newton y sus consecuencias inmediatas; Los métodos matemáticos • Desarrollo de los principios fundamentales de la dinámica: Manos a la obra; Qué hizo Isaac a continuación: El descubrimiento de las fuerzas; La ley de la inversa del cuadrado: Triunfo y controversia; Interludio: La formulación moderna; El tiempo y una joya de la matemática; Completando el formulismo de un solo cuerpo; Órbitas rotativas • El pasaje a situaciones más complejas: El movimiento restringido; Muchos cuerpos: Triunfos y desafíos; Cuerpos grandes y teoremas soberbios; Aquí concluye el Libro Primero • Acerca del Libro Segundo: Introducción al Libro Segundo; Newton, el experimentalista; Lo que la verdad esconde • Los magníficos Principia. Libro Tercero: El Libro Tercero y la Gravedad; La teoría del sistema solar; Fenómenos terrenales; Desafíos: La luna y los cometas; el Escolio General como conclusión • Recepción e influencia de los Principia: Recepción e influencia; La mecánica después de Newton • Epílogo, Notas, Índice La obra Los magníficos “Principia”: Explorando la obra maestra de Isaac Newton del matemático Colin Pask pertenece a una tradición respetable de textos que intentan traducir los abstrusos Principia para el lector común. Pask sólo proporciona una descripción exigua del contexto histórico y no aborda en modo alguno numerosos problemas filosóficos relevantes y espinosos. El lector que desee conocer la figura de Newton deberá complementar la presentación de Pask con otros textos. Los magníficos “Principia” ciertamente constituyen una valiosa introducción a la figura de Newton. Jalobeanu D: “Book Review,” Physics Today 68, no. 1 (Enero de 2015): 45–46. . . . una mirada perspicaz y expansiva sobre la compleja e ilustrativa publicación de 1687 de Isaac Newton sobre la mecánica clásica. . . . Desglosando los Principia en porciones fácilmente digeribles y complementando su narrativa con conocimientos modernos, Pask revela al genio que construyó la física moderna. “Book Review,” Publishers Weekly, http://www.publishersweekly.com/978-1- 65 funcionen mejor • Apéndice A: La controversia sobre el significado del Sputnik • Apéndice B: La evolución de los Institutos Nacionales de Salud • Apéndice C: “Una nación en riesgo” y la crítica del informe de Sandia • Notas, Índice 61614-745-7 (Se accedió el 23 de abril de 2015). ¿Rezagados? El auge, el fracaso y la carrera global en busca de talento científico Michael S. Teitelbaum Princeton University Press 41 William Street Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA 2014. 280 páginas. USD 29,95 ISBN: 978-0-691-15466-4 El autor examina cinco episodios acaecidos desde la Segunda Guerra Mundial, en los que EUA temió encontrarse rezagado en términos de talento científico e ingeniería, y cómo cada uno de esos episodios condujo a un período de auge y otro de fracaso. Después de explorar estos ciclos reiterados, Teitelbaum sostiene que la fuerza laboral relacionada con la ciencia y la ingeniería es adecuada para las necesidades actuales y futuras de EUA. Contenido: • Alarmas recientes • Sin déficit de déficits • Creencias, intereses, efectos • La Influencia de los empleadores y de otros grupos de interés • ¿Cómo es realmente el mercado? La oferta, la demanda, el déficit y el superávit—y el desequilibrio • El proceso de producción académica característico de EUA • Comparaciones internacionales: ¿El vaso medio lleno o medio vacío? • Cómo hacer que las cosas 66 El análisis [de Teitelbaum] reúne sus trabajos previos con los trabajos de otros autores, en los que se muestra que el modelo de financiación existente y las prácticas de las universidades han desacoplado el aporte de nuevos científicos de la necesidad de nuevos científicos, especialmente en las ciencias vivas . . . ¿Rezagados? también esclarece el panorama más general: los científicos deben reconocer que la solución para las bajas tasas de admisión y las perspectivas laborales deficientes para los nuevos científicos no radica en incrementar los fondos públicos destinados a la investigación. Jaffe AB: “Category 5 or Tempest in a Teapot?,” Science 344, no. 6183 (2 de mayo de 2014): 471–472. [El libro] aporta contexto y una claridad terriblemente necesaria a un tema crucial: el “déficit” tan publicitado, aunque en esencia ficticio, de talento científico de la nación. . . y aplica un análisis sutil y conocimientos enciclopédicos a la tarea de comprender la dinámica del mercado laboral científico. . . . Para quienes sienten preocupación por el ámbito científico norteamericano pero desconocen la dinámica y la historia del mercado laboral científico, esta obra será reveladora. ¿Podrán las evidencias sólidas y el pensamiento claro superar tantas décadas de profusa propaganda? Probablemente no, pero si lo logran, el libro de Teitelbaum transformará este importante tema nacional. Benderly BL: “The Price of Panic,” Science Careers (31 de marzo de 2014), http://sciencecareers.sciencemag.org/ career_magazine/previous_issues/ articles/2014_03_31/caredit.a1400081 (Se accedió el 4 de mayo de 2015). Las reflexiones sísmicas de las propiedades de las rocas Jack Dvorkin, Mario Gutiérrez y Darío Grana Cambridge University Press 32 Avenue of the Americas Nueva York, Nueva York 10013 EUA 2014. 