Oilfield Review Invierno de 2006/2007

Oilfield Review
Invierno de 2006/2007
Avances en las operaciones de disparos
Gas de lutitas
Compactación y subsidencia
06-OR-004-S
El futuro no será convencional
La primera producción de gas comercial de los Estados Unidos
provino de un recurso que hoy se considera no convencional. En
1821, un pozo somero comenzó a producir gas proveniente de
una lutita Devónica, rica en contenido orgánico, de la Cuenca de
los Apalaches; este gas iluminó los hogares del cercano pueblo
de Fredonia, en Nueva York.
Con estos modestos comienzos, el gas no convencional ahora
desempeña un rol importante en la provisión de energía para las
economías en crecimiento. El gas contenido en las lutitas, el gas
en areniscas compactas, y el metano en capas de carbón (CBM)
se conocen habitualmente como recursos no convencionales.
Particularmente en EUA, y en cierta medida también en Canadá,
el impacto de las fuentes no convencionales sobre los suministros de energía está creciendo. Según David Reimers, un norteamericano especialista en datos que trabaja en IHS Energy, un
tercio de los pozos de gas terminados en los Estados Unidos
durante el año pasado correspondieron a yacimientos de gas no
convencionales.1 La producción de metano en capas de carbón
representa aproximadamente el 8% del suministro actual de gas
de EUA y la producción de gas de lutita constituye otro 4%. El
CBM representa una proporción menor de la producción en
Canadá, pero está creciendo rápidamente. En el año 2000, había
28,000 pozos de gas de lutita en los Estados Unidos, con una
producción combinada de más de 19,800 millones de m3/año
[700,000 MMpc/año].
Por impresionante que haya sido el crecimiento de la producción real de los yacimientos de lutitas gasíferas, su rendimiento potencial es aún mayor. La recuperación final estimada
(EUR) de las cuencas de gas de lutita identificadas en los
Estados Unidos se estimó en 36,200 millones de m3 [1.28 Tpc],
en 1996.2 Esta cifra se incrementó con los años, alcanzando
actualmente una proyección de 141,600 millones de m3 [5 Tpc].
En base a esta tasa de crecimiento, la EUR mundial para el gas
de lutita podría alcanzar 2.1 trillones de m3 [75 Tpc].
En el caso de las lutitas gasíferas, el principal desafío con que se
enfrenta nuestra industria es cómo extraer este gas de yacimientos conformados por roca tan impermeable como el concreto. Los
avances recientes en materia de perforación y terminación de
pozos, particularmente en las áreas de perforación horizontal,
tubería flexible, operaciones de disparos y fracturamiento
hidráulico, están ayudando a las compañías de E&P a lograr esta
proeza. Si estas tecnologías se combinan con precios de gas elevados, la perspectiva económica de las operaciones de perforación y
producción de recursos no convencionales mejora considerablemente (véase “Producción de gas desde su origen,” página 36).
Desde 1990, Schlumberger ha invertido sumas considerables
en la investigación del gas de lutita, y hoy se ha convertido en
líder industrial en las áreas clave de esta importante tecnología.
Schlumberger cuenta con diversas tecnologías para ayudar a
optimizar la producción proveniente de los yacimientos de gas
de lutita, incluyendo los sistemas rotativos direccionales para la
perforación de pozos horizontales, las herramientas LWD para
1. Chakrabarty C: “Peak in Gas Output Predicted,” Rocky Mountain News, Energy
& Mining Section, (1º de agosto de 2006), http://www.rockymountainnews.com/
drmn/energy/article/0,277,DRMN_23914_4884051,000.html (Se accedió el 13 de
octubre de 2006).
2. Rogner H-H: “An Assessment of World Hydrocarbon Resources,” Annual
Review of Energy and Environment 22 (Revisión Anual de Energía y Medio
Ambiente 22) (Noviembre de 1997): 217–262.
describir y cuantificar los recursos, los programas de diseño de
tratamientos de estimulación, los fluidos de fracturamiento, y
los programas de producibilidad integrados. Estas tecnologías
complementan los conocimientos técnicos reconocidos de la
compañía en materia de adquisición de registros y evaluación.
El Centro de Excelencia del Laboratorio de Geomecánica de
Schlumberger en Salt Lake City, Utah, EUA, creado luego de la
adquisición de TerraTek, confirma el compromiso de la compañía en comprender y producir yacimientos de gas de lutita. Esta
instalación mide las propiedades geoquímicas y geomecánicas
de los yacimientos no convencionales, centrando gran parte de
la investigación en formas más eficaces de fracturar la lutita.
Este conocimiento asistirá en el desarrollo de nuevos fluidos de
fracturamiento para transportar mejor los apuntalantes y proveer fracturas más anchas; pero sin producir daño de formación. Mediante la simulación de operaciones de fracturamiento hidráulico y pruebas de gran escala, el objetivo
consiste en mejorar los diseños de los tratamientos de fracturamiento, particularmente para predecir el crecimiento vertical
de las fracturas.
Los investigadores también están analizando el efecto de la
dirección de los esfuerzos sobre la propagación de las fracturas
para optimizar las trayectorias de los pozos horizontales. Los
esfuerzos naturales ejercidos sobre una roca determinarán que
las fracturas crezcan en ciertas direcciones, como resultado de
la presión ejercida durante las operaciones de fracturamiento.
Según la concepción actual, para que la producción sea óptima,
las fracturas deben crecer perpendiculares al pozo. La mayoría
de los pozos de gas de lutita se diseñan y perforan para aprovechar esta tendencia. No obstante, es posible que una fractura
longitudinal grande sea tan buena como múltiples fracturas
transversales; y más eficaz desde el punto de vista de sus costos.
Schlumberger está investigando activamente esta opción.
Los recursos mundiales de gas no convencionales son enormes;
la clave radica en descubrir el gas que contienen. Schlumberger
ha desempeñado un rol importante en materia de desarrollo de
tecnologías para lograr que el desarrollo de estos recursos sea
económico para sus clientes. Con nuestras potentes capacidades
técnicas y los conocimientos de nuestro personal, mantendremos
nuestra condición de líderes en el futuro…y ese futuro no será
convencional.
Valerie Jochen
Directora Técnica de Gas No Convencional
Segmento de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger,
College Station, Texas
Valerie Jochen trabaja con compañías de E&P y en el segmento de investigación y operaciones de Schlumberger para anticipar los últimos adelantos en el
desarrollo de recursos de gas no convencionales. Durante sus 28 años de
carrera, trabajó para Superior Oil y Mobil Oil, e ingresó en S.A. Holditch and
Associates en 1994, antes de que la empresa fuera adquirida por Schlumberger.
Además, fue profesora de la Universidad A&M de Texas, en College Station,
mientras obtenía su doctorado en caracterización de yacimientos de metano
en capas de carbón. Valerie es miembro de la Sociedad de Ingenieros de
Petróleo e ingeniera profesional inscripta en el estado de Texas.
1
Schlumberger
Oilfield Review
Editores senior
Mark E. Teel
Matt Garber
Editores
Don Williamson
Roopa Gir
Matt Varhaug
Colaboradores
Rana Rottenberg
Judy Jones
Erik B. Nelson
Diseño y producción
Herring Design
Steve Freeman
Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
4
Química de los campos petroleros
en condiciones extremas
Muchos de nuestros recursos de hidrocarburos remanentes se
encuentran en yacimientos profundos, remotos y complejos.
Para acceder a estas reservas, los ingenieros deben enfrentarse
con cabezales de pozos submarinos fríos, temperaturas de
fondo de pozo elevadas y temperaturas de superficie extremas
que desafían al personal, los equipos y la química de los fluidos.
Algunos ejemplos de campo de Siberia, Medio Oriente, el Golfo
de México, y el Mar del Norte demuestran cómo las nuevas
formulaciones químicas y soluciones de ingeniería están ayudando a los operadores a perforar y producir en forma eficaz
los hidrocarburos encontrados en lugares remotos de la Tierra.
18 Nuevas prácticas para mejorar los
resultados de las operaciones de disparos
Los avances registrados en materia de herramientas y técnicas
pueden ayudar a incorporar resultados productivos, incrementar la capacidad de inyección, ahorrar tiempo y reducir costos.
Este artículo analiza los sistemas comprobados y las soluciones
de terminación de pozos que permiten crear disparos limpios y
profundos, prevenir la producción de arena e incrementar la
eficiencia y seguridad de las operaciones de pozos.
Sobre balance
Editor consultor
Lisa Stewart
Bajo balance
Editor ejecutivo y
editor de producción
Mark A. Andersen
Tiempo
E-mail: [email protected];
http://www.linced.com
Traducción
Adriana Real
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Diagramación
Diego Sánchez
36 Producción de gas desde su origen
El éxito del play de gas Barnett Shale situado en la porción
central-norte de Texas, EUA, está impulsando a los operadores
a explorar otras cuencas en busca de potenciales similares.
No obstante, su meta sólo se puede alcanzar si se plantean las
condiciones correctas, en las que la geología se equipara con
un nivel de infraestructura y tecnología suficiente para explotarla y producirla.
Enlaces de interés:
En la portada:
Schlumberger
www.slb.com
Los ingenieros realizan experimentos
rutinarios de flujo a través de núcleos en
los Laboratorios de Soporte al Cliente,
como éste situado en Kuala Lumpur,
Malasia, para investigar los efectos de
los fluidos de tratamiento sobre las
muestras de rocas de yacimientos.
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
2
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
E-mail: [email protected]
Kerogen
Dirigir las consultas
de distribución a:
Carlos Calad
Teléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)
Directo: (55) 21 3824 7463
Facsímile: (55) 21 2112 4601
E-mail: [email protected]
Sussumu Nakamura
Teléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)
Directo: (55) 21 3824 7460
Facsímile: (55) 21 2112 4601
E-mail: [email protected]
Invierno de 2006/2007
Volumen 18
Número 3
Consejo editorial
Syed A. Ali
Chevron Energy Technology Co.
Houston, Texas, EUA
50 Compactación y subsidencia
La compactación de las formaciones no sólo provee presión
para producir los hidrocarburos sino que puede generar problemas en la formación y en los pozos, tanto en las formaciones
productivas como en las formaciones sobreyacentes. En la
superficie, la subsidencia puede conducir a procesos de inundación en las áreas bajas y generar problemas de seguridad en
las plataformas marinas. Este artículo examina las prácticas
para monitorear y controlar la compactación y la subsidencia y
mitigar sus diversos efectos en los campos del Mar del Norte,
los Países Bajos y el Golfo de México.
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
Dilip M. Kale
ONGC Energy Centre
Nueva Delhi, India
Roland Hamp
Woodside Energy, Ltd.
Perth, Australia
George King
BP
Houston, Texas
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
70 Mejoras en la eficiencia de
los servicios de campos petroleros
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
La demanda mundial de petróleo y gas está incentivando a las
compañías de energía a estimular la producción proveniente
de los campos en declinación y desarrollar campos nuevos en
localizaciones remotas. La eficiencia operacional es esencial
para que cualquiera de ambos escenarios sea económicamente
factible. Este artículo describe las mejoras registradas en cuanto
a la eficiencia en dos servicios de campos petroleros—fracturamiento hidráulico y adquisición de registros de resistividad—e
ilustra los beneficios económicos asociados.
82 Colaboradores
86 Próximamente en Oilfield Review
87 Nuevas publicaciones
Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera,
cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos
relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se
distribuye entre los empleados y clientes
de Schlumberger y se imprime en los
Estados Unidos de Norteamérica.
A menos que se indique lo contrario, las
siglas que aparecen en esta publicación
corresponden al idioma inglés.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2007 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta
publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio
alguno, ya sea electrónico o mecánico,
fotocopiado o grabado, sin la debida
autorización escrita de Schlumberger.
Oilfield Review tiene el agrado de dar la
bienvenida a Dilip Madhusudan Kale como
integrante de su Panel de Asesoramiento.
Dilip es científico principal y director de
Energy Centre of Oil and Natural Gas
Corporation (ONGC), en Nueva Delhi,
India. Obtuvo una maestría en física
teórica de la Universidad de Pune, en
Maharashtra, India, y un doctorado en
astrofísica teórica del Instituto Tata de
Investigación Fundamental, en Mumbai,
India. En 1975, ingresó en ONGC como
matemático, para trabajar en simulación
de yacimientos, asumiendo responsabilidades cada vez más importantes en
relación con los estudios de yacimientos.
Fue director del Keshava Deva Malaviya
Institute of Petroleum Exploration
(KDMIPE) durante un año. La participación
de Dilip resultó esencial en la creación
del Centro de Energía para la ejecución
de proyectos de investigación y desarrollo,
demostración y comercialización, para
fuentes de energía alternativas,
particularmente fuentes sin carbono.
3
Química de los campos
petroleros en condiciones extremas
Keng Seng Chan
Suresh Choudhary
Abdul Hameed Ahmad Mohsen
Mathew Samuel
Kuala Lumpur, Malasia
La marca del termómetro se eleva y desciende para la industria de E&P; las actividades
de campos petroleros se llevan a cabo en condiciones de superficie más cálidas y más
frías y, además, a temperaturas de fondo de pozo más elevadas. A medida que los operadores alcanzan mayores profundidades y trabajan en localizaciones más remotas, la
Laurent Delabroy
Houston, Texas, EUA
química de los fluidos se acelera para mantenerse al ritmo de los acontecimientos.
Juan Carlos Flores
Villahermosa, México
Greig Fraser
Aberdeen, Escocia
Dan Fu
Tyumen, Rusia
M. Nihat Gurmen
Sugar Land, Texas
Joseph R. Kandle
Tri-Valley Oil & Gas Corporation
Bakersfield, California, EUA
Siri M. Madsen
ConocoPhillips
Stavanger, Noruega
Fred Mueller
Corpus Christi, Texas
Kevin T. Mullen
Nizhnevartovsk, Rusia
Hisham A. Nasr-El-Din
Saudi Aramco Research and Development
Dhahran, Arabia Saudita
Jim O’Leary
BP
Houston, Texas
Zhijun Xiao
Shell International Exploration and
Production Inc.
Houston, Texas
Rishat Radikovich Yamilov
Sibneft-Khantos
Khanty-Mansiysk, Rusia
4
Hace aproximadamente 56 millones de años, la
Tierra era mucho más cálida; la capa de hielo
del Ártico no existía.1 A lo largo del tiempo, el
clima se tornó más frío, las aguas se congelaron,
y la vida se adaptó a las variaciones de temperatura. Hoy en día, también están evolucionando y
adaptándose las tecnologías utilizadas para
recuperar los hidrocarburos que se hallan por
debajo de estos helados climas septentrionales y
otros ambientes de temperaturas extremas, lo
que ayuda a los productores de petróleo y gas a
extraer reservas de difícil acceso.
Después de casi un siglo y medio de producción de hidrocarburos, la industria del petróleo y
el gas se halla actualmente en un momento decisivo. Los precios del petróleo y el gas alcanzaron
niveles récord en los últimos tiempos. Si bien ya
hubo picos de precios en el pasado, los analistas
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Jean-Philippe Bedel, Liz Morris y el personal
del CSL de Aberdeen; Brett Cardwell, Marie Dessinges,
Mike Parris y Paulo Rubinstein, Sugar Land, Texas; Terry
Dammel, Emmanuel Therond y el personal del CSL de
Houston; Chris Fredd, Oklahoma City, Oklahoma, EUA;
Match Gentry, Bakersfield, California; Paul Howard y el
personal del CSL de Estimulación de NSA, Sugar Land,
Texas; Andre Rainey, Midland, Texas; Henk Romijn y el
personal del grupo de Servicios al Pozo, Seguridad y Medio
Ambiente, Moerdijk, Países Bajos; el personal del CSL de Kuala
Lumpur, Malasia; y el personal del CSL de Tyumen, Rusia.
BIGORANGE, CemCRETE, DeepCEM, DeepCRETE,
GASBLOK, PowerCLEAN, SuperX, SXE e YF“GO” son
marcas de Schlumberger.
1. Kerr RA: “Signs of a Warm, Ice-Free Artic,” Science 305,
no. 5691 (17 de septiembre de 2004): 1693.
2. Para obtener más información sobre los CSL de
Schlumberger, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk
T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies
D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para
el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno
de 2002/2003): 18–31.
cada vez coinciden más en opinar que la situación actual no representa una transformación
artificial de las condiciones vigentes en el mercado. En cambio, existe una brecha fundamental
y potencialmente creciente entre nuestra
demanda de petróleo y gas natural, y nuestra
capacidad para producirlos.
La industria del petróleo y el gas ha recogido
gran parte de los “frutos de fácil alcance;” los
recursos remanentes podrán ser hallados, cada
vez con más frecuencia, en yacimientos más profundos, más remotos y más complejos. Para
hacer que estos recursos remotos sean viables,
es necesario implementar desarrollos cruciales
en tecnología de E&P combinados con reducción
de costos y mitigación de riesgos.
Para acceder a las reservas remanentes, los
ingenieros se enfrentan con cabezales submarinos más fríos, temperaturas de fondo de pozo
más elevadas y condiciones de temperaturas de
superficie extremas que desafían al personal, los
equipos y la química de los fluidos. Se necesitan
tecnologías químicas cada vez más avanzadas
para facilitar las operaciones de perforación,
terminación y producción de pozos.
En este artículo, analizamos los retos que
plantean estos ambientes de temperaturas extremas para la química de los campos petroleros.
Algunos ejemplos de Siberia, Medio Oriente, el
Golfo de México, EUA y el Mar del Norte proveen
un panorama general de cómo las nuevas soluciones en materia de química e ingeniería ayudan a
los operadores a perforar y explotar en forma eficaz las reservas remotas de hidrocarburos de la
Tierra.
Oilfield Review
A la vanguardia de las nuevas tendencias
La experiencia ha demostrado que la forma más
eficaz de resolver problemas se plantea cuando
los recursos tecnológicos se localizan cerca del
problema. Para responder a esta necesidad,
Schlumberger opera Laboratorios de Soporte al
Cliente (CSL) en Houston, Sugar Land, Aberdeen,
Kuala Lumpur y Tyumen, en Rusia. Los CSL proporcionan un enlace fundamental entre el
desarrollo del producto y las operaciones de
campo apoyando la introducción de nueva tecnología, la asistencia en la capacitación del personal
de campo y la resolución de problemas de perforación y producción locales. 2 Los ingenieros,
científicos y técnicos de los CSL también participan en educación para la comunidad, programas
de educación a distancia e interacciones con universidades locales; por otro lado, intervienen en
muchas otras actividades que contribuyen al desarrollo de los recursos humanos y la tecnología
directamente relacionados con la industria de
E&P. Al estar ubicados en sitios estratégicos, los
CSL apoyan a casi todas las regiones productoras
de hidrocarburos del mundo.
El más nuevo de los CSL está ubicado en
Tyumen, a 2,100 km [1,305 millas] al este de
Moscú. El CSL de Tyumen provee capacitación
técnica, implementación de nueva tecnología y
soporte tecnológico para operaciones de campo
y para clientes de toda Rusia. Al igual que los
otros cuatro CSL, el laboratorio y su plantel se
concentran en desarrollar y entregar soluciones
específicas para problemas de E&P regionales.
El desafío de la temperatura de superficie
Del calor extremo al frío severo, las localizaciones de perforación para muchas de nuestras
reservas remanentes de petróleo y gas, desafían
tanto a los equipos como a la química de los fluidos requeridos para construir y terminar los
pozos. Por debajo de la tundra helada de Siberia
Occidental se halla más del 40% de las reservas
comprobadas de gas de todo el mundo, además
de importantes cantidades de petróleo. Perforar
en este ambiente resulta difícil, particularmente
durante el invierno; y mantener estos pozos fluyendo puede ser aún más desalentador.
Por ejemplo, en los yacimientos de arenisca
típicos de Siberia Occidental, la permeabilidad
efectiva al petróleo oscila entre 2 y 4 mD. A
menudo, los tratamientos de fracturamiento
hidráulico proveen incrementos del régimen de
producción que triplican los valores iniciales.
Los diseños de fracturamiento agresivos se han
traducido en incrementos de producción que
representan el cuádruplo o el quíntuplo del régimen inicial. Estos campos se hallan entre los
Invierno de 2006/2007
primeros campos desarrollados mediante el uso
extensivo de técnicas de fracturamiento hidráulico junto con algunos de los apuntalantes de
mayor tamaño disponibles en la industria para
mantener las fracturas abiertas.
Durante gran parte del año, las temperaturas
en Siberia Occidental permanecen por debajo
5
6
30
20
10
Temperatura, ºC
del punto de congelamiento (derecha). En estas
condiciones rigurosas, los equipos y la química
empleados en las operaciones de fracturamiento
hidráulico convencionales han resultado ineficaces o, peor aún, inútiles. La clave para el
proceso de fracturamiento hidráulico es la mezcla
de un fluido portador, capaz de transportar el
apuntalante desde la superficie hacia una fractura inducida hidráulicamente que a menudo se
halla a miles de metros por debajo de la su perficie . En climas más cálidos, los geles de
fracturamiento y otros químicos son mezclados de
modo más eficaz en un proceso dinámico denominado mix-on-the-fly (mezcla sobre la marcha) en
el que una combinación de agua, químicos y
apuntalante se mide, mezcla y bombea en el pozo,
en un solo proceso. No obstante, con el frío
extremo de Siberia, la mezcla sobre la marcha no
ha sido factible porque el agua de la mezcla debe
calentarse por encima de 25°C [77°F] antes de
que se puedan agregar los químicos de fracturamiento. Por lo tanto, los ingenieros han utilizado
un proceso denominado mezcla por cargas para
mezclar los fluidos de fracturamiento.
En la mezcla por cargas, el agua se calienta
habitualmente en tanques, y se agregan y
mezclan grandes cantidades de polímeros de
fracturamiento y otros productos químicos,
durante una o más horas por tanque. El proceso
no sólo es ineficaz sino que además requiere
grandes cantidades de energía para calentar el
agua; además, hace que el fluido de fracturamiento se vuelva susceptible a la contaminación
por bacterias. Con frecuencia, el proceso de
mezcla por cargas necesita entre seis y siete
horas para mezclar suficiente fluido para una
operación de fracturamiento típica.
Las rigurosas condiciones climáticas de Siberia Occidental—combinadas con largos tiempos
de mezcla, caminos precarios y condiciones laborales generalmente deficientes—han limitado la
cantidad de operaciones de fracturamiento realizadas, a sólo dos o tres por semana. Para mejorar
la eficiencia general de las operaciones de fracturamiento, los ingenieros del Centro Integrado
de Productividad y Operación de Herramientas
(IPC) de Schlumberger en Sugar Land, Texas,
rediseñaron los equipos, los procesos y la química para reducir efectivamente el tiempo de
tratamiento, en un promedio de ocho horas por
operación de fracturamiento (véase “Mejoras en
la eficiencia de los servicios de campos petroleros,” página 70).
La eliminación del proceso de mezcla por
cargas fue crucial para reducir el tiempo de tratamiento. Para lograrla, fue preciso superar las
limitaciones de temperatura del proceso de mezcla. A una profundidad de 1,100 a 1,900 m [3,610
0
–10
–20
–30
–40
Ene.
Feb.
Mar.
Abr.
May.
Jun.
Jul.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dic.
Mes
> El frío de Siberia. Las temperaturas en los campos petroleros de Siberia se
encuentran en promedio por debajo del punto de congelamiento durante al
menos siete meses del año.
a 6,230 pies] por debajo de la superficie de Siberia Occidental, existe un acuífero de agua
caliente conocido como la Formación Cenomaniana. El agua proveniente de la Formación
Cenomaniana (agua Cenomaniana) es accesible
desde la mayor parte de las localizaciones de
producción y es llevada a la superficie a temperaturas cercanas a 50°C [122°F], muy superiores
a los 25°C que en general se requieren para la
preparación de los fluidos de fracturamiento.
Los ingenieros consideraban que la utilización
de agua Cenomaniana calentada naturalmente
no sólo satisfaría los requisitos ambientales y
jurídicos establecidos en materia de abastecimiento de agua para los campos petroleros de
Rusia, sino que además reduciría considerablemente el tiempo de preparación de los fluidos de
fracturamiento en la localización.
Antes de utilizar el agua Cenomaniana para
operaciones de fracturamiento, los ingenieros
del Laboratorio de Soporte al Cliente (CSL) de
Tyumen realizaron estudios con el fin de determinar la aptitud del agua para el fracturamiento. El
análisis indicó que el agua contenía niveles
importantes de boro, así como una alta proporción de magnesio y otros elementos que
contribuyen a la dureza (abajo). Otros estudios
demostraron que la presencia de boro aceleraba
la reticulación de los fluidos de fracturamiento
típicos, tales como el gel de borato de pH elevado, lo que los volvía difíciles de controlar. Al
mezclarse con el agua Cenomaniana, los fluidos
de fracturamiento comunes también demostra-
Origen de la muestra
South
Priobskoe,
muestreado
el 22/09/05
Monastery
Island,
Pozo 4327,
Pad 242
Megion Novo
Pokurskoe,
Pozo 252,
Pad 30
South
Priobskoe,
Right Bank,
Pozo KNS 2
South
Priobskoe,
Pozo KNS 1,
Pad 3
South
Priobskoe,
Pozo KNS 2
9.3
Boro, mg/L
10.9
17.1
7.7
4.4
15.4
Hierro, mg/L
10.25
13.30
5.61
2.56
2.29
9.8
Bicarbonatos, mg/L
401.39
315.47
91.29
362.46
273.52
392.0
Magnesio, mg/L
76.55
97.68
96.27
30.53
118.34
90.64
Dureza total, mg/L
359.0
401.0
517.0
158.0
459.0
358.0
9,983.0
9,946.0
11,657.0
3,261.0
9,865.0
9,490.0
Cloruro, mg/L
> Reticulador a base de boro natural. El agua de la Formación Cenomaniana (agua Cenomaniana)
contiene suficiente cantidad de boro como para reticular rápidamente los fluidos de fracturamiento
con goma guar (imagen, extremo superior). En la tabla se muestran los análisis de agua
correspondientes a seis muestras (extremo inferior).
Oilfield Review
ron poca estabilidad a las temperaturas de pozo
proyectadas, probablemente debido a la reducción del pH por la precipitación de hidróxidos
metálicos bivalentes tales como el hidróxido de
calcio [Ca(OH) 2] y el hidróxido de magnesio
[Mg(OH)2].
Para minimizar el impacto del boro y la
dureza del agua Cenomaniana, el equipo del CSL
investigó el uso de un agente para la formación
de complejos. El equipo verificó que la incorporación de una química que transforma el boro en
un complejo—cuando se lo agrega antes de la
hidratación del polímero—inhibía en forma eficaz la tendencia a la reticulación prematura
(abajo). En el sitio del pozo, el tratamiento previo del agua Cenomaniana, junto con los nuevos
diseños de equipos, no sólo eliminó la necesidad
de mezcla por cargas, sino que además produjo
mejoras significativas en el comportamiento de
los fluidos.
En Siberia, el personal de primera línea del
CSL y el personal del cliente desarrollaron una
solución de estimulación única utilizando recursos locales. Se han realizado más de 80
operaciones de fracturamiento hidráulico con el
nuevo sistema de fluido. El tiempo insumido en
la localización se redujo en un promedio de ocho
horas, y en todos los pozos tratados, el 100% del
apuntalante se colocó correctamente sin que se
observara ninguna reducción de la conductividad de la fractura.
Lejos del frío y cerca del calor
Lejos del frío de Siberia, en los desiertos calientes de Arabia Saudita, los ingenieros de los CSL
de Schlumberger se enfrentaron con otro problema de estimulación de pozos; temperaturas
de superficie tan elevadas que los productos
resultaban difíciles de manipular y fallaban
antes de ser bombeados en el pozo.
YF135RGD agua Cenomaniana, Monastery Island
YF135RGD agua Cenomaniana, South Priobskoe
YF135RGD agua Cenomaniana, Right Bank
YF135RGD agua Cenomaniana, Megion Novo Pokurskoe
2,500
Viscosidad, cP
2,000
1,500
1,000
500
0
0:00:00
0:14:24
0:28:48
0:43:12
0:57:36
1:12:00
Tiempo
1:26:24
1:40:48
1:55:12
2:09:36
110
1,800
100
1,600
Sin agente para la formación de complejos
en el agua Cenomaniana; muestra 1
Sin agente para la formación de complejos
en el agua Cenomaniana; muestra 2
Sin agente para la formación de complejos
en el agua Cenomaniana; muestra 3
Temperatura
Temperatura
Temperatura
1,200
1,000
800
600
90
80
70
60
50
Temperatura, °C
Viscosidad aparente, cP
1,400
40
400
200
30
100 cP
20
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11
Tiempo, min
12
13
14
15
16
17
18
19
20
> Fluido de fracturamiento estabilizador. Las pruebas realizadas con un consistómetro a una temperatura de 100°C [212°F] muestran que el agregado de un agente para la formación de complejos al agua
Cenomaniana, en cuatro localizaciones diferentes, estabiliza la viscosidad a presiones de entre 500 y
800 cP [0.5 y 0.8 Pa.s] con el tiempo (extremo superior). Los picos son una transformación artificial de
las pruebas realizadas con el consistómetro. Contrariamente, sin el agente para la formación de complejos, se observó una alta viscosidad inicial, seguida de una caída brusca a los pocos minutos de elevar la
temperatura de la muestra (extremo inferior), lo que demuestra la inestabilidad de las muestras sin tratar.
Invierno de 2006/2007
> Emulsión de aceite externo. Se muestran pequeñas gotitas de ácido emulsionado en diesel (amarillo). Un pequeño volumen de la emulsión se vuelca
en un frasco de agua. Dado que la emulsión es
de aceite externo, se formarán pequeñas gotitas
de la mezcla de diesel, ácido y surfactante alrededor de las pequeñas gotitas de la solución acuosa.
La producción de petróleo y gas de Arabia
Saudita proviene fundamentalmente de yacimientos carbonatados. Las reservas entrampadas
en estas formaciones de caliza y dolomía a
menudo requieren tratamientos de estimulación
de la matriz para producir a niveles óptimos. El
ácido retardado, creado mediante la emulsificación de ácido en diesel, se utiliza hace mucho
tiempo para estimular estos yacimientos carbonatados. 3 Por lo general, el ácido y el aceite
diesel se mezclan en una relación de 70:30. Se
utiliza un emulsionante para generar y estabilizar la solución (arriba).
Con estas relaciones, las emulsiones de
aceite externo son inestables en sí. Para
compensar esta realidad, se utilizan concentraciones altas de emulsionante con el fin de
mantener la estabilidad durante el tratamiento.
Previo al bombeo, la emulsión se mantiene a través de la mezcla constante. El ácido clorhídrico
emulsionado [HCl] es unas 15 a 20 veces más
retardado, o menos activo, que el HCl común. La
tasa de reacción del HCl con el carbonato
depende de la superficie de la roca expuesta al
ácido. En los sistemas a base de ácidos emulsionados, dado que el diesel es la fase externa, el
contacto inicial del ácido con la roca se minimiza. Esto permite una penetración más
profunda del ácido en la matriz antes de que se
consuma. Una vez bombeada en las profundidades de la fractura, la emulsión se rompe y los
3. Nasr-El-Din HA, Solares JR, Al-Mutairi SH y Mahoney
MD: “Field Application of Emulsified Acid-Based System
to Stimulate Deep, Sour Gas Reservoirs in Saudi Arabia,”
artículo de la SPE 71693, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30
de septiembre al 3 de octubre de 2001.
Nasr-El-Din HA, Al-Anazi HA y Mohamed SK: “Stimulation
of Water Disposal Wells Using Acid-in-Diesel Emulsions:
Case Histories,” SPE Production & Facilities 15, no. 3
(Agosto de 2000): 176–182.
7
Emulsión SXE previa
8,900 lpc [61.36 MPa], reduciéndose a 6,972 lpc
[48 MPa] después del fracturamiento. La
producción de gas aumentó de 764,640 m 3/d
[27 MMpc/d], a una presión de 1,671 lpc
[11.5 MPa], a 962,880 m3/d [34 MMpc/d], a una
presión de 2,021 lpc [13.93 MPa].
No sólo se fracturaron con éxito todos los
pozos sino que, en promedio, la concentración
de emulsionante requerida para mezclar un
fluido estable se redujo en un 80%, y el tiempo
insumido en la localización del pozo disminuyó
en seis horas, reduciendo significativamente el
costo de cada tratamiento (abajo).
Nueva emulsión SXE
25
Estabilidad, h
20
15
10
5
0
84
92
110
132
136
El frío del fondo del mar
Lejos del calor extremo de Arabia Saudita, los
operadores de E&P siguen buscando reservas
energéticas muy por debajo del fondo oceánico.
En el Golfo de México (GOM), los pozos perforados en tirantes de agua (profundidad del lecho
marino) de más de 305 m [1,000 pies] dan
cuenta de aproximadamente dos tercios de la
producción de petróleo del Golfo de México, y se
espera que este porcentaje continúe creciendo.
Estos campos aportan el 17% de la producción
de petróleo de EUA y el 7% de la producción de
gas de EUA. Desde comienzos del año 2000, las
nuevas operaciones de perforación en aguas profundas incorporaron reservas de petróleo y gas
que alcanzaron un total de más de 4,500 millones de barriles [715 millones de m3] de petróleo
equivalente (BOE), lo que representa un incremento del 58% con respecto a las reservas
totales de aguas profundas descubiertas entre
1974 y 1999. 6 En el año 2000, el Servicio de
Administración de Minerales de EUA (MMS)
estimó que aún quedaban por descubrir más de
Temperatura de superficie, ºF
> Emulsiones para temperaturas más elevadas. Se evaluaron tanto las formulaciones nuevas como las formulaciones previas de la emulsión SXE durante
un período de 24 horas. Las formulaciones SXE previas eran inestables en un
rango de temperaturas de superficie, como lo indica la reducción errática de
la viscosidad (naranja). El nuevo sistema se mantiene estable en todas las
temperaturas de superficie estudiadas (verde).
8
emulsión demostró ser estable durante más de
24 horas en condiciones de superficie.
En uno de los casos, se fracturó hidráulicamente un pozo vertical productor de gas del
Campo South Ghawar, utilizando el nuevo sistema de fluidos SXE. En el momento del
fracturamiento, la formación de caliza y dolomía
poseía una permeabilidad promedio de 3.3 mD,
una temperatura de 148°C [298°F] y una presión
de 5,000 lpc [34.5 MPa]. Si bien las temperaturas
de superficie antes del bombeo eran superiores a
38°C [100°F], fue necesaria poca mezcla en el
sitio del pozo antes de iniciar las operaciones de
fracturamiento o estimulación de la matriz. La
presión de inyección de superficie inicial era de
200
Volumen de producto viejo requerido (calculado)
Emulsionante utilizado, 1,000 galEUA
fluidos se separan, permitiendo que el ácido
arrastrado ataque y estimule la roca yacimiento
carbonatada.4
Mantener estables estas emulsiones después
de mezclarlas y antes de bombearlas en el pozo
siempre ha sido un desafío en el ambiente
caliente del desierto. En los meses de verano, las
temperaturas diurnas se elevan muy por encima
de 48°C [120°F].5 Para minimizar la exposición
de los sistemas a las altas temperaturas registradas durante el día, los fluidos de tratamiento se
mezclan habitualmente por la noche. Previo a su
utilización, el proceso de mezcla reiterada a
menudo insume cuatro o más horas y debe realizarse antes de que la temperatura de superficie
se eleve demasiado
En el CSL de Kuala Lumpur, los ingenieros y
científicos trabajaron para resolver este problema. El desafío consistía en desarrollar un
emulsionante que fuera estable tanto a las elevadas temperaturas de superficie como en las
condiciones de temperatura de fondo de pozo
mucho más alta, que a menudo alcanzaba 149°C
[300°F] (arriba). Luego de una extensiva evaluación local de los productos, en el CSL de Kuala
Lumpur, los ingenieros de Arabia Saudita probaron en el campo una nueva formulación
concentrada de emulsión de ácido clorhídrico
SXE SuperX, con U108, un nuevo aditivo para
sistemas a base de ácidos emulsionados, en operaciones convencionales de estimulación con
ácido, tanto en pozos productores como inyectores. Luego de las pruebas, se realizaron 10
tratamientos exitosos de estimulación por fracturamiento ácido en pozos de gas profundos
para Saudi Aramco. En todos los casos, la nueva
160
Producto viejo, gal consumidos
Producto nuevo, gal consumidos
120
80
40
0
2000
2001
2002
2003
Año
2004
2005
2006
> Impacto de la nueva química sobre la utilización del emulsionante. Desde
la introducción del nuevo producto en el año 2004, se utilizó tanto el producto
nuevo (verde) como el producto viejo (rosa). Estas cantidades son significativamente inferiores al volumen calculado de producto viejo solo (gris).
Oilfield Review
50,000 millones de barriles [7,900 millones de m3]
de petróleo recuperable equivalente, en el área
de aguas profundas del Golfo de México.
Las operaciones de perforación en este
ambiente profundo plantean desafíos singulares
para los equipos, los procesos y la química de los
fluidos. Las operaciones de cementación a través
de formaciones de baja temperatura, que también exhiben propensión al flujo de agua
somera, son cada vez más comunes en el área de
aguas profundas del Golfo de México y en otros
lugares del mundo, incluyendo África Occidental
y América del Sur.
Las temperaturas cercanas al punto de congelamiento, el flujo de agua y el material de las
formaciones, las areniscas con carga de gas y los
problemas de pérdida de circulación constituyen
desafíos para los equipos de ingeniería a la hora
de intentar colocar y cementar las tuberías de
revestimiento de superficie esenciales. Estas
temperaturas frías retardan el proceso de hidratación del cemento, comprometiendo el
desarrollo de la resistencia de gel y la resistencia a la compresión, que son cruciales para el
soporte estructural del árbol de producción y
para la minimización de la migración de fluido
detrás de la tubería de revestimiento.
Más del 60% de los pozos de aguas profundas
del Golfo de México han experimentado problemas de flujo de agua somera durante la
perforación, situación que plantea gran preocupación para los perforadores.7 La imposibilidad
de lograr la cementación primaria a menudo se
traduce en problemas de migración de gas, operaciones costosas de cementación con fines de
remediación o, en el peor de los casos, abandono
de pozos.
4. Nasr-El-Din et al, 2001, referencia 3.
Para obtener más información sobre acidificación y
fracturamiento ácido en yacimientos carbonatados,
consulte: Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, AlMumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S,
Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali
M, Samuel M y Sandhu D: “Reacciones positivas en la
estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield
Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.
5. http://www.bbc.co.uk/weather/world/country_guides/
results.shtml?tt=TT002770 (Se accedió el 13 de
septiembre de 2006).
6. Documento del Servicio de Administración de Minerales
de EUA: Deepwater Gulf of Mexico: America’s Emerging
Frontier: http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/
techann/000022.html (Se accedió el 11 de julio de 2006).
7. O’Leary J, Flores JC, Rubinstein P y Garrison G: “Cementing
Deepwater, Low-Temperature Gulf of Mexico Formations
Prone to Shallow Flows,” artículo de las IADC/SPE 87161,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.
8. Para obtener más información sobre tecnología de
cementación en aguas profundas, consulte: Carré G,
Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G,
Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E,
Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativas para los
pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14, no. 4
(Primavera de 2003): 38–53.
Invierno de 2006/2007
Los cementos energizados con espuma convencionales se utilizan hace mucho tiempo para
contrarrestar estos problemas. No obstante,
estos sistemas de cementación son complicados
desde el punto de vista logístico y resultan difíciles de modelar y colocar, y plantean inquietudes
en lo que respecta a la integridad del cemento
en el largo plazo. Los ingenieros del CSL de
Schlumberger en Houston trabajaron con los
investigadores de los centros de productos para
desarrollar un nuevo sistema de cementación,
diseñado específicamente para los problemas
asociados con las operaciones de cementación
en aguas profundas.
El resultado fue el surgimiento de la familia
de aditivos para soluciones de cementación en
aguas profundas DeepCEM, utilizados en combinación con una variante de hidratación rápida
del sistema de cementación de pozos de petróleo
basado en el uso de concreto CemCRETE: la
solución de cementación en aguas profundas
DeepCRETE.8 A través del ajuste de la distribución del tamaño de las partículas (PSD), los
sistemas de cementación DeepCRETE pueden
prepararse a lo largo de un amplio rango de densidades y proveen control de pérdida de fluido
intrínseco, tiempos de fragüe rápidos y desarrollo de la resistencia a la compresión. Mezcladas
de la misma manera que los cementos convencionales, las lechadas DeepCRETE se optimizan
para tolerar las bajas temperaturas de fondo de
pozo y las dificultosas condiciones de cementación presentes en los pozos de aguas profundas
(abajo).
Sistema DeepCRETE de
12 lbm/galEUA de densidad
Sistema Clase G convencional de
15.8 lbm/galEUA de densidad
Sistema liviano extendido de
12 lbm/galEUA de densidad
0
0.05
0.10
Permeabilidad, mD
0.15
0.20
0
20
40
Fracción sólida, %
60
80
Sistema DeepCRETE de
12 lbm/galEUA de densidad
Sistema Clase G convencional de
15.8 lbm/galEUA de densidad
Sistema liviano extendido de
12 lbm/galEUA de densidad
Sistema DeepCRETE de
13.5 lbm/galEUA de densidad
Sistema extendido y liviano de bentonita de
13.5 lbm/galEUA de densidad
Sistema extendido a base de silicato de
sodio de 35 lbm/galEUA de densidad
0
200
400
600
800
1,000
Pérdida natural de fluidos sin ningún aditivo para pérdida de fluidos, mL
> Apilamiento de partículas. Mediante la mezcla de tamaños de partículas específicos (extremo superior), se pueden realizar mezclas de sólidos y fluidos para obtener más fluidez aún teniendo más
sólidos en suspensión (gráfica central). En el caso de los sistemas de cementación DeepCRETE, una
mezcla específica de tamaños de partículas produce un cemento que es más fácil de bombear, posee
permeabilidad más baja (gráfica superior), menor pérdida de fluido (gráfica inferior) y mayor durabilidad, y además requiere menos cantidades de aditivos para la migración de gas.
9
las temperaturas en boca de pozo se aproximan al
punto de congelamiento y las temperaturas estáticas de fondo de pozo a menudo se mantienen
por debajo de 10°C [50°F].
Para asistir a BP, el CSL de Houston realizó
múltiples simulaciones de computación con el
fin de optimizar los centralizadores, predecir los
efectos de la temperatura sobre la circulación y
evaluar el efecto de la eficiencia de la remoción
de lodo. También se realizaron simulaciones de
los efectos de la transferencia de calor, los gradientes de temperatura múltiples, la desviación
de pozos, los tipos de formaciones y el efecto de
la variación de la reología de los fluidos sobre la
dinámica de flujo. Los resultados de los simuladores de temperatura que ayudaron a los
técnicos del CSL a optimizar el desplazamiento
y las propiedades de los fluidos de cementación
resultó clave para el proceso de simulación.
30
0.6
25
0.5
20
0.4
15
0.3
10
0.2
5
0.1
0
Velocidad de flujo, cm3/min
Temperatura, °C
Presión, bar
El bajo contenido de agua de estos sistemas
mejora el desarrollo temprano de la resistencia
de gel y la resistencia a la compresión, y las
bajas densidades minimizan el riesgo de pérdidas en formaciones con bajo gradiente de
fracturamiento (abajo). La utilización de productos adicionales, tales como el aditivo de
control de la migración de gas GASBLOK o los
aditivos DeepCEM, provee resistencia inherente
adicional a la invasión de agua somera y gas.9 En
ambientes fríos, los aditivos DeepCEM proveen
dispersión sin retardo y un mejorador de fragüe
que produce un tiempo de transición corto entre
el estado líquido de la lechada y el estado de
cemento fraguado.
En el año 2002, la cementación de las sartas de
revestimiento de superficie, en dos pozos del Golfo
de México, constituía un desafío serio para BP. En
tirantes de agua de más de 1,829 m [6,000 pies],
0
0
5
15
10
20
25
Tiempo, h
Presión de poro
Régimen del pistón
30
0.6
25
0.5
20
0.4
15
0.3
10
0.2
5
0.1
0
Velocidad de flujo, cm3/min
Temperatura, °C
Presión, bar
Temperatura
Velocidad de flujo
0
0
5
15
10
20
25
Tiempo, h
> Invasión de gas. Los cementos extendidos convencionales están sujetos a episodios de invasión de
gas durante el proceso de fragüe. En un determinado momento, la columna de cemento deja de transmitir presión hidrostática. De este modo, la presión ejercida sobre la formación es inferior a la presión
de poro. Durante este período, y dependiendo de las propiedades del cemento, el gas puede invadir el
espacio anular (extremo superior derecho). Por su misma naturaleza, los cementos basados en el diseño de la distribución del tamaño de las partículas, evitan este problema mediante el empaque compacto de las partículas en los que de otro modo podrían ser espacios intersticiales, evitando así la
intrusión de gas (extremo inferior derecho). En pruebas comparativas, el cemento extendido convencionalmente permite que el gas migre hacia la lechada (extremo superior izquierdo–amarillo por encima de
la curva magenta), mientras que los cementos DeepCRETE, no lo permiten (extremo inferior–amarillo
por debajo de la curva magenta). La curva azul representa la temperatura de la prueba.
10
En aplicaciones de aguas profundas, las propiedades mecánicas de la cementación resultan
críticas para el mantenimiento del aislamiento
zonal y la longevidad del pozo. Aunque las propiedades iniciales de colocación y fragüe del
cemento pueden parecer óptimas, los cambios
producidos en la temperatura del pozo durante el
proceso de producción causan la expansión y contracción de la tubería de revestimiento. Es
posible que se produzcan fenómenos de pérdida
de adherencia o agrietamiento, creándose un
canal microanular, o trayectoria, para la migración del gas y otros fluidos de pozo a la superficie.
El sistema DeepCRETE fue evaluado en función
de variaciones de temperatura de hasta 93°C
[200°F] (próxima página). Estas pruebas indicaron que la cementación mantendría su integridad
a lo largo de toda la vida productiva del pozo.
El equipo de ingeniería diseñó y bombeó más
de 2,000 bbl [318 m3] de cemento DeepCRETE en
dos pozos de aguas profundas independientes para
BP. Ambas lechadas cementaron con éxito las sartas de revestimiento de 20 pulgadas sin ningún
incidente. La combinación de química de fluidos
de avanzada, pruebas de laboratorio y simulaciones de computación realizadas por el equipo del
CSL, demostró la efectividad de los sistemas de
cementación, adecuados con fines específicos, en
un ambiente de temperaturas extremas. Desde su
introducción, las lechadas DeepCRETE han sido
colocadas en más de 200 pozos de aguas profundas del Golfo de México y han ayudado a superar
muchos de los problemas asociados con los sistemas de cementación menos avanzados.
Bajas pérdidas, poco daño
Con el agotamiento de las reservas someras de
petróleo y gas, la industria de E&P se ha desplazado hacia pozos más calientes y más profundos.
El hecho de considerar que un pozo es de “alta
temperatura” depende del tiempo y el área geográfica; lo que ayer se consideraba un pozo de
alta temperatura, mañana puede ser considerado
normal. Más de la mitad de los pozos productores
de nuestros días poseen temperaturas de fondo
de pozo (BHT) que oscilan entre 200 y 300°F, rango
antes considerado de temperaturas elevadas. Las
estimaciones indican que aproximadamente un
5% de los pozos que producen de areniscas
poseen BHT superiores a 300°F, porcentaje que se
cree se incrementará con el tiempo.
Como sucede con las operaciones de terminación de pozos comunes, la pérdida excesiva de
fluidos de terminación puede producir daño de
formación y, peor aún, problemas de control de
pozos. Los volúmenes pequeños de fluidos espesos, o píldoras, para controlar las pérdidas de
fluidos en la formación o para el control de
Oilfield Review
Cemento convencional
Esfuerzo tangencial a 150 min del comienzo de la simulación
Compresión aceptable
Advertencia sobre tracción
Sin canal microanular
145
Tubería de revestimiento
Esfuerzo tangencial, lpc
130
Cemento
115
Formación
101
Resistencia a la tracción
87
Falla por tracción
72
Esfuerzo tangencial
en el espacio
anular cementado
58
43
29
14
0.0
1.7
3.4
5.0 6.7 8.4 10.1 11.8 13.4 15.1 16.8
Distancia al eje del pozo, pulgadas
Cemento DeepCRETE
Esfuerzo tangencial a 150 min del comienzo de la simulación
Tracción aceptable
Sin canal microanular
Esfuerzo tangencial, lpc
Compresión aceptable
63.1
57.3
51.6
45.9
40.1
34.4
28.7
22.9
17.2
11.5
5.7
0.0
-5.7
-11.5
-17.2
0.0
Tubería de revestimiento
Cemento
Formación
Resistencia a la tracción
Falla por tracción
Esfuerzo tangencial
en el espacio
anular cementado
1.7
3.4
5.0 6.7 8.4 10.1 11.8 13.4 15.1 16.8
Distancia al eje del pozo, pulgadas
> Ciclos de temperatura. En ambientes de aguas profundas, los cementos deben tolerar ciclos de temperatura de largo plazo que se producen conforme los
pozos se ponen y sacan de producción. Los cambios producidos en las temperaturas de pozos pueden ser significativos a medida que la tubería de revestimiento se enfría, cuando no hay fluidos de producción calientes. Estas variaciones de temperatura producen la expansión y contracción de la tubería de
revestimiento, transmitiendo el esfuerzo compresional y tangencial a la cementación. Si el cemento no posee suficiente elasticidad, resistencia a la tracción
y resistencia adhesiva al esfuerzo de corte, la tubería de revestimiento puede perder adherencia, o fallar por esfuerzo de tracción, creando el potencial para
la fuga de hidrocarburos hacia la superficie. Los resultados del simulador, provenientes de las pruebas del sistema de cementación convencional (extremo
superior) y del sistema DeepCRETE (extremo inferior), a lo largo de ciclos de temperatura de entre 40 y 200°F, muestran que los sistemas de cementación
convencionales se exponen a fallas por tracción (el esfuerzo tangencial se aproxima a la falla por tracción), mientras que los sistemas de cementación
DeepCRETE exhiben una resistencia a la tracción mucho mayor y tienden a poseer mayor integridad adhesiva ante el esfuerzo de corte que los sistemas
de cementación convencionales.
pozos, a menudo se componen de altas concentraciones de polímeros reticulados, tales como la
hidroxietil celulosa (HEC), con o sin agentes de
obturación, tales como el carbonato de calcio.
Estas píldoras se basan en una combinación de
viscosidad, obturación de sólidos y acumulación
del revoque de filtración polimérico a lo largo de
las zonas permeables, para controlar el flujo de
fluido hacia la formación. A diferencia de los fluidos de fracturamiento, estas píldoras necesitan
permanecer estables por períodos largos. A temperaturas elevadas, normalmente superiores a
9. Los sistemas GASBLOK controlan la migración del gas
por el espacio anular durante la cementación. Estos
sistemas incluyen un líquido no retardante que provee
propiedades de control de pérdidas de fluido y control
de migración de gas para las lechadas de cemento, a
temperaturas que oscilan entre 27 y 71°C [80 y 160°F],
para amplia gama de densidades; y tan bajas como de
1,258 kg/m3 [10.5 lbm/galEUA]. El aditivo GASBLOK es
una suspensión de microgeles poliméricos que actúan
como reductores de pérdidas de fluido mediante el
taponamiento rápido de las gargantas de poros del
revoque de filtración de la cementación. Los microgeles
en el agua intersticial de la matriz de cementación
reducen la permeabilidad de la matriz de cementación y
disminuyen la continuidad entre los poros durante la
fase crítica de transición de líquido a sólido, limitando
aún más la migración de gas.
Para obtener más información sobre el sistema
GASBLOK, consulte: Bonett A y Pafitis D: “Getting to the
Root of Gas Migration,” Oilfield Review 8, no. 1
(Primavera de 1996): 36–49.
10. Samuel M, Marcinew R, Al-Harbi M, Samuel E, Xiao Z,
Ezzat AM, Khamees SA, Jarrett C, Ginest NH, Bartko K,
Hembling D y Nasr-El-Din HA: “A New Solids-Free
Non-Damaging High Temperature Lost-Circulation Pill:
Development and First Field Applications,” artículo de la
SPE 81494, presentado en el 13a Muestra de Petróleo de
Medio Oriente de la SPE, 9 al 12 de junio de 2003.
Invierno de 2006/2007
121°C [250°F], la mayoría de los polímeros
comienzan a degradarse; la viscosidad se pierde y
los agentes de obturación solos no pueden proveer un control de pérdida de fluidos adecuado.
Esta situación se complica aún más cuando se
utilizan salmueras bivalentes de mayor densidad,
porque tienden a inhibir la hidratación de los
polímeros o a minimizar la capacidad del polímero para retener las estructuras reticuladas.
Los agentes de obturación en sí pueden producir reducciones de la permeabilidad o daño de
formación. Los estudios con diversos sistemas
divididos en partículas, que oscilan entre el
carbonato de calcio y las resinas solubles en
petróleo y las fibras, han demostrado niveles
variables de reducción de la permeabilidad.10
11
0.1 micrón
> Micrografía de las micelas. Vistas a través de un microscópico electrónico de
barrido ambiental, las moléculas VES dispersadas en una solución acuosa
tienden a asociarse y formar estructuras tipo barra (bastoncillos) que luego se
entrecruzan y crean un efecto viscosificador. Esta imagen muestra pequeñas
micelas tipo barra.
Habitualmente, las píldoras que comprenden
polímeros y agentes de obturación requieren
cierto nivel de remediación, tal como un tratamiento ácido, para eliminar los materiales
depositados y el daño asociado con la presencia
de polímeros después del proceso de terminación.11 Debido a la existencia de arcillas sensibles
al ácido en ciertas areniscas, los tratamientos
ácidos con fines de remediación quizás produzcan más daños que beneficios.
Los nuevos fluidos surfactantes viscoelásticos (VES) poliméricos que no producen daños
han demostrado ventajas claras con respecto a
los fluidos a base de polímeros si se aplican en
operaciones de fracturamiento hidráulico, divergencia, estimulación de la matriz, control de la
producción de arena, y fracturamiento ácido.12
Recientemente, los ingenieros del CSL de Kuala
Lumpur respondieron al incremento de las temperaturas de fondo de pozo y a los problemas
asociados con el daño de formación mediante el
desarrollo de una píldora VES para pérdida de
fluidos, sin sólidos, a base de surfactantes, para
operaciones de terminación de pozos de alta
temperatura en Arabia Saudita.
El sistema de píldoras VES requiere solamente dos productos: un surfactante mezclado a
base de zwitterión y salmuera pesada.13 Similar a
otros sistemas VES, el surfactante VES forma
estructuras largas, denominadas micelas, si se
mezcla con salmueras (arriba). Las micelas son
estructuras relativamente largas que se entrecruzan para incrementar la viscosidad. Las
formulaciones habituales no pasan a través de filtros de malla tamaño 6, con aperturas de 1.91 mm
[0.747 pulgadas], aunque no haya sólidos
presentes. No obstante, en presencia de hidrocarburos o agua de formación, la viscosidad
tiende a perderse, dejando atrás virtualmente
ningún residuo dañino (abajo).
> Contacto del fluido VES con un hidrocarburo. Un fluido VES al 10% posee alta viscosidad (izquierda).
En contacto con una solución de hidrocarburo, la viscosidad disminuye y la solución fluye fácilmente
(derecha).
12
En el análisis de laboratorio efectuado bajo
condiciones de pozo simuladas, los ingenieros de
fluidos del CSL de Kuala Lumpur observaron que
la píldora VES se mantenía estable, más de 24
horas, a una temperatura de 177°C [350°F] y,
más de una semana, a una temperatura de 138°C
[280°F] (próxima página, arriba). La píldora
también fue sometida a ciclos de calentamiento,
enfriamiento y esfuerzos de corte (próxima
página, centro). Las pruebas confirmaron que la
viscosidad se reducía levemente ante la presencia de temperaturas elevadas y se fluidificaba por
esfuerzo de corte, recuperándose casi por completo al reducirse la temperatura y el esfuerzo de
corte. Las pruebas ulteriores indicaron que el
incremento de la densidad de la salmuera y la
mezcla con salmuera bivalente tendían a incrementar la viscosidad y mejorar la estabilidad
frente a variaciones de temperatura.
Habiendo definido y probado exhaustivamente
el nuevo sistema de píldoras VES, los ingenieros
del CSL trabajaron con Saudi Aramco para probar
el fluido en el campo, en un pozo de 4,350 m
[14,270 pies] de Arabia Saudita, en el que se
esperaba que las temperaturas de fondo de pozo
alcanzaran 132°C [270°F]. La porosidad de la formación oscilaba entre 7 y 20% en las zonas de
interés. Después de disparar el pozo, la presión de
sobrebalance se controló a 430 lpc [2,964 kPa],
durante la bajada del arreglo de empaque de
grava. Los fluidos de pozo habían sido desplazados previamente con salmuera de 1,330 kg/m3
[11.1 lbm/galEUA] de densidad a base de cloruro
de calcio [CaCl2]. Se estableció una tasa de pérdida de fluido inicial de 60 bbl/h [9.5 m3/h].
Los ingenieros mezclaron aproximadamente
50 bbl [7.9 m3] de píldora VES utilizando 10% de
surfactante por volumen y salmuera CaCl2. El
fluido se colocó en la zona de pérdida a razón de
1 bbl/min [0.16 m3/min]. Cuando la píldora de gel
llegó a los disparos, se observó un aumento de la
presión incremental de 250 lpc [1,724 kPa]. Se
colocaron píldoras adicionales de 16 y 20 bbl [2.5 y
3.2 m3], a lo largo de la zona disparada, lo que se
tradujo en incrementos de presión de 550 y 650 lpc
[3,791 y 4,481 kPa], respectivamente. Durante las
10 primeras horas posteriores a la inyección no se
detectó ninguna pérdida de salmuera.
Después de extraer los cañones de disparos
operados con la tubería de producción, y una vez
circulado el pozo e incrementada la densidad de
la salmuera hasta 1,378 kg/m3 [11.5 lbm/galEUA],
los ingenieros notaron que la pérdida de fluido se
había incrementado gradualmente hasta alcanzar
un promedio de 7 bbl/h [1.1 m3/h] en un período
de tres días. Se agregaron otros 30 bbl [4.8 m3] de
píldora VES, reduciendo la pérdida de salmuera a
una tasa que variaba entre 1.6 y 2.2 bbl/h [0.25 y
Oilfield Review
Viscosidad, cP
Temperatura,
°F
1 s-1
10 s-1
40 s-1
100 s-1
170 s-1
87
3,433
919
366
246
182
104
3,571
920
356
237
173
146
12,825
2,302
693
413
278
Tiempo,
h:m
204
28,947
4,655
1,298
749
491
249
15,048
2,373
652
374
244
277
18,065
2,611
676
377
302
1,713
781
451
311
781
480
323
266
325
Viscosidad, cP
Temperatura,
°F
1 s-1
10 s-1
40 s-1
100 s-1
170 s-1
0:00
75
12,612
2,021
671
324
212
0:05
100
19,353
2,688
819
373
237
242
1:00
200
359
281
242
219
207
356
297
1:30
300
225
71
35
22
17
341
295
264
2:00
325
546
104
38
20
14
238
220
213
207
2:30
350
263
71
32
19
14
251
225
207
201
195
3:30
350
508
98
36
19
13
333
147
149
152
152
153
4:30
350
498
94
34
18
12
353
42
58
73
81
87
5:30
350
522
101
37
19
13
362
18
31
46
54
61
6:30
350
383
96
41
24
17
375
4
11
24
33
42
7:30
350
661
127
47
24
17
> Estabilidad de la viscosidad frente a cambios de temperatura. Las soluciones VES proveen viscosidad para un amplio rango de temperaturas y con índices
de esfuerzo de corte bajos. La viscosidad aparente de un fluido VES al 10%, mezclado con un fluido de terminación de pozo a base de bromuro de calcio
[CaBr2] de 1,522 kg/m3 [12.7 lbm/galEUA] de densidad, muestra que incluso a una temperatura de 191°C [375°F], el fluido retiene cierta viscosidad (izquierda).
