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Oilfield Review Primavera de 2005

Surfactantes viscoelásticos Perforación en los océanos con fines científicos Análisis de sellos por fallas Mediciones de flujo multifásico

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Tecnología rotativa direccional: Drilling the Limit En la industria del petróleo y el gas, los factores económicos y las realidades relacionadas con la salud, la seguridad y el medio ambiente (HSE, por sus siglas en inglés) nos obligan a ser objetivos en lo que respecta al desarrollo y despliegue de tecnología. El desarrollo rápido de tecnologías individuales requiere la atención constante y la objetividad de los responsables de la toma de decisiones en las compañías de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). Entre las tecnologías de evolución más rápida de que disponen las compañías de E&P se encuentran los sistemas de perforación rotativa direccional. La compañía Shell Exploration & Production, Europa (Shell), se interesó en el potencial de los primeros sistemas de perforación direccional para mejorar la eficiencia de sus operaciones de perforación—elemento clave para que los equipos a cargo de la construcción de pozos lograran satisfacer la filosofía del programa Drilling the LimitTM que es esencial en todos los proyectos de nuestra compañía. Si bien los motores de desplazamiento positivo ofrecían capacidad de navegación y control direccional, los motores en sí no resultaban eficaces. Los motores direccionales permitían la rotación o el deslizamiento de la columna de perforación desde la superficie, lo que mejoraba el control direccional. Sin embargo, esta tecnología era riesgosa porque el esfuerzo de torsión y el arrastre extremos limitaban la capacidad de perforación en el modo de deslizamiento y en el modo de rotación. Además, la tortuosidad del pozo producida por los motores direccionales en el modo de deslizamiento a menudo causa otros problemas: la tortuosidad dificulta aún más el deslizamiento futuro y puede impedir la ejecución de operaciones críticas para la evaluación de formaciones y la bajada de la tubería de revestimiento. La tecnología rotativa direccional eliminó la mayoría de las desventajas de los métodos de perforación direccional previos. Dado que estos sistemas perforan direccionalmente con rotación continua desde la superficie, no existe la necesidad de deslizar la herramienta. La rotación continua transfiere el peso a la barrena en forma más eficaz, lo que aumenta la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés). La rotación también mejora la limpieza del pozo porque agita el fluido y los recortes de perforación haciendo que fluyan fuera del pozo en vez de acumularse como un colchón de recortes. La remoción eficaz de los recortes reduce la posibilidad de que el arreglo de fondo de pozo se atasque o se obture. Los proveedores de servicios han desarrollado una amplia variedad de sistemas rotativos direccionales adecuados con fines específicos para mejorar los resultados económicos de casi todo proyecto de perforación. Estos sistemas incluyen herramientas que facilitan la perforación de secciones horizontales largas; sistemas para ambientes accidentados y rigurosos, que soportan la perforación con barrenas bicéntricas y la perforación en formaciones blandas; e incluso sistemas diseñados específicamente para perforar pozos verticales. Shell observó que perforar desde una de las zapatas de la tubería de revestimiento hasta la siguiente con un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en inglés) proporcionaba más eficiencia, mejor desempeño y mayor seguridad que efectuar una operación de perforación direccional con un motor de fondo. El RSS más moderno, que incluye una sección de potencia de fondo integrada para lograr una mayor ROP, ofrece beneficios a los proyectos de perforación implementados en áreas pobladas (véase “Mayor potencia para continuar la perforación,” página 4). Por ejemplo, en el Campo Groningen, situado en los Países Bajos, la utilización de este sistema permitió correr una cabeza rotativa superior girando a razón de 10 a 20 rpm para perforar un pozo de inyección de agua, reduciendo considerable-

mente el impacto del ruido generado por el equipo de perforación sobre el medio ambiente. Sin embargo, la ROP aumentó un 50% en comparación con otros pozos del área. El mayor impacto económico de la tecnología de perforación rotativa direccional se registra probablemente en los campos maduros cuya vida productiva puede ser extendida mediante la perforación rápida de pozos direccionales con una sola carrera de la barrena de perforación a través de yacimientos significativamente agotados. Con ese fin, Shell promovió el empleo de un RSS motorizado de 6 pulgadas en campos maduros para crear pozos más pequeños. En los proyectos de perforación implementados por nuestra compañía en campos maduros se registran habitualmente reducciones de costos de al menos un 25% porque el desempeño de la herramienta de 6 pulgadas se equipara al de una herramienta de 81⁄2 pulgadas. Además, la reducción del tamaño del pozo permite bajar el costo de los fluidos de perforación y el costo de remoción y eliminación de recortes sin restringir las tasas de flujo. En Shell, el valor de utilizar un RSS es bien reconocido. Nuestra iniciativa de perforación “zapata a zapata” refleja el proceso de perforación óptimo y la tecnología RSS constituye un habilitador clave. Además hemos instituido una Red de Intereses Comunes (CIN, por sus siglas en inglés) en relación con la tecnología rotativa direccional, por la cual los ingenieros de pozo con experiencia en RSS en todas las regiones de Shell comparten el aprendizaje y las prácticas relacionadas con los sistemas rotativos direccionales para hacer avanzar colectivamente la curva de aprendizaje. La CIN también desafía a los proveedores de la industria para que sean los gestores de avances adicionales en materia de RSS, tales como la generación de herramientas de tamaños diferentes. Esperamos que el próximo hito importante, el despliegue exitoso de un sistema de perforación rotativa de diámetro súper reducido bajado a través de la tubería de producción de 31⁄4 pulgadas (TTRD, por sus siglas en inglés), para perforar pozos de 33⁄4 a 41⁄2 pulgadas, se logre en el año 2005 gracias a un desarrollo conjunto de Shell, BP, Statoil y Schlumberger. Si bien se han completado trabajos con el sistema TTRD a través de terminaciones más grandes, la capacidad de perforar pozos de re-entrada a través de la tubería de producción de 41⁄2 pulgadas reducirá aún más el costo de drenar acumulaciones marginales en campos maduros; tema vital para todas las compañías por grandes o pequeñas que sean.

Chris Kuyken Líder de Equipo, Tecnología de Ingeniería de Pozos y Servicios al Pozo Shell Exploración y Producción, Europa Aberdeen, Escocia Chris Kuyken tiene más de 22 años de experiencia en perforación de pozos de petróleo y gas en la compañía Shell y ha trabajado en áreas terrestres y marinas, ocupando diversos cargos de ingeniería de pozos en Omán, Brunei y, desde 1999, en Escocia. Es enérgico defensor de la filosofía del programa Drilling the LimitTM de Shell, por la cual la gente, el área de salud, seguridad y medio ambiente, y la tecnología constituyen la clave del éxito. Ingeniero europeo (EUR ENG, por sus siglas en inglés) inscripto en la Federación Europea de Asociaciones Nacionales de Ingenieros (FEANI, por sus siglas en inglés) e Ingeniero Colegiado (C ENG, por sus siglas en inglés) a través del Consejo Británico de Ingeniería, Chris obtuvo una licenciatura en tecnología de ingeniería química de la Hogere Technische School (HTS) de La Haya. Drilling the Limit es una marca registrada de Shell.

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Schlumberger

Oilfield Review Editor ejecutivo y editor de producción Mark A. Andersen Editor consultor Gretchen M. Gillis Editores senior Mark E. Teel Matt Garber Editores Don Williamson Roopa Gir Matt Varhaug Colaboradores Rana Rottenberg Joan Mead Joel Parshall Diseño Herring Design Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción LincED International, Inc. E-mail: [email protected]; http://www.linced.com Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez Revisión de la traducción Jesús Mendoza Ruiz Departamento de Mercadotecnia México y América Central (MCA)

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Mayor potencia para continuar la perforación

Un nuevo sistema de perforación rotativa direccional incluye una sección de potencia integrada que convierte la energía hidráulica del fluido de circulación en esfuerzo de torsión rotacional. Esto complementa el esfuerzo de torsión rotacional suministrado por el equipo de perforación y produce velocidades de penetración sin precedentes, lo que lo convierte en un sistema ideal para la perforación de formaciones duras. Al igual que otros sistemas rotativos direccionales de avanzada, esta tecnología de alto desempeño ofrece las ventajas de la rotación continua a la velocidad de la columna de perforación para minimizar los fenómenos de atascamiento/deslizamiento de la columna de perforación y mejorar la eficiencia.

10 Nuevas aplicaciones para los surfactantes viscoelásticos Los surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés) revolucionaron las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico a mediados de la década de 1990. Hoy en día, los avances continuos de la química VES permiten a los ingenieros aplicar estos materiales únicos de maneras innovadoras que mejoran y optimizan asombrosamente las técnicas de terminación de pozos. Algunos ejemplos de campo de América del Sur, América del Norte, el Mar del Norte y el Mar Caspio demuestran la efectividad de los fluidos VES en operaciones de empaque de grava, fracturamiento hidráulico y acidificación dificultosas.

26 Perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra Las actividades de perforación de pozos con fines científicos han contribuido a la comprensión de los procesos dinámicos que afectan el clima, los desastres naturales y la creación y distribución de los recursos de la Tierra. Este artículo examina la historia de los desarrollos tecnológicos registrados en la perforación de pozos profundos en el océano con fines científicos y los planes para el siglo XXI.

Enlaces de interés: Schlumberger www.slb.com Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Glosario del Oilfield Review www.glossary.oilfield.slb.com

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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]

Dirigir las consultas de distribución a: Jesús Mendoza Ruiz Teléfono: (52) 55 5263 3010 Facsímile: (52) 55 5263 3191 E-mail: [email protected]

Primavera de 2005 Volumen 16 Número 4 Consejo editorial Syed A. Ali ChevronTexaco E&P Technology Co. Houston, Texas, EUA

42 Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello

Abdulla I. Al-Kubaisy Saudi Aramco Ras Tanura, Arabia Saudita

La presencia de fallas puede tener un impacto enorme sobre la explotación de petróleo y gas. Las fallas son a menudo responsables del entrampamiento de hidrocarburos y la compartimentalización de yacimientos. Además, pueden introducir un alto grado de incertidumbre tanto en la etapa de exploración como en la etapa de desarrollo. Este artículo describe cómo los geocientíficos y los ingenieros están mejorando la comprensión de las fallas en yacimientos siliciclásticos y cómo analizan, modelan y simulan los efectos de las fallas sobre el flujo de fluido de superficie. Algunos ejemplos de Hibernia, Terranova, Canadá, y la Bahía de Prudhoe en Alaska, EUA, ilustran la aplicación exitosa de los métodos de análisis de sellos por fallas modernos.

George King BP Houston, Texas Anelise Lara Petrobras Río de Janeiro, Brasil Eteng A. Salam PERTAMINA Yakarta, Indonesia Y.B. Sinha Oil & Natural Gas Corporation Nueva Delhi, India Sjur Talstad Statoil Stavanger, Noruega

58 Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico

Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra

La medición del flujo trifásico sin separación de las distintas fases de fluidos aumenta la precisión de las mediciones de gas, petróleo y agua. Esta tecnología ayuda a los ingenieros a cuantificar las fases de fluidos, que cambian con el tiempo, para comprender mejor el flujo dinámico. Algunos ejemplos de campo de Australia, el Golfo de México y África ilustran los beneficios de los medidores de flujo multifásico de avanzada y demuestran cómo ayudan a incrementar la producción, mejorar las operaciones de campo y optimizar el manejo de los yacimientos.

71 Colaboradores 75 Próximamente en Oilfield Review Nuestra portada

76 Nuevas Publicaciones 78 Índice Anual

Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger.

© 2005 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.

La embarcación para perforación sin tubo ascendente JOIDES Resolution recuperó núcleos de muestras de sedimentos, basaltos y microbios en la Dorsal de Juan de Fuca, en el área marina de Oregón, EUA, en agosto de 2004. Esta gira, la Expedición 301 del programa de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos, marcó el inicio del Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas en inglés). Durante su desarrollo, un observatorio de pozo que penetró la corteza oceánica superior fue reemplazado y se establecieron dos observatorios nuevos. (Fotografías, cortesía de John Beck, IODP, Universidad A&M de Texas, College Station, EUA).

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Mayor potencia para continuar la perforación

Un nuevo sistema de perforación rotativa direccional incluye una sección de potencia integrada que convierte la energía hidráulica del fluido de circulación en esfuerzo de torsión rotacional. Esto produce velocidades de penetración nunca antes alcanzadas. Al igual que otros sistemas rotativos direccionales de avanzada, esta tecnología de alto desempeño ofrece la ventaja de rotación continua, al menos a la misma velocidad que la de la columna de perforación, para minimizar los fenómenos de atascamiento/deslizamiento y mejorar la eficiencia.

Pierantonio Copercini Farag Soliman Belayim Petroleum Company (Petrobel) Cairo, Egipto Mohamed El Gamal Kattamia, Egipto Wayne Longstreet Jon Rodd Mark Sarssam Dragon Oil Plc. Dubai, Emiratos Árabes Unidos Iain McCourt Bakú, Azerbaiján Barry Persad Mike Williams Sugar Land, Texas, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Emma Bloor, Phil Coffman, Liz Hutton, Steve Siswanto y Pipine Widjaya, Sugar Land, Texas, EUA; Erik Christiansen, Calgary, Alberta, Canadá; Tony Pink, Bottesford, Inglaterra; y Brian Stevens y Paul Wilkie, Stonehouse, Inglaterra. adnVISION (Densidad-Neutrón Azimutal), NODAL, PowerDrive vorteX y SlimPulse son marcas de Schlumberger. 1. Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativa direccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9. Brusco G, Lewis P y Williams M: “Perforación de pozos verticales,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 14–17. 2. Para mayor información sobre perforación en el modo de deslizamiento, consulte: Maidla E y Haci M: “Understanding Torque: The Key to Slide-Drilling Directional Wells,” artículo de las IADC/SPE 87162, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.

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La economía, la eficiencia, la protección del medio ambiente y la seguridad son los objetivos más importantes en la industria del petróleo y el gas. La nueva tecnología suele ser la clave para lograr estos objetivos, particularmente para quienes están involucrados en la perforación de pozos. Los perforadores aspiran a la nueva tecnología tan implacablemente como el resto de quienes operan en los campos petroleros. Si bien los sistemas rotativos direccionales están evolucionando rápidamente ofreciendo velocidades de perforación sin precedentes, los perforadores procuran obtener tecnologías que aceleren aún más el proceso de perforación. Sus motivaciones son diversas e incluyen la obvia reducción del tiempo y el costo de equipo de perforación que se genera a través de la utilización de un sistema rotativo direccional que suministre más potencia a la barrena de perforación. La tecnología de perforación de avanzada ofrece ventajas adicionales más sutiles, tales como la reducción del desgaste de la tubería de revestimiento, ya que impide el o entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento durante períodos de tiempo prolongados (próxima página, a la izquierda). La nueva tecnología también ayuda a los perforadores a reducir el tiempo de exposición de la formación; el tiempo que media entre el proceso de perforación y la evaluación de las formaciones. Esto minimiza la invasión de los fluidos de perforación y puede simplificar la evaluación petrofísica. Menos tiempo entre la perforación y la entubación significa menos tiempo para que

el pozo se degrade; pasado cierto punto, la bajada de la tubería de revestimiento se vuelve dificultosa. En última instancia, en muchos casos, un proceso de construcción de pozos más veloz implica más rapidez en la producción de petróleo y gas. No obstante, frente a estas ventajas, los ingenieros de perforación consideran los inconvenientes que plantea un proceso de perforación más rápido; entre los cuales, el principal es la posibilidad de que la calidad del pozo sea pobre si las operaciones de perforación no se llevan a cabo en forma cuidadosa. Además, el sistema y las bombas de lodo del equipo de perforación tienen una capacidad inherente de limpieza del agujero que no debe ser excedida. La utilización de tasas de flujo altas para limpiar el pozo puede producir erosión hidráulica. Las propiedades del lodo y las velocidades de flujo deben ser equilibradas para asegurar la estabilidad del pozo. Por último, en ocasiones, puede perderse el control direccional si la velocidad predomina por sobre todas las demás consideraciones. En artículos recientes de Oilfield Review se describió un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en inglés) que facilita la perforación de secciones horizontales largas con excelente control direccional; un sistema desarrollado para ambientes accidentados y rigurosos que soporta la perforación con barrenas bicéntricas y la perforación en formaciones blandas; y un sistema de perforación vertical.1 Una característica en común que tienen todos los sistemas rotativos direccionales de

Oilfield Review

Sistema rotativo direccional motorizado

Rotación continua de la tubería para lograr un pozo más limpio

Mejor control direccional

Mejor direccionamiento para reducir la tortuosidad del pozo

Se reduce el costo de terminación y se simplifica el trabajo de reparación

Mayor alcance horizontal con buen direccionamiento

Menor arrastre para mejorar el control del peso sobre la barrena

Menos riesgo de atascamiento de la tubería

Alcance extendido más largo sin arrastre excesivo

Ahorros de tiempo mediante perforación direccional más rápida y con menos viajes de la cuña de desviación

Se necesitan menos pozos y menos plataformas para desarrollar un campo

Menor costo por pie perforado

Menor costo por barril

> Tecnología adecuada con fines específicos en pozos de diámetros grandes y pequeños. Se dispone de diversos tipos de sistemas rotativos direccionales para perforar pozos con diámetros que oscilan entre 5.75 y 26 pulgadas.

> Ventajas de la tecnología de perforación de avanzada. En última instancia, la tecnología de perforación de avanzada, tal como los sistemas rotativos direccionales motorizados, se traduce en menor costo por barril.