338 páginas. USD 75,00 ISBN: 978-0-52-189919-2 Una introducción a la aplicación de la física de las rocas en la interpretación sísmica de los yacimientos de hidrocarburos, este libro, para investigadores y geólogos petroleros, ofrece flujos de trabajo prácticos, clasifica diversos casos, analiza el efecto de la atenuación en las reflexiones sísmicas, muestra cómo construir modelos del subsuelo e incluye algunos casos de estudio basados en datos de pozos del mundo real. Los autores proporcionan catálogos de muestras de reflexiones sísmicas sintéticas derivadas de diversos modelos de yacimientos. Contenido: • Los fundamentos: Modelado directo de las reflexiones sísmicas para la caracterización de las rocas; Modelos y transformadas de física de rocas; Diagnóstico asociado con la física de las rocas • Amplitud de secciones sísmicas sintéticas: Modelado en una interfaz: Un enfoque de tipo mirada rápida; Pseudo pozos: Principios y ejemplos; Pseudo pozos: Generación basada en estadísticas • De los datos de pozos y la geología a los modelos del subsuelo y las reflexiones: Secuencias clásticas: Diagnóstico y predicción de Vs; Las formas de los registros a escala de pozo y las reflexiones sísmicas en las secuencias clásticas; Modelado sintético en los carbonatos; Monitoreo de yacimientos (4D) con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) • Exploración de frontera: Flujo de trabajo de física de rocas en la exploración de petróleo y gas; Validación de Indicadores Directos de Hidrocarburos y determinación de riesgos en áreas prospectivas • Física avanzada de las rocas: Tendencias diagenéticas, la autosimilitud, la permeabilidad, la relación de Poisson en las arenas gasíferas, la atenuación de las ondas sísmicas, los hidratos de gas: Casos de estudio de física de rocas; la relación de Poisson y las reflexiones símicas; la atenuación de las ondas sísmicas; los hidratos de gas • Operaciones de física de rocas aplicadas directamente a la amplitud y la impedancia sísmicas: Sustitución de fluidos en la amplitud sísmica; La física de las rocas y la impedancia derivada por métodos sísmicos • Métodos en evolución: Física de rocas computacional • Apéndice: Lista de verificación de indicadores directos de hidrocarburos • Índice En su nuevo libro, [los autores] sortean una brecha existente en la literatura sobre física de las rocas: la vinculación directa de las propiedades de las rocas con las características de las reflexiones. . . .El libro me resultó atractivo e informativo. . . . Los primeros capítulos brindan una visión sólida de los conceptos que subyacen el resto del libro, de manera que no se requiere un conocimiento vasto de este material informativo para su comprensión. Algunos detalles de la presentación me obligaron a releer ciertas partes del texto en busca de explicaciones. . . pero éste es un detalle insignificante y no desmerece el valor global de la obra. Haines SS: “Book Review,” The Leading Edge 34, no. 2 (Febrero de 2015): 244. Oilfield Review • La realidad fracturada: El Cubismo y la complementariedad • De ninguna manera • El gato de Schrödinger • La madriguera del conejo: La sed de mundos paralelos • Recuperando la física • Notas, Índice El momento cuántico: Cómo Planck, Bohr, Einstein y Heisenberg nos enseñaron a amar la incertidumbre Robert P. Crease y Alfred Scharff Goldhaber WW Norton & Company, Inc. 500 Fifth Avenue Nueva York, Nueva York 10110 EUA 2014. 352 páginas. USD 29,95 ISBN: 978-0-393-06792-7 Los autores, un filósofo y un físico, exploran la evolución del concepto de “quantum” desde la teoría científica hasta su utilización en numerosas formas de la cultura popular. Crease y Goldhaber analizan el uso del término como metáfora y en el intercambio intelectual y el mundo contemporáneo, desde los dibujos animados y las películas hasta la ficción y las inscripciones de las tazas de café. Los autores ilustran cómo la comprensión y el reconocimiento de la utilización errónea del lenguaje de la teoría cuántica ayudan a definir la matriz entre la ciencia y la cultura contemporánea. Contenido: • El momento newtoniano • Un mundo pixelado • Saltos cuánticos • La aleatoriedad • La cuestión de la identidad: Un zapato cuántico que no cayó • Tiburones y tigres: La esquizofrenia • La incertidumbre Volumen 27, no.1 El Momento cuántico es una obra agradable e informal; los análisis claros y cuidadosos de la física y la historia también la hacen ampliamente accesible. No obstante, la narrativa histórica en sí es por momentos imprecisa. Sin embargo, en general, las imprecisiones históricas no reducen la relevancia del libro . . . El Momento cuántico es una buena introducción a los conceptos de la teoría cuántica y nos ayudará a comprender mejor cómo la ciencia se entrelaza con la cultura humana. Hartz T: “Book Review,” Physics Today 68, no. 2 (Febrero de 2015): 50–51. . . . [El Momento cuántico] es una introducción al mundo nuevo y bravío en el que habitamos. Alexander A: “Disorder Rules the Universe; ‘The Quantum Moment’ Recounts the End of Determinism,” The New York Times (16 de febrero de 2015), http://www.nytimes.com/2015/02/17/ science/the-quantum-moment-recounts-the-end-ofdeterminism.html?_r=0 (Se accedió el 23 de abril de 2015). . . . los autores muestran el momento más divertido de la obra cuando exponen la comprensión hueca de la física que poseen muchos de quienes utilizan sus términos. Ross M: “Second Eden: The Quantum Mechanics of Family Life,” Los Angeles Review of Books (26 de enero de 2015), https://lareviewofbooks.org/ essay/2nd-eden (Se accedió el 23 de abril de 2015). 67 La últ im ap Oilfield Glossary El compendio Oilfield Glossary que ya se encuentra disponible en inglés y español es una nutrida colección de más de 5 800 definiciones correspondientes a 18 disciplinas de la industria del petróleo y el gas. Expertos técnicos han revisado cada definición; muchos de los términos se complementan con fotografías, vídeos e ilustraciones. Visite el Oilfield Glossary conectándose a http://www.glossary.oilfield.slb.com/. ala bra