Para mejorar la viscosidad retenida a temperaturas elevadas, se realizaron pruebas utilizando fluidos VES al 15% mezclados con salmuera a base de cloruro de calcio [CaCl2] de 1,498 kg/m3 [12.5 lbm/galEUA] de densidad, más 5% de metanol. Después de siete horas, se retuvo una viscosidad significativa
(derecha) incluso con un esfuerzo de corte de 1 s-1, lo que indica la aplicabilidad de los fluidos como píldora para la pérdida de circulación.
0.35 m3/h], durante la bajada de los filtros (cedazos), el empacador y los arreglos de herramientas
de servicio en el pozo. Durante el período de cuatro días subsiguiente, se mantuvo una tasa de
pérdida de fluido de 2 a 6 bbl/h [0.32 a 0.95 m3/h].
Después de fracturar hidráulicamente la formación con éxito, los ingenieros probaron el pozo a
un régimen de 1.7 millón de m3/d [60 MMpc/d], a
una presión de flujo en boca de pozo de 3,900 lpc
[26.9 MPa]. Saudi Aramco consideró un éxito
esta primera prueba de campo del sistema de
píldoras VES.
Saudi Aramco y el equipo de ingeniería del
CSL llevaron el sistema de fluido a más de 154°C
[310°F] en su siguiente pozo de prueba. El análisis de presiones transitorias indicó una
transmisibilidad de más de 500,000 mD-pie/cP;
casi 14 veces mayor que en la primera prueba.14
> Estabilidad durante ciclos de temperatura. Las pruebas de laboratorio demuestran que los fluidos
VES retienen gran parte de su viscosidad durante procesos de ciclos de temperatura. A lo largo de
un período de 61⁄2 horas, se observó sólo una reducción leve de la viscosidad (rojo), conforme los
fluidos VES ciclaban de 24 a 138°C [75 a 280°F] (azul).
11. Para obtener más información sobre fluidos y procesos
de terminación de pozos, consulte: Ali S, Bowman M,
Luyster MR, Patel A, Svoboda C, McCarty RA y Pearl B:
“Fluidos de perforación de emulsión reversible para un
mejor desempeño del pozo,” Oilfield Review 16, no. 3
(Invierno de 2004/2005): 66–73.
12. Para obtener más información sobre fluidos VES,
consulte: Kefi S, Lee J, Pope TL, Sullivan P, Nelson E,
Núñez Hernández A, Olsen T, Parlar M, Powers B, Roy A,
Wilson A y Twynam A: “Nuevas aplicaciones para los
surfactantes viscoelásticos,” Oilfield Review 16, no. 4
(Primavera de 2005): 10–25.
Al-Anzi et al, referencia 4.
13. Un compuesto zwitteriónico lleva tanto una carga
positiva como una carga negativa, con un cambio en la
carga neta que depende del pH de la solución. Los
aminoácidos tales como la alanina, la glicina y la
histidina son ejemplos de compuestos zwitteriónicos.
14. La transmisibilidad es un parámetro relacionado con las
propiedades de un yacimiento, específicamente con el
fluido que fluye a través del mismo, la dirección del flujo,
y la posición del fluido respecto de otros elementos del
sistema de yacimiento.
Los ingenieros advirtieron que mantener los fluidos en el pozo sería un desafío serio. El pozo fue
terminado con 70.4 m [231 pies] de disparos y
luego fue fracturado hidráulicamente y empacado con grava. El sobrebalance inicial fue de
450 lpc [3.1 MPa], con salmuera de CaCl2 de
11.5 lbm/galEUA de densidad en el pozo.
La tasa de pérdida de fluido estabilizada inicial fue de 6 bbl/h. Los ingenieros creían que
esta tasa baja era el resultado del daño de formación. Con el desenganche de la herramienta
de servicio para fracturamiento y empaque, las
pérdidas se incrementaron a 60 bbl/h. A raíz de
ello, se bombearon varias píldoras VES con
éxito, lo que redujo las pérdidas a entre 20 y
30 bbl/h. Sin embargo, con el incremento de la
Invierno de 2006/2007
300
250
Viscosidad, cP
200
150
150
100
100
50
Viscosidad
Temperatura, °F
250
200
50
Temperatura
0
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Tiempo, min
viscosidad del fluido solo no se pudo controlar la
pérdida de fluido en este pozo.
Los agentes de obturación a base de carbonato de calcio, mezclados con la píldora VES,
redujeron exitosamente las pérdidas a un nivel
que variaba entre 1 y 4 bbl/h [0.16 y 0.64 m3/h].
Si bien se requerían agentes de obturación, la
eliminación casi por completo de pérdidas permitió al operador mantener el control de la
presión y terminar el pozo con éxito. En general,
no es necesario un tratamiento subsiguiente para
remover el material residual de la píldora VES.
No obstante, cuando se requiere, una solución
del 5 al 10% de solvente mutuo rompe completamente la píldora, restituyendo a menudo casi el
100% de la permeabilidad original.
13
Tiempo de demora de la reticulación, min
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Viejo
Demora
corta
Demora
intermedia
Demora
larga
Reticulador
> Ajuste de los tiempos de demora. El nuevo reticulador ayuda a los ingenieros a controlar los
tiempos de demora de la reticulación con precisión.
Las tres versiones disponibles del producto ofrecen
tiempos de demora cortos, intermedios y largos.
Los ingenieros y científicos del CSL de Kuala
Lumpur respondieron a un problema de un
cliente local con una solución a medida de las
necesidades, que logró tanto simplicidad como
efectividad bajo condiciones extremas de temperatura y permeabilidad, y ante operaciones de
pozos complejos. El sistema de píldoras VES ha
sido utilizado subsiguientemente con éxito en
muchos pozos, tanto dentro como fuera de
Medio Oriente.
Aumento de la demora de la
reticulación a temperaturas elevadas
Los fluidos utilizados en las operaciones de fracturamiento hidráulico deben poseer suficiente
viscosidad como para mantener la fractura
abierta durante el proceso de bombeo y ayudar a
transportar el apuntalante a lo largo de la fractura. El régimen de flujo durante el bombeo en
el pozo es turbulento, lo que ayuda a transportar
el apuntalante. Durante esta fase del tratamiento de fracturamiento, la reducción del
arrastre puede ser más importante que la capacidad de transporte, particularmente en los
pozos profundos.
Para minimizar el arrastre y las presiones de
bombeo, la mayoría de los fluidos de fracturamiento están diseñados para reticularse después
de recorrer la profundidad del pozo y antes de
penetrar en la fractura, lo que se conoce como
reticulación demorada. La demora es normalmente una función tanto del tiempo como de la
temperatura.
Los fluidos con reticulación demorada se mezclan en la superficie con agentes de reticulación
demorada que permiten bombear el fluido en el
pozo con viscosidades más bajas, reduciendo de
este modo las presiones de bombeo. Transcurrido
cierto tiempo, normalmente unos pocos minutos,
14
el reticulador activa y viscosifica el fluido con
guar, ayudando a transportar el apuntalante hacia
las profundidades de la fractura abierta.
Las operaciones de fracturamiento en pozos
profundos desafían la química y las propiedades
físicas de los fluidos de fracturamiento. Esto se
debe fundamentalmente al prolongado tiempo de
tránsito del fluido de fracturamiento entre la
superficie y la fractura, y el posterior incremento
prematuro de la temperatura del fluido, que
interfiere con el mecanismo de demora de la reticulación. A comienzos del año 2005, Tri-Valley Oil
& Gas Corporation necesitaba un fluido de fracturamiento especial para un pozo profundo, de alta
temperatura, ubicado en California. El objetivo
era estimular los recursos potenciales, sin explotar, de la Arenisca Vedder, situada entre 5,486 y
5,639 m [18,000 y 18,500 pies] de profundidad.
Con una temperatura estática de fondo de
pozo de 350°F, el prolongado tiempo de tránsito
del fluido de fracturamiento en el pozo y las
altas presiones de tratamiento se planteaban
como inquietudes de fundamental importancia
para el operador. Los ingenieros de campo de
Schlumberger que trabajan con el CSL de Operaciones de Estimulación de Sugar Land
revisaron el programa de fracturamiento hidráulico y determinaron que se requeriría un fluido
con un tiempo de demora de la reticulación ajustable, entre 4 y 12 minutos, para transportar el
apuntalante en el pozo y hacia la fractura
hidráulica minimizando al mismo tiempo las
presiones de tratamiento de superficie. Con una
demora adecuada de la reticulación, el fluido de
fracturamiento puede tolerar el esfuerzo de
corte por un período prolongado en los tubulares, sin comprometer las características de
transporte de apuntalante.
Los polímeros a base de goma guar alcanzan
su límite en relación con la temperatura cuando
la temperatura de exposición se aproxima a
163°C [325°F]. En consecuencia, los fluidos de
fracturamiento a base de agua generalmente
emplean derivados de la goma guar, como el carboximetil-hidroxipropil guar (CMHPG), a
temperaturas más elevadas para mejorar la
estabilidad asociada con la temperatura. Sin
embargo, esta opción se descartó debido a la
necesidad de contar con un prolongado tiempo de
demora de la reticulación. El prolongado tiempo
de demora de la reticulación habría afectado
negativamente la estabilidad del fluido CMHPG.
Por otra parte, el hecho de no demorar suficientemente la reticulación expondría el fluido a un
proceso de degradación por esfuerzo de corte.
El CSL de Operaciones de Estimulación de
Sugar Land evaluó el fluido de fracturamiento reticulado a base de agua YF100EC, un sistema de
fluido de fracturamiento reticulado demorado a
base de borato, diseñado para altas tem pe raturas.15 Este fluido incorpora un reticulador de
borato encapsulado. A medida que el encapsulado
alrededor del material de borato se disuelve
lentamente frente a un pH alto, la goma guar
comienza a reticularse, espesando el fluido de
fracturamiento. En situaciones óptimas, este procedimiento de reticulación debería tener lugar
justo cuando el apuntalante penetra en la fractura.
Las pruebas de laboratorio del reticulador
encapsulado YF100EC demostraron que no toleraba las altas temperaturas de pozo el tiempo
suficiente como para que el fluido alcanzara el
fondo del pozo e ingresara en la fractura. El
reticulador utilizado en el sistema de fluido
YF100EC poseía una capa de material de encapsulado de espesor fijo, lo que limitaba su empleo
en aplicaciones de alta temperatura. La colaboración con el fabricante produjo una serie de
productos reticuladores de encapsulado de
capas múltiples. Con tres espesores disponibles,
el nuevo sistema de fluido puede abordar tiempos de demora cortos, intermedios y largos,
proveyendo flexibilidad para un rango más
amplio de diseños de tratamiento (izquierda).
En febrero de 2005, los ingenieros de
Tri-Valley y Schlumberger aplicaron el nuevo sistema, estableciendo un récord de fracturamiento
por el tratamiento de fracturamiento más
profundo de California. Se bombearon aproximadamente 738 m3 [195,000 galEUA] de fluido de
fracturamiento, a un régimen de 20 bbl/min y a
una presión de superficie de más de 12,000 lpc
[82.7 MPa], para colocar con éxito 53,524 kg
[118,000 lbm] de apuntalante a base de bauxita
sinterizada. El tratamiento de fracturamiento
hidráulico superó las expectativas de Tri-Valley.
Con presiones de tratamiento más bajas que las
esperadas, el tratamiento creó una fractura que
se extendió hasta 457 m [1,500 pies] de la pared
del pozo.
La química verde
Hoy en día, se exige que los productos químicos
utilizados en la industria de E&P no sólo alcancen
el extremo de sus límites de temperatura para
mejorar su rendimiento, sino que además cumplan con requisitos ambientales cada vez más
estrictos.
En el Mar del Norte, los operadores se enfrentan con temperaturas de superficie bajas, aguas
profundas, mares hostiles, y pozos complejos con
temperaturas elevadas. Conforme las condiciones de perforación y producción se tornan más
dificultosas, muchas de las formulaciones químicas comunes utilizadas se están volviendo
inaceptables desde el punto de vista ambiental.
Oilfield Review
120
No se permite su vertido
100
Priorizado para sustitución
Número de aditivos
Aceptable desde el punto de vista ambiental
80
Plantea un nivel de riesgo bajo o nulo
60
40
20
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2000
2001
Producción de pozos
2002
2003
2004
2005
2006
Cementación de pozos
Tipo de servicio y año
> Química verde. La gráfica muestra la progresión de las químicas de Schlumberger hacia la aceptabilidad ambiental en Noruega durante los últimos siete años. Para fines del año 2005, se habían eliminado
los productos “negros” de las operaciones de producción y cementación de pozos.
Los entes reguladores de muchos países están
exigiendo el uso de productos de menor impacto
ambiental (más verdes) en las operaciones de
E&P, sin importar el hecho de que sean vertidos
en el mar (arriba).
Los productos empleados en los tratamientos
de acidificación no han escapado al proceso de
“ecologización.” Operando desde la embarcación
marina BIGORANGE XVIII, Schlumberger trabaja bajo contrato con ConocoPhillips Norway
(COPNo) para ofrecer tratamientos de acidificación de la matriz para los pozos del sector
noruego del Mar del Norte. Al 1 de enero de
2006, todos los aditivos y fluidos de tratamiento
utilizados en aguas noruegas fueron sometidos a
la verificación del cumplimiento de requisitos
ambientales actualizados según lo que se conoce
como “Vertido Peligroso Cero.” Esta legislación
requiere que los operadores de aguas noruegas
alcancen un nivel nulo de vertido de productos
químicos peligrosos para el medio ambiente, los
llamados químicos “rojos” y “negros.”16 Ahora, los
operadores deben seleccionar productos quími-
cos con las propiedades menos nocivas para el
medio ambiente, lo que incentiva a los proveedores a desarrollar productos químicos más verdes.
La mayor parte de las operaciones de estimulación de COPNo tienen lugar en formaciones de
creta blandas con una temperatura estática de
fondo de pozo de casi 250°F. Muchos de los tratamientos realizados utilizan HCl común, un
sistema que por lo general requiere muchos aditivos. Durante 2004 y 2005, todos los aditivos
utilizados por la embarcación BIGORANGE
XVIII en los tratamientos ácidos convencionales
fueron reemplazados por alternativas más verdes, excepto el inhibidor de corrosión con ácido.
Los inhibidores de corrosión con ácido han mostrado históricamente perfiles ambientales
pobres. Dado que ninguna formulación química
logró satisfacer tanto los criterios ambientales
como los criterios de rendimiento, estos productos fueron difíciles de reemplazar.
Para satisfacer las cambiantes demandas de
las condiciones de campo en el Mar del Norte, el
CSL de Aberdeen necesitaría no sólo reemplazar
el producto sino también incrementar su estabilidad en relación a la temperatura de 200 a
280°F, satisfaciendo al mismo tiempo los nuevos
requisitos ambientales.
Los ingenieros de la sección Química Verde
del CSL de Aberdeen establecieron diversos proyectos de colaboración con proveedores externos
conocidos por sus conocimientos técnicos especiales en materia de inhibición de la corrosión en
campos petroleros. Con el soporte de los profesionales especialistas en seguridad y medio
ambiente de Schlumberger en Moerdijk, Países
Bajos, y el Laboratorio de Ingeniería de Corrosión
de Schlumberger en Sugar Land, Texas, el inhibidor de corrosión más antiguo a base de amina
cuaternaria de cinamaldehído fue reemplazado a
comienzos del año 2006 por una formulación
ambientalmente aceptable, lo que convirtió a
Schlumberger en la primera compañía en ofrecer
una gama completa de fluidos de tratamiento
HCl, con todos los aditivos clasificados como
ambientalmente aceptables en Noruega.
Todos los componentes del nuevo sistema
fueron probados para determinar la biodegradación, el potencial para la bioacumulación y la
toxicidad. Las pruebas ecotoxicológicas determinaron que todos los componentes químicos del
nuevo inhibidor, B208, exhiben una biodegradación superior al 60%, proporcionando a la vez la
misma estabilidad en relación a la temperatura
e igual protección frente a la corrosión que su
predecesor, si se utiliza con la misma concentración y bajo las mismas condiciones (abajo).
15. Barton K, Fisher D, Gadiyar BR, Morales RH, Nelson E y
Sorrells D: “Successful Application of a Unique and Low
Friction Frac-Pack Fluid in Gulf of Mexico Deep Wells,”
artículo de la SPE 94799, presentado en el 6to Simposio
Europeo sobre Daño de Formación de la SPE,
Scheveningen, Países Bajos, 25 al 27 de mayo de 2005.
16. Directrices para las regulaciones relacionadas con el
desarrollo de actividades en las actividades petroleras,
sección §56b: http://www.ptil.no/regelverk/r2002/
Aktivitetsforskriften_Veiledning_e.htm (Se accedió el 4
de octubre de 2006).
Corrosión
Formulación
Ácido
Código del Concentración, Código del
producto
%
producto
Concentración,
gal/1,000
galEUA
Código del
producto
Concentración,
gal/1,000
galEUA
28% HCl
A259
0.60
A201
20.0
–
–
28% HCl
B208
0.60
A201
20.0
A153
4.2
15% HCl
A259
0.50
–
–
–
–
15% HCl
B208
0.50
–
–
–
–
7.5% HCl
A259
0.50
–
–
–
–
10% HCl
B208
0.50
–
–
–
–
Tasa, lbm/pie2
Picadura
Especificación
Real
0 preferido
3 máximo
0
0 preferido
3 máximo
0
0 preferido
3 máximo
0
0
0
0
Especificación
Real
0.020
máximo
0.006
0.020
máximo
0.007
0.020
máximo
0.007
0.010
0.012
0.009
> Comparación del rendimiento relativo a la corrosión. En las pruebas de corrosión realizadas en el laboratorio sobre acero al cromo N° 13, el nuevo inhibidor
B208 ofrece prácticamente la misma protección frente a la corrosión que el producto previo, A259, menos amigable con el medio ambiente.
Invierno de 2006/2007
15
350
Viscosidad, cP a 10 s-1
300
250
YF“GO” IV
PowerCLEAN-OB
200
150
100
50
0
80
90
100
110
120
130
Temperatura, °F
140
150
160
4,000
Viscosidad, cP
3,500
170
400
a 40 s-1
a 100 s-1
a 170 s-1
Temperatura, °F
350
3,000
300
2,500
250
2,000
200
1,500
150
1,000
100
500
Temperatura, °F
70
50
0
0
0:00:00 0:28:48 0:57:36 1:26:24 1:55:12 2:24:00 2:52:48 3:21:36 3:50:24 4:19:12 4:48:00
h:min:s
> Rendimiento del aceite gelificado. La gelificación del aceite con la química VES (fotografía) genera una viscosidad sustancialmente más alta y más sustentable que las químicas convencionales (extremo superior). El fluido PowerCLEAN-VES a base de aceite
retuvo suficiente viscosidad a temperatura elevada para ayudar a remover los detritos
del pozo y provocar la suspensión del material para un rango de temperaturas y condiciones de flujo (extremo inferior).
Limpieza de arena en pozos
de alta temperatura
La mayoría de los fluidos utilizados en las operaciones de campos petroleros son fluidos a base de
agua. Estos fluidos tienden a ser fáciles de conseguir, menos nocivos para el medio ambiente y a
menudo menos costosos que los fluidos a base de
aceite. Sin embargo, los estudios realizados han
demostrado que en ciertas situaciones, los
sistemas a base de agua pueden favorecer la
16
expansión de las arcillas y la obturación por
emulsión, y pueden alterar potencialmente la
mojabilidad de las gargantas de poros, dañando
así los yacimientos. Habitualmente se opta por
fluidos a base de hidrocarburos para minimizar
estos efectos.
Normalmente es más difícil viscosificar un
fluido a base de aceite que un fluido a base de
agua, en especial si se trata de mantener un sistema sin sólidos. En la década de 1960, se
utilizaban sales de aluminio de ácidos carboxílicos, tales como el octonato de aluminio, para
aumentar la viscosidad de los fluidos de tratamientos a base de aceite.17 El nivel moderado de
estabilidad relativa a la temperatura y la capacidad de transporte de sólidos demostrados por
estos sistemas condujo a su utilización como
fluidos de fracturamiento
En la década de 1970, las sales de ésteres de
fosfatos de aluminio reemplazaron a las sales de
carboxilato de aluminio, incrementando
levemente tanto la estabilidad relativa a la temperatura como la eficiencia de transporte de
sólidos. Hoy en día, estas sales siguen siendo el
método preferido para la viscosificación de los
fluidos de fracturamiento a base de aceite.
Los científicos creen que los complejos de
aluminio y las moléculas de ésteres de fosfatos
producen cadenas de polímeros largas que
espesan el aceite a través de un mecanismo asociativo. Variando las cantidades de compuesto de
aluminio y ésteres de fosfato, se controla la viscosidad de estos sistemas. Habitualmente, el
incremento de la concentración de varios ésteres de ácido fosfórico mejora el rendimiento a
alta temperatura. Sin embargo, esto a menudo
genera altas viscosidades en el sistema de superficie, lo que hace que el fluido se vuelva pegajoso
y difícil de bombear.
Los sistemas de aceite gelificado comunes
exhiben ciertas insuficiencias de rendimiento en
muchos de los pozos de nuestros días. La
viscosidad en los sistemas a base de aceite convencionales es sensible a la concentración del
producto y la calidad del aceite base, y a
menudo genera altas caídas de presión por
fricción durante el bombeo. Esto resulta particularmente problemático para las operaciones de
limpieza de arena con tubería flexible (CT), que
requieren un cuidadoso control de las presiones
de circulación y la capacidad de transporte.18
Si bien los materiales VES han sido utilizados con éxito para generar viscosidad en los
fluidos de limpieza CT a base de agua, el rendimiento en relación a la temperatura y
quimiomecánico de estos fluidos no logró superar su potencial de daño de formación en los
pozos operados por Saudi Aramco en el área
norte de Arabia Saudita. En estas formaciones
de alta temperatura, sensibles al agua, se utilizan habitualmente sistemas convencionales de
aceite gelificado para operaciones de limpieza
de arena con CT. Sin embargo, para mantener la
capacidad de transporte y minimizar las caídas
de presión por fricción, los operadores a menudo
optaban por energizar los sistemas de aceite
gelificado con fluorosurfactantes, sumando complejidad y reduciendo aún más la aceptabilidad
Oilfield Review
Aceite gelificado convencional
PowerCLEAN-OB
A166
A168
Perforado direccionalmente
Perforado direccionalmente
375 pies
275 pies
7,333 a 7,346 pies
7,436 a 7,458 pies
Profundidad total
7,371 a 7,394 pies
7,885 pies
7,476 a 7,500 pies
7,798 pies
Relleno real
404 pies
320 pies
Régimen de bombeo
1 bbl/min
1 bbl/min
Pozo
Relleno esperado
Disparos
El régimen de bombeo se reduce
si se utiliza nitrógeno; presión
máxima 3,000 lpc
Presión de circulación
2,500 lpc
2,200 lpc
Tiempo insumido
36 h
20 h
> Limpieza de arena en Arabia Saudita. En dos pozos similares, el sistema a base de aceite VES PowerCLEAN-OB redujo el tiempo de limpieza utilizando
tubería flexible en más del 40% y redujo la presión de circulación en 300 lpc [2,068 kPa].
ambiental. El CSL de Kuala Lumpur respondió a
este problema mediante la exploración de nuevos
métodos de viscosificación de fluidos a base de
hidrocarburos.
En los fluidos a base de agua, los surfactantes pueden formar varios tipos de micelas tales
como esféricas, vermiformes o vermiculares, tipo
barra (bastoncillos), laminares y vesiculares.19
La micela específica producida depende de la
naturaleza del surfactante, su carga, la longitud
de la cola, la estructura de la cabeza y la composición del fluido base. La formación de un tipo
determinado de micela en el sistema de fluido se
maximiza mediante el ajuste del tipo de sales
presentes, el pH y otras condiciones.
En los fluidos acuosos, los surfactantes se
autoensamblan para formar micelas con su
17. Samuel M, Nasr-El-Din HA y Jemmali M: “Gelled Oil:
New Chemistry Using Surfactants,” artículo de la SPE
97545, presentado en la Conferencia Internacional sobre
Recuperación Mejorada de Petróleo de la Región del
Pacífico Asiático de la SPE, Kuala Lumpur, 5 al 6 de
diciembre de 2005.
18. Para obtener más información sobre sistemas de
limpieza de arena, consulte: Ali A, Blount CG, Hill S,
Pokhriyal J, Weng X, Loveland MJ, Mokhtar S, Pedota J,
Rødsjø M, Rolovic R y Zhou W: “Sistemas integrados de
limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y
reducción del riesgo,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de
2005): 4–15.
19. Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS,
Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluid for
Hydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de octubre
de 1997.
Nasr-El-Din HA, Samuel E y Samuel M: “Application of a
New Class of Surfactants in Stimulation Treatments,”
artículo de la SPE 84898, presentado en la Conferencia
Internacional sobre Recuperación Mejorada de Petróleo
de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Kuala
Lumpur, 20 al 21 de octubre de 2003.
20. Para obtener más información sobre operaciones de
limpieza de arena con tubería flexible, consulte: Ali et al,
referencia 18.
Invierno de 2006/2007
grupo de cabezas orientado hacia la fase acuosa.
En las soluciones a base de hidrocarburos, los
científicos teorizan que los materiales VES se asocian con sus grupos de cabezas en el centro de las
micelas, lo que conduce a la formación de micelas
invertidas. En esta micela especial, la cola de
hidrocarburos del surfactante se puede entrecruzar con el fluido a base de hidrocarburos.
Los datos provenientes de las simulaciones y
los análisis de laboratorio realizados en el CSL
de Kuala Lumpur demostraron que los materiales VES pueden utilizarse en fluidos a base de
hidrocarburos para generar viscosidades estables. Respecto de los sistemas de aceite
gelificado convencionales, las menores concentraciones de aditivos producen un incremento
de varios órdenes de magnitud en la viscosidad
(página anterior). Para las operaciones de limpieza con CT, el fluido VES a base de aceite
demuestra alta viscosidad a una tasa de corte
baja, lo que provee características de suspensión
de sólidos mejoradas. Los técnicos del CSL también observaron que el sistema VES a base de
aceite es significativamente menos sensible a las
variaciones de las características del petróleo.
Durante los últimos tres años en Arabia Saudita, el nuevo servicio diseñado de remoción de
relleno PowerCLEAN-OB logró eliminar con
éxito la arena de más de 30 pozos en los que se
encontraban expuestas formaciones sensibles al
agua. La temperatura de fondo de esos pozos
oscilaba entre 104 y 138°C [220 y 280°F]. En la
mayoría de estos tratamientos no se requirió
ningún proceso de energizado. En promedio, se
redujeron las necesidades volumétricas de
aceite diesel, mientras que las características de
capacidad de transporte y suspensión estática
de los fluidos de limpieza se incrementaron.20 En
dos comparaciones directas basadas en pozos de
Arabia Saudita, con el nuevo fluido de limpieza
VES a base de aceite se eliminaron varios
cientos de pies de arena con presiones de circulación un 12% más bajas y en sólo la mitad del
tiempo (arriba).
Más allá de los límites
Desde los comienzos de la industria moderna del
petróleo y el gas, los ingenieros y científicos han
continuado extendiendo los límites de la tecnología. Desde las primeras simulaciones de pozos
que utilizaban nitroglicerina hasta la perforación y producción de pozos a profundidad,
debajo de los océanos, nuestra industria ha
seguido evolucionando.
A medida que nos extendemos para acceder
a las reservas de hidrocarburos remanentes de
la Tierra, las temperaturas de superficie y de
fondo de pozo continúan desafiando las químicas utilizadas en las operaciones de perforación
y terminación, y aquellas que mantienen los
pozos actuales en producción. Los desafíos con
que se enfrenta la industria de E&P en relación
a la temperatura son demasiado extensos para
cubrirlos en forma exhaustiva en este artículo.
Los casos que presentamos destacan sólo algunos desarrollos recientes. El camino que queda
por recorrer promete no sólo avances continuos
en el comportamiento de la química de los campos petroleros en relación a la temperatura,
sino también mejoras en las tecnologías de instrumentación y terminación de pozos diseñadas
para satisfacer los desafíos cada vez mayores de
los ambientes de perforación y producción
actuales.
—DW
17
Nuevas prácticas para mejorar los
resultados de las operaciones de disparos
Los avances registrados recientemente en herramientas y técnicas incrementan en
forma asombrosa la productividad e inyectividad de los pozos entubados. Estas
ventajas abordan un amplio rango de desafíos, desde la eliminación del daño de
formación en la región vecina al pozo y la remoción del daño producido por los
disparos (punzados), hasta la producción de arena y la ejecución de operaciones
seguras y eficaces en la localización del pozo.
Frederic Bruyere
Total E&P UK plc
Aberdeen, Escocia
Dave Clark
Gary Stirton
CNR International
Aberdeen, Escocia
Aming Kusumadjaja
Balikpapan, Indonesia
Dasa Manalu
Muhammad Sobirin
Total E&P Indonésie
Balikpapan, Indonesia
Andy Martin
Aberdeen, Escocia
Derek I. Robertson
BP
Aberdeen, Escocia
Alistair Stenhouse
Consultor
Aberdeen, Escocia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Dave Atwood, Brenden Grove, Juliane Heiland
y Ian Walton, Rosharon, Texas; Larry Behrmann, Kuala
Lumpur, Malasia; Alfredo Fayard, Houston, Texas; y John
Wreford, BP, Aberdeen, Escocia.
eFire, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación), HSD
(Alta Densidad de Disparos), IRIS (Sistema Inteligente de
Implementación Remota), OCD (Dispositivo de Confirmación
de la Orientación), OrientXact, PosiTrieve, PowerJet Omega,
PURE, S.A.F.E. (Equipo de Disparo Activado por Impacto) y
SPAN (Análisis de las Operaciones de Disparos de
Schlumberger) son marcas de Schlumberger.
18
Las operaciones de disparos constituyen un paso
crucial para establecer la conectividad entre
zonas del subsuelo y pozos que son terminados
con tubería de revestimiento de acero cementada. Mediante la comprensión de las complejas
interacciones que existen entre las cargas explosivas huecas (moldeadas), los sistemas de
transporte de cargas, un pozo y el yacimiento, y
a través de la aplicación de soluciones de disparos diseñadas para satisfacer necesidades
específicas, los ingenieros pueden mejorar el
desempeño de los pozos entubados, optimizar la
producción de yacimientos y maximizar la recuperación de las reservas de hidrocarburos.
Para lograr estos objetivos, los ingenieros
ahora incorporan parámetros de yacimientos y
condiciones determinadas del pozo en los diseños de los disparos adaptados con fines bien
estipulados. Los resultados son procesos y procedimientos comprobados que generan ingresos
adicionales para los operadores como con secuencia de los incrementos de producción
logrados. Las herramientas y técnicas introducidas recientemente ayudan a los operadores a
incrementar la productividad o inyectividad,
prevenir la producción de arena, así como mejorar la seguridad y eficiencia de las operaciones
de disparos.
Las cargas de penetración profunda pueden
atravesar el daño de formación, aumentar el
radio efectivo del pozo y reducir la necesidad de
ejecutar operaciones de disparos adicionales,
lavados ácidos u otras técnicas de limpieza de
los disparos. Los avances recientes en materia
de cargas explosivas huecas, fabricación de car-
gas y sistemas de pistolas (cañones), se han traducido en incrementos de penetración de los
disparos del 20 al 30%, incluso en comparación
con las cargas de penetración profunda introducidas a fines de la década de 1990 y comienzos
de la década de 2000. La ejecución de disparos
más profundos en una formación, más allá del
daño de la región vecina al pozo, causado por las
operaciones de perforación o terminación de
pozos, es uno de los factores clave para el mejoramiento de la producción de pozos entubados.
La oleada inicial (flujo instantáneo) pro ducida a través de los disparos, después de la
detonación de la carga hueca, es crucial para
minimizar el deterioro del flujo y reducir la conductividad, causados por el daño inducido por los
disparos. Los investigadores de Schlumberger
observaron que podían crearse túneles de disparos limpios, de gran diámetro y penetración
profunda, mediante el control de las diferencias
de presiones transitorias, o dinámicas, que tienen lugar en un pozo inmediatamente después
de la detonación de las pistolas.
Un proceso de diseño innovador y sistemas
especializados explotan los cambios rápidos producidos en la presión que se desarrollan entre
las pistolas, un pozo y un yacimiento, a los pocos
cientos de milisegundos de producida la detonación de las cargas. Esta técnica de bajo balance
dinámico utiliza diseños de disparos específicos,
cargas huecas especiales, y configuraciones de
pistolas adecuadas con fines estipulados, para
generar un gran bajo balance de presión transitoria a partir de un bajo balance o un sobre
balance modesto de presión estática.
Oilfield Review
Bajo balance dinámico
Sobre balance, lpc
2,500
2,000
1,500
1,000
500
Bajo balance, lpc
0
– 500
–1,000
–1,500
–2,000
–2,500
–0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
Tiempo, segundos
0.7
0.8
0.9
1.0
2.6°
Esta técnica genera túneles de disparos
limpios, en forma consistente, y optimiza los
resultados obtenidos con los diseños más modernos de cargas de penetración extra-profunda y
los sistemas de disparos de avanzada. Para captar los datos de presiones transitorias en el
campo y verificar la diferencia de presión dinámica en condiciones de bajo balance, se utilizan
medidores de fondo de pozo, con velocidades de
muestreo de datos extremadamente rápidas. La
disponibilidad de información más detallada está
ayudando a los ingenieros a mejorar aún más las
operaciones de disparos y sus resultados.
En pozos horizontales y con alto ángulo, en
los que la presión de sobrecarga domina las
condiciones de esfuerzos locales, los disparos
verticales son habitualmente más estables. Bajo
estas condiciones, los disparos orientados con
un ángulo de más de 25° con respecto a la verti-
Invierno de 2006/2007
cal pueden incrementar el riesgo de colapso de
los mismos y el riesgo de producción de arena.
Un nuevo sistema de orientación para operaciones de disparos con tractor, tubería flexible o
tubería de producción (TCP), permite alinear
las cargas huecas en forma precisa y confiable
en un ángulo de 10° con respecto a una dirección especificada, normalmente la vertical. Este
sistema provee además la confirmación de la
orientación de los disparos posterior a las operaciones . Dichas capacidades ayudan a los
ingenieros de terminación de pozos a reducir el
riesgo de producción de arena, incluso en pozos
con variaciones extremas en sus trayectorias.
Otras innovaciones de los sistemas de disparos incrementan la seguridad y eficiencia en la
localización del pozo. Los cabezales de disparo
de fondo de pozo más recientes combinan tecnologías de pruebas de formación efectuadas a
través de la columna de perforación (DST) con
detonadores que no se ven afectados por las
radiofrecuencias (RF). Este sistema de disparo
electrónico incrementa la seguridad en la localización del pozo mediante la eliminación de los
explosivos primarios, el control directo del operador y la posibilidad de abortar la detonación
de las pistolas en cualquier momento.
Estos cabezales de disparo electrónicos
incrementan la eficiencia en el sitio del pozo y
reducen el tiempo de operación del equipo de
perforación requerido para las operaciones de
terminación de pozos, eliminando estudios de
recolección de parámetros y del período de
suspensión de radioemisiones durante las
19
operaciones de disparos. Los nuevos sistemas de
iniciación de las detonaciones permiten además
la detonación o la activación selectiva de dos sistemas de pistolas o herramientas durante una
sola carrera.
Los nuevos cabezales de disparo electrónicos
poseen además una velocidad de muestreo de
datos suficientemente alta como para captar los
eventos de presiones transitorias que no pueden
registrarse con los medidores estándar. Ese
rasgo está mejorando nuestra comprensión de
los componentes físicos del pozo durante las
operaciones de disparos en condiciones de bajo
balance dinámico.
Este artículo presenta diseños de disparos
basados en propiedades de yacimientos y parámetros de pozos específicos, avances en
sistemas de orientación e iniciación de las detonaciones, y mejoras recientes en las cargas
huecas de penetración profunda y en los
sistemas de pistolas. Además, describe las operaciones de disparos en condiciones de bajo
balance y las operaciones orientadas con TCP,
llevadas a cabo en el Mar del Norte y el sudeste
de Asia. Se concluye con un análisis de las capacidades de investigación y las instalaciones de
laboratorio, que resultan esenciales para el
desarrollo y evaluación de las técnicas, sistemas
y prácticas de disparos.
Maximización del desempeño del pozo
Para producir petróleo y gas, se deben disparar
todos los pozos con tubería de revestimiento de
acero cementada a lo largo de los intervalos productivos del subsuelo. El proceso de ejecución
de disparos conecta las formaciones subterráneas con un pozo, permitiendo el influjo de los
hidrocarburos o la inyección de fluidos en el
mismo (derecha).1
Los túneles de disparos limpios, con un nivel
mínimo de daño inducido por los disparos, son
esenciales para maximizar el desempeño de los
pozos. Desafortunadamente, los chorros de alta
energía producidos por la denotación de las cargas
explosivas generan daños por ondas de impacto y
crean partículas finas y escombros (detritos)
residuales como resultado de la fragmentación y
aflojamiento de los granos de formación.2
En la década de 1960, los ingenieros reconocieron los beneficios de efectuar los disparos
con un bajo balance estático inicial; una presión
de pozo que es inferior a la presión de la formación. Con la introducción y utilización más
generalizada de los sistemas TCP en la década
de 1970, las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance se convirtieron en la
técnica más aceptada para prevenir la invasión
20
Carga hueca
Detonación de la carga
Cordón detonante
Casco
1 microsegundo
Revestimiento
cónico
Iniciador de la
detonación
Explosivo principal
7 microsegundos
Efectos de cavidad explosiva
Acabado
plano
15 microsegundos
Efecto de
cavidad sin
revestimiento
22 microsegundos
Efecto de
cavidad
revestida
Revestimiento metálico
Explosivo
Objetivo de acero
30 microsegundos
> Desempeño de las cargas huecas. Las cargas de disparos constan de cuatro componentes: el iniciador de la detonación, el explosivo principal, un revestimiento metálico o de metal en polvo y un
casco de acero; conectado a un cordón detonante (extremo superior izquierdo). La forma de la cavidad cónica maximiza la profundidad de penetración a través de la tubería de revestimiento de acero,
el cemento y las formaciones rocosas (extremo inferior izquierdo). Al detonar las cargas explosivas
huecas, el revestimiento colapsa y se forma un chorro de alta velocidad y alta presión de partículas
de metal fluidizado (derecha).
de fluidos en una formación con posterioridad a
los disparos, y para mitigar el daño de la zona
triturada alrededor de los túneles de los disparos y remover los escombros de las cavidades de
los disparos (próxima página).3
En las décadas de 1980 y 1990, los trabajos de
investigación realizados en torno a las operaciones de disparos se concentraron en la definición
de criterios de bajo balance y en la predicción de
la diferencia de presión requerida para generar
disparos limpios y efectivos.4 Sobre la base del
trabajo experimental llevado a cabo en el Centro
de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos
(SRC) de Schlumberger en Rosharon, Texas, los
investigadores desarrollaron una ecuación de
bajo balance mínimo que se incluye en el pro-
grama de diseño y análisis de las operaciones de
disparos SPAN de Schlumberger.5
La aplicación de esta ecuación condujo al
desarrollo de la técnica de disparos en condiciones de bajo balance extremo (EUB), que aplica
diferencias de presión estática, entre dos y cuatro veces superiores a las utilizadas previamente
en las operaciones convencionales. La técnica
EUB está diseñada para generar una oleada
inicial (un influjo de fluido al pozo) desde la formación y limpiar los túneles de los disparos.6
No obstante, esta técnica posee limitaciones
y plantea inquietudes relacionadas con la seguridad de las operaciones con cable. Bajo altas
presiones diferenciales, las pistolas operadas
con cable, sin anclar, se pueden desplazar, o sal-
Oilfield Review
> Daño producido por los disparos y bajo balance de presión. Las ondas de impacto y la presión de los
disparos trituran los granos de roca y fracturan la cementación entre los granos, creando una zona
triturada de baja permeabilidad alrededor de los túneles de los disparos, cuyo espesor oscila entre
0.6 y 1.3 cm [0.25 y 0.5 pulgadas]. Este daño inducido, las arcillas con pérdida de adherencia y las partículas finas movilizadas, reducen las aperturas de las gargantas de poros y la permeabilidad local.
Las micrografías muestran la roca sin dañar (sección delgada, extremo superior izquierdo) versus el
daño de la zona triturada (sección delgada, extremo superior derecho). El daño de la zona triturada
limita la productividad e inyectividad de los disparos; los escombros residuales restringen adicionalmente la inyectividad. Después de las operaciones de disparos en condiciones de sobre balance o
en condiciones balanceadas, y antes del flujo de la producción, la roca triturada y los escombros
sueltos, de alta permeabilidad, a menudo taponan los túneles de los disparos (centro, a la izquierda
y a la derecha). Las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance y la posterior oleada
inicial proveniente del yacimiento erosionan la zona triturada y remueven los escombros residuales
de los túneles de los disparos. Sin embargo, las operaciones convencionales pueden requerir diferencias de presión estática, extremadamente altas, para limpiar los túneles de los disparos en forma
efectiva (extremo inferior izquierdo y derecho).
tar, hacia la superficie durante los disparos, lo
que puede dañar el cable eléctrico o hacer que
las sartas de herramientas se atasquen.
En la mayoría de los casos, tanto las operaciones de disparos convencionales en condiciones
de bajo balance como las operaciones de disparos EUB, requieren operaciones con tubería
flexible y operaciones de bombeo, con el fin de
establecer las condiciones hidrostáticas iniciales mediante el desplazamiento de los fluidos
para descargar los fluidos del pozo. Además se
requiere una carrera con cable para colocar una
herramienta mecánica que ancla las pistolas, y
varias carreras con cable o con línea de acero
para desplegar y recuperar las sartas de pistolas,
y extraer el ancla. Para intervalos de terminación largos, estas operaciones combinadas
pueden insumir tres o más días.
Además, las técnicas de bajo balance y EUB a
veces arrojan resultados inconsistentes e índices
de productividad o inyectividad decepcionantes,
incluso en pozos adyacentes o similares. Por el
contrario, las operaciones de disparos con presiones iniciales balanceadas o incluso sobre
balanceadas, pueden arrojar resultados sorprendentemente buenos. Hasta hace poco, sólo se
enfocaban recursos mínimos en la determinación
del porqué de la gran variación de la efectividad
de los disparos en condiciones de bajo balance, o
en el grado de diferencia de presión que se logra
efectivamente durante los disparos.
La disponibilidad de medidores de presión con
velocidades de muestreo de datos extremadamente rápidas facilitó el trabajo de investigación,
tan necesario en esta área. Estos nuevos medidores de alta resolución pueden registrar variaciones
de presión del pozo durante el primer segundo
posterior a los disparos. A fines de la década de
1. Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” Oilfield
Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 54–69.
Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A,
Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,
Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los
disparos para optimizar la productividad,” Oilfield Review
12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79.
2. Behrmann LA, Pucknell JK, Bishop SR y Hsia T-Y:
“Measurement of Additional Skin Resulting from
Perforation Damage,” artículo de la SPE 22809,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Dallas, 6 al 9 de octubre de 1991.
Pucknell JK y Behrmann LA: “An Investigation of the
Damaged Zone Created by Perforating,” artículo de la
SPE 22811, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, 6 al 9 de octubre de 1991.
Swift RP, Behrmann LA, Halleck PM y Krogh KE:
“Micro-Mechanical Modeling of Perforating Shock
Damage,” artículo de la SPE 39458, presentado en el
Simposio Internacional sobre Control del Daño de Formación,
Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.
3. Chang FF, Kageson-Loe NM, Walton IC, Mathisen AM y
Svanes GS: “Perforating in Overbalance—Is It Really
Sinful?,” artículo de la SPE 82203, presentado en la
Conferencia Europea sobre el Daño de Formación,
La Haya, 13 al 14 de mayo de 2003.
Bartusiak R, Behrmann LA y Halleck PM: “Experimental
Investigation of Surge Flow Velocity and Volume Needed
to Obtain Perforation Cleanup,” artículo de la SPE 26896,
presentado en la Conferencia y Exhibición Regional de
Oriente de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 2 al 4 de
noviembre de 1993; también en el Journal of Petroleum
Science and Engineering 17, no. 2 (Febrero de 1997): 19–28.
5. Behrmann LA: “Underbalance Criteria for Minimum
Perforation Damage,” artículo de la SPE 30081,
presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de
Formación de la SPE, La Haya, 15 al 16 de mayo de 1995;
también en SPE Drilling & Completions 11, no. 3
(Septiembre de 1996): 173–177.
Behrmann LA y McDonald B: “Underbalance or Extreme
Overbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en el
Simposio Internacional sobre Control del Daño de
Formación, Lafayette, Luisiana, 14 al 15 de febrero de
1996; también en SPE Production & Facilities 14, no. 3
(Agosto de 1999): 187–196.
6. Behrmann et al, referencia 2.
Pucknell y Behrmann, referencia 2.
Mason JN, Dees JM y Kessler N: “Block Tests Model the
Near-Wellbore in a Perforated Sandstone,” artículo de la
SPE 28554, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 25 al 28 de
septiembre de 1994.
Daño de la zona triturada
Roca sin dañar
Operaciones de disparos
en condiciones de balance
Tubería de revestimiento
Cemento
Daño de
formación
Escombros de los disparos
Tubería de revestimiento
Formación sin dañar
Operaciones de disparos con un
bajo balance de presión (3,000 lpc)
Cemento
Daño de la
formación
Invierno de 2006/2007
Zona de baja permeabilidad
y detritos de los disparos,
expulsados por la oleada inicial
de fluido de formación
4. Bell WT: “Perforating Underbalanced—Evolving
Techniques,” Journal of Petroleum Technology 36, no. 10
(Octubre de 1984): 1653–1662.
King GE, Anderson A y Bingham M: “A Field Study of
Underbalance Pressures Necessary to Obtain Clean
Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating,”
artículo de la SPE 14321, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada,
EUA, 22 al 25 de septiembre de 1985.
Crawford HR: “Underbalanced Perforating Design,”
artículo de la SPE 19749, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,
EUA, 8 al 11 de octubre de 1989.
Tariq SM: “New, Generalized Criteria for Determining the
Level of Underbalance for Obtaining Clean Perforations,”
artículo de la SPE 20636, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 23 al
26 de septiembre de 1990.
Hsia T-Y y Behrmann LA: “Perforating Skin as a Function
of Rock Permeability and Underbalance,” artículo de la
SPE 22810, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, 6 al 9 de octubre de 1991.
Behrmann LA, Pucknell JK y Bishop SR: “Effects of
Underbalance and Effective Stress on Perforation Damage
in Weak Sandstone: Initial Results,” artículo de la SPE
24770, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Washington DC, 4 al 7 de octubre de 1992.
21
Operaciones de disparos en condiciones de bajo balance dinámico
2,500
2,000
2,000
Sobre balance, lpc
Sobre balance, lpc
Operaciones de disparos en condiciones de bajo balance estático
2,500
1,500
1,000
500
–500
–1,000
–1,500
–2,000
–2,500
–0.1
1,000
500
0
Bajo balance, lpc
Bajo balance, lpc
0
1,500
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
Tiempo, segundos
0.7
0.8
0.9
1.0
-500
–1,000
–1,500
–2,000
–2,500
–0.1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
Tiempo, segundos
0.7
0.8
0.9
1.0
Zona 1
Daño de la zona triturada
Zona 2
Zona 2
Zona 3
Zona 3
> Bajo balance estático versus dinámico. Aproximadamente un 95% de las operaciones de disparos convencionales no logran un grado adecuado de bajo
balance de presión u oleada inicial, después de creados los túneles de los disparos. La presión estática real de las operaciones de disparos con bajo balance,
a menudo no es suficientemente grande y no se aplica con la suficiente rapidez como para limpiar los túneles de los disparos; además, es probable que el
pozo vuelva rápidamente a una condición de balance o sobre balance (extremo superior izquierdo). Las operaciones de disparos en condiciones de bajo
balance dinámico generan una rápida caída de la presión alrededor de las pistolas (extremo superior derecho). Las micrografías muestran una sección
transversal delgada de daño visible, después de una prueba de disparos en condiciones de bajo balance estático (extremo inferior izquierdo). En la Zona
1, cuyo espesor es de unos 3 mm, los granos de formación y los límites de granos han sido triturados o fracturados (línea roja). En la Zona 2, cuyo espesor
es de unos 7 mm, el daño inducido por los disparos es menos extensivo y está mayormente confinado a los granos individuales facturados. La porosidad y
permeabilidad se encuentran esencialmente intactas (línea verde). En la Zona 3, más allá de la línea verde, el daño inducido por los disparos es insignificante; sólo se observan algunos granos fracturados. Se trata básicamente de roca inalterada. Durante las pruebas de operaciones de disparos PURE, la
aplicación rápida de grandes diferencias de presión en condiciones de bajo balance y oleada inicial instantánea, remueve todo el daño de la zona triturada
y la mayor parte del daño de la Zona 2 (línea verde); se observa una banda angosta de 2.5 mm de granos levemente fracturados (extremo inferior derecho).
La técnica PURE crea túneles de gran diámetro con daño mínimo a la permeabilidad, lo que se correlaciona con una matriz de roca esencialmente sin
daños, o inalterada, y una eficiencia de flujo en los núcleos extremadamente buena.
1990 y comienzos de la década de 2000, los investigadores del SRC realizaron pruebas de un solo
disparo utilizando medidores de alta resolución.7
Estos estudios descubrieron que durante
algunas centésimas de segundo después de la
detonación de la carga hueca, la presión del
pozo oscila como chorros de alta velocidad y las
ondas de impacto pasan a través de los líquidos
del pozo. Los resultados de las pruebas indicaron que la limpieza de los disparos no dependía
exclusivamente de las condiciones estáticas ini-
22
ciales del pozo, existentes antes de los disparos,
fueran éstas de bajo balance, balance o sobre
balance.
La diferencia de presión máxima generada
en un pozo durante los primeros 100 milisegundos (ms) posteriores a los disparos, incidió
directamente en las variaciones producidas en
la productividad de los núcleos disparados
durante las pruebas de flujo posteriores a las
operaciones de disparos. Las presiones más altas
en condiciones de bajo balance dinámico gene-
raron mejores eficiencias de flujo en los núcleos
disparados. Las evaluaciones de laboratorio posteriores confirmaron que la eliminación del
daño producido por los disparos y su limpieza se
relacionaban directamente con el bajo balance
dinámico máximo y con el tiempo de la oleada
inicial (arriba).
Colectivamente, estos resultados constituyeron la base para las operaciones de disparos en
condiciones de bajo balance dinámico, un nuevo
enfoque para la limpieza de los disparos.8 Este
Oilfield Review
sistema de disparos PURE para operaciones de
disparos limpios especifica condiciones de pozo
y configuraciones de pistolas singulares para
generar una caída instantánea de la presión,
alrededor de las pistolas, durante la detonación
de las cargas huecas.9
Las operaciones de disparos en condiciones
de bajo balance dinámico pueden llevarse a cabo
en forma independiente de las condiciones de
pozo iniciales para crear la caída de presión y la
rápida oleada inicial requeridas a fin de generar
un alto esfuerzo de corte (cizalladura) alrededor
de los túneles de los disparos, inmediatamente
después de la detonación de la carga. La ruptura
por cizalladura de la zona triturada, causada por
la significativa reducción de la presión del pozo
más que por la erosión de los túneles debida al
7. Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H: “Borehole
Dynamics During Underbalanced Perforating,” artículo
de la SPE 38139, presentado en la Conferencia Europea
sobre Control del Daño de Formación de la SPE, La Haya,
2 al 3 de junio de 1997.
Walton IC, Johnson AB, Behrmann LA y Atwood DC:
“Laboratory Experiments Provide New Insights into
Underbalanced Perforating,” artículo de la SPE 71642,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de
octubre de 2001.
Behrmann LA, Hughes K, Johnson AB y Walton IC:
“New Underbalanced Perforating Technique Increases
Completion Efficiency and Eliminates Costly Acid
Stimulation,” artículo de la SPE 77364, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
8. El proceso de disparos dinámicos en condiciones de
bajo balance es un proceso patentado de Schlumberger,
que se comercializa bajo la marca PURE, sistema de
disparos para la obtención de disparos limpios, de
Schlumberger.
9. Johnson AB, Brooks JE, Behrmann LA, Venkitaraman A,
Walton I, Vovers AP, Vaynshteyn V, Patel DR y Fruge MW:
“Reservoir Communication with a Wellbore,” Patente de
EUA No. 6,598,682 (29 de julio de 2003); también
Publicación Internacional No. WO 01/65060 (7 de
septiembre de 2001).
Brooks JE, Yang W, Grove BM, Walton IC y Behrmann
LA: “Components and Methods for Use With Explosives,”
Publicación de Solicitud de Patente de EUA No.
2003/0150646 (14 de agosto de 2003).
Johnson AB, Behrmann LA, Yang W y Cornelis FH:
“Controlling Transient Underbalance in a Wellbore,”
Publicación de Solicitud de Patente de EUA No.
2003/0089498 (15 de mayo de 2003).
Bakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G,
Salsman A, Walton I, Stutz L y Underdown D: “La nueva
dinámica de operaciones de disparos en condiciones de
bajo balance,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de 2004):
56–69.
10. Walton IC: “Optimum Underbalance for the Removal of
Perforation Damage,” artículo de la SPE 63108,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.
Subiaur ST, Graham CA y Walton IC: “Underbalanced
Pressure Criteria for Perforating Carbonates,” artículo de
la SPE 86542, presentado en el Simposio y Exhibición
Internacional sobre Control del Daño de Formación de la
SPE, Lafayette, Luisiana, 18 al 20 de febrero de 2004.
11. Stutz HL y Behrmann LA: “Dynamic Underbalanced
Perforating Eliminates Near Wellbore Acid Stimulation in
Low-Pressure Weber Formation,” artículo de la SPE
86543, presentado en el Simposio y Exhibición
Internacional sobre Control del Daño de Formación de la
SPE, Lafayette, Luisiana, 18 al 20 de febrero de 2004.
Invierno de 2006/2007
0 µs
100 µs
Carga PURE
Carga
convencional
100 ms
200 ms
300 ms
400 ms
> Bajo balance dinámico óptimo y eliminación del daño producido por los disparos. Además de las cargas
huecas convencionales (azul), los sistemas de disparos PURE pueden incluir cámaras PURE y cargas
PURE especiales (amarillo), intercaladas a lo largo de una sarta de pistolas (extremo izquierdo). Las
cargas PURE no penetran en la tubería de revestimiento del pozo sino que abren orificios extra en los
transportadores de cargas convencionales o en las cámaras PURE adicionales, para maximizar la
diferencia de presión transitoria y optimizar la limpieza de los disparos (centro a la izquierda y centro
a la derecha). Inmediatamente después de la detonación de la carga, los chorros de alta velocidad de
los disparos generan túneles en la formación (0 a 100 µs). Los diseños PURE manipulan las condiciones
de pozo y los parámetros de las pistolas para crear instantáneamente un bajo balance óptimo a lo largo
de un intervalo disparado (100 a 200 ms). La falla por tracción de la zona triturada alrededor de los
túneles de los disparos y la oleada inicial desde la formación eliminan el daño inducido y los escombros residuales (300 a 400 ms). La aplicación rápida de un alto diferencial de presión es la clave de las
operaciones de disparos PURE. Los núcleos de laboratorio disparados, examinados bajo condiciones
de esfuerzo hidráulico con una probeta de video a color, muestran un disparo relleno con material de
formación pulverizado y rodeado de granos de cuarzo fragmentados (extremo superior derecho); un
disparo sin fragmentación, pero con material pulverizado en la parte inferior del túnel (centro, a la
derecha); y un túnel limpio (extremo inferior derecho).
influjo de fluido desde la formación, parece
desempeñar un rol importante, quizás vital, en
la limpieza de los disparos.10
Para las aplicaciones de operaciones de disparos con cable PURE, con pistolas tipo ballesta,
o de cápsulas descartables, el pozo debe encontrarse próximo a las condiciones balanceadas o
con leve bajo balance, de manera que exista
cierto flujo positivo desde la formación después
de la detonación de la carga. Durante las operaciones con cable, con pistolas portadoras de
acero hueco y en aplicaciones TCP, la presión
hidrostática inicial puede encontrarse en condiciones de bajo balance o sobre balance. Si se
establece un sistema TCP de cámara cerrada,
con un empacador de fondo de pozo recuperable, se puede generar rápidamente un bajo
balance dinámico, evitándose que el pozo vuelva
a una condición de sobre balance cuando su presión y la presión de poros se igualan.
Los pozos disparados con el proceso PURE
han demostrado un desempeño significa tivamente mejor que los pozos comparables,
disparados en condiciones de bajo balance estático. En EUA, las operaciones de disparos en
condiciones de bajo balance dinámico eliminaron la necesidad de contar con operaciones de
limpieza de disparos secundarios con ácido en
ciertos yacimientos de baja permeabilidad o
compactos.11 Los pozos marinos de petróleo de
Noruega, disparados con la técnica PURE, poseían un índice de productividad (PI) promedio
entre tres y seis veces superior al de otros pozos
de los mismos campos disparados en condiciones de bajo balance estático inicial.
Los ingenieros diseñan específicamente las
sartas de pistolas PURE, el tipo y número de cargas huecas, y las condiciones hidrostáticas de
pozo iniciales para controlar la magnitud del bajo
balance de presión dinámica y la tasa de la oleada
inicial desde de la formación. Cuando los fluidos
del pozo de alta presión rellenan rápidamente los
transportadores de cargas inmediatamente después de las operaciones de disparos, se crean
condiciones de bajo balance casi instantáneo e
influjo alrededor de las pistolas (arriba).
23
Bajo balance dinámico después de los disparos: Pozo 1
8,000
Presurizar hasta 3,700 lpc para disparar
Cerrar la IRDV
para atrapar la presión
7,000
Matar el pozo
Presión, lpc
6,000
Presión hidrostática
5,000
Presión de la formación
4,000
3,000
Bajar las pistolas
en el pozo
2,000
1,000
Válvula Dual Remota
Inteligente (IRDV)
0
Tiempo
Tijera (Martillo de percusión)
Unión de seguridad
5,300
5,260
Empacador de fondo de pozo
PosiTrieve de 7 pulgadas
Presión, lpc
Pistolas disparadas
5,220
Incremento de la presión hasta
alcanzar la presión de la formación
5,180
5,140
Barrera cerámica de escombros,
con orificios
Sistemas de detonación
HDF/eFire primario y
HDF/HDF para contingencias
Pistolas de disparo
PURE de 33⁄8 pulgadas
Cuerpo de la pistola con
orificios y medidores de presión
> Operaciones de disparos y extracción de las
herramientas en el Mar del Norte. En los pozos
del Campo Ninian, se requería un sobre balance
estático de 3,500 lpc para generar un bajo balance dinámico efectivo durante las operaciones de
disparos con pistolas bajadas con la tubería de
producción. Con una presión de yacimiento
estimada de 4,500 lpc, era necesario que CNR
incrementara la presión hidrostática inicial en
estos pozos hasta alcanzar 8,000 lpc antes de
efectuar las operaciones de disparos. Para crear
una cámara cerrada, CNR utilizó una configuración DST. Desde abajo hacia arriba, este arreglo
constaba de un medidor de presión y un transportador, las pistolas operadas con la tubería de
producción de 33⁄8 pulgadas, un cabezal de disparo de retardo hidráulico (HDF), un empacador
de fondo de pozo PosiTrieve recuperable con una
sección de retención, y una herramienta con
Válvula Dual Remota Inteligente (IRDV), que podía
cerrarse antes de que las pistolas se dispararan
y fueran luego reabiertas por los pulsos de baja
presión provenientes de la superficie.
24
Bajo balance dinámico
5,100
5,060
Tiempo
> Operaciones de disparos en el Pozo 1 del Campo Ninian. Un medidor de fondo
de pozo estándar registró la presión del pozo durante la operación de disparo
en el Pozo 1. La velocidad de muestreo de datos de 5 segundos era demasiado lenta para captar la magnitud real del bajo balance de presión dinámica o
transitoria. No obstante, estos datos muestran la secuencia operacional,
incluyendo el despliegue de las pistolas; la colocación del empacador DST;
la activación del cabezal de disparo de retardo; el cierre de la válvula de
prueba; la detonación de las cargas; la creación de un bajo balance dinámico; el incremento de la presión para alcanzar la presión de la formación
nuevamente; y el control, o matado, del pozo (extremo superior). Una evaluación más detallada de los datos indica que la presión hidrostática del pozo
se redujo sustancialmente de 8,000 lpc a menos de 5,100 lpc [35.2 MPa] después de disparar las pistolas. La presión se incrementó luego rápidamente y
se igualó con la presión de la formación (extremo inferior). La presión del pozo
no retornó a una condición de sobre balance.