Schlumberger es la rotación continua de todos los componentes externos (arriba, a la derecha). El RSS más moderno incorpora un motor de fondo de pozo integrado para aumentar la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés). Este sistema resulta ideal para la perforación rápida de secciones verticales o direccionales largas. En este artículo, analizamos las demandas técnicas especiales que se plantean con respecto a los sistemas rotativos direccionales motorizados y la forma en que quienes desarrollan las herramientas lograron satisfacer esas demandas. Algunos ejemplos del Mar Caspio, Egipto y Canadá demuestran las ventajas que ahora se pueden obtener con un sistema rotativo direccional de avanzada. La necesidad de velocidad Los primeros sistemas de perforación direccional se acoplaban a motores de fondo de pozo con una cubierta acodada ajustable, componente de la columna de perforación que permitía a los perforadores modificar la trayectoria del pozo. Estos arreglos de fondo de pozo (BHAs, por sus siglas en inglés) tendían a producir pozos de calidad pobre o pozos en espiral mientras la per-

Primavera de 2005

foración alternaba entre el modo de deslizamiento y el modo de rotación. En el modo de deslizamiento, la columna de perforación no rota; por el contrario, el motor de fondo hace rotar la barrena de perforación en el fondo del pozo. Las fuerzas de fricción, conocidas como arrastre, aumentan a medida que la columna de perforación no rotativa es empujada por el lado bajo del pozo.2 Los ritmos de perforación en el modo de deslizamiento son típicamente lentos y tanto el atascamiento mecánico como el atascamiento diferencial de la columna de perforación son problemas que siempre están presentes. Los sistemas rotativos direccionales más primitivos mejoraron sustancialmente las velocidades de penetración y la calidad del pozo, limitando al mismo tiempo el atascamiento mecánico. Estas observaciones condujeron a los ingenieros de perforación a considerar la idea de incorporar un motor de fondo de pozo en una herramienta rotativa direccional. Esta combinación no es de ninguna manera insignificante: los cojinetes y la transmisión del motor de fondo deben ser suficientemente resistentes como para soportar el peso adicional de la herramienta rotativa direccional que está debajo. Además, la

sección de potencia del motor de fondo de pozo debe ser configurada para impedir que la velocidad de rotación exceda los límites del sistema rotativo direccional. Si la velocidad de rotación es excesiva, se dificulta el control direccional con la posibilidad de comprometer la trayectoria del pozo. La integración exitosa de un motor de fondo de pozo con un sistema rotativo direccional prometía numerosas ventajas, desde velocidades de penetración más elevadas hasta la simplificación del uso de barrenas de perforación más agresivas. En áreas de gran sensibilidad ambiental, el accionamiento del sistema rotativo direccional con potencia de fondo de pozo únicamente elimina el exceso de ruido del equipo de perforación. Dada esta diversidad de motivaciones, los científicos e ingenieros de Schlumberger se propusieron afrontar los desafíos de construir un sistema de perforación rotativo direccional motorizado. El sistema rotativo direccional motorizado PowerDrive vorteX es el resultado de sus esfuerzos.

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Sección de potencia Sección de potencia

Cubierta Cojinetes y transmisión

Arreglo de filtro integrado

Puntos de estabilización múltiples para adaptar la respuesta del BHA a las necesidades específicas

Rotor

Estator

> Sección de potencia. El rotor gira dentro del estator para convertir la energía hidráulica en energía mecánica. La velocidad y el esfuerzo de torsión del rotor pueden modificarse mediante la utilización de un rotor con un número diferente de lóbulos. El rotor que se muestra en esta sección de potencia con una relación de 5:6 tiene cinco lóbulos. Unidad de control

Sección direccional

> Componentes de un sistema de perforación rotativo direccional motorizado. La herramienta de 9.625 pulgadas está diseñada para perforar pozos de 121⁄4 a 22 pulgadas y el sistema de 63⁄4 pulgadas perfora pozos de 81⁄2 pulgadas.

Tecnología de perforación poderosa El sistema PowerDrive vorteX ofrece una serie única de capacidades para lograr un proceso de perforación direccional más rápido (arriba). Sus cuatro componentes principales son la sección de potencia; los filtros, los cojinetes y la sección de transmisión; la unidad de control; y la sección direccional. La integración de la sección de potencia con la herramienta rotativa direccional requirió que los ingenieros desarrollaran cojinetes y un sistema de transmisión para el motor de fondo que soporten el peso adicional de la herramienta rotativa direccional y absorban el peso extra sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés), o carga, desde la superficie, para perforar con mayor rapidez. Los demás componentes del sistema PowerDrive vorteX incorporan tecnología comprobada de sistemas previos.

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La sección de potencia convierte la energía hidráulica del fluido de perforación en energía mecánica en la barrena. Cuando el fluido de perforación ingresa en la sección de potencia, hace girar el rotor (arriba). Un eje de transmisión, robustecido para responder a las demandas de este RSS, suministra el esfuerzo de torsión del rotor al eje de transmisión, lo que a su vez acciona la herramienta rotativa direccional y la barrena de perforación. Un elastómero especialmente desarrollado para este uso, que sella el rotor, ofrece mayor eficiencia de fluido y además brinda mayor resistencia química a los lodos de perforación y está regulado para temperaturas más elevadas que los elastómeros previos. La configuración de la sección de potencia puede ser modificada mediante la utilización de un rotor con un número diferente de lóbulos. El incremento del número de lóbulos permite que el rotor gire a velocidades más bajas proporcionando un mayor esfuerzo de torsión. La configuración más común utilizada actualmente, una sección de potencia con una relación de 7:8 en la que el rotor tiene siete lóbulos, opera a 130 rotaciones por minuto (rpm) o un valor inferior y genera aproximadamente 20,000 lbf-pie [27.12 J] de esfuerzo de torsión además del esfuerzo de torsión generado en la superficie por el equipo de perforación. Los cojinetes y la transmisión de cualquier RSS transfieren el esfuerzo de torsión desde el rotor y el estator a la unidad de control. El sistema PowerDrive vorteX incluye cojinetes más

grandes que transmiten mayor esfuerzo de torsión y carga del rotor a la barrena. Un adaptador de filtro impide que los detritos del fluido de circulación entren en o con la unidad de control e interfieran con la operación confiable de la herramienta. La unidad de control y la sección direccional establecen la trayectoria de la perforación. Las diversas opciones de estabilización disponibles permiten a los ingenieros adaptar el BHA a la respuesta direccional deseada. Dadas estas poderosas adaptaciones, no resulta sorprendente que aproximadamente un 90% de los despliegues del sistema PowerDrive vorteX concretados hasta la fecha involucren aplicaciones de perforación en base al desempeño, en las que los ingenieros procuran lograr velocidades de penetración más elevadas, mediante la utilización de la potencia excepcionalmente alta del sistema. En aproximadamente un 5% de los despliegues, el sistema PowerDrive vorteX resulta conveniente porque el bajo esfuerzo de torsión, la velocidad de rotación restringida o las bombas de circulación pequeñas, limitan las capacidades del equipo de perforación. El sistema también es útil para limitar el desgaste de la tubería de revestimiento, mediante la reducción de la velocidad de rotación de superficie del equipo de perforación, a la vez que permite que la sección de potencia de fondo rote la barrena. El o mínimo entre la herramienta rotativa direccional y la pared del pozo también reduce el desgaste de la tubería de revestimiento. El sistema se destaca además en lo que respecta a las aplicaciones de manejo de choques en las que los perforadores se esfuerzan por aumentar la eficiencia. Por ejemplo, en la barrena pueden producirse efectos de atascamiento/deslizamiento que hacen que ésta se atore momentáneamente antes de desconectarse. La minimización de éstos y otros efectos que tienden a demorar el proceso de perforación y dañan el BHA mejora la eficiencia. El problema de atascamiento mecánico involucra la sarta de perforación entera, no sólo la barrena. La disponibilidad de una herramienta que tiene mínimo o con las paredes del pozo reduce la probabilidad de atascamiento mecánico, pero la buena limpieza del pozo es clave para evitar el atascamiento mecánico. La utilización del sistema PowerDrive vorteX reduce los riesgos de atascamiento porque todo rota como mínimo a la misma velocidad que la columna de perforación.3 Además de contar con los atributos de desempeño típicos de un RSS—por ejemplo, elevada velocidad de penetración, alta eficiencia y excelente control direccional—el sistema

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LAM 21/107 LAM 21/108 LAM 21/109

500 1,000

Profundidad medida, m

1,500

Sección de 121⁄4 pulgadas 2,000 2,500

Sección de 81⁄2 pulgadas 3,000 3,500 4,000

Sección de 6 pulgadas 4,500 5,000

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Número de días

> Perforación más rápida en el Mar Caspio. Las operaciones de perforación de desarrollo llevadas a cabo con el sistema PowerDrive vorteX en el campo LAM permitieron ahorrar varios días de tiempo de equipo de perforación. El pozo LAM 21/107 (curva negra) fue perforado con un motor de fondo convencional. El RSS motorizado utilizado para la sección de 81⁄2 pulgadas del pozo LAM 21/108 (curva verde) y para las secciones de 121⁄4 y 81⁄2 pulgadas del pozo LAM 21/109 (curva roja) perforó más rápidamente que el PDM convencional utilizado en el pozo LAM 21/107.

PowerDrive vorteX optimiza el desempeño de las barrenas de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas en inglés).4 El mayor esfuerzo de torsión permite la utilización de barrenas más agresivas, aumentando aún más las velocidades de penetración. Prevención del atascamiento diferencial en el Mar Caspio Los sistemas rotativos direccionales de avanzada están desempeñando un rol clave para la compañía Dragon Oil Plc. en el redesarrollo del campo LAM situado en el bloque Cheleken del área marina de Turkmenistán, en el Mar Caspio. Este campo fue desarrollado inicialmente mediante la utilización de tecnología de perforación rusa en la década de 1980. Dragon Oil comenzó el redesarrollo del campo con perforación de pozos de relleno en el año 2001 y recientemente perforó cuatro pozos como parte de un programa de perforación continua iniciado en noviembre de 2003. Los pozos en forma de S son perforados desde la plataforma de producción LAM 21 para acceder a las reservas de petróleo del yacimiento Red Series, que comprende areniscas y arcilitas interestratificadas del Mioceno tardío al Plioceno temprano. Schlumberger fue seleccionada para proveer servicios de perforación direccional,

Primavera de 2005

mediciones durante la perforación (MWD, por sus siglas en inglés), adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) y obtención de registros con cable para los pozos de desarrollo. Las operaciones de perforación llevadas a cabo en el bloque Cheleken, normalmente requieren condiciones de sobrebalance de alta presión en la parte superior de cada sección de pozo cuando la sección se aproxima a la profundidad total. Esto se debe en gran medida a la naturaleza sobrepresionada y al espesor del yacimiento. Por lo tanto los problemas de atascamiento diferencial son comunes. Para el segundo de los cuatro pozos de desarrollo, el pozo LAM 21/107, Dragon Oil seleccionó un arreglo de perforación direccional convencional con un motor de fondo. Los arreglos de perforación direccional tienden a producir incremento angular en el yacimiento Red Series, de manera que el personal de perforación decidió reducir el peso sobre la barrena para controlar mejor la trayectoria del pozo. Esta reducción del WOB redujo la ROP, lo que a su vez incrementó el riesgo de atascamiento diferencial especialmente durante la perforación en modo de deslizamiento. Finalmente, ante la potencial ocurrencia de problemas de atascamiento diferencial, se puso fin a las operaciones de deslizamiento. Por otra parte,

la tendencia natural del pozo a desviarse a razón de 3°/30 m [3°/100 pies] durante la perforación, creaba una desviación de la trayectoria del pozo que superaba las tolerancias preestablecidas. Dragon Oil invitó a Schlumberger a optimizar el procedimiento de perforación para los tres pozos siguientes. Los ingenieros de Schlumberger propusieron la utilización del sistema PowerDrive vorteX para aliviar varios problemas. En primer lugar, el RSS motorizado mantendría las velocidades de rotación elevadas especificadas por Dragon Oil. Las velocidades de penetración más altas y la consiguiente reducción de los días de perforación limitarían el desgaste de la tubería de revestimiento en los tramos superiores de los pozos. Finalmente, la utilización de un sistema de perforación completamente rotativo reduciría considerablemente el potencial de atascamiento diferencial mediante la eliminación de la perforación en el modo de deslizamiento. En el tercer pozo, el pozo LAM 21/108, Dragon Oil perforó 772 m [2,533 pies] de pozo de 81⁄2 pulgadas en 66 horas utilizando el sistema PowerDrive vorteX. Comparativamente, un arreglo de motor de desplazamiento positivo estándar (PDM, por sus siglas en inglés) habría requerido aproximadamente 10 días para perforar este tramo (izquierda). Además de la elevada velocidad de penetración, el RSS motorizado mantuvo la verticalidad en un tramo de pozo de 600 m [1,970 pies] a través del yacimiento, teniendo un 90% del pozo menos de 0.5° de inclinación. Los pozos son planificados habitualmente con una trayectoria vertical o de bajo ángulo a través del yacimiento para minimizar los problemas de estabilidad del pozo. En el pozo LAM 21/108, la utilización del sistema PowerDrive vorteX posibilitó un ahorro de aproximadamente siete días de tiempo de equipo de perforación. El sistema PowerDrive vorteX también fue desplegado en el cuarto pozo perforado desde la plataforma LAM, el pozo LAM 21/109. En este pozo, la velocidad de penetración fue de 204 m/d [669 pies/D] en el tramo de 121⁄4 pulgadas y de 175 m/d [574 pies/D] en el tramo de 81⁄2 pulgadas. En este caso, el RSS motorizado permitió ahorrar aproximadamente nueve días de tiempo de equipo de perforación. Dragon continuará con su programa de perforación en la plataforma LAM 10 y proyecta basarse en los beneficios obtenidos durante la 3. Los componentes del arreglo de fondo de pozo debajo de la sección de potencia rotan a una velocidad equivalente a la suma de la velocidad de la columna de perforación y la velocidad rotativa de superficie. 4. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith R y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 38–63.

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Días

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Profundidad vertical verdadera, m

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400

700

Desarrollo de un campo maduro en Egipto Belayim Petroleum Company (Petrobel), una unión transitoria de empresas entre Eni y Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC), ha estado utilizando la tecnología PowerDrive vorteX con el fin de suministrar más energía y suficiente velocidad de rotación para perforar las vetas duras de anhidrita del campo maduro Belayim Marine ubicado en el área marina de Egipto, en el Golfo de Suez. Este campo petrolero descubierto en el año 1961 está integrado por areniscas y lutitas interestratificadas que han planteado diversos desafíos durante la construcción de sus pozos, tales como severas pérdidas de lodo y problemas de atascamiento diferencial y el daño de formación que se puso de manifiesto durante la producción.5 Durante el curso de los 40 años de desarrollo y producción de este campo petrolero, Petrobel desplegó numerosas tecnologías de avanzada para mejorar la producción, incluyendo la optimización de las tecnologías de fluidos de perforación, barrenas de perforación y emplazamiento de pozos, análisis del sistema de producción NODAL, operaciones de estimulación y redisparos.6 Recientemente, el operador perforó varios pozos direccionales nuevos para drenar el campo en forma más eficaz. La clave para la incorporación de pozos nuevos consiste en realizar su construcción dentro de las restricciones económicas del campo. Para satisfacer los objetivos técnicos y financieros de los pozos, Petrobel seleccionó la tecnología PowerDrive vorteX. Antes de perforar los pozos, los ingenieros simularon el desempeño de un motor para circular el lodo convencional y del sistema PowerDrive vorteX y determinaron que el RSS motorizado incrementaría la ROP en más de un 123%, en comparación con el motor para circular el lodo. Estas operaciones, que se iniciaron en enero de 2003, constituyeron el primer despliegue de la tecnología PowerDrive vorteX en Egipto, y el RSS motorizado demostró ser vital en la prevención de problemas de atascamiento/deslizamiento. En el pozo 113M-86, cuyo objetivo era el petróleo de la formación Kareem, la utilización del sistema PowerDrive vorteX permitió un aho-

1,200

12

0 100

6

800 600

600

5.6

5.0

468

4

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2

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1,000

400 272

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0

1,100

113M-86

113M-03

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BM-35

113M-55

Ahorro en términos de costos, US$ 1,000

perforación de los pozos de redesarrollo de la plataforma LAM 21. Los sistemas PowerDrive vorteX se utilizarán en las secciones de pozo de 121⁄4 y 81⁄2 pulgadas. La introducción de mejoras adicionales en el equipo de perforación y en la columna de perforación podría permitir incluso la aplicación de la tecnología PowerDrive vorteX en secciones de pozo de 6 pulgadas.

0

Pozo

1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000 2,100 2,200 2,300

0

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 1,100 1,200

Sección vertical, m Azimut = 215.65° Origen = O N/S, O E/O

> Perforación direccional en el campo Belayim Marine. El pozo 113M-86 en forma de S perteneciente a Petrobel (extremo inferior) alcanzó una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés) de 2,730 m [8,960 pies], justo por debajo de la formación productiva Kareem. En los cuatro pozos perforados con el sistema PowerDrive vorteX, Petrobel estimó que el sistema permitía ahorrar más de cinco días de equipo de perforación por pozo con un ahorro total de US$ 272,000 a US$ 600,000 por pozo (extremo superior).

rro de más de 10 días de tiempo de equipo de perforación—un total de US$ 600,000. La ROP fue 47% más elevada que el mejor valor de desempeño registrado previamente en el campo. Además, el tramo de 121⁄4 pulgadas fue perforado en un solo viaje y la trayectoria se ajustó estrechamente al plan. El RSS motorizado permitió un ahorro de al menos cinco días de equipo de perforación por pozo en otros tres pozos (arriba). En base a estos resultados, Petrobel tiene previsto utilizar el sistema PowerDrive vorteX en el futuro. Perforación de tramos laterales largos en capas con echados pronunciados En un campo del área de pie de monte de Alberta, Canadá, un operador está perforando pozos horizontales largos que producen gas. El plan para uno de esos pozos consistió en perforar fuera de la zapata de la tubería de revestimiento de superficie con un arreglo capaz de aumentar la inclinación hasta 15°, a razón de 1.0°/30 m, y luego perforar una sección tangencial de 2,260 m [7,415 pies] a través de formaciones con echados pronunciados.