Las cargas huecas que no penetran en la
tubería de revestimiento del pozo pueden intercalarse a lo largo de una sarta de pistolas. Estas
cargas PURE abren agujeros adicionales en los
transportadores de cargas convencionales o en
las cámaras PURE para controlar la diferencia
de presión en condiciones de bajo balance y la
tasa de influjo a través de los disparos recién
creados.
En comparación con las operaciones de disparos convencionales en condiciones de bajo
balance, los diseños con bajo balance dinámico
incrementan la productividad e inyectividad del
pozo y mejoran la eficiencia operacional. Los
operadores han aplicado los diseños y técnicas
de las operaciones de disparos PURE para terminar o re-terminar más de 500 pozos de todo el
mundo, incluyendo un uso extensivo en Indonesia y el Mar del Norte.
Mejoramiento de la producción
en un campo maduro
Durante el año 2003, CNR International aplicó
las operaciones de disparos PURE en cinco pozos
del campo maduro Ninian.12 Localizado al noreste
de las Islas Shetland, en el sector británico del
Oilfield Review
Invierno de 2006/2007
Bajo balance dinámico después de los disparos: Pozo 2
6,160
Pistolas disparadas
6,040
5,920
Presión, lpc
Mar del Norte, este campo maduro produce
petróleo desde 1978. El yacimiento se encuentra
a una profundidad de aproximadamente 6,706 m
[22,000 pies], con zonas productivas múltiples en
intervalos brutos largos. CNR terminó estos
pozos con tuberías de revestimiento cortas
(liners) de acero cementadas.
Una operación de terminación típica estableció una presión hidrostática en el pozo, inferior
a la presión del yacimiento, detonó el sistema
TCP bajo estas condiciones de bajo balance estático y luego hizo producir los pozos para la
limpieza antes de recuperar las pistolas usadas.
Sin embargo, establecer un bajo balance estático óptimo antes de los disparos era difícil y a
menudo involucraba el cambio, o el desplazamiento, de los fluidos del pozo, lo que resultaba
lento, caro y, en ciertos casos, poco práctico. Las
operaciones de disparos serían más eficientes y
menos costosas si se eliminaba este paso.
En el Pozo 1, CNR necesitaba terminar
varias zonas a lo largo de un intervalo de 671 m
[2,200 pies]. Los ingenieros decidieron realizar
las operaciones de disparos utilizando el proceso
PURE con pistolas TCP y una sarta DST para
crear un sistema de cámara cerrada. El programa SPAN indicó que ejecutar las operaciones
de disparos con un bajo balance dinámico podría
mejorar la productividad del pozo en un 15% o
un porcentaje superior, en comparación con las
operaciones convencionales en condiciones de
sobre balance o bajo balance estático.
La clave residía en generar un bajo balance
dinámico rápido a lo largo de todo el intervalo
de terminación. El diseño de la pistola primaria
requería un sistema TCP de 33⁄8 pulgadas para
disparar 302 m [992 pies] de zona productiva
neta. A modo de contingencia, los ingenieros
prepararon un diseño para pistolas de 27⁄8 pulgadas, en caso de tener que correr una tubería de
revestimiento corta más pequeña.
CNR y Schlumberger estimaron que la presión de la formación era de 4,500 lpc [31 MPa].
Para este diseño, se requería una presión hidrostática de pozo de 8,000 lpc [55.2 MPa] para
generar un bajo balance dinámico de 3,500 lpc
[24.1 MPa]. Esto exigía aumentar la presión del
pozo antes de las operaciones de disparos. CNR
utilizó una herramienta DST y un empacador de
fondo de pozo con la válvula de prueba cerrada,
para formar una cámara sellada antes de efectuar los disparos y para crear rápidamente un
bajo balance dinámico (página anterior, a la
izquierda).
Esta configuración DST aseguró que el pozo
no volviera a una condición de sobre balance
Incremento de la presión
hasta alcanzar la presión de la formación
5,800
5,680
5,560
5,440
5,320
Bajo balance dinámico
5,200
Tiempo
> Operaciones de disparos realizadas en el Pozo 2 del Campo Ninian. Una evaluación de los datos de los medidores de presión estándar de las operaciones
de disparos realizadas en el Pozo 2 del Campo Ninian indicó también una reducción sustancial de la presión, pasando de 8,000 lpc a menos de 5,320 lpc
[36.7 MPa], seguida de una rápida igualación con la presión del yacimiento.
La presión del pozo no retornó a las condiciones de sobre balance.
después de la detonación de las pistolas. CNR
disparó el primer pozo en agosto de 2003. Un
cabezal de disparo TCP convencional con
retardo proporcionó tiempo suficiente para
cerrar la válvula de prueba antes de que se dispararan las pistolas. Schlumberger utilizó un
medidor de fondo de pozo estándar con una velocidad de muestreo de datos de 5 segundos para
registrar la presión del pozo (página anterior, a
la derecha).
Con esta velocidad de muestreo, el medidor
no podía captar las respuestas detalladas de las
presiones transitorias durante las operaciones de
disparos PURE. Sin embargo, los datos de baja
resolución indicaron que la presión del pozo caía
drásticamente desde 8,000 lpc cuando detonaban
las pistolas y luego volvía a aumentar rápidamente para igualarse con la presión del
yacimiento, una indicación de que esta operación
había logrado un bajo balance dinámico efectivo.
Los medidores de superficie registraron una
presión estable de 850 lpc [5.9 MPa] después de
reabrirse la válvula de prueba. La caída de presión inicial, el rápido incremento de la presión, y
la alta presión de superficie, indicaron que los
disparos se limpiaban rápidamente y que su
grado de daño era escaso o nulo. Después de
observar el pozo varias horas, CNR desconectó el
empacador DST, hizo circular un fluido no
dañino para controlar el pozo y recuperó las pistolas TCP.
CNR instaló un equipo de terminación de pozos
permanente e hizo producir el pozo a un gasto
(tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata)
inicial de petróleo de 1,510 m3/d [9,500 bbl/d], sig-
nificativamente superior al gasto proyectado para
operaciones de disparos en condiciones de bajo
balance convencionales. Las pistolas recuperadas contenían grandes volúmenes de escombros
de los disparos y arena de formación, lo que
indicó la presencia de un bajo balance dinámico
rápido y efectivo que hizo que los transportadores de cargas usados se llenaran rápidamente;
esto ayudó a retener las piezas metálicas pequeñas y limaduras y otros escombros residuales de
los disparos dentro de las pistolas.
CNR disparó el Pozo 2 utilizando un proceso y
un sistema PURE similares. Este diseño requería
pistolas de 31⁄2 pulgadas, cargadas para disparar
tres zonas que comprendían aproximadamente
277 m [910 pies] de zona productiva a lo largo de
un intervalo bruto de 488 m [1,600 pies]. Este
pozo fue perforado como inyector, pero produjo
petróleo durante un corto tiempo antes de su
conversión a inyector de agua. La presión de
superficie inicial después de los disparos indicó
una presión de yacimiento de más de 6,100 lpc
[42.1 MPa], significativamente superior que en
el primer pozo (arriba).
CNR también disparó el Pozo 3 y el Pozo 4
utilizando una sarta DST de cámara cerrada para
atrapar la alta presión existente alrededor de las
pistolas, antes de proceder a las operaciones de
disparos. Los datos de los medidores estándar de
12. Martin AJ, Clark D y Stirton G: “Dynamic Underbalanced
Perforating on a Mature North Sea Field,” artículo de la
SPE 93638, presentado en la Conferencia Europea sobre
Daño de Formación de la SPE, Scheveningen, Países
Bajos, 25 al 27 de mayo de 2005.
25
Bajo balance dinámico después de los disparos: Pozo 4
Bajo balance dinámico después de los disparos: Pozo 3
6,400
4,900
Pistolas
disparadas
6,300
Presión, lpc
Presión, lpc
6,200
4,880
Incremento de la presión
hasta alcanzar la presión de la formación
Pistolas
disparadas
6,100
6,000
4,860
Incremento de la presión
hasta alcanzar la presión de la formación
4,840
4,820
Bajo balance dinámico
5,900
4,800
Bajo balance dinámico
4,780
5,800
Tiempo
Tiempo
> Operaciones de disparos realizadas en el Pozo 3 y en el Pozo 4 del Campo Ninian. Los datos de los medidores de presión estándar del Pozo 3 indicaron
que la presión se redujo de 6,340 lpc [43.7 MPa] a menos de 5,900 lpc [40.7 MPa] y luego se incrementó hasta alcanzar la presión de la formación (izquierda).
La presión del Pozo 4 cayó de 7,700 lpc [53.1 MPa] a 4,800 lpc [33.1 MPa] y luego se incrementó nuevamente hasta alcanzar la presión de la formación
(derecha). La presión del pozo no retornó a las condiciones de sobre balance en ninguno de los dos pozos.
datos de los medidores rápidos indicaron que se
producía un bajo balance dinámico de más de
5,000 lpc, a los 100 ms de la detonación de las
pistolas (abajo).
Los datos de los medidores rápidos confirmaron la magnitud y el tiempo del bajo balance
dinámico. Los medidores estándar, tales como
los utilizados en pozos previos, no pudieron
registrar los datos de presión con la suficiente
rapidez como para evaluar las operaciones
PURE en forma completa. La obtención rápida
de condiciones de presión alta con bajo balance
de presión y una oleada inicial casi instantánea,
aseguraron la eliminación del daño producido
por los disparos y los escombros. La limpieza de
estos dos pozos indicaron que se había logrado
un bajo balance dinámico (arriba).
Las operaciones de disparos en el Pozo 5
siguieron los mismos procedimientos que en los
cuatro pozos previos. Sin embargo, esta vez CNR
utilizó un diseño PURE y un sistema DST que
incluían un sistema de cabezal de disparo
electrónico eFire (véase “Mejoras en la eficiencia y seguridad operacionales,” página 28).
Las nuevas versiones del cabezal eFire registran la presión del pozo a un nivel de 1 kHz y
pueden captar los eventos de presiones transitorias durante los primeros milisegundos
posteriores a la detonación de las cargas huecas.
Después de las operaciones de disparos, los
10,000
Válvula del
probador cerrada
9,000
Presión de poros, lpc
Datos eFire a 200 ms, lpc
9,000
7,000
Presión, lpc
7,000
Comandos eFire
6,000
Incremento de la presión
–0.50
0.25
–0.25
0
Tiempo, segundos
0.50
5,000
4,000
Bajo balance dinámico de 5,000 lpc
2,000
Presión entrampada por debajo
de la válvula del probador
–0.75
6,000
3,000
Pistolas disparadas
5,000
Presión de poros, lpc
Datos eFire a 1 ms, lpc
8,000
Válvula del
probador abierta
8,000
Presión, lpc
Optimización de la producción
de gas condensado
Como en el Mar del Norte, las operaciones de
disparos en condiciones de bajo balance dinámico también han logrado un éxito significativo
en el Sudeste de Asia, donde Total E&P Indonésie opera el Campo Tunu. Ubicados en el límite
este del delta de Mahakam en Kalimantan Este,
Indonesia, los yacimientos de este campo comprenden areniscas ínter estratificadas, entre
Bajo balance dinámico después de los disparos: Pozo 5
Eventos de las operaciones de disparos: Pozo 5
10,000
4,000
–1.0
los túneles de los disparos es esencial para maximizar la producción de petróleo y la inyección
de agua y además para optimizar la productividad de los pozos de gas.
1,000
0.75
1.0
0
–1
0
1
2
Tiempo, segundos
3
4
5
> Operaciones de disparos realizadas en el Pozo 5 del Campo Ninian. Los datos de presión muestran la secuencia de eventos que tuvieron lugar durante las
operaciones de disparos realizadas en el Pozo 5 del Campo Ninian, incluyendo los pulsos de baja presión para activar el cabezal de disparo eFire, el cierre
de la válvula de prueba para atrapar la presión, el retardo de tiempo antes de disparar las pistolas, la detonación de las pistolas, la obtención de un bajo
balance dinámico, un incremento de presión después del bajo balance dinámico, la apertura de la válvula de prueba y un incremento para volver a alcanzar la presión de la formación (izquierda). Los datos de alta resolución registrados con el sistema eFire a una velocidad de muestreo de 1 kHz indican que
la presión se redujo de 7,000 lpc [48.2 MPa] a menos de 2,100 lpc [14.5 MPa] en 100 ms (derecha). La magnitud real del bajo balance dinámico no fue captada
por los medidores estándar utilizados en los cuatro pozos previos. Los datos eFire proporcionaron a CNR International evidencias concluyentes del grado
de bajo balance de presión extremo que puede lograrse durante las operaciones de disparos en condiciones de bajo balance dinámico PURE.
26
Oilfield Review
ASIA
K A L I M A N TA N
Campo
Tunu
INDONESIA
> Campo Tunu en Indonesia. El contrato de producción compartida de Mahakam, operado por Inpex y
Total E&P Indonésie, incluye los campos petroleros Bekapai y Handil y los campos de gas condensado Peciko, Sisi–Nubi, South Mahakam y Tunu. El Campo Tunu, situado a lo largo del límite este del
delta de Mahakam, es el principal proveedor de gas del sistema de ductos de Kalimantan Este. Los
operadores han perforado más de 370 pozos desde que el campo comenzó a producir en 1990.
2,300 y 4,500 m [7,546 y 14,764 pies] de profundidad. Desde 1990, más de 370 pozos han sido
perforados en el Campo Tunu (arriba).
En 1999, Total comenzó a terminar estos
pozos de gas condensado utilizando operaciones
de disparos en condiciones de bajo balance
extremo (EUB).13 Este enfoque requería operaciones de bombeo para descargar los fluidos del
pozo y una operación con cable para colocar un
ancla, además de múltiples carreras con línea de
acero para posicionar y recuperar las pistolas
atascadas y extraer el ancla.
En noviembre de 2004, Schlumberger recomendó la ejecución de operaciones de disparos
en condiciones de bajo balance dinámico utilizando pistolas operadas con cable para dos
pozos nuevos con tubería de revestimiento de
41⁄2 pulgadas. Los ingenieros utilizaron el software SPAN para dar cuenta de la geometría del
pozo, la densidad del fluido, la configuración de
las pistolas, el desempeño de las cargas huecas y
las propiedades del yacimiento.
Sobre la base de este análisis, Schlumberger
desarrolló un sistema de 27⁄8 pulgadas con cargas
huecas, de penetración profunda, específico
13. Behrmann et al, 2002, referencia 7.
14. Minto D, Falxa P, Manalu D, Simatupang M, Behrmann
LA, Kusumadjaja A: “Dynamic Underbalanced
Perforating System Increases Productivity and Reduces
Cost in East Kalimantan Gas Field: A Case Study,”
artículo de la SPE 97363, presentado en la Conferencia y
Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio
Oriente de las SPE/IADC, Dubai, Emiratos Árabes
Unidos, 12 al 14 de septiembre de 2005.
15. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,
López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:
“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”
Oilfield Review 14, no. 1 (Primavera de 2002): 18–33.
para esta aplicación. Los ingenieros diseñaron la
sarta de pistolas de manera tal que el número
total de orificios de estas cámaras generara el
bajo balance requerido para facilitar la limpieza
de los disparos. Total inició estas operaciones
con cable en noviembre de 2004.14
Los medidores de presión con una alta velocidad de muestreo de datos, que podían medir
los eventos de presión durante el primer
segundo posterior a la detonación, no estaban
disponibles para estos trabajos. Sin embargo, las
presiones de boca de pozo se incrementaron en
ambos pozos inmediatamente después de las
operaciones de disparos, a medida que los
fluidos del pozo comenzaron a retornar y descargarse. A los 30 minutos, comenzó a fluir gas a la
superficie.
El Pozo 1 y el Pozo 2 produjeron gas a un
régimen de 424,753 m 3 /d [15 MMpc/d] y
764,555 m3/d [27 MMpc/d], respectivamente,
con una presión de flujo en boca de pozo de
435 lpc [3 MPa]. Los datos de incremento de
presión adquiridos con un medidor de fondo de
pozo indicaron valores de daño mecánico de 1.1
para el Pozo 1 y cero para el Pozo 2. El Pozo 3
produjo 821,189 m3/d [29 MMpc/d] con un valor
de daño mecánico igual a cero. El Pozo 4 produjo
gas a un régimen de 991,090 m3/d [35 MMpc/d],
con un valor de daño mecánico de -2.25.
El valor de daño mecánico promedio para los
35 pozos disparados entre los años 2000 y 2004
con la técnica de EUB estático convencional fue
de 4.73. Los datos de incremento de presión confiables de los primeros cuatro pozos del Campo
Tunu, disparados con la técnica PURE, exhibieron
un valor de daño mecánico de -0.29. Estos valores
de daño mecánico bajos arrojaron un incremento
acumulado de la producción de gas de más del
200% en esas cuatro terminaciones de pozos.
Las operaciones se realizaron en forma eficaz con significativos ahorros de costos, en
comparación con las operaciones EUB con vencionales y generando un incremento de la
productividad de los pozos. Las operaciones de
disparos y limpieza de cada pozo fueron finalizadas en un solo día. Total disparó seis pozos más
durante esta fase inicial de las operaciones de
disparos PURE, lo que se tradujo en un ahorro
acumulado de costos de aproximadamente 43%,
en comparación con las operaciones EUB previas (abajo).
Desde el año 2004, más de 40 pozos han sido
disparados en los campos Tunu, Tambora y
Peciko, utilizando diseños de bajo balance dinámico que lograron un incremento de la
productividad promedio superior al 150%. Hasta
la fecha, no existen evidencias de producción de
arena en estos pozos después de realizar las operaciones de disparos con la técnica PURE. En
ciertas aplicaciones, pueden requerirse además
disparos orientados con precisión para prevenir
la producción de arena.
Operaciones TCP orientadas
Los operadores de petróleo y gas reconocen que
los disparos orientados constituyen una técnica
efectiva para mitigar la producción de arena.15
Costos de la tubería flexible
Costos de los disparos
-43%
Bajo balance estático
Bajo balance dinámico
> Reducción de los costos de operación. Mediante
la utilización de la técnica de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance dinámico
PURE en más de 40 pozos, Total redujo los costos
en más de un 40% en comparación con las operaciones EUB previas. Los gastos por concepto
de operaciones incluyen servicios de operaciones
de disparos y operaciones con tubería flexible
para desplazar, o descargar, los líquidos de pozos
y limpiar los pozos.
(continúa en la página 30)
Invierno de 2006/2007
27
Mejoras en la eficiencia y seguridad operacionales
Los servicios de explosivos y otras operaciones
de pozos ahora pueden iniciarse en forma
segura y eficaz utilizando cabezales de disparo
electrónico de avanzada. Schlumberger utiliza
los sistemas de cabezales de disparo electrónico eFire para detonar las pistolas de disparo,
asentar los empacadores o los tapones puente,
y activar los cortadores químicos, los perforadores mecánicos de la tubería de producción u
otras herramientas de fondo de pozo, tales
como los dispositivos de pruebas o de muestreo.
Estos sistemas programables combinan dos
tecnologías comprobadas: el Sistema de
Implementación Remota Inteligente IRIS y el
Equipo de Disparo Activado por Impacto
S.A.F.E. para iniciar las operaciones de disparos con cable.1 Las herramientas de pruebas
de formación efectuadas a través de la
columna de perforación (DST), con válvula
dual, utilizan el controlador inteligente IRIS
para abrir y cerrar una válvula de prueba, o de
flujo, y una válvula de circulación. Ambas tecnologías han sido utilizadas extensivamente
en condiciones de pozo rigurosas desde principios de la década de 1990.2
La operación de los sistemas eFire es similar a la de una herramienta DST. Una
computadora instalada en el controlador IRIS
detecta una secuencia única de señales provenientes de la superficie. Estos pulsos
codificados se reconocen e interpretan como
comandos para iniciar las operaciones de
pozos a través de un sistema S.A.F.E. para las
operaciones de disparos con cable.
El sistema S.A.F.E. emplea un iniciador de
lámina fusible (EFI), confiable y a prueba de
fallas, para iniciar una cadena de detonación.
Desarrollada para uso militar, la tecnología
EFI eliminó la necesidad de utilizar altos
explosivos primarios en los detonadores. Un
iniciador EFI es inmune a las frecuencias de
radio y a la tensión eléctrica errática proveniente de las operaciones de soldadura, los
sistemas de protección contra la corrosión, las
líneas de transmisión eléctrica y las radiocomunicaciones en la localización del pozo.
Los cabezales de disparo previos requerían
equipos extra y servicios y operaciones de
soporte en las localizaciones de pozos, tales
como los tanques de nitrógeno y los equipos de
28
bombeo. Estos sistemas operaban automáticamente según parámetros de presión o
temperatura preestablecidos, que a menudo
requerían que los operadores realizaran un
estudio de parámetros inicial para definir las
condiciones de pozo existentes.
Los cabezales de disparo convencionales se
basan en que las condiciones de pozo se mantengan estables durante todas las operaciones
y deben removerse de las profundidades de
operación o de las condiciones de presión predefinidas para abortar la detonación.
Alternativamente, estos sistemas podrían no
detonar debido a las condiciones cambiantes
del pozo, lo que demandaría un nuevo estudio
de parámetros. Más preocupante aún es el
hecho de que las herramientas de muestreo o
de pruebas de fondo de pozo y las pistolas, con
cabezales de disparo convencionales, también
podrían activarse en la profundidad equivocada de un pozo o detonar prematuramente.
Un sistema eFire supera estas desventajas y
limitaciones al proveer el control total de una
operación desde la superficie. El personal de
la localización del pozo puede armar, disparar
o abortar las operaciones en cualquier momento, eliminando la necesidad de realizar un
estudio de parámetros y permitiendo que se
efectúen más carreras de disparos en un día.
El cabezal de disparo detecta los cambios
producidos en la presión o en el flujo a través
de la tubería de producción o del espacio anular existente entre la tubería de producción y
la tubería de revestimiento, los cambios en la
tensión de la línea de acero o los cambios que
tienen lugar en la corriente eléctrica del
cable. Mediante la utilización de diferentes
sensores, Schlumberger desarrolló una familia
de cabezales de disparo electrónico para operaciones con sistemas bajados con la tubería
de producción, con tubería flexible, línea de
acero y cable (próxima página).3
Las señales de los comandos requieren diferencias de presión, flujo, tensión o corriente,
relativamente bajas. Este rasgo reduce la necesidad de contar con equipos o bombas de
superficie de soporte y disponer de fuentes de
nitrógeno u otros gases. Los tiempos de ejecución de comandos rápidos y la capacidad para
abortar la detonación en tiempo real proveen
un control más confiable de las operaciones
con explosivos, que pueden ejecutarse ahora en
forma segura, incluso en pozos de baja presión.
El controlador IRIS reconoce una secuencia
distintiva de cambios, como señales codificadas que forman una estructura de comandos
única para el controlador IRIS. Estos comandos especiales aseguran que los sistemas
eFire sean insensibles a las operaciones de la
localización del pozo, ya sean en la superficie
o el subsuelo, tales como los golpes con tijeras
(martillos de percusión) o el desplazamiento
de los equipos y las variaciones de presión aleatorias que se producen en el pozo en el que se
está operando o en los pozos adyacentes.
Para mejorar la seguridad, dos procesadores
separados verifican cada comando en forma
independiente. Los operadores de herramientas
realizan una prueba de configuración y funciones
utilizando una computadora portable, antes de
conectar el cabezal eFire al iniciador EFI o a
cualquier dispositivo explosivo.
Además de una estructura de comandos a
prueba de fallas, los cabezales eFire tienen que
ser habilitados mediante una presión hidrostática preestablecida, seguida de un comando de
armado, proveniente de la superficie, para que
el sistema acepte un comando de detonación.
El cabezal eFire convierte luego la potencia de
la batería en una tensión más alta, que activa
el iniciador EFI.
Durante el año 2002, BP identificó una serie
de pozos en el sur del Mar del Norte, que
podían ser re-disparados o vueltos a terminar.
1. Huber KB y Pease JM: “S.A.F.E. Perforating
Unaffected by Radio and Electric Power,” artículo de
la SPE 20635, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
23 al 26 de septiembre de 1990.
2. Healy JC, Maratier JP y Fruge MW: “Testing Green
Canyon Wells with a Pressure-Pulse-Controlled DST
System,” artículo de la SPE 22720, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 6 al 9 de octubre de 1991.
3. Taylor N, Guevara J y Sabine C: “A New Electronic
Firing Head for Slickline Explosive Services,” artículo
de la SPE 72325, presentado en la Conferencia sobre
Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las
IADC/SPE, Bahrain, 22 al 24 de octubre de 2001.
King J, Beagrie B y Billingham M: “An Improved
Method of Slickline Perforating,” artículo de la SPE
81536, presentado en la 13ª Muestra y Conferencia del
Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12
de junio de 2003.
Oilfield Review
Esta área incluía 39 plataformas, estructuras
básicamente automatizadas, con infraestructura e instalaciones de superficie mínimas.
Muchos de estos pozos fueron disparados hace
más de 30 años, con sólo 1 disparo por pie
(dpp). Los ingenieros determinaron que el
agregado de disparos podría mejorar sustancialmente su productividad.
Las operaciones de disparos con línea de
acero, que requieren menos personal y simplifican los requerimientos tanto de control de
presión como de equipos, constituyeron el
método más eficaz desde el punto de vista de
sus costos para la ejecución de estas operaciones de intervención de pozos con fines de
remediación. Una sola unidad y una brigada
pueden realizar todo el trabajo requerido,
reduciendo el número de subidas de la grúa y
el riesgo asociado para el personal.
Los ingenieros de BP decidieron utilizar el
cabezal eFire operado con línea de acero para
las operaciones de disparos, después de realizar varias otras operaciones con el sistema,
incluyendo la colocación de un empacador y la
perforación de orificios por encima de un
tapón atascado dentro de una sarta de producción. Este enfoque mejoró la eficiencia
operacional y redujo significativamente los
costos mediante la eliminación de los lentos y
costosos estudios, o carreras de evaluación de
parámetros, previos a la operación, que
requieren los cabezales de disparo de retardo
de tiempo convencionales.
BP correlacionó las profundidades de los
disparos a través del marcado, o señalización,
de la línea de acero durante un viaje inicial de
adquisición de registros. Se corrió una herramienta de rayos gamma con almacenamiento
de datos en memoria y un localizador de los
collarines de la tubería de revestimiento en
un transportador vacío, que reproducía la longitud y el peso del sistema de pistolas real.
Las pistolas cargadas fueron bajadas luego
hasta la profundidad indicada y armadas. El
contador de profundidad se reinició sobre la
base del registro de correlación, se inició el
comando de disparo, y las pistolas se colocaron en la profundidad de disparo objetivo
antes de la detonación. Para recuperar las pistolas, se envió un comando de desarmado.
Inicialmente, BP verificó las correlaciones
de profundidad de la línea de acero bajando
un calibrador de 40 brazos a lo largo de los
Invierno de 2006/2007
Operado con
tubería flexible
Operado con la
tubería de
producción
Operado con
línea de acero
Operado con cable
Sensor
de corriente
Transductor
de presión
intervalos recién disparados o re-disparados.
Estos levantamientos indicaron que las pistolas operadas con línea de acero podían ser
detonadas en la profundidad prefijada, con
control en tiempo real. BP logró significativos
ahorros de tiempo y costos mediante la utilización del sistema eFire operado con línea de
acero, completando hasta tres carreras de disparos a profundidades de más de 3,048 m
[10,000 pies] en menos de 12 horas, con sartas de pistolas de 12 m [40 pies] de largo.
En comparación con las operaciones con
cable, la tecnología eFire para operaciones de
disparos con línea de acero demostró ser
extremadamente eficaz y generó un ahorro de
costos de más del 15% en la unidad de negocios de BP en el sur del Mar del Norte. El
incremento de producción resultante, de
aproximadamente 10%, representó un logro
significativo en esta área madura en la que los
campos han estado en producción durante
más de 35 años.
La tecnología eFire representa un cambio
drástico en las operaciones de intervención
de pozos. Por ejemplo, las operaciones de
disparos con línea de acero ahorran aproximadamente un día por pozo durante las
operaciones de abandono. Desde la introducción de esta tecnología en el año 2001, se han
llevado a cabo más de 500 operaciones de disparos en el Mar del Norte con los sistemas
operados con línea de acero eFire. Además,
aproximadamente un 50% de las operaciones
TCP del sector británico del Mar del Norte
ahora utilizan el sistema eFire, fundamentalmente debido a las mejoras en la eficiencia y
la seguridad en la localización del pozo.
Sensor de
presión
diferencial
Transductor
de presión
Batería
Módulo del
controlador
Módulo del
iniciador
Detonador EFI
> Sistemas de disparos electrónicos. Con su
estructura de comandos simple, los sistemas
eFire son compatibles con varios sistemas y
métodos de operación de herramientas, incluyendo los sistemas permanentes de terminación
y disparo (PCP), y los sistemas convencionales
operados con la tubería de producción o la
sarta de perforación con tubería flexible, línea
de acero y cable. El cabezal de disparo operado con la tubería de producción mide la presión
(izquierda). El cabezal operado con tubería
flexible mide los cambios de presión asociados
con las variaciones producidas en la tasa de
flujo (centro, a la izquierda). El sistema operado
con línea de acero incluye un sensor de esfuerzo, o un conversor de tensión, que traduce el
movimiento vertical del cable en pulsos de
presión, que son reconocidos por el controlador
IRIS (centro, a la derecha). El cabezal operado
con cable detecta los cambios producidos en
la corriente eléctrica (derecha). Los sistemas
eFire más modernos poseen además la capacidad de captar los datos de presión a altas
velocidades de muestreo durante las operaciones de disparos PURE.
29
En terminaciones de pozos con alto ángulo y horizontales, y bajo condiciones de esfuerzos locales
normales—la dirección del esfuerzo máximo es
vertical—el hecho de disparar a lo largo del lado
alto de un pozo mejora la estabilidad de los túneles de los disparos en una formación. Esta técnica
evita además que los escombros obturen los disparos en el lado bajo del pozo.
No obstante, la terminación de intervalos
extendidos en pozos inclinados a menudo
requiere sistemas operados con la tubería de
producción con cientos de secciones de pistolas
que deben permanecer estrechamente alineadas
para mantener la orientación de los disparos
casi vertical. Las cargas compresivas grandes
generan una leve rotación en sentido horario y
una desalineación gradual en cada sección de la
pistola, que se acumula a lo largo de las sartas
largas con conexiones convencionales.
Utilizando registros calibradores, los operadores del Mar del Norte observaron que los
intentos previos para efectuar disparos orientados se tradujeron en disparos con errores de
alineación de hasta 45° respecto de la orientación vertical deseada. En muchas de estas
terminaciones, los disparos alineados más de
25° respecto de la vertical en formaciones
pobremente consolidadas, plantean un mayor
riesgo de colapso y producción de arena.16
Los errores de alineación fueron mayores en
pozos con variaciones significativas, o patas de
perro, en su trayectoria. Los operadores necesitaban un sistema de orientación TCP que
mantuviera la alineación vertical de las cargas,
independientemente de los cambios producidos
en la trayectoria del pozo. En respuesta a una
solicitud de Hydro, Schlumberger diseñó, probó
y desplegó un nuevo sistema de orientación TCP
para los pozos del sector noruego del Mar del
Norte en un período de cinco meses (abajo).17
Además de los espaciadores contrapesados
para la orientación pasiva, este sistema de disparos orientados bajado con la tubería de
producción OrientXact combinaba adaptadores
innovadores de alineación y fijación con uniones
giratorias con cojinetes de rodillos especiales,
de baja fricción y alta carga, que redujeron las
alineaciones incorrectas promedio entre las pistolas a aproximadamente 0.17°.
Los adaptadores de alineación y fijación
OrientXact son fabricados con tolerancias extremadamente estrechas para eliminar la
desalineación rotacional causada por el juego y
los espacios libres existentes entre las piezas y los
Pistola de disparos orientados de 4.5 pulgadas,
escasos escombros, 4 disparos por pie (dpp), 10° y 350°
Adaptador de alineación y fijación
Columna de perforación
(sarta cerrada)
Cabezal de disparo
de retardo hidráulico
(HDF) dual
Medidores de presión
Unión giratoria de baja fricción
componentes de las herramientas. El nuevo diseño
de unión giratoria proporcionaba baja fricción de
torsión bajo cargas de compresión o tracción de
hasta 55,000 lbf [244,652 N], con una curvatura
simultánea de 10° cada 30.5 m [100 pies].
La curvatura también generaba esfuerzos de
torsión que hacían girar la sarta de pistolas,
desviándola de la orientación vertical. Los
transportadores de cargas y los espaciadores
contrapesados fueron fabricados para curvarse
en forma uniforme, independientemente de los
cambios en la trayectoria del pozo. Este diseño
eliminó la tendencia de los componentes de las
pistolas a hacer girar las cargas huecas, desviándolas de la vertical, cuando la sarta se flexiona.
Después de la detonación de las pistolas, los
espaciadores contrapesados mantienen las cargas
usadas y los orificios de salida del transportador
apuntan hacia el lado alto del pozo, minimizando
así la posibilidad de que los escombros contenidos en el transportador se precipiten durante la
recuperación de las pistolas usadas.
El sistema OrientXact incluye un Dispositivo
de Confirmación de Orientación OCD que registra la orientación de los disparos durante la
detonación de la carga, con una precisión de
0.5°. Dos unidades OCD por sección de la pistola
Tubería de revestimiento
Peso para la orientación corta (liner) de 7 pulgadas
Espaciador
Nariz inferior
Transferencia
balística sellada
Dispositivo de confirmación de orientación
> Sistema de disparos orientados bajado con la tubería de producción. El sistema OrientXact alinea las pistolas TCP con cargas cuya fase está comprendida
entre 10° y 350° para disparar en la dirección vertical (extremo superior derecho). Los adaptadores de alineación y fijación, con dispositivos ranurados de
ajuste de interferencia y llaves fabricadas con tolerancias extremadamente estrechas, conectan cada sección de la pistola para eliminar los errores de
alineación rotacionales y acumulados, propios de las conexiones roscadas convencionales (extremo superior izquierdo). Las uniones giratorias de baja
fricción con una gran capacidad de carga, tanto en la tensión como en la compresión, soportan las secciones individuales de las pistolas y los pesos para
la orientación pasiva (extremo inferior izquierdo). Un Dispositivo de Confirmación de Orientación OCD, localizado en los extremos de cada sección soportada por una unión giratoria, verifica la orientación de los disparos con precisión de 0.5° (extremo inferior derecho).
30
Oilfield Review
confirman las direcciones de los disparos después de disparadas y recuperadas las pistolas.
Un arreglo de péndulo dentro de la unidad OCD
contiene un collar de rotación libre, un orificio
de cordón detonante, un tubo para la bala, una
bala y una escala angular.
La energía explosiva emitida desde el cordón
detonante fuerza la bala a través del tubo del
tambor haciéndola pasar hacia la pared interna
del dispositivo OCD, donde registra la alineación
de la pistola respecto de una orientación vertical, o 0°, en la escala. Los operadores leen estas
escalas después de que las pistolas son recuperadas para determinar la orientación de los
disparos para esa sección de las pistolas.
El sistema OrientXact utiliza pistolas con 4 a
6 disparos por pie (dpp) y un ángulo de fase de
20°, entre las cargas que se disparan a ambos
lados de la vertical, para maximizar la densidad,
el espaciamiento y la estabilidad de los disparos.
Los sistemas OrientXact han sido utilizados para
disparar dentro de un ángulo de 10° respecto de
la vertical, independientemente de la trayectoria del pozo, incluso con más de 488 m [1,600
pies] entre las uniones giratorias OrientXact.18
Este sistema de orientación de avanzada dispara en forma sistemática a lo largo del lado alto
o del lado bajo de los pozos inclinados para evitar la producción de arena. Cuando el ángulo
existente entre un pozo y la dirección del
esfuerzo máximo, habitualmente vertical, es
mayor de 75°, esta técnica de disparos orientados ayuda a prevenir la producción de arena.
Hasta la fecha, Hydro y Statoil han utilizado
este sistema para disparar más de 50 pozos en el
sector noruego del Mar del Norte. El sistema
OrientXact está disponible para pistolas TCP de
27⁄8 pulgadas, 33⁄8 pulgadas y 41⁄2 pulgadas. BP utilizó un sistema OrientXact de 27⁄8 pulgadas para
disparar los pozos del Campo Andrew en el sector británico del Mar del Norte.
Prevención de la producción de arena
BP comenzó a desarrollar el Campo Andrew del
Mar del Norte en 1996. La producción de agua
desde algunos pozos de este yacimiento del sector británico comenzó a incrementarse durante
1998, y la producción del campo declinó a partir
del pico alcanzado en el año 2000. BP detectó
primero la presencia de arena en dos pozos
durante el año 2001, tres años después de la
irrupción del agua. Los pozos horizontales del
Campo Andrew fueron terminados con tuberías
de revestimiento cortas cementadas para facilitar las futuras operaciones de intervención,
nueva terminación y control de agua.
La producción de arena parecía estar relacionada con el agotamiento de la presión y la
Invierno de 2006/2007
Herramienta de servicio
Tubería de producción
Tubería de revestimiento
de producción
Empacador permanente
Válvula de Aislamiento
de la Formación FIV
Tubería de revestimiento
corta (liner) cementada
Pistolas
Se engancha la
herramienta
de comando
Se cierra la válvula,
se extraen las pistolas
Se reabre la válvula
con pulsos de presión
aplicados desde
la superficie
Herramienta de comando
> Procedimientos de disparos en el Mar del Norte. BP habitualmente dispara las terminaciones de los
pozos horizontales del Campo Andrew sin controlar, o matar, los pozos. Este enfoque maximiza la producción y es más eficaz en términos de costos que otras técnicas. BP instala una Válvula de Aislamiento
de la Formación FIV en la tubería de producción, por debajo de un empacador permanente, para que
actúe como lubricador de fondo de pozo durante el despliegue de las pistolas y provea control de pozos
después de los disparos. Luego de instalar el equipo de terminación de fondo de pozo, la tubería de
producción permanente y el cabezal de pozo de superficie permanente, BP despliega las pistolas TCP
con una unidad hidráulica para entubar bajo presión y dispara los pozos en condiciones de bajo balance. Una herramienta de comando, situada en el extremo de la sarta TCP, cierra la herramienta FIV
a medida que se recuperan las pistolas usadas. Una prueba de influjo confirma que la válvula se ha
cerrado y que las pistolas usadas pueden ser extraídas del pozo en forma segura. Los pulsos de presión aplicados desde la superficie reabren la herramienta FIV para iniciar la producción sin realizar
ninguna operación de intervención asistida con el equipo de perforación.
estabilidad de los disparos. BP disparó esos pozos
utilizando los sistemas TCP y operaciones de disparos en condiciones de bajo balance, lo que
minimizó el daño producido por los disparos y se
tradujo rutinariamente en la obtención de producción desde más del 90% de la sección horizontal.
La tubería de producción incluyó una Válvula de
Aislamiento de la Formación FIV, debajo de un
empacador permanente, para proporcionar el control de pozos durante el despliegue de las pistolas
y después de los disparos (arriba).19
Inicialmente, BP utilizó pistolas TCP de 33⁄8 pulgadas con 4 dpp y fases de 60° para disparar las
arenas consolidadas. El incremento de la densidad de los disparos redujo la tasa de flujo a
través de cada orificio y mitigó la posibilidad de
influjo de arena y falla de la formación inducida
por el flujo.
En un intento por minimizar la producción
de arena, BP disparó algunos de los intervalos
menos consolidados con pistolas TCP orientadas, utilizando pesos pasivos y uniones giratorias
convencionales con cargas cuya fase estaba comprendida entre 25° y 335°. Sin embargo, la
precisión de la orientación fue incierta, y no se
pudo verificar la alineación real de los disparos a
ambos lados de la vertical.
Los modelos de predicción de la producción
de arena de Schlumberger indicaron que con un
ángulo de aproximadamente 32° respecto de la
vertical, los disparos podrían colapsar e iniciar
el influjo de arena.20 El inicio de la producción
de arena desde los pozos del Campo Andrew
16. Sulbarán AL, Carbonell RS y López-de-Cárdenas JE:
“Oriented Perforating for Sand Prevention,” artículo de
la SPE 57954, presentado en la Conferencia Europea
sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, 31 de
mayo al 1º de junio de 1999.
17. Benavides SP, Myers WD, Van Sickle EW y Vargervik K:
“Advances in Horizontal Oriented Perforating,” artículo
de la SPE 81051, presentado en la Conferencia de
Ingeniería Petrolera de América Latina y el Caribe de la
SPE, Puerto España, Trinidad y Tobago, Indias
Occidentales, 27 al 30 de abril de 2003.
Stenhaug M, Erichsen L, Doornbosch FHC y Parrott RA:
“A Step Change in Perforating Technology Improves
Productivity of Horizontal Wells in the North Sea,”
artículo de la SPE 84910, presentado en la Conferencia
Internacional sobre Recuperación Mejorada de Petróleo
en el Pacífico Asiático de la SPE, Kuala Lumpur, 20 al 21
de octubre de 2003.
Bersås K, Stenhaug M, Doornbosch F, Langseth B,
Fimreite H y Parrott B: “Disparos sobre el objetivo,”
Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 30–39.
18. Bersås et al, referencia 17.
19. Kusaka K, Patel D, Gomersall S, Mason J y Doughty P:
“Underbalance Perforation in Long Horizontal Wells in
the Andrew Field,” artículo OTC 8532, presentado la
Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de
mayo de 1997.
Mason J y Gomersall S: “Andrew/Cyrus Horizontal Well
Completions,” artículo de la SPE 38183, presentado en la
Conferencia Europea sobre Daño de Formación, La
Haya, 2 al 3 de junio 1997.
20. Venkitaraman A, Li H, Leonard AJ y Bowden PR:
“Experimental Investigation of Sanding Propensity for
the Andrew Completion,” artículo de la SPE 50387,
presentado en la Conferencia Internacional sobre
Tecnología de Pozos Horizontales de la SPE, Calgary, 1
al 4 de noviembre de 1998.
31
0°
Fases de 25° y 335°
Precisión
desconocida
0°
Fases de 25° y 335°
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Fase de 60°
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta (liner) de
51⁄2 pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Agujero
descubierto de
61⁄4 pulgadas
Agujero
descubierto de
61⁄4 pulgadas
Agujero
descubierto de
61⁄4 pulgadas
> Estrategias de disparos. BP disparó los pozos A-2 a A-6 inclusive, utilizando pistolas de Alta Densidad de Disparo HSD de 33⁄8 pulgadas con 4 dpp. Los
intervalos de areniscas más débiles, o menos consolidados, se dispararon utilizando pistolas orientadas convencionales con cargas cuya fase estaba
comprendida entre 25° y 335° (izquierda) para alinear los disparos a ambos lados de la vertical y disparar a lo largo del lado alto de un pozo. Sin embargo,
no se conoció la precisión de la orientación (centro). BP disparó los intervalos más consolidados en los pozos A-7 a A-14 inclusive, utilizando pistolas TCP
estándar, que comprendían todas las fases, con cargas con ángulos de fase de 60° (derecha).
pudo haber sido el resultado de la alineación
incorrecta de los disparos con fases de 60° o de
la incapacidad para lograr orientaciones de disparos casi verticales, en forma sistemática,
utilizando fases de 25° y 335° con un sistema de
orientación TCP convencional (arriba).
BP decidió que se necesitaba un nuevo
diseño de pistolas para minimizar los errores de
orientación.21 Los ingenieros optaron por las pistolas TCP con cargas cuya fase estaba
comprendida entre 10° y 350° para ayudar a alinear los disparos más cerca de la vertical, con el
fin de incrementar la estabilidad. Con un espaciamiento óptimo, los disparos casi verticales
mejorarían el influjo total, reducirían la tasa de
flujo a través de cada orificio y maximizarían la
distancia existente entre los túneles de los disparos en la formación para incrementar la
estabilidad (próxima página, a la izquierda).
Este sistema incluía pesos para la orientación pasiva y uniones giratorias para alinear las
cargas y un sistema OCD, en cada sección de la
pistola, para registrar la dirección de los disparos. Se utilizaron cargas huecas especiales de
penetración profunda para reducir la caída de
presión en la región vecina al pozo durante la
producción y minimizar los esfuerzos de la formación sobre los túneles de los disparos.
BP inicialmente proyectó terminar el nuevo
Pozo A-15 con una tubería de revestimiento corta
de 51⁄2 pulgadas, de manera que Schlumberger
construyó pistolas de 33⁄8 pulgadas con 5 dpp, utilizando fases de 10° y 350°. Las condiciones de
perforación dificultosas provocaron variaciones
significativas en la trayectoria del pozo, que
obligaron a BP a correr una tubería de revestimiento corta de 4 1⁄2 pulgadas y utilizar un
sistema de disparos más pequeño.
32
En abril de 2002, BP disparó el Pozo A-15 mediante el despliegue de más de 1,000 m [3,281 pies]
de pistolas TCP orientadas de 27⁄8 pulgadas, con
6 dpp, utilizando fases de 10° y 350°. Sin embargo, el desempeño de este sistema de pistolas
fue inferior al esperado. Los dispositivos OCD
registraron un error de alineación promedio de
26° respecto de la vertical (abajo).
La confirmación de la orientación de los disparos permitió a los ingenieros evaluar el riesgo
del influjo de arena y ayudó a BP a tomar decisio-
Fases de 10° y 350°
Error de 26°
26°
nes de producción. Esta información proporcionó
un punto de referencia para evaluar desarrollos
futuros en herramientas y técnicas. El gran error
de alineación observado en el Pozo A-15 generó
inquietud en cuanto a que los disparos en los
intervalos más débiles podían fallar y producir
arena al reducirse la presión del yacimiento.
Para lograr orientaciones de disparos casi
verticales precisas, Hydro y Schlumberger
habían desarrollado en forma conjunta la tecnología OrientXact. Las nuevas uniones giratorias
Fases de 10° y 350°
Error de 12°
12°
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Pistola HSD de
27⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta de
41⁄2 pulgadas
> Pistolas TCP orientadas convencionales. BP disparó el Pozo A-15 del Campo Andrew utilizando
más de 1,000 m de pistolas orientadas convencionales de 27⁄8 pulgadas. Estas pistolas fueron desplegadas y recuperadas a través de la herramienta
FIV. Los datos de orientación de los sistemas OCD
incluidos en esta sarta de pistolas indicaron un
error de alineación promedio de los disparos de
26° respecto de la vertical. Los modelos de producción de arena predijeron que con esta orientación, los disparos en areniscas pobremente
consolidadas podrían convertirse en una fuente
de producción de arena.
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Agujero
descubierto
de 61⁄4pulgadas
> Sistema de disparos orientados precisos, bajado
con tubería flexible. Los sistemas OCD del sistema
de disparos utilizado en el Pozo A-8 verificaron que
las uniones giratorias OrientXact mejoradas, colocadas entre las secciones de las pistolas, podían
aumentar la precisión de la orientación incluso con
un método alternativo de operación con tubería
flexible. El error de alineación promedio de los
disparos en este pozo fue de 12°; un mejoramiento
de 14° con respecto al Pozo A-15. Los modelos de
predicción de la producción de arena indicaron
que los disparos, en esta orientación casi vertical,
impedirían el influjo de arena durante varios años.
Oilfield Review
Túneles de los disparos
en la formación
Fases de 10° y 350°
Error de 11°
7.5°
11°
Fases de 10° y 350°
Error de 7.5°
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Agujero
descubierto
de 61⁄4 pulgadas
Agujero
descubierto
de 61⁄4 pulgadas
> Disparos orientados con precisión, utilizando tubería flexible asistida con tractor. Debido a la profundidad y al intervalo de terminación largo, BP disparó el Pozo A-7 del Campo Andrew utilizando una
combinación de operación con tubería flexible y dos tractores de fondo de pozo. Esta operación
requirió dos carreras de disparos. Ambas carreras resultaron exitosas, con un error de orientación
de 11° en la primera carrera (izquierda), y un error de 7.5° en la segunda, según lo verificado con los
sistemas OCD (derecha).
0°
Fases de
10° y 350°
> Optimización de la densidad de los disparos y
los ángulos de fase. BP optó por utilizar una nueva
estrategia de disparos para el Pozo A-15 del Campo
Andrew con el fin de maximizar la distancia entre
los disparos y reducir la tasa de flujo a través de
cada disparo (extremo superior). Los ingenieros
diseñaron inicialmente un sistema TCP orientado
de 33⁄8 pulgadas, con cargas cuya fase estaba
comprendida entre 10° y 350° y 5 dpp (extremo
inferior). Mediante la reducción del ángulo existente entre los disparos de 50° a 20°, se esperaba que este diseño alineara los túneles más
cerca de la vertical que las pistolas previas con
ángulos de fase de 25° y 335° y evitara el colapso
de los túneles. Las condiciones de perforación
dificultosas requirieron que BP corriera una tubería de revestimiento corta de 41⁄2 pulgadas, en
lugar de la tubería de revestimiento de 51⁄2 pulgadas, y que optara por pistolas TCP más pequeñas
de 27⁄8 pulgadas con 6 dpp.
OrientXact redujeron la fricción en un 90% y
pudieron tolerar las grandes cargas generadas
por las sartas de pistolas largas tanto en la tensión como en la compresión. Además, el
mejoramiento de las conexiones con tolerancias
de fabricación estrechas redujo aún más los
errores de alineación entre las secciones de las
pistolas.
Invierno de 2006/2007
BP aplicó las uniones giratorias OrientXact
por primera vez en dos pozos del Campo
Andrew, para disparar zonas de petróleo pasadas por alto, identificadas con sísmica 4D y
registros adquiridos en pozo entubado. BP proyectó agregar disparos en el extremo superior, o
talón, de las secciones horizontales del Pozo A-8
y el Pozo A-7 utilizando pistolas TCP de 33⁄8 pulgadas con el nuevo diseño de uniones giratorias
y cargas de Alta Densidad de Disparo HSD, cuya
fase está comprendida entre 10° y 350° respecto
de la vertical.
Schlumberger desplegó, disparó y recuperó
este sistema TCP en el Pozo A-8 con tubería flexible y un sistema de despliegue en superficie.
Después de recuperar las pistolas, los dispositivos OCD confirmaron un error de alineación
promedio de 12°; 14° menos que en el Pozo A-15
(página anterior, extremo inferior derecho).
BP y Schlumberger proyectaron que los disparos con esta orientación no producirían arena
durante varios años, incluso en los intervalos de
areniscas más débiles. En base al éxito del Pozo
A-8, BP planeó utilizar la misma técnica en el
Pozo A-7. No obstante, los modelos de diseño
predijeron que la tubería flexible sola no podría
alcanzar la profundidad de los disparos debido
al fenómeno de flexión helicoidal.
Estas complicaciones y la existencia de un
intervalo de disparo más largo requirieron que
BP efectuara dos carreras de disparos. BP optó
por una combinación de tubería flexible y dos
tractores de fondo de pozo para bajar las pistolas. El error de alineación promedio de las
pistolas fue de 11° en su primera carrera; en la
segunda carrera, el error de alineación fue de
menos de 8° (arriba).
Fases de 10° y 350°
Error de 4.6°
4.6°
Pistola HSD
de 33⁄8 pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Agujero
descubierto
de 61⁄4 pulgadas
> Optimización de los sistemas de disparos
orientados bajados con la tubería de producción.
El Pozo A-16 constituyó la primera oportunidad
para probar el diseño de las uniones giratorias
OrientXact en una aplicación TCP en un pozo
nuevo del Campo Andrew. La trayectoria de este
pozo no exhibía patas de perro severas, de
manera que BP esperaba que la precisión de la
orientación fuera alta. Los dispositivos OCD de
este sistema TCP de 33⁄8 pulgadas, que fue
desplegado a través de una herramienta FIV,
indicaron un error de alineación de menos de 5°.
Posteriormente, BP disparó el nuevo Pozo A-16,
utilizando un sistema TCP de 33⁄8 pulgadas con
uniones giratorias OrientXact nuevas y cargas huecas cuya fase estaba comprendida entre 10° y 350°.
Se esperaba que la precisión de la orientación
fuera alta porque el pozo no poseía variaciones
extremas en su trayectoria. El error de alineación
promedio fue de menos de 5° (arriba).
21. Martin AJ, Robertson D, Wreford J y Lindsay A:
“High-Accuracy Oriented Perforating Extends Sand-Free
Production Life of Andrew Field,” artículo de la SPE
93639, presentado en la Conferencia del Área Marina de
Europa de la SPE, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.
33
34
configuraciones complejas de equipos de fondo de
pozo, como las del Campo Otter del Mar del Norte.
Terminaciones submarinas
con sistemas TCP orientados
Total E&P UK plc necesitaba un método preciso y
eficaz en términos de costos para orientar los disparos en un pozo horizontal del Mar del Norte.
Esta operación de terminación de pozo particular
llevada a cabo en el Campo Otter, situado al
noreste de las Islas Shetland, correspondía a uno
de tres pozos submarinos provistos de sistemas de
levantamiento artificial con bombas eléctricas
sumergibles (ESP). Total había identificado una
zona pasada por alto que podía mezclarse con la
producción proveniente de los disparos existentes.
Sin embargo, el intervalo objetivo se encontraba detrás de la tubería de revestimiento de
7 5⁄8 pulgadas, lo que planteaba varios desafíos
relacionados con las operaciones de disparos. Las
pistolas debían pasar a través de la derivación del
sistema ESP y de un perfil de asentamiento de
6.8 cm [2.66 pulgadas] y alinear los disparos verticalmente en dirección al lado bajo del pozo, para
mitigar el influjo de arena y maximizar la penetración de los disparos dentro de la tubería de
revestimiento de 75⁄8 pulgadas (próxima página).
Además, el diseño de las pistolas tenía que
minimizar los escombros residuales para evitar la
obturación de los disparos y el daño de los dos sistemas ESP. Durante la primera fase de este
proyecto, los ingenieros evaluaron el riesgo de
producción de arena. Total realizó estudios de
sensibilidad para determinar si los disparos
orientados evitarían la producción de arena de los
2.6°
Fases de 10° y 350°
Error de 2.6°
Pistola
OrientXact
de 27⁄8pulgadas
Tubería de
revestimiento
corta de
51⁄2 pulgadas
Agujero
descubierto
de 61⁄4 pulgadas
> Sistemas de disparos orientados precisos, bajados con la tubería de producción. Los sistemas
OCD, de la sarta TCP OrientXact de 27⁄8 pulgadas
utilizada para disparar el Pozo A-17 del Campo
Andrew, verificaron que todos los disparos se
encontraban alineados dentro de un ángulo de
aproximadamente 2.6° respecto de la vertical. BP
atribuyó este grado de precisión de la orientación
a los adaptadores de alineación y fijación
OrientXact, que minimizaron el error de alineación
entre las secciones de las pistolas y de las uniones giratorias OrientXact, de baja fricción y alta
carga, que mantuvieron la orientación de las
cargas casi vertical antes y después de los disparos. Ésta fue la primera vez que BP utilizó un
sistema OrientXact completo en el Campo Andrew.
intervalos de formación débiles. El software de
predicción de la producción de arena confirmó
que los disparos alineados dentro de un ángulo de
10° respecto de la vertical, en las zonas productivas más débiles, permanecerían estables incluso
en condiciones de agotamiento total.
10,000
1,000
Arena acumulada, kg
No obstante, durante la limpieza, el Pozo A-16
retornó una cantidad sustancial de escombros a
la superficie, provocando un cierre de procesamiento. Como resultado, BP y Schlumberger
concentraron esfuerzos de ingeniería adicionales
en la reducción de los escombros para las operaciones de disparos futuras. Una solución potencial
era el sistema OrientXact de 41⁄2 pulgadas, desarrollado para Hydro. Este sistema utilizaba cargas
huecas con bajo volumen de escombros que no
producen fragmentos pequeños, y donde los fragmentos grandes quedan dentro de la pistola.
BP acordó desarrollar esta tecnología para un
sistema de pistolas más pequeñas a utilizar en el
siguiente pozo nuevo. El Pozo A-17 se enfrentaría
a las mismas condiciones de perforación dificultosas que el Pozo A-15, de modo que BP decidió
desarrollar un sistema OrientXact de 27⁄8 pulgadas, similar a las pistolas de 4 1⁄2 pulgadas
desarrolladas para Hydro. Este diseño incluía sistemas OCD, cargas con bajo volumen de
escombros cuya fase estaba comprendida entre
10° y 350°, y conexiones que redujeron el error
de alineación entre las secciones de las pistolas.
En abril de 2004, BP disparó el nuevo Pozo
A-17 utilizando este nuevo sistema TCP OrientXact de 27⁄8 pulgadas, operado por debajo de la
tubería de producción de 27⁄8 y 31⁄2 pulgadas. Después que los operadores dispararan y
recuperaran las pistolas, los sistemas OCD confirmaron que los disparos se encontraban
desplazados unos 2.6° de la vertical (derecha).
El grado de precisión alcanzado fue notable,
pero el sistema OrientXact también retuvo la
mayor parte de los escombros residuales de las
cargas dentro de los tubos de las pistolas. BP
recuperó sólo un pequeño volumen de escombros en la superficie; básicamente herrumbre de
las paredes de la tubería de revestimiento y de
más de 1,200 m [3,937 pies] de pistolas.
La maximización de la producción y la eficiencia operacional era importante, pero la
prevención de la producción de arena constituía
la razón fundamental para la aplicación del sistema de disparos orientados en este campo. BP y
Schlumberger lograron este objetivo en los pozos
A-7, A-8, A-16 y A-17. El monitoreo continuo de
los sólidos desde mayo de 2003 ha indicado un
nivel de producción de arena extremadamente
bajo de las terminaciones existentes con los nuevos disparos orientados y de los pozos nuevos,
tales como el Pozo A-18, disparados con el sistema OrientXact (derecha).
Además de los sistemas de prevención de la
producción de arena y de fracturas orientadas, los
ingenieros utilizan los sistemas de orientación
para lograr sus objetivos, incluyendo los nuevos
disparos y las nuevas terminaciones de pozos con
100
10
Azul: Fase de 60° sin orientar
Gris: Terminación no disparada
Naranja: Disparos orientados convencionales
Verde: Disparos orientados OrientXact
1
A-3
A-6
A-14
A-13
0.1
A-4
A-10
A-12
A-15
A-7
A-8
A-16
A-17
A-18
0.01
3/20/03
6/28/03
10/6/03
1/14/04 4/23/04
8/1/04
11/9/04
2/17/05
5/28/05
9/5/05
12/14/05
Fecha
> Producción de arena en el Campo Andrew. BP necesitaba sistemas de disparos orientados precisos
para extender la vida productiva de los campos en proceso de maduración del Mar del Norte. Salvo por
algunos picos ocasionales, asociados con la presencia de flujo inestable durante los cierres de procesamiento, los monitores de fijación instantánea, instalados en la tubería de producción en la superficie,
indicaron índices de producción de arena más bajos para los pozos A-7, A-8, A-16, A-17 y A-18 del
Campo Andrew, que fueron terminados con sistemas de disparos orientados más precisos (verde).
Oilfield Review
Nueva dinámica y direcciones
Los diseños eficientes y efectivos de los disparos
Preventor de reventones
deben abordar una serie de factores, incluyendo
NORUEGA
el desempeño de las cargas huecas, las caracCabezal de producción
terísticas de la formación—resistencia,
submarino
Islas Shetland
permeabilidad y porosidad de la roca—la densidad de los disparos y las presiones transitorias
Válvula de seguridad
en los pozos, antes, durante, y después de la
Islas Orkney
de fondo de pozo
detonación de las pistolas. Las técnicas y herramientas de disparos, incluyendo los avances
Derivación de
ESP
tales como las cargas PowerJet Omega, el pro3.06 pulgadas
ESCOCIA
ceso PURE y los sistemas OrientXact,
con válvulas
ESP
a charnela
contribuyen significativamente al éxito de los
tratamientos de estimulación de pozos y a los
Terminación inferior
Terminación con filtro (cedazo) de arena
Perfil de
asentamiento
métodos de manejo de la producción de arena.
de 2.66 pulgadas
Arenisca A
Las cargas de penetración profunda pueden
Arenisca D
Tubería de
sortear los fenómenos de invasión; las cargas para
revestimiento de
103⁄4 pulgadas
orificios grandes utilizadas en los tratamientos de
empaque de grava o de estimulación por fractura1
Tubería de revestimiento miento maximizan el área de flujo de los disparos;
Filtros de 4 ⁄2 pulgadas
de 75⁄8 pulgadas
la orientación y el espaciamiento óptimo de las
cargas permiten evitar o mitigar la producción de
> Orientación de los disparos verticales hacia abajo. Total E&P UK plc opera el Campo Otter, al noreste
arena y otros factores que restringen la producde las Islas Shetland, en el Mar del Norte. El Pozo T2/P1 era una de las tres terminaciones de pozos
ción. Los métodos y técnicas de disparos
submarinos horizontales, provistos en cada caso de un sistema de bombeo eléctrico sumergible (ESP)
dual para las operaciones de levantamiento artificial. Para acceder al petróleo pasado por alto en la
innovadores, tales como el proceso de disparos en
Arenisca A, detrás de la tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas, en el tope o el talón de la sección
condiciones de bajo balance PURE, aseguran
horizontal, sin extraer el equipo de terminación de pozos existente, Total necesitaba un sistema de
túneles de disparos limpios y efectivos. Mediante
pistolas orientadas que pudiera pasar a través de la derivación del sistema ESP y de un perfil de
la limpieza efectiva de todos los disparos, las opeasentamiento de 2.66 pulgadas.
raciones de disparos en condiciones de bajo
La segunda fase involucró el diseño de un sis- requeriría que las cargas detonaran a lo largo balance dinámico maximizan la productividad e
tema de pistolas pequeño con cargas, con un del pozo, a través de sus fluidos. Schlumberger inyectividad de los pozos.
La investigación y el análisis de laboratorio
ángulo de fase cero. Schlumberger construyó y diseñó el sistema de pistolas para que rotara y
probó un sistema OrientXact de 21⁄4 pulgadas, con disparara hacia abajo, lo que sacrificó la lim- son elementos adicionales en el desarrollo de
bajo volumen de escombros y alta precisión, que pieza por la profundidad de penetración de los nuevas técnicas y sistemas de disparos. Sólo si
podía pasar por la derivación del sistema ESP y disparos, pero permitió que Total disparara este consideran todos los factores relevantes, los opepozo submarino sin extraer el equipo de termi- radores logran terminaciones disparadas óptimas.
por una restricción de 6 cm [2.4 pulgadas].
Los esfuerzos de investigación y desarrollo de
Los ingenieros optaron por las cargas huecas nación permanente.
Total desplegó con éxito el sistema de 21⁄4 pul- Schlumberger y las capacidades de fabricación de
para disparos de penetración profunda PowerJet
Omega de 2 pulgadas para maximizar la penetra- gadas con un tractor con cable de 21⁄8 pulgadas última generación del SRC continúan encarando
ción en las areniscas débiles Otter y eliminar los durante dos carreras de disparos con sartas de el desempeño de las cargas huecas y los sistemas
escombros que pudieran dañar el sistema ESP pistolas de 12.2 m [40 pies]. La unión giratoria y de pistolas. Los investigadores están buscando
dual. Estas cargas de penetración extra-pro- los pesos OrientXact de baja fricción hicieron soluciones de disparos para una amplia gama de
funda, que logran una penetración de 60.5 cm girar las cargas en el lado bajo del pozo. Los dis- aplicaciones de petróleo y gas, incluyendo los
[23.8 pulgadas] en un objetivo según la Sección 1 positivos de orientación OCD verificaron que yacimientos carbonatados y la producción de
del API, incluyen además un casco para un volu- todos los disparos se alinearan hacia abajo, den- metano en capas de carbón.
Las soluciones de disparos modernas condumen escaso de escombros, que se conserva tro de un ángulo de 2° respecto de la vertical.
intacto dentro del transportador después de los Los disparos adicionales aportaron un volumen cen efectivamente a índices de productividad e
disparos.
sustancial de producción incremental del inyectividad más altos mediante diversos tipos
de operaciones de terminación de pozos—pozos
Normalmente, los disparos se orientan a lo Campo Otter.
largo del lado alto de un pozo para optimizar la
La producción de petróleo se incrementó, de petróleo, gas, o gas condensado, nuevos o
estabilidad y la limpieza de los disparos, y evitar pasando de aproximadamente 1,271 a 2,384 m3/d viejos—durante todas las etapas de la vida prosu taponamiento. Sin embargo, disparar un sis- [8,000 a 15,000 bbl/d], sin ninguna indicación de ductiva de un pozo o un campo, desde el
tema de pistolas pequeño dentro de la tubería producción de arena. La operación entera fue desarrollo inicial hasta la meseta de producción.
de revestimiento de 75⁄8 pulgadas reduciría la realizada en 36 horas, con escombros residuales En última instancia, esto se traducirá en reducprofundidad de penetración de los disparos en la mínimos, sin tiempo inactivo y sin incidentes. ciones de costos, ingresos adicionales e
formación si las cargas huecas se orientaban Esta operación exitosa ayudó a Total a evitar la incrementos de las ganancias para las compa—MET
hacia arriba. La atracción gravitatoria haría que ejecución de una operación de reparación de un ñías operadoras.
las pistolas se posicionaran en el lado bajo y pozo submarino, cara y dificultosa.
Campo Otter
Invierno de 2006/2007
35
59445schD06R1.qxp:59100schD06R1
3/19/07
3:57 PM
Page 36
Producción de gas desde su origen
La lutita, la más abundante de las rocas sedimentarias, finalmente está obteniendo
su valor. Esta roca atravesada por los perforadores en búsqueda de zonas productivas
en formaciones de areniscas o carbonatos, ha sido considerada una roca sello
durante mucho tiempo. Sin embargo, gracias a la combinación correcta de geología,
economía y tecnología, las lutitas ricas en materia orgánica están incitando a los
operadores de EUA a conceder los derechos de perforación que poseen en miles de
acres en una campaña para descubrir la próxima provincia de gas de lutita.
Charles Boyer
Pittsburgh, Pensilvania, EUA
John Kieschnick
Roberto Suárez-Rivera
Salt Lake City, Utah, EUA
Richard E. Lewis
George Waters
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Bárbara Anderson, Ridgefield, Connecticut,
EUA; Walter Arias, Río de Janeiro, Brasil; Keith Greaves,
Salt Lake City, Utah; Valerie Jochen, College Station, Texas;
Bárbara Marin y Mark Puckett, Houston, Texas; Camron
Miller, Oklahoma City, Oklahoma; y Jeron Williamson,
Pittsburgh, Pensilvania.
AIT (generador de Imágenes de Inducción de Arreglo),
ClearFRAC, ECLIPSE, ECS (Sonda de Espectroscopía de
Captura Elemental), ELANPlus, FiberFRAC, FMI (generador
de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total),
geoVISION, Platform Express y SpectroLith son marcas de
Schlumberger.
1. Otros tipos de recursos de gas continuos listados por
el USGS son el gas centrado en las cuencas, el gas
contenido en areniscas compactas y el gas contenido
en capas de carbón.
2. Schenk CJ: “Geologic Definition of Conventional and
Continuous Accumulations in Select U.S. Basins—The
2001 Approach,” Resumen para la Conferencia de
Investigación sobre Comprensión, Exploración y
Desarrollo de Areniscas Gasíferas Compactas de
Hedberg, de la AAPG, Vail, Colorado, EUA, 24 al 29 de
abril de 2005.
3. La permeabilidad de la matriz se refiere a la capacidad
de los fluidos de fluir a través de una roca, principalmente por medio de los intersticios que existen entre
los granos minerales que conforman la roca, pero no
incluye el flujo a través de las fracturas de la roca.
36
Millones de pozos de petróleo o gas perforados
en los últimos 150 años han penetrado intervalos
sustanciales de lutita antes de alcanzar sus profundidades objetivo. Con tal exposición de las
lutitas, ¿todo pozo seco es efectivamente un
productor potencial de gas de lutita? In du dablemente, no. El gas de lutita es producido
únicamente bajo determinadas condiciones.
La lutita, una abundante roca sedimentaria de
permeabilidad extremadamente baja, a menudo
se considera una barrera natural para la migración del petróleo y el gas. En las lutitas gasíferas,
el gas es generado localmente; la lutita actúa a la
vez como roca generadora (roca madre) y como
yacimiento. Este gas puede almacenarse intersticialmente en los espacios porosos, entre los
granos de rocas o las fracturas de la lutita, o ser
adsorbido en la superficie de los componentes
orgánicos contenidos en la lutita. Esto contrasta
con los yacimientos de gas convencionales, en los
que el gas migra desde su roca generadora hacia
una arenisca o carbonato donde se acumula en
una trampa estructural o estratigráfica, a la que a
menudo subyace un contacto gas-agua. No debe
sorprender, por ende, que las lutitas gasíferas se
consideren yacimientos no convencionales.
El gas de lutita es producido de acumu laciones de gas continuas, según el Servicio
Geológico de EUA (USGS).1 El USGS lista 16 cualidades características, cualquiera o la totalidad
de las cuales pueden estar presentes en acumulaciones de gas continuas.2 Las cualidades que
son particularmente características de la lutita
gasífera incluyen el alcance regional, la falta de
un sello y trampa obvios, la ausencia de un contacto gas-agua bien definido, la presencia de
fracturas naturales, una recuperación final esti-
mada (EUR) que es por lo general más baja que
la de una acumulación convencional, y una
matriz de permeabilidad muy baja.3 Además, la
producción económica depende significativamente de la tecnología de terminación de pozos.
A pesar de sus obvias deficiencias, en EUA, se
está apuntando a ciertas lutitas como objetivos
de producción; aquellas que poseen la combinación correcta de tipo de lutita, contenido
orgánico, madurez, permeabilidad, porosidad,
saturación de gas y fracturamiento de la formación. Cuando estas condiciones de la formación
son activadas por condiciones económicas favorables, un play de gas no convencional se
convierte en un boom.
Los plays de gas de lutita de nuestros días
están levantando vuelo, en gran medida gracias
al crecimiento de la demanda de gas, e igualmente importante, debido al desarrollo de un
abanico creciente de tecnologías de avanzada de
campos petroleros. Esta tendencia se está
expandiendo en Estados Unidos, donde el
aumento de los precios del gas y el consumo de
casi 23 Tpc [651,820 millones de m3] de gas por
año están impulsando un crecimiento de la
actividad de perforación en tierra firme. Las
compañías de E&P están concediendo los derechos de perforación que poseen en cientos de
miles de acres, mientras que las tecnologías de
perforación y terminación de pozos de avanzada
están ayudando a extender los límites de las
cuencas de gas de lutita conocidas. Estos plays
están extendiendo además los límites de la ciencia, incitando a que se preste mayor atención a
esta roca detrítica común, y estimulando el
desarrollo de nuevos instrumentos y técnicas
para evaluar los recursos de lutita.
Oilfield Review
59445schD06R1.qxp:59100schD06R1
3/19/07
3:57 PM
En este artículo, analizamos las condiciones
necesarias para que la lutita genere hidrocarburos, las condiciones necesarias para crear
yacimientos de gas de lutita y la tecnología
requerida para explotar y hacer producir esos
yacimientos. Además, revisaremos algunas de las
prácticas utilizadas en la Formación Barnett
Shale del centro-norte de Texas.
La fuente de hidrocarburos
La lutita comprende partículas del tamaño de la
arcilla y el limo, que han sido consolidadas para
formar capas rocosas de permeabilidad ultra
baja. Claramente, esta descripción ofrece pocos
elementos con que destacar a la lutita como
Invierno de 2006/2007
Page 37
objetivo de exploración y desarrollo. No obstante,
se sabe que algunas lutitas contienen suficiente
materia orgánica—y no se requiere mucha—
para generar hidrocarburos. Si estas lutitas
poseen efectivamente la capacidad de generar
hidrocarburos, y si generan petróleo o gas,
depende en gran medida de la cantidad y tipo de
material orgánico que contienen; de la presencia
de oligoelemenos que podrían mejorar la quimiogénesis; y de la magnitud y duración del proceso
de calentamiento al que han sido sometidas.
La materia orgánica—los restos de animales
o plantas—puede ser alterada por efectos de la
temperatura para producir petróleo o gas. Sin
embargo, antes de que se produzca esta trans-
formación, esos restos deben estar preservados
en cierta medida. El grado de preservación tendrá un efecto sobre el tipo de hidrocarburos que
la materia orgánica producirá finalmente.
La mayor parte del material animal o vegetal
es consumido por otros animales, bacterias o procesos de descomposición, de manera que la
preservación usualmente requiere un proceso de
sepultamiento rápido en un ambiente anóxico que
inhiba a la mayoría de los secuestradores biológicos o químicos. Este requisito se satisface en
ambientes lacustres u oceánicos con circulación
de agua restringida, donde la demanda biológica
de oxígeno excede el suministro, lo que tiene lugar
en aguas que contienen menos de 0.5 mililitros de
37
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Productos liberados
a partir del kerógeno
CO2, H2O
Petróleo
Gas húmedo
Gas seco
Sin potencial de generación
de hidrocarburos
Incremento de la
maduración
Relación carbono/hidrógeno
Tipo I
1.5
Tipo II
1.0
Tipo III
Tipo IV
0.5
0
0.1
0.2
0.3
Relación carbono/oxígeno
> Evolución del kerógeno. Un diagrama de Van
Krevelen modificado muestra los cambios producidos en el kerógeno por el aumento del calor
durante el sepultamiento. La tendencia general
de la transformación térmica del kerógeno en
hidrocarburo se caracteriza por la generación de
hidrocarburos no gaseosos y su progresión a
petróleo, gas húmedo y gas seco. Durante esta
progresión, el kerógeno pierde oxígeno principalmente al emitir CO2 y H2O; luego, comienza a
perder más hidrógeno al liberar hidrocarburos.
oxígeno por litro de agua.4 No obstante, aún en
estos ambientes, los microorganismos anaeróbicos pueden alimentarse de la materia orgánica
sepultada, produciendo metano biogénico en el
proceso.
La sedimentación ulterior incrementa la profundidad de sepultamiento con el tiempo. La
materia orgánica se cuece lentamente a medida
que aumentan la presión y la temperatura, en concordancia con el incremento de las profundidades
de sepultamiento. Con ese calentamiento, la
materia orgánica—fundamentalmente lípidos del
tejido animal y materia vegetal, o lignina, de las
células vegetales—se transforma en kerógeno.5
Dependiendo del tipo de kerógeno producido,
los incrementos adicionales de temperatura,
presión y tiempo podrán generar petróleo, gas
húmedo o gas seco (arriba).
El kerógeno, un material insoluble formado
por la descomposición de la materia orgánica, es
el ingrediente principal en la generación de
38
3:57 PM
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hidrocarburos. El kerógeno ha sido clasificado
en cuatro grandes grupos, cada uno de los cuales
posee una incidencia clara sobre el tipo de
hidrocarburos que se producirán en caso de que
exista producción.6
• Kerógeno Tipo I: generado predominantemente
en ambientes lacustres y, en ciertos casos,
ambientes marinos. Proviene de materia algácea, planctónica o de otro tipo, que ha sido
intensamente re-elaborada por la acción de
bacterias y microorganismos que habitan en el
sedimento. Rico en contenido de hidrógeno y
bajo en contenido de oxígeno, es potencialmente petrolífero, pero también puede
producir gas, según su etapa de evolución en
relación a la temperatura. Los kerógenos de
Tipo I no abundan y son responsables de sólo
un 2.7% de las reservas de petróleo y gas del
mundo.7
• Kerógeno Tipo II: generado habitualmente en
medios reductores, que existen en ambientes
marinos de profundidad moderada. Este tipo
de kerógeno proviene principalmente de restos de plancton re-elaborados por bacterias.
Es rico en contenido de hidrógeno y posee
bajo contenido de carbono. Puede generar
petróleo o gas al aumentar progresivamente la
temperatura y el grado de maduración. El azufre se asocia con este tipo de kerógeno, ya sea
como pirita y azufre libre, o en estructuras
orgánicas de kerógeno.8
• Kerógeno Tipo III: proveniente principalmente
de restos vegetales terrestres depositados en
ambientes marinos o no marinos, someros a
profundos. El kerógeno Tipo III posee menor
contenido de hidrógeno y mayor contenido de
oxígeno que los Tipos I o II, y en consecuencia
genera mayormente gas seco.
• Kerógeno Tipo IV: generado habitualmente a
partir de sedimentos más antiguos redepo sitados después de la erosión. Antes de la
sedimentación, puede haber sido alterado por
procesos de meteorización subaérea, combustión u oxidación biológica en pantanos o suelos.
Este tipo de kerógeno está compuesto por
materia orgánica residual, con alto contenido
de carbono y ausencia de hidrógeno. Se lo considera una forma de “carbono muerto,” sin
potencial para la generación de hidrocarburos.9
A partir de este análisis, podemos plantear la
siguiente generalización: los kerógenos marinos
o lacustres (Tipos I y II) tienden a producir
petróleos, mientras que los kerógenos de origen
terrestre (Tipo III) producen gas. Las mezclas
intermedias de kerógenos, especialmente los
Tipos II y III, son más comunes en las facies
arcillosas marinas.
Una cuestión recurrente en lo que respecta a
esta clasificación de los kerógenos es la relacionada con el contenido de hidrógeno. Los
kerógenos ricos en contenido de hidrógeno
desempeñan un rol más importante en la generación de petróleo. Por el contrario, el kerógeno
con menores cantidades de hidrógeno generará
gas. Después de agotado el hidrógeno del kerógeno, la generación de hidrocarburos cesará
naturalmente, sin importar la cantidad de carbono disponible.10
4. Demaison GJ y Moore GT: “Anoxic Environments and Oil
Source Bed Genesis,” Boletín de la AAPG 64, no. 8
(Agosto de 1980): 1179–1209.
5. El término kerógeno, que literalmente significa
“productor de cera,” se utilizó originalmente para
denotar el material orgánico insoluble presente en las
lutitas petrolíferas de Escocia. Utilizado en forma
incierta desde su introducción, su significado se
modificó para abarcar la materia orgánica insoluble
presente en la roca sedimentaria que es la fuente de la
mayor parte del petróleo.
Para obtener más información sobre las definiciones del
kerógeno, consulte: Hutton A, Bharati S y Robl T:
“Chemical and Petrographic Classifications of
Kerogen/Macerals,” Energy & Fuels 8, no. 6 (Noviembre
de 1994): 1478–1488.
6. Tissot BP: “Recent Advances in Petroleum
Geochemistry Applied to Hydrocarbon Exploration,”
Boletín de la AAPG 68, no. 5 (Mayo de 1984): 545–563.
Bordenave M-L: Applied Petroleum Geochemistry. París:
Editions Technip, 1993.
Demaison y Moore, referencia 4.
7. Klemme HD y Ulmishek GF: “Effective Petroleum Source
Rocks of the World: Stratigraphic Distribution and
Controlling Depositional Factors,” Boletín de la AAPG
75, no. 12 (Diciembre de 1991): 1809–1851.
8. Vandenbroucke M: “Kerogen: From Types to Models
of Chemical Structure,” Oil & Gas Science and
Technology—Revue de l’Institut Français du Pétrole 58,
no. 2 (2003): 243–269.
9. Tissot, referencia 6.
10. Baskin DK: “Atomic H/C Ratio of Kerogen as an Estimate
of Thermal Maturity and Organic Matter Conversion,”
Boletín de la AAPG 81, no. 9 (Septiembre de 1997):
1437–1450.
11. El bitumen, materia orgánica soluble en solventes
orgánicos, es un derivado degradado térmicamente del
kerógeno. Aún se está investigando la relación exacta
que existe entre el kerógeno, el bitumen y los
hidrocarburos liberados durante el calentamiento de la
materia orgánica.
12. Peters KE, Walters CC y Moldowan JM: The Biomarker
Guide: Biomarkers and Isotopes in the Environment and
Human History, 2da Edición, Cambridge, Inglaterra:
Cambridge University Press, 2004.
13. Aizenshtat Z, Stoler A, Cohen Y y Nielsen H: “The
Geochemical Sulphur Enrichment of Recent Organic
Matter by Polysulfides in the Solar-Lake,” en Bjorøy
M et al (eds): Advances in Organic Geochemistry.
Chichester, Inglaterra: Wiley (1981): 279–288.
14. Peters et al, referencia 12.
15. El craqueo es un proceso en el que la temperatura y la
presión elevadas actúan sobre las moléculas grandes y
pesadas de hidrocarburos, provocando su separación en
componentes más pequeños y más livianos. Bajo esas
condiciones, el petróleo puede transformarse en gas.
16. Peters et al, referencia 12.
17. Hood A, Gutjahr CCM y Heacock RL: “Organic
Metamorphism and the Generation of Petroleum,”
Boletín de la AAPG 59, no. 6 (Junio de 1975): 986–996.
18. Son preferibles los núcleos frescos, mientras que las
muestras de afloramientos son menos convenientes,
sencillamente porque las muestras de afloramientos
tienden a degradarse con la meteorización.
Oilfield Review
Invierno de 2006/2007
Evaluación del potencial
generador de las rocas
El potencial generador de las rocas es determinado básicamente a través del análisis
geoquímico de las muestras de lutita, a menudo
en conjunción con la evaluación detallada de los
registros de pozos perforados previamente. Las
pruebas geoquímicas se realizan sobre núcleos
enteros, núcleos laterales, recortes de formaciones y muestras de afloramientos.18 El objetivo
principal de las pruebas es determinar si las
muestras son ricas en materia orgánica y si son
capaces de generar hidrocarburos. En general,
Biomarcadores
Zona inmadura
Ventana de petróleo
Metano biogénico
Petróleo
Gas húmedo
Ventana de gas
mente 50° a 150°C [122° a 302°F], lo que produce la ruptura de los enlaces químicos en la
lutita y el kerógeno. 14 Los hidrocarburos son
generados durante este proceso, siendo producido el petróleo por los kerógenos Tipo I, el
petróleo parafínico por los kerógenos Tipo II, y
el gas por los kerógenos Tipo III. Los incre mentos de temperatura y presión ulteriores
producen el craqueo secundario de las moléculas de petróleo, lo que conduce a la producción
de moléculas de gas adicionales.15
La metagénesis es la última etapa, en la que
el calor adicional y los cambios químicos producen la transformación casi total del kerógeno en
carbono. Durante esta etapa, se libera metano
tardío, o gas seco, junto con hidrocarburos no
gaseosos, tales como CO2, N2 y H2S. En las cuencas en las que tienen lugar estos cambios, las
temperaturas generalmente oscilan entre 150° y
200°C [302° y 392°F] aproximadamente.16
En general, este proceso de alteración del
kerógeno, comúnmente conocido como “maduración,” produce una serie de moléculas de
hidrocarburos progresivamente más pequeñas
de volatilidad y contenido de hidrógeno cada vez
mayor, llegando finalmente al gas metano. Y a
medida que el kerógeno evoluciona mediante la
madurez asociada con la temperatura, su composición química cambia progresivamente,
transformándose en un residuo carbonáceo con
contenido de hidrógeno decreciente, que finalmente termina como grafito.17
La preservación y maduración de la materia
orgánica no son procesos exclusivos de las
lutitas gasíferas. El modelo de generación de
petróleo y gas en realidad es el mismo para los
recursos convencionales y no convencionales.
Sin embargo, la diferencia es la localización. En
los yacimientos convencionales, el petróleo y el
gas migran desde la roca generadora hasta la
trampa de arenisca o carbonato. En los yacimientos de gas de lutita no convencionales, los
hidrocarburos deben ser producidos directamente desde la roca generadora.
Diagénesis
Madurez del kerógeno
Los procesos geológicos para la conversión de la
materia orgánica en hidrocarburos requieren
calor y tiempo. El calor aumenta gradualmente
con el tiempo conforme la materia orgánica continúa siendo sepultada a mayores profundidades,
bajo una carga de sedimentos cada vez más
grande; el tiempo se mide a lo largo de millones de
años. Mediante el incremento de la temperatura y
presión durante el proceso de sepultamiento, y
posiblemente acelerados por la presencia de
minerales catalizadores, los materiales orgánicos liberan petróleo y gas. Este proceso es
complicado y no se entiende completamente; sin
embargo, el modelo conceptual es bastante
directo. La actividad microbiana convierte parte
de la materia orgánica en gas metano biogénico.
Con el sepultamiento y el incremento de la temperatura, la materia orgánica remanente se
transforma en kerógeno. La mayor profundidad
de sepultamiento y el incremento del calor
transforman el kerógeno para producir bitumen,
luego hidrocarburos líquidos y por último gas
termogénico; empezando con gas húmedo y terminando con gas seco.11
El proceso de sepultamiento, conversión de
la materia orgánica y generación de hidrocarburos puede resumirse en general en tres grandes
pasos (derecha, extremo superior).
La diagénesis inicia el proceso. A menudo se
caracteriza por la alteración de la materia
orgánica a baja temperatura, habitualmente a
temperaturas inferiores a 50°C [122°F] aproximadamente.12 Durante esta etapa, la oxidación y
otros procesos químicos comienzan a descomponer el material. Los procesos biológicos también
alterarán la cantidad y composición del material
orgánico antes de que sea preservado. En esta
etapa, la degradación bacteriana puede producir
metano biogénico. Con el incremento de las
temperaturas y los cambios producidos en el pH,
la materia orgánica se convierte gradualmente
en kerógeno y menores cantidades de bitumen.
Durante las primeras fases de la diagénesis,
se puede incorporar azufre en la materia orgánica. Los sulfatos del agua de mar proveen la
fuente de oxidantes para la biodegradación de la
materia orgánica por las colonias de bacterias
sulfato-reductoras. Estas bacterias liberan polisulfuros, ácido sulfhídrico [H2S] y azufre nativo,
que pueden recombinarse luego con el hierro de
las arcillas para formar pirita [FeS2], o combinarse con la materia orgánica para formar otros
compuestos de organoazufre.13
La catagénesis generalmente se produce a
medida que el incremento de la profundidad de
sepultamiento genera más presión, aumentando
de ese modo el calor en el rango de aproximada-
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Catagénesis
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Metagénesis
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Incremento de la profundidad y temperatura
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Gas seco
Grafito
Hidrocarburos generados
> Transformación térmica del kerógeno. La generación de hidrocarburos en las rocas generadoras
es controlada principalmente por la temperatura,
conforme el contenido de kerógeno pasa de carbono reactivo a carbono muerto. El gas es emitido
durante la etapa de diagénesis temprana, fundamentalmente a través de la actividad biológica.
La catagénesis tiene lugar al aumentar la profundidad de sepultamiento, en que se libera petróleo
y gas. Con el aumento de la profundidad y la
temperatura, el petróleo remanente se divide
(se craquea), liberando gas.
Contenido orgánico total,
% en peso
Calidad del
kerógeno
< 0.5
Muy pobre
0.5 a 1
Pobre
1a2
Regular
2a4
Buena
4 a 12
Muy buena
> 12
Excelente
> Contenido orgánico de la roca generadora. El
valor de corte mínimo para las lutitas se considera normalmente un contenido orgánico total
(TOC) de 0.5%. En el otro extremo, algunos geocientíficos sostienen que es posible tener demasiada materia orgánica. El exceso de kerógeno
puede rellenar los espacios porosos que de lo
contrario podrían ser ocupados por hidrocarburos.
cuanto mayor es la concentración de materia
orgánica en una roca, mejor es su potencial de
generación (arriba). Se ha desarrollado una
diversidad de técnicas geoquímicas sofisticadas
para evaluar el contenido orgánico total (TOC) y
la madurez de las muestras.
Los valores TOC pueden obtenerse a partir
de 1 gramo [0.0022 lbm] de muestras de roca
pulverizada que se tratan para eliminar los con-
39
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• Índice de producción (PI)
S1/(S1 + S2)
Indicador de la madurez
por temperatura
Tmax
Volumen de gas
• Índice de hidrógeno (HI)
S2/(S1 + S2)
Indicador de la presencia
de hidrógeno no oxidado
en el sistema
• Índice de oxígeno (OI)
S3/(S1 + S2)
Indicador de la riqueza
de gas
• Tmax
Temperatura de máxima
generación de hidrocarburos
300°C
S1
550°C
S2
S3
> Picos de gas versus temperatura. Las muestras de roca son calentadas en dos
etapas. El pico S1 representa los miligramos de hidrocarburos libres que pueden
destilarse por efectos de la temperatura a partir de un gramo de roca, durante la
primera etapa del proceso de calentamiento hasta aproximadamente 300°C. El
pico S2 registra los hidrocarburos generados por el craqueo térmico del kerógeno
durante la segunda etapa del proceso de calentamiento hasta aproximadamente
550°C. Esta curva representa el potencial de petróleo residual de la roca, o la
cantidad de hidrocarburos que podría seguir produciendo la roca si continuara el
proceso de sepultamiento y maduración. El pico S3 representa los miligramos de
CO2 producidos por el kerógeno cuando se calienta. Los valores Tmax arrojan una
indicación aproximada de la madurez de la roca generadora.
taminantes y que luego se combustionan a una
temperatura de 1,200°C [2,192°F]. El carbono
contenido en el kerógeno se convierte en CO2 o
CO. Las fracciones de carbono liberado se miden
en una célula infrarroja y se convierten en TOC,
registrándose como porcentaje en peso másico
de la roca. Si esta prueba de clasificación inicial
detecta muestras de suficiente riqueza orgánica,
las mismas se someten a pruebas adicionales.
Para caracterizar la riqueza orgánica en
mayor detalle, muchos laboratorios geoquímicos
utilizan una técnica de pirólisis programada
desarrollada por el Instituto Francés del Petróleo.19 Este método, que se ha convertido en un
estándar industrial para las pruebas geoquímicas de las rocas generadoras, requiere sólo 50 a
100 mg [0.00011 a 0.00022 lbm] de roca pulverizada y puede llevarse a cabo en unos 20 minutos.
Cada muestra se calienta en etapas controladas,
mediante una prueba de pirólisis. Durante la primera etapa del proceso de calentamiento hasta
una temperatura de 300°C [572°F], los hidrocarburos libres presentes en la roca se liberan de la
matriz. 20 Al aumentar el calor durante la
segunda etapa hasta alcanzar 550°C [1,022°F],
se liberan los hidrocarburos volátiles formados
por craqueo térmico. Además de los hidrocarburos, el kerógeno emite CO 2, al aumentar las
temperaturas de 300°C a 390°C [572°F a 734°F].21
Los compuestos orgánicos liberados a través del
proceso de calentamiento son medidos con un
detector de ionización de llama.
19. Espitalie J, Madec M, Tissot B, Mennig JJ y Leplat P:
“Source Rock Characterization Method for Petroleum
Exploration,” artículo OTC 2935, presentado en la 9a
Conferencia Anual de Tecnología Marina, Houston,
2 al 5 de mayo de 1977.
20. Otras variaciones de este método utilizan rangos de
temperatura levemente diferentes.
21. Alixant J-L, Frewin N, Nederlof P y Al Ruwehy N:
“Characterization of the Athel Silicilyte Source
Rock/Reservoir: Petrophysics Meet Geochemistry,”
Transcripciones del 39o Simposio Anual sobre
Adquisición de Registros de la SPWLA, Keystone,
Colorado, 26 al 29 de mayo de 1998, artículo LL.
22. Peters KE: “Guidelines for Evaluating Petroleum Source
Rock Using Programmed Pyrolysis,” Boletín de la AAPG
70, no. 3 (Marzo de 1986): 318–329.
23. Peters KE y Cassa MR: “Applied Source Rock
Geochemistry,” en Magoon LB y Dow WG (eds): The
Petroleum System—From Source to Trap: Memoria 60
de la AAPG. Tulsa: AAPG (1994): 93–120.
24. Los términos reflectancia y reflectividad tienden a
utilizarse en forma indistinta, siendo más común el
primero. Sin embargo, la reflectividad es una medida de
la reflectancia. La reflectancia es una relación entre la
luz reflejada desde una superficie y la luz dirigida sobre
esa superficie; la relación entre la radiación reflejada y
la radiación incidente. Este valor puede cambiar hasta
un punto, dependiendo del espesor, y por ende la opacidad, de una superficie. Si esa superficie posee un espesor
suficiente como para impedir que la luz sea transmitida
a través de la misma, la reflectancia alcanza un valor
máximo. Ésta es la reflectividad de una superficie.
25. Durante mucho más de un siglo, la fauna de fósiles
cónicos minúsculos, conocidos como conodontes,
constituyó un misterio para los paleontólogos. Presentes
en las formaciones de edad Cámbrico Tardío y Triásico,
durante mucho tiempo se sospechó que los conodontes
eran dientes. A comienzos de la década de 1990, esta
suposición fue verificada con la ayuda del microscopio
electrónico. Para obtener más información sobre las
tareas de investigación relacionadas con los
conodontes, consulte: Zimmer C: “In the Beginning Was
the Tooth,” Discover 14, no. 1 (Enero de 1993): 67–68.
40
Estas mediciones, junto con la temperatura,
se registran en una gráfica y muestran tres picos
bien definidos (izquierda). Estos picos permiten
a los geoquímicos conocer la abundancia relativa
del hidrógeno, carbono y oxígeno presentes en el
kerógeno.22 Con esta información, los geoquímicos pueden determinar el tipo de kerógeno y el
potencial para la generación de petróleo y gas.
La temperatura a la que se detecta la máxima emisión de hidrocarburos corresponde al
pico S2, y se conoce como Tmax. La maduración
térmica de una muestra puede vincularse con el
valor de Tmax.
La reflectancia de la vitrinita es otra he rramienta de diagnóstico para evaluar la
maduración. Componente clave del kerógeno, la
vitrinita es una sustancia brillante formada
mediante la alteración térmica de la lignina y la
celulosa en las paredes de las células vegetales.
Con el incremento de la temperatura, la vitrinita
experimenta reacciones de aromatización irreversibles y complejas, lo que se traduce en un
incremento de la reflectancia.23 La reflectancia
de la vitrinita fue utilizada por primera vez para
diagnosticar la clase, o madurez térmica, de los
carbones. Esta técnica fue posteriormente
expandida para evaluar la madurez térmica de
los kerógenos. Dado que la reflectancia aumenta
con la temperatura, puede correlacionarse con
los rangos de temperatura para la generación de
hidrocarburos. Estos rangos pueden dividirse
finalmente en ventanas de petróleo o gas.
La reflectividad (R) se mide mediante un
microscopio provisto de una lente objetivo de
inmersión en aceite y un fotómetro.24 Las mediciones de reflectancia de la vitrinita se calibran
cuidadosamente en función de los estándares de
reflectancia del vidrio o de los minerales, y las
mediciones de la reflectancia representan el
porcentaje de luz reflejada en el aceite (Ro).
Cuando se determina un valor medio de reflectividad de la vitrinita a partir de muestras
múltiples, se designa como Rm.
Como indicadores de la madurez térmica, los
valores de Ro varían entre un tipo orgánico y
otro. Esto significa que el inicio de la generación
de hidrocarburos en la materia orgánica Tipo I
puede ser diferente que en la materia orgánica
Tipo II. Y, dado que el rango de temperatura de
la ventana de gas se extiende más allá del rango
del petróleo, los valores de Ro para el gas mostrarán un incremento correspondiente por sobre
los del petróleo. Por lo tanto, los valores de
maduración altos (Ro>1.5%) generalmente indican la presencia de gas predominantemente
seco; los valores de maduración intermedios
(1.1%<Ro<1.5%) indican la presencia de gas con
una tendencia creciente hacia la generación de
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Resistividad de
Inducción AIT 90*
0.2
ohm.m
* Profundidad de investigación, pulgadas
2,000
Resistividad de
Inducción AIT 10
0.2
ohm.m
2,000
Resistividad de
Inducción AIT 20
Rayos gamma
0.2
16
Pulgadas
Tamaño de la barrena
6.3
Pulgadas
Derrumbe
0.2
ohm.m
0.2
Efecto fotoeléctrico
0
ohm.m
20
Porosidad-densidad
2,000
Resistividad de
Inducción AIT 60
16.3
Cartucho de adquisición
2,000
Resistividad de
Inducción AIT 30
Calibrador
6
ohm.m
0.4
2,000 0.4
pie3/pie3
–0.1
Porosidad-neutrón
pie3/pie3
–0.1
Lutita rica en
materia orgánica
Fuente de americio-berilio
Cristal de
bismuto-germanio-óxido
y tubo fotomultiplicador
Componentes electrónicos
Sumidero de calor
> Herramienta de Espectroscopía de Captura
Elemental ECS. La sonda ECS registra y analiza
los espectros de rayos gamma inducidos por las
interacciones de los neutrones con la formación.
A partir de estas mediciones es posible obtener
estimaciones precisas de los componentes de
las formaciones, incluyendo arcilla, carbonato,
anhidrita, cuarzo, feldespato y mica.
Lutita
típica
> Registro de lutita gasífera. Las lutitas gasíferas se caracterizan por una intensa actividad de rayos gamma, alta resistividad, baja densidad volumétrica
y bajo efecto fotoeléctrico, en comparación con las lutitas normales.
petróleo en el extremo inferior del rango. El gas
húmedo puede encontrarse en la parte más inferior del rango (0.8%<Ro<1.1%). Los valores más
bajos (0.6%<Ro<0.8%) indican la presencia predominante de petróleo, mientras que Ro<0.6%
indica kerógeno inmaduro.
Los valores de Ro solos, a veces pueden ser
engañosos y deberían considerarse con otras
mediciones. Otros indicadores comunes de la
madurez incluyen el índice de alteración debido
a la temperatura (TAI), basado en el examen
microscópico del color de las esporas; la evaluación de la temperatura de pirólisis; y, en menor
medida, el índice de alteración del color de los
conodontes (CAI), basado en el examen de unos
dientes minúsculos fosilizados. 25 Debido a la
popularidad de la reflectancia de la vitrinita,
estos otros indicadores a menudo se correlacionan con los valores de Ro.
Invierno de 2006/2007
Otras propiedades de la lutita se pueden estimar a partir de los registros de pozos, que en
ciertos casos producen respuestas sísmicas
características (arriba). La actividad intensa de
los rayos gamma se considera una función del
kerógeno presente en la lutita. El kerógeno generalmente crea un ambiente reductor que impulsa
la precipitación del uranio, lo que incide en la
curva de rayos gamma. La resistividad puede ser
alta debido a las altas saturaciones de gas, pero
varía con el contenido de fluido y el tipo de arcilla. Las densidades volumétricas son a menudo
bajas debido al contenido de arcilla y la presencia de kerógeno, que posee un peso específico
bajo de 0.95 a 1.05 g/cm3.
Los registros de pozos se utilizan además
para indagar acerca de la compleja mineralogía
de una lutita y cuantificar la cantidad de gas libre
presente en los poros de la roca generadora. Utili-
zando una combinación de registros triple combo
y registros geoquímicos convencionales, los petrofísicos de Schlumberger pueden determinar el
contenido de carbono orgánico de la lutita y calcular el gas adsorbido. Los registros geoquímicos
permiten además que los petrofísicos diferencien
distintos tipos de arcillas y sus respectivos volúmenes, información crítica para el cálculo de la
producibilidad y para la determinación del fluido
a utilizar durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico subsiguientes.
En la Formación Barnett Shale y en otras
cuencas, se están utilizando la sonda de Espectroscopía de Captura Elemental ECS y la
herramienta integrada de adquisición de registros con cable Platform Express, junto con
técnicas de interpretación avanzadas, para calcular las saturaciones de gas y el gas en sitio, y
para caracterizar la litología. La sonda ECS utiliza el método de espectroscopía de rayos gamma
de captura, inducidos por neutrones, para medir
las concentraciones elementales de silicio, calcio, azufre, hierro, titanio, gadolinio, cloro, bario
e hidrógeno (arriba).
41
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Estos datos se utilizan con técnicas de interpretación , tales como el procesamiento
litológico de los espectros de la herramienta de
espectroscopía de rayos gamma inducidos por
neutrones SpectroLith. La técnica SpectroLith
genera un registro que exhibe las fracciones de
arcilla, cuarzo-feldespato-mica, carbonatos, y
pirita o anhidrita de la formación.26 Los elementos utilizados en el procesamiento SpectroLith
no están presentes en el kerógeno; en consecuencia, la litología se representa con precisión
pero no incluye la materia orgánica. Por el contrario, el kerógeno afecta los registros medidos
con una herramienta Platform Express. Por
ejemplo, la actividad de los rayos gamma para el
kerógeno es por lo general muy intensa debido a
la presencia de uranio en un ambiente reductor,
como se describió previamente. Basarse exclusivamente en el registro de rayos gamma para
cuantificar la arcilla conduciría a una sobrestimación de su contenido. No obstante, la
utilización de la combinación de datos de
entrada de las herramientas ECS y Platform
Express limitará el potencial de errores litológicos y posibilitará la cuantificación del kerógeno
y la porosidad a través de las diferencias entre
las mediciones ECS y Platform Express (abajo).
El montaje de la Formación Barnett Shale
muestra la integración de datos de adquisición
3:57 PM
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de registros de pozos, interpretaciones litológicas y mineralógicas y evaluaciones de fluidos.
Este montaje de las mediciones ECS y Platform
Express ayuda al operador a cuantificar el gas en
sitio y determinar dónde colocar los disparos, en
base a la mineralogía y la permeabilidad. La
mineralogía y la porosidad interpretadas resultan útiles además para la planeación del sitio
donde colocar los pozos laterales. En ciertas
áreas, los operadores utilizan la curva de mineralogía para identificar la presencia de cuarzo,
calcita o dolomía en la lutita. Estos minerales
incrementan la fragilidad de la formación, mejorando de ese modo la iniciación de la fractura en
los pozos horizontales.
Estos análisis constituyen la base para los
mapas que muestran la estratigrafía, la madurez
del kerógeno y la temperatura en función de la
profundidad. Si se complementa con la evaluación de los registros de inyección y el análisis
petrofísico, esta información ayuda a los geocientíficos a caracterizar la variabilidad de la
madurez del kerógeno y a explorar en busca de
localizaciones en las que pueden existir acumulaciones de gas comercial. Después de iniciada
la operación de perforación, los recortes de perforación o los núcleos recién adquiridos se
someten a pruebas para evaluar la mineralogía y
el contenido orgánico de las lutitas.
Kerógeno
> Fotografía del kerógeno presente en la lutita, obtenida con un microscopio electrónico de barrido. La
presencia de materia orgánica contribuye a la acumulación de hidrocarburos en las lutitas, en forma
de gas adsorbido en sitios activos de la superficie, dentro de la materia orgánica porosa. El kerógeno
crea además condiciones de mojabilidad mixta de la matriz de lutita, por las que las regiones de lutita
cercanas a los sitios donde se encuentra el kerógeno son predominantemente humedecidas con
petróleo, y las regiones alejadas del kerógeno son humedecidas con agua. (Fotografía, cortesía de
Bárbara Marin, TerraTek).
42
Evaluación del gas en sitio
La producción de gas de lutita, en el largo plazo
y con regímenes económicos, depende principalmente del volumen de gas en sitio, la calidad de
la terminación y la permeabilidad de la matriz.
El gas en sitio es a menudo el factor crítico para
la evaluación de la economía de un play y puede
tener precedencia con respecto a la permeabilidad de la matriz y la calidad de la terminación.
Las cuencas extensivamente desarrolladas,
en las que el gas de lutita representa el interés
actual en producción, normalmente ofrecen una
abundancia de datos de estudios de campo y
pozos perforados previamente. En consecuencia,
previo a la perforación de nuevos pozos, los
registros históricos, tales como las secciones de
afloramientos, los mapas geológicos de campo de
las lutitas ricas en contenido orgánico y los
datos de pozos previos pueden resultar vitales
para la elaboración de estimaciones preliminares del gas de lutita en sitio. En particular, los
registros de lodo de pozos previos señalan las
manifestaciones de gas que se encuentran en
profundidad y registran el análisis cromatográfico y las lecturas del gas obtenidas con el
detector de ionización de llama, además de la
litología. Los recortes de formaciones, que rutinariamente se tamizan, lavan y secan antes de
introducirse en sobres de muestras, a menudo
son retenidos para análisis futuros. Si están
disponibles, estos recortes pueden enviarse al
laboratorio para el análisis del contenido orgánico y la madurez.
Durante las primeras etapas de una campaña
de perforación en lutitas gasíferas, la extracción
de núcleos desempeñará un rol significativo en
un programa de evaluación de formaciones. Los
núcleos de lutita proveen mediciones directas
que los geocientíficos utilizan para determinar
el gas en sitio.
El gas está contenido en los espacios porosos
y en las fracturas, o se encuentra adherido en
sitios activos de la superficie, en la materia orgánica contenida en una lutita (próxima página).
En conjunto, esta combinación de gas intersticial y gas adsorbido conforma el contenido de
gas total de una lutita. Mediante la determinación de las proporciones de gas intersticial y gas
adsorbido bajo condiciones de yacimiento, los
geocientíficos pueden calcular el gas en sitio utilizando una variedad de técnicas.
26. Para obtener más información sobre la tecnología
SpectroLith, consulte: Barson D, Christensen R,
Decoster E, Grau J, Herron M, Herron S, Guru UK,
Jordán M, Maher TM, Rylander E y White J:
“Espectroscopía: la clave para la obtención de
respuestas petrofísicas rápidas y confiables,”
Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 16–35.
Oilfield Review
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Rayos gamma
150
ºAPI 300
Derrumbe
Resistividad
profunda
Rayos gamma
0
ºAPI
150 0.2
Calibrador
4
ohm.m 2,000 0.4
Resistividad somera
Pulgadas 14 0.2
Porosidad-neutrón
pie3/pie3
-0.1
Porosidad-densidad
ohm.m 2,000 0.4
pie3/pie3
-0.1 1
Agua desplazada
Hidrocarburo desplazado
Agua
Gas
Dolomía
Calcita
Carbonato
Kerógeno
Pirita
Cuarzo
Agua ligada
Montmorillonita
Ilita
Clorita
Volúmenes ELANPlus
vol/vol
Agua ligada
Gas adsorbido
en sitio
0.2 pie3/pie3
0
Agua ligada
Mil millones
de pies
0 cúbicos (Bcf) 150
Agua
0.2 pie3/pie3
0
Gas en sitio
Porosidad efectiva
Permeabilidad
de la lutita
0.2 pie3/pie3
0
Agua libre
Agua
Hidrocarburo
Porosidad total
0 0.2 pie3/pie3
1
Saturación de agua
TOC ELANPlus
pie3/pie3
g/g
0 0
Bcf/mi 2 150
Gas libre
0
pc/ton EUA 400
mD 1e-05
Carbono Orgánico
Total (TOC)
0 1
0
Gas total
0.25 0
Gas adsorbido
pc/ton EUA 400
> Montaje de los datos de los registros de la Formación Barnett Shale, obtenidos de los registros Platform Express y ECS. Los primeros tres carriles
presentan las mediciones de la herramienta Platform Express. El Carril 4 presenta los resultados de un modelo petrofísico generalizado de lutita
gasífera, basado en los datos Platform Express y ECS, que han sido procesados con el análisis avanzado de registros multiminerales ELANPlus. Este
programa ayuda a cuantificar la mineralogía, el kerógeno y la porosidad rellena con gas y agua. Los carriles restantes cuantifican la porosidad total
y efectiva, la saturación de agua, el contenido TOC, la permeabilidad de la matriz, el gas en sitio y el gas acumulado. Los valores del gas en sitio y
el gas acumulado se calculan tanto para el gas libre como para el gas adsorbido. El Carril 4, en particular, ilustra algunos de los factores que subyacen el éxito de este play de gas de lutita. Además del contenido de kerógeno y la porosidad rellena con gas, la Formación Barnett Shale contiene
cantidades significativas de cuarzo y carbonatos, que hacen que la formación sea más frágil y, por lo tanto, más fácil de fracturar. La mineralogía
de la arcilla también está dominada por la ilita, que tiende a ser relativamente no reactiva con los fluidos de estimulación.
Invierno de 2006/2007
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especialmente equipados para las pruebas de
desorción de los cartuchos filtrantes. Estas pruebas miden el volumen y composición del gas
liberado del núcleo como una función del
tiempo. La desorción de los cartuchos filtrantes
Comenzando en la localización del pozo, se
preparan núcleos recién cortados para su envío
a un laboratorio de análisis de núcleos. Los segmentos de estos núcleos pueden sellarse en
cartuchos filtrantes y enviarse a laboratorios
La isoterma de Langmuir
100
90
Volumen de Langmuir
Volumen de gas a una presión infinita
Gas adsorbido, pc/ton EUA
80
70
I
60
r ma
sote
gmuir
de Lan
Gs =
50
Gs = Capacidad de almacenamiento de gas (pc/ton)
p = presión del yacimiento (lpca)
Vl = Volumen de Langmuir (pc/ton)
Pl = Presión de Langmuir (lpca)
40
30
Presión de
Langmuir
Capacidad de almacenamiento de gas = 1/ 2 volumen de Langmuir
20
10
0
Vl p
(p + Pl )
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
Presión, lpca
> Almacenamiento de gas adsorbido. La isoterma de Langmuir (azul) muestra
la cantidad de gas adsorbido que contendrá una muestra saturada a una
presión dada. La reducción de la presión hará que el metano se desorba de
acuerdo con el comportamiento prescripto por la línea azul. La desorción del
gas se incrementa de una manera no lineal conforme declina la presión. De
este modo, en este ejemplo, una muestra a una presión de 3,500 lpc [24.2 MPa]
tendrá aproximadamente 74 pc/ton de metano adsorbido. Cuando la presión
se reduce por primera vez a partir de este punto, la cantidad de gas desorbido es relativamente pequeña. Una vez que la presión se reduzca a 500 lpc
[3.4 MPa], se habrá desorbido la mitad del gas total que podría adsorber esta
lutita. El volumen remanente se desorberá con las 500 lpc finales.
El metano adsorbido en la superficie del kerógeno se encuentra en equilibrio con el metano
libre presente en la lutita. La isoterma de
Langmuir fue desarrollada para describir este
equilibrio, a una temperatura constante específica. Esta relación se describe mediante dos
parámetros: el volumen de Langmuir, que describe el volumen de gas a una presión infinita;
la presión de Langmuir, que es la presión a la
que el contenido de gas es igual a la mitad del
volumen de Langmuir.
Los parámetros de Langmuir se miden de
núcleos, utilizando una muestra de lutita triturada que se calienta para purgar los gases
adsorbidos. La muestra se coloca posterior-
44
mente en un recipiente sellado y se somete a
una presión cada vez más alta en una atmósfera
de metano, a temperatura constante. La cantidad de gas sorbido a una temperatura constante
y a presiones cada vez más altas se mide y se
utiliza para crear la isoterma, mediante el
ajuste de los resultados a la fórmula de Langmuir (arriba).
En las lutitas que siguen una curva similar, la
adsorción constituye un mecanismo muy eficaz
para el almacenamiento de gas a baja presión
(menos de 100 lpc); por el contrario, no resulta
eficaz a altas presiones, ya que el gas sorbido se
aproxima a su asíntota cuando la presión es
superior a 2,000 lpc [13.8 MPa].
mide el contenido total de gas pero no mide las
proporciones de los componentes adsorbidos e
intersticiales ni evalúa su dependencia con respecto a la presión. En consecuencia, se deben
instrumentar otras mediciones.
El personal de laboratorio coloca la lutita
finamente triturada en una cámara de muestreo
y luego la presuriza. Manteniendo la cámara de
muestreo a una temperatura de yacimiento
constante, los analistas pueden desarrollar isotermas de adsorción que establecen relaciones
PVT realistas para el gas de lutita (véase “La Isoterma de Langmuir, izquierda”).
Otra técnica especializada para el análisis de
muestras de formación de baja permeabilidad y
baja porosidad fue desarrollado por TerraTek,
una compañía de Schlumberger.27 La técnica de
pirólisis propietaria, conocida como Análisis de
Rocas Compactas (TRA), provee una evaluación
general de las muestras de lutitas gasíferas (próxima página, arriba).
Las mediciones de las isotermas de adsorción permiten una evaluación directa de la
capacidad de adsorción máxima del gas por la
materia orgánica, como una función de la
presión del yacimiento. 28 Las mediciones de
porosidad rellena con gas TRA proveen una
medición directa del gas intersticial como una
función de la presión de yacimiento. Si se combinan con las mediciones de desorción de los
cartuchos filtrantes, las isotermas de adsorción y
la porosidad rellena con gas TRA, proveen una
descripción completa del gas en sitio. Esta información proporciona datos de entrada críticos
para el modelado de yacimientos e indica las
contribuciones relativas del gas intersticial y el
gas adsorbido con respecto al sistema de fracturas inducidas, como una función de la caída y el
agotamiento de la presión.
La experiencia adquirida a través del análisis
de núcleos ha demostrado que las lutitas termogénicas maduras se encuentran saturadas
predominantemente por gas intersticial, con una
fracción de gas adsorbido que oscila entre el 50%
y el 10%. Contrariamente, las lutitas biogénicas
inmaduras se encuentran saturadas predominantemente por gas adsorbido, con cantidades
más pequeñas de gas intersticial. Además, diversas proporciones de agua, gas y petróleo móvil
ocupan los espacios porosos de las lutitas.
Las mejores lutitas de calidad de yacimiento
contienen habitualmente saturaciones de petróleo y agua reducidas y alta saturación de gas
intersticial, y, en consecuencia, mayor permeabilidad relativa al gas. Consecuentemente, estas
lutitas poseen un contenido orgánico entre
moderado y alto, un alto grado de maduración
orgánica, y una textura que refleja una preserva-
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Número
de
Densidad Densidad
muestra volumétrica de granos
Densidad
de granos
secos
g/cm3
g/cm3
g/cm3
1
2.48
2.622
2.645
6.65
15.16
81.4
3.43
2
2.436
2.559
2.584
6.26
18.5
76.44
3
2.48
2.633
2.652
6.87
15.43
4
2.327
2.487
2.509
7.74
5
2.373
2.539
2.558
6
2.461
2.605
2.63
Porosidad
Saturación
de agua
Saturación
de gas
Saturación
de petróleo
móvil
Porosidad
rellena con
gas
Saturación de
hidrocarburos
ligados
Agua ligada
a la arcilla Permeabilidad
TOC
Porcentaje
volumétrico
Porcentaje
volumétrico
nD
Porcentaje
en peso
5.42
0.5
6.21
270
3.77
5.05
4.79
1.29
7.03
230
6.75
83.9
0.66
5.77
0.5
6.8
270
3.36
13.09
83.02
3.87
6.43
0.73
6.67
347
7.41
7.58
11.17
85.92
2.9
6.52
0.34
2.63
359
5.95
6.87
16.26
80.42
3.32
5.53
0.99
7.19
298
5.04
Porcentaje Porcentaje
Porcentaje de volumen de volumen
poroso
volumétrico
poroso
Porcentaje
de volumen Porcentaje
poroso
volumétrico
> Técnica de Análisis de Rocas Compactas TerraTek. Las mediciones de núcleos especializadas caracterizan la densidad de granos, la porosidad, las saturaciones de fluidos, la permeabilidad y el contenido TOC de las lutitas gasíferas. En este conjunto de datos particular, las mediciones de saturación de gas,
porosidad y permeabilidad indican un buen potencial prospectivo.
ción de la porosidad y permeabilidad durante el
proceso de sepultamiento. Por lo tanto, para
evaluar el gas en sitio, las mediciones de laboratorio deben proveer una evaluación directa de
las saturaciones de gas y líquidos, la porosidad,
la permeabilidad de la matriz, el contenido orgánico y la maduración, además de la capacidad de
la materia orgánica para adsorber el gas a una
temperatura de yacimiento constante en función
de la presión del yacimiento.
Finalmente, los análisis de registros, particularmente si se calibran con mediciones reales de
las propiedades de los yacimientos derivadas del
análisis de núcleos, proveen la base para efectuar predicciones confiables del gas en sitio
mediante cálculos de la porosidad y saturación
de gas. Los modelos basados en registros
también pueden utilizarse para predecir propiedades en pozos adyacentes a lo largo de regiones
de alcance lateral limitado, lo que facilita la evaluación de la heterogeneidad a escala de cuenca.
Evaluación del potencial prospectivo
La evaluación del potencial prospectivo de una
lutita gasífera consiste en considerar las contribuciones positivas o negativas de una diversidad
de factores, incluyendo la mineralogía y textura
de las lutitas, la madurez de la arcilla, el tipo y
madurez del kerógeno, la saturación de fluidos,
los mecanismos de almacenamiento de gas
adsorbido e intersticial, la profundidad de
sepultamiento, la temperatura y la presión de
poros. En particular, la porosidad, la saturación
de fluidos, la permeabilidad y el contenido orgánico, son importantes para determinar si una
27. Las instalaciones de TerraTek en Salt Lake City, Utah,
han sido instauradas como el Centro de Laboratorio de
Geomecánica de Excelencia de Schlumberger.
28. Las mediciones pueden obtenerse con un solo gas,
usualmente metano, o con una mezcla gaseosa
representativa de la mezcla obtenida mediante el
análisis del gas producido.
29. Schenk, referencia 2.
Invierno de 2006/2007
lutita posee potencial para un desarrollo ulterior (derecha).
La evaluación de yacimientos se complica por
el hecho de que el gas de lutita es producido de
formaciones que son notoriamente heterogéneas.
Las calidades de las lutitas pueden variar abruptamente en las direcciones vertical y lateral, con
intervalos que poseen gran potencial prospectivo
yuxtapuesto con secciones de calidad más pobre.
Y las lutitas de calidad de yacimiento pueden
expandirse o acuñarse lateralmente, a lo largo de
distancias relativamente cortas, mientras que el
espesor bruto de las lutitas permanece inal terado. La caracterización de la calidad del
yacimiento y la comprensión de las causas sedimentarias y ambientales subyacentes de la
heterogeneidad local plantean, por lo tanto,
desafíos fundamentales para la exploración y
producción de los yacimientos de gas de lutita.
Los geólogos evalúan la heterogeneidad en
una escala de pozo mediante el análisis de
núcleos y registros de pozos. La tipificación de
las lutitas mediante el análisis petrológico de los
recortes de perforación, complementado con
mediciones TOC y análisis de registros de pozos
múltiples, permite una evaluación preliminar
del potencial prospectivo de una cuenca. Analizando estos datos medidos, los geocientíficos
pueden determinar el gas en sitio, el potencial
prospectivo, y su variabilidad en función de la
profundidad. Estos datos conforman la base para
la estimación del potencial de producción económica, identificando las unidades prospectivas
a las que apuntar como objetivos de terminación, y para el desarrollo de evaluaciones de
costo-beneficio de las operaciones de terminación de pozos laterales y verticales.
El límite más grande para la producción de
gas de lutitas puede residir en las gargantas de
poros de la roca. Los investigadores de TerraTek
han comparado los valores de productividad de
los pozos con los de la permeabilidad de la matriz
Parámetro
Valor mínimo
Porosidad
> 4%
Saturación de agua
<45%
Saturación de petróleo
<5%
Permeabilidad
>100 nanodarcies
Contenido orgánico total
>2%
> Parámetros de yacimiento críticos. La experiencia en múltiples cuencas de gas de lutita de EUA
ha demostrado que los yacimientos de gas de
lutita deben satisfacer o exceder estos parámetros para ser comercialmente viables.
para una diversidad de tipos de lutitas y cuencas.
La evidencia empírica aportada por estos estudios indica que las permeabilidades inferiores a
100 nanodarcies definen un límite inferior para la
producción económica de los plays de gas de
lutita. Este límite parece ser independiente de la
calidad de la terminación y del contenido de gas.
En última instancia, la clave para el descubrimiento de yacimientos de lutitas gasíferas radica
en identificar con precisión la concurrencia de
parámetros geológicos favorables, tales como la
historia de variaciones de temperatura, el contenido de gas, el espesor del yacimiento, las
propiedades de la roca matriz y las fracturas.29
Desarrollo del yacimiento
Para que el gas llegue a la superficie durante su
producción, la roca debe contener trayectorias
suficientes para estimular su migración hacia un
pozo. En las lutitas, la baja permeabilidad de la
matriz de roca puede compensarse en alguna
medida con la permeabilidad causada por las
fracturas de la roca generadora. Los operadores
que apuntan a las lutitas como objetivo de producción deben considerar, por lo tanto, la
permeabilidad del sistema; es decir, la combinación de la permeabilidad de una matriz de lutita
con sus fracturas naturales.
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Plano de estratificación
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Nódulos de pirita estratificados
Nódulos de pirita estratificados
Fracturas inducidas por la
perforación, orientadas en
sentido transversal
Fracturas naturales
que atraviesan el pozo
Plano de estratificación
> Perforación a través de las fracturas. El registro del generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI muestra las fracturas y los rasgos
de estratificación que penetró un pozo horizontal. Las fracturas inducidas por la perforación aparecen a lo largo del extremo superior y el extremo inferior
de la trayectoria del pozo, pero se detienen a lo largo de los lados de este pozo, donde el esfuerzo es máximo. Las fracturas naturales pre-existentes penetradas por el pozo aparecen como líneas verticales que cortan a través del tope, la base y los lados del pozo. Los nódulos de pirita más oscuros son muy
distintivos y, como puede observarse, se disponen en sentido paralelo a los planos de estratificación.
46
arrastre, generado por el deslizamiento y la rotación a medida que los perforadores incrementan
la inclinación y el azimut en sus pozos. En trayectorias de pozos más ambiciosas, el esfuerzo de
torsión y arrastre puede limitar el alcance lateral
y dificultar el registro del pozo. Los sistemas
rotativos direccionales han sido utilizados para
superar estos problemas, produciendo al mismo
tiempo pozos más rectos y menos tortuosos.31 En
ciertos casos, la inclinación varía en menos de
0.5° entre el talón y la punta del pozo.32
Para abordar el problema que plantea la adquisición de registros en pozos horizontales, en
ciertos pozos se han empleado arreglos LWD, tales
como el servicio de generación de imágenes
durante la perforación geoVISION. Esta herramienta produce imágenes de resistividad y
análisis del echado de la formación a lo largo de
todo el pozo. Los registros de imágenes pueden
proveer información adicional estructural, estratigráfica y de propiedades mecánicas para
optimizar las operaciones de terminación de pozos
subsiguientes. Por ejemplo, la generación de imágenes posibilita la comparación de las fracturas
naturales con las fracturas inducidas por la perforación, lo que ayuda al operador a determinar los
objetivos óptimos para las operaciones de disparos
y estimulación del pozo. En el play Barnett Shale,
4,000
3,500
3,000
Presión del gas, lpca
Para exponer más pozo al yacimiento y extraer
provecho de las fracturas naturales presentes en
un campo, los operadores están recurriendo cada
vez más a la perforación de pozos horizontales
(arriba). Esta técnica, si bien no es nueva para la
industria, ha sido clave para la expansión del
éxito de los desarrollos de gas de lutita. El rol de
las operaciones de perforación de pozos horizontales es demostrado claramente por el
crecimiento de las operaciones de desarrollo de
la Formación Barnett Shale, en la Cuenca Fort
Worth del centro-norte de Texas. Comenzando
con un pozo vertical perforado por Mitchell
Energy en 1981, insumió 15 años superar 300
pozos en este play. En el año 2002, Devon
Energy, después de adquirir Mitchell, comenzó a
perforar pozos horizontales. Para el año 2005, se
habían perforado más de 2,000 pozos horizontales. Además, la experiencia en la Formación
Barnett Shale ha demostrado que los pozos horizontales de este play triplican aproximadamente
la EUR de los pozos verticales, por sólo el doble
del costo.30
Otras tecnologías han resultado vitales para
el desarrollo del play. Utilizando técnicas de
interpretación sísmica 3D, los operadores logran
planificar mejor las trayectorias de los pozos
horizontales. Esta tecnología ha ayudado a los
operadores a expandir el play Barnett Shale
para incluir áreas previamente consideradas
improductivas, debido a la presencia de una
dolomía cárstica acuífera Ellenburger, que subyace a la lutita en muchas zonas.
Los operadores generalmente buscan exponer más superficie de lutita a la producción,
realizando la perforación en sentido perpendicular a la dirección del esfuerzo horizontal máximo,
y aumentando de este modo la probabilidad de
atravesar fracturas. Sin embargo, las técnicas de
perforación direccional convencionales pueden
ser obstaculizadas debido al esfuerzo de torsión y
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
> Software de simulación de yacimientos ECLIPSE. El horizonte arcilloso modelado está codificado en color para mostrar las tendencias de agotamiento de la
presión al cabo de 15 años de producción de 9 pozos de gas verticales. Las
fracturas inducidas hidráulicamente y las fracturas naturales producen una red
de trayectorias interconectadas, a través de las cuales se produce gas desde la
formación hasta los pozos.
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las imágenes obtenidas de estos registros se utilizan para identificar las fallas subsísmicas y los
enjambres asociados de fracturas naturales, respecto de las cuales se sabe que producen agua de
la dolomía cárstica Ellenburger subyacente.33
Para aplicaciones de perforación de pozos de
relleno, las imágenes de la pared del pozo
ayudan a identificar las fracturas hidráulicas a
partir de los pozos vecinos. Esto permite que los
operadores concentren los tratamientos de estimulación en los sectores del yacimiento que no
han sido fracturados previamente. La presencia y
orientación de las fracturas inducidas por la perforación, o la ausencia de dichas fracturas, puede
resultar de utilidad para determinar la variabilidad del esfuerzo y las propiedades mecánicas a lo
largo del tramo lateral. Esta información ha ayudado a reducir las dificultades de las operaciones
de terminación de pozos y los costos asociados en
la Formación Barnett Shale.34
Simulación de yacimientos de lutita
La mayoría de los simuladores de yacimientos
modelan yacimientos de gas convencionales en
los que el gas se almacena en un solo sistema de
porosidad. Las lutitas gasíferas requieren un
enfoque diferente. Los simuladores que utilizan
el método de diferencias finitas, tales como el
módulo Shale Gas del software de simulación de
yacimientos ECLIPSE, consideran el gas almacenado en los espacios porosos de una matriz de
lutita compacta, el gas adsorbido en la materia
orgánica contenida en una lutita y el gas libre
contenido en las fracturas naturales presentes
en la formación arcillosa.
Page 47
Estos simuladores de yacimientos permiten
que los operadores incorporen todo lo que saben
acerca de la roca a medida que construyen modelos de un solo pozo y de campo completo de sus
yacimientos. Las características de los yacimientos, tales como espesor productivo neto, presión
del yacimiento, temperatura, contenido de gas,
saturación de agua, geometrías de fracturas
naturales, porosidad de la matriz, TOC y las funciones de las isotermas de adsorción de metano
pueden factorearse fácilmente en los modelos.
Con esta información, los operadores pueden
estimar el gas en sitio para sus yacimientos.
Las mediciones de permeabilidad de la matriz y las geometrías de las fracturas hidráulicas
resultantes del modelado posterior a los tratamientos de estimulación y de la interpretación
microsísmica también pueden incorporarse en
el modelo. La permeabilidad volumétrica del sistema puede estimarse mediante la utilización
del modelo para calibrarse con la producción de
gas y agua observada. Mediante la construcción
de un modelo que se ajuste con precisión al
desempeño real de la producción del pozo, el
operador puede predecir la recuperación final
estimada para un área (página anterior, abajo).
La simulación de yacimientos es particularmente importante por su capacidad de realizar
diversos tipos de análisis de sensibilidad. Estos
análisis incluyen diseños de pozos óptimos, consideración de trayectorias horizontales versus
verticales, diseño de tratamientos de estimulación óptimos—número y tamaño de los
tratamientos—y distribuciones de pozos óptimas, basadas en diferentes escenarios de
> Operación de fracturamiento masivo en la Formación Barnett Shale. En este tratamiento de estimulación de una sola etapa, se transportaron más de 100 tanques de fracturamiento llenos de agua en
camión y se dispusieron a lo largo del perímetro de la localización del pozo. Las unidades de bombeo,
los colectores múltiples y el equipo de monitoreo se colocan alrededor de la boca de pozo, cerca del
centro de la localización. Gracias a la evolución de los procesos de terminación, ahora se requieren
menos recursos. El pozo se divide en intervalos pequeños y se estimula en etapas múltiples. El enfoque más nuevo ha mejorado el desempeño de los pozos y ha reducido los costos de terminación.
Invierno de 2006/2007
espaciamientos. Estos escenarios proveen a los
operadores la oportunidad de tomar decisiones
de desarrollo futuras sobre la base de la ciencia,
la ingeniería y la economía.
Estimulación de las lutitas
Las fracturas naturales, si bien son beneficiosas,
normalmente no proveen trayectorias de permeabilidad suficientes para soportar la producción
comercial en las lutitas gasíferas. La mayoría de
las lutitas gasíferas requieren tratamientos de
fracturamiento hidráulico.
El fracturamiento expone más lutita a la
caída de presión provista por un pozo. Con fracturas hidráulicas estrechamente espaciadas en la
lutita a lo largo de un tramo lateral horizontal, el
gas puede producirse aún con mayor rapidez.
Los operadores frecuentemente bombean tratamientos de fluido aceitoso a base de agua, de
baja viscosidad y apuntalante en las lutitas de alta
presión, moderadamente profundas, habitualmente encontradas a profundidades que oscilan
entre 1,524 y 3,048 m [5,000 y 10,000 pies].35 En
las lutitas más someras, o aquellas que poseen
presiones de yacimiento bajas, comúnmente se
bombean fluidos de fracturamiento energizados
con nitrógeno. El fluido, bombeado bajo alta presión, fractura la lutita. Estas fracturas pueden
extenderse a través de la lutita a miles de pies
de distancia del pozo. En teoría, los granos de
apuntalante se acuñan en las fracturas, manteniéndolas abiertas una vez detenido el bombeo.
En la Formación Barnett Shale, los tratamientos de estimulación han evolucionado a lo
largo de la vida productiva de este play, comenzando con los tratamientos pequeños con
espuma de CO2 o N2, realizados en la Formación
Barnett inferior, hasta mediados de la década de
1980. 36 Luego, los operadores comenzaron a
emplear tratamientos de fracturamiento hidráulico masivos (izquierda). Estos tratamientos
30. Waters G, Heinze J, Jackson R, Ketter A, Daniels J y
Bentley D: “Use of Horizontal Well Image Tools to
Optimize Shale Reservoir Exploitation,” artículo de la
SPE 103202, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de
septiembre de 2006.
31. Para obtener más información sobre sistemas rotativos
direccionales, consulte: Williams M: “Un nuevo giro en
la perforación rotativa direccional,” Oilfield Review 16,
no. 1 (Verano de 2004): 4–9.
32. En un pozo direccional, el talón se encuentra entre la
sección vertical y la sección horizontal del pozo,
mientras que la punta se sitúa en el otro extremo de la
sección horizontal.
33. Waters et al, referencia 30.
34. Waters et al, referencia 30.
35. Los tratamientos con agua aceitosa utilizan un fluido a
base de agua, de baja viscosidad, para transportar el
apuntalante hacia el interior de las fracturas creadas
hidráulicamente.
36. Waters et al, referencia 30.
47
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3:57 PM
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50
45
Fracturamientos pequeños con fluidos reticulados
o espuma: pozos verticales (previos al 1/1/1991)
Fracturamientos grandes con fluidos reticulados:
pozos verticales (entre 1/1/1991 y 1/1/1998)
Fracturamientos con agua aceitosa:
pozos verticales (posteriores al 1/1/1998)
Fracturamientos con agua:
pozos horizontales (posteriores al 1/6/2003)
Producción de gas, MMpc/mes
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
Tiempo, días
> Desempeño mejorado con tecnología en desarrollo. Con la evolución de la tecnología de perforación y fracturamiento a través de los años, los operadores de la Formación Barnett Shale observaron cambios asombrosos
con respecto a las técnicas empleadas previamente.
utilizaban un promedio de 2,270 m3 [600,000
galEUA] de gel reticulado y 635,000 kg
[1,400,000 lbm] de apuntalante con arena. A
pesar del incremento de la EUR, los altos costos
de terminación de pozos y los bajos precios del
gas se tradujeron en una economía marginal
para el play. Los operadores continuaron realizando tratamientos de fracturamiento masivos
hasta 1997, en que Mitchell Energy comenzó a
evaluar los tratamientos de estimulación con
agua aceitosa. Estos tratamientos establecen
canales de fracturas largos y anchos, que utilizan el doble del volumen de los fracturamientos
masivos con fluido reticulado, pero que bombean
menos del 10% del volumen de apuntalante. Si
bien el desempeño de los pozos fue levemente
mejor que el de los tratamientos de fracturamiento masivos, los costos de los tratamientos
de estimulación se redujeron en aproximadamente 65%. Estos tratamientos se han
convertido en práctica normal en la Formación
Barnett Shale (arriba). Por otra parte, la reducción de los costos de estimulación permitió a los
operadores terminar los intervalos de la Formación Barnett Superior, mejorando así las EUR en
aproximadamente 20%, o un porcentaje mayor.
Si bien en las operaciones de fracturamiento
de la Formación Barnett Shale se utilizan comúnmente agua y arena, algunos operadores de otros
plays consideran que no se ha transportado
suficiente apuntalante dentro de sus fracturas
inducidas. Durante dichas operaciones de fracturamiento, puede suceder que el fluido no cree
fracturas lo suficientemente anchas para dar
cabida a los granos de apuntalante. En otros
casos, los granos bombeados hacia el interior de
37. Fredd CN, Olsen TN, Brenize G, Quintero BW, Bui T,
Glenn S y Boney CL: “Polymer-Free Fracturing Fluid
Exhibits Improved Cleanup for Unconventional Natural
Gas Well Applications,” artículo de la SPE 91433,
presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE;
Charleston, Virginia Oeste, EUA, 15 al 17 de septiembre
de 2004.
38. Para obtener más información sobre fracturas y
tecnología microsísmica para el monitoreo de la
propagación de las fracturas, consulte: Bennet L, Le
Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew
J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D,
Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “La
fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,”
Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61
39. Anderson BI, Barber TD, Lüling MG y Sen PN:
“Observations of Large Dielectric Effects on Induction
Logs, or, Can Source Rocks be Detected with Induction
Measurements?," Transcripciones del 47o Simposio
Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA,
Veracruz, México, 4 al 7de junio de 2006, artículo OOO.
40. La permitividad es el grado en que un medio resiste el
flujo de la carga eléctrica.
41. Faraj B, Williams H, Addison G, McKinstry B, Donaleshen
R, Sloan G, Lee J, Anderson T, Leal R, Anderson C,
Lafleur C y Ahlstrom J: “Gas Shale Potential of Selected
Upper Cretaceous, Jurassic, Triassic and Devonian
Shale Formations, in the WCSB of Western Canada:
Implications For Shale Gas Production,” Informe del
Instituto de Investigación del Gas GRI-02/0233, diciembre
de 2002.
42. Curtis JB: “Fractured Shale-Gas Systems,” Boletín de la
AAPG 86, no. 11 (Noviembre de 2002): 1921–1938.
48
una fractura se precipitan de la suspensión del
fluido que los transportó. En cualquiera de
ambos casos, el resultado es una fractura más
pequeña, que provee menos permeabilidad que
la pretendida.
Para superar estos problemas, algunos operadores emplean la tecnología de fluido de
fracturamiento sin polímeros ClearFRAC o
fluido a base de fibras FiberFRAC para mantener los apuntalantes suspendidos durante
períodos prolongados. Los fluidos ClearFRAC se
utilizan para transportar el apuntalante hasta
las profundidades de las fracturas. Salvo por el
apuntalante en sí, el fluido ClearFRAC está libre
de sólidos que podrían reducir la permeabilidad
de la fractura y ha demostrado ser compatible
con las lutitas ricas en contenido orgánico.37 Las
fibras contenidas en el fluido FiberFRAC mantienen en suspensión los granos de apuntalante
hasta que la fractura se cierra sobre los granos,
fijándolos en su lugar. Las fibras finalmente se
disuelven, incrementando el flujo a través de la
fractura. Ambos fluidos mantienen el apuntalante en las fracturas a medida que las mismas
se cierran lentamente. De este modo, las fracturas permanecen abiertas una vez que el pozo es
puesto en producción.
Oilfield Review
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A fines de la década de 1990, Mitchell comen zó a experimentar con tratamientos de
estimulación adicionales. La ejecución de nuevos tratamientos de fracturamiento en pozos
originalmente terminados con fluidos gelificados
ha resultado altamente exitosa. El monitoreo
microsísmico indica que estos tratamientos
están activando las fracturas naturales perpendiculares al esfuerzo horizontal máximo.38 Esta
activación no ocurre con tanta frecuencia con
los fluidos viscosos y la realización de nuevos
tratamientos de fracturamiento en pozos inicialmente terminados con tratamientos con agua
aceitosa es en general menos exitosa.
Además del aumento de los precios del gas y
el mejoramiento de las técnicas de perforación
horizontal, el desarrollo de prácticas de estimulación económicas y eficaces fue clave para el
éxito comercial de los pozos de gas de lutita.
Page 49
Gammon
Excello/Mulky
Bakken
Niobrara
Antrim
New Albany
Green River
Monterey
McClure
Neal/Floyd &
Conasauga
Cane Creek
Lewis & Mancos
Barnett & Woodford
Fayetteville
Penn
Caney & Woodford
Barnett
Migración hacia cuencas futuras
Las nuevas tecnologías, o las nuevas aplicaciones
de tecnologías comprobadas, indudablemente
migrarán de una cuenca a otra, conforme se
difunda la noticia de su éxito. Una de esas aplicaciones en estudio implica el análisis de las señales
de inducción para hallar rocas generadoras.
Los científicos de Schlumberger actualmente
están investigando las mediciones de tensión
obtenidas con las herramientas de registros de
inducción.39 Un componente de la señal de conductividad, denominado cuadratura, o porción
fuera de fase de la señal, es normalmente muy
pequeño. Sin embargo, ciertas formaciones de
rocas producen cambios significativos en esta
señal en cuadratura.
Examinado los datos crudos obtenidos con los
generadores de Imágenes de Inducción de Arreglo AIT, los investigadores de Schlumberger
observaron señales en cuadratura negativas
grandes, más allá del rango normalmente esperado de las zonas de lutitas de esta área. Por el
contrario, las areniscas y lutitas adyacentes exhiben señales en cuadratura positivas pequeñas,
características de las mediciones de conductividad del área. Las pruebas y el modelado de
diversos posibles contribuyentes a las anomalías
de las señales en cuadratura, revelaron que la
permitividad dieléctrica anormalmente alta era
el único efecto que podía duplicar las señales en
cuadratura grandes observadas en esas lutitas.40
Invierno de 2006/2007
Devonian/Ohio
& Marcellus
Woodford
> Cuencas de rocas generadoras ricas en contenido orgánico. Este mapa muestra las cuencas principales de gas de lutita de Estados Unidos, con un potencial total de recursos que varía entre 14.16 y
28.32 trillones de m3 [500 y 1,000 pc].
Ciertas formaciones de lutitas, de las cuales
se sabe que son rocas generadoras de Texas,
Oklahoma y Utah, exhiben permitividades dieléctricas altas y están rodeadas por lutitas que no
son rocas generadoras y que poseen permitividades bajas. El tamaño de las laminillas de arcilla,
en combinación con la presencia de pirita, produce permitividades dieléctricas anormalmente
grandes y provee espacio intergranular para la
generación de hidrocarburos.
Los científicos de Schlumberger están investigando el grado en que varían estas características
eléctricas entre las lutitas generadoras y las lutitas no generadoras. Con pruebas y refinaciones
adicionales, los conocimientos provistos por los
registros de inducción comunes pueden resultar
de utilidad para correlacionar las señales en cuadratura de las formaciones arcillosas con su capacidad de generación de hidrocarburos.
Más allá de la Cuenca Fort Worth, existen
otros plays de lutita en las proximidades, en las
lutitas Woodford y Caney de Oklahoma, y en la
lutita Fayetteville de Arkansas. Otras lutitas
ricas en contenido orgánico se encuentran
esparcidas por todo EUA y están siendo desarrolladas en las cuencas maduras de Illinois,
Michigan y los Apalaches, entre otras (arriba).
Conforme se incremente la producción de gas de
lutita en EUA, los operadores de otros países
hallarán cuencas análogas que allanen el
camino para incrementar las reservas de gas de
lutita.
Fuera de EUA, se están llevando a cabo estudios de cuencas en busca de potenciales
similares. En el oeste de Canadá, los geólogos
están considerando con mayor detenimiento el
potencial de gas de lutita de las formaciones
Wilrich, del Cretácico Superior, Nordegg/Fernie,
del Jurásico, y Doig/Doig Phosphate/Montney,
del Triásico, de Alberta y Columbia Británica.
Los estudios geoquímicos de estas formaciones
indican que existe potencial para operaciones
de desarrollo futuras.41 Actualmente, la escasez
de plays de gas de lutita fuera de EUA puede
deberse a la existencia de tasas de flujo antieconómicas y tiempos extendidos de recuperación
de la inversión en pozos, más que a una ausencia
real de cuencas de gas de lutitas productivas.42
Sin embargo, la experiencia adquirida en las
cuencas de EUA inevitablemente ayudará a los
operadores de todo el mundo a explotar los
recursos de lutitas a medida que la producción
proveniente de los recursos convencionales
alcance la etapa de madurez.
–MV
49
Compactación y subsidencia
La caída de presión de un campo productivo puede conducir a la compactación
del yacimiento, al movimiento de los estratos de sobrecarga y a la subsidencia
de la superficie que se encuentra por encima del yacimiento. Este proceso de
compactación y subsidencia puede resultar costoso, tanto para las instalaciones
de producción como para las instalaciones de superficie.
Dirk Doornhof
Nederlandse Aardolie
Maatschappij (NAM) B.V.
Assen, Países Bajos
Tron Golder Kristiansen
BP Norway
Stavanger, Noruega
Neal B. Nagel
ConocoPhillips
Houston, Texas, EUA
Phillip D. Pattillo
BP América
Houston, Texas
Colin Sayers
Houston, Texas
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Olav Barkved, BP, Stavanger; Tom Bratton,
Denver; Rob Marsden, Gatwick, Inglaterra; Frank Mitchum,
BP, Houston; y Marc Thiercelin, Moscú. Uno de los autores
agradece la autorización para publicar este artículo a
ConocoPhillips Norge y sus socios, incluyendo TOTAL E&P
Norge AS, Eni Norge AS, Norsk Hydro Produksjon a.s.,
Statoil ASA y Petoro AS. Otro autor agradece la
autorización para publicar este artículo a BP Norge AS y
sus socios Hess Norge AS, Enterprise Oil Norge AS y
TOTAL E&P Norge AS.
ECLIPSE y Sonic Scanner son marcas de Schlumberger.
CMI, Instrumento de Monitoreo de la Compactación, es
una marca de Baker Atlas. FCMT, Herramienta de
Monitoreo de la Compactación de la Formación, es una
marca de Halliburton. VISAGE es una marca de V.I.P.S.
50
Venecia, la ciudad italiana conocida por el
encanto legendario de sus canales, se está hundiendo lentamente en su laguna circundante,
debido fundamentalmente a causas naturales.
Esto ha mejorado con respecto al pasado re ciente ya que durante muchas décadas del siglo
XX, Venecia se hundió rápidamente en la laguna.
Desde la década de 1940 hasta la década de
1970, la extracción de agua y gas natural de
depósitos que subyacen la ciudad incrementó
radicalmente la tasa de subsidencia.1
La subsidencia es un hundimiento de una
superficie, tal como el nivel del terreno, con respecto a un punto de referencia estable. Se
produce naturalmente como resultado de la actividad tectónica de las placas, por encima de las
fallas activas y en lugares en los que se expulsa
fluido de los sedimentos subyacentes. La expulsión de fluidos es común en los deltas fluviales,
tales como el delta del Río Po que rodea a Venecia. Este efecto, que se traduce en una tasa de
subsidencia de algunos centímetros por siglo en
Venecia, se opone al eustatismo, o cambio del
nivel del mar, que da cuenta de una elevación de
aproximadamente 13 cm [5 pulgadas] por siglo
en Venecia.
Luego de la Segunda Guerra Mundial, dos
prácticas incrementaron la tasa de subsidencia
de Venecia. En primer lugar, el volumen de agua
extraído de los acuíferos que subyacen la ciudad
se incrementó en forma significativa para
admitir una población en crecimiento. Como
resultado, los niveles de agua de estos acuíferos
se redujeron sustancialmente. En segundo lugar,
se extraía gas natural de una zona industrial del
continente a través de la laguna. La tasa de subsidencia medida entre 1968 y 1969 se había
incrementado, pasando de su nivel histórico bajo
a 1.7 cm/año [0.7 pulgada/año], en la zona
industrial, y a 1.4 cm/año [0.6 pulgada/año] en
el centro de la ciudad.2
Esta tasa de subsidencia significativamente
más alta fue causada por la compactación, que
es una reducción del volumen de un yacimiento
resultante de la reducción de la presión y la producción de fluidos; en este caso, agua y gas. Los
términos compactación y subsidencia describen
dos procesos bien definidos. La compactación es
un cambio volumétrico producido en un yacimiento, mientras que la subsidencia es un
cambio del nivel de una superficie. Esa superficie podría ser un tope de formación, la línea de
lodo en una zona submarina o una sección de la
superficie de la Tierra situada por encima de la
formación en proceso de compactación, como
sucede con Venecia.
Una inundación récord de 2 m [6.6 pies]
sumergió a Venecia en noviembre de 1966.3 Después de la inundación, tanto la extracción de gas
natural como la extracción de agua se suspendieron básicamente en torno a la ciudad para
controlar la subsidencia. Los niveles de los acuí-
Oilfield Review
feros se elevaron nuevamente, y el terreno experimentó un rebote de algunos centímetros. No
obstante, ese rebote constituyó sólo una fracción
del cambio del nivel del terreno que se había
producido durante la etapa de extracción de
agua y gas. Hoy en día, el proceso de subsidencia
natural lento continúa.
En la industria del petróleo y el gas, existen
algunos casos conocidos de subsidencia. El
Campo Goose Creek, al sur de Houston, fue uno
de los primeros campos estudiados exhaustivamente. La subsidencia de ese campo fue
observada por primera vez en 1918, alcanzando
con el tiempo más de 0.9 m [3 pies] y sumergiendo la Península de Gaillard, que yace en el
centro del campo. 4 El Campo Wilmington de
California, EUA—equivalente a varios campos
del Lago de Maracaibo en Venezuela—y el
Campo Groningen de los Países Bajos, exhibieron tasas de subsidencia notables, que
demandaron tareas de remediación porque la
superficie encima de los yacimientos se encontraba a nivel del mar o próxima al mismo.5 Los
campos de creta situados en el sector noruego
del Mar del Norte, particularmente los campos
Ekofisk, Eldfisk y Valhall, se han compactado y la
subsidencia resultante en la línea de lodo
generó preocupación en cuanto a la seguridad
de las plataformas. Los yacimientos carbonatados de baja resistencia del Campo Northwest
Java, en Indonesia, y los campos del área marina
de Sarawak, en Malasia, también experimentaron procesos de subsidencia significativos.6 El
Campo Belridge en California y los campos de
diatomita vecinos experimentaron fenómenos de
subsidencia y numerosas fallas de pozos.7
Las consecuencias económicas de la compactación y subsidencia pueden ser enormes pero
no todas son negativas. La compactación puede
ser beneficiosa, ya que constituye un mecanismo
de empuje de la producción potencialmente
intenso. En este artículo, examinamos los
asuntos relacionados con la compactación y subsidencia, y presentamos diferentes enfoques de
manejo en yacimientos del Mar del Norte, los
Países Bajos y el Golfo de México.
1. Para obtener más información sobre el efecto de la
subsidencia en Venecia, consulte: Brighenti G, Borgia GC
y Mesini E: “Subsidence Studies in Italy,” en Chilingarian
GV, Donaldson EC y Yen TF (eds): Subsidence Due to
Fluid Withdrawal, Developments in Petroleum Science 41.
Ámsterdam: Elsevier Science (1995): 248–253.
2. Brighenti et al, referencia 1.
3. Véase http://www-geology.ucdavis.edu/~cowen/
~GEL115/115CHXXsubsidence.html (Se accedió el 17 de
octubre de 2006).
4. Pratt WE y Johnson DW: “Local Subsidence of the
Goose Creek Oil Field,” Journal of Geology 34, no. 7–
Primera Parte (Octubre-Noviembre de 1926): 577–590.
Invierno de 2006/2007
5. Para obtener más información sobre el efecto de la
subsidencia en el Campo Wilmington y en los campos
del Lago de Maracaibo, consulte: Poland JF y Davis GH:
“Land Subsidence Due to Withdrawal of Fluids,” en
Varnes DJ: Reviews in Engineering Geology II. Boulder,
Colorado, EUA: Sociedad Geológica de América (1969):
187–268.
6. Para obtener más información sobre el Campo
Northwest Java, consulte: Susilo Y, Rahamanda Z,
Wibowo W, Tjahyadi R y Silitonga FJ: “Stimulation Efforts
in Carbonate Gas Reservoir Experiencing Subsidence in
Offshore North West Java Field—Indonesia,” artículo de
la SPE 82264, presentado en la Conferencia Europea
sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, 13 al 14 de
mayo de 2003.
Para obtener más información sobre el efecto de la
subsidencia en los campos del área marina de Sarawak,
consulte: Mah K-G y Draup A: “Managing Subsidence
Risk in Gas Carbonate Fields Offshore Sarawak,” artículo
de la SPE 88573, presentado en la Conferencia sobre el
Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Perth,
Australia, 18 al 20 de octubre de 2004.
7. Fredrich JT, Arguello JG, Thorne BJ, Wawersik WR,
Deitrick GL, de Rouffignac EP, Myer LR y Bruno MS:
“Three-Dimensional Geomechanical Simulation of
Reservoir Compaction and Implications for Well Failures
in the Belridge Diatomite,” artículo de la SPE 36698,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Denver, 6 al 9 de octubre de 1996.
51
Profundidad
Esfuerzo de los
estratos de
sobrecarga
Presión
de poros
Presión
> Esfuerzo de los estratos de sobrecarga y presión de poros. El esfuerzo de los
estratos de sobrecarga (flechas amarillas, a la derecha) sobre una formación, se
incrementa con la profundidad debido al peso adicional de los estratos de sobrecarga. El esfuerzo ejercido por estos estratos (curva amarilla, a la izquierda) se
determina integrando la densidad de los mismos. La presión de poros (azul) también se incrementa con la profundidad, con un gradiente determinado por la
densidad de la salmuera. Debajo de un estrato impermeable (rojo), el fluido intersticial se sobrepresiona a medida que la formación se compacta bajo el peso
adicional, sin poder liberar el fluido intersticial.
La física de la compactación
Un medio poroso, tal como una formación productora de hidrocarburos, contiene fluidos
dentro de su estructura sólida. Esta observación
simple posee implicaciones profundas si el
material es sometido a esfuerzo. Por ejemplo, el
sedimento depositado debajo del agua puede
exhibir alta porosidad inmediatamente después
de la sedimentación y puede comportarse más
como un líquido con material sólido en suspensión, que como un material sólido que contiene
líquido. Conforme se acumula más sedimento, la
capa original debe soportar el peso del material
nuevo. Siempre que existan trayectorias para el
fluido, parte del líquido será expulsado y la porosidad declinará.
X5,000
10 µm
Al incrementarse la profundidad de sepultamiento de una capa de sedimentos, el peso de
los sedimentos sobreyacentes aumenta, tendiendo a hacer salir fluido de la capa y a reducir
su porosidad (arriba). La presión del fluido también aumenta con la profundidad. Si los estratos
sobreyacentes se vuelven impermeables al flujo
y el fluido no puede escapar lateralmente, conforme el proceso de sepultamiento adicional
compacta el sedimento, la presión del fluido se
incrementa más allá de la presión hidrostática.8
Esta sobrepresión del fluido también puede producirse cuando las tasas de sedimentación
rápidas superan la tasa de expulsión del exceso
de fluido proveniente de la formación.9
X235
50 µm
> Estructuras de creta y arenisca. Las micrografías electrónicas de barrido de las muestras de afloramientos muestran la creta de Stevns Klint, en Dinamarca (izquierda), y la arenisca de Berea, Ohio,
EUA (derecha). La creta es una mezcla débil de fragmentos de cocolitos sin cementar, mientras que
la arenisca es un arreglo más competente de granos cementados. Esta diferencia estructural ayuda
a explicar la diferencia de compresibilidad extrema que existe entre estos materiales. Obsérvese la
ampliación mucho mayor de la imagen de la creta.
52
El resultado de tener un fluido presurizado
en un ambiente sólido es que tanto el fluido
como el sólido soportan los esfuerzos sobre el
material. Este concepto es el principio del
esfuerzo efectivo, que establece que el esfuerzo
que afecta el comportamiento de un material
sólido es el esfuerzo aplicado menos el soporte
de la presión del fluido intersticial.10 Cuando se
produce fluido desde un yacimiento, el peso de
los estratos de sobrecarga no se reduce pero sí lo
hace la presión de poros, lo que incrementa el
esfuerzo efectivo vertical que actúa sobre la
matriz sólida. El grado de la compactación resultante depende de la compresibilidad de la roca y
de las condiciones de borde.
La compresibilidad relaciona los cambios de
volumen con los cambios del esfuerzo aplicado.
Existen muchas formas de expresar la compresibilidad de un medio poroso, pero comúnmente
se utilizan dos.11 La compresibilidad del volumen
de poros, C pv, es una medida del cambio del
volumen poroso, causado por un cambio en el
esfuerzo aplicado. La compresibilidad volumétrica, Cbv, es una medida del cambio del volumen
aparente debido a un cambio en el esfuerzo
aplicado; es la inversa del módulo de compresibilidad. Bajo la hipótesis de que los granos son
incompresibles, Cbv es el producto de la porosidad por C pv . El valor de la compresibilidad
depende de la composición de la roca y de la historia de sedimentación y puede variar con la
composición cambiante del fluido intersticial.
Una arenisca granular competente habitualmente posee un valor de Cpv de aproximadamente 5 x 10-4/MPa [3 x 10-6/lpc]; sin embargo, puede
exceder 15 x 10-4/MPa [100 x 10-6/lpc] para las
cretas altamente compresibles del Mar del Norte
(izquierda). El cemento que adhiere los granos
tiende a incrementar la rigidez de la roca, reduciendo su compresibilidad.
La historia de la sedimentación es importante porque la compactación tiende a causar
cambios irreversibles en la estructura de la roca.
Los granos se desplazan; las partículas de arcilla
se deforman; las adherencias cementadas se
rompen; e incluso los granos pueden triturarse
bajo los efectos de la carga. Dado que estos cambios son irreversibles, la roca exhibe histéresis.
Cuando el esfuerzo ejercido sobre la roca se
reduce, lo que sucedería si parte del peso de los
estratos de sobrecarga fuera erosionado o si se
incrementara la presión de la formación sin
sedimentación adicional, el material de descarga es menos compresible que cuando se
cargó bajo el mismo esfuerzo. Además, el material descargado es menos compresible durante la
recarga hasta que se alcanza nuevamente la condición de esfuerzo original (próxima página).12
Oilfield Review
La física de la subsidencia
Es difícil observar la compactación de un yacimiento de hidrocarburos; sin embargo, suele ser
fácil visualizar la subsidencia en la superficie. El
agua invade la tierra previamente seca; una plataforma marina pierde el despeje que posee
entre las olas altas y la cubierta inferior; los
cabezales de los pozos y la tubería de revestimiento pueden sobresalir por encima de la
superficie; o las estructuras de superficie pueden hundirse. La subsidencia ha sido un
indicador fundamental de la compactación en
los campos petroleros desde que se observó por
primera vez en el Campo Goose Creek en 1918.14
El informe de ingeniería original referente al
fenómeno de subsidencia en el Campo Goose
Creek incluyó un análisis detallado de otras causas sospechadas de la subsidencia local. No
obstante, el informe indicó que el efecto no se
debía a la subsidencia general de la costa del
Golfo; tampoco era ocasionado por un cambio
del nivel medio del mar; no era provocado por la
erosión; ni se trataba de un sumidero causado
por la disolución de la caliza, la sal o alguna otra
formación soluble. Los mapas de la subsidencia
mostraron que una depresión seguía el esquema
general del campo. Según el cálculo aproximado
de los autores, la cubeta de subsidencia representaba sólo el 20% del petróleo, gas, agua y
arena que habían sido removidos del campo. No
obstante, en la conclusión del artículo, los mismos autores indican que la compactación se
produjo en las arcillas sobreyacentes, más que
en la formación productora en sí.
A lo largo de las décadas, desde la ejecución del
estudio del Campo Goose Creek, la comprensión
del fenómeno de subsidencia producido por la extracción de fluido ha avanzado significativamente.
Los estudios actuales de ese fenómeno implican
el análisis geomecánico y de flujo de yacimientos
detallado, pero los principios generales pueden
explicarse sin recurrir a un modelo complejo.
Invierno de 2006/2007
Las formaciones que forman parte de este
proceso se dividen en cuatro partes: el volumen
correspondiente a la compactación, los estratos
de sobrecarga, los estratos de carga lateral y los
estratos de carga subyacentes. Los dos últimos
términos no se utilizan en general, salvo en geomecánica, pero se refieren a los materiales
conectados lateralmente a la formación en proceso de compactación y aquellos materiales que
se encuentran debajo de dicha formación y de la
carga lateral, respectivamente.
El volumen de compactación puede incluir
otros elementos además de la formación con
hidrocarburos. Los acuíferos que se encuentran
al lado o debajo también se pueden compactar
cuando se drenan, por lo que deberían modelarse como parte de la formación en proceso de
compactación, aunque con propiedades diferentes en muchos casos.
La reducción de volumen causada por la
compactación de una formación sepultada se
transmite usualmente a la superficie. La cubeta
de subsidencia es, en general, más vasta que la
zona compactada. La magnitud de su dispersión
depende de las propiedades de los materiales de
los estratos de sobrecarga y de la profundidad de
la formación en proceso de compactación.
Además , si los estratos de sobrecarga no se
expanden, el volumen de la cubeta en la superficie es igual al volumen de la compactación en
profundidad.
Una cubeta de subsidencia tiende a ser
aproximadamente simétrica, aunque la compactación en el volumen subyacente no lo sea. Dado
que la cubeta es una superposición de la subsidencia que resulta de cada elemento en proceso
de compactación, tiende a promediar la
variación . La anisotropía de los estratos de
sobrecarga proveniente de las fallas o la anisotropía del material pueden restringir o modificar
la forma de la cubeta; las fallas pueden permitir
el desplazamiento, impidiendo la dispersión de
la subsidencia.
Los estratos de sobrecarga también se pueden expandir, aunque su expansión constituye
un efecto secundario para la mayoría de sus
rocas. No obstante, este cambio de volumen
puede producir un efecto dependiente del
tiempo a medida que la roca sobreyacente se
desliza lentamente, primero en la expansión y
luego en la compactación.
Cuando una formación se compacta, la carga
lateral a menudo no lo hace, ya sea porque es
impermeable, porque está separada de la formación en proceso de compactación por una falla que
actúa como sello y que en consecuencia no experimenta un incremento del esfuerzo efectivo, o
simplemente porque es un material más resistente.
1
3
Volumen poroso
Se han desarrollado diversas formulaciones
matemáticas para modelar el comportamiento de
las rocas bajo esfuerzo, pero hasta la fecha no
existe ninguna formulación aceptada por la
industria en forma preferencial respecto de las
otras. El mejor de estos modelos posee mecanismos para las deformaciones elástica y plástica,
los efectos termales y los efectos dependientes
del tiempo, o efectos del deslizamiento.13 Algunas
rocas son más débiles cuando se encuentran saturadas, al menos parcialmente, con agua en vez de
petróleo. Si bien el mecanismo físico de ese
efecto no se comprende completamente, algunos
modelos incluyen algoritmos para representar el
efecto de debilitamiento producido por el agua.
2
Esfuerzo neto
> Histéresis de la compactación. El incremento del
esfuerzo neto sobre un material en estado plástico
produce una rápida reducción del volumen (1). Si
el material es descargado, el rebote del volumen
no es tan grande como lo fue el colapso, y a menudo se aproxima a la respuesta elástica (2). La
recarga del material produce inicialmente una
respuesta cuasi-elástica, hasta que se alcanza el
estado previo de esfuerzo neto alto (3). En ese
punto, el material sigue nuevamente la línea de
falla plástica (azul).
8. La presión hidrostática es la magnitud de la presión
causada por el peso de la columna de salmuera
sobreyacente, que a menudo se obtiene mediante la
integración de la densidad de la salmuera desde la
superficie hasta el plano de referencia de la
profundidad.
9. Otros procesos geológicos, tales como la diagénesis
química, el levantamiento regional o el corrimiento hacia
abajo, y la migración de hidrocarburos, también pueden
generar condiciones de sobrepresión o subpresión.
10. La relación también se denomina el principio del
esfuerzo neto: σ = S – αP, donde σ es el esfuerzo neto o
efectivo sobre el material sólido, S es el esfuerzo
aplicado al cuerpo, P es la presión de poros y, en sólidos
elásticos isotrópicos, α = 1 – Kb/Ks. Aquí, K es el módulo
de compresibilidad, y este último término es la relación
de los módulos de compresibilidad de la roca (b) y los
granos minerales de la roca (s). En los materiales muy
porosos y débiles, el módulo de granos es mucho más
grande que el módulo de roca, de manera que α es
aproximadamente 1, y σ ≈ S – P. Tanto σ como S son
tensores, de modo que esta ecuación es válida en las
tres direcciones principales.
11. Para obtener una definición completa de los tipos de
compresibilidades, consulte: Zimmerman R:
Compressibility of Sandstones, Developments in
Petroleum Science 29. Ámsterdam: Elsevier Scientific
Publishing Company, 1991.
12. Para acceder a un estudio de los esfuerzos de campo
con ciclado por presión, consulte: Santarelli FJ, Tronvoll
JT, Svennekjaer M, Skeie H, Henriksen R y Bratli RK:
“Reservoir Stress Path: The Depletion and the
Rebound,” artículo de las SPE/ISRM 47350, presentado
en el Simposio Eurock ’98 de las SPE/ISRM, Trondheim,
Noruega, 8 al 10 de julio de 1998.
13. Una deformación es elástica si, después de un cambio
de esfuerzos, un material retorna a su forma inicial
cuando los esfuerzos vuelven a la condición inicial. Las
deformaciones que se traducen en cambios de formas
permanentes después de un ciclo de presión como ese,
se denominan plásticas o inelásticas. El deslizamiento
describe una deformación que persiste después de
detenerse el cambio de esfuerzos.
14. Pratt y Johnson, referencia 4.
53
El peso de los estratos de sobrecarga que había
sido soportado por la formación en proceso de
compactación ahora puede ser soportado parcialmente por la carga lateral. Esto crea lo que se
conoce como arco de esfuerzos sobre la formación
en proceso de compactación. El alcance y efectividad del arco de esfuerzos relacionados con el
soporte de los estratos de sobrecarga son funciones de los parámetros de los materiales de los
estratos de sobrecarga y la carga lateral, del
alcance lateral de la zona de compactación y de
la magnitud de la compactación.
Si bien el movimiento predominante en una
cubeta de subsidencia es vertical, también se
producen movimientos horizontales. El movimiento horizontal es nulo en el centro y el borde
exterior de la cubeta y alcanza un grado de
desplazamiento interior máximo en la región
intermedia. Los movimientos horizontales grandes pueden tener efectos devastadores sobre las
líneas de conducción y otras estructuras de
superficie extensivas, a menos que estén destinados a dar cabida a la deformación.
Medición de la compactación y la subsidencia
Los métodos de monitoreo de la subsidencia difieren según se trate de áreas marinas o terrestres.
En tierra firme, los puntos acotados son herramientas comunes de los ingenieros civiles. Un
punto acotado es una señal georeferenciada—en
una posición conocida y una cota medida—que se
utiliza para determinar cambios en la cota con
respecto a otros puntos acotados. Los puntos acotados fuera de la cubeta de subsidencia proveen
puntos de referencia fijos.
La forma más exacta de determinar una
diferencia de cota entre los puntos acotados
consiste en conectar dos localizaciones a un
tubo lleno de líquido. El nivel hidrostático será
el mismo en los dos extremos del tubo, de modo
que los cambios en la cota relativa pueden
determinarse con gran precisión. Sin embargo,
la realización de este tipo de levantamiento en
áreas extensas puede ser prohibitivamente cara.
La mayoría de los levantamientos geodésicos
comparan la cota mediante la observación a través de un teodolito o mediante la utilización de
un láser, después de nivelar cuidadosamente el
instrumento. Este método también puede
emplearse para obtener cambios en la cota relativa entre las plataformas de un complejo.
Los inclinómetros—dispositivos que son sensibles al cambio de ángulo en la superficie o en
los pozos—pueden proveer datos de subsidencia
para las localizaciones terrestres. Estos dispositivos se utilizan además para monitorear el
avance de una fractura inducida.15
54
Las estaciones con sistemas de posicionamiento global (GPS) pueden ser utilizadas para
posiciones fijas, ya sea en áreas marinas o en tierra firme. En condiciones ideales, las técnicas
GPS permiten detectar cambios de cota de aproximadamente 2 mm.
Otro método que está siendo evaluado por
diversas compañías utiliza satélites para el
monitoreo de la subsidencia. El radar de apertura interferométrica-sintética (InSAR) se basa
en la generación repetida de imágenes de una
ubicación geográfica dada, mediante pla ta formas de radar aéreas o espaciales. Con
mediciones complejas—incluyendo la magnitud
y la fase—de las imágenes de radar de la misma
área, se puede construir un interferograma a
partir de la diferencia de fase del retorno de
cada punto. Las diferencias de fase son sensibles
a la topografía y a cualquier cambio de posición
intrínseco de un reflector terrestre dado.
El cambio de distancia tiene lugar a lo largo
de la línea de mira satelital, lo que impide que el
satélite distinga directamente el movimiento
vertical del horizontal. No obstante, en un yacimiento en proceso de compactación, situado en
una posición sin otro movimiento tectónico, se
asume que el cambio se debe a la subsidencia y
es básicamente vertical.
Se pueden establecer reflectores de referencia
para InSAR, pero es posible obtener un conjunto
de mediciones más generalizado mediante la utilización de los objetos existentes que dispersan la
radiación, tales como intersecciones de caminos o
tejados que apuntan en la dirección correcta.
Cualquier movimiento de estos puntos dispersores
permanentes o persistentes, que no esté relacionado con la subsidencia en general se desconoce,
pero la cantidad total de reflectores compensa
esa deficiencia.
El método InSAR posee limitaciones. El crecimiento de la vegetación entre los pasos de los
satélites puede producir problemas de interpretación en los campos abiertos. Los cambios de cota
rápidos, tales como los que tienen lugar cerca de
las fallas activas, son más fáciles de medir que la
subsidencia lenta. Las mediciones de distancia
pueden obtenerse cuando el satélite asciende o
desciende. Dado que el ángulo de reflexión es
diferente, las dos mediciones generalmente
implican conjuntos de puntos dispersores diferentes. Es probable que las mediciones de la
subsidencia obtenidas durante el ascenso o descenso no concuerden completamente.16
En áreas marinas, no es tan fácil acceder a la
cubeta de subsidencia. En general, la subsidencia
es monitoreada en las plataformas. No se trata
de una mera conveniencia sino de una necesidad.
El despeje, o distancia existente entre el nivel
medio del mar y la estructura inferior extrema de
la plataforma, tiene que mantenerse mayor que
la altura de marea. Las compañías utilizan un
valor de altura de marea obtenido estadísticamente que suele ser la altura de marea máxima
esperada a lo largo de un período de 100 años.
El despeje puede medirse utilizando diversos
métodos, la totalidad de los cuales se basa en un
punto acotado conocido de la plataforma. La
medición continua de la distancia hasta el agua
puede obtenerse acústicamente; como alter nativa, un transductor de presión submarino,
instalado en la pata de la plataforma, puede
indicar la altura de la columna de agua que se
encuentra sobre el mismo. La interpretación de
estos dos métodos exige conocer el nivel del mar
en el momento de la medición, lo que significa
que deben considerarse las mareas y las olas
producidas por el viento.
Actualmente, el método más común para
determinar la subsidencia de las plataformas
implica el uso del sistema GPS, como se hace en
tierra firme. Algunos métodos de interpretación
requieren una plataforma cercana que no esté
experimentando un proceso de subsidencia,
pero la metodología está mejorando y ciertas
compañías que proveen este servicio a la industria ahora sostienen que su interpretación no
requiere un punto acotado fijo cercano.
La subsidencia afecta a las líneas de conducción y a otras estructuras del lecho marino. Los
levantamientos batimétricos constituyen la
forma más directa de mapear el alcance de una
cuenca de subsidencia submarina. El levantamiento indica la profundidad del agua con
respecto al nivel del mar. Este valor se obtiene
generalmente haciendo rebotar una señal acústica desde la línea de lodo y nuevamente hasta
un receptor. La medición del tiempo de tránsito
debe ser corregida por los efectos de la salinidad
y la temperatura del agua. Los levantamientos
repetidos permiten monitorear el desarrollo de
una cuenca de subsidencia.
La compactación de una formación es normalmente más difícil de medir que la subsidencia. La
compactación somera que se traduce en un fenómeno de subsidencia en el terreno, a veces puede
verse directamente cuando los cabezales de los
pozos someros sobresalen en forma creciente de
la superficie. Esto sucede en la Ciudad de México,
donde los acuíferos someros se han compactado y
algunas tuberías de revestimiento se encuentran
a una altura aproximadamente 5 m [16 pies]
superior a la altura de su instalación.17
Oilfield Review
El método más común de medición de la
compactación en formaciones profundas es el
empleo de balas o marcadores radioactivos
(derecha). Con una pistola de disparo especial,
las balas son disparadas en una formación a
intervalos conocidos, tales como 10 m [32.8 pies].
Cada marcador contiene una fuente radioactiva
de larga duración y baja resistencia, generalmente de cesio. Herramientas especiales de
adquisición de registros con cable, tales como la
Herramienta de Monitoreo de la Subsidencia de
la Formación (FSMT) de Schlumberger, el Instrumento de Monitoreo de la Compactación CMI
de Baker Atlas o la Herramienta de Monitoreo
de la Compactación de la Formación FCMT de
Halliburton, miden las posiciones relativas del
marcador radioactivo con precisión. Las herramientas de monitoreo de la compactación
contienen tres o cuatro detectores: dos en el
extremo superior de la sonda y uno o dos en el
extremo inferior. El espaciamiento medio entre
el detector superior y el inferior es aproximadamente el mismo que el espaciamiento entre los
marcadores. Esto minimiza los errores de distancia debidos a cualquier movimiento de la
herramienta producido por el estiramiento y la
contracción del cable. Los levantamientos
repetidos indican el cambio producido en la
separación de los marcadores.
El mejor lugar donde colocar los marcadores
es en un pozo de observación vertical. Los pozos
desviados introducen errores en la posición del
marcador, que dependen de la orientación de la
pistola cuando se disparan las balas. Los pozos
productores también pueden hacer fluir sólidos
de formación, introduciendo cierta incertidumbre acerca de la causa del movimiento del
marcador; ya sea compactación o bien producción de sólidos.
En el pasado, se utilizaban otros métodos
para monitorear la compactación pero en general se ha suspendido su aplicación por falta de
15. Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk W,
Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L,
Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y
Tezuka K: “La fuente para la caracterización de
fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4
(Primavera de 2006): 46–61.
16. El radar InSAR también ha sido utilizado con el fin de
medir el levantamiento regional. Para obtener
información sobre mediciones satelitales de la
deformación terrestre alrededor de la caldera volcánica
del Parque Nacional de Yellowstone, en Wyoming, EUA,
consulte: http://volcanoes.usgs.gov/yvo/2006/uplift.html
(Se accedió el 29 de septiembre de 2006).
17. Poland y Davis, referencia 5.
18. Goulty NR: “Reservoir Stress Path During Depletion of
Norwegian Chalk Oilfields,” Petroleum Geoscience 9,
no. 3 (2003): 233–241.
Invierno de 2006/2007
precisión. Estos métodos incluyen la técnica de
repetición para la localización de los collarines
de la tubería de revestimiento y para los marcadores petrofísicos. Los estudios sísmicos de
repetición también pueden utilizarse como herramientas para monitorear la subsidencia de los
topes de las formaciones subterráneas. Si bien
como método suele ser demasiado impreciso para
el monitoreo exacto de la compactación, la cobertura extensiva de los yacimientos provista por los
levantamientos sísmicos los hace útiles para las
operaciones de manejo de yacimientos. El movimiento subterráneo también puede ser indicado
mediante el empleo de arreglos microsísmicos
que detectan y localizan el ruido generado por la
roca deformable y en proceso de compactación.
Las mediciones de núcleos también proveen
datos vitales para los estudios de la compactación. Una prensa de carga produce esfuerzo o
deformación sobre una muestra de núcleo y
mide su respuesta, incluyendo los cambios del
volumen poroso, los cambios de la presión de
poros, la longitud y el diámetro. Estas pruebas
también pueden examinar el efecto del cambio
de los fluidos o de la temperatura sobre la deformación y la resistencia de las rocas. Se pueden
aplicar condiciones de borde relacionadas con el
esfuerzo o la deformación, similares a las esperadas en el campo.
Dos condiciones de laboratorio comunes son
las condiciones de borde relacionadas con el
esfuerzo hidrostático y las relacionadas con la
deformación uniaxial. En la condición de esfuerzos hidrostáticos, los tres esfuerzos principales
son iguales. Ésta es la más simple de las condiciones de compresibilidad a aplicar pero no es
representativa de las condiciones de campo
reales. La condición de deformación uniaxial
mantiene un área constante de sección transversal de la muestra, mientras que el esfuerzo axial
cambia ya sea a través de la carga axial o a través de la reducción de la presión de poros en la
muestra. Si bien esta condición se considera
más próxima a las condiciones de borde presentes en algunos campos, los estudios de los
cambios producidos en los esfuerzos horizontales como resultado del agotamiento en ambos
campos de creta, Ekofisk y Valhall, indican que
corresponde a alguna otra condición de borde.18
El impacto de las formaciones
en proceso de compactación
A pesar de la necesidad de concentrar el enfoque
en el daño ocasionado a los pozos y las instalaciones como resultado de la compactación y
RM
S3
RM
S2
Detector 4
RM
Detector 3
S1
Detector 2
RM
Detector 1
> Balas radioactivas de monitoreo. Una sonda con
cuatro detectores de rayos gamma minimiza el
efecto del movimiento no intencionado de la
herramienta mediante la detección casi simultánea de dos marcadores radioactivos (RM). La
separación de las balas, S1, S2 y S3, debería ser
aproximadamente igual a la separación media
entre los pares de detectores superior e inferior.
55
subsidencia, no puede ignorarse el efecto positivo que estos procesos producen sobre la
producción. En las cretas débiles y las diatomitas
de California, el fenómeno denominado empuje
de la roca puede ser varias veces mayor que el
empuje provocado por la expansión del fluido. La
permeabilidad de la formación puede incrementarse o reducirse, porque existe la posibilidad de
que las fracturas abiertas se cierren o se generen
nuevas fracturas. La permeabilidad de la matriz
generalmente se reduce conforme los volúmenes
porosos colapsan o los granos se rompen.
El material debilitado puede fluir hacia el
interior de un pozo, como se observó notablemente en las primeras etapas de la historia de los
campos de creta de Noruega, en los que la creta
fluyó como crema dentífrica.19 La mejor comprensión de la falla de la creta condujo al desarrollo
de métodos de producción mejorados que mitigaron este comportamiento. En las formaciones de
arenisca, la producción de arena puede ser una
respuesta común de un material mecánicamente
débil durante la producción. Además pueden
producirse fenómenos de fracturamiento y ovalización por ruptura de la pared del pozo.
El colapso de las tuberías de revestimiento
ha sido un problema progresivo en los campos
con alto grado de compactación. Una formación
en proceso de compactación extrae consigo la
tubería de revestimiento cementada, comprimiendo la dimensión axial de dicha tubería. Sin
embargo, por encima de la formación, el material sobreyacente habitualmente se alarga y la
tubería de revestimiento se estira. En cualquiera
de ambas situaciones, el esfuerzo producido
sobre la tubería de revestimiento puede exceder
su resistencia mecánica y provocar su colapso en
la zona de compactación o una falla en la tensión, en la zona de los estratos de sobrecarga.
Además, pueden producirse fallas por esfuerzo
de corte y aplastamiento de la tubería de revestimiento. Las fallas de los estratos de sobrecarga
también pueden reactivarse debido al movimiento diferencial y los planos de estratificación
pueden exhibir deslizamiento diferencial.
19. Simon DE, Coulter GR, King G y Holman G: “North Sea
Chalk Completions—A Laboratory Study,” Journal of
Petroleum Technology 34, no. 11 (Noviembre de 1982):
2531–2536.
20. Poland y Davis, referencia 5: 214–216.
21. Aquí, para diferenciar la simulación de yacimientos
convencional, que incluye procesos de dinámica de flujo
complejos y geomecánicos simples, de la simulación
geomecánica, que posee un énfasis opuesto, a la simulación convencional se alude como simulación de flujo.
22. Colazas XC y Strehle RW: “Subsidence in the Wilmington
Oil Field, Long Beach, California, USA,” in Chilingarian
GV, Donaldson EC y Yen TF (eds): Subsidence Due to
Fluid Withdrawal, Developments in Petroleum Science
41. Ámsterdam: Elsevier Science (1995): 285–335.
56
Ambos tipos de eventos pueden a su vez cizallar
un pozo que se encuentra en un área de movimiento diferencial.
En la superficie, las operaciones de remediación también pueden ser costosas. Desde 1987,
se han invertido unos US$ 3,000 millones para
contrarrestar los efectos de la subsidencia en el
Campo Ekofisk, primero elevando 6 m [19.7 pies]
las plataformas y luego reemplazando el complejo de plataformas.
La cubeta formada por la subsidencia afecta
las líneas de conducción, los caminos y otras
estructuras. El movimiento lateral producido
dentro de la cubeta puede provocar daños. Parte
del daño puede ser mitigado por el diseño constructivo, tal es el caso de los bucles de alivio de
tensiones de las líneas de conducción. No obstante, una falla que se extiende hasta la
superficie puede generar desplazamientos escalonados, ocasionando daños a las estructuras
que cruzan la falla.
Los efectos de la subsidencia en la superficie
pueden ser extensivos, particularmente en las
zonas bajas cercanas a cuerpos de agua grandes.
Por ejemplo, al aumentar el fenómeno de depresión en los campos del Lago de Maracaibo, se
construyeron sistemas de diques que se ampliaron repetidas veces.20 Los Países Bajos cuentan
con un sistema extensivo de diques y canales; en
el Campo Groningen, el cual experimenta un proceso de subsidencia, el nivel del terreno se
monitorea y el sistema de diques se mejora según
las necesidades. En Wilmington, California, se
adoptó un enfoque diferente, ya que se dispuso la
ejecución de un proyecto de inyección de agua en
el campo que subyace la ciudad que logró detener con éxito el fenómeno de subsidencia.
En el subsuelo, las prácticas de perforación y
terminación de pozos deben considerar los efectos de la compactación. La experiencia de campo
puede indicar zonas, tales como las fallas, que
deberían evitarse en las trayectorias de los pozos.
Esto puede ser tan simple como modificar levemente la trayectoria del pozo o tan complejo y
caro como agregar plataformas para acceder a los
lugares remotos de un campo. Los tubulares de
paredes gruesas pueden tolerar deformaciones
adicionales pero a menudo requieren un análisis
de la relación costo/beneficio para comparar su
uso en función de la aceptación de una vida productiva más corta para el pozo.
En los desarrollos nuevos, muchas de estas
decisiones deben tomarse antes de diseñar las
instalaciones. Para desarrollar modelos que asisten en estas decisiones, se utiliza información
proveniente de las operaciones de perforación
exploratoria y de los pozos vecinos.
Estimulación de un yacimiento
en proceso de compactación
El análisis del comportamiento de un yacimiento
mecánicamente dinámico requiere técnicas de
modelado más sofisticadas que el volumen
poroso dependiente de la presión, que se incluye
en la mayoría de los simuladores de flujo. Las
unidades de volumen pueden compactarse o
estirarse y además cambiar de forma.
Históricamente, las operaciones de simulación de flujo de yacimientos y simulación
geomecánica se han llevado a cabo por separado. 21 No obstante, los parámetros físicos,
particularmente las presiones de poros, están
afectados tanto por la dinámica de flujo como
por la deformación mecánica. Como primera
aproximación, se corre un modelo y sus resultados se utilizan luego como datos de entrada para
otro modelo. El primer modelo habitualmente
corresponde a una simulación de flujo porque se
ejecuta más rápido. Sin realimentación para el
primer modelo, este enfoque se considera desacoplado, y la salida resultante del mismo
parámetro, por ejemplo, la presión de poros de
los dos modelos puede ser divergente.
El nivel de modelado siguiente utiliza habitualmente un simulador de flujo para resolver
primero un intervalo de tiempo—nuevamente
porque corre más rápido—e ingresa esos resultados en un simulador geomecánico. Si los
valores comparables de los dos modelos no concuerdan dentro de una tolerancia dada, al final
del intervalo de tiempo, los parámetros se ajustan y las ecuaciones se resuelven para el mismo
intervalo de tiempo hasta que los parámetros
coinciden. Este método se denomina débilmente
acoplado. Requiere más tiempo de computadora
pero también genera resultados que concuerdan
mejor entre los dos simuladores.
Tanto el modelado de flujo como el modelado
mecánico son matemáticamente complejos y la
combinación de ambos en un simulador fue difícil de lograr. Hoy en día, algunos simuladores
pueden llevar a la práctica soluciones de flujo y
soluciones geomecánicas simultáneas, incluyendo el software de simulación de yacimientos
ECLIPSE Geomechanics de Schlumberger, el
simulador multifásico de yacimientos dependiente del esfuerzo VISAGE de V.I.P.S. y otras
soluciones desarrolladas internamente por compañías petroleras, tales como ConocoPhillips, o
por universidades. Este tipo de simulación se
conoce a menudo como completamente acoplada. Estos modelos aún no se corren como
norma, porque son más lentos que los modelos
desacoplados y débilmente acoplados.
Oilfield Review
43
Endcap
2,000
40
Falla por
esfuerzo
de corte
Porosidad, %
Esfuerzo de corte generalizado, lpc
3,000
Compactación
Inicio
1,000
Fin Elástico
37
34
31
0
0
1,000
2,000
3,000
Esfuerzo efectivo promedio, lpc
28
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Esfuerzo efectivo de los estratos de sobrecarga, lpc
> Modelo de creta Ekofisk. El modelo de creta se ilustra en una gráfica de esfuerzo de corte generalizado versus esfuerzo efectivo promedio (izquierda). El
material no puede traspasar la línea de falla por esfuerzo de corte, porque fallará por esfuerzo de corte. El endcap representa el límite entre el comportamiento elástico (interior) y el comportamiento plástico (exterior). Si la condición de esfuerzos tiene lugar en el endcap (en el Inicio), su incremento desplaza
el endcap hacia afuera. La reducción del esfuerzo (hasta el Fin) desplaza la condición nuevamente a la zona elástica expandida. El comportamiento en el
endcap puede verse en las curvas del tipo de creta correspondientes al campo, que muestran la reducción de la porosidad con el incremento del esfuerzo
efectivo de sobrecarga (derecha). La creta se comporta inicialmente en forma casi-elástica, con una pequeña reducción de la porosidad. Cuando el
material cruza el endcap, la porosidad declina más rápidamente. La localización inicial del endcap depende de la porosidad (línea de guiones), teniendo
las cretas de menor porosidad una región elástica inicial más grande.
Operaciones de inyección de agua
para represurizar un campo de creta
El método de inyección de agua ha sido utilizado
durante muchos años como método de recuperación secundaria en el negocio de E&P, ya sea
para desplazar los hidrocarburos o para mantener la presión necesaria para que el petróleo o
el gas se conserven en una sola fase. También ha
sido empleado para mitigar la subsidencia, como
en el caso del Campo Wilmington, que está situado debajo del área portuaria de Long Beach,
en California. La subsidencia severa de esta
localización económicamente importante,
condujo a la implementación de un programa
masivo de inyección de agua en el campo, que se
tradujo en aproximadamente un pie de rebote.22
El método de inyección de agua también
resultó exitoso en el Campo Ekofisk, una enorme
estructura de creta dispuesta en forma de cortina
sobre un domo salino, con aproximadamente
1,000 millones de m3 [6,700 millones de bbl] de
petróleo original en sitio. En 1969, Phillips
Petroleum, ahora ConocoPhillips, realizó el primer descubrimiento en el sector noruego del Mar
del Norte para los socios de Ekofisk. El campo aún
produce más de 47,700 m3/d [300,000 bbl/d] de petróleo y más de 7 millones de m3/d [250 MMpc/d]
de gas.
La cresta se encuentra a aproximadamente
2,900 m [9,500 pies] por debajo del nivel del
mar, en un tirante de agua (profundidad del
lecho marino) de 78 m [256 pies]. La producción
del campo proviene de la Formación Ekofisk,
Invierno de 2006/2007
que contiene dos tercios de las reservas, y de la
Formación Tor subyacente. Una creta impermeable delgada, conocida como la Zona Compacta,
separa las dos formaciones.
La porosidad en ambas formaciones oscila
entre el 25% y más del 40% en las áreas productoras, y la zona productiva puede tener un
espesor de hasta 150 m [490 pies] en la cresta
del campo, en el que se ha encontrado creta con
una porosidad de hasta el 50%. La preservación
de un valor de porosidad tan alto en la profundidad del yacimiento se atribuye a un fenómeno
de sobrepresión significativo y a la acumulación
temprana de hidrocarburos.
Para el año 1984, las plataformas del Campo
Ekofisk habían experimentado una subsidencia
de varios metros y muchos pozos habían fallado.
El operador comenzó a monitorear la subsi dencia de las plataformas y obtuvo nuevos
levantamientos batimétricos de la línea del lodo.
Los científicos de la compañía realizaron estudios geomecánicos detallados de muestras de
núcleos y crearon modelos de campo. Descubrieron que la compactación de la creta es extrema
en este campo: una reducción de la presión de la
formación por la que se pase del valor de descubrimiento de 7,200 lpc [49.6 MPa] a una
condición de abandono potencial, con una presión de 3,200 lpc [22 MPa], se traduciría, por
ejemplo, en una reducción de la porosidad del
38% al 33% aproximadamente (arriba).
El comportamiento de la creta depende del
estado de los esfuerzos locales. Con esfuerzos de
confinamiento y corte bajos, la creta es elástica y
una reducción pequeña de la presión de formación induce solamente un grado de deformación
elástica leve. Sin embargo, una reducción significativa de la presión de formación causa deformación inelástica y un grado de tensión sustancial.
El comienzo del comportamiento inelástico tiene
lugar en el endcap, una superficie en el espacio
de esfuerzos que se conecta a la línea de falla por
cizalladura a altos esfuerzos de corte. No obstante, la compactación inelástica altera la creta,
desplazando la ubicación del endcap a la condición de esfuerzos efectivos más altos.
Como resultado de la compactación, la tasa
de subsidencia a mediados y fines de la década
de 1980 fue de aproximadamente 30 cm/año
[1 pie/año]. La pérdida de despeje resultante y
los impactos potenciales sobre la seguridad de
las plataformas pasó a ser una preocupación
importante. El incremento de 6 m en la altura
de las plataformas se realizó en 1987 para
aumentar el despeje entre las cubiertas inferiores y la altura de marea máxima esperada.
En 1980, el método de inyección de agua no
se consideró inicialmente una opción viable en
el Campo Ekofisk porque las pruebas indicaron
que la creta estaba humedecida con petróleo y
agua, en el mejor de los casos, y humedecida con
petróleo, en el peor, lo que reducía la imbibición
en agua que contribuye a la eficiencia de la inyección. No obstante, los socios de Ekofisk
consideraron que los incrementos de producción
potenciales garantizaban la ejecución de un
57
900
90
800
80
700
70
Presión promedio del yacimiento
600
60
500
50
400
40
Tasa de
subsidencia
300
30
200
20
Petróleo
Petróleo
100
0
1971
Tasa de subsidencia, cm/año
Presión, cientos de lpc
Producción e inyección, miles de bbl/d
Inyección de agua
10
1975
1979
1983
1987
1991
1995
1999
2003
0
2007
Año
> Historia de producción del Campo Ekofisk. El gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata) de
petróleo (verde) declinó hasta la puesta en marcha del proyecto de inyección de agua en gran escala
(azul), a fines de la década de 1980. La presión promedio del yacimiento (curva de guiones) también se
redujo hasta que la tasa de inyección de agua se incrementó en 1995. No obstante, la tasa de subsidencia (rojo), en la plataforma utilizada como hotel o alojamiento, no se redujo hasta que se interrumpió
la producción durante la transición a la implantación del complejo Ekofisk II, en 1998.
7,500
45
7,000
40
35
Tasa de
subsidencia
Presión, lpc
6,000
30
5,500
25
Presión
5,000
20
4,500
15
4,000
10
3,500
5
3,000
1974
1978
1982
1986
1990
Año
1994
1998
2002
Tasa de subsidencia, cm/año
6,500
0
2006
> Subsidencia y presiones en la zona de la cresta del Campo Ekofisk. Las mediciones de presión en
los pozos de la zona de la cresta siguen una tendencia (azul) con un incremento rápido, a mediados
de 1998, que corresponde exactamente al retardo de la tasa de subsidencia (rojo).
proyecto piloto de inyección de agua pequeño,
que se puso en marcha en 1981.23 Los resultados
del proyecto piloto de inyección de agua indicaron un buen desplazamiento de petróleo con una
limitada irrupción prematura de agua.
En 1987, ConocoPhillips comenzó a ampliar
un proyecto de inyección de agua de campo completo. El proyecto fue diseñado como mecanismo
de mejoramiento de la producción, alcanzándose
58
el período de re-llenado del volumen poroso en
1994. A pesar de ese hecho, la tasa de subsidencia
permaneció casi constante mientras continuaba
el período de re-llenado, alcanzándose una tasa
máxima de 42 cm/año [16.5 pulgadas/año] en
1998 (extremo superior).
Se instaló un nuevo complejo de plataformas,
tanto para tolerar la subsidencia permanente
como para proveer más instalaciones para
ampliar las actividades del campo.24 Durante la
transición del complejo de plataformas viejo al
complejo Ekofisk II nuevo, a fines de 1998, el
proceso de inyección de agua continuó, mientras
que la producción se interrumpió por varias
semanas. Durante este período, y en forma continua desde entonces, la tasa de subsidencia se
redujo asombrosamente hasta alcanzar el valor
actual de 15 cm/año [5.9 pulgadas/año] (iz quierda, abajo). Si bien el operador había
considerado posible una reducción de la subsidencia de ese grado, su magnitud fue inesperada
teniendo en cuenta la historia de subsidencia
del campo.
El completo re-llenado del volumen poroso
alcanzado a mediados de la década de 1990
debería haber retardado la compactación mecánica, porque el esfuerzo efectivo no seguía
incrementándose. Con el re-llenado y la posterior
represurización, los científicos de la compañía
esperaban que las formaciones dejaran de compactarse en ese período, y que experimentaran
quizás un rebote leve, pero eso no ocurrió. Si
bien el deslizamiento en los estratos de sobrecarga puede producir una reacción retardada
entre la compactación y la subsidencia, el
retardo no implicaría años, como se observó con
la reducción de la tasa de subsidencia que finalmente comenzó en 1998.
El comienzo de la reducción de la tasa de
subsidencia dependía de la interacción entre la
creta y el agua. Se observó compactación rápida
en un pozo de monitoreo de la compactación del
Campo Ekofisk, cuando el frente de agua se
desplazó a través del área (próxima página,
arriba). En las pruebas de laboratorio, la creta
se compacta más cuando se satura con agua que
cuando se satura con petróleo.25 Se produce un
efecto aún más significativo cuando una muestra
de creta sometida a esfuerzo, virtualmente sin
saturación inicial de agua, se inunda con agua
de mar. La muestra se compacta de inmediato
ante el contacto con el frente de inyección y un
frente de compactación sigue al frente de inyección a través del núcleo.26
El agua modifica las propiedades constitutivas de la creta y la debilita mecánicamente. La
interacción entre la creta y el agua se modela
como un movimiento del endcap que separa el
comportamiento elástico, que no produce compactación, del comportamiento plástico que sí lo
hace. El efecto del incremento de la saturación
de agua consiste en desplazar el endcap hacia
un estado de esfuerzos más bajos, lo que reduce
el tamaño de la región elástica con un cambio
mínimo en la condición de esfuerzos. Se trata de
una condición inestable, de manera que la creta
se compacta conforme el endcap se desplaza
Oilfield Review
9,600
9,600
9,900
10,000
10,200
Zona
Compacta
10,300
10,400
Formación
Tor
10,100
10,500
10,600
10,700
Pozo 2/4C11A
octubre de 1986 a
septiembre de 1992
9,900
10,000
10,100
10,200
10,300
10,400
10,500
10,600
10,700
junio de 1994 a
junio de 1996
10,800
10,800
10,900
9,700
9,800
Formación
Ekofisk
Profundidad, pies
Profundidad, pies
9,700
9,800
0
10
20
30
40
Tasa de compactación, cm/año
10,900
0
10
20
30
40
Tasa de compactación, cm/año
Porosidad
< Monitoreo de la compactación dedicado en el Pozo 2/4C11A. Este pozo de la
cresta (mapa de campo) fue diseñado como pozo de observación, provisto de
marcadores radioactivos, y no produjo hidrocarburos. La compactación se mide
desde el extremo superior de los marcadores y se convierte en una tasa anual
(extremo superior izquierdo y derecho). Dado que estas cifras son acumulativas, una pendiente vertical—tal como en la Zona Compacta cercana a 10,100
pies—indica falta de compactación. Entre 1986 y 1992, tanto la Formación Ekofisk como la Formación Tor se compactaron significativamente (izquierda).
Cuando el frente de inyección de agua pasó el pozo, en el período comprendido
entre 1994 y 1996 (derecha), la mayor parte de la compactación se produjo dentro de los 30 m [100 pies] de la Zona Compacta, mientras que las Formaciones
Ekofisk y Tor se compactaron lentamente, o incluso se estiraron levemente,
como lo indica la pendiente orientada hacia la izquierda, con una profundidad
por debajo de 10,500 pies.
Esfuerzo de corte generalizado, lpc
3,000
Inyección de agua
Esfuerzo efectivo
2,000
Compactación
Inicio
1,000
Inyección de agua
Endcap basado
en la condición
de esfuerzos
Endcap contraído,
inducido por el agua
0
0
1,000
2,000
Esfuerzo efectivo promedio, lpc
3,000
> Compactación de la creta inducida por el agua. La producción de la zona de creta incrementa el
esfuerzo efectivo promedio (a partir del círculo rojo en Inicio) y desplaza la envolvente elástica hacia
afuera. La operación de inyección de agua altera el estado del material; si se permitiera modificar la
condición de esfuerzos, el endcap se contraería (sombreado gris). No obstante, la condición de esfuerzos impuesta (círculo azul) no se ha modificado, de manera que el material se deforma a través
de su compactación rápida, manteniendo básicamente el endcap en su posición original. En una
curva de tipo porosidad-esfuerzo (inserto), este comportamiento inducido por la inyección de agua
aparece como una pérdida de volumen con un esfuerzo constante, lo que constituye una desviación
con respecto al comportamiento sin inyección de agua (curva de guiones). El cambio de volumen
podría producirse a lo largo de un período de tiempo prolongado, particularmente en la creta de baja
permeabilidad.
Invierno de 2006/2007
para dar cabida a la condición de esfuerzos
imperante. Cuando la condición de esfuerzos
yace en el endcap, se alcanza un estado de equilibrio (izquierda). Si bien el mecanismo físico
para este comportamiento no se comprende
completamente, parece estar relacionado con el
intercambio iónico en los contactos intergranulares, lo que conduce a una reducción de la
cohesión de la creta.27
23. Thomas LK, Dixon TN, Evans CE y Vienot ME: “Ekofisk
Waterflood Pilot,” Journal of Petroleum Technology 39,
no. 2 (Febrero de 1987): 221–232. Originalmente, artículo
de la SPE 13120, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 16 al 19 de
septiembre de 1984.
24. Para obtener más información sobre el mejoramiento del
complejo de plataformas del Campo Ekofisk, consulte:
“Ekofisk Phase II Looks to the Future,” Journal of
Offshore Technology 5, no. 4 (Noviembre de 1997): 27–29.
25. Sylte JE, Thomas LK, Rhett DW, Bruning DD y Nagel NB:
“Water Induced Compaction in the Ekofisk Field,”
artículo de la SPE 56426, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de
octubre de 1999.
Para acceder a un análisis detallado de los primeros
trabajos sobre compactación inducida por el agua,
consulte: Andersen MA: Petroleum Research in North
Sea Chalk, Joint Chalk Research Monograph,
RF-Rogaland Research, Stavanger, 1995.
26. Andersen MA: “Enhanced Compaction of Stressed North
Sea Chalk During Waterflooding,” presentado en el
Tercer Simposio Europeo sobre Analistas de Núcleos,
París, 14 al 16 de septiembre de 1992.
27. Korsnes RI, Strand S, Hoff Ø, Pedersen T, Madland MV y
Austad T: “Does the Chemical Interaction Between
Seawater and Chalk Affect the Mechanical Properties of
Chalk?,” presentado en Eurock 2006, Liège, Bélgica, 9 al
12 de mayo de 2006.
59
9
8
Subsidencia, m
7
Inicio del período
de re-llenado del
Inicio del proyecto espacio poroso
extensivo de
inyección de agua
Efecto del agua
solamente
6
Combinación del efecto
del agua y el agotamiento
5
4
3
Agotamiento solamente
2
1
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
Año
> Subsidencia a partir del agotamiento y del efecto del agua. Hasta 1989, toda
la subsidencia producida en el complejo que servía como hotel se debió al
agotamiento de la presión. Después de que la inyección de agua re-llenara
el espacio poroso en 1994, la subsidencia se debió enteramente a la compactación inducida por el agua. Ambos efectos sucedieron en el período comprendido entre estos eventos.
60
mediante estudios sísmicos adquiridos con la
técnica de repetición que rastrean el frente de
inyección de agua.
La naturaleza dinámica de los procesos de
manejo de campos implica la utilización
cuidadosa de los modelos de subsidencia deterministas. Por ejemplo, el agregado de nuevas
bocas de pozos en el complejo Ekofisk II, posibilita el drenaje adicional del campo, lo que
invalida los modelos de subsidencia más antiguos que suponían menos pozos. En una escala
más pequeña, las fallas en los pozos conducen a
Monitoreo de la compactación
con la técnica de repetición
El Campo Valhall es un campo de creta grande,
situado a unos 21 km [13 millas] al sur del
Campo Ekofisk, en el sector noruego del Mar del
Norte. Este campo también ha experimentado
un grado significativo de compactación de los
yacimientos y subsidencia del lecho marino. La
formación productiva superior, la Formación Tor,
posee una porosidad original que excede el 50%
24
22
Inicio del
agotamiento
secundario
20
Subsidencia, m
Esta explicación atañe al Campo Ekofisk,
durante el período de re-llenado del proyecto de
inyección de agua. El balance existente entre la
compactación inducida por el agua y un incremento lento del soporte de la presión favoreció
la compactación, de manera que la tasa de subsidencia se mantuvo elevada. El período de
inyección sin extracción de fluido durante la instalación del complejo Ekofisk II en 1998
posibilitó un incremento de la presión—y una
reducción del esfuerzo efectivo—suficientes
para desplazar la condición de la formación una
distancia suficiente, dentro del endcap, para
hacer que el balance se modificara y la tasa de
subsidencia declinara. La persistente compactación del yacimiento, luego de un incremento de
presión de varios miles de lpc, se atribuye al
balance imperante entre el debilitamiento de la
creta debido al contacto con el agua de mar y la
reducción del esfuerzo efectivo, asociado con la
represurización del yacimiento (arriba).
ConocoPhillips compara las mediciones de la
compactación y subsidencia del campo con los
resultados de los modelos geomecánicos y de
flujo débilmente acoplados, desarrollados en la
compañía. La tasa de subsidencia actual, más
baja, genera inquietud en cuanto a la pérdida de
despeje y su impacto sobre la seguridad de las
plataformas se ha mitigado en cierta medida.
Además, el énfasis puesto en el modelado se ha
desplazado a la optimización del manejo del
campo; por ejemplo, utilizando los modelos para
ayudar a colocar pozos nuevos. Algunas de estas
nuevas localizaciones de pozos se determinan
pérdidas de producción y un pozo de reemplazo
puede posicionarse en otra parte del campo,
situaciones que afectan en ambos casos las predicciones de la subsidencia.
ConocoPhillips corre una serie de modelos
basados en diferentes escenarios para obtener
una visión probabilística del desempeño de los
yacimientos, destacando los escenarios con 10%,
50% y 90% de probabilidad, denominados P10,
P50 y P90, respectivamente (abajo). Una de las
variables principales de las simulaciones son los
escenarios de manejo de los yacimientos, tales
como el tiempo del agotamiento secundario o
vaciado rápido; cuando la inyección de agua se
interrumpe y se deja que la presión vuelva a
declinar. Además de la influencia de las fallas de
los pozos y los cambios en el número de pozos
productores ya mencionados, los usos poten ciales de la inyección de CO2 o aire también
afectan potencialmente las predicciones de la
subsidencia. Tendiendo en cuenta esta con sideración, el modelo de subsidencia debe
actualizarse regularmente para reflejar los cambios imperantes en las prácticas de manejo de
los yacimientos.
18
16
P90
P50
14
12
10
P10
8
6
4
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Año
> Modelos probabilísticos para el Campo Ekofisk. Los resultados de la subsidencia dependen del plan de manejo de campos implementado para el campo,
de manera que se corrieron múltiples modelos de subsidencia. Se muestran
los resultados de los modelos con probabilidades del 10%, 50% y 90% (P10,
P50 y P90, respectivamente), representando el área sombreada los otros resultados. El principal parámetro que genera la diferencia en estos modelos
es la fecha de comienzo del agotamiento secundario, o vaciado rápido
(diamantes).
Oilfield Review
Profundidad, m
800
0
Tiempo de tránsito de ida, ms
5
10
15
20
Mioceno Inferior
(1,387)
1,300
Desplazamiento de
tiempo 1982 a 1993
1,800
Acumulativo,
1993 a
2002
2,300
Yacimiento Superior
(2,406)
0
2/8–A1A
2/8–A1
Compresión
Eoceno Medio
(2,135)
0.25 0.50
Estiramiento
acumulativo, m
Estiramiento
> Estiramiento de los estratos de sobrecarga en el Campo Valhall. Los tiempos de tránsito de ida derivados de un perfil sísmico vertical
(VSP) del pozo 2/8-A1, obtenido en 1982, fueron sustraídos de mediciones similares obtenidas en el Pozo 2/8-A1A, en 1993, a 60 m de
distancia (derecha). Se considera que el incremento del tiempo de tránsito es causado por un estiramiento en los estratos de sobrecarga. Los marcadores radioactivos del Pozo 2/8-A1A muestran que el estiramiento continúa desde 1993 hasta el levantamiento CMI
más reciente, realizado en el año 2002 (inserto, a la derecha). Un modelo geomecánico débilmente acoplado, correspondiente al período comprendido entre 1992 y 2002, confirma este comportamiento (izquierda). En este modelo, las sombras de rojo representan la
comprensión y las sombras de azul, la extensión. La sección comprendida entre el Eoceno Medio y el tope del yacimiento puede estar
exhibiendo un arco de esfuerzos local, donde el cambio del tiempo de tránsito se detiene y luego se invierte, y el resultado del modelo
geomecánico muestra la compactación.
en ciertos lugares, y la Formación Hod, más
competente, exhibe una porosidad que alcanza
hasta el 40%. La producción, a cargo de la compañía operadora Amoco, ahora BP, comenzó en
1982, y la subsidencia del fondo marino en el
complejo de plataformas situado en la porción
central del campo ahora excede 5.6 m [18.4
pies]. La tasa de subsidencia actual es de aproximadamente 20 cm/año [7.8 pulgadas/año]. La
producción hasta la fecha ha superado los 87
millones de m3 [550 millones de bbl], con un
volumen aproximadamente equivalente de reservas remanentes en sitio.28
Las fallas producidas en los pozos fueron un
problema serio, particularmente en la década de
1980, y se asociaron con la compactación y sub-
sidencia de la formación en los estratos de
sobrecarga. El operador ha recurrido a diversos
métodos de evaluaciones utilizando la técnica de
repetición para comprender el comportamiento
del campo.
En 1982 se perforó el primer pozo de desarrollo, denominado 2/8-A1, directamente debajo del
complejo de plataformas. En 1993, el pozo experimentó fallas y fue reemplazado por otro pozo
vertical, el pozo 2/8-A1A, a aproximadamente 60
m [200 pies] de distancia. El operador obtuvo un
perfil sísmico vertical (VSP) durante la perforación de cada uno de los pozos. La separación de
60 m es lo suficientemente estrecha para poder
comparar los resultados (arriba).29 La diferencia
en el tiempo de tránsito, entre los levantamientos
de 1982 y 1993, indica una reducción de la velocidad, que se incrementa con la profundidad hasta
el Mioceno Medio. Este cambio producido en el
tiempo de tránsito es consistente con el estiramiento de las formaciones de lutita.
Tanto el Pozo A1 como el Pozo A1A fueron
provistos de marcadores radioactivos para monitorear la deformación de la formación; el Pozo
A1A posee marcadores en varios intervalos de la
lutita de los estratos de sobrecarga. Los resultados en los estratos de sobrecarga, obtenidos a
partir de las mediciones del Instrumento de
Monitoreo de la Compactación CMI, son consistentes con la deformación extensional que es
mayor por encima de la creta productiva y
declina hacia arriba.
28. Barkved OI y Kristiansen T: “Seismic Time-Lapse Effects
and Stress Changes: Examples from a Compacting
Reservoir,” The Leading Edge 24, no. 12 (Diciembre de
2005): 1244–1248.
Para acceder a una visión general del Campo Valhall,
consulte: Barkved O, Heavey P, Kjelstadli R, Kleppan T y
Kristiansen TG: “Valhall Field—Still on Plateau After 20
Years of Production,” artículo de la SPE 83957,
presentado en la Conferencia del Área Marina de
Europa 2003 de la SPE, Aberdeen, 2 al 5 de septiembre
de 2003.
29. Kristiansen TG, Barkved OI, Buer K y Bakke R:
“Production Induced Deformations Outside the Reservoir
and Their Impact on 4D Seismic,” artículo de la IPTC
10818, presentado en la Conferencia Internacional sobre
Tecnología del Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de
noviembre de 2005.
Invierno de 2006/2007
61
con las posiciones de estas fallas.31 Un estudio
extensivo de las fallas de pozos en los estratos
de sobrecarga condujo a la compañía operadora
BP a abandonar un programa de perforación de
pozos de alcance extendido, basado en las plataformas del centro del campo, para instalar
plataformas satelitales automatizadas en los
flancos norte y sur del mismo.32 Los pozos de
estas plataformas pudieron evitar las fallas principales en la porción central del campo, que
exhibe un grado de compactación intenso.
BP desarrolló modelos de física de rocas
complejos para el Campo Valhall, en la creta y
en los estratos de sobrecarga. El modelo geomecánico de los estratos de sobrecarga incluye
criterios de fallas específicos de las lutitas y valo-
2/8–A–8_A_T2
2/8–A–30_B
> Pilares (horsts) y fosa tectónica (graben). El Campo Valhall contiene estructuras del tipo pilares y fosas tectónicas que afectan los resultados del
modelo geomecánico. Esta imagen compuesta posee una sección vertical
por encima de la línea roja y una vista casi horizontal que sigue la creta
superior por debajo de la línea roja. La salida del modelo se muestra como
cambios de velocidad; el incremento se indica en rojo y amarillo y la
reducción en azul. Estos colores corresponden además a la compactación
(amarillo y rojo) y extensión (azul). La estructura del tipo pilar y fosa
tectónica del campo se traduce en zonas alternadas de compactación y
extensión, en la sección vertical, debidas a la compactación diferencial de
la formación y a la formación de arcos en los estratos de sobrecarga.
La zona de la cresta del campo es altamente
productiva. Tanto los resultados del modelo geomecánico como los del perfil VSP indican la
30. Las fosas tectónicas (graben) son bloques de fallas que
se encuentran desplazadas hacia abajo con respecto a
sus adyacencias, y los pilares tectónicos (horsts) son
los bloques levantados adyacentes. Una estructura de
tipo pilar y fosa tectónica se forma habitualmente
mediante el desarrollo de fallas normales en áreas de
rifting o de extensión.
31. Kristiansen TG, Barkved O y Pattillo PD: “Use of Passive
Seismic Monitoring in Well and Casing Design in the
Compacting and Subsiding Valhall Field, North Sea,”
artículo de la SPE 65134, presentado en la Conferencia
Europea del Petróleo SPE 2000, París, 24 al 25 de
octubre de 2000.
32. Kristiansen TG: “Drilling Wellbore Stability in the
Compacting and Subsiding Valhall Field,” artículo de las
IADC/SPE 87221, presentado en la Conferencia de
Perforación de las IADC/SPE 2004, Dallas, 2 al 4 de marzo
de 2004.
33. Sayers CM: “Sensitivity of Time-Lapse Seismic to
Reservoir Stress Path,” Geophysical Prospecting 56,
no. 3 (Mayo de 2006): 369–380.
Sayers CM: “Stress-Dependent Seismic Anisotropy of
Shales,” Geophysics 64, no. 1 (Enero-Febrero de 1999):93–98.
Holt RM, Bakk A, Fjær E y Stenebråten JF: “Stress
Sensitivity of Wave Velocities in Shale,” Resúmenes
Expandidos, Exposición Internacional y 75a Reunión
Anual de la Sociedad de Geofísicos de Exploración,
Houston, 6 al 11 de noviembre de 2005: 1593–1596.
34. Kristiansen TG y Pattillo PD: “Examples From 20 Years of
Coupled Geomechanics and Fluid Flow Simulation at
Valhall,” artículo P06 presentado en el 12do Seminario de
Un Día de Bergen, de la SPE, Bergen, Noruega, 20 de
abril de 2005.
62
misma anomalía en esta zona. Justo por encima
del yacimiento, alrededor del Pozo A1A, se
observa cierto grado de compactación de los
estratos de sobrecarga y aceleración del tiempo
de tránsito, donde sería dable esperar una extensión de los estratos de sobrecarga y un retardo del
tiempo de tránsito. Éste podría ser el resultado
del proceso de drenaje de los estratos de sobrecarga o de una litología más rígida que no se
estira tan fácilmente, sino que resulta muy probablemente del efecto de un arco de esfuerzos local.
El Campo Valhall es un mosaico de pilares y
fosa tectónica, con creta delgada por encima de
los pilares y creta espesa por encima de la fosa.30
La magnitud de la compactación en cualquier
zona está relacionada con el espesor de la creta,
entre otros factores, de manera que el grado de
compactación a lo largo del campo también es
un mosaico. Existe una respuesta similarmente
compleja en los resultados del modelo de los
estratos de sobrecarga, incluyendo los arcos de
esfuerzos locales (arriba).
El movimiento diferencial en los estratos de
sobrecarga puede reactivar las fallas existentes,
causando potencialmente fallas de pozos. Los
eventos microsísmicos medidos se correlacionan
Contribución de petróleo, %
60
50
Tasa baja, PLT
Tasa alta, PLT
Predicción LoFS
40
30
20
10
0
Zona 8
Zona 7
Zona 6
Zona 5
Zona 4
Zonas 1,
2y3
> Comparación entre los levantamientos sísmicos
adquiridos con la técnica de repetición y los registros de producción. El levantamiento sísmico
adquirido con la técnica de repetición, con un
intervalo de 18 meses (extremo inferior), ubica
varios pozos horizontales en esta porción del
campo con agotamiento indicado por la diferencia de impedancia acústica, que se relaciona
con la compactación (y se incrementa pasando
del naranja al amarillo y al verde). El pozo horizontal, cerca del extremo superior de esta imagen,
poseía varias zonas disparadas (círculos rellenos). La mayor parte de la producción proviene
de la punta del pozo, según lo determinado con
una herramienta de adquisición de registros de
producción (PLT), con regímenes de flujo bajos
(azul) y altos (rojo) (gráfica de barras). Una
estimación basada en el cambio de impedancia
acústica proyecta además un valor razonable de
la tasa de flujo (verde).
Oilfield Review
8,000
7,000
Presión, lpc
6,000
Profundidad, m
octubre de 2003 a marzo de 2004
5,000
octubre de 2003 a junio de 2004
2,200
4,000
Desacoplado
Débilmente acoplado cada 5 iteraciones
Débilmente acoplado cada 25 iteraciones
Completamente acoplado (P)
Completamente acoplado (E)
3,000
2,000
1,000
2,300
2,400
0
0
4
8
Años de producción
12
2,500
–3 ms
2,600
0 ms
2,700
2,800
3 ms
C
Estratos de sobrecarga
Creta
B
D
A
F
E
> Formación de un arco de esfuerzos y efectos de la presión en el Campo Valhall. Los ingenieros de yacimientos tuvieron dificultades para ajustar la declinación de la presión utilizando las técnicas de modelado convencionales. Un modelo desacoplado, que utiliza un modelo de flujo ECLIPSE con un modelo
mecánico VISAGE, exhibió una declinación de la presión más rápida que la experimentada en el campo (extremo superior izquierdo). El acoplamiento débil
de estos modelos se tradujo en una declinación de la presión más lenta. Se corrieron dos versiones, utilizando 5 o bien 25 iteraciones del modelo de flujo
entre cada intervalo del modelo geomecánico. Con el modelo completamente acoplado VISAGE VIRAGE, la declinación de la presión fue aún más lenta y
más consistente con la experimentada por el campo, utilizando una formulación geomecánica tanto elástica (E) como plástica (P). Este modelo completamente acoplado permitió a BP comprender el proceso (extremo inferior). La disminución del nivel de producción compacta la creta en la región vecina al
pozo (A), estirando los estratos de sobrecarga que se encuentran encima (B). Se forma un arco de esfuerzos, desplazando el soporte para el peso de los
estratos de sobrecarga más someros lateralmente (C), lo que resulta en una compresión de los estratos de sobrecarga y de la formación lejos del pozo
(D). El modelo acoplado muestra que la creta comprimida (E) no puede drenar rápidamente en dirección hacia el pozo debido a su baja permeabilidad (F).
Como resultado, la sobrepresión del fluido intersticial soporta parte de la carga del arco de esfuerzos. Los modelos desacoplados no tratan estos eventos
como simultáneos y por ende pierden la interacción de la formación del arco de esfuerzos y la transferencia de la presión de poros. En este campo se ha
observado el fenómeno de formación de un arco de esfuerzos de este tipo. Las imágenes sísmicas del campo muestran las diferencias entre un levantamiento sísmico de la vida productiva del campo (LoFS) adquirido antes de iniciarse la producción, y cuatro meses (extremo superior central) y seis meses
(extremo superior derecho) después de iniciada, en un pozo horizontal (círculo blanco), dentro de la formación productiva (limitada por los reflectores
oscuros). La trayectoria del pozo ingresa en el plano de estas imágenes. La extensión, asociada con el incremento del tiempo de tránsito (naranja), parece
desarrollarse dentro de ciertas capas que yacen por encima del pozo. A ambos lados del pozo, una reducción del tiempo de tránsito (azul y verde oscuro),
por encima y por debajo de la formación, puede indicar los soportes de la compresión lateral de un arco de esfuerzos. El comportamiento dentro de la
formación no puede verse en las imágenes sísmicas obtenidas con la técnica de repetición.
res de parámetros que varían según la distancia
a la formación en proceso de compactación. Los
parámetros de anisotropía, que varían en función
de la trayectoria del esfuerzo, cambian debido a
la descarga localizada que tiene lugar en la lutita
cuando se forma un arco de esfuerzos.33
La respuesta dinámica del Campo Valhall a la
producción, y el gran volumen de petróleo remanente en sitio, condujo a BP a instalar un
arreglo permanente de receptores sísmicos en el
lecho marino en el año 2003. Este proyecto de
sísmica de la vida productiva del campo (LoFS)
permite a BP repetir los levantamientos sísmi-
Invierno de 2006/2007
cos varias veces por año. La compañía puede
seguir los cambios producidos en la compactación, en el yacimiento y sus alrededores, cada
varios meses.
La respuesta del proyecto LoFS también
puede utilizarse para monitorear la producción
en torno a determinados pozos horizontales. Por
ejemplo, se agregó un pozo horizontal en una
zona que poseía varios pozos productores existentes y abandonados. Al cabo de un período de
12 meses, los resultados de la sísmica de repetición mostraron una zona de compactación
expandida alrededor del pozo. La producción
estimada proveniente de las zonas productivas
de ese pozo se ajustó razonablemente bien a la
respuesta de una herramienta de adquisición de
registros de producción (página anterior, abajo).
Estos estudios sísmicos adquiridos con la
técnica de repetición mostraron además la posible formación de un arco de esfuerzos cerca de
un pozo horizontal. La compresión y la extensión
observadas en estas secciones transversales
reflejaron los resultados similares obtenidos por
BP a partir de un modelo geomecánico y de flujo
completamente acoplado del Campo Valhall
(arriba).34
63
bilidad de matriz baja. Por encima de la creta en
proceso de compactación, como la que se
encuentra cerca de un pozo productor, los estratos de sobrecarga se estiran y se forma un arco
de esfuerzos, redistribuyéndose los mismos lateralmente hasta la creta, a cierta distancia del
pozo. Esta carga agregada deforma esa creta distante e incrementa su presión de poros, pero la
creta compacta actúa como un orificio de
estrangulación que se encuentra sólo parcialmente abierto, lo que impide el drenaje rápido
hacia el pozo. Esta determinación simultánea de
la presión, el cambio de volumen y la permeabi-
Los modelos del Campo Valhall predijeron
una declinación de la presión más rápida que la
observada habitualmente en el campo. No obstante, la presión de formación del modelo
completamente acoplado se aproximó más a la
caída de presión lenta observada en el campo.
BP detectó más arqueamiento local en el
modelo completamente acoplado, lo que ayuda a
explicar la diferencia entre el modelo acoplado y
el modelo desacoplado.
La declinación más lenta de la presión es el
resultado del proceso de drenaje lento que tiene
lugar en esta formación de creta con una permea-
AMELANDWESTGAT
lidad requieren que se produzca el acoplamiento
completo en la simulación. Los ingenieros de BP
observaron que este mecanismo tiene lugar en
las escalas más pequeñas—hasta los conjuntos
de poros—y en las escalas más grandes, entre
las estructuras de tipo pilar (horst) y fosa tectónica (graben). La compañía está buscando
formas de incorporar este comportamiento en
los modelos más simples.
Estos ejemplos señalan la importancia que
BP asigna a los resultados LoFS. La compañía
operadora considera que se necesita la integración multidisciplinaria de los resultados sísmicos
con otros datos del subsuelo para captar el valor
de estos resultados sísmicos frecuentes, obtenidos con la técnica de repetición.35
AMELAND-OOST
LAUWERSOOGLAUWERSOOG-COOST
LAUWERSOOG-WEST
MODDERGAT
VIERHUIZEN-OOST
NES
BLIJA BLIJA-ZUID OOST
FERWERDERADEEL
Dokkum
USQUERT
WARFFUM
VIERHUIZEN-WEST
ANJUM
EZUMAZIJL
RODEWOLT
MUNNEKEZIJL LEENS
SAAKSUM OOST
OOSTRUM
BEDUM
SAAKSUM WEST
ENGWIERUM
FEERWERD
KOLLUM NOORD KOMMERZIJL
KOLLUM
GRIJPSKERK
KOLLUMERLAND
MOLENPOLDER
GROOTEGAST
SEBALDEBUREN
Delfzijl
GRONINGEN
GRONINGEN
PASOP
BOERAKKER
LEEUWARDEN
SURHUISTERVEEN
SUAWOUDE
TIETJERKSTERADEEL OPENDE
OOST
MARUMERLAGE
MARUM
URETERP
Sappemeer
Leek
Winschoten
RODEN
KIELWINDEWEER
ZEVENHUIZEN
DRACHTEN
EEN
NORG
VEENDAM
ZUIDWENDIG OOST
VRIES NOORD
ANNERVEEN
VRIES CENTRAAL
OUDE BLIJHAM
PEKELA
NORG ZUID
0
6 millas
0
10 km
ASSEN VRIES ZUID
DONKERBROEK
HEERENVEEN
ASSEN
APPELSCHA
ELEVELD
0
0.0
0.0
0.2
0.2
Monitoreo del nivel del terreno
El campo de gas Groningen se encuentra ubicado debajo de la llanura costera de los Países
Bajos. Desde su descubrimiento en 1959, ha sido
operado por Nederlandse Aardolie Maatschappij
B.V. (NAM), una unión transitoria entre Shell y
ExxonMobil. La formación de arenisca posee
una porosidad que oscila entre el 10% y el 20% y
es competente, lo que significa que no experimenta el tipo de colapso de poros que se observa
en los campos Ekofisk y Valhall. No obstante, la
formación posee un espesor que fluctúa entre
100 y 200 m [328 y 656 pies] aproximadamente,
de manera que si bien su deformación elástica
es pequeña, el desplazamiento total de los
límites del yacimiento no lo es. La formación posee una profundidad de unos 3 km [9,840 pies].
10
0.4
15
0.6
Subsidencia total
20
0.8
Compactación, millistrain
Subsidencia, cm
Compactación (millistrain)
Compactación, millistrain
Subsidencia inducida
5
1984
1986
0.4
0.6
1993
1997
0.8
2000
2005
25
1960
1.0
1970
1980
Año
1990
2000
1.0
250
200
150
100
Presión del yacimiento, bares
> Mediciones de compactación y subsidencia y la red de estaciones de monitoreo en el Campo Groningen. Una red extensiva de estaciones de monitoreo
de superficie (extremo superior) cubre varios campos (sombreado verde), incluyendo el Campo Groningen, de grandes dimensiones, en la porción nordeste
de esta área. Un punto acotado cercano al centro del campo (círculo rojo) se encuentra además cerca de un pozo utilizado para el monitoreo de la compactación. La subsidencia medida total (extremo inferior izquierdo, azul) abarca todos los efectos, incluyendo la producción de gas. Se requiere el análisis
de deformación geodésica, que utiliza datos de todas las estaciones, para obtener la subsidencia inducida solamente por la producción de gas (rojo). La
compactación en un pozo de observación cercano (negro) sigue la misma tendencia (obsérvese que las unidades son diferentes). La nueva representación gráfica de los datos del Campo Groningen indica que la compactación se incrementa linealmente con la declinación de la presión (extremo inferior
derecho).
64
Oilfield Review
Invierno de 2006/2007
Campo Groningen ha sido suspendido, pero continúa vigente en algunos campos remotos, en los
que el monitoreo comenzó recién en 1992.
Los resultados de las mediciones de la subsidencia superficial y la compactación de la
formación se incorporan en un modelo geomecánico que se acopla débilmente a un modelo de flujo
de yacimientos. Según los resultados, la subsidencia máxima del Campo Groningen en el año 2003
fue de aproximadamente 24.5 cm [9.65 pulgadas].
NAM pronostica además la subsidencia hasta
el año 2050 y, con un intervalo de 95% de confiabilidad, predice el desarrollo de una cubeta de
subsidencia con una profundidad máxima oscilante entre 38 y 48 cm [15 y 19 pulgadas], y un
valor más probable de 42 cm [16.5 pulgadas]. La
predicción finalizada en diciembre de 2005 no
difiere demasiado de la predicción del año 2000,
centrándose mayormente las discrepancias en
las zonas de los acuíferos, donde no se dispone
de control de pozos.
Previo a la producción de hidrocarburos en
estos campos, esta porción de los Países Bajos no
poseía registros de actividad sísmica. Desde 1986,
se han producido varios temblores leves, algunos
de los cuales ocasionaron daños materiales menores. NAM comenzó a monitorear la sismicidad,
cancelando reclamos con los terratenientes. En el
año 2004, los Países Bajos establecieron una
nueva ley minera que describía sucintamente un
procedimiento formal de reclamos.
Velando por el futuro, NAM ha investigado la
utilización de la técnica InSAR con puntos disper-
sores permanentes (PS) en el Campo Groningen.
En estrecha colaboración con la Universidad de
Tecnología de Delft, NAM investigó la técnica PSInSAR para el Campo Groningen, obteniendo un
total de 104 interferogramas de los satélites ERS1
y ERS2, en el período comprendido entre 1993 y
2003. Aproximadamente dos tercios de esas mediciones se obtuvieron durante el descenso del
satélite hacia el horizonte. La densidad de los
puntos PS a lo largo del campo es menor que en
el área urbana, pero existen suficientes puntos
dispersores para proveer una cobertura espacial
adecuada de la cubeta de subsidencia (abajo).36
Si bien los resultados PS-InSAR reflejan la
forma y el grado de subsidencia aproximados a
partir de las determinaciones del levantamiento
de nivelación, se observaron discrepancias entre
las mediciones obtenidas durante el ascenso y
las obtenidas durante el descenso. NAM continúa evaluando esta tecnología, pero se necesita
una comprensión más analítica antes de basarse
en este método para el Campo Groningen. Otras
compañías están estudiando su utilización en
35. Barkved OI, Kommedal JH, Kristiansen TG, Buer K,
Kjelstadli RM, Haller N, Ackers M, Sund G y Bakke R:
“Integrating Continuous 4D Seismic Data into
Subsurface Workflows,” artículo C001, presentado en la
67a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Madrid,
España, 13 al 16 de junio de 2005.
36. Ketelaar G, van Leijen F, Marinkovic P y Hanssen R: “On
the Use of Point Target Characteristics in the Estimation
of Low Subsidence Rates Due to Gas Extraction in
Groningen, The Netherlands,” presentado en FRINGE05,
el Cuarto Taller Internacional sobre Interferometría SAR
ERS/Envisat, Frascati, Italia, 28 de noviembre al 2 de
diciembre de 2005.
8 mm/año de subsidencia
–3 a –2 mm/año
–8 a –7 mm/año
–2 a –1 mm/año
–7 a –6 mm/año
–1 a 0 mm/año
–6 a –5 mm/año
0 a 1 mm/año
–5 a –4 mm/año
1 a 2 mm/año
–4 a –3 mm/año
2 mm/año de elevación
6 millas
10 km
50 km
Esta profundidad, en combinación con la extensión areal del yacimiento—un diámetro de
aproximadamente 30 km [18.6 millas]—implica
que la subsidencia en la porción central del
campo es aproximadamente equivalente a la
reducción del espesor de la formación.
En las áreas bajas de los Países Bajos, el
manejo del agua constituye una de las preocupaciones principales. La protección frente a la
intrusión del agua puede requerir procedi mientos de encauzamiento y refuerzo de los
terraplenes, además de la construcción de
estructuras de control de agua o la instalación de
estaciones de bombeo. NAM provee fondos
cuando es necesario implementar medidas adicionales para enfrentar las consecuencias de la
subsidencia inducida por la producción de gas. El
conocimiento de la magnitud de la subsidencia y
su alcance final es crucial para este esfuerzo.
NAM opera varios campos de esta área, que
en su totalidad están cubiertos por un programa
de monitoreo de la subsidencia. Además de la
subsidencia producida en estos campos, los
acuíferos adyacentes también se agotan y se
compactan. La subsidencia ha sido monitoreada
a través de una serie de levantamientos topográficos, que comenzaron en 1963 (página
anterior). Un contratista realiza los levantamientos siguiendo las directivas del gobierno
holandés. Los levantamientos de nivelación
miden la subsidencia total y se requiere el análisis de deformación geodésica, que utiliza datos
de todas las estaciones, para determinar la subsidencia inducida por la producción de gas.
En los pozos del campo, también se llevan a
cabo otras operaciones de monitoreo. Mediante
el uso de balas radioactivas se indica la compactación de la formación en varios pozos y existen
además numerosas localizaciones para el monitoreo de la compactación de los sedimentos de
superficie. Las localizaciones de las balas radioactivas son monitoreadas cada cinco años
utilizando la Herramienta de Monitoreo de la
Subsidencia de la Formación (FSMT). Desde
que se inició el monitoreo en 1983, la compactación de la formación se incrementó linealmente
con la declinación de la presión.
La compactación somera se monitorea en
pozos de aproximadamente 400 m [1,312 pies] de
profundidad, mediante la medición exacta del
cambio producido en la distancia entre la superficie y el fondo del pozo. Las mediciones se
obtuvieron en el Campo Groningen, entre 1970 y
2003, en 14 pozos someros. Estas observaciones se
tradujeron en tendencias confiables, pero esas
tendencias son específicas de la localización y no
pueden ser extrapoladas arealmente. El programa
de monitoreo de la compactación somera del
85 km
> Medición PS-InSAR del Campo Groningen. El alcance del Campo Groningen—colores amarillo y rojo
en el extremo superior derecho de este mapa—se pone de manifiesto en la medición de los puntos
dispersores permanentes (PS) obtenidos de una medición InSAR desde un satélite (en descenso). La
tasa de subsidencia máxima en la porción central del Campo Groningen es de aproximadamente 8 mm/año
[0.3 pulgada/año], promediados a lo largo del período comprendido entre 1993 y 2003.
65
Subsidencia, pies
Compactación de
las capas, pies
5.32
0.59
0.16
1.02
0.16
0.40
10,000 pies
10,000 pies
2.52
Y
0.71
1.02
Y
0
–1.22
X
X
10,000 pies
10,000 pies
Desplazamiento este-oeste
de las capas, pies
3.43
Desplazamiento norte-sur
de las capas, pies
2.25
3.5 pies
1.9 pies
0
4.0 pies
0
Y
–1.88
–2.22
2.25 pies
Y
10,000 pies
10,000 pies
1.72
–4.01
X
X
10,000 pies
10,000 pies
> Compactación y subsidencia en el bloque 623 del Campo Matagorda Island. La compactación máxima de la formación correspondiente al yacimiento Siph (D) 120/122 es de aproximadamente 1.62 m [5.32 pies] (extremo superior izquierdo), con un movimiento
lateral hacia la parte central del campo (extremo inferior izquierdo y derecho). La subsidencia de la línea de lodo, centrada en el
campo, posee un valor máximo de 0.3 m [1 pie] (extremo superior derecho).
otros lugares, por ejemplo, en los campos de diatomita de California.
Algunos campos del área extendida de Groningen aún no han sido puestos en producción,
pues está pendiente la aprobación de un plan de
producción que incorpora procesos de monitoreo y control de la subsidencia. Como ejemplo
del alcance de estos planes, algunos campos
pequeños subyacen llanuras de marea ambientalmente sensibles. El plan propuesto exige
moderar la producción según una tasa que se
ajuste a la tasa de sedimentación natural existente en las áreas de marea. De este modo, si
bien la formación productora se compactará, las
tierras donde se alimentan las aves en las llanuras de mareas se mantendrán al mismo nivel.
Éste es un claro ejemplo de una compañía que
trabaja para minimizar el impacto de la compactación y la subsidencia sobre el medio ambiente.
66
Mitigación del daño inducido por
la compactación en el Golfo de México
También se han detectado problemas con la
compactación en el Golfo de México. El bloque
623 del Campo Matagorda Island, situado en la
plataforma continental, experimentó fallas de
pozos o daños de las tuberías de revestimiento
en los 17 pozos de desarrollo cuya producción
provino del yacimiento principal durante los
últimos 16 años.37 Las fallas de los pozos incluyeron producción de arena y mantenimiento de
presión detrás de la tubería de revestimiento, y
el daño de la tubería de revestimiento tanto en la
sección yacimiento como en la sección de los
estratos de sobrecarga incluyó el desplazamiento
de la tubería de revestimiento, su separación o
colapso y estrangulamientos.38 La compañía operadora BP, anteriormente Amoco, realizó un
análisis global para determinar las causas de las
fallas y proporcionar asesoramiento práctico
para aplicar a los pozos de reemplazo.
Este campo de gas, con 85,000 millones de m3
[3 Tpc] de reservas, comprende una serie apilada
de areniscas y limos intensamente sobrepresionados, a profundidades que oscilan entre 2,743 y
4,115 m [9,000 y 13,500 pies] bajo el nivel del mar.
Los estratos de sobrecarga también se encuentran intensamente sobrepresionados hasta una
profundidad de aproximadamente 2,590 m [8,500
pies] bajo el nivel del mar. El yacimiento principal, denominado Siph (D) 120/122, con un
espesor productivo bruto de 152 m [500 pies],
poseía una presión de formación inicial de 12,000
lpc [82.7 MPa], a una profundidad de 3,993 m
[13,100 pies] bajo el nivel del mar.
La roca de formación corresponde a una arenisca de grano fino, entre pobremente consolidada y bien cementada, con una porosidad que fluc-
Oilfield Review
12,000
6
11,000
Presión de fondo de pozo
Tasa de
compactación
acelerada
Presión de fondo de pozo, lpc
9,000
8,000
7,000
4
Tasa de
compactación
reducida
6,000
3
5,000
Tasa de
compactación
inicial
4,000
3,000
2
Deformación por compactación
Fallas mecánicas
2,000
Perforación Fase I
0
1982
14
13
1
Perforación Fase II
1,000
15
Deformación por compactación, %
5
10,000
Fallas
0
1984
1986
1988
1990
1992
Año
1994
1996
1998
2000
2002
80
Producción de arena
Presión detrás de la tubería
de revestimiento
Tasa de producción pico
70
60
11
CHGP = Empaque de grava en pozo entubado
CP = Entubado y disparado
FP = Fracturamiento y empaque en pozo entubado
10
9
8
50
40
7
6
30
Tasa de producción
sostenida
5
4
Tasa de flujo de gas, MMpc/d
Vida productiva del pozo, años
12
20
3
2
1
0
10
CHGP
E-1
CP
C-2
C-4
CHGP CP
C-1
CP
C-6 635-1 C-3 C-5 D-1
Nombre del pozo
FP
D-2
E-2 C-2st C-7
0
C-8
D-3
> Historia de fallas de pozos en la Formación Siph (D) 120/122. La perforación correspondiente a la Fase I
tuvo lugar entre 1982 y 1989, y la correspondiente a la Fase II duró desde 1995 hasta 2001 (triángulos
rojos del eje, extremo superior). El primer pozo de la Fase I falló en 1994, y el último, en 2001. Los pozos
de la Fase II fallaron más rápidamente. La declinación de la presión (puntos) fue aproximadamente
lineal con el tiempo. La formación exhibió una tasa de compactación alta (púrpura) en las primeras y
en las últimas etapas de la vida productiva del campo, con una tasa reducida en el período intermedio.
Un análisis (extremo inferior) indicó que los pozos de la Fase I experimentaron procesos de producción
de arena (azul) antes de acumular y mantener presión detrás de la tubería de revestimiento (verde).
La altura de la barra es la duración de la vida productiva del pozo antes del comienzo del problema.
Los pozos de la Fase II exhibieron vidas productivas más cortas y no mostraron producción de arena.
Las tasas de pozos pico (rojo) y constantes (azules) fueron significativamente más altas para los pozos
de la Fase II.
túa entre el 20 y 32%, y una permeabilidad que
varía entre 10 y 2,843 mD. La compresibilidad del
volumen poroso es una función del tipo de roca y
de la etapa de agotamiento y varía entre 4 x 10-6 y
17 x 10-6/lpc [6 x 10-4 a 25 x 10-4/kPa]. A abril de
2006, el yacimiento había sido agotado hasta
alcanzar un nivel de 1,417 lpc [9.77 MPa]. Desde
Invierno de 2006/2007
1986 hasta 2000, la compactación máxima del
yacimiento fue de 1.62 m [5.32 pies], con una
cubeta de subsidencia de 0.3 m [1 pie] de profundidad (página anterior).
El desarrollo tuvo lugar en tres fases. Los
pozos de la Fase I fueron perforados entre 1982
y 1989. Los pozos de la Fase II, entre 1995 y 2001
(izquierda). La falla en ambas fases ocurrió con
un grado de deformación por compactación del 2
al 3%. Los pozos de la Fase III fueron perforados
después del estudio de las causas de las fallas de
pozos previas.
La existencia de presión sostenida detrás de
la tubería de revestimiento en los pozos de la
Fase I habitualmente comenzaba aproximadamente a los seis meses de producirse un
incremento significativo de la producción de
arena. La mayoría de las fallas de los pozos de la
Fase I, producidas en los estratos de sobrecarga,
tuvieron lugar cerca del tope del yacimiento; ninguna estuvo asociada con fallas geológicas
conocidas. Los pozos experimentaron fallas mecánicas después de 10 a 13 años de producción.
El daño de la tubería de revestimiento en los
pozos de la Fase II, comenzó mucho antes durante
la vida productiva del pozo, después de uno a
cinco años de producción, y mostró una alta correlación con la ubicación de las fallas geológicas
principales. Hasta el momento de la evaluación,
en el año 2001, no se había observado ningún episodio de producción de arena, pero todos los pozos
mostraron mantenimiento de presión detrás de la
tubería de revestimiento. Además de registrarse
un régimen de producción mucho más alto en los
pozos de la Fase II, los mismos fueron terminados
en su totalidad con tratamientos de fracturamiento y empaque; los pozos de la Fase I
utilizaron una diversidad de técnicas de ter minación, pero ninguno fue terminado con
tratamientos de fracturamiento y empaque.39
La compañía operadora BP realizó una
evaluación de los modos de fallas utilizando
modelos de yacimientos y pozos, y del comportamiento geomecánico de la formación y los
estratos de sobrecarga. En el centro del campo,
la compactación de la formación produjo un
grado de deformación de la tubería de revestimiento suficiente para causar fallas geológicas
37. Li X, Mitchum FL, Bruno M, Pattillo PD y Willson SM:
“Compaction, Subsidence, and Associated Casing
Damage and Well Failure Assessment for the Gulf of
Mexico Shelf Matagorda Island 623 Field,” artículo de la
SPE 84553, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.
38. Para obtener más información sobre el mantenimiento
de presión detrás de la tubería de revestimiento,
consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B,
Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y
Moussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoño de 2002): 18–31.
Brufatto C, Cochran J, Conn L, Power D, El-Zeghaty
SZAA, Fraboulet B, Griffin T, James S, Munk T, Justus F,
Levine JR, Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,
Pornpoch T y Rishmani L: “Del lodo al cemento,” Oilfield
Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 70–85.
39. Para obtener más información sobre tratamientos de
fracturamiento y empaque, consulte: Gadiyar B, Meese
C, Stimatz G, Morales H, Piedras J, Profinet J y Watson
G: “Optimización de los tratamientos por fracturamiento
y empaque,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de
2004/2005): 18–31.
67
modo que serían necesarios pozos de reemplazo.
Se ha iniciado una tercera etapa de perforación,
pero sólo quedan aproximadamente 1,800 lpc
[12.4 MPa] de agotamiento antes del abandono,
lo que se traduce en un grado de deformación
por compactación adicional inferior al 1.5%. Este
valor es insuficiente para hacer que la terminación falle en la formación. No obstante, las fallas
geológicas reactivadas presentes en los estratos
de sobrecarga seguirán desplazándose y potencialmente someterán la tubería de revestimiento
a esfuerzos de corte.
Los pozos de la Fase III fueron diseñados
para contrarrestar el problema de deslizamiento
de fallas y fortalecer la capacidad de sello
estanco de los pozos; se perforaron tres pozos
utilizando el diseño mejorado. En los estratos de
sobrecarga sobrepresionados, el espacio anular
se volvió a rectificar hasta alcanzar 38 cm [15 pulgadas] y se dejó sin cementar para evitar la
posibilidad de que se produjera cizalladura en
las fallas geológicas reactivadas. La tubería de
revestimiento corta de 75⁄8 pulgadas se empalmó
con la zapata de la tubería de revestimiento de
117⁄8 pulgadas y se cementó dentro de la tubería
de revestimiento de 97⁄8 pulgadas, fortaleciendo
el pozo tanto estructural como hidráulicamente.
Los pozos de la Fase III están produciendo
con regímenes estables altos, de unos 425,000 m3/d
[15 MMpc/d] para cada pozo. El estudio del
Campo Matagorda Island proporcionó a BP una
metodología para otros campos del Golfo de
México. Por ejemplo, el Campo King West, que
exhibía una compresibilidad mucho mayor que
el Campo Matagorda Island, se consideró de
riesgo bajo a moderado porque el agotamiento
de la presión esperado es menor.42
–500
–2,500
–4,500
–6,500
–8,500
Desplazamiento Z
Desplazamiento Z
hacia abajo
–10,500
–12,500
–14,500
Desplazamiento Z Desplazamiento X
hacia el oeste
hacia arriba
– 16,500
–6.0
–4.0
–2.0
0.0
Desplazamiento Y
hacia el norte
2.0
4.0
Desplazamiento de la tubería de revestimiento, pies
6.0
8.0
Profundidad vertical verdadera (TVD) bajo el nivel del mar, pies
Profundidad vertical verdadera bajo el nivel del mar, pies
(abajo). Otro modelo geomecánico examinó el
movimiento de las fallas y los planos de estratificación, indicando que las primeras no se
reactivarían hasta que el agotamiento alcanzara
aproximadamente 9,000 lpc [62 MPa], lo que
sucedió aproximadamente un año después de la
finalización del programa de perforación de los
pozos de la Fase II. Este resultado explica porqué ninguna de las fallas mecánicas de los pozos
de la Fase I fueron atribuibles al movimiento de
las fallas geológicas.40
Además, se modelaron dos métodos de terminación de pozos utilizados en este campo. La
orientación de los pozos oscilaba entre vertical y
horizontal. En los pozos de la Fase II, se modeló
una conexión típica de la superposición de la
tubería de revestimiento y la tubería de revestimiento corta en los estratos de sobrecarga, que
indicó que un pozo orientado verticalmente
puede admitir un grado de compactación del 2%
solamente en la formación adyacente, antes de
alcanzar un grado de deformación plástica del
10%, que es el límite de diseño para la tubería de
revestimiento. Por el contrario, el modelo señaló
que un pozo horizontal puede admitir un porcentaje de compactación de la formación del 8%
antes de alcanzar el límite de diseño.41
El segundo modelo de terminación examinó
un arreglo de fracturamiento y empaque,
también típico de los pozos de la Fase II. Nuevamente, un pozo horizontal puede admitir más
deformación, 12% frente al 3% correspondiente a
una orientación vertical, antes de alcanzar el
límite de diseño del 10% (derecha).
La evaluación indicó que tres de los cinco
pozos clave de la Fase II experimentarían un
grado de deformación por compactación del 2 al
3%, antes del final de la vida útil del campo, de
En otro campo del Golfo de México se desarrolló un modelo mecánico del subsuelo 3D para
asistir las operaciones de perforación y evaluar el
impacto de la compactación sobre la estabilidad
del pozo y la subsidencia. Este yacimiento de tur-
Tubo de derivación
Tubería base
Filtro (cedazo)
Aros A
Deformación
Tubería de revestimiento
Acoplamiento
Grava
Deformación
Aros A
Tubería base
Filtro
Tubo de derivación
> Cuadrícula de elementos finitos de un tratamiento de fracturamiento y empaque bajo compactación. La compactación de la formación
condujo a una flexión localizada en la tubería
de revestimiento (azul), entre el filtro (amarillo)
y el acoplamiento (rojo).
–9,500
–10,000
–10,500
–11,000
–11,500
–12,000
–12,500
εzz
εxx
–13,000
–13,500
εyy
–14,000
–14,500
Disparos en la Formación Siph (D),
–15,000 entre 13,243 y 13,409 pies de TVD bajo
el nivel del mar
–15,500
Compresión
–16,000
–2.0
–1.5
–1.0
–0.5
Tensión
0.0
0.5
1.0
1.5
Deformación de la tubería de revestimiento, %
> Desplazamiento y deformación de la tubería de revestimiento en un pozo vertical. La compactación de la formación condujo a un desplazamiento significativo de la tubería de revestimiento en la Formación Siph (D) (izquierda). La deformación compresiva, ε, alcanzó un porcentaje de aproximadamente 1.8%,
con deformaciones laterales por tracción (derecha).
68
Oilfield Review
Diámetro y peso de la
tubería de revestimiento
Módulo de Young
de la formación, lpc
1
9 7⁄8 pulgadas. 62.8 lbm/pie
147,000
2
9 7⁄8 pulgadas. 62.8 lbm/pie
88,300
3
7 3⁄4 pulgadas. 46.1 lbm/pie
147,000
4
7 3⁄4 pulgadas. 46.1 lbm/pie
88,300
Vertical strain
-0.1
9%
6%
3%
-0.075
-0.05
0%
-0.025
Profundidad vertical verdadera
Caso
1
3
2
4
1,2
3,4
Soportada
No soportada
–10
–8
–2
–6
–4
Deformación axial de la tubería de revestimiento, %
0
2
> Deformación de la formación y de la tubería de revestimiento en un campo de turbidita del Golfo de México. El modelo mecánico del subsuelo indica que
el grado de deformación vertical en la formación puede alcanzar el 8% (sombras de amarillo y naranja) en la porción del campo que posee la porosidad más
alta (extremo inferior izquierdo). A lo largo de una trayectoria de pozo propuesta, cerca de esa zona de alta porosidad, la deformación compresiva producida sobre la tubería de revestimiento excede el 4% en las formaciones de areniscas, con una deformación debida a la tracción de hasta 1% en las lutitas
interestratificadas (gráfica). Estos valores son más bajos que la deformación vertical de la formación porque el pozo es un pozo desviado, pero la desviación
también introduce esfuerzos de corte en la tubería de revestimiento. En la tabla se identifican cuatro casos: se analizaron dos tipos de tuberías de revestimiento, para dos valores del módulo de Young de la formación cada uno. En los cuatro casos, la tubería de revestimiento no soportada se flexiona cuando
su grado de deformación es inferior al 1% (derecha, en el gráfico). No obstante, si se encuentra soportada por la cementación y la formación, la tubería
de revestimiento puede tolerar un grado de deformación compresiva del 6% o un porcentaje superior antes de flexionarse (izquierda, en el gráfico), lo que
indica que las deformaciones previstas sobre la tubería de revestimiento se encuentran dentro de los límites aceptables si la misma está soportada.
biditas de aguas profundas, operado por Murphy
Oil, comprende areniscas y lutitas interestratificadas. 43 El modelo indicó que el grado de
deformación vertical podía ser de aproximadamente 8%, en una sección de alta porosidad del
campo. Incluso en una zona del campo con menor
grado de deformación, el pozo podría experimentar la flexión de la tubería de revestimiento si no
tuviera el soporte de la cementación y la formación (arriba). Esto demostró la importancia de
perforar un pozo en calibre con la tubería de
revestimiento centralizada, lograr una operación
de cementación de buena calidad y producir de
una forma tal que se evite la producción de arena.
Superación de la sensación de hundimiento
La lucha por el control de la subsidencia seguirá
adelante. Como lo ilustran los estudios de casos,
los ingenieros y los geocientíficos continúan
desarrollando y empleando nuevas herramientas
para comprender y mitigar sus efectos.
Los simuladores geomecánicos y de flujo pueden convertirse en herramientas poderosas para
la contienda, pero por el momento siguen siendo
considerados demasiado lentos para el manejo
cotidiano de los yacimientos. La aplicación de
estudios sísmicos adquiridos con la técnica de
repetición para monitorear la compactación a lo
largo de grandes porciones de yacimientos, ha
progresado a grandes pasos en los dos últimos
Invierno de 2006/2007
años; las mediciones satelitales poseen el potencial para proveer una cobertura igualmente vasta
para la subsidencia. Los métodos de inyección de
agua han sido utilizados durante muchos años
para combatir la subsidencia, pero su combinación con los nuevos métodos de modelado y
monitoreo promete convertirlos en una práctica
de manejo más precisa y efectiva.
La mitigación del daño producido al pozo es,
al menos en parte, una cuestión económica. Con
suficiente cantidad de acero en el pozo, muchos
más pozos pueden ser protegidos frente a los
fenómenos de compactación, estiramiento, o
movimiento secundario de las fallas geológicas.
Pero esa protección tiene un costo muy alto.
Además, los avances registrados en las técnicas
de modelado están ayudando a realizar elecciones de terminación de pozos inteligentes.
Los nuevos problemas estimularán el desarrollo de nuevas herramientas. La plataforma de
barrido acústico Sonic Scanner provee infor mación acerca de las condiciones existentes
alrededor de un pozo.44 La herramienta mide valores de anisotropía por ondas de corte de tan sólo
2%. Sus profundidades de investigación múltiples
pueden proveer un perfil radial del comportamiento compresional y de cizalladura a varios
pies dentro de la formación. La aplicación de esta
herramienta en un ambiente de compactación
dinámico ofrece la promesa de generar nuevos
descubrimientos y quizás nuevas formas de determinar los parámetros geomecánicos en sitio.
Si bien la ciudad de Venecia continúa hundiéndose actualmente, mediante la comprensión
de los efectos de la extracción de agua y gas y el
cierre de esos pozos, los planificadores lograron
controlar los efectos de la subsidencia generada
por el hombre, reduciendo en forma asombrosa
el ritmo de hundimiento de la ciudad. El modelado, monitoreo y adquisición de registros
reducen las incertidumbres asociadas con la
compactación de un yacimiento, permitiendo
que las compañías mitiguen su efecto en los
campos de petróleo y gas. No obstante, como en
Venecia, la lucha entre la naturaleza y la tecnología continúa.
—MAA
40. Li et al, referencia 37.
41. Li et al, referencia 37.
42. Li X, Tinker SJ, Bruno M y Willson SM: “Compaction
Considerations for the Gulf of Mexico Deepwater King
West Field Completion Design,” artículo de las SPE/IADC
92652, presentado en la Conferencia de Perforación de
las SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
43. Sayers C, den Boer L, Lee D, Hooyman P y Lawrence R:
“Predicting Reservoir Compaction and Casing
Deformation in Deepwater Turbidites Using a 3D
Mechanical Earth Model,” artículo de la SPE 103926,
presentado en la Primera Conferencia y Exhibición
Internacional del Petróleo de México, Cancún, México,
31 de agosto al 2 de septiembre de 2006.
44. Arroyo Franco JL, Mercado Ortiz MA, De GS, Renlie L y
Williams S: “Imágenes de la pared del pozo y sus
inmediaciones,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de
2006): 16–35.
69
Mejoras en la eficiencia de
los servicios de campos petroleros
La eficiencia operacional permite a las compañías de energía desarrollar, en forma
económica, los campos en declinación y los campos nuevos situados en localizaciones
remotas. En estos ambientes desafiantes, dos servicios de campos petroleros—los
tratamientos de fracturamiento hidráulico y la adquisición de registros de resistividad—han aprovechado muy bien las significativas mejoras en la eficiencia de las
operaciones.
Salvador Ayala
Tom Barber
Marie Noelle Dessinges
Mark Frey
Jack Horkowitz
Ed Leugemors
Jean-Louis Pessin
Chin SeongWay
Sugar Land, Texas, EUA
Rob Badry
Calgary, Alberta, Canadá
Ismail El Kholy
Atyrau, Kazajstán
Aaron Galt
Michelle Hjelleset
Midland, Texas
Delaney Sock
Nefteyugansk, Rusia
Rishat Radikovich Yamilov
Sibneft-Khantos
Khanty-Mansiysk, Rusia
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Luc Argentier, Mike Parris, Mike Ross y Vassilis
Varveropoulos, Sugar Land, Texas; Gregoire Jacob, Fahud,
Omán; y Cyrille Picoche, Moscú, Rusia.
arcVISION, CDR (Resistividad Dual Compensada),
CemSTREAK, CleanGEL, CT XPRESS, DataFRAC, FracCAT,
GelSTREAK, InterACT, mcrVISION, PCM (mezclador
continuo de precisión), Platform Express, POD (densidad
óptima programable), PodSTREAK, PowerPulse, ProCADE,
PropNET, SlimPulse e YF son marcas de Schlumberger.
70
El logro de eficiencia operacional es obligatorio
para tener éxito en el ambiente de negocios de
nuestros días. Las publicaciones y los programas
de televisión de índole comercial están colmados
de artículos y crónicas que describen cómo las
compañías industriales están analizando sus
procesos y técnicas, buscando alternativas de
reducción de costos, incremento de ingresos,
mejoramiento de la satisfacción del cliente, y
maximización de la productividad de los empleados. La industria de los servicios de campos
petroleros no constituye una excepción.
Para satisfacer la demanda creciente de
petróleo y gas, las compañías operadoras están
centrando más atención en los campos maduros,
muchos de los cuales con su producción en declinación. Los pozos de estos campos requieren
operaciones de intervención para mantener los
niveles de producción. Además, los operadores
están extrayendo petróleo y gas de zonas pasadas
por alto y están descubriendo y desarrollando
nuevos campos en localizaciones remotas. Los
campos maduros generalmente requieren un
gran número de tratamientos relativamente
pequeños para sustentar la producción. Para que
los operadores obtengan suficiente retorno sobre
su inversión, el nivel de eficiencia debe ser alto e
involucrar una cantidad mínima de equipos y
personal. Por otra parte, el tiempo requerido
para realizar el tratamiento debe ser corto.
Las localizaciones remotas a menudo plantean desafíos logísticos, tales como distancias
largas entre las localizaciones de pozos, limitaciones en la infraestructura de transporte, climas
hostiles y condiciones de almacenamiento primitivas. Al igual que los campos maduros, estos
ambientes requieren operaciones eficientes y
libres de excesos durante los procesos de construcción, estimulación y producción de pozos.
La ejecución de servicios en pozos nuevos y
existentes implica el transporte hasta la localización del pozo de un arreglo autoportante de
equipos eléctricos y mecánicos, personal, y en
muchos casos, productos químicos. Según la
aplicación, la inversión de capital asociada
puede ascender a varios millones de dólares.
Tradicionalmente, las compañías de servicios de
campos petroleros han diseñado conjuntos de
equipos y procesos que abordan virtualmente
todos los escenarios, desde tratamientos de
remediación pequeños hasta operaciones de
fracturamiento masivas. En los campos maduros
y en las localizaciones remotas, dichos equipos a
menudo exceden significativamente los requisitos de los servicios, y pueden resultar demasiado
costosos y complicados.
Para promover la eficiencia en las localizaciones remotas y en los campos maduros,
Schlumberger ha introducido equipos y tecnología de procesos perfeccionados y adecuados con
fines específicos. Algunos ejemplos recientes
incluyen el equipo de cementación de despliegue
rápido CemSTREAK, la unidad de tubería flexible
de despliegue rápido CT EXPRESS y herramientas de adquisición de registros, tales como la
herramienta integrada de adquisición de registros con cable Platform Express.1 En este artículo
destacamos los ejemplos más recientes: la flotilla
de fracturamiento de alta eficiencia y el servicio
de adquisición de registros de resistividad de propagación durante la perforación de bajo riesgo
mcrVISION.
Oilfield Review
Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental
Mar de
Kara
Petróleo
Gas
Gydansk
Ob
Yamal
Surgut
Priobskoe
KhantyMansiysk
Irty
sh
Nefteyugansk
Tyumen
0
0
Ob
km
300
millas
300
> Principales campos de petróleo y gas de Siberia Occidental. Los principales campos de petróleo y
gas se encuentran ubicados a cientos de millas de distancia entre sí y se comunican por ferrocarril o
caminos primitivos. Esta geografía plantea desafíos logísticos que deben ser superados para llevar a
cabo los tratamientos de servicios de pozos en forma eficiente.
Fracturamiento hidráulico eficiente en Siberia
Siberia Occidental, la principal región productora de petróleo de Rusia, cubre una vasta
superficie (arriba). Los principales campos
petroleros se encuentran a cientos de millas de
distancia entre sí y se comunican por ferrocarril
o caminos primitivos. A la limitada infraestructura de transporte, se suma un clima riguroso.
Durante el invierno, las temperaturas se mantienen por debajo del punto de congelamiento,
1. Para obtener más información sobre equipos adecuados
con fines específicos, consulte: Barber T, Jammes L,
Smits JW, Klopf W, Ramasamy A, Reynolds L, Sibbit A y
Terry R: “Evaluaciones de hueco abierto en tiempo real,”
Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 38–61.
“New Design Simplifies Coiled-Tubing Operations,”
Oil & Gas Journal 98, no. 2 (10 de enero de 2000): 38.
Swinstead N: “Una mejor manera de trabajar,” Oilfield
Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 50–64.
Braun B, Foda S, Kohli R, Landon I, Martin J y Waddell D:
“Un equipo bombeador liviano y poderoso,” Oilfield
Review 12, no. 2 (Otoño de 2000): 18–31.
2. Para obtener más información sobre fracturamiento
hidráulico, consulte: Brady B, Elbel J, Mack M, Morales
H, Nolte K y Poe B: “Cracking Rock: Progress in Fracture
Treatment Design,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de
1992): 4–17.
3. Si se agrega al agua, la goma guar se hidrata y produce
un fluido viscoso que se conoce como gel lineal. La
viscosidad del gel lineal se reduce significativamente
conforme se incrementa la temperatura del fluido. La
pérdida de viscosidad se evita mediante el agregado de
reticuladores—sustancias que ligan las hebras de
polímero entre sí y aumentan el peso molecular efectivo,
en más de un orden de magnitud. Los sistemas
reticulados a base de goma guar pueden ser utilizados a
temperaturas de fluido de hasta 177°C [350°F] aproximadamente. Para obtener más información sobre estos
fluidos de fracturamiento, consulte: Armstrong K, Card R,
Navarrette R, Nelson E, Nimerick K, Samuelson M,
Collins J, Dumont G, Piraro M, Wasylycia N y Slusher G:
“Advanced Fracturing Fluids Improve Well Economics,”
Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995): 34–51.
4. Los agentes de demora de la reticulación son
compuestos que forman un complejo químico con el
reticulador. Si se agregan a un gel lineal, el complejo
desasocia y libera lentamente el reticulador.
Invierno de 2006/2007
alcanzando a veces valores de tan sólo –50°C
[–58°F]. Desde la perspectiva de los servicios de
campos petroleros, estas condiciones plantean
dificultades logísticas serias. El desplazamiento
de los equipos y suministros a las localizaciones
de pozos puede ser dificultoso, y el almacenamiento de suministros, en especial productos
químicos, es problemático en climas rigurosos.
El fracturamiento hidráulico es uno de los servicios de campos petroleros más complejos, que
implica el empleo de equipos para transportar y
almacenar agua y productos químicos, preparar el
fluido de fracturamiento, mezclar el fluido con el
apuntalante, bombear el fluido en el pozo y monitorear el tratamiento. 2 Para la ejecución del
tratamiento de fracturamiento se requiere un
equipo de personal altamente entrenado, cuyos
integrantes deben estar en constante comunicación entre sí. El clima y la logística compleja de
Siberia plantean obstáculos adicionales que
deben ser superados para lograr el éxito.
Fluidos de fracturamiento—La preparación
de los fluidos de fracturamiento constituye una
parte vital del tratamiento y, sin importar las condiciones climáticas, debe ser llevada a cabo en
forma segura y eficaz. El fluido de fracturamiento
más común en Siberia es un sistema de polímeros
a base de goma guar reticulado con borato.3 Previo al tratamiento de fracturamiento, la solución
de goma guar lineal se mezclaba tradicionalmente por cargas en tanques de 50 a 60 m3 [315 a
377 bbl]. El agua obtenida de fuentes locales
debe calentarse hasta 20°C [68°F] como mínimo
para lograr la hidratación competa del polímero.
El proceso de hidratación puede insumir hasta
10 horas. Durante este período, la solución polimérica puede experimentar ataque bacteriano y
degradación, por lo que se debe agregar un bactericida.
La mezcla por cargas es un proceso antieconómico. Concluida la operación, los residuos del
tanque, o el fluido que no puede ser extraído por
succión, permanecen en el tanque. Los residuos
del tanque normalmente representan al menos
un 7% del volumen de fluido original y deben ser
tratados y transportados a un sitio de disposición
final seguro. Por otra parte, la duración del gel
lineal en almacenamiento es de dos días como
máximo. Si el tratamiento se pospone más allá de
este tiempo, es probable que se tenga que descartar toda la carga de gel, lo que usualmente
implica un costo elevado.
Además, antes del tratamiento se prepara
una solución con reticulador. La solución contiene un reticulador de borato y aditivos que
controlan el pH del fluido, demorando de este
modo el proceso de reticulación.4 La reticulación
demorada minimiza la viscosidad del fluido en la
71
superficie y reduce el requerimiento de potencia
del sistema de bombeo. Idealmente, la reticulación debería producirse en el pozo justo antes de
que el fluido ingrese en los disparos.
La solución con reticulador se mide continuamente en el gel lineal durante el tratamiento de
fracturamiento. Además, se agregan varios otros
aditivos, tales como estabilizadores de arcilla,
surfactantes, agentes de control de pérdidas de
fluidos y rompedores de gel. La concentración de
cada aditivo debe ser controlada cuidado samente; de lo contrario, puede afectarse
negativamente el rendimiento del fluido.
Equipos de alta eficiencia—Los tratamientos de fracturamiento hidráulico requieren una
flota sofisticada de equipos eléctricos y mecánicos. Además de los tanques de fluidos, una
operación de fracturamiento típica en Siberia
incluye cuatro camiones de bombeo de alta presión, un mezclador de densidad óptima
programable POD para agregar la solución con
reticulador, otros químicos y el apuntalante, un
vehículo para tratamientos de fracturamiento
asistido por computadora FracCAT para el control y monitoreo de la operación, un remolque
para el transporte de los químicos, una grúa y
cuatro sistemas de almacenamiento y acarreo
del apuntalante.
Debido a la logística de transporte de Siberia,
una flota de este porte no puede desplazarse en
forma eficaz entre una localización y otra. La
capacidad de trabajo se limita a unas ocho operaciones por mes, lo que incide negativamente en
la eficiencia. El incremento de la actividad en los
campos petroleros de Siberia instó a los ingenieros de Schlumberger a buscar alternativas para
mejorar la eficiencia y posibilitar una tasa de utilización de equipos más alta. Sus objetivos eran
dos: construir una flota de equipos de fracturamiento que pudiera encarar el 80% de las
operaciones de Siberia Occidental y eliminar la
mezcla por cargas.
El análisis de los principales campos petroleros reveló que, para alcanzar estos objetivos, el
equipo y el sistema de fluidos deben poseer la
capacidad de tratar pozos de hasta 5,029 m
[16,500 pies] de profundidad, con temperaturas
de fondo de pozo que van de 52 a 93°C [125 a
200°F] y permeabilidades de formación de entre
2 y 20 mD. Los espesores de las zonas productivas
varían entre 3 y 30 m [10 y 100 pies], y algunos
pozos poseen zonas productivas múltiples. El
tiempo de bombeo hasta los disparos varía entre
2.5 y 4.5 minutos; en consecuencia, la demora de
la reticulación debe ser ajustable. La magnitud
de la operación varía entre un campo y otro,
implicando aproximadamente 100 a 1,100 m3
[630 a 6,920 bbl] de fluido y hasta 500,000 kg
72
Tanque de hidratación
Colector múltiple
de succión
Bomba centrífuga
de 8 x 6
Estructura antivuelco de
minimización de daños
Sistema de acondicionamiento
para invierno
Consola del operador
Medidor
de flujo
Eductor
Medidor de la
alimentación de polímero
Depósito de almacenamiento
de polímeros
Caja de conexión interfacial para la
conexión con el vehículo FracCAT
Tanque de hidratación
Colector múltiple de
descarga
> Componentes principales de la unidad de hidratación polimérica GelSTREAK. Armado sobre un chasis
de construcción rusa, este equipo se encuentra completamente acondicionado para invierno, como
respuesta al clima de Siberia Occidental. A diferencia de los sistemas de mezcla continua previos, la
unidad GelSTREAK utiliza polímero seco para producir un gel lineal, con concentraciones de hasta
6 kg/m3 y tasas de salida de hasta 6.4 m3/min. El depósito de almacenamiento de abordo contiene
1,810 kg de polímero en polvo seco. La operación del equipo es automatizada y es controlada en
forma remota desde el vehículo de tratamiento asistido con computadora FracCAT.
[1,100,000 lbm] de apuntalante. El tamaño del
apuntalante varía entre una malla de 20/40
hasta una malla de 10/14. Teniendo en cuenta
estas especificaciones, los ingenieros y químicos
desarrollaron equipos perfeccionados de preparación y mezcla de fluidos y un fluido con goma
guar reticulado con borato.
En gran parte del mundo, el mezclador continuo de precisión PCM para tratamientos de
fracturamiento suplantó al proceso de mezcla
por cargas durante muchos años. Durante el tratamiento de fracturamiento, la unidad PCM
mezcla agua con una lechada de polímero a base
de goma guar en combustible diesel. La mezcla
circula a través de los compartimentos de hidra-
tación y el gel lineal se descarga en los mezcladores y las bombas. El sistema PCM también está
provisto de alimentadores de aditivos líquidos.5
Originalmente desarrollada para ser utilizada en América del Norte, la técnica PCM fue
diseñada para tratamientos mucho más grandes
que los realizados en Siberia. La unidad es
demasiado grande para el transporte eficiente
sobre las carreteras de Siberia Occidental. Dado
que el combustible diesel se espesa ante las
bajas temperaturas del invierno siberiano, la
lechada con goma guar utilizada en el sistema
PCM sería demasiado viscosa para utilizar en
gran parte del año.
Oilfield Review
Válvula esclusa
Salida del eductor
1
2
3
4
5
Eductor de mezcla
Entrada del eductor
Las limitaciones del sistema PCM y de la
goma guar en forma de lechada han sido superadas con el advenimiento de la unidad de
hidratación y mezcla continua de gel GelSTREAK
y los fluidos de fracturamiento a base de polímeros, sin hidrocarburos, CleanGEL. Armado sobre
un chasis de camión ruso de 6 x 6, y alimentado
por un motor de 400 HP, el vehículo GelSTREAK
es un sistema PCM compacto, fácil de transportar (página anterior). Dado que los fluidos
CleanGEL emplean polímero en polvo seco, se
eliminan los problemas de manipuleo de fluidos
durante los meses de invierno. La falta de combustible diesel es además ventajosa desde el
punto de vista ambiental. Un depósito de almacenamiento a bordo de 1,810 kg [4,000 lbm]
transporta el polímero en polvo hasta la localización del pozo.
Para producir una solución sin grumos, el
polímero en polvo debe estar completamente
dispersado en el agua. El sistema de mezcla
GelSTREAK logra estos objetivos mediante la
utilización de un dispositivo denominado eductor. El eductor posee una boquilla tipo venturi
que genera una corriente de agua de alta velocidad, creando una intensa fuerza de succión que
introduce el polvo en la cámara de mezcla. La
zona de mezcla es suficientemente turbulenta
como para producir una mezcla homogénea.
Después de la mezcla en el eductor, el polímero se debe hidratar hasta que el gel lineal
alcanza su viscosidad de diseño. La hidratación
requiere tiempo y la cizalladura del fluido, y el
índice de hidratación es directamente proporcional a la temperatura del fluido. Para permitir
suficiente tiempo de hidratación, la unidad
GelSTREAK posee un tanque de retención de
cinco compartimentos (derecha). Los compartimentos de 23.8 m3 [150 bbl] se agitan y el fluido
pasa a través de ellos en forma secuencial, proveyendo un flujo de tipo “primero en entrar,
primero en salir.” Los sensores de nivel del tan-
Invierno de 2006/2007
Compartimentos de hidratación
2
3
5
1
4
> Sistema eductor y compartimentos de hidratación GelSTREAK. El eductor (extremo superior derecho)
toma el polímero seco, lo introduce en una corriente de agua de alta velocidad, y prepara una mezcla
homogénea. La mezcla es transferida luego a un tanque de cinco compartimentos (extremo superior
izquierdo). La hidratación del polímero se produce a medida que la mezcla pasa en forma secuencial
por los cinco tanques (extremo inferior). Los agitadores de cada compartimiento proveen la energía
adicional para la mezcla y ayudan a mantener el flujo de tipo “primero en entrar, primero en salir.”
que y los medidores de flujo magnético monitorean los niveles de fluido y las tasas de flujo
dentro de los compartimentos, posibilitando el
control remoto de la hidratación.
El equipo GelSTREAK puede preparar el gel
lineal con concentraciones de polímero de hasta
6 g/L [50 lbm/1,000 galEUA] y tasas de salida que
oscilan entre 0.95 y 6.36 m3/min [6 y 40 bbl/min].
El gel hidratado sale por el múltiple de descarga y
viaja desde la unidad GelSTREAK hasta el equipo
de mezcla en el que se introducen los aditivos
químicos y el apuntalante.
Desde comienzos de la década de 1980, el
mezclador POD ha sido el equipo estándar de
Schlumberger para la preparación de fluidos de
fracturamiento. La característica singular de esta
unidad es un mezclador de vórtice programable
que controla con precisión la concentración de
apuntalante en el fluido de fracturamiento. El
volumen de apuntalante puede aumentarse gradualmente durante el tratamiento o ajustarse en
pasos incrementales.6 El mezclador POD se ha
vuelto más sofisticado con el paso de los años,
incorporando un arreglo de alimentadores de
aditivos secos y líquidos y un sistema especial
para el agregado de fibras, tales como los
aditivos de empaque de apuntalante para fracturamiento hidráulico PropNET.
5. McIntire WR: “Apparatus and Method for Mixing Fluids,”
Patente de EUA No. 5,046,856 (10 de septiembre de 1991).
6. Althouse JW: “Apparatus for Mixing Solids and Fluids,”
Patente de EUA No. 4,453,829 (12 de junio de 1984).
73
Tanque maestro
Tanque de
aceite hidráulico
Cabina de control
Aditivo líquido
Antena satelital
Alimentadores de
aditivos secos
Colector múltiple de descarga
Tolva elevada
Antena satelital
Plataforma de trabajo
Tanque maestro
Estructura antivuelco de
minimización de daños
Alimentador PropNET
Densitómetro
Módulo
de control
de apoyo
Medidor de flujo
de succión
Colector múltiple
de succión
Colector
múltiple
intermedio
de descarga
Plataforma de
acceso a aditivos
líquidos
> Componentes principales del mezclador PodSTREAK. Este equipo combina un mezclador POD con una
unidad de monitoreo de tratamientos FracCAT en un vehículo. La unidad posee un número suficiente
de alimentadores de aditivos, incluyendo un alimentador PropNET, para permitir la mezcla continua de
todos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento. El mezclador puede suministrar
5.1 m3/min [32.1 bbl/min] de fluido de fracturamiento, con una concentración de apuntalante de 8 ppa,
y 3.8 m3/min [23.9 bbl/min] con una concentración de 12 ppa. Controles de pantallas táctiles en la cabina del vehículo FracCAT controlan todos los aspectos de la operación. La antena satelital a bordo
transmite los datos de la operación a localizaciones remotas, en tiempo real. Al igual que la unidad
GelSTREAK, este equipo está acondicionado para invierno, con fines de adecuación al clima de Siberia.
Durante la década de 1990, el control remoto
de los tratamientos de fracturamiento se volvió
práctica común después de la introducción de la
unidad FracCAT. Este vehículo posee una cabina
de tipo oficina desde la que el personal controla
todos los aspectos de la operación, incluyendo el
mezclador POD. Un sistema de computación a
bordo registra y analiza los datos del tratamiento en tiempo real y puede transmitir la
información por satélite a la oficina de un operador o a un centro de tecnología regional.7
En Siberia Occidental, las capacidades del
mezclador POD y del vehículo FracCAT exceden
74
en forma considerable las capacidades necesarias para ejecutar la mayoría de los tratamientos
de fracturamiento. Existen situaciones similares
en áreas con yacimientos maduros, tales como
Alberta, Canadá, y Texas Oeste en EUA. Por
ejemplo, el vehículo FracCAT contiene suficientes equipos electrónicos y espacio para que el
personal manipule tratamientos de fracturamiento masivos. Por lo tanto, los ingenieros de
Schlumberger diseñaron una unidad perfeccionada que combina el mezclador POD con la
cabina de control FracCAT en un vehículo; la
unidad de monitoreo y control de operaciones de
Plataforma de
acceso a la tolva
elevada
Mezclador POD
estimulación PodSTREAK (izquierda). Esta combinación simplifica el montaje y reduce el número
de personas requeridas en la localización.
La unidad PodSTREAK posee un mezclador
de vórtice, con una compuerta elevada y un sistema de tolva que recibe el apuntalante desde un
sistema de almacenamiento de apuntalante o
transportador de banda. Un tanque maestro de
1.6 m3 [10 bbl] de capacidad, aumentada por una
bomba centrífuga de transmisión directa, de 8 x 6,
suministra el gel lineal al mezclador. El equipo
adicional incluye tornillos de alimentación de
aditivos secos, sistemas de medición de aditivos
líquidos y un alimentador especial para suministrar las fibras PropNET. Este equipo permite la
mezcla continua de todos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento.
La cabina FracCAT contiene componentes
electrónicos de avanzada y pantallas táctiles que
controlan la unidad GelSTREAK, el mezclador
POD y hasta ocho bombas de estimulación triplex (próxima página, arriba). El software
FracCAT registra y analiza los datos del tratamiento en forma permanente, y una antena a
bordo, en forma de plato y autodesplegable, permite que el sistema de monitoreo y entrega de
datos en tiempo real InterACT transmita la
información del trabajo a localizaciones remotas
en tiempo real. La cabina está provista además
de una estación de muestras de fluidos y un
laboratorio pequeño para la ejecución de pruebas de control de calidad estándar.
Oilfield Review
Módulos de control
con pantallas táctiles
Monitores FracCAT
Banco de
laboratorio
> Cabina FracCAT en el vehículo PodSTREAK. Las estaciones para controlar la unidad GelSTREAK, el mezclador POD, los alimentadores de aditivos y las bombas
triplex de alta presión se encuentran juntas. Existe espacio suficiente como para alojar a los operadores correspondientes y a un cliente observador (testigo).
La ergonomía facilita la comunicación rápida y posibilita una mejor comprensión del avance de las operaciones en tiempo real.
30
3 g/L de goma guar CleanGEL
3 g/L de goma guar convencional
28
Viscosidad a 511 s-1, cP
26
24
22
20
18
16
14
12
10
7
17
27
Temperatura, °C
37
1,000
140
900
120
100
700
600
80
500
60
400
300
YF100RGD (4.2 g/L de goma guar CleanGEL)
4.2 g/L de goma guar convencional
4.8 g/L de goma guar convencional
Temperatura
200
100
0
0
20
40
60
Tiempo, min
80
100
Temperatura, °C
Viscosidad a 100 s-1, cP
800
40
20
0
120
> Comparación del rendimiento de los polímeros convencionales y los polímeros a
base de goma guar de alto rendimiento. Las viscosidades de gel lineal de los fluidos
que contienen goma guar de alto rendimiento son significativamente superiores a
las preparadas con goma guar convencional (extremo superior). La ventaja en
términos de rendimiento posibilita una reducción del 20% de la concentración de
polímero en los fluidos YF100RGD (extremo inferior). Obsérvese que se necesitan
4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de goma guar convencional (verde) para lograr la
misma viscosidad que con 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA] de goma guar CleanGEL
de alto rendimiento (marrón).
Invierno de 2006/2007
Fluido avanzado—Para aprovechar al
máximo las capacidades que ofrecen las unidades PodSTREAK y GelSTREAK, los químicos de
Schlumberger desarrollaron un fluido de fracturamiento reticulado con borato, simplificado y
robusto, que es compatible con los componentes
logísticos de la preparación de fluidos y el clima
de Siberia; el fluido de fracturamiento reticulado a base de agua YF100RGD. RGD es la sigla
en inglés correspondiente a “goma guar reducida, demorada;” esto es, que se requiere menos
goma guar para lograr una determinada viscosidad del fluido y que se demora la reticulación
para reducir la caída de presión por fricción
durante la colocación del fluido. El sistema de
fluido aumenta la eficiencia operacional
mediante la eliminación del proceso de mezcla
por cargas y la combinación de químicos en la
localización, y a través de la minimización del
número de corrientes de aditivos.
El polímero CleanGEL es una goma guar
seca, refinada, de hidratación rápida con mayor
peso molecular que los productos convencionales. 8 Como resultado, la nueva goma guar
imparte viscosidades de gel lineal y reticulado
más altas (izquierda). El mejoramiento del
rendimiento posibilita una reducción de la con7. Para obtener más información sobre entrega de datos
en tiempo real, consulte: Brown T, Burke T, Kletzky A,
Haarstad I, Hensley J, Murchie S, Purdy C y Ramasamy
A: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4
(Primavera de 2000): 34–55.
8. Karstens T y Stein A: “Method for Improving the
Exploitability and Processability of Guar Endosperm and
Products Obtained Using Said Method,” Patente de
Estados Unidos No. 6,348,590 (19 de febrero de 2002).
Chowdhary MS y White WM: “Method and Product for
Use of Guar Powder in Treating Subterranean
Formations,” Solicitud de Patente de Estados Unidos No.
20,030,054,963 (30 de marzo de 2003).
75
76
Incremento de la permeabilidad retenida, %
250
200
150
100
50
0
2
3
4
Carga de polímero, g/L
5
6
> Permeabilidad retenida por el empaque de apuntalante, como una función de
la concentración de polímero. Los experimentos se realizaron a 96°C [205°F],
con una carga de 2 lbm/pie2 de apuntalante de malla 16/30. El esfuerzo de cierre
fue de 5,000 lpc [34.5 MPa]. Todos los fluidos contenían 0.6 g/L [5 lbm/1,000 galEUA]
de rompedor de persulfato de amonio. Los resultados muestran que la reducción
de la carga de polímero, de 4.8 g/L a 4.2 g/L, produce un incremento de la
permeabilidad retenida del 23%.
8
7
Tiempo de demora, min
centración de polímero del 20%. La utilización
de menos cantidad de polímero es ventajosa porque se deposita menos revoque de filtración en el
frente de la fractura, y el empaque de apuntalante contiene menos residuo de polímero
después de la limpieza del fluido. Ambas mejoras
ayudan a incrementar la permeabilidad de la
fractura y la productividad del pozo (derecha). En
Siberia, el rango de concentración de polímero
típico para los fluidos YF100RGD se encuentra
entre 3.0 y 4.2 g/L [25 y 35 lbm/1,000 galEUA]. El
sistema de mezcla por cargas tradicional requería
hasta 5.4 g/L [45 lbm/1,000 galEUA].
En lugar de la mezcla por cargas, la goma guar
se agrega continuamente al agua y se hidrata en
la unidad GelSTREAK. El gel lineal resultante se
bombea luego al mezclador PodSTREAK, donde
se agrega el resto de los químicos. El reticulador
de borato y el agente de demora se entregan en la
localización del pozo, como una mezcla seca granulada. Durante la operación, la mezcla se
incorpora al gel lineal en forma continua a través
de uno de los alimentadores de aditivos sólidos.
La eliminación de la preparación de la solución
con reticulador es más segura y requiere menos
tiempo.
El tiempo de demora de la reticulación varía
con la temperatura y la composición del agua de
la mezcla (véase “Química de los campos petroleros en condiciones extremas,” página 4). Las
impurezas disueltas pueden interferir con el proceso de reticulación. Cuando las pruebas de
control de calidad previas a la operación indican
un tiempo de demora de la reticulación inadecuado, los ingenieros lo compensan mediante el
ajuste del pH del fluido (derecha). En la localización del pozo, se agrega la cantidad adecuada de
hidróxido de sodio en el mezclador PodSTREAK.
Los otros aditivos YF100RGD principales, un
estabilizador de arcilla y un surfactante amigable con el medio ambiente, también se
combinan en un paquete. Los estabilizadores
impiden que las arcillas de la formación productiva se expandan y reduzcan la permeabilidad.
Los surfactantes reducen la presión capilar de la
formación, mejorando la limpieza del fluido de
fracturamiento.9 El estabilizador y el surfactante
son líquidos y el punto de congelamiento de la
mezcla es de –34°C [–29°F], lo que minimiza los
problemas de manipuleo durante los meses de
invierno en Siberia.
Otros alimentadores de aditivos del vehí culo PodSTREAK suministran materiales, tales
como los rompedores encapsulados y las fibras
PropNET. El fluido de fracturamiento tradicional,
mezclado por cargas, requería hasta 15 aditivos.
6
5
4
3
2
1
0
7
8
9
10
pH del fluido
11
12
13
> Efecto del pH del fluido sobre el tiempo de demora de la reticulación de un
fluido YF100RGD que contiene 3.0 g/L [25 lbm/1,000 galEUA] de goma guar
CleanGEL. La temperatura del fluido era de 24°C [75°F]. Si las pruebas de
control de calidad previas a las operaciones indican una demora inadecuada
de la reticulación, los ingenieros la compensan mediante el ajuste del pH.
Debido a la consolidación del material, el nuevo
fluido involucra como mucho ocho aditivos, que
en su totalidad se miden continuamente.
Los fluidos de fracturamiento YF100RGD pueden utilizarse a temperaturas estáticas de fondo
de pozo, que oscilan entre 52 y 163°C [125 y
325°F], lo que excede el rango de temperatura
observado en Siberia. Con características de pérdida de fluido similares a las de otros fluidos de
fracturamiento reticulados con borato, los fluidos
crean y propagan fracturas de una manera típica.
La flota de alta eficiencia (HEF), que incorpora los vehículos GelSTREAK y PodSTREAK,
fue introducida en la región de Priobskoe, en
Siberia Occidental, en octubre de 2005. Los campos son operados por Sibneft-Khantos. Desde
entonces, se han realizado más de 150 trata-
mientos de fracturamiento con el nuevo equipo y
fluido. En promedio, la duración total del tratamiento—incluido el transporte hasta y desde la
localización del pozo, el montaje, el bombeo, el
desmontaje y la limpieza—es de unas ocho horas
menos por pozo que el método de mezcla por cargas tradicional (próxima página). Como resultado,
la flota puede realizar hasta 26 operaciones por
mes; más del doble de la capacidad previa.
El éxito del tratamiento, definido como la
colocación del 100% del apuntalante en la
formación, se incrementó del 60% de las operaciones al 88% gracias al nuevo servicio. Este
mejoramiento puede atribuirse directamente a
la confiabilidad mejorada del equipo, la composición y preparación simplificadas del fluido, y el
mejor control de los parámetros del fluido
Oilfield Review
durante el bombeo. La mezcla continua posibilitó un ahorro de más de 3,000 m3 [18,870 bbl]
de gel lineal y aditivos, eliminando las costosas
operaciones de disposición final de los desechos
químicos.10 En estos momentos, una flota HEF
está operando en Siberia. Debido a su éxito,
están previstas cuatro más para la región.
Fracturamiento de formaciones
maduras en la Cuenca Pérmica
La flota HEF y el fluido YF100RGD también están
teniendo éxito en América del Norte, sobre todo
porque sus capacidades resultan particularmente
adecuadas para la ejecución de tratamientos de
estimulación en campos maduros. La Cuenca Pérmica de Texas Oeste y Nuevo México, EUA, ha sido
una cuenca productora de petróleo y gas prolífica
durante más de 85 años. A pesar de su edad, aún
quedan en reserva significativos volúmenes de
hidrocarburos; sin embargo, la política económica
dictamina que los operadores estimulen y recuperen estas reservas en forma eficiente. La unidad
PodSTREAK, las ventajas logísticas y ambientales
de la goma guar seca, y la menor cantidad de aditivos constituyen una combinación ideal para esta
situación.
Muchos operadores de la Cuenca Pérmica
están refracturando los yacimientos, bombeando
fluido y apuntalante a través de los disparos existentes o recién creados. El objetivo en ambos
casos es restituir la comunicación óptima entre
el pozo y la roca productora.11 Para evitar daños
a la tubería de revestimiento vieja, que quizás no
pueda tolerar la presión de tratamiento, el fracturamiento se realiza a menudo a través de la
tubería de producción. La tubería de producción
también permite la selección precisa de los
disparos individuales, a través de los cuales se
bombeará el fluido.
La tubería de producción es significativamente más chica que la tubería de revestimiento; en consecuencia, las caídas de presión
por fricción durante los tratamientos de fracturamiento constituyen una inquietud importante. La
caída de presión por fricción excesiva incrementa los requerimientos de potencia de los sistemas
de bombeo en la superficie y limita la tasa de
suministro del fluido a través de los disparos para
crear y propagar una fractura. Como se analizó
previamente, la reticulación demorada reduce la
caída de presión por fricción, lo que hace que el
fluido YF100RGD resulte particularmente adecuado para este escenario.
Los primeros tratamientos de fracturamiento
de la Cuenca Pérmica que utilizaron el fluido
YF100RGD y la flota HEF se realizaron en el
Invierno de 2006/2007
Transporte hasta la localización y montaje
Tratamiento DataFRAC
Carga de apuntalante, tanques de mezcla
Reunión de seguridad, puesta en marcha del equipo
Bombeo del tratamiento principal
Limpieza posterior a la operación
Transporte de regreso al campamento
Operaciones tradicionales
9.5
3.5
10
1
3
2
1
Flota de alta eficiencia
7
0
3.5
5
5
10
1
15
3
1.5
20
1
25
30
> Comparación del tiempo promedio requerido para completar los tratamientos con la flota de alta eficiencia (HEF) en Siberia, versus el método tradicional. Las operaciones con la flota HEF permiten
habitualmente un ahorro de unas ocho horas, fundamentalmente porque se elimina el proceso de mezcla por cargas y la preparación de la solución con reticulador. La reducción del número de equipos en
la localización y el mejoramiento de la movilidad de los equipos también contribuyen a la eficiencia.
Campo Pinon del Condado de Pecos, en Texas. El
objetivo era estimular la Formación Caballos,
productora de gas.
Los tratamientos realizados previamente en el
campo implicaron 4.8 g/L [40 lbm/1,000 galEUA] de
gel lineal con guar o 4.2 g/L [35 lbm/1,000 galEUA]
de fluido con guar, reticulado con borato y no
demorado. La caída de presión por fricción se
mantuvo baja durante los tratamientos con gel
lineal. Sin embargo, la viscosidad del fluido era
insuficiente como para crear la geometría de fracturamiento y la productividad de pozos deseadas.
La incorporación de un fluido de reticulación instantánea permitió el desarrollo de viscosidad
suficiente pero la caída de presión por fricción era
excesiva. Por lo tanto, el operador decidió probar
el nuevo sistema de fluido.
En un pozo, se bajó la tubería de producción
de 31⁄2 pulgadas a través de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, hasta una profundidad de
2,012 m [6,600 pies]. La temperatura de la formación era de 76.7°C [170°F] y la permeabilidad, de
aproximadamente 1 mD. La concentración de
guar en el fluido de fracturamiento se redujo de
4.2 a 3.0 g/L, lo que refleja la mayor eficiencia
del polímero seco refinado. El régimen de
bombeo durante la operación fue de 7.9 m3/min
[50 bbl/min], y en la fractura se colocaron 99,790 kg
[220,000 lbm] de apuntalante con arena de
malla 20/40.
De acuerdo con el software de análisis de
pozos ProCADE, la producción acumulada de gas
del pozo fracturado con el fluido YF100RGD fue
17% superior que en los pozos fracturados con el
gel lineal, y superó en un 4% a la producción de
los pozos fracturados con el gel de reticulación
instantánea. En términos económicos, este pozo
generó una ganancia adicional de US$ 1,800,000.
En el momento de la redacción de este artículo,
12 pozos de este campo habían sido estimulados
con el sistema de alta eficiencia.
Adquisición eficiente de registros
de resistividad
Conrad y Marcel Schlumberger inventaron el proceso de adquisición de registros de resistividad en
el año 1927.12 Desde entonces, las mediciones de
resistividad han sido herramientas esenciales que
permiten a los operadores determinar la ubicación de los hidrocarburos en las formaciones
subterráneas. Las herramientas de adquisición de
registros de resistividad por inducción están provistas de antenas de transmisión con bobinas, que
generan campos electromagnéticos. Los campos
interactúan con la roca adyacente, generando
señales que indican la resistividad de la formación. La resistividad de la formación por lo
general varía directamente con el contenido de
agua, la salinidad del agua, la temperatura y el
9. Hinkel JJ, Brown JE, Gadiyar BR y Beyer E: “New Environmentally Friendly Surfactant Enhances Well Cleanup,”
artículo de la SPE 82214, presentado en la Conferencia
Europea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, 13
al 14 de mayo de 2003.
10. Kirilov V, Yamilov R, Lyubin G, Dessinges M-N, Parris M,
El Kholy I, Leugemors E, Ayala S, Pessin J-L, Fu D, Sock
D, Maniére J y Butula K: “A New Hydraulic Fracturing
Package Fit for Arctic Conditions Improves Operational
Efficiency and Fracture Conductivity and Enhances
Production in Western Siberia,” artículo de la SPE
102623, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica del Petróleo y del Gas Rusa de la SPE, Moscú, 3
al 6 de octubre de 2006.
11. Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R, Lemp S, Reeves S,
Siebrits E, Wisler D y Wolhart S: “Operaciones de
fracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 15, no. 3
(Invierno de 2003/2004): 42–59.
12. Schlumberger AG: The Schlumberger Adventure. New
York City: ARCO Publishing, Inc., 1982.
77
das con agua y, con las mediciones de porosidad
que los acompañan, cuantificar el volumen de
hidrocarburos presentes en las rocas.
Durante los últimos 80 años, las herramientas de adquisición de registros de resistividad y
las técnicas de interpretación se han vuelto
mucho más sofisticadas. Las herramientas
6.1 m
volumen de minerales conductivos, tales como las
arcillas. La mayoría de las formaciones con
hidrocarburos poseen alta resistividad. En consecuencia, los registros de resistividad pueden
utilizarse para identificar y correlacionar las
capas de rocas individuales, distinguir las rocas
saturadas con hidrocarburos de las rocas satura-
T1
R1
R2
T2
> La herramienta de resistividad de propagación mcrVISION y el collar. La
herramienta (izquierda) posee una longitud de 6.1 m. T1 y T2 son las antenas
transmisoras, y R1 y R2 son las antenas receptoras. Las ranuras del collarín
(derecha) en cada posición de las antenas hacen que el collarín sea básicamente transparente para las mediciones de cambio de fase y resistividad de
atenuación.
78
modernas proveen registros de alta resolución
con correlaciones por los efectos de la invasión y
rugosidad del pozo. Las técnicas de interpretación de avanzada ayudan a esclarecer la
respuesta de las herramientas en los pozos altamente desviados y horizontales, comunes en
muchos campos maduros. Sin embargo, en
muchos campos maduros, la economía no justifica los riesgos que implican las pérdidas de
materiales en el pozo, asociadas con las técnicas
estándares de operación con cable y las técnicas
LWD. En consecuencia, la eficiencia operacional, el bajo costo y el riesgo mínimo son los
impulsores del programa de adquisición de
registros. Estos desafíos han incentivado un
avance significativo en términos de eficiencia y
logística; el servicio de adquisición de registros
de resistividad de propagación durante la perforación de bajo riesgo mcrVISION.13
Las herramientas MWD, en las que los sensores y los componentes electrónicos están
contenidos en una probeta recuperable y reemplazable colocada en el interior del portamecha
(lastrabarrena), han estado disponibles durante
muchos años para proveer registros de rayos
gamma y levantamientos direccionales durante
la perforación.14 La arquitectura de esta herramienta posee numerosos beneficios en ambientes
que demandan alta eficiencia:
• Los costos de las pérdidas de materiales en el
pozo se reducen porque la probeta es recuperable por cable.
• La capacidad de recuperación permite recuperar los datos en situaciones de atascamiento
de las tuberías.
• En caso de falla de la probeta, ésta puede ser
reemplazada sin extraer la sarta de perforación a la superficie.
• Se dispone de collarines de tamaños múltiples
para una probeta, lo que reduce el número de
equipos necesarios para cubrir tamaños de
pozos múltiples.
• La herramienta es fácil de transportar.
Las herramientas MWD emplean collarines
de acero. Estos collarines no interfieren con las
señales empleadas en las mediciones de rayos
gamma o en los levantamientos direccionales,
pero son básicamente opacos para los campos
electromagnéticos. Para extender las ventajas
logísticas de la arquitectura de las herramientas
MWD a las mediciones de resistividad de propagación LWD, los ingenieros de Schlumberger
construyeron un collarín especial de acero inoxidable, con ranuras que permiten la transmisión
y recepción, sin impedimentos, de las señales
electromagnéticas. Como resultado, por primera
vez, una herramienta de resistividad puede ser
Oilfield Review
440
460
460
480
480
500
500
520
520
Profundidad, pies
Profundidad, pies
440
540
560
540
560
580
Herramienta descubierta
de 2 MHz
Herramienta descubierta de 400 kHz
Collarín de 2 MHz600
y 4.75 pulgadas
Collarín de 400 kHz y 4.75 pulgadas
Collarín de 2 MHz y 6.75 pulgadas
620
Collarín de 400kHz y 6.75 pulgadas
580
640
640
600
620
660
660
101
102
Resistividad de cambio de fase, ohm.m
101
102
Resistividad de atenuación, ohm.m
> Efecto del collarín mcrVISION sobre los registros de cambio de fase (izquierda) y de resistividad de
atenuación (derecha). Los registros fueron registrados en un pozo de prueba de 305 m [1,000 pies], en
Houston. El pozo atraviesa una serie de capas horizontales de arena-lutita con laminaciones de lutita
interestratificadas. Ambos registros constituyen seis mediciones superpuestas obtenidas con la
herramienta descubierta de resistividad y con una herramienta alojada en el interior de dos tamaños
de collarines. El superpuesto transparente de los resultados muestra que el collarín posee poco
efecto sobre la respuesta de las mediciones.
asentada o recuperada con cable, del mismo
modo que las herramientas MWD.
La herramienta mcrVISION posee un diámetro
de 4.45 cm [1.75 pulgada] y es completamente
autónoma; aloja las antenas, los componentes
electrónicos, la memoria y una batería (página
anterior). Los componentes físicos de las mediciones y las especificaciones son comparables
con las de otras herramientas de resistividad de
propagación, tales como la herramienta de Resistividad de Arreglo Compensada arcVISION y la
herramienta de Resistividad Dual Compensada
CDR.15 Dos antenas de transmisión se encuentran
posicionadas simétricamente, 83.8 cm [33 pulgadas] por encima y por debajo del punto medio de
dos antenas de recepción separadas por una distancia de 55.9 cm [22 pulgadas]. Cada transmisor
transmite en forma secuencial señales de 2 MHz
y 400 kHz, y los receptores miden el cambio de
fase y la atenuación en cada frecuencia. Por lo
tanto, la herramienta provee cuatro mediciones
de resistividad independientes con diferentes
profundidades de investigación. La medición de
2 MHz se adecua mejor a las regiones de alta
Invierno de 2006/2007
resistividad, y la medición de 400 kHz es óptima
para las áreas de baja resistividad. Cada par de
cambio de fase y atenuación se promedia para
proveer la compensación por efectos del pozo,
cancelando las derivas electrónicas y los efectos
de la rugosidad del pozo.
En cada posición de las antenas, existen tres
conjuntos de ranuras en la pared del collarín.
Las ranuras permiten que las señales elec tromagnéticas atraviesen el collarín; como
resultado, el collarín es básicamente transparente para las mediciones de cambio de fase y
atenuación (arriba). Tanto la herramienta como
el collarín poseen una longitud de aproximadamente 6.1 m [20 pies]. En consecuencia, ambos
son suficientemente cortos para ser transportados por aire. Actualmente se dispone de
collarines con tres diámetros externos: 12.1, 17.1
y 21.0 cm [4.75, 6.75 y 8.25 pulgadas].
Las capacidades nominales máximas de temperatura y presión de la herramienta son: 150°C
[302°F] y 20,000 lpc [138 MPa]. La gran capacidad de memoria y el bajo consumo de potencia
permiten operar durante 300 horas, antes de que
se sature la memoria o sea necesario cambiar la
batería. La velocidad de adquisición de datos
puede ser de hasta una medición por segundo, lo
que posibilita velocidades de adquisición de registros de hasta 549 m [1,800 pies] por hora, con
mediciones obtenidas cada 15 cm [6 pulgadas].
Para la operación LWD en tiempo real, el
collarín y la herramienta mcrVISION se combinan con un sistema MWD de diámetro reducido,
de tercera generación, SlimPulse, de 4.45 cm
[1.75 pulgadas] de diámetro, que provee una
medición de rayos gamma. La herramienta de
resistividad está conectada directamente entre
el extremo inferior de la herramienta SlimPulse
y su aguijón de orientación, formando un sistema combinado que puede ser recuperado y
re-asentado en una operación con cable, con la
misma facilidad que con la herramienta MWD
sola. Esta combinación de herramientas también puede conectarse al sistema de telemetría
MWD PowerPulse para incrementar la densidad
de los datos en tiempo real y posibilitar la evaluación de formaciones en tiempo real durante
la perforación a altas velocidades.
El sistema mcrVISION puede operar durante
la perforación o durante los viajes de entrada y
salida del pozo, en modo de registración, autónomo, o en combinación con el módulo de rayos
gamma de la herramienta MWD. Para la adquisición de registros durante los viajes de entrada y
salida del pozo (LWT), el collarín se baja sin la
herramienta durante la perforación. Finalizada la
carrera de la barrena de perforación, la
herramienta se baja a través de la sarta de perforación y se introduce en el collarín, y las
mediciones se registran durante el viaje de salida.
La adquisición de registros LWT puede ser una
opción efectiva en términos de costos cuando no
se requieren datos en tiempo real y la adquisición
de registros con cable, en agujero descubierto, es
13. Frey MT, Argentier L, Ross M y Varveropoulos V: “A
Retrievable and Reseatable Propagation Resistivity Tool
for Logging While Drilling and Logging While Tripping,”
artículo de la SPE 103066, presentado en la Conferencia
y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio,
Texas, EUA, 24 al 27 de septiembre de 2006.
14. Hache J-M y Till P: “New-Generation Retrievable MWD
Tool Delivers Superior Performance in Harsh Drilling
Environments,” artículo de las SPE/IADC 67718,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzo de
2001.
15. Clark B, Luling M, Jundt J, Ross M y Best D: “A Dual
Depth Resistivity Measurement for FEWD,”
Transcripciones del 29o. Simposio Anual sobre
Adquisición de Registros de la SPWLA, San Antonio,
Texas, 5 al 8 de junio de 1988, artículo A.
Bonner SD, Tabanou JR, Wu PT, Seydoux JP, Moriarty
KA, Seal BK, Kwok EY y Kuchenbecker MW: “New 2MHz Multiarry Borehole-Compensated Resistivity Tool
Developed for MWD in Slim Holes,” artículo de la SPE
30547, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.
79
Adquisición de registros de resistividad en
tiempo real con el sistema MWD recuperable
Para probar la nueva tecnología, Apache Corporation corrió el servicio mcrVISION en tiempo real
con el sistema MWD de diámetro reducido, en un
pozo del Golfo de México. El agujero de 24.4 cm
[9 5⁄8 pulgadas] fue perforado con lodo a base de
agua, con una resistividad de 0.35 ohm.m.
La comparación entre los registros LWD y los
registros adquiridos con cable muestra la correlación existente entre los dos tipos de registros
(derecha). Las dos curvas de resistividad
combinadas , obtenidas con la herramienta
mcrVISION, exhiben una excelente concordancia cuantitativa con las curvas obtenidas con
cable.
Un ejemplo del sur de Texas demuestra la flexibilidad operacional provista por la combinación
mcrVISION-SlimPulse. En este pozo de 3,962 m
[13,000 pies], el objetivo era desviarse de la vertical a través de una ventana cortada en la
tubería de revestimiento y aumentar la desviación del pozo con un número mínimo de viajes. El
arreglo estaba compuesto por el collarín de la
herramienta mcrVISION, colocado por encima de
un motor y por debajo del collarín SlimPulse. El
arreglo BHA se bajó hasta el fondo del pozo sin
que las herramientas estuvieran dentro del
mismo. Luego, se bajó un giróscopo con cable a
través de la sarta de perforación, y se asentó en
el collarín de la herramienta mcrVISION.
La operación de perforación avanzó a través
de la ventana de la tubería de revestimiento con
el giróscopo proveyendo la información de orientación del pozo hasta que el efecto de la tubería
de revestimiento sobre los levantamientos
magnetométricos fue mínimo. Los ingenieros
retiraron el giróscopo y tiraron hacia atrás el
arreglo BHA, colocándolo nuevamente dentro de
la tubería de revestimiento para evitar el atasca-
80
Rayos gamma con cable
20
°API
120
Calibrador
8
Pulgadas
Resistividad de 90 pulgadas con cable
Profundidad, pies
poco práctica o riesgosa; tal es el caso de los
pozos altamente desviados o pobremente acondicionados.
Las mediciones de resistividad mcrVISION y
de rayos gamma SlimPulse pueden combinarse
ulteriormente con los registros de densidad y de
porosidad-neutrón para proveer el equivalente
de un registro triple combo adquirido en agujero
descubierto.
La herramienta mcrVISION ha sido operada
más de 10,000 horas en el fondo del pozo, en
ambientes que cubren sus especificaciones
mecánicas y operacionales. Este servicio está
ahorrando tiempo operacional y posibilitando
que los pozos sean perforados más rápido y
entren en producción más pronto.
18
Potencial espontáneo
–80
mV
20
Rayos gamma mcrVISION
20
°API
120
0.2
ohm.m
20
Resistividad de atenuación mcrVISION
0.2
ohm.m
20
Resistividad de cambio de fase mcrVISION
0.2
ohm.m
20
X,450
X,500
> Comparación entre los registros LWD y los registros adquiridos con cable,
en un pozo del Golfo de México, que muestra una excelente concordancia
cuantitativa. El Carril 1 contiene las mediciones de rayos gamma. El Carril 2
contiene las mediciones de resistividad, y las curvas de cambio de fase y
resistividad de atenuación combinadas mcrVISION. Los espaciamientos de
los registros de inducción por cable de 1 pie de resolución se presentan a
profundidades de investigación que oscilan entre 10 y 90 pulgadas.
miento en la sección abierta y desviada.
Mediante el cable, bajaron el sistema mcrVISION-SlimPulse y lo insertaron en los collarines.
Una vez asentadas las herramientas, se extrajo el
cable, el arreglo BHA volvió al fondo, y la perforación siguió adelante. Los datos de resistividad,
rayos gamma y levantamientos direccionales se
transmitieron a la superficie en tiempo real.
Después de varios días de perforación, la
herramienta MWD falló. Previamente, la reparación de este problema habría exigido que los
ingenieros levantaran el BHA entero y las herramientas para llevarlos a la superficie. En
cambio, pudieron tirar hacia atrás el BHA colocándolo en la tubería de revestimiento, bajar el
cable y recuperar la combinación de herramienta de resistividad–herramienta MWD. En la
superficie, los ingenieros descargaron los datos
de la memoria de la herramienta que había
fallado e instalaron una unidad de reemplazo.
Luego bajaron la combinación reparada en el
pozo, volvieron a llevar la sarta de perforación al
fondo y reanudaron la perforación. El tiempo
total para el nuevo procedimiento fue de aproxi-
madamente 6 horas. Un viaje completo, de ida y
vuelta, habría insumido al menos 12 horas; por
lo tanto, el operador ahorró un tiempo de equipo
de perforación significativo.
En otro pozo del sur de Texas, se emplazó
una combinación de herramientas mcrVISIONSlimPulse por encima de un motor, en un BHA
orientable. La información de resistividad y
MWD fue transmitida en tiempo real. Durante la
primera carrera durante la perforación, la desviación del pozo aumentó respecto de la vertical,
hasta 90°. La segunda carrera durante la perforación continuó con una desviación de 90°; sin
embargo, después de perforar varios cientos de
pies, el BHA se atascó a 46 m [150 pies] de la
profundidad total. Los ingenieros pudieron recuperar las herramientas con un sistema de pesca
por cable, evitando una erogación de más de
US$ 500,000 en concepto de pérdidas de materiales en el pozo. Además, desde ambas
herramientas se descargaron datos registrados,
lo que permitió a los ingenieros generar un
registro de resistividad-rayos gamma.
Oilfield Review
Invierno de 2006/2007
Desviación
-10
Grados
90
Rayos gamma en
pozo entubado
0
°API
0.6
0
0.6
°API
-1
mm
0.05
Calibrador
175
mm
425
m3/m3
0 0.2
m3/m3
0 0.2
Porosidad-densidad en pozo entubado
0.6
m3/m3
0 0.2
ohm.m
200
ohm.m
0 0.2
Efecto fotoeléctrico en agujero descubierto
ohm.m
Sw en agujero
descubierto
200
Fase 2 MHz
m3/m3
0
200
Atenuación 2 MHz
Porosidad-neutrón en pozo entubado
0.6
ohm.m
Fase 400 kHz
Porosidad-densidad en agujero descubierto
150
Localizador de
collarines de la
tubería de
revestimiento
Atenuación 400 kHz
Porosidad-neutrón en agujero descubierto
150
Rayos gamma en
agujero descubierto
Profundidad medida, m
Adquisición de registros durante los viajes de
entrada y salida del pozo y en pozo entubado
Durante la perforación de varios pozos en Alberta,
Canadá, los ingenieros de Schlumberger combinaron los registros de resistividad mcrVISION con
los registros de porosidad en pozo entubado subsiguientes, eliminando la necesidad de contar con
registros adquiridos con cable en agujero descubierto. Todos los pozos tenían una profundidad de
aproximadamente 200 m [656 pies] y sus diámetros eran de 22.2 cm [81⁄2 pulgadas]. Cada pozo fue
perforado en aproximadamente 2.5 días. La
adquisición de registros de resistividad con cable,
en agujero descubierto, habría sumado 12 horas
al proceso. Como resultado de la omisión del
proceso de adquisición de registros en agujero
descubierto, el cliente pudo perforar más pozos
en la misma cantidad de tiempo, reduciendo significativamente el costo por pozo.
Después de entubar cada uno de los pozos, se
desplazó el equipo de perforación a la localización
siguiente. Luego de que el equipo de perforación
perforara una serie de pozos y se desplazara, los
ingenieros de Schlumberger registraron registros
de rayos gamma y de porosidad-densidad y porosidad-neutrón en pozo entubado, en cada pozo. Los
registros obtenidos durante la perforación y los
registros de pozo entubado se ajustaron luego en
profundidad y se combinaron para proveer una
interpretación petrofísica de la formación. En un
pozo se corrieron registros con cable, en agujero
descubierto, para comparar la combinación de
registros mcrVISION y registros de porosidad en
pozo entubado con los registros triple combo
adquiridos con cable en agujero descubierto. Se
observó buena concordancia entre las interpretaciones de la saturación de agua (arriba).
En un pozo, la herramienta mcrVISION registró durante los viajes de entrada y salida del
pozo en lugar de hacerlo durante la perforación.
El collarín se bajó como parte del BHA, a
medida que se perforaba el pozo. Después de
alcanzar la profundidad objetivo, los ingenieros
utilizaron el cable para bajar la herramienta a
través de la sarta de perforación e insertarla en
el collar. Una vez asentada la herramienta, se
retiró el cable y se extrajo la sarta de perforación a una velocidad de 396 m [1,300 pies] por
hora. Después de extraída la herramienta del
pozo, los ingenieros descargaron la memoria de
la herramienta y generaron un registro a partir
de la información registrada. La operación de
adquisición de registros durante los viajes de
entrada y salida del pozo sumó menos de una
hora a la operación y generó un registro de la
misma calidad que el registro adquirido durante
la perforación.
1
200
Resistividad de 90 pulg con cable
20 0.2
ohm.m
200 1
0
Sw LWD en pozo
entubado
0
X25
X30
> Comparación de la combinación de los registros mcrVISION y los registros de porosidad adquiridos
en pozo entubado, con los registros adquiridos con cable en agujero descubierto. El Carril 1 muestra
las mediciones de rayos gamma obtenidas en pozo entubado y en agujero descubierto. El Carril 2 exhibe las mediciones de porosidad-densidad y porosidad-neutrón obtenidas en pozo entubado con un
superpuesto transparente de los datos de porosidad-densidad y porosidad-neutrón obtenidos en agujero descubierto. El Carril 3 presenta un superpuesto transparente de los datos de resistividad mcrVISION,
de atenuación y cambio de fase, de 400 kHz y 2 MHz, con la medición de resistividad más profunda
adquirida con cable. El Carril 4 muestra buena concordancia entre las saturaciones de agua, Sw,
calculadas a partir de los registros adquiridos con cable en agujero descubierto y las derivadas de la
combinación de registros mcrVISION/porosidad, en pozo entubado.
Un compromiso con la eficiencia
Los servicios de campos petroleros de nuestros
días están logrando eficiencias operacionales que
eran impensables en el pasado, y las compañías
operadoras están cosechando los beneficios. El
incremento de la eficiencia en equipos, procesos
y personal está permitiendo que los operadores
continúen produciendo económicamente desde
campos maduros y desarrollen nuevos campos en
localizaciones remotas.
Este artículo presenta algunos ejemplos de
dos nuevas tecnologías que simplifican las operaciones durante los procesos de construcción,
estimulación y producción de pozos. La he rramienta de obtención de mediciones de
resistividad durante la perforación mcrVISION y
la flota de fracturamiento de alta eficiencia se
integran con un sinfín de otros servicios que
generan ahorros de tiempo y costos, tales como
la cupla de cementación CemSTREAK, la unidad
de tubería flexible CT EXPRESS y la sarta de
herramientas de adquisición de registros
Platform Express. Estas tecnologías mejoran la
confiabilidad y permiten a los operadores perforar, registrar, terminar y mantener los pozos en
forma más eficaz y económica.
El tiempo es dinero, y Schlumberger sigue
aumentando la eficiencia en todos sus segmentos
de negocios. Se esperan más ganancias, a medida
que más operadores prueben la tecnología disponible actualmente y ejerzan presión para que se
logren mejoras adicionales en todos los aspectos
de las operaciones de campos petroleros. —EBN
81
Colaboradores
Salvador Ayala está a cargo de maximizar la eficiencia
en superficie y se desempeña como gerente de mercadeo
del Centro Integrado de Productividad y Operaciones
con Cable (IPC) de Schlumberger en Sugar Land, Texas,
EUA. Antes de ocupar esa posición, dirigió el área de
operaciones de servicios al pozo en Kome, Chad. Desde
1995 hasta 2000, trabajó para el segmento de Servicios
al Pozo de Schlumberger en Reynosa, México, en el sur
de Texas, y en Tulsa. Salvador posee una licenciatura
en ingeniería electrónica e ingeniería de las comunicaciones y un diploma en administración de pequeñas
empresas del Instituto Tecnológico y de Estudios
Superiores de Monterrey, en México, además de un
diploma de administración avanzada de la Universidad
de Rice en Houston.
Rob Badry se desempeña como gerente de Desarrollo
de Interpretación en la División Canadá/Alaska de
Schlumberger y ha estado activamente involucrado en
la herramienta de Resonancia Magnética Combinable
CMR* desde su prueba de campo inicial. Entre sus proyectos recientes se encuentran las pruebas de campo y
la introducción de la herramienta Platform Express*, la
herramienta de generación de Imágenes de Inducción
de Arreglo AIT*, la herramienta de generación de
Imágenes de Resistividad Azimutal ARI*, el Probador
Modular de la Dinámica de la Formación MDT* y de
los servicios de la herramienta de generación de
Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI*.
Ingresó en la compañía en 1978 como ingeniero de
campo especialista en agujeros descubiertos, en
Canadá, y ocupó diversas posiciones de ventas antes
de desempeñarse como analista de registros senior en
el Centro de Interpretación de Registros de Calgary.
Rob se incorporó al grupo de desarrollo de interpretación en 1988, enfocándose principalmente en el análisis
de presiones transitorias, seguido de pruebas de campo
y la introducción de varios servicios de la compañía.
Rob posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la
Universidad de Calgary, Alberta, Canadá.
Tom Barber se desempeña como asesor de ingeniería
en el Centro de Productos de Schlumberger en Sugar
Land. Trabajó en modelado de inducción, diseño de
arreglos y correcciones ambientales desde su incorporación al segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger,
en Houston, en 1978. Allí desarrolló algoritmos comerciales de procesamiento de registros para la herramienta
AIT, y el primer algoritmo comercial de procesamiento
de señales para las herramientas de resistividad y el
procesamiento Phasor*. Su trabajo más reciente se centró en el servicio de inducción triaxial Rt Scanner*.
Autor o coautor de más de 60 artículos y titular de 25
patentes, recibió el Premio al Logro Técnico Destacado
de la SPWLA en 1993 por sus significativas contribuciones a la adquisición de registros electromagnéticos.
Previamente trabajó en mediciones obtenidas de registros de susceptibilidad magnética, en el Centro de
Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,
82
Connecticut, EUA. Antes de ingresar en Schlumberger,
Tom trabajó en la Administración Nacional de la
Aeronáutica y del Espacio (NASA), en el Centro de
Vuelos Marshall, en Huntsville, Alabama, EUA, y realizó
estudios post-doctorales en el Laboratorio Nacional de
Brookhaven, en Upton, Nueva York, EUA. Además realizó estudios para recibir el primer título universitario
en física, en la Universidad de Vanderbilt, en Nashville,
Tennessee, EUA, y estudios avanzados en magnetismo
en condiciones de baja temperatura, en la Universidad
de Georgia, en Athens, EUA.
Charles Boyer es gerente de operaciones del segmento
de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger y
reside en Pittsburgh, Pensilvania, EUA, donde se
desempeña como consultor principal especialista en
yacimientos de gas no convencionales. Antes de ingresar en Schlumberger en 1998, fue gerente de investigaciones relacionadas con el control de metano en U.S.
Steel, lo que incluyó el primer campo comercial de
producción de metano en capas de carbón (CBM) del
mundo. Además fundó o dirigió varias compañías de
exploración y consultoras. Charles es autor o coautor
de más de 70 artículos y ha realizado más de 50 presentaciones técnicas sobre gas de lutita y CBM, en
conferencias celebradas en todo el mundo. Obtuvo una
licenciatura en ciencias geológicas de la Universidad
Estatal de Pensilvania, en University Park, y terminó
estudios avanzados en minería e ingeniería petrolera
en la Universidad de Pittsburgh y en la Universidad
Estatal de Pensilvania. Fue nombrado Centennial
Fellow en la Universidad Estatal de Pensilvania
(1996), recibió el Premio por Servicios Destacados de
la Agencia de Gas Potencial (1995), y participó en las
comisiones organizadoras de numerosos simposios y
conferencias nacionales e internacionales sobre gas no
convencional.
Frederic Bruyere es ingeniero de yacimientos senior y
se desempeña como jefe del segmento de Geociencias
y Planeación de Total Exploration & Production en
Myanmar. Antes de ocupar su posición actual, se
desempeñó como líder de proyectos de geociencias
para desarrollos marinos, para Total E&P UK plc en
Aberdeen. Ingresó en Total en 1991 para trabajar en
los laboratorios de química, PVT y núcleos largos, en
Beauplan, cerca de París. En el año 2000, fue transferido a Gabón, África, como ingeniero especialista en
monitoreo de yacimientos para los campos marinos
convencionales de Elf Gabon. Frederic obtuvo una
maestría en física y un diploma de ingeniero del
Instituto Francés del Petróleo (IFP).
Keng Seng Chan se desempeña como asesor técnico
para el segmento de Servicios de Campos Petroleros,
Producción e Ingeniería de Yacimientos de Schlumberger,
en Kuala Lumpur. Durante sus 30 años en la industria
del petróleo ha participado en el desarrollo de una
serie de nuevas tecnologías químicas y de ingeniería
para operaciones de recuperación mejorada de petró-
leo (EOR), aislamiento de agua y gas, estimulación, y
control de la producción de arena y de la acumulación
de incrustaciones. Keng posee una licenciatura y una
maestría en física de la Universidad de Yangon, en
Myanmar, y una maestría y un doctorado en ingeniería
química de la Universidad de Florida, en Gainesville,
EUA.
Suresh Choudhary es jefe de la sección de Estimulación
para el Laboratorio de Soporte al Cliente (CSL) de
Schlumberger para Medio Oriente-Asia (MEA), en Kuala
Lumpur. Previamente, ocupó la posición de gerente de
soporte de campo en MEA-CSL. Es el contacto clave
para las comunidades técnicas de Schlumberger en
materia de química de las operaciones de estimulación,
tecnología de cementación y aplicaciones de campo.
Posee más de 18 años de experiencia técnica y de
campo en el segmento de Servicios al Pozo de
Schlumberger. Ingresó en la compañía en India, en
1988, y trabajó en Omán e Irán como supervisor de
laboratorio e ingeniero de soporte. Además, ha supervisado un contrato de cementación para servicios al
pozo en Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) and
Reliance, en India, durante el cual introdujo el Ácido
Divergente Viscoelástico VDA*, el agente divergente
ácido OilSEEKER*, la solución de cementación en
aguas profundas DeepCRETE* y las soluciones de cementación con fines de remediación SqueezeCRETE*.
Suresh obtuvo una licenciatura en química de la
Universidad de Delhi y una maestría en química de
la Universidad de Bihar, ambas en India.
Dave Clark se desempeña como consultor en CNR
International y provee el diseño de ingeniería de las
operaciones de terminación de pozos para el Campo
Espoir, frente a Costa de Marfil. Trabaja en CNR desde
2002. Dave comenzó su carrera en 1978, cuando
ingresó en el Departamento de Producción de Shell.
Ocupó una diversidad de cargos en servicios al pozo,
supervisión de operaciones de terminación de pozos,
ingeniería y diseño, y manejo de operaciones de pozos
en Shell, Britoil, Mobil y Kerr McGee. Sus proyectos
recientes incluyen el trabajo en operaciones de terminación de pozos expansibles y aislables, disparos en
condiciones de bajo balance dinámico, y proyectos con
unidades de tubería flexible autónomas e independientes, en plataformas de cabezales de pozos.
Laurent Delabroy es gerente de cuentas del segmento
de Cementación en Aguas Profundas NGC (Costa del
Golfo Norte) para BP en Houston, y provee soporte
técnico y de ventas para los proyectos de cementación
en aguas profundas de BP en el Golfo de México.
Ingresó en Schlumberger Oilfield Services en 1996
para trabajar en operaciones de cementación. Laurent
trabajó en proyectos de pozos horizontales, en Tierra
del Fuego, Argentina, y como ingeniero de Soporte en
Cementación del programa InTouch, en Clamart,
Francia. Es graduado de la Universidad de Rice, en
Houston, y posee una maestría en química.
Oilfield Review
Marie Noelle Dessinges es gerente de proyectos del
Grupo de Productos Químicos para Campos Petroleros
(OCP) en el IPC, Sugar Land, Texas. Desde 2003 hasta
2005, formó parte del proyecto de fracturamiento de
alta eficiencia, que desarrolló y comercializó un sistema de fluido de fracturamiento a base de polímero,
que comprende un agente gelificante seco, un agente
reticulador y de retardo seco, y una mezcla líquida de
estabilizador de arcilla y surfactante de limpieza.
Posee un diploma en ingeniería física de la Escuela
Superior de Física e Industrias Químicas de París, una
maestría en física del estado sólido de la Universidad
de París VI, y un doctorado en física de la Escuela Normal Superior de París.
Dirk Doornhof es jefe del equipo de Subsidencia y
Temblores Sísmicos de Nederlandse Aardolie
Maatschappij (NAM) B.V., en Assen, Países Bajos.
Ingresó en Shell en 1986 como ingeniero petrolero
especialista en colocación de pozos y además trabajó
como petrofísico en el Equipo de Subsidencia. Desde
1992 hasta 1998, se desempeñó en Noruega y Malasia
como petrofísico. Regresó a NAM en 1998. Posee una
maestría en física experimental de la Universidad de
Utrecht, en los Países Bajos, y cuenta con más de 12
años de experiencia profesional en los fenómenos de
compactación y subsidencia.
Ismail El Kholy es gerente de operaciones del segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger para el
GeoMarket* de la región del Mar Caspio, y reside en
Atyrau, Kazajstán. Comenzó su carrera en 1989 en
Dowell, en Egipto, como ingeniero de campo pasante,
en operaciones de cementación. Subsiguientemente,
ocupó posiciones directivas de campo en Jordania, Siria
y Egipto, y posiciones gerenciales regionales de ventas y
mercadeo para el este de África y el este del Mediterráneo. En el año 2001, dirigió el proyecto para diseñar,
desarrollar, y comercializar un nuevo sistema de mezcla
de fluidos de fracturamiento a alto régimen de inyección, en Sugar Land, Texas. Luego condujo el proyecto
para desarrollar una unidad de hidratación de goma
guar seca. Ismail obtuvo una licenciatura en ingeniería
mecánica de la Universidad Ain Shams, en El Cairo.
Juan Carlos Flores es campeón de dominio del
segmento de Servicios de Construcción de Pozos de
Schlumberger en Norteamérica desde abril de 2006,
donde está a cargo de la aplicación de la tecnología de
cementación en Norteamérica. Ingresó en Schlumberger
en 1996, y trabajó en el sur de México como ingeniero
de campo. Se especializó en tecnologías de cementación de pozos de aguas profundas y trabajó en el proyecto Thunder Horse como ingeniero del segmento de
servicios de diseño y evaluación para clientes DESC*.
En el año 2002, se convirtió en el campeón de productos de cementación de pozos de aguas profundas y fue
transferido a Rusia en 2004 para trabajar como ingeniero técnico de GeoMarket. Juan es graduado del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de
Monterrey, en México.
Invierno de 2006/2007
Greig Fraser se desempeña como jefe de la sección
Química Verde de Schlumberger en Aberdeen, desde
2004. Está a cargo del desarrollo de productos químicos
mejorados desde el punto de vista del medio ambiente,
fundamentalmente para uso en el Mar del Norte. Sus
conocimientos técnicos especiales atañen las operaciones de cementación y estimulación. Greig se desempeñó como ingeniero químico senior en OCP, en Sugar
Land, desde 2001 hasta 2003, y fue transferido a
Aberdeen en 2002 para trabajar en el Laboratorio de
Soporte al Cliente de Europa, la ex Unión Soviética y
África (ECA), mientras seguía reportándose directamente a OCP. Comenzó su carrera en Schlumberger en
1998 como ingeniero de laboratorio en Aberdeen.
Antes de ingresar en Schlumberger, se desempeñó
como químico de investigación y desarrollo y como químico especialista en servicios técnicos en el grupo
Baker Hughes, en Aberdeen. Obtuvo una licenciatura y
un doctorado en química de la Universidad Heriot-Watt,
en Edimburgo, Escocia.
Mark Frey está dirigiendo actualmente la transición
del proyecto Rt Scanner, de la etapa de producción a la
de manufactura, junto con la implementación de productos comerciales de procesamiento y respuesta, y
está radicado en Sugar Land, Texas. Desde 2003 hasta
2005, se desempeñó como gerente de proyectos para la
fase de desarrollo del servicio de bajo riesgo de adquisición de registros de resistividad de propagación
durante la perforación mcrVISION*. Además se desempeñó como ingeniero de desarrollo en proyectos
de resistividad LWD, en el Centro de Productos de
Schlumberger en Sugar Land. Mark posee una licenciatura de la Universidad Estatal de Luisiana en
Baton Rouge, EUA, y una maestría y un doctorado de
la Universidad de Rice, en Houston, todos en física.
Dan Fu es gerente del Laboratorio de Soporte al Cliente
del segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger, en
Rusia, establecido a fines de 2005. Está a cargo del
soporte técnico de las tareas de estimulación y cementación en operaciones de campo, y del desarrollo de
soluciones locales y fuentes de productos locales, así
como también de la implementación de nueva tecnología. Ingresó en Schlumberger en 1997 como ingeniero
de desarrollo y ha trabajado en productos químicos
para campos petroleros y en investigación de tratamientos de estimulación de la matriz. Fue gerente de
proyectos para tratamientos de estimulación de la
matriz en el Centro de Productos Químicos para
Campos Petroleros (OCP), en Sugar Land, y participó
del desarrollo de los fluidos VDA, el fluido divergente
OilSEEKER, y el fluido de fracturamiento sin polímeros ClearFRAC*. Dan obtuvo un doctorado de la
Universidad del Sur de California, en Los Ángeles, una
licenciatura en química de la Universidad de Pekín, en
Beijing, y un diploma MBA de la Universidad Estatal
de Colorado en Fort Collins, EUA.
Aaron Galt se desempeña como ingeniero técnico de
distrito para Schlumberger en Midland, Texas, donde
tiene a su cargo el soporte técnico, tanto de las opera-
ciones de estimulación como de las operaciones de
cementación. Antes de ocupar su posición actual, fue
gerente de laboratorio para el Laboratorio de Distrito
de Midland y luego dirigió las operaciones del Laboratorio de Soporte al Cliente (CSL) para Operaciones de
Estimulación de Midland, proveyendo asistencia en la
implementación de nuevos fluidos de fracturamiento
en Texas Oeste. Aaron posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Escuela Tecnológica de Montana,
en Butte, EUA.
M. Nihat Gurmen recientemente transferido a
Schlumberger en Alice, Texas, es el ingeniero técnico
de distrito del segmento de Servicios de Producción y
Construcción de Pozos. Provee soporte técnico y operacional para las brigadas de fracturamiento y cementación e introduce e implementa nueva tecnología en
el área del sudoeste de Texas. Ingresó en Schlumberger en 2004, en el CSL para Operaciones de Estimulación para América del Norte y América del Sur (NSA).
Proporcionó soporte de campo, dentro de NSA, para
los fluidos de estimulación de Schlumberger y desarrolló soluciones locales para diversos mercados de NSA.
Nihat obtuvo una licenciatura en ingeniería química
de la Universidad de Bogazici, en Estambul, Turquía, y
un doctorado de la Universidad del Sur de Florida en
Tampa. Realizó estudios post-doctorales en la
Universidad de Michigan, en Ann Arbor, EUA.
Michelle Hjelleset se desempeña como ingeniero de
campo para el segmento de Servicios al Pozo de
Schlumberger en Midland, Texas, y está involucrada
en el aspecto logístico y la coordinación técnica de las
operaciones de fracturamiento y en la tutoría de los
operadores de equipos. Sus responsabilidades en
Midland incluyen además, la supervisión de las tareas
de acidificación de la matriz con técnicas de divergencia. Ingresó en Schlumberger en 2003, como ingeniero
de campo en Camerún, y luego trabajó en Kome, Chad,
antes de ser transferida a Midland. Michelle posee una
maestría en ingeniería petrolera de la Universidad
Noruega de Ciencia y Tecnología, en Trondheim.
Jack Horkowitz es asesor de dominio petrofísico
para el segmento de Perforación y Mediciones de
Schlumberger Oilfield Services en Sugar Land, Texas.
Desde su ingreso en Schlumberger en 1995, ocupó
diversas posiciones de campo e ingeniería y se ha involucrado en interpretación petrofísica, desarrollo de
herramientas, y diseño e ingeniería de software. Antes
de ingresar en Schlumberger, se desempeñó como
petrofísico para BP, en el grupo de Propiedades de las
Rocas y Calibración Sísmica, y luego en el grupo de
Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) de
Pennzoil E&P Co. Jack posee una licenciatura del
Washington and Jefferson College de Washington,
Pensilvania, y una maestría y un doctorado en geología
de la Universidad de Carolina del Sur en Columbia,
Carolina del Sur, EUA. Además de miembro, es presidente de la SPWLA para el período 2006-2007.
83
Valerie Jochen es Director Técnico de Gas No
Convencional del Segmento de Servicios de Datos y
Consultoría de Schlumberger, en College Station,
Texas. Trabaja con compañías de E&P y en el segmento de investigación y operaciones de Schlumberger
para anticipar los últimos adelantos en el desarrollo
de recursos de gas no convencionales. Durante sus 28
años de carrera, trabajó para Superior Oil y Mobil Oil,
e ingresó en S.A. Holditch and Associates en 1994,
antes de que la empresa fuera adquirida por Schlumberger. Además, fue profesora de la Universidad A&M
de Texas, en College Station, mientras obtenía su doctorado en caracterización de yacimientos de metano
en capas de carbón. Valerie es miembro de la Sociedad
de Ingenieros de Petróleo e ingeniera profesional inscripta en el estado de Texas.
Joseph R. Kandle es presidente de Tri-Valley Oil and
Gas en Bakersfield, California, EUA. Previamente, fue
vicepresidente de la compañía. Entre los puntos destacados de su carrera en Tri-Valley se encuentra el establecimiento del récord norteamericano por la carrera
más larga y más rápida de 10,045 pies en 116 horas,
con una sola barrena, en el Pozo Ekho de 19,085 pies,
perforado por debajo del presupuesto y antes de lo programado. Durante sus 34 años en la industria del
petróleo y el gas, ocupó posiciones ejecutivas en Great
Basins Petroleum Company, en Los Ángeles, y en Star
Resources, Inc. y Atlantic Oil Company, ambas en
Bakersfield. Se desempeñó como consultor en
Petroleum Technical Services, y como gerente de
ingeniería y operaciones para R&R Resources LLC,
ambas en Bakersfield. También trabajó para Mobil
Oil Corporation, en Los Ángeles, como ingeniero de
perforación senior y jefe de turno senior. Joseph
obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la
Escuela de Minas de Montana (una división de la
Universidad de Montana) en Butte.
John Kieschnick se ha desempeñado en la industria
del petróleo y el gas durante más de 25 años, primero
como jefe de operaciones de inyección de lodo y luego
como analista de núcleos, petrofísico, geólogo de proyectos y científico senior. Es conocido por su trabajo
en yacimientos no convencionales de baja permeabilidad. Ingresó en TerraTek en 1999 como ingeniero senior.
Su enfoque principal en TerraTek fue el desarrollo de
técnicas de análisis petrofísico, particularmente el
análisis de rocas compactas. Ingresó recientemente en
Chesapeake Energy Corporation, en Oklahoma City,
Oklahoma, EUA. John es graduado de la Universidad
de Texas, en Austin, con un diploma en geología.
Tron Golder Kristiansen trabaja para BP en Stavanger,
como asesor de geomecánica y mecánica de rocas,
posición que ocupa desde 2002. Al mismo tiempo,
entre 2003 y 2006, se desempeñó como Líder de la Red
de Geomecánica. Ingresó en Amoco como ingeniero de
terminación de pozos, centrándose principalmente en
el manejo y la mitigación de la producción de creta. Se
ha especializado en la aplicación de la geomecánica
para la resolución de problemas de campos petroleros
en todo el mundo, tanto para BP como para sus socios.
Entre 1996 y 1998, Tron trabajó en el Centro de
Investigaciones de Amoco en Tulsa, donde terminó el
Programa de Entrenamiento en Petrofísica de Amoco
y trabajó en tareas de Investigación y Desarrollo
relacionadas con la estabilidad de pozos. Posee una
maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de
Stavanger.
84
Aming Kusumadjaja se desempeña como gerente de
soporte al cliente de Schlumberger para Wireline, en
Doha, Qatar. Previamente, trabajó como ingeniero
DESC de Wireline para Total E&P Indonésie, con residencia en Balikpapan, Indonesia. Introdujo el sistema
de disparos PURE* en Total E&P Indonésie en 2004,
para la ejecución de disparos limpios, y recientemente
redactó un artículo SPE conjunto sobre el éxito de ese
sistema. Comenzó su carrera en Schlumberger en 1994
como ingeniero de campo especialista en operaciones
con cable en Vietnam, China e Indonesia. Luego fue
transferido a Taiwán donde tuvo a su cargo las operaciones con cable. Aming obtuvo una licenciatura en
ingeniería petrolera del Instituto de Tecnología de
Bandung en Indonesia.
Ed Leugemors trabaja en Schlumberger como ingeniero de desarrollo senior, en Sugar Land, Texas.
Actualmente se desempeña como líder de proyectos
para la unidad de mezcla, monitoreo y control
PodSTREAK*. En su carrera, se ha concentrado en
equipos de cementación pero también ha trabajado en
el sistema de mezcla continua de precisión PCM* para
unidades de fracturamiento, patines de unidades de
bombeo para fracturamiento, patines para unidades de
acidificación, y unidades de reciclaje de agua. Ed
posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la
Universidad A&M de Texas, en College Station, y es
ingeniero profesional inscripto en Texas y Oklahoma.
Richard E. Lewis se desempeña como líder de proyectos técnicos para Schlumberger Oilfield Services, en
Oklahoma City, Oklahoma. Está a cargo del desarrollo
de productos de interpretación con cable para el este
de Estados Unidos. La mayor parte de sus actividades
se centran en la evaluación de yacimientos no convencionales que incluyen formaciones de lutita gasífera,
formaciones de metano en capas de carbón y formaciones clásticas inmaduras. Previo a su traslado a
Oklahoma City, Rick lideró un grupo que aplicó tecnologías de adquisición de registros de campos petroleros a
los mercados no convencionales, incluyendo agua subterránea, explotación minera, y repositorios ambientales y
nucleares. Rick trabajó además para Shell Oil y para el
Servicio Geológico de EUA. Obtuvo una licenciatura de
la Universidad de California en Los Ángeles, y una
maestría y un doctorado del Instituto de Tecnología de
California en Pasadena; todos en geología.
Siri M. Madsen se desempeña como asesor de seguridad HSE en el segmento de Operaciones de Pozos de
ConocoPhillips Norway (COPNo), en Stavanger. Antes
de ocupar su posición actual en mayo de 2006, se
desempeñó tres años como ingeniero ambiental para
operaciones de pozos. Siri ingresó en ConocoPhillips,
en Stavanger, en 2001 después de trabajar un año en
M-I Drilling Fluids. Desde 2003 hasta 2006, constituyó
el enlace entre las operaciones de pozos y las autoridades ambientales, y supervisó los procesos de evaluación química y aprobación, gestión de permisos y
minimización de derrames. Es miembro del Equipo de
Atención de Emergencias COPNo para derrames de
petróleo y del pool de recursos ambientales de la Asociación Noruega de Mares Limpios (NOFO). Posee una
maestría en manejo del control de la contaminación
ambiental de la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo,
Escocia, y un diploma BE (con mención honorífica) en
ingeniería química de la Universidad de Stavanger.
Dasa Manalu se desempeña como ingeniero senior
del segmento de Servicios al Pozo, en Total E&P
Indonésie. Está a cargo de los aspectos de ingeniería
de las operaciones de intervención de pozos en el
Campo Tunu y Tambora, un campo de gas gigante del
este de Kalimantan. Dasa ingresó en Total en 2002
como ingeniero junior del segmento de Servicios al
Pozo. Obtuvo un diploma en ingeniería petrolera del
Instituto de Tecnología de Bandung en el año 2001.
Andy Martin es gerente de Schlumberger Wireline y
gerente de desarrollo de negocios de pruebas de
Schlumberger para el segmento de Servicios de
Operaciones de Disparos, para el Reino Unido y los
Países Bajos, y reside en Aberdeen. Previamente, se
desempeñó como ingeniero de planta especialista en
mercadeo, en el Centro de Tecnología de Terminaciones
de Yacimientos de Schlumberger (SRC), en Rosharon,
Texas. Andy ingresó en Schlumberger en 1979 como
ingeniero de campo especialista en operaciones con
cable y trabajó en diversas localizaciones de campo,
principalmente en Medio Oriente, hasta 1990. Luego
ingresó en la Sede de Wireline en París como ingeniero
de planta, donde trabajó en documentación técnica.
Pasó 18 meses en el Centro de Entrenamiento Británico de Livingston, en Escocia, donde proveyó capacitación en servicios de adquisición de registros de
producción. Además se desempeñó como editor de la
publicación Oilfield Review. Andy posee un diploma
MA en ciencias e ingeniería de la Universidad de
Oxford, en Inglaterra.
Abdul Hameed Ahmad Mohsen se desempeña como
jefe de la sección de Cementación del Laboratorio de
Soporte al Cliente de Medio Oriente-Asia (MEA-CSL)
de Schlumberger, y reside en Kuala Lumpur. Sus responsabilidades incluyen el diseño, prueba y evaluación
de las formulaciones de cementos y ácidos, fluidos de
fracturamiento y fluidos tapón, y el servicio de remoción del revoque de filtración MudSOLV*. Desde su
ingreso en Schlumberger en 1990, ocupó posiciones
como ingeniero para operaciones de cementación y
control de la producción de agua, gerente de laboratorio
de operaciones de estimulación para los laboratorios de
Abu Dhabi, Yemen, Dubai, Omán y Qatar, y gerente de
proyectos para MEA-CSL en Kuala Lumpur. Antes de
ingresar en Schlumberger, trabajó en Halliburton,
posteriormente BJ Hughes, en Abu Dhabi, Emiratos
Árabes Unidos. También se desempeñó como supervisor de laboratorio en la escuela Superior de Alnahda,
en Abu Dhabi. Abdul obtuvo una licenciatura en química de la Universidad de Baghdad en Irak.
Fred Mueller se desempeña como ingeniero DESC en
Dowell, en la oficina de Texaco Exploration and Production Inc. en Bakersfield, California, desde 1993.
Ingresó en Dowell en 1980 como representante de
ingeniería de campo, en Bryan, Texas. Sus posiciones
en Texas, Arkansas y Oklahoma, incluyeron el cargo de
ingeniero de ventas, ingeniero de distrito, ingeniero de
distrito senior y gerente de servicios de campo para el
segmento de servicios de estimulación. Además, trabajó en el Grupo de Mejoramiento de la Producción
(PEG) en Houston. Fred posee una licenciatura en tecnología e ingeniería de la Universidad A&M de Texas,
en College Station. Actualmente, es miembro del
directorio para el capítulo del Valle de San Joaquín
(California) de la SPE.
Oilfield Review
Kevin T. Mullen se desempeña como ingeniero técnico de distrito de Schlumberger en Nizhnevartovsk,
Rusia, donde está a cargo de la ejecución de los diseños de los tratamientos de fracturamiento y de la coordinación de los servicios de estimulación de pozos.
También está a cargo de la formación y el desarrollo de
los grupos de ingeniería DESC en Megion y Strezhevoy.
Previamente, se desempeñó como ingeniero DESC
senior en Khanty-Mansiysk. Kevin ingresó en
Schlumberger en el año 2000, como ingeniero de
campo, en Alice, Texas. Se desempeñó como coordinador de campo para ExxonMobil en Alice y además proveyó soporte en las oficinas DESC de Fracturamiento y
Cementación de ExxonMobil. Fue transferido a Rusia
en el año 2002 como ingeniero DESC, para trabajar en
el proyecto Yukos, en Pit-Yakh y Nefteyugansk. Desde
entonces trabajó como ingeniero de campo general e
ingeniero DESC, en Usinsk y Noyabrsk, diseñando y
evaluando tratamientos de estimulación por fracturamiento para los proyectos Sibneft y Yukos. Kevin posee
una licenciatura en ingeniería química del Instituto
Politécnico de Worcester, en Massachusetts, EUA.
Neal B. Nagel se desempeña como ingeniero principal
especialista en geomecánica para el segmento de
Tecnología de Pozos de ConocoPhillips, en Houston,
desde 2002. Como ingeniero especialista en geomecánica, desarrolla y actualiza pronósticos de subsidencia
y análisis de riesgo, y evalúa datos de campo para la
determinación de causas y tendencias en la subsidencia de los campos Ekofisk y Eldfisk. Además realiza
evaluaciones de compresibilidad y subsidencia de
campos para operaciones mundiales. Ingresó en la
compañía en 1989, en Bartlesville, Oklahoma, y ha
desempeñado diversos roles relacionados con la geomecánica y la subsidencia, tanto en EUA como en
Noruega. Neal posee una licenciatura, una maestría y
un doctorado en ingeniería minera de la Universidad
de Missouri-Rolla, en EUA. Se desempeñó como profesor en la Universidad del Sur de Illinois, en Carbondale, EUA, y en el Instituto de Minería y Tecnología de
Nuevo México en Socorro, EUA.
Hisham A. Nasr-El-Din se desempeña como consultor
de investigación senior y líder de grupo del Grupo de
Estimulación del Centro de Investigación y Desarrollo
de Saudi Aramco en Dhahran. Antes de ingresar en
Saudi Aramco, trabajó cuatro años como ingeniero
investigador de planta en el Instituto de Recuperación
de Petróleo de Calgary. Desempeñó un rol clave en la
introducción de la tecnología VDA y en la ampliación
de la tecnología de surfactantes viscoelásticos (VES)
para las operaciones de fracturamiento ácido y control
de pérdida de fluido en Medio Oriente. Es miembro de
los comités directivos de la SPE sobre corrosión y química de campos petroleros, y se desempeña como editor
técnico para SPE Production and Facilities. Hisham es
profesor adjunto de la Universidad de Alberta, en
Canadá. Titular de numerosas patentes, ha publicado
más de 280 artículos y ha recibido numerosos premios
Saudi Aramco por sus significativas contribuciones en
tecnologías de fluidos de estimulación y fluidos de tratamiento, y diseño de tratamientos de estimulación. Posee
una licenciatura y una maestría en ingeniería química
de la Universidad de El Cairo, en Egipto, y un doctorado de la Universidad de Saskatchewan, en Canadá.
Invierno de 2006/2007
Jim O’Leary se desempeña actualmente como líder
del Equipo de Pozos de BP en Houston. Está a cargo
del proyecto de metano en capas de carbón de la
Cuenca de San Juan en Colorado. Antes de incorporarse
en el equipo de Houston, se desempeñó como superintendente para el proyecto piloto de tubería flexible en
San Juan. Jim ingresó en BP hace 15 años, ocupando
posiciones de perforación y terminación de pozos en
Escocia, Alaska y el área de aguas profundas del Golfo
de México, antes de ser trasladado al área de operaciones terrestres de EUA en el año 2004. Jim obtuvo un
diploma BE de la Universidad Nacional de Irlanda en
Galway, y una maestría en ingeniería petrolera de la
Universidad Heriot-Watt, en Edimburgo, Escocia.
Phillip D. Pattillo se desempeña como asesor destacado en BP America, en el segmento de Tecnología de
Exploración y Producción en Houston. Desde 1972, trabajó en las áreas de flujo multifásico y mecánica de
rocas y de tubulares. Es Conferenciante Ilustre de la
SPE para el período 2006-2007. Obtuvo una maestría y
un doctorado en ciencias e ingeniería de la Universidad de Notre Dame, en Indiana, EUA. Además posee
una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ciencias e ingeniería de la Universidad Estatal
de Luisiana en Baton Rouge.
Jean-Louis Pessin es gerente de disciplinas de equipos
de superficie del IPC, en Sugar Land, Texas, e ingresó
en Dowell Schlumberger en 1982, en St-Etienne,
Francia, como ingeniero del departamento de ingeniería eléctrica. Pasó los siguientes cuatro años adscripto
al departamento de ingeniería naval, trabajando en
buques para operaciones de estimulación de pozos.
Posteriormente, Jean-Louis ocupó diversas posiciones
en manufactura y manejo de ingeniería en St-Etienne,
y en Sugar Land y Rosharon, Texas. Obtuvo una maestría en ingeniería electrónica de la Escuela Nacional
Superior de Electrónica y de Radioelectricidad de
Grenoble, Francia; y una maestría en física de la
Universidad Joseph Fourier de Grenoble; además de
maestrías en ingeniería mecánica y ciencias de la
computación de la Escuela Nacional Superior de
Minas de St-Etienne.
Derek I. Robertson trabaja para BP en Aberdeen y
actualmente está realizando las preparaciones para el
proyecto de perforación con tubería flexible en la plataforma Clair, a implementarse a fines de 2006.
Ingresó en Flopetrol Schlumberger en 1980, y luego en
Britoil en 1982, que fue subsiguientemente adquirida
por BP en 1987. Durante su permanencia en BP, concluyó numerosas operaciones de pozos, tanto en áreas
marinas como en áreas terrestres. Durante los últimos
cinco años, se especializó en operaciones de intervención con tractores operados con línea eléctrica y con
tubería flexible en los pozos horizontales de los campos Andrew, Harding y Clair.
donde su proyecto de limpieza con polímeros condujo
al desarrollo del fluido ClearFRAC. Fue el gerente de
productos para los fluidos VES, desde 1998 hasta 2000,
y estuvo a cargo del desarrollo y la introducción de la
familia de productos sin polímeros. Sus inventos incluyen el sistema de fluidos OilSEEKER, VDA, ClearPAC*
para los tratamientos de empaque de grava y el servicio de remoción de relleno PowerCLEAN-OB*. Posee
conocimientos técnicos especiales relacionados con
actividades de Investigación y Desarrollo, desarrollo
de productos, mercadeo y transferencia de tecnología.
Antes de ingresar en Schlumberger, se desempeñó
como profesor adjunto del Centro Médico de la
Universidad de Nueva York en Valhalla. Posee una
licenciatura y una maestría de la Universidad de
Kerala, en India, y un doctorado de la Universidad
de Pensilvania en Filadelfia, todos en química.
Colin Sayers se desempeña como asesor científico del
grupo de Geomecánica del segmento de Servicios de
Datos y Consultoría de Schlumberger en Houston,
donde provee servicios de consultoría en predicción de
la presión de poros, análisis de estabilidad de pozos,
geomecánica, física de rocas, geofísica, y propiedades
de los yacimientos fracturados. Obtuvo una licenciatura en física de la Universidad de Lancaster, luego un
diploma DIC en matemática/física, y un doctorado en
física teórica del estado sólido del Imperial College, en
la Universidad de Londres. Además de pertenecer a
otras sociedades, es miembro de la Comisión de Investigación de la SEG y ha publicado más de 100 artículos
técnicos.
Muhammad Sobirin se desempeña como ingeniero del
segmento de Servicios al Pozo en Total E&P Indonésie,
en Balikpapan, Kalimantan Este. Está a cargo de los
aspectos de las operaciones de intervención de pozos
relacionados con la ingeniería en el Campo Tunu y
Tambora. Ingresó en Total E&P Indonésie en 2003
como ingeniero junior del segmento de Servicios al
Pozo. Muhammad obtuvo un diploma en ingeniería
mecánica del Instituto de Tecnología de Bandung.
Delaney Sock se desempeña como ingeniero técnico
de distrito en Nefteyugansk, Rusia, donde supervisa la
implementación de la Flota de Alta Eficiencia (ahora
denominada FracSTAR), en Siberia. Ingresó en
Schlumberger en 2003, proveyendo entrenamiento en
fluidos de fracturamiento y operaciones de campo. Sus
responsabilidades incluyeron el diseño y la evaluación
de tratamientos de fracturamiento, la presentación de
informes posteriores a las operaciones, y la tutoría de
los nuevos ingenieros de campo. Actualmente es campeón de productos para el servicio FracSTAR. Delaney
posee una licenciatura en ingeniería general de la
Escuela Tecnológica de Montana, en la Universidad de
Montana, en Butte.
Mathew Samuel es gerente del Laboratorio de Soporte
al Cliente y Tecnología para Schlumberger MEA en
Kuala Lumpur. Previamente, fue gerente de desarrollo
de negocios de estimulación y especialista en fluidos
para MEA. Se desempeña como asesor para el grupo
de tratamientos de estimulación en el Centro de
Carbonatos de Dhahran, para Saudi Aramco y para
otras compañías operativas. Mathew ingresó en
Schlumberger en el Centro de Productos de Tulsa,
85
Alistair Stenhouse es ingeniero petrolero y se desempeña como consultor independiente especialista en
operaciones de evaluación y terminación de pozos en
Aberdeen. Ingresó en Dowell Schlumberger en 1979
como especialista en cementación antes de enfocarse
en los servicios de herramientas de fondo de pozo. En
1984, fue transferido a Flopetrol Schlumberger y posteriormente, al segmento de Servicios de Operaciones
con Cable y Pruebas de Schlumberger. Dentro de
Schlumberger, ocupó diversas posiciones antes de
dejar la empresa para desempeñarse como consultor
de ingeniería. Trabajó extensivamente en Europa y el
norte de África. Sus proyectos recientes incluyen su
trabajo en operaciones de exploración en aguas profundas, terminación de pozos submarinos, pruebas de
pozos prolongadas, operaciones de terminación de
pozos HPHT y terminaciones en plataformas. Alistair
posee una licenciatura en ciencia y un diploma en
ingeniería marina.
Gary Stirton es ingeniero de terminación de pozos y
se desempeña como consultor independiente contratado por CNR International en Aberdeen. Prepara y
verifica los diseños y requisitos de las operaciones de
terminación de pozos para cuatro plataformas del Mar
del Norte, provee soporte terrestre durante las operaciones, y asegura el cumplimiento de las normas internas y externas. Antes de convertirse en consultor
independiente en el año 2000, Gary trabajó para
Halliburton Otis y Wellserv plc. Obtuvo un diploma
City and Guilds en mecánica agrícola del Colegio
Técnico de Arbroath en Escocia.
Roberto Suárez-Rivera es gerente de disciplina y jefe
de la División de Estimulación y Producción de
TerraTek, una compañía de Schlumberger en Salt
Lake City, Utah, EUA. Está investigando el impacto de
la heterogeneidad y la anisotropía de los materiales
sobre la estabilidad de los pozos, la productividad, los
esfuerzos locales y el diseño de las operaciones de terminación de pozos en yacimientos de gas en lutitas
compactas. Posee ocho años de experiencia como
ingeniero especialista en servicios de campo para
Dowell Schlumberger. Ha trabajado como científico y
consultor en mecánica de rocas relacionada con el
petróleo en el Instituto Noruego de Mecánica de
Rocas (IKU) y en el Laboratorio Nacional Lawrence
Berkeley, en California. Roberto obtuvo un doctorado
en mecánica de rocas de la Universidad de California,
en Berkeley.
George Waters se desempeña como líder de proyectos técnicos para el segmento de Servicios de Datos y
Consultoría (DCS) de Schlumberger en Oklahoma
City. Ingresó en Dowell Schlumberger en 1985 y ocupó
diversas posiciones de ingeniería de campo en EUA.
Además ocupó numerosas posiciones de ingeniería de
terminación de pozos desde 1992, relacionadas fundamentalmente con la optimización de los tratamientos
de fracturamiento hidráulico. Desde su incorporación
en el Grupo de Soluciones DCS en el año 2000, se centró en la identificación, evaluación y optimización de
las operaciones de terminación de pozos de los yacimientos de gas de lutita de EUA. Su enfoque reciente
86
se centra en la optimización de las operaciones de
terminación de pozos horizontales de gas de lutita,
con especial atención en el monitoreo microsísmico
de los tratamientos de estimulación. George obtuvo
una licenciatura de la Universidad de Virginia Oeste,
en Morgantown, EUA, y una maestría de la Escuela
Nacional Superior de Petróleo y Motores, en
Rueil-Malmaison, Francia, ambas en ingeniería
petrolera. Además obtuvo una maestría en ingeniería
ambiental de la Universidad Estatal de Oklahoma
en Stillwater.
Chin Seong Way se desempeña como campeón del
segmento de Productos de Resistividad para
Schlumberger en Sugar Land, Texas, y además está a
cargo de la promoción de los servicios de alta presión
y alta temperatura. Previamente, dirigió las ventas de
los servicios de perforación y mediciones en China y
además fue gerente de desarrollo de negocios en
Beijing. Desde el año 2001 hasta el año 2003, dirigió
los servicios de campo y los servicios de entrega de
calidad de perforación y mediciones en El Cairo, y
previamente se desempeñó como ingeniero de servicios de perforación en Abu-Dhabi e Irán. Comenzó su
carrera como ingeniero mecánico en ESSO Singapore.
Chin posee un diploma en ingeniería mecánica de la
Universidad Tecnológica de Malasia.
Zhijun Xiao se desempeña como tecnólogo de producción para Shell International Exploration and
Production Inc., en Houston. Sus áreas de conocimientos técnicos especiales abarcan la química de
campos petroleros, la estimulación de yacimientos y
el procesamiento del petróleo pesado. Antes de ingresar en Shell, Zhijun trabajó en Schlumberger como
ingeniero senior en el segmento de Productos
Químicos para Campos Petroleros, en Sugar Land,
Texas. Además ocupó posiciones en el Centro de
Tecnología del Golfo de Schlumberger, en Nueva
Orleáns, y en Schlumberger China, en Shekou, y en
Kuala Lumpur. Antes de ocupar sus posiciones en
Schlumberger, se desempeñó como ingeniero de desarrollo para el procesamiento de petróleo pesado en
SINOPEC, en Beijing. Zhijun obtuvo una licenciatura
en ingeniería química de la Universidad de Tsinghua
en Beijing y una maestría del Instituto de Investigación
en Procesamiento de Petróleo en Beijing. Además,
obtuvo un doctorado de la Universidad de Tulane en
Nueva Orleáns.
Rishat Radikovich Yamilov se desempeña como
ingeniero principal del Departamento de Estimulación
para Sibneft-Khantos, en Khanty-Mansiysk, Rusia.
Previamente, trabajó como ingeniero en el
Departamento de Estimulación para Sibneft, NNG
(NoyabrskNefteGas). Además ocupó diversas posiciones en el Departamento de Producción de Sibneft
para Sibneft, NNG. Rishat obtuvo una licenciatura en
ingeniería de yacimientos de la Universidad Estatal de
Oil en Ufa.
Próximamente en Oilfield Review
Generación de modelos durante la perforación
para la colocación de pozos. La industria continúa
explotando los avances de las tecnologías LWD y de la
transmisión de datos en tiempo real. Ahora, muchas
compañías están dando el paso siguiente; la incorporación de datos nuevos y oportunos en sus modelos de
yacimientos durante la perforación para optimizar la
colocación de pozos y reducir el riesgo. Algunos estudios han demostrado que es posible y útil simular la
productividad de los pozos mientras se perforan,
cuando esto ocurre en yacimientos heterogéneos y con
flujo multifásico. Este artículo examina estos desarrollos, posibilitados por la introducción de programas de
modelado potentes, que permiten que los equipos a
cargo de los activos de las compañías visualicen y
evalúen rápidamente sus yacimientos.
Avances en la tecnología de levantamiento
artificial por gas y ESP. La historia de la tecnología de
levantamiento artificial está marcada por innovaciones
que han extendido los límites del desempeño y han
ampliado el abanico de aplicaciones de bombeo. Las
mejoras introducidas en la tecnología están incrementando la capacidad de los sistemas de levantamiento
artificial por gas para operar a mayores distancias en
áreas marinas. Utilizando puntos de inyección de gas
más profundos, con presiones de inyección más altas,
los pozos operados con tecnología de levantamiento
artificial por gas están mejorando la producción en
terminaciones submarinas y de aguas profundas.
Además, las mejoras registradas en términos de
diseño y manufactura están haciendo más confiables y
rápidos de instalar los sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP). Las operaciones ESP ahora pueden
monitorearse desde una localización central. Con el
análisis de especialistas tanto en ESP como en pruebas, los datos de los sensores ESP pueden ayudar a los
operadores a mejorar tanto el desempeño del yacimiento como sus sistemas de bombeo.
Manejo de residuos. Conforme aumenta la complejidad de los pozos, los operadores se esfuerzan por cumplir con directrices ambientales estrictas, satisfaciendo
al mismo tiempo las demandas en cuanto al desempeño
de las operaciones de perforación. Hoy en día, los
avances producidos en los fluidos de perforación y en
las técnicas de manejo de recortes están ayudando a
encarar estos temas. Este artículo examina las
demandas planteadas en relación con los fluidos de
perforación, la evolución de las químicas para satisfacer estas necesidades y las nuevas técnicas de manejo
de residuos, que permiten a los operadores perforar
pozos desafiantes, en forma eficaz y económica, sin
derramar los residuos en el medio ambiente.
Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.
Oilfield Review
NUEVAS PUBLICACIONES
La claridad y utilidad de este
trabajo habrían mejorado considerablemente si se hubieran incluido
figuras apropiadas y tablas
adicionales. Además, desde cierto
punto de vista, es lamentable que
Bjornerud pase del énfasis científico
relativamente estricto de la mayoría de
los capítulos a la plataforma ambiental
que aparece en el último capítulo.
McCallum ME; Choice 43, no. 5
(Enero de 2006): 882.
Lectura de las rocas: La
autobiografía de la Tierra
Marsha Bjornerud
Westview Press
11 Cambridge Center
Cambridge, Massachusetts 02142 EUA
2005. 237 páginas. $26.00
ISBN 0-8133-4249-X
Este libro es una introducción a métodos
geológicos tales como la cristalografía,
la geocronología y otras técnicas
utilizadas para estudiar rocas y fósiles
que ofrecen claves para comprender la
historia de la Tierra. El autor se vale de
conocimientos extraídos de esta
historia para efectuar comentarios con
respecto al futuro de la Tierra.
Contenido:
• Prólogo: Loco por las piedras
• El Tao de la Tierra
• Lectura de las rocas: compendio
• Lo grande y lo pequeño
• Mezcla y clasificación
• Innovación y conservación
• Fortaleza y debilidad
• Epílogo: La Tierra que fue y será
• Glosario, notas, índice
La travesía se vuelve aún más
agradable y gratificante gracias a la
excelente prosa y a la liberalidad con
que Bjomerud utiliza las metáforas.
Las derivaciones obtenidas a partir de
ciertos términos científicos suelen
incluir antecedentes históricos; se
ofrecen con analogías inteligentes y
claras accesibles para los legos e
inclusive valoradas por los científicos.
En general fácil de leer, adecuado
para todo tipo de lectores, sobre todo
para aquellos que cuentan con cierto
conocimiento científico previo; también
apropiado como lectura complementaria para cursos introductorios de
geología y ciencias de la Tierra.
Invierno de 2006/2007
Extensiva lista de referencias
(33 páginas); índices onomástico y
temático, numerosas fotografías y
gráficos de individuos clave y lugares
y conceptos principales. ... Muy
recomendado.
Andrews JT: Choice 43, no. 7 (Marzo de 2006): 1353.
[Okada] presenta los desarrollos
de un campo de estudio puramente
multidisciplinario y complejo de un
modo muy legible, accesible y
agradable... En síntesis, este libro
constituye un relato excelente de la
historia de la sedimentología clástica
en general y lo recomiendo muchísimo
a los estudiantes, investigadores y
profesionales.
Mazumder R: http://spot.colorado.edu/~jsedr/
BookReviews/BR2006/OkadaBR.pdf, Journal of
Sedimentary Research (Se accedió el 27 de junio
de 2006).
La evolución de la
sedimentología clástica
Contenido:
• Introducción
• El hidrógeno
• Las células de combustible
• Los sistemas
• Escenarios de implementación
• Implicaciones sociales
• Conclusión: Un resultado condicional
• Referencias, índice
En el nivel tecnológico, éste es
uno de los mejores libros sobre
células de combustible e hidrógeno
que ha visto este examinador;
actualizado, detallado y exhaustivo.
No es un compendio que trata sobre
las células de combustible y el
hidrógeno; constituye una versión
condensada académica avanzada que
reúne lo último en investigación,
aplicaciones y difusión de los
sistemas de suministro de energía
derivada del hidrógeno. Sumamente
recomendado.
Walk SR: Choice 43, no. 6 (Febrero de 2006): 1042.
Hakuyu Okada con
Alec Kenyon-Smith
Dunedin Academic Press
Hudson House
8 Albany Street
Edimburgo EH1 3QB Escocia
2005. 251 páginas. $85.00
ISBN 1-903765-49-8
Los autores presentan una historia del
desarrollo de la sedimentología; desde
sus orígenes en el siglo XVII hasta la
actualidad. Se intenta que tanto estudiantes como profesionales entiendan el
impacto ejercido por la sedimentología
sobre otras ciencias de la Tierra, tales
como la geología, la petrología, la mineralogía, la geomorfología y la ecología.
El hidrógeno y las células de
combustible: Tecnologías y
aplicaciones emergentes
Contenido:
• Introducción
• Pre-Sedimentología: Desarrollo de la
geología y de la estratigrafía
• Desarrollo de la observación de los
estratos
• Desarrollo de la petrología
sedimentaria
• Desarrollo de la litología
• Establecimiento de la sedimentología
• La sedimentología y el estudio del
lecho oceánico
• La sedimentología en Japón
• La sedimentología en el siglo XXI
• Referencias, índices
Este libro ofrece una descripción
detallada de las técnicas relacionadas
con la conversión e implementación de
los sistemas de hidrógeno y células de
combustible. Además de describir cómo
y dónde se puede utilizar el hidrógeno
y las células de combustible, expone a
grandes rasgos los obstáculos, beneficios
e implicaciones sociales, económicas y
ambientales de la utilización de los sistemas de suministro de energía derivada
del hidrógeno.
Bent Sørensen
Elsevier Academic Press
30 Corporate Drive, Suite 400
Burlington, Massachusetts 01803 EUA
2005. 450 páginas. $64.95
ISBN 0-12-655281-9
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