Para perforar la sección de incremento angular y la sección tangencial en forma más eficaz, Schlumberger propuso la utilización del sistema PowerDrive vorteX en combinación con el sistema de herramientas MWD de diámetro reducido, de tercera generación, SlimPulse. Si bien las velocidades de penetración más elevadas logradas con un RSS motorizado representaban una consideración importante, la compañía operadora también quería un sistema capaz de mantener la trayectoria deseada a través de las capas con echados pronunciados sin perforar en el modo de deslizamiento como sucede con un arreglo PDM convencional. Además, la compañía quería mantener las rotaciones en superficie entre 30 y 60 rpm para minimizar el desgaste de la tubería de revestimiento causado por la rotación. El sistema PowerDrive vorteX proporcionó una transferencia de peso a la barrena de perforación más eficiente y permitió el empleo de un diseño de barrena mucho más agresivo, aumentando la velocidad de penetración (próxima página, arriba). Este sistema RSS motorizado posibilitó diversas alternativas de ahorro de tiempo y dinero.

Oilfield Review

Sistema PowerDrive vorteX

PDM convencional

0

500

Profundidad medida, m

1,000

1,500

2,000

2,500

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3,500

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30 40 Tiempo, días

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70

> Desempeño de la perforación direccional. Esta gráfica de tiempo en función de la profundidad compara las carreras del sistema PowerDrive vorteX (negro) con una de las operaciones de perforación más rápidas llevadas a cabo con un motor PDM convencional (dorado) en el área de pie de monte. El sistema RSS permitió un ahorro de aproximadamente 12 días de tiempo de perforación cuando alcanzó el final de la larga sección tangencial.

Las velocidades de penetración más elevadas permitieron ahorrar 12 días de tiempo de equipo de perforación, valuados en más de 400,000 dólares canadienses. El sistema RSS motorizado produjo un pozo más suave que el obtenido con un motor de fondo y permitió bajar la tubería de revestimiento en forma rápida y sencilla (abajo).

> Pozos con trayectorias más suaves perforados con el sistema RSS motorizado. Las imágenes de densidad de las formas de pozos obtenidas con el sistema de Densidad-Neutrón Azimutal adnVISION confirman que un pozo perforado con un motor PDM (extremo superior) muestra mucha más tortuosidad que el pozo suave perforado con el sistema PowerDrive vorteX (extremo inferior).

Primavera de 2005

Comparado con la experiencia en los pozos vecinos, este pozo requirió 56 horas menos de ensanchado. Al igual que en muchas operaciones de campos petroleros exitosas, la utilización de una sola herramienta no es el único factor de aporte. En este caso, la planeación cuidadosa, el diseño óptimo de los arreglos de fondo de pozo y el trabajo en equipo realizado en la oficina también incidieron en el resultado positivo. Futuro de la perforación rotativa direccional El sistema PowerDrive vorteX combina una sección de potencia integrada con un BHA que rota al menos a la misma velocidad que la sarta de perforación. Los consiguientes aumentos de la ROP resultan especialmente valiosos en las áreas donde las velocidades de perforación son altas, si bien esta tecnología también proporciona un incremento vital del desempeño en entornos operacionales de menor costo cuando las capacidades del equipo de perforación limitan el desempeño de la perforación. El sistema PowerDrive vorteX extiende las capacidades de otros sistemas rotativos direccionales ya que permite la perforación de pozos complicados en objetivos definidos estrictamente, dentro de formaciones que son duras, inestables o profundas o que combinan todas estas características.7

Es probable que el desarrollo de sistemas rotativos direccionales adicionales continúe a un ritmo acelerado. Como se describe en este artículo, el sistema PowerDrive vorteX, desplegado por primera vez en el año 2001 como una herramienta de 9 pulgadas para la perforación de pozos de 121⁄4 pulgadas y posteriormente desplegado en el año 2003 con componentes totalmente integrados, ya está disponible como un sistema de 63⁄4 pulgadas para perforar pozos de 81⁄2 pulgadas. Se encuentra en desarrollo un motor de perforación de alto rendimiento para ser integrado con los sistemas PowerDrive vorteX, que posee una capa delgada de elastómero extendida sobre metal para mantener una forma más consistente que el elastómero solo, independientemente de la presión de fluido existente dentro del motor. Esto permite que el nuevo motor transmita efectivamente un WOB aún mayor desde la superficie para lograr una perforación más rápida y más eficiente. No obstante, el nuevo motor requerirá un equipo de perforación regulado para una presión más alta y bombas capaces de manipular los volúmenes de recortes producidos a velocidades de penetración más elevadas. Además de los esfuerzos de investigación y desarrollo de Schlumberger, BP, Shell y Statoil están proporcionando fondos para el desarrollo de un sistema rotativo direccional de diámetro súper reducido, basado en la tecnología PowerDrive vorteX (véase “Tecnología rotativa direccional: Drilling the Limit,” página 1).8 Los responsables del desarrollo de tecnología están demostrando ser tan implacables como los ingenieros de perforación a la hora de extender los límites de la tecnología. —GMG 5. Elshahawi H, Siso S, Samir M y Safwat M: “Production Enhancement in the Belayim Fields: Case Histories,” artículo de la SPE 68688, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta, 17 al 19 de abril de 2001. Eissa WM: “Optimizing Drilling Parameters Enhances Horizontal Drilling Performance,” artículo de las IADC/SPE 72881, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las IADC/SPE, Bahrain, 22 al 24 de octubre de 2001. 6. Herramienta analítica utilizada en la predicción del desempeño de los diversos elementos que componen el sistema de terminación y producción. El análisis NODAL se emplea para optimizar el diseño de las terminaciones de pozos a fin de que se adecuen a la productividad del yacimiento y para detectar las restricciones o límites presentes en el sistema de producción e identificar cualquier forma de mejorar la eficiencia de la producción. 7. Para análisis más extensos de las tecnologías y las aplicaciones RSS, consulte Ghiselin D: “Steering Technology Takes a Leap,” Hart’s E&P 76, no. 10 (Octubre de 2003): 79. Hartley F: “Rotary Steerable Systems Provide Advantages, Opportunities,” Offshore 64, no. 4 (Abril de 2004): 66, 67–70, 72, 74. 8. “Working Together To Solve Problems,” en The New Age of Drilling: From Art To A Science, un suplemento de Hart’s E&P. Houston: Hart Energy Publishing LLP (Febrero de 2004): 16.

9

Nuevas aplicaciones para los surfactantes viscoelásticos

Slaheddine Kefi Cambridge, Inglaterra

Los desarrollos introducidos recientemente en materia de surfactantes viscoelásti-

Jesse Lee Timothy L. Pope Phil Sullivan Sugar Land, Texas, EUA

nuevos y desafiantes. Desde las operaciones de terminación hasta las operaciones

cos han permitido expandir la aplicación de estos materiales únicos a ambientes

de estimulación de pozos, los sistemas de surfactantes viscoelásticos están mejorando la productividad de los pozos y la recuperación de hidrocarburos.

Erik Nelson Consultor Houston, Texas Ángel Núñez Hernández Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) Barinas, Venezuela Tom Olsen Denver, Colorado, EUA Mehmet Parlar Rosharon, Texas Brian Powers BP Bakú, Azerbaiján Alistair Roy Allan Wilson BP Aberdeen, Escocia Alan Twynam BP Sunbury, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Curtis Boney, Ernie Brown, Steve Davies y George Hawkins, Sugar Land, Texas, EUA; Jorge González y Arthur Milne, Caracas, Venezuela; Satyaki Ray, Calgary, Alberta, Canadá; y David Schoderbek, Burlington Resources Canadá, Calgary. ClearFRAC, ClearPAC, CoalFRAC, FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FracCADE, NODAL, OilSEEKER y PERMPAC son marcas de Schlumberger. Alternate Path es una marca de ExxonMobil Corp.; la licencia de esta tecnología ha sido otorgada exclusivamente a Schlumberger. FANN es una marca de Fann Instrument Company.

10

Los objetos diminutos pueden tener un impacto desproporcionado sobre los esfuerzos de gran escala. Una gota de tinta puede oscurecer todo un vaso de agua, mientras que la fisión de un átomo causa una liberación significativa de energía. Las micelas—estructuras microscópicas de agua ligadas por surfactantes—resultan indistintas a simple vista, pero un volumen pequeño de las mismas, es suficiente para mejorar la eficiencia y efectividad de las operaciones de estimulación de pozos.1 Los surfactantes se utilizan en muchas operaciones de campos petroleros, tales como las operaciones de perforación y estimulación de pozos.2 Antes de 1950, en los tratamientos de estimulación se utilizaban mezclas inflamables de napalm y gasolina para crear fluidos viscosos capaces de iniciar y propagar una fractura hidráulica.3 En la década de 1950, los ingenieros creían que la introducción de agua en un yacimiento durante la ejecución de un tratamiento de fracturamiento hidráulico producía daño de formación, de manera que los pozos eran estimulados con aceites viscosos o aceites gelificados. Los investigadores descubrieron posteriormente que los fluidos de fracturamiento hidráulico a base de agua no eran tan perjudiciales para la producción como creían en un principio. En la década de 1960, los ingenieros se volcaron a las soluciones viscosas de goma guar, o de derivados de la goma guar, en salmuera.4 En la década de 1970, la industria de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) experimentó un incremento de las operaciones de estimulación por fracturamiento al tener que explotar yacimientos menos permeables. Para

estimular pozos más profundos y con temperaturas más elevadas en estos yacimientos, los ingenieros necesitaban fluidos de fracturamiento más viscosos y con más estabilidad térmica. En respuesta a esas demandas, los científicos desarrollaron una nueva generación de fluidos de fracturamiento a base de polímeros. Con mucha frecuencia, los polímeros a base de goma guar se reticulaban con iones de borato, circonato o titanato para generar fluidos de alta viscosidad.5 La década de 1980 fue testigo de los avances introducidos en las técnicas de evaluación de daños de formación en el laboratorio y de la mayor concientización acerca del daño producido en la permeabilidad de las fracturas por los fluidos de fracturamiento a base de polímeros. Para minimizar el deterioro de la conductividad de la fractura inducido por el polímero, los ingenieros comenzaron a utilizar fluidos de fracturamiento energizados, lo que permitió disminuir la concentración de polímero requerida hasta en un 50%. El daño de formación producido por el polímero residual se redujo, agilizándose la limpieza de los pozos y mejorando su productividad. El paso siguiente tuvo lugar en la década de 1990, cuando los científicos desarrollaron fluidos de fracturamiento acuosos, libres de polímeros, basados en la tecnología de surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés). Desde la primera generación de sistemas de fluidos VES, esta tecnología ha evolucionado considerablemente. Las nuevas adaptaciones químicas mejoran el desempeño y han sido utilizadas para enfrentar una amplia variedad de ambientes de perforación y crear aplicaciones totalmente nuevas.

Oilfield Review

En este artículo, repasamos la evolución de la química de los fluidos VES en el campo petrolero durante la última década, en que dejó de ser una tecnología relativamente desconocida para convertirse en tecnología de uso corriente. Algunos ejemplos de campo de América del Sur, América del Norte, el Mar del Norte y el Mar Caspio, demuestran cómo estos novedosos materiales

ayudan a los ingenieros a optimizar el desempeño de sus activos de petróleo y gas y a mejorar la recuperación de hidrocarburos.

1. Las estructuras micelares se refieren a una agregación coloidal de moléculas anfipáticas que se dan a una concentración micelar crítica bien definida. 2. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y, Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J: “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,” Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

3. Chase et al, referencia 2. 4. La goma guar es un polisacárido hidrofílico que se obtiene de la semilla de la planta de guar (Planta leguminosa que crece en Pakistán y en la India). Altamente dispersable en agua y en salmueras de diverso tipo, puede ser reticulado con bórax y otros compuestos para generar alta resistencia de gel para los sólidos en suspensión, tales como la arena y otros apuntalantes. Se

Primavera de 2005

Desde el principio En 1983, Dow Chemical Company introdujo una familia de surfactantes posteriormente conocidos como VES.6 Estos surfactantes se utilizaban

como densificantes en los productos de consumo, tales como decolorantes, detergentes líquidos para el lavado de vajilla y cosméticos. Su intrigante desempeño condujo a los ingenieros del Centro de Tecnología de Dowell en Tulsa, ahora Schlumberger, a explorar diversas formas de aplicar la tecnología VES en la industria del petróleo y el gas. utiliza comúnmente en fluidos de fracturamiento para crear la viscosidad requerida. Tiene baja estabilidad térmica, es sensible al pH y está sujeta a fermentación bacteriana. 5. Ely JW: Stimulation Engineering Handbook. Tulsa: PennWell Publishing Company (1994): 79–97. 6. Chase et al, referencia 2.

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Condiciones estáticas Grupo de cabezas hidrofílicas

Grupo de colas hidrofóbicas

> El nivel molecular. Los surfactantes viscoelásticos exhiben una estructura de cabezas hidrofílicas bien definida (derecha) adosada a una sección de cola articulada con un extremo hidrofóbico (izquierda). Cuando se dispersan en soluciones de salmuera específicas, las secciones de cola se asocian formando finalmente una estructura micelar vermicular o vermiforme.

Los surfactantes son compuestos cuyas estructuras moleculares contienen tanto grupos hidrofílicos (que atraen el agua) como grupos hidrofóbicos (que repelen el agua). La mayoría de los surfactantes consisten de un grupo con cabezas hidrofílicas y un grupo con colas hidrofóbicas (arriba). Cuando se agregan a un fluido acuoso, las moléculas de surfactante se combinan para formar estructuras que se conocen con el nombre de micelas. Las colas hidrofóbicas de las micelas se asocian para formar un núcleo

rodeado de cabezas hidrofílicas que aíslan las colas del o con el agua. Típicamente, las micelas tienen forma esférica. En el caso de los surfactantes VES, cuando ciertas sales están presentes en el fluido acuoso dentro de un rango de concentración particular, las micelas adoptan una estructura tipo barra (bastoncillos), similar a las fibras de polímeros (arriba, a la derecha). Estas micelas tipo barra se entrecruzan, se desarrolla el comportamiento viscoelástico y se obstaculiza el movimiento del

0.1 micrón

> Micrografía de las micelas. A través de un microscopio electrónico de barrido ambiental, se observa que las moléculas VES dispersas en una solución acuosa se asocian, forman estructuras tipo barra y se entrecruzan, generando finalmente viscosidad.

12

Dirección del flujo

Condiciones dinámicas

> Efectos quimiomecánicos y viscoelasticidad. Cuando se mezclan con soluciones salinas a la concentración correcta, los materiales VES forman micelas de tipo barra que se entrecruzan bajo condiciones estáticas (extremo superior), impartiendo así viscosidad al fluido y elasticidad a los pseudosólidos. Si se exponen a la energía de corte, tal como la proporcionada con el bombeo de los fluidos, por baja que ésta sea, las micelas se desasocian de inmediato (extremo inferior). La elasticidad y la viscosidad disminuyen.

fluido (izquierda). Se produce un significativo aumento de la viscosidad y se desarrolla el comportamiento elástico de los pseudosólidos.7 Cuando las micelas son desasociadas por la energía de corte, el comportamiento reológico de los fluidos VES es similar al del agua, o casi Newtoniano; sin embargo, la viscosidad y el comportamiento elástico se recuperan cuando se elimina la energía disruptiva (próxima página, arriba). Las propiedades quimiomecánicas únicas que crean la viscosidad de los fluidos VES se prestan fácilmente a la fluidificación por esfuerzo de corte, la suspensión estática, los bajos requerimientos de energía de transición de condiciones estáticas a condiciones dinámicas y la alta eficiencia del transporte de partículas. Los fluidos VES requieren menos energía para ser bombeados que los fluidos a base de polímeros más convencionales, lo que reduce efectivamente los requerimientos energéticos de las bombas en la localización del pozo. La viscosidad de los fluidos VES puede disminuir con la temperatura. No obstante, el aumento de la concentración de surfactante o el ajuste de

Oilfield Review

7. El término pseudosólido describe los materiales que desarrollan estructuras de gel altamente viscosas, que pueden exhibir un comportamiento elástico y que requieren poca energía para reducir el gel a líquido. 8. Los surfactantes catiónicos son agentes activos en superficie típicamente compuestos de sales aminas grasas. Poseen una carga positiva neta y son estables a lo largo de una gama de niveles de pH y en varias soluciones salinas. 9. Parlar M, Nelson EB, Walton IC, Park E y DeBonis VM: “An Experimental Study on Fluid-Loss Behavior of Fracturing Fluids and Formation Damage in High Permeability Porous Media,” artículo de la SPE 30458, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

Primavera de 2005

Perfil de viscosidad a 24°C [75°F] Régimen de flujo Tubulares y disparos

Formación y fractura 100,000

Viscosidad,

2.5% de surfactante viscoelástico 40 lbm/1000 gal de hidroxietilcelulosa

10,000

1,000

100

10 0.01

0.1

1 10 Tasa de corte, s-1

100

1,000

> Mejoramiento de la viscosidad. Si se comparan con los sistemas de fluidos de fracturamiento hidráulico convencionales, como los sistemas a base de hidroxietilcelulosa (HEC) (azul), los sistemas VES (curva roja) proveen una viscosidad más alta a las tasas de corte experimentadas durante el fracturamiento (izquierda), mientras que la viscosidad provista es similar a las tasas de corte más bajas que son habituales en los tubulares y en los disparos (derecha). Referencias ClearFRAC HT 300

500 450

250

400 350

Temperatura 5% de ClearFRAC HT 4% de ClearFRAC HT

300 250

200 150

200 100

150 100

Temperatura, °F

Viscosidad aparente, a 100 s-1

la concentración de sales puede reducir esta fluidificación relacionada con la temperatura. A diferencia de los sistemas poliméricos convencionales, la viscosidad de los fluidos VES no se degrada con el tiempo y resulta predecible y fácil de modelar, combinando simplicidad operativa con un diseño de fluido eficiente y eficaz (derecha, al centro). Los primeros experimentos de laboratorio demostraron que la viscosidad de los fluidos VES se rompe fácilmente a través del o con los hidrocarburos o se diluye por acción del agua de formación. El petróleo o el condensado producido alteran el medio eléctrico del fluido, lo que hace que la forma de las micelas se revierta pasando de barras a esferas (derecha, abajo). La viscosidad del fluido se reduce porque las micelas, ahora esféricas, ya no se pueden entrecruzar. Alternativamente, cuando los fluidos VES son diluidos por el agua de formación, la concentración de surfactante finalmente se reduce hasta alcanzar un nivel en el que la cantidad de micelas presentes es insuficiente para que se entrecrucen y la viscosidad se pierde. A menudo se realizan pruebas de laboratorio simples para confirmar la compatibilidad de los fluidos VES con los hidrocarburos producidos específicos. A comienzos de la década de 1990, Schlumberger aplicó por primera vez la química VES en el fluido de empaque de grava con surfactantes viscoelásticos PERMPAC. Nuevo en el campo petrolero, este surfactante catiónico logró viscosificar las salmueras comunes utilizadas en las operaciones de terminación de pozos—cloruro de potasio, cloruro de amonio, cloruro de calcio o bromuro de calcio—para poner en suspensión y transportar la grava.8 La concentración de los fluidos VES oscilaba entre 2.5 y 6% por volumen, dependiendo de la temperatura de pozo prevista. A diferencia de los fluidos de empaque de grava basados en viscosificadores poliméricos, tales como la goma guar o la hidroxietil celulosa (HEC), los fluidos VES dejan pocos residuos, lo que reduce significativamente el daño del empaque de grava.9

50

50 0

0 0

20

40

60 80 Tiempo, minutos

100

120

140

> Viscosidad a través del tiempo. Los fluidos de fracturamiento sin polímeros ClearFRAC poseen suficiente viscosidad para los tratamientos de fracturamiento y otras aplicaciones a temperaturas de hasta 135°C [275°F]. Si se expone a temperaturas elevadas en pruebas de laboratorio, el fluido ClearFRAC HT muestra poca pérdida de viscosidad con el tiempo. Los picos de viscosidad que aparecen a los 25, 58, 92 y 125 minutos son transformaciones artificiales del proceso de prueba.

+ Micelas vermiformes o vermiculares

Rompedor o o con el hidrocarburo líquido

=

Micelas esféricas

> Ruptura de la viscosidad. Los fluidos VES pueden perder su viscosidad de diversas maneras. Al entrar en o con rompedores, agua de formación o hidrocarburos líquidos, las micelas pierden su forma de barra, colapsando para formar esferas. Una vez que esto ocurre, las micelas ya no pueden entrecruzarse y la viscosidad se pierde siendo en general irrecuperable.

13

Beneficiosos para el medio ambiente Desde el comienzo, los fluidos de fracturamiento y empaque de grava VES permitieron mejorar el desempeño del pozo. A partir de su éxito inicial, estos fluidos siguieron evolucionando. Para fines de la década de 1990, la búsqueda de nuevas reservas de petróleo y gas condujo a los operadores a perforar y terminar pozos en áreas más desafiantes y más sensibles desde el punto de vista ambiental. Los fluidos VES introducidos a comienzos de la década de 1980 se basaban en la química de los surfactantes catiónicos. Si bien son efectivos tanto desde el punto de vista operativo como en términos de costos, y resultan aceptables desde la perspectiva medioambiental en la mayoría de las localizaciones terrestres, los surfactantes catiónicos no siempre pueden ser descargados en ambientes marinos. Para encarar los problemas de descarga, los ingenieros y científicos de Schlumberger comenzaron a desarrollar surfactantes viscoelásticos no catiónicos. A comienzos del año 2000, los investigadores habían descubierto nuevos surfactantes aniónicos capaces de satisfacer tanto las demandas ambientales como las demandas funcionales.10 El resultado, es decir el fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC EF, permitió mejorar el desempeño en ciertas situaciones proporcionando al mismo tiempo un fluido que podía ser descargado en áreas sensibles desde el punto de vista ambiental, tales como la región del Lago de Maracaibo en Venezuela.

14

160

600

140

500

120 100

400

80

300

Tasa de corte, rpm Esfuerzo de corte, lbm/100 pies2

200

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Viscosidad, Temperatura,°F

40

100

Temperatura, °F

Tasa de corte, rpm Viscosidad, Ruptura por cizalladura, lbm/100 pies2

Perfil reológico del fluido ClearFRAC EF 700

20

0

0 0

5

10

15

20 25 Tiempo, min

30

35

40

> Asegurando la viscosidad en el Lago de Maracaibo. Los ingenieros evaluaron el desempeño reológico del fluido de fracturamiento ClearFRAC EF en las pruebas de laboratorio utilizando un reómetro FANN 50. Las pruebas dieron seguridad a los ingenieros en cuanto al potencial desempeño satisfactorio del fluido. La viscosidad del fluido (azul) se mantuvo estable a pesar del incremento de la temperatura, que pasó de temperatura ambiente a 65°C [150°F]. Transcurridos siete minutos de la prueba, un cambio en la tasa de corte (anaranjado) produjo una variación de la viscosidad. Una vez reducida la tasa de corte, la viscosidad volvió a sus valores normales a lo largo de toda la prueba de 40 minutos de duración. El mantenimiento de la estabilidad de la viscosidad durante el calentamiento del fluido simplifica la ingeniería de fracturamiento. A diferencia de los fluidos a base de polímeros que pierden viscosidad con el incremento de la temperatura, la eficiencia de transporte de apuntalante de los fluidos VES no varía con el recalentamiento del fluido durante el bombeo. Ancho de la fractura

Curva de contorno correspondiente a la concentración de apuntalante

3,850

< 0 laa 0 laa 0.0 a 2.2 laa

3,900 Profundidad, pies

Con el tiempo, el surfactante PERMPAC fue utilizado en aplicaciones de fracturamiento constituyendo la base para el desarrollo subsiguiente del fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC. Sin embargo, las limitaciones de costos y temperatura—60°C [140°F]—impidieron su uso generalizado en tratamientos de fracturamiento hidráulico. Schlumberger introdujo el sistema de fluidos surfactantes ClearFRAC original en el año 1997. Al igual que los fluidos PERMPAC, el sistema fue construido en base a la química de los surfactantes catiónicos. El surfactante ClearFRAC demostró ser estable en salmueras de baja densidad a temperaturas de hasta 93°C [200°F]. Dado que un alto porcentaje de las operaciones de fracturamiento tienen lugar a temperaturas de menos de 200°F, el mercado de los fluidos VES para tratamientos de fracturamiento era realmente vasto. Además, el surfactante podía mezclarse continuamente con salmuera y el sistema de fluido resultante podía espumarse, o energizarse, con nitrógeno [N2].

2.2 a 4.2 laa 4.2 a 6.2 laa

3,950

6.2 a 8.2 laa 8.2 a 10.2 laa 4,000

10.2 a 12.2 laa 12.2 a 14.2 laa

4,050 -1.00 0 1.00 0 Ancho, pulgadas

10 10

>14.2 laa 20

30 40 50 60 Longitud, pies

70

80

90

> Resultados de las operaciones de fracturamiento. La imagen generada por el software de diseño y evaluación de operaciones de fracturamiento FracCADE muestra una estimación de la altura y el ancho de la fractura (izquierda). La fractura se extiende a lo largo de una distancia de aproximadamente 24 m [80 pies] del pozo (derecha). En el Pozo BA-2233, situado en el área del Lago de Maracaibo, se emplazaron aproximadamente 27,215 kg [60,000 lbm] de apuntalante para fracturamiento. La mayoría de las regiones de la fractura recibieron más de 14 libras de apuntalante, lo que produjo una conductividad efectiva de la fractura de 6,019 mD/m [19,746 mD/pie].

En América del Sur, se han perforado y terminado muchos pozos en el Lago de Maracaibo situado en la porción central norte de Venezuela. Hoy en día, las descargas provenientes de las operaciones relacionadas con el petróleo y el gas se limitan a los productos y materiales que satisfacen estrictas normas ambientales. Los pozos del Campo Bachaquero, situado en la región del Lago de Maracaibo, generalmente producen a partir de areniscas altamente permeables, no consolidadas, de edad Mioceno. En

muchos casos, los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico han demostrado ser efectivos en lo que respecta al mejoramiento del desempeño del pozo. Los ingenieros del laboratorio de soporte de campo de Schlumberger situado en Las Morochas, Venezuela, evaluaron diversos surfactantes ClearFRAC, seleccionando finalmente el fluido ClearFRAC EF por su aceptabilidad medioambiental en ambientes marinos, su baja tendencia a la formación de emulsiones con el petróleo pro-

Oilfield Review

Retorno de fluidos más diluidos Los fluidos de fracturamiento cumplen con dos objetivos fundamentales: en primer lugar, proveer la energía hidráulica que genera y abre una fractura y, en segundo lugar, emplazar los materiales apuntalantes transportados en la fractura abierta para mantener una trayectoria conductiva, o conducto, para el flujo lineal hacia el interior del pozo. Una vez ejecutadas estas tareas, la presión del pozo cae y el fluido de fracturamiento fluye a la superficie. En las pruebas de campo, los ingenieros observaron que, en comparación con los fluidos a base de polímeros más convencionales, con los fluidos VES se requerían niveles de viscosidad significativamente más bajos para transportar y emplazar el apuntalante en forma eficaz (derecha, arriba). No obstante, en ciertos casos, hasta niveles de viscosidad mínimos podrían retardar el flujo de retorno del fluido de fracturamiento durante la limpieza del pozo. 10. Los surfactantes aniónicos son agentes activos en superficie que poseen una carga negativa neta. 11. El fracturamiento con control del largo de la fractura consiste en hacer que el apuntalante obture deliberadamente el extremo de la fractura a través del agotamiento del colchón. La propagación ulterior de la fractura cesa y la continuidad del bombeo aumenta el ancho de la fractura. 12. El parámetro de empaque de surfactante es afectado por las condiciones de la solución tales como temperatura y concentración de surfactante. También puede ser influenciado por los cambios acaecidos en la longitud de la cadena micelar y la ausencia de simetría, que producen un incremento en la curvatura espontánea del surfactante, determinando finalmente si las moléculas de surfactante formarán micelas esféricas o micelas cilíndricas.

Primavera de 2005

Viscosidad, a 100 s-1

100 35 lbm/1000 gal de fluido a base de polímeros Fluido ClearFRAC HT

10

1

0.1

0.01 0.01

0.1

1 Tasa de corte, s-1

100

10

> Polímeros de desempeño destacado. Tanto en evaluaciones de laboratorio como en evaluaciones de campo, los fluidos ClearFRAC HT mostraron un desempeño superior al de los fluidos a base de polímeros (rojo) en lo que respecta a eficiencia de transporte. A una tasa de corte baja, los fluidos ClearFRAC HT proveen viscosidades más altas que los fluidos a base de polímeros (azul–izquierda), mientras que a una tasa de corte más alta (azul–derecha) se observan viscosidades mucho más bajas. 6% de surfactante ClearFRAC en una solución de cloruro de potasio (KCl) 6% de ClearFRAC en una solución de cloruro de potasio + 7 ppm* de rompedor 6% de ClearFRAC en una solución de cloruro de potasio + 10 ppm de rompedor 6% de ClearFRAC en una solución de cloruro de potasio + 15 ppm de rompedor

300 250 Viscosidad, a 100 s-1

ducido localmente y su perfil de viscosidad bajo las condiciones de fondo de pozo pronosticadas (página anterior, arriba). Para mejorar el desempeño del pozo inyector de vapor BA-2233, los ingenieros llevaron a cabo una operación de fracturamiento hidráulico generando una fractura de 15.2 mm [0.6 pulgadas] de ancho (página anterior, abajo). Mediante la utilización de un fluido portador ClearFRAC EF, se emplazaron en la formación un poco menos de 27,215 kg [60,000 lbm] de apuntalante para fracturamiento de malla 20/40. A los 10 minutos de iniciado el bombeo, o dos minutos después de que el apuntalante penetrara en los disparos, se observó el detenimiento del crecimiento longitudinal de la fractura (TSO, por sus siglas en inglés).11 De acuerdo con el análisis del sistema de producción NODAL, la producción de petróleo con posterioridad al tratamiento de fracturamiento y previo a la inyección de vapor sería de aproximadamente 32 m3/d [200 B/D]. La producción real después del tratamiento de estimulación fue de 33 m3/d [209 B/D], lo que coincide con el pronóstico del análisis NODAL.

200 150 100 50 0 50

100

150

* ppm significa partes por mil

200 Temperatura, °F

250

300

350

> Efectividad de los rompedores VES. La viscosidad de los fluidos ClearFRAC (azul) puede ser reducida mediante el agregado de compuestos rompedores. Con mucha frecuencia, los rompedores están encapsulados y entran en o con el fluido VES cuando las cápsulas son trituradas durante el período posterior al fracturamiento. Frente a la exposición a los rompedores encapsulados, la viscosidad del fluido VES (dorado–izquierda) se reduce hasta en diez veces. Se muestra el desempeño resultante del incremento de la concentración de rompedor con el incremento de la temperatura.

Si se acorta el tiempo requerido para limpiar un pozo, se puede obtener más rápidamente la producción comercial. Teniendo en cuenta este concepto, los responsables del desarrollo de tecnologías comenzaron a investigar la química de los rompedores de emulsión para los fluidos VES a fin de posibilitar una reducción de la viscosidad en sitio en forma controlable y predecible. La reducción de la viscosidad en las suspensiones VES depende de diversos factores, incluyendo el medio iónico, la temperatura y los parámetros de empaques de surfactantes.12 Los primeros experimentos demostraron que, al igual

que los hidrocarburos producidos, los rompedores químicos hacen que las micelas de los fluidos VES cambien su forma de barra para convertirse en esferas, colapsando la estructura micelar entrecruzada que genera la viscosidad. Para fines de 1999, los responsables del desarrollo de tecnologías descubrieron una nueva versión de rompedores de emulsión que podían encapsularse y mezclarse con los apuntalantes para ser distribuidos en forma uniforme y efectiva a lo largo de toda la fractura (arriba). En una operación de fracturamiento típica, una vez emplazado el apuntalante en la fractura, se eli-

15

Extensión de los límites térmicos Los ingenieros, científicos y responsables del desarrollo de tecnologías que aplican fluidos VES lograron diversos acontecimientos importantes, incluyendo la aceptación mediombiental y el control de la viscosidad diseñado técnicamente. Ahora, a medida que los ambientes de perforación se extienden para incluir condiciones de temperatura, profundidad y presión más extremas, los sistemas VES también están evolucionando para satisfacer estos desafíos. La versatilidad de los surfactantes viscoelásticos hace posible el desarrollo de sistemas de fluidos para aplicaciones específicas. En Canadá, se necesitaba un nuevo sistema VES para enfrentar los desafíos de perforación planteados en las áreas de desarrollo de gas somero del sur de Alberta (derecha). Las rentabilidades marginales, las estrictas regulaciones ambientales y las bajas temperaturas de los pozos impusieron sobre los operadores la necesidad de buscar tecnologías de fluidos de fracturamiento nuevas. Los ingenieros de Schlumberger respondieron a esa necesidad desarrollando un fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC LT, un fluido a base de surfactantes viscoelásticos diseñado para satisfacer diversos requisitos incluyendo su utilización en ambientes fríos.

16

Aplicado en pozos con temperaturas inferiores a 38°C [100°F], el nuevo fluido también demostró ser económico en situaciones que requerían soluciones de fracturamiento hidráulico de bajo costo. Para cumplir con los requisitos vigentes en

Canadá en materia de medio ambiente, los responsables del desarrollo de tecnologías diseñaron el sistema ClearFRAC LT para que resultara compatible con soluciones salinas sin cloruros, tales como los métodos de fractura-

Prueba de campo del fluido ClearFRAC con un rompedor encapsulado 2,000 1,750 1,500 Producción promedio, Mpc/D

mina la presión hidráulica y la fractura comienza a cerrarse. Las cápsulas que contienen el rompedor ClearFRAC son trituradas dentro de la fractura que se está cerrando, liberando el rompedor. El rompedor modifica los parámetros del empaque de surfactante del fluido de fracturamiento: las micelas colapsan y la viscosidad se reduce, mejorando efectivamente el flujo de retorno del fluido de fracturamiento. En aplicaciones de campo, la utilización de rompedores VES mejora la limpieza del pozo e incrementa la producción temprana de gas. Se reduce la formación indeseada de espuma de fluido en la superficie, se mejora la separación gas-líquido y se optimiza la conductividad de la fractura. Si se comparan las curvas de producción de los pozos fracturados con los sistemas a base de polímeros más antiguos con los pozos fracturados utilizando los fluidos VES que incorporan la química de los rompedores, se observa que las curvas de producción a menudo se asemejan con el tiempo. No obstante, en los primeros 60 días aproximadamente, la limpieza más rápida de los fluidos VES que utilizan rompedores encapsulados produce un volumen de gas incremental sustancial; los pozos se ponen en producción más rápido mejorando el retorno de la inversión (derecha).

Tasa de fluido ClearFRAC

1,250 Curvas de producción

1,000 Tasa de fluido a base de polímeros 750

El área sombreada indica la producción de gas incremental en los primeros 35 días

500

Fluido ClearFRAC Fluido de fracturamiento a base de polímeros

250 0 0

10

20

30 40 50 60 70 Días transcurridos desde la primera aplicación

80

90

100

> Gas incremental. Los datos de las pruebas de campo indican que los fluidos ClearFRAC se limpian más rápido (azul), produciendo más gas en el primer mes de producción que los fluidos a base de polímeros (rojo). Este gas incremental (recuadro sombreado) puede compensar el costo de las operaciones de estimulación y mejorar el retorno de la inversión.

ALBERTA 0

Grande Prairie

0

200 100

400 km 200 millas

Edmonton Red Deer

Calgary Brooks

CANADÁ

> Zonas prospectivas de gas somero en el sur de Alberta. El fluido ClearFRAC LT de baja temperatura se diseñó en primer término para ayudar a los operadores a estimular en forma económica y eficaz los pozos perforados en las áreas del sur de Alberta (dorado), Canadá.

Oilfield Review

Registro de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total Imagen estática

Imagen dinámica

Flechas que señalan 0° el echado 90°

Carbón con lutitas

Fracturas por esfuerzos de corte rotadas

CARBÓN

XXX8

Carbón Grietas subverticales

Trazas de estratificación

Superficie erosiva en los limos

XXX9

> Gas nuevo a partir del carbón somero. Si bien representan un desafío en lo que respecta a explotación, los mantos de carbón constituyen una fuente de gas natural no convencional en forma de metano en capas de carbón (CBM, por sus siglas en inglés). El CBM existe como gas adsorbido en la matriz del carbón o como gas libre en las fracturas o grietas del carbón. Las grietas varían en lo que respecta a tamaño, oscilando entre microscópicas y visibles a simple vista (izquierda). Las grietas se orientan generalmente en sentido perpendicular a los planos de estratificación naturales. Las imágenes de buena calidad obtenidas con la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total operada a cable pueden definir grietas en afloramientos de capas de carbón más grandes. En esta imagen se observan abundantes grietas (derecha). Los colores brillantes de las imágenes estáticas indican litologías más resistivas, tales como los carbones, mientras que los colores oscuros corresponden a lutitas, limos, cenizas o fracturas abiertas. También pueden observarse fracturas por esfuerzos de corte naturales dentro del carbón que en general rotan formando ángulos variables con respecto a los planos de estratificación. (Foto e imagen FMI, gentileza de David Schoderbek, Burlington Resources Canadá, Calgary, y Satyaki Ray, Schlumberger Canadá Ltd., Calgary; utilizadas con autorización).

miento con espuma a base de nitrato de amonio y nitrógeno. Los fluidos ClearFRAC LT también pueden ser formulados con cloruro de potasio y cloruro de amonio. Como sucede con otros productos ClearFRAC, el surfactante ClearFRAC LT se mezcla continuamente, lo que posibilita un ahorro de tiempo considerable en la localización del pozo. Los costos se reducen y cada día se pueden estimular más zonas. Las pruebas de campo realizadas en pozos múltiples de Canadá mostraron una mejora de los parámetros económicos de perforación y de la logística y la capacidad de estimular zonas productivas marginales en ambientes de baja temperatura. Las modificaciones introducidas en la química de los surfactantes viscoelásticos ClearFRAC LT han permitido hallar nuevas aplicaciones que trascienden los pozos de baja temperatura, por ejemplo en yacimientos no convencionales tales como los yacimientos de metano en capas de carbón (CBM, por sus siglas en inglés) y las lutitas carboníferas, o ricas en carbono, fracturadas, que pueden resultar difíciles de explotar. Globalmente, estos tipos de

Primavera de 2005

yacimientos llegan a representar volúmenes de hasta 99 a 269 trillones de m3 [3,500 a 9,500 Tpc] de gas natural.13 La permeabilidad es uno de los factores más críticos en la recuperación de depósitos CBM. Sin intervención, la transmisión del fluido y de la presión depende en gran medida de la presencia de grietas de carbón y del sistema de fracturas en capas de carbón asociado (arriba).14 A diferencia del gas presente en una matriz de arenisca convencional, el gas CBM es arrastrado en el sistema de carbón por sorción en las superficies internas del carbón. En los sistemas de areniscas, la reducción de la presión de poro hasta 500 lpc [3,447 kPa] a menudo produce la liberación de todo el gas arrastrado, mientras que en un depósito CBM, suelen requerirse presiones de tan sólo 100 lpc [689 kPa]. Independientemente de que las fracturas sean naturales o inducidas durante las operaciones de perforación o terminación, la combinación de baja permeabilidad y bajas caídas de presión hace que los yacimientos CBM sean sensibles a cualquier restricción en el flujo. Las terminaciones horizontales convencionales demostraron cierto grado de

éxito en la producción de reservas CBM compactas. No obstante, la productividad cae en forma dramática cuando la permeabilidad natural se reduce por debajo de 10 mD. El daño producido por los fluidos de perforación o de fracturamiento reduce aún más la productividad.15 13. 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. Para más información sobre producción de gas CBM, consulte: Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C, Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L, Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D: “Producción de gas natural a partir del carbón,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33. 14. Una grieta es un plano de rotura presente en los depósitos de carbón, que provee conductividad natural a través de la capa de carbón. 15. Osman EA y Aggour MA: “Determination of Drilling Mud Density Change with Pressure and Temperature Made Simple and Accurate by ANN,” artículo de la SPE 81422, presentado en la 13a Muestra y Conferencia del Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de 2003.

17

18

Permeabilidad retenida en capas de carbón Permeabilidad de fractura efectiva retenida, %

Cuando un manto de carbón se expone a los fluidos de perforación o de fracturamiento, puede producirse dilatación como resultado de la absorción del agua, los fluidos gelificados o el agua que contiene bajas concentraciones de agentes reductores de la fricción, tales como la poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas en inglés). Esto conduce a menudo a una reducción sustancial de la porosidad y la permeabilidad de las grietas (derecha). Se han reportado reducciones irreversibles de cinco a diez órdenes de magnitud.16 El hecho de no remover los geles o los viscosificadores de los fluidos de fracturamiento de las microfracturas naturales puede producir daños adicionales a la permeabilidad. La eliminación de estos materiales con posterioridad al fracturamiento depende de la iniciación de una caída de presión y de la producción del fluido contenido en el carbón. Es probable que no se disponga de suficiente energía a las bajas presiones características de los yacimientos CBM, para limpiar en forma eficaz los fluidos de fracturamiento a base de polímeros residuales. Cuando se preparan para fracturar hidráulicamente un depósito CBM, los ingenieros también deben considerar los asuntos relacionados con la presencia de ambientes sensibles desde el punto de vista ambiental. Tanto como un tercio de las reservas de CBM de EUA se encuentran localizadas en áreas en las que estrictas reglamentaciones ambientales controlan la composición de los fluidos que podrían entrar en o con el agua subterránea potable. Los ingenieros del Centro de Productos de Schlumberger en Sugar Land (SPC) desarrollaron los fluidos de fracturamiento no dañinos CoalFRAC específicamente para el fracturamiento de CBM. Con mucha frecuencia, los fluidos CoalFRAC son energizados con nitrógeno y causan mínimo daño por sorción en las grietas del carbón. Como sucede con otros fluidos a base de VES, los fluidos CoalFRAC retornan de inmediato a la superficie después del fracturamiento, lo que evita el daño potencial en la permeabilidad asociado con los fluidos de fracturamiento a base de polímeros residuales. Las pruebas de campo realizadas en Wyoming central, EUA, demuestran el desempeño de los fluidos VES en yacimientos no convencionales. Inicialmente, en un tratamiento de fracturamiento consistente en seis etapas se emplazaron 149,680 kg [330,000 lbm] de apuntalante de malla 16/30 en la capa de carbón, utilizando una combinación de fluidos de fracturamiento a base de polímeros convencionales, energizados y no energizados, no reticulados.17

100 80 60 40 20 0 Fluido VES a 120°F

Fluido VES a 80°F

Fluido a base de polímero

Fluido a base de polímero con rompedor agregado

> Permeabilidad retenida en capas de carbón. En las pruebas de permeabilidad de retorno realizadas en una capa de carbón simulada en el laboratorio, se muestran las características no dañinas de los fluidos VES libres de polímeros (azul) en comparación con los fluidos a base de polímeros (verde y púrpura).

Dado que los resultados no lograron satisfacer las expectativas, los ingenieros de Schlumberger y de las compañías clientes diseñaron un programa de refracturamiento para el intervalo de 183 m [600 pies] correspondiente a la capa de carbón. Las permeabilidades de la capa de carbón oscilaban entre 0.6 y 2 mD. Las reservas de gas fueron estimadas en 11 a 14 m3/t [350 a 450 pc/ton] de carbón. Mediante el bombeo de nueve etapas de fracturamiento a través de tubería flexible utilizando técnicas CoalFRAC, los ingenieros de Schlumberger emplazaron 118,000 kg [260,000 lbm] de apuntalante para fracturamiento de malla 16/30 empleando un fluido CoalFRAC energizado con nitrógeno. La combinación de las nuevas técnicas de fracturamiento con la tecnología de fluidos CoalFRAC VES permitió quintuplicar la producción inicial. Hasta el momento se han llevado a cabo más de 100 tratamientos CoalFRAC en América del Norte. Si se comparan con los tratamientos con fluidos de fracturamiento a base de polímeros más comunes, en promedio, los regímenes de producción obtenidos utilizando fluidos CoalFRAC han mejorado entre un 30 y un 60% en lo que respecta tanto a aplicaciones CBM como a aplicaciones en lutitas carboníferas. El interés de los operadores en la obtención de fluidos de fracturamiento eficientes continuó expandiéndose, pasando de las aplicaciones a bajas temperaturas a ambientes mucho más profundos y con temperaturas mucho más elevadas. A lo largo del año 2002, los fluidos de estimulación VES demostraron su eficacia a temperaturas oscilantes entre 4.5°C [40°F] y un límite superior de aproximadamente 104°C [220°F].

Para abordar la necesidad de contar con fluidos VES que resultaran efectivos en ambientes de alta temperatura, los científicos del SPC desarrollaron el fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC HT, un fluido de fracturamiento VES a base de zwitterión diseñado específicamente para temperaturas elevadas.18 El sistema ClearFRAC HT extiende la envolvente operacional de los surfactantes VES a 135°C [275°F] a la vez que mantiene otros atributos comunes a los demás fluidos VES, tales como baja caída de presión por fricción y excelente capacidad de transporte de apuntalantes. Los fluidos ClearFRAC HT poseen baja tendencia a la formación de emulsiones, lo que permite su utilización en un amplio rango de aplicaciones de yacimientos de petróleo. Al igual que otros fluidos de fracturamiento a base de surfactantes viscoelásticos, la viscosidad de los fluidos ClearFRAC HT se reduce sustancialmente como consecuencia de la dilución con las salmueras de formación, el o o la mezcla con hidrocarburos, o el agregado de rompedores químicos. Mejoramiento del desempeño de las operaciones de empaque de grava La producción de arena constituye un problema serio en muchos yacimientos y los operadores deben invertir sumas importantes para minimizar los efectos del flujo de arena no controlado. El empaque de grava, en sus diversas formas, se utiliza comúnmente para controlar el flujo de arena hacia el interior del sistema de producción.19 Los aumentos logrados en la estabilidad térmica, las mejoras de la tecnología de rompedores de emulsión y la mayor compatibilidad con una

Oilfield Review

Boquilla Tubo de derivación

Filtro Tubería de revestimiento

Lechada

Tubo de derivación

Tubo lavador

Boquillas

Talón

Tubo lavador

Punta

Tubo ciego

Grava

Filtro

Agujero descubierto

Revoque de filtración

> Emplazamiento del empaque de grava con fluidos VES. El emplazamiento de la grava en pozos de gran desviación y alcance extendido siempre es dificultoso. Mediante la utilización de los fluidos VES para el transporte del apuntalante junto con la tecnología Alternate Path, los ingenieros pueden minimizar el riesgo de generar un empaque de grava a agujero descubierto incompleto. Los tubos de derivación adosados a la parte exterior del filtro (extremo superior derecho) proveen una trayectoria para que la lechada de empaque de grava fluya en caso de producirse un arenamiento prematuro o un taponamiento.

variedad de soluciones salinas han extendido las aplicaciones de los fluidos VES. Desde su introducción como fluidos de empaque de grava, los fluidos VES han vuelto a ser el foco de atención de los especialistas tanto en control de la producción de arena como en empaque de grava. En las operaciones de empaque de grava a agujero descubierto, un fluido portador transporta y emplaza un volumen de grava de tamaño específico en el espacio anular existente entre la roca yacimiento y el arreglo de producción, que suele consistir en una tubería de revestimiento corta ranurada o un filtro de alambre plano (arriba). 16. Puri R, King GE y Palmer ID, “Damage to Coal Permeability During Hydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 21813, presentado en la Reunión Regional de las Montañas Rocallosas y el Simposio sobre Yacimientos de Baja Permeabilidad de la SPE, Denver, 15 al 17 de abril de 1991. 17. Fredd et al, referencia 13. 18. Un compuesto zwitteriónico o dipolar lleva tanto una carga positiva como una carga negativa. 19. Para más información sobre la producción de arena y su control, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos de manejo de la producción de arena,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

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La grava actúa como un filtro permitiendo que el fluido de formación fluya de la formación a la sarta de producción, a la vez que se filtran los granos de arena y otros finos de formación. Al igual que en las operaciones de fracturamiento, la conductividad, o la capacidad de los fluidos de circular a través del empaque de grava, es clave para maximizar la productividad del pozo. Las operaciones de empaque de grava también deben diseñarse para proveer un flujo uniforme a través del arreglo de producción. Los empaques de grava con deficiencias de diseño o de implementación pueden someter el arreglo de producción a zonas de flujo concentrado o puntos candentes. En el caso de los filtros de alambre plano, el flujo concentrado erosiona la malla de alambre, lo que se traduce en la irrupción de arena y en el acortamiento de la vida útil de la terminación que, a su vez, puede conducir a costosas operaciones de reparación con fines correctivos o a operaciones de re-terminación. Para prolongar la vida útil de los empaques de grava, los ingenieros deben lograr uniformidad en el emplazamiento de la grava y en el flujo de fluido producido a lo largo de toda la termina-

ción. La conductividad a través de un empaque de grava puede ser deteriorada por la presencia de material residual de perforación o de fluidos portadores que perdura después del contraflujo. A diferencia de muchos fluidos a base de polímeros, los fluidos portadores VES optimizan el transporte de la grava sin dejar residuos dañinos que deterioran la producción. Durante la construcción de pozos, los perforadores intentan minimizar el daño de formación y las complicaciones relacionadas con las operaciones de perforación, tales como el atascamiento de las tuberías, mediante la reducción del volumen de fluido que se pierde en una formación. Los fluidos de perforación tienen fases múltiples, que a menudo se describen como fases continuas y discontinuas. La fase continua consiste de un fluido portador, que suele ser agua o petróleo junto con sales y otros compuestos solubles en los fluidos portadores. La fase discontinua contiene materiales insolubles, tales como los agentes densificantes, los sólidos perforados, los polímeros y los reductores de pérdida de fluido con partículas de sólidos tales como el carbonato de calcio.

19

Lodo a base de aceite

Filtros taponados por revoque de filtración agregado proveniente de la pared del pozo

Fluido de terminación

Filtros

Flujo de lodo

Revoque de filtración depositado durante la perforación

Lodo a base de aceite no desplazada

Perforación

Terminación

> Eliminación del revoque de filtración. El revoque de filtración (izquierda) puede dañar severamente un empaque de grava. Si no es eliminado adecuadamente por medios mecánicos o químicos, el revoque de filtración puede volver a fluir dentro del empaque de grava durante la producción, taponando las trayectorias de flujo y reduciendo la permeabilidad y la conductividad (derecha).

Durante las operaciones de perforación, el pozo se encuentra generalmente en condiciones de sobrebalance; la presión hidrostática es mayor que la presión de poro. A medida que el fluido de perforación es impulsado contra la roca yacimiento permeable, la formación actúa como un filtro y la fase continua penetra por fuerza en los espacios de poro. Dependiendo de la permeabilidad y del tamaño de las gargantas de poro dentro de la formación que se está per-

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forando, pequeños volúmenes de la fase discontinua son depositados en la región vecina al pozo formando un revoque de filtración tanto interno como externo con respecto a la cara del pozo. A medida que el fluido del pozo circula, este proceso continúa describiendo un ciclo dinámico de erosión y sedimentación. Una vez perforado el pozo, los ingenieros utilizan herramientas mecánicas y barridos químicos para preparar el pozo para una

terminación a agujero descubierto. Independientemente del método de limpieza, siempre perdura cierta cantidad de revoque de filtración residual y de sólidos de las gargantas de poro. Si no se eliminan, estos materiales migran desde la roca yacimiento hacia el interior del empaque de grava obturando potencialmente las trayectorias de flujo, reduciendo la conductividad, deteriorando la producción y creando puntos candentes que acortan la vida de la terminación (izquierda). Para remover el material de revoque de filtración interno y externo, pueden requerirse altas caídas de presión, de más de 200 lpc [1.38 MPa], para iniciar el flujo cuando el revoque de filtración queda entrampado entre la grava y la formación. Los datos de la industria indican que, sin tratamiento, la permeabilidad retenida después del flujo de retorno puede ser extremadamente baja; en ocasiones inferior al 1% de la permeabilidad del yacimiento original.20 En el pasado, los tratamientos destinados a remover los revoques de filtración se realizaban después de instalar el aparejo de terminación y los empaques de grava. Este procedimiento implicaba múltiples viajes de entrada al pozo para desplazar el fluido portador de empaque de grava y colocar productos químicos que atacan el revoque de filtración y otros compuestos residuales.21 Hoy en día, los ingenieros combinan los fluidos portadores de empaque de grava VES tales como el sistema de fluidos ClearPAC, para las operaciones de empaque de grava, con enzimas y soluciones de agentes quelatantes (CAS, por sus siglas en inglés) para atacar los componentes principales del revoque de filtración; almidones y agentes de obturación a base de carbonato de calcio [CaCO3]. La eliminación o la degradación de estos compuestos reducen significativamente la presión de iniciación del flujo de retorno y permiten que el material de revoque de filtración degradado atraviese el empaque de grava, minimizando el deterioro de la permeabilidad y mejorando el desempeño del pozo. La implementación de una operación de empaque de grava y limpieza consistente en un solo paso requiere la integración de las tecnologías de construcción y terminación de pozos. A través de la cuidadosa selección e ingeniería del diseño del fluido de perforación de yacimientos, la evaluación de las químicas de limpieza en el laboratorio y la evaluación de las condiciones de pozo potenciales, los fluidos VES están ayudando a los ingenieros a emplazar la grava en forma uniforme y lograr la eliminación consistente del revoque de filtración, particularmente a lo largo de largas secciones horizontales de pozo.

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Empaque de grava a agujero descubierto en aguas profundas En un esfuerzo por incorporar las reservas de petróleo situadas en las profundidades del Campo Foinaven, que se encuentra ubicado a unos 190 km [118 millas] al oeste de las Islas Shetland, en el sector británico del Mar del Norte, BP opera dos bloques en un tirante de agua que oscila entre 400 y 600 m [1,312 y 1,969 pies]. El desarrollo del campo comenzó a fines de 1994. Para el año 2003, BP había perforado y completado la terminación con empaque de grava y tubos de derivación a agujero descubierto en aguas profundas más larga del mundo, como primer paso para acceder a un volumen de reservas de petróleo estimado en más de 40 millones de m3 [250 millones de barriles].22,23 El desarrollo inicial del yacimiento T25 del Campo Foinaven implicó una terminación simple de un pozo horizontal. El Pozo P110 se extiende a lo largo de 937 m [3,075 pies] de agujero descubierto, abarca dos cuerpos arenosos separados por una sección de lutitas de 162 m [532 pies] y tiene a un volumen estimado de 6.7 millones de m3 [42 millones de barriles] de petróleo. En el momento de comenzar con el desarrollo del campo en el año 1997, los ingenieros de BP contaban con diversos tipos de diseños de terminación a agujero descubierto. No obstante, ningún desarrollo había planteado tantos desafíos como el Pozo P110. Dado el elevado costo de los trabajos y el riesgo involucrado en las operaciones en aguas profundas, se asignaron considerables recursos a la planeación y diseño de la terminación del Pozo P110. Los ingenieros examinaron primero si más de 900 m [2,952 pies] de pozo horizontal podían ser empacados con grava efectivamente y, en caso de ser factible, de qué manera se llevaría a cabo el trabajo. Mediante la utilización de simulaciones numéricas y datos de caídas de presión por fricción provenientes de una prueba de taller en gran escala previa, los ingenieros determinaron que la tecnología de empaque de grava con tubos de

derivación a agujero descubierto podría asegurar el emplazamiento efectivo de la grava en pozos de más de 900 m y, potencialmente, en pozos de hasta 1,524 m [5,000 pies]. Sin embargo, para no superar los límites de caída de presión por fricción, las tasas de flujo durante el emplazamiento de la grava debían ser bajas; es decir, de aproximadamente 0.4 m3/min [2.5 bbl/min]. La distribución efectiva de la arena del empaque de grava a bajas tasas de flujo a través de un pozo horizontal largo requiere de un pozo correctamente construido y un fluido portador con características de fluidificación por esfuerzo de corte para minimizar la pérdida de presión durante el emplazamiento de la grava frente a la formación. Los ingenieros determinaron que para minimizar el riesgo y mejorar la eficiencia y el potencial de producción, se requería de una operación de terminación con empaque de grava y limpieza consistente en un solo paso. La información de yacimientos limitada y la falta de datos de núcleos planteaban una variedad de desafíos, desde la selección de la grava y el filtro hasta el desarrollo de fluidos de perforación, empaque de grava y limpieza no dañinos sinergísticos. El primer desafío consistía en perforar un pozo de alta calidad evitando agrandamientos y desviaciones excesivas del pozo que pudieran interferir con el correcto emplazamiento de la arena durante las operaciones de empaque de grava. No obstante, antes de comenzar con la perforación se puso en marcha un programa de diseño de fluidos detallado para seleccionar el sistema de fluido de perforación del yacimiento (RDF, por sus siglas en inglés) correcto. Este programa de diseño de fluidos incluyó un estudio de estabilidad del pozo para determinar las zonas de debilitamiento y la ventana de gradiente de fractura y densidad del lodo. Se utilizaron núcleos laterales de pozos vecinos para estudiar las características de las lutitas y la respuesta a la exposición al RDF. Además, se evaluó el potencial de daño de formación junto con la

20. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA, Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C, Foxenberg WE y Parlar M: “Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or a Myth?,” artículo de la SPE 63232, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000. 21. Para más información sobre empaques de grava y tecnología relacionada, consulte: Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M, Price-Smith C, Cooper S, Desroches L, Foxenberg B, Godwin K, Mike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: “Empaques de grava en pozos horizontales de alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52–75.

22. Se utiliza tecnología de tubos de derivación o tecnología Alternate Path para garantizar un tratamiento de empaque de grava completo alrededor de los filtros. Si el espacio anular se empaca prematuramente, los tubos de derivación adosados en la parte exterior de los filtros proveen conductos para la lechada de empaque de grava, permitiendo que el empaque de grava se desplace más allá de cualquier obturación o puente que pudiera formarse alrededor de los filtros. Para más información sobre tratamientos de empaque de grava con tubos de derivación, consulte: Acock et al, referencia 19. 23. Wilson A, Roy A, Twynam A, Shirmboh DN y Sinclair G: “Design, Installation, and Results from the World’s Longest Deep-Water Openhole, Shunt-Tube Gravel-Pack West of Shetlands,” artículo de la SPE 86458, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

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calidad del revoque y los requerimientos de presión de eliminación utilizando técnicas de evaluación de permeámetros de retorno de laboratorio estándar. La compatibilidad con la química de los fluidos de terminación y limpieza resultó clave para el diseño RDF. Los ingenieros seleccionaron los componentes del sistema de fluidos de perforación en base a la eficiencia de la perforación, la estabilidad del pozo y la susceptibilidad a los rompedores de enzimas y los agentes quelatantes. La selección de la grava se basó en estudios de núcleos laterales de pozos vecinos extensivos y en simulaciones de laboratorio. Se combinaron técnicas de tamizado seco, análisis granulométricos láser y técnicas de microscopía electrónica de barrido para estimar el tamaño del grano de grava en la Formación Foinaven T25. Estos resultados se utilizaron luego para desarrollar un material de empaque de núcleos artificial como análogo de laboratorio. Los técnicos utilizaron el material de núcleos artificial para la inyección de lechada y las pruebas previas al empaque. Las pruebas de inyección de lechada simularon la migración de la arena de formación hacia el interior del empaque de grava durante la producción de petróleo. Las pruebas previas al empaque simularon los efectos del colapso del pozo que podría ocasionar la migración de volúmenes significativos de arena de formación en el frente del empaque de grava. En base a los resultados de estas pruebas, se seleccionó un apuntalante sintético de malla 30/50 como el mejor material para controlar en forma efectiva la producción de arena y optimizar la eficiencia de la producción. El emplazamiento de la grava a lo largo de los dos intervalos de producción horizontales era el próximo desafío a enfrentar. Se seleccionó un fluido portador de empaque de grava ClearPAC a base de surfactantes viscoelásticos por sus características de fluidificación por esfuerzo de corte, limpieza y transporte de apuntalante, y su capacidad para incorporar y distribuir los químicos para la limpieza del revoque de filtración uniformemente en ambas secciones empacadas con grava. El fluido VES permitió a los ingenieros transportar y emplazar la grava a lo largo de ambas zonas de producción, que en conjunto abarcan 937 m [3,074 pies] de agujero descubierto. Más de 36,300 kg [80,000 lbm] de grava fueron emplazados en el pozo, cubriendo un 100% del volumen del agujero descubierto. Durante las pruebas de pozos, el régimen de producción de petróleo inicial del Pozo P110 fue de 3,258 m3/d [20,500 B/D], superando las expec-

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Factor de daño de terminación total

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5

Fluido de perforación a base de agua Terminaciones con fluidos VES a base de aceite y a base de agua 0

10

20

30 40 50 60 Inclinación del pozo en grados

70

80

> Bajo factor de daño con lodo a base de aceite. El empleo de fluidos de perforación a base de aceite y fluidos de terminación a base de agua y la mayor inclinación del pozo, produce factores de daño mecánico más bajos. Se muestran los cambios teóricos en los factores de daño mecánico (rojo), donde con un ángulo de desviación de aproximadamente 60° el efecto geométrico comienza a dominar los factores de daño como lo indica la convergencia de las líneas correspondientes al daño mecánico. Si está correctamente diseñado, un fluido de perforación de yacimientos a base de aceite seguido de un fluido de empaque de grava VES, en combinación con la perforación de pozos de alto ángulo con respecto a los planos de estratificación, da como resultado terminaciones con un factor de daño mecánico bajo. En las pruebas de campo, los pozos perforados con lodos a base de agua muestran factores de daño mecánico más altos que los perforados con lodos a base de aceite. Los fluidos de perforación a base de aceite también pueden mitigar el daño mecánico por bajo ángulo.

tativas en unos 1,351 m3/d [8,500 B/D]. El pozo produce actualmente sin arrastre de arena. Extensivos análisis de núcleos laterales y pruebas de laboratorio permitieron a los ingenieros dimensionar exitosamente los filtros de grava y de terminación. Los resultados de estas pruebas también guiaron el transporte de los fluidos RDF y VES y el diseño del sistema de limpieza. La integración de los procesos de diseño, construcción y terminación de pozos produjo resultados positivos: perforación exitosa con lodo a base de agua (WBM, por sus siglas en inglés), 100% de emplazamiento del empaque de grava, limpieza efectiva del revoque de filtración, cero daño mecánico y regímenes de producción que superaron las expectativas. Cuándo se requiere lodo a base de aceite Si bien los lodos a base de agua mejoraron sustancialmente desde mediados de la década de 1980, los ingenieros y científicos se han esforzado por diseñar lodos a base de agua eficaces desde el punto de vista de los costos, capaces de emular el desempeño de los fluidos a base de aceite en lo que respecta a calidad inhibidora, lubricidad y estabilidad térmica. Las terminaciones con empaques de grava a agujero descubierto problemáticas experimentadas en Azerbaiján condujeron a BP a reemplazar

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el RDF a base de agua por un lodo a base de aceite sintético (SOBM, por sus siglas en inglés).24 Previo al año 2003, se habían perforado seis pozos utilizando RDF a base de agua, que posteriormente fueron empacados con grava. En las secciones yacimiento perforadas con barrenas de 81⁄2 pulgadas, se observaron agrandamientos de los pozos de hasta 45.7 cm [18 pulgadas]. La presencia de rebordes en el agujero irregular dificultaba su limpieza, lo que se tradujo finalmente en operaciones de terminación con empaques de grava pobres (arriba). Trabajando en conjunto con las compañías de servicios, los ingenieros de BP llevaron a cabo extensivas pruebas de laboratorio para desarrollar un sistema de fluidos RDF y fluidos de terminación no dañinos con capacidad para controlar el pozo durante la perforación y proveer un bajo factor de daño durante la terminación.25 El yacimiento está integrado por areniscas de grano fino a muy fino, pobre a moderadamente clasificadas, con un diámetro medio de 85 a 200 micrones, que requerían filtros de arena para empaque de grava de malla 20/40 y filtros calibre 12 para controlar la migración de arena y finos. Se perforaron cuatro secciones yacimiento con SOBM cuyo espesor oscilaba entre 200 y 650 m [656 y 2,133 pies], que abarcaban dos areniscas productivas separadas por una sección de

lutitas reactivas de 120 m [394 pies] de espesor. La presión del yacimiento promediaba los 32 MPa a una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés) de 3,500 m [4,650 lpc a 11,483 pies]. Los ingenieros perforaron cada una de las secciones yacimiento con SOBM de densidad 1,258 kg/m3 [10.5 lbm/gal]. A medida que avanzaba la perforación, los técnicos controlaban la calidad del revoque de filtración manteniendo la concentración de sólidos perforados por debajo del 2% y realizaban pruebas para asegurar que el RDF fluyera a través de un filtro de terminación de calibre 10, dos tamaños menos que lo requerido. Una vez que el perforador terminó la sección yacimiento, se efectuó un viaje de limpieza utilizando sistemas mecánicos y químicos para remover los sólidos y los detritos de la tubería de revestimiento. El tramo de agujero descubierto por debajo de la tubería de revestimiento fue desplazado con fluido a base de agua de alta viscosidad con carbonato de calcio, dimensionado para controlar las pérdidas en la roca yacimiento, que permitía a la vez el pasaje a través de un filtro de terminación de alambre plano calibre 10. El tramo de pozo entubado fue desplazado luego con salmuera de terminación. Para garantizar el empaque de grava completo a través de zonas múltiples, los ingenieros recomendaron la ejecución de una terminación Alternate Path. Después de bajar el aparejo de terminación en el pozo, se desplazó el fluido con carbonato de calcio a base de agua con una secuencia de fluidos de terminación optimizados para esta aplicación a través de pruebas de laboratorio. Un fluido portador ClearPAC proporcionó el transporte de grava adecuado, mínima caída de presión por fricción y buen desempeño con el diseño de tratamiento de empaque de grava Alternate Path. Se bombeó un fluido portador VES, a razón de 0.9 a 1.1 m3/min [6 a 7 bbl/min], seguido de 6 laa (libras de apuntalante agregado) de lechada de empaque de grava malla 20/40, una etapa de 40 bbl [6.4 m3] de fluido VES posterior al colchón y un volumen de desplazamiento adecuado de salmuera filtrada. Después de las pruebas, dos de los cuatro pozos fueron suspendidos para su posterior producción. Sin embargo, los resultados de las pruebas de pozos iniciales mostraron un índice de productividad promedio (IP) de 45, lo que indica un excelente potencial de producción.26 Los otros dos pozos fueron puestos en producción después de que las pruebas indicaran factores de daño de +2.2 y +2.4, 30 a 50% inferiores a los observados en las terminaciones con empaques de grava a agujero descubierto previas.

Oilfield Review

Línea de inyección

Abierto

Tanque de producción

Línea de producción

Línea de inyección

Abierto

Línea de producción

Tanque de producción

Cerrado

Cerrado

Lutita

Lutita

M H

L

VIS Viscosidad OilSEEKER M H L VIS Lutita Agua

Lutita Petróleo

Divergente ácido OilSEEKER

Ácido

> Estimulación de zonas de petróleo. Durante los tratamientos de estimulación ácida, el divergente ácido OilSEEKER (izquierda – amarillo) es bombeado delante de la solución ácida (rojo). Al entrar en o con las zonas acuíferas, el fluido divergente aumenta la viscosidad formando un tapón que bloquea efectivamente el a las zonas de agua. En contraste, al entrar en o con zonas productivas el divergente OilSEEKER se diluye permitiendo que la etapa de acidificación subsiguiente trate en forma preferencial las zonas petrolíferas no bloqueadas por el fluido divergente (derecha – zona de petróleo verde).

En comparación con otros pozos del área, los ingenieros calcularon una producción de petróleo incremental de 87 a 95 m3/d [550 a 600 B/D], como resultado del empleo de un RDF a base de aceite seguido de la aplicación de técnicas de terminación que utilizan fluidos de empaque de grava ClearPAC. Aquí, y en otras áreas geográficas del mundo, los fluidos portadores de empaque de grava ClearPAC han contribuido al resultado exitoso de operaciones de terminación dificultosas. Si bien son sensibles al o con los hidrocarburos, los sistemas de terminación con empaques de grava VES correctamente diseñados pueden mejorar la productividad de los pozos aún cuando se apliquen en conjunto con los fluidos RDF a base de aceite. Menos agua, más petróleo Virtualmente todo yacimiento de petróleo es barrido al menos parcialmente por el agua, ya sea por la presión natural de los acuíferos o luego de la implementación de un proyecto de inyección de agua. El movimiento del agua desplaza al petróleo y a menudo determina la eficiencia de la recuperación de petróleo en un campo petrolero. Si bien resulta crítica para el proceso de producción de petróleo, la producción de agua a veces se vuelve excesiva. Hasta las mejores técnicas de manejo de campos petroleros poseen una capacidad limitada para controlar los volúmenes excesivos de agua producida. En los campos maduros, la producción de agua puede aumentar al punto de

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representar la mayor parte del volumen de líquido que llega a la superficie. Los informes indican que globalmente, al menos tres barriles de agua son generados con cada barril de petróleo producido.27 Los sistemas de manipulación de líquidos a menudo se sobrecargan, lo que afecta la eficiencia y la productividad. Tarde o temprano, el costo de abordar el problema del agua producida impide la rentabilidad del campo.28 A fines de 1999, los ingenieros y científicos de Schlumberger descubrieron una nueva aplicación para los fluidos VES: la divergencia ácida. Durante los tratamientos de acidificación estándar, los fluidos de estimulación siguen la trayectoria de menor resistencia, estimulando preferentemente las zonas de permeabilidad más alta. Éstas suelen ser zonas con saturaciones de agua más altas en las que la permeabilidad relativa a los fluidos de estimulación a base de agua, tales como los ácidos, también es más alta. Las zonas productivas con permeabilidades más bajas son estimuladas en menor grado. En consecuencia, la producción de agua aumenta en forma desproporcionada en comparación con el petróleo. Con frecuencia, el contraste de permeabilidad entre las zonas acuíferas y las zonas petrolíferas dificulta las operaciones de estimulación selectivas. Las técnicas de divergencia previas utilizaban polímeros y sólidos para taponar las zonas de alta permeabilidad. Desafortunadamente, se taponaban tanto las zonas de baja permeabilidad como las zonas de alta permeabilidad, lo que ocasionaba más daños que beneficios a los regímenes de producción.

La investigación condujo al desarrollo del divergente ácido OilSEEKER, un sistema a base de surfactantes viscoelásticos que puede ser diseñado para yacimientos de areniscas o bien para yacimientos carbonatados. En cada caso, el fluido OilSEEKER reduce selectivamente la inyectividad en las zonas con alta saturación de agua forzando al ácido a ingresar en las zonas con alta saturación de petróleo (arriba). 24. Parlar M, Twynam AJ, Newberry P, Bennett C, Elliott F, Powers B, Hall K, Svoboda C, Rezende J, Rodet V y Edment B, “Gravel Packing Wells Drilled with Oil-Based Fluids: A Critical Review of Current Practices and Recommendations for Future Applications,” artículo de la SPE 89815, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. 25. El factor de daño es un valor numérico utilizado para definir la diferencia entre la caída de presión pronosticada por la ley de Darcy y los valores reales. Los factores de daño oscilan típicamente entre 6 negativo para una conductividad alta estimulada, como la obtenida con el fracturamiento hidráulico, y 100 o más de 100 para daños extremos y conductividad pobre. 26. El índice de productividad (IP) es una forma matemática de expresar la capacidad de un yacimiento para producir fluidos. El IP se expresa habitualmente como el volumen de fluido producido en un tiempo dado (gasto) como consecuencia de una caída de presión (o presión diferencial) determinada ejercida frente a la formación. 27. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: “A White Paper Describing Produced Water from Production of Crude Oil, Natural Gas, and Coalbed Methane,” http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfm?PrintVersion= true&PubID=1715 (examinado el 16 de abril de 2004). 28. Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M, Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P: “Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 30–45.

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Diagrama de producción de fluidos 100 % de agua 80

Fluidos totales

Volumen de fluidos, %

Petróleo total 60

40

20

0 1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Año

> Incremento de la producción de agua. Con el tiempo, la producción de agua proveniente de pozos maduros suele aumentar y el Pozo SMW9 de PDVSA no escapa a esta regla. Para el año 2003, el agua representaba el 75% del fluido producido por este pozo (púrpura).

Durante el desarrollo de los fluidos OilSEEKER, las pruebas de laboratorio demostraron que la divergencia efectiva tiene lugar cuando la reología del fluido divergente es afectada directamente por la química de los fluidos de formación. En el caso de los fluidos OilSEEKER, el divergente ácido conserva un estado gelificado mientras está en o con el agua, pero la viscosidad se degrada ante la exposición a los hidrocarburos líquidos. Los experimentos de inyección de núcleos realizados en el laboratorio demostraron que las técnicas de divergencia a base de fluidos VES logran desviar efectivamente el ácido desde un empaque de arena de 20,000 mD hasta un núcleo de 200 mD utilizado para simular una zona con permeabilidad más baja. Al cabo de varios ciclos de tratamiento, aproximadamente un 40% del ácido fue inyectado en el núcleo de baja permeabilidad.29 En el Campo Barinas, ubicado en el sudoeste de Venezuela, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) produce petróleo de yacimientos carbonatados de baja permeabilidad que contienen un alto porcentaje de areniscas y lutitas. Allí es común la existencia de grandes volúmenes de agua producida, o alto corte de agua, y los pozos han demostrado ser difíciles de estimular sin que aumente la cantidad de agua producida. Terminado en el año 1984, el Pozo SMW9 produjo inicialmente 18 m3/d [116 BPPD] con un

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25% de agua y sedimento básico (AyS). En 1997, se realizó un tratamiento de estimulación de la matriz que permitió aumentar la producción de petróleo a 40 m3/d [250 B/D] pero aumentando al mismo tiempo la producción de agua. Los ingenieros de PDVSA y de Schlumberger evaluaron el pozo a comienzos de 2003. En ese momento, el pozo producía aproximadamente 8 m3/d [51 B/D] de petróleo con una relación agua-petróleo (RAP) de aproximadamente un 75% (arriba). Como sucede con muchos pozos con altos cortes de agua, los ingenieros creían que una reducción de la RAP aumentaría sustancialmente la producción de petróleo. El intervalo productor de hidrocarburos corresponde a una matriz calcárea con dolomitas duras y compactadas, fajas de glauconita y caliza dura. Debido a la existencia de este tipo de geología, a los ingenieros les preocupaba que la utilización de ácidos comunes, tales como el ácido clorhídrico [HCl], pudiera dañar las zonas productivas remanentes. En consecuencia, se prestó especial atención al diseño del tratamiento de estimulación ácida. Los ingenieros de Schlumberger diseñaron una formulación de ácido orgánico sin HCl, compuesta de ácido fórmico y ácido acético. Las temperaturas estáticas de fondo de pozo se estimaron en 132°C [270°F], de modo que los ingenieros seleccionaron la versión del fluido Oil-

SEEKER para altas temperaturas a fin de desviar el tratamiento ácido lejos de las zonas acuíferas. En el campo, los ingenieros bombearon primero una solución de petróleo y solventes, seguida de una salmuera viscosificada para limpiar el pozo. A continuación, se bombeó el tratamiento OilSEEKER dentro de la formación, seguido de un ácido orgánico. Este proceso se reiteró para garantizar la correcta estimulación a través de la zona de producción de 9.1 m [30 pies]. El perfil de presión durante el bombeo mostró escasas indicaciones de pérdida de fluido excesiva, lo que implicaba una alta probabilidad de que el ácido estuviera siendo bombeado en las zonas petrolíferas de permeabilidad más baja. Durante los dos primeros meses posteriores a la simulación, los ingenieros registraron un incremento del 253% en la producción de petróleo, que coincidió con una reducción del 24% en la producción de AyS (próxima página). Ya sea que se utilicen para simular pozos en campos nuevos o bien en área maduras, los tratamientos de estimulación ácida selectiva permiten mejorar el desempeño del pozo. Hoy en día, los ingenieros pueden tratar solamente las zonas petrolíferas mediante el diseño de tratamientos de fluidos que utilizan divergencia a base de fluidos VES, tales como el sistema OilSEEKER.

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Porcentaje de Barriles de fluido Barriles de petróleo agua y sedimento por día (BFPD) por día (BPPD) básico (AyS)

Porcentaje de aumento de BFPD

Porcentaje de aumento de BPPD

Antes de la estimulación

190

51

73

Diseño

330

93

72

74

82

Después de la estimulación

350

180

49

84

253

> Tratamiento de estimulación efectiva con el divergente ácido OilSEEKER. Después de la estimulación, la producción de petróleo aumentó en un 253% y el porcentaje de sedimento básico y agua (AyS) declinó en un 24%, demostrando la efectividad del agente divergente ácido OilSEEKER.

Una nueva generación para los fluidos VES Desde su primera utilización hace más de 20 años, los surfactantes VES evolucionaron significativamente hallando nuevas aplicaciones y beneficios en la industria de E&P. Hoy en día, los ingenieros utilizan los fluidos VES para tratamientos de fracturamiento hidráulico, operaciones de empaque de grava, divergencia ácida y un sinnúmero de aplicaciones diferentes.30 Continuamente se desarrollan nuevos fluidos VES. Una de las áreas de interés son los tratamientos de fracturamiento con dióxido de carbono [CO2] líquido sin polímeros. En el futuro se incluirán productos ClearFRAC específicamente diseñados para estimular pozos en los que la implementación de tratamientos de fracturamiento hidráulico con CO 2 líquido y las características de daño inherentemente bajo de los fluidos VES mejorarán sustancialmente la productividad.

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Los ingenieros esperan que la caída de presión por fricción intrínsecamente baja de los sistemas con CO2 y VES mejore los tratamientos de estimulación bombeados a través de la tubería de producción como resultado de permitir regímenes de bombeo más altos, a una presión de tratamiento máxima, particularmente en comparación con los sistemas de fracturamiento a base de polímeros más antiguos. A medida que las operaciones de petróleo y gas alcanzan mayores profundidades y acceden a ambientes cada vez más traicioneros, los científicos e ingenieros se esfuerzan por expandir los límites de desempeño de los sistemas a base de fluidos VES. Si bien estos materiales se han utilizado durante un cuarto de siglo, aún conservan la promesa de ofrecer el potencial de nuevos y estimulantes desarrollos que optimizarán la eficiencia operacional y mejorarán la recuperación de hidrocarburos. —DW

29. Chang FF, Acock AM, Geoghagan A y Huckabee PT: “Experience in Acid Diversion in High Permeability Deep Water Formations Using Visco-Elastic-Surfactant,” artículo de la SPE 68919, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de Formación, La Haya, 21 al 22 de mayo de 2001. 30. Para más información sobre divergencia ácida de surfactantes viscoelásticos, consulte: Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen 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.

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Perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra

Los océanos y sus sedimentos y rocas subyacentes actúan como laboratorios naturales que registran los procesos dinámicos de la Tierra acaecidos desde el pasado hasta el presente. La perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos, el muestreo y las mediciones de pozos están mejorando nuestro conocimiento de la Tierra, aportando indicaciones acerca de la distribución de los recursos minerales, el cambio climático global y los desastres naturales potenciales. Si bien algunas tecnologías utilizadas en la industria del petróleo y el gas son desplegadas con fines de investigación científica, otros métodos y herramientas desarrollados específicamente para las operaciones de perforación de pozos profundos en los océanos también están encontrando aplicación en la industria energética.

Tim Brewer Universidad de Leicester Leicester, Inglaterra Tatsuki Endo Masahiro Kamata Fuchinobe, Japón Paul Jeffrey Fox Universidad A&M de Texas College Station, Texas, EUA Dave Goldberg Greg Myers Observatorio Terrestre Lamont-Doherty Palisades, Nueva York, EUA Yoshi Kawamura Shin’ichi Kuramoto Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre Yokosuka, Japón Steve Kittredge Webster, Texas Stefan Mrozewski Houston, Texas Frank R. Rack Unión de Instituciones Oceanográficas Washington, DC, EUA

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El conocimiento del pasado es crucial para la predicción del futuro. El fondo de los océanos y sus sedimentos y rocas subyacentes guardan un registro de alta resolución tanto de la historia de la Tierra como de sus condiciones actuales. La información que encierran estos estratos posee el potencial de responder preguntas científicas fundamentales. Los programas de perforación científica en los océanos proporcionan claves para desenterrar este tesoro escondido, lo que conduce a una mejor comprensión de los cambios climáticos, los peligros naturales tales como los terremotos, las erupciones volcánicas y las inundaciones, y los recursos minerales y energéticos. Las tecnologías utilizadas comúnmente en la industria del petróleo y el gas para las operaciones de perforación, las mediciones de pozos y las actividades de muestreo desempeñan un rol muy importante en la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos. adnVISION (herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal), AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducción de Arreglo), APS (Sonda de Porosidad de Acelerador de Neutrones), DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), Formation MicroScanner (Microbarredor de la Formación), GeoFrame, geoVISION, GPIT (Inclinómetro de Uso General), HLDT (herramienta de Lito-Densidad para Ambientes Hostiles), proVISION, RAB (Resistividad frente a la Barrena), SFL (Resistividad Enfocada Esféricamente), SlimXtreme, VSI (herramienta de generación de Imágenes Sísmica Versátil) y WST (herramienta de Sísmica de Pozo) son marcas de Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a John Beck y Ann Yeager, Universidad A&M de Texas, College Station, Texas, EUA; Rosalind Coggon, Centro

> Muestra de núcleo de hidrato de gas recuperada durante la Campaña 204 del programa de perforación de pozos profundos en los océanos. Las muestras tienen un diámetro de aproximadamente 6.5 cm [2.56 pulgadas]. de Oceanografía de Southampton, Inglaterra; Javier Espinosa y Nathan Frisbee, Webster, Texas; Agus Hadijanto, Tokio, Japón; Martin Jakobsson, Universidad de Estocolmo, Suecia; Robert Kleinberg y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut, EUA; Herbert Leyton, Belle Chasse, Luisiana, EUA; Dave McInroy, Servicio Geológico Británico, Edimburgo, Escocia, y Kerry Swain, NASA, Houston, Texas. Se agradece además al Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos y a la Unión de Instituciones Oceanográficas (JOI, por sus siglas en inglés), Washington, DC, EUA; al Observatorio Terrestre LamontDoherty, Palisades, Nueva York, EUA; y a la Universidad A&M de Texas, College Station, EUA, por la provisión del material del Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos utilizado en la preparación de este artículo.

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Las operaciones de perforación llevadas a cabo en el fondo del mar en los últimos 40 años condujeron a interesantes descubrimientos científicos. Por ejemplo, en 1968, confirmaron que los sedimentos y las rocas que conforman el lecho del Atlántico sur se tornaban cada vez más antiguas con la distancia al eje de la Dorsal Mesoatlántica, verificando así la hipótesis planteada sobre la tectónica de placas.1 En 1982, la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos permitió recuperar evidencias de hidratos de gas marinos macizos presentes en los sedimentos de aguas profundas del área marina de América Central.2 Los hidratos de gas corresponden a agua y gas cristalizados, compuestos en su mayor parte por metano [CH4], que se forman bajo condiciones de alta presión y bajas temperaturas (página anterior).3 Los hidratos han recibido cada vez más atención en la industria del petróleo y el gas porque constituyen tanto un riesgo de perforación como un recurso energético potencial para el futuro.4 Más recientemente, en el año 2004, las actividades de perforación llevadas a cabo en las aguas congeladas del Océano Ártico, en la cresta de la Dorsal de Lomonosov, proporcionaron evidencias preliminares que demostraron que las aguas del

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Ártico estaban libres de hielo y eran templadas hace unos 56 millones de años.5 Los científicos que analizan los datos de núcleos y de registros esperan poder determinar cuándo, cómo y porqué el clima del Ártico pasó de ser cálido a frío y adquirir un mayor conocimiento de las tendencias actuales del calentamiento global. Los científicos también están especulando acerca de la posibilidad de que existan áreas prospectivas de petróleo y gas en el Océano Ártico. Los avances registrados en la tecnología de perforación, extracción de núcleos y adquisición de registros han sido facilitadores importantes para estos descubrimientos. Las mediciones de

pozos, obtenidas en forma rutinaria en los pozos de petróleo y gas, también desempeñan un rol fundamental en lo que respecta a la investigación científica del océano mediante la provisión de datos en secciones con recuperación de núcleos pobre o nula y en la vinculación de las mediciones de núcleos con los datos sísmicos de mayor escala. Schlumberger ha estado involucrada en los programas de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos desde 1961, proveyendo mediciones de pozos y trabajando en estrecha colaboración con los científicos para desarrollar tecnología de soporte de sus objetivos científicos.6

1. Le Pichon X: “Sea-Floor Spreading and Continental Drift,” Journal of Geophysical Research 73, no. 12 (Junio de 1968): 3661–3697. 2. Kvenvolden KA y McDonald TJ: “Gas Hydrates of the Middle America Trench, Deep Sea Drilling Project Leg 84,” en Von Huene R, Aubouin J, Arnott RJ, Baltuck M, Bourgois J, Filewicz M, Helm R, Lienert B, McDonald TJ, McDougall K, Ogawa Y, Taylor E y Winsborough B: Informes Iniciales del Proyecto de Perforación Marina Profunda 84. Washington, DC: Oficina de Impresión del Gobierno de EUA (1985): 667–682. 3. Kleinberg LR y Brewer PG: “Probing Gas Hydrates Deposits,” American Scientist 89, no. 3 (Mayo a junio de 2001): 244–251. 4. Collett T, Lewis R y Uchida T: “El creciente interés en los hidratos de gas,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000): 46–61.

5. Kerr RA: “Signs of a Warm, Ice-Free Arctic,” Science 305, no. 5691 (Septiembre de 2004): 1693. 6. Los registros de Schlumberger fueron adquiridos desde el comienzo de la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos, con el Proyecto Mohole (referencia 10). Schlumberger también ha participado en programas de perforación científica en tierra, lo que condujo al desarrollo de nueva tecnología para la industria del petróleo y el gas; por ejemplo, una nueva tecnología de perforación que combinaba técnicas de perforación rotativa y técnicas de recuperación de núcleos con el cable de extracción. Para más información sobre perforación científica continental, consulte: Bram K, Draxler J, Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y Kühr M: “The KTB Borehole—’s Superdeep Telescope into the Earth’s Crust,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 4–22.

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DSDP ODP

Mohole

Mohole 1961

1962

1963

1961 Posicionamiento de una embarcación para perforación en un tirante de agua de 3,570 m [11,713 pies] y comprobación de la integridad de la columna de perforación con sondas magnéticas internas El pozo de prueba de Mohole confirma la capacidad de obtener muestras de sedimentos pelágicos y rocas de basamento en aguas profundas

1964

DSDP 1965

1966

1967

1968 DSDP, Campaña 1: descubrimiento de domos salinos en el Golfo de México en un tirante de agua de 1,067 m [3,500 pies] DSDP, Campaña 3: evidencias conclusivas de la propagación del lecho marino y la deriva continental

1968

1969

1970

1971

1972

1973

1974

1975

1970 Re-entrada de pozo guiada por sonar

1973 Pruebas del sistema de compensación de oleaje

DSDP, Campaña 13: primeras evidencias sólidas de eventos de secado de mares en la costa del Mediterráneo

1974 DSDP, Campaña 39: relación casual entre el ciclo procesional de 23,000 años de la Tierra y el cambio climático de gran escala 1975 Utilización de cono de re-entrada para reingresar en un pozo en un tirante de agua de 5,519 m [18,108 pies]

1976

1977

1978

1979

1976 Barrena desenganchable para permitir la adquisición de registros a agujero descubierto en un ambiente sin tubo ascendente, mediante sondas operadas a cable de diámetro interior más grande 1978 DSDP, Campaña 60, en la Fosa Mariana en un tirante de agua de 7,034 m [23,079 pies]

1980

1981

1982

1983

1979 Pruebas de extractor de núcleos con pistón hidráulico para recuperar núcleos de sedimentos sin perturbar 1981 Núcleos de la Campaña 82 del DSDP (1981) y de la Campaña 148 del ODP (1993) que muestran evidencias de la presencia de microbios en el basalto oceánico 1982 DSDP, Campaña 84: recuperación de núcleo de hidratos de gas macizos, de 1 m de longitud, en el área marina de Costa Rica

> Línea de tiempo que muestra los hitos de la perforación científica en los océanos. Se resaltan los descubrimientos científicos importantes (azul) y los avances tecnológicos (negro) que tuvieron lugar durante el desarrollo del proyecto Mohole, el Proyecto de Perforación Marina Profunda (DSDP, por sus siglas en inglés) y el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (ODP, por sus siglas en inglés).

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Oilfield Review

A la vez que numerosas herramientas y técnicas desarrolladas para ser utilizadas en los campos petroleros están siendo aplicadas en la investigación científica, las tecnologías que experimentaron avances en virtud de los programas de perforación científica también resultan de utilidad en la perforación de hidrocarburos, particularmente las aplicaciones de perforación en aguas profundas y adquisición de registros durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés). En este artículo, examinamos primero el contexto histórico de la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos y luego analizamos las tecnologías actuales y emergentes, especialmente en relación con las mediciones de fondo de pozo, que son esenciales para el logro de los objetivos de la perforación científica. Por último, describimos el nuevo Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas en inglés), que ofrecerá flexibilidad en lo que

respecta a la utilización de las diversas capacidades de perforación en todas las cuencas oceánicas, independientemente de la profundidad del lecho marino (tirante de agua) y el lugar geográfico.7 Contexto histórico Diversos programas de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos precedieron al IODP. El primer programa de investigación comenzó con el Proyecto Mohole, seguido por el Proyecto de Perforación Marina Profunda (DSDP, por sus siglas en inglés) y el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (ODP, por sus siglas en inglés), cubriendo la totalidad de los océanos con excepción del Océano Ártico que se encuentra cubierto de hielo (página anterior, arriba). Se obtuvieron muestras de sedimentos del fondo marino en 1,279 sitios. Cada uno de estos programas logró hitos significativos (abajo y página, anterior abajo).

El Proyecto Mohole, concebido en 1958 y vigente entre 1961 y 1966, utilizó una barcaza de la Marina de EUA reacondicionada, la Cuss 1.8 El objetivo era obtener muestras del manto perforando a través de la corteza terrestre hasta alcanzar la discontinuidad de Mohorovicic (Moho).9 Esta ambiciosa meta requeriría la utili7. El IODP es una asociación global de científicos, instituciones de investigación y organismos gubernamentales. La Fundación Nacional de Ciencias de EUA (NSF, por sus siglas en inglés) y el Ministerio de Educación, Cultura, Deportes, Ciencia y Tecnología (MEXT) de Japón son principales que realizan aportes financieros equivalentes. El saldo del financiamiento es proporcionado por el Consorcio Europeo para la Investigación de los Océanos (ECORD, por sus siglas en inglés) como miembro contribuyente, y el Ministerio de Ciencia y Tecnología (MOST, por sus siglas en inglés) de China, como miembro asociado. 8. El Proyecto Mohole fue financiado por la Fundación Nacional de Ciencias de EUA y la Academia Nacional de Ciencias de EUA. 9. La discontinuidad de Mohorovicic es el límite que separa la corteza del manto terrestre. El espesor cortical oceánico, interpretado a partir de los resultados del método de refracción sísmica, oscila entre 3.6 y 5.5 km [11,800 y 18,045 pies].

< Emplazamientos de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos entre 1961 y 2003. El proyecto Mohole (verde), iniciado en 1958, utilizó una embarcación naval convertida, la barcaza Cuss I, para perforar en dos sitios cercanos a La Jolla, California, EUA, y en Guadalupe, México, entre 1961 y 1966. El Proyecto de Perforación Marina Profunda (negro) utilizó la embarcación para perforación Glomar Challenger para perforar en 624 sitios, entre1968 y 1983. Durante el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (rojo), desarrollado entre 1984 y 2003, la embarcación para perforación JOIDES Resolution navegó hasta los 80° de latitud norte y hasta los 71° de latitud sur y realizó operaciones de perforación en los siguientes 653 emplazamientos.

ODP 1984

1985

1986

1985 Re-entrada de un pozo de 8 años de antigüedad en un tirante de agua de 5,511 m [18,080 pies]

1987

1988

1989

1990

1989 Adquisición de registros a agujero descubierto, en un tirante de agua de 5,980 m [19,620 pies] Campaña 124E: utilización de barrenas de extracción de núcleos de diamante para perforar a través de la corteza dura en los océanos ODP, Campaña 125: descubrimiento de volcanes de lodo de serpentina que emanan del manto ODP, Campañas 158 y 193: revelación del tamaño y la estructura de depósitos de sulfuro macizos activos, como los que forman la base de los emplazamientos mineros de nivel mundial

Primavera de 2005

1991

1992

IODP 1993

1994

1991 Despliegue de los sellos de pozos CORK para la vigilancia rutinaria (monitoreo) real de pozos en sitio 1992 ODP, Campaña 146: registro de máxima resolución de los cambios ambientales oceánicos y los cambios bióticos producidos en los últimos 160,000 años; evidencias de ciclos de cambios climáticos con períodos de tan sólo 50 años

1995

1996

1997

1998

1995 Recuperación de núcleo con extractor de núcleos a presión, a altas presiones locales ODP, las Campañas 164 (1995) y 204 (2002) revolucionan el conocimiento de los depósitos de hidratos de gas natural 1996 Adquisición de registros durante la perforación en un tirante de agua de 5,056 m [19,214 pies] 1997 ODP, Campaña 171B: recuperación de núcleos antiguos de sedimento blando correspondiente al límite de extinción Cretácico/Terciario

1999

2000

2001

2002

1999 ODP, Campaña 186: dos observatorios de deformación sísmica/cortical instalados en un tirante de agua de 2,000 m [6,562 pies], 1,000 m [3,280 pies] por debajo del lecho marino. Separadas por una distancia de tan sólo 50 km [31 millas], un área termina siendo sísmicamente activa y la otra, no.

2003

2004

2000 ODP, Campaña 189: se confirmaron los hallazgos del proyecto DSDP, Campaña 29 (1973), en cuanto a que la separación entre Australia y la Antártica produjo corrientes en los océanos masivas y cambio climático; incluyendo el desarrollo del Manto de hielo antártico 2001 Adquisición de registros durante la perforación en tiempo real en un tirante de agua de 4,791 m [15,718 pies] 2002 Prueba exitosa del sistema de adquisición de registros durante la extracción de núcleos con la herramienta de resistividad frente a la barrena RAB

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zación de una columna de perforación de aproximadamente 9,100 m [29,860 pies] para alcanzar la discontinuidad de Moho a una profundidad de agua de 3,566 m [11,700 pies] entre la Isla de Guadalupe, y la costa de Baja California, ambas en México.10 Este objetivo excedía en 1,500 m [4,920 pies] la mayor profundidad de penetración alcanzada en tierra, y las profundidades del agua superaban las capacidades de las operaciones de perforación marina existentes en ese momento. El proyecto, si bien no logró alcanzar la discontinuidad de Moho, sí posibilitó la perforación científica en los océanos y condujo al desarrollo de la tecnología de perforación en aguas profundas, al posicionamiento dinámico de buques y a nuevos diseños de embarcaciones que fueron utilizados posteriormente en los programas DSDP y ODP. El proyecto DSDP comenzó sus operaciones en 1968 con la embarcación para perforación Glomar Challenger operada por la Institución de Oceanografía Scripps.11 La embarcación Glomar Challenger promovió y refinó la utilización del

posicionamiento dinámico con propulsores retractables de puntos múltiples para mantener la posición de la embarcación. Esta tecnología aún hoy se sigue utilizando en las embarcaciones para perforación de pozos petroleros. Las mediciones de pozos no eran consideradas esenciales en esos tiempos; se registraban menos de 90 pozos y sólo si la recuperación de núcleos era pobre y el tiempo lo permitía. El primer viaje científico DSDP, conocido como campaña, obtuvo evidencias de la presencia de domos salinos, a través de la recuperación de núcleos y la obtención de datos con cable, que también contenían evidencias de hidrocarburos debajo del manto salino a profundidades abisales de 2,927 a 5,361 m [9,603 a 17,590 pies], en el Golfo de México.12 El descubrimiento de sal tecLaboratorios a bordo Laboratorios de mediciones de pozos y laboratorios auxiliares Laboratorios de obtención de núcleos, propiedades físicas y paleomagnetismo Laboratorios de microbiología, paleontología y química Laboratorio y sala de computación Laboratorio de fotografía

Laboratorio de geofísica

Pozo central

> Un ingeniero de Schlumberger obteniendo registros de pozos durante la perforación, en tiempo real, en el laboratorio de mediciones de fondo de pozo.

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tónicamente activa e hidrocarburos profundos incentivó a los exploracionistas dedicados a la búsqueda de petróleo y gas. Desde el primer descubrimiento subsalino comercial realizado por Phillips, Anadarko y Amoco en 1993, las operaciones de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) en el Golfo de México continúan prosperando.13 El programa ODP, la fase siguiente de los programas de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos, utilizó la embarcación para perforación JOIDES Resolution operada por la Universidad A&M de Texas en College Station (abajo).14 El programa ODP perforó 1,700 pozos en tirantes de agua que oscilaron entre 91 y 1,828 m [300 y 6,000 pies] con más de 213,000 m [699,000 pies] de recuperación de núcleos. 15

< Embarcación para perforación JOIDES Resolution con siete pisos de laboratorios a bordo. La embarcación de 143 m [466 pies] constituye un complejo de laboratorios distribuidos en siete pisos para analizar la gran variedad de núcleos y registros recolectados en todo el mundo. La embarcación es mantenida en su posición mediante 12 propulsores controlados por computadora que soportan el sistema de propulsión principal. Cerca del centro de la embarcación se encuentra el pozo central, una apertura de 7 m [23 pies] situada en el fondo de la embarcación, por la cual se baja la columna de perforación. La embarcación para perforación es una universidad virtual que puede alojar 50 científicos y técnicos y 65 tripulantes, con una serie de laboratorios distribuidos en siete pisos. Los dos pisos inferiores (que no se muestran) cuentan con instalaciones para almacenamiento de núcleos. En la bovedilla de la embarcación, a la izquierda, se encuentra un laboratorio de geofísica que contiene el equipo que recolecta la información relacionada con la posición de la embarcación, el tirante de agua y los datos magnéticos utilizados en el estudio de la topografía del lecho marino.

> Una científica del ODP trabajando en descripciones de núcleos. (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).

Oilfield Review

Con los resultados exitosos de la adquisición de registros de pozos, la adquisición con cable pasó a ser parte integrante del programa ODP, con más de un 56% de los pozos registrados.16 Las últimas cuatro décadas de la perforación científica en los océanos se han beneficiado con los numerosos avances tecnológicos acaecidos en las tecnologías de adquisición de registros con cable, perforación y obtención de mediciones y en los dispositivos de vigilancia rutinaria (monitoreo) de pozos a largo plazo. El desarrollo de tecnologías para abordar los desafíos planteados en términos de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos fue el resultado de una estrecha colaboración entre la comunidad científica y la industria de servicios. Desafíos en la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos Existen numerosos desafíos asociados con la perforación en áreas de aguas profundas y ultraprofundas, donde las profundidades del lecho marino exceden los 183 m [600 pies] y 1,524 m 10. Horton EE: “Preliminary Drilling Phase of Mohole Project 1, Summary of Drilling Operations,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo 45, no. 11 (Noviembre de 1961): 1789–1792. 11. El proyecto DSDP fue financiado por la Fundación Nacional de Ciencias y fue dirigido por la Unión de Instituciones Oceanográficas para el Muestreo de la Profundidad de la Tierra (JOIDES, por sus siglas en inglés), un consorcio de instituciones oceanográficas de EUA. En 1976, el programa fue ampliado para incluir otros países: Francia, Japón, la Unión Soviética, el Reino Unido y Alemania Occidental. 12. Ewing M, Worzel JL, Beall AO, Berggren WA, Bukry D, Burk CA, Fischer AG y Pessagno EA Jr: Informes Iniciales del Proyecto de Perforación Marina Profunda, Unión de Instituciones Oceanográficas para el Muestreo de la Profundidad de la Tierra (JOIDES). Universidad de California, Institución de Oceanografía Scripps, Vol 1. (Agosto-septiembre de 1968). 13. Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R: “Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 50–64. 14. El Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos fue dirigido por la Unión de Instituciones Oceanográficas. (JOI); un consorcio de instituciones oceanográficas de EUA. La operación y la dotación del personal de la embarcación para perforación y la recuperación de núcleos en distintos sitios del mundo estuvo a cargo de la Universidad A&M de Texas (TAMU, por sus siglas en inglés). El Observatorio Terrestre Lamont-Doherty (LDEO, por sus siglas en inglés) de la Universidad de Columbia, Nueva York, EUA, dirigió los servicios de adquisición de registros y el banco de datos de levantamientos del sitio. Los fondos para el programa ODP fueron provistos inicialmente por la Fundación Nacional de Ciencias de EUA (NSF, por sus siglas en inglés) y posteriormente se ampliaron para incluir otros socios internacionales tales como Australia, Bélgica, Canadá, China, Dinamarca, Finlandia, Alemania, Islandia, Irlanda, Italia, Japón, Corea, los Países Bajos, Noruega, Portugal, España, Suecia, Suiza, Taiwán y el Reino Unido. 15. Los depósitos de núcleos del programa ODP se encuentran en el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty, Palisades, Nueva York, EUA; Institución de Oceanografía Scripps, California; Universidad A&M de Texas y Universidad de Bremen, Alemania. 16. Goldberg D: “The Role of Downhole Measurements in Marine Geology and Geophysics,” Reviews of Geophysics 35, no. 3 (Agosto de 1997): 315–342.

Primavera de 2005

Tubo ascendente Columna de perforación El fluido de perforación es bombeado en sentido descendente a través de la columna de perforación

El fluido y los recortes de perforación fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el tubo ascendente

Preventor de reventones

Lecho marino Tubería de revestimiento de superficie

Segunda tubería de revestimiento

Agujero descubierto

El fluido y los recortes de perforación fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento Herramienta de adquisición de registros durante la perforación

> Perforación con tubo ascendente. El tubo ascendente es una tubería que se extiende desde la plataforma de perforación hasta el lecho marino. El lodo y los recortes de perforación del pozo retornan a la superficie a través del tubo ascendente. El extremo superior del tubo ascendente se adosa a la embarcación de perforación, mientras que su extremo inferior se fija en el lecho marino. Un preventor de reventones (BOP, por sus siglas en inglés) emplazado en el lecho marino entre el cabezal de producción del pozo y el tubo ascendente ofrece protección contra la presencia de formaciones sobrepresionadas y el influjo repentino de gas. El diámetro del tubo ascendente, que alcanza hasta 53.3 cm [21 pulgadas], es suficientemente grande como para permitir el paso de la columna de perforación, las herramientas de adquisición de registros y las sartas de revestimiento múltiples.

[5,000 pies], respectivamente. Los objetivos científicos de los programas de perforación de pozos profundos en los océanos exigían que se perforara en tirantes de agua mucho mayores que las profundidades habituales de las operaciones de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). El programa debió desarro-

llar tecnología para perforar sin un tubo ascendente—un tubo de gran diámetro que conecta el conjunto de preventores de reventón (BOP, por sus siglas en inglés) con un equipo de perforación de superficie flotante—utilizado comúnmente en las operaciones de perforación marina en busca de petróleo y gas (arriba).

31

Cuando se perfora con un tubo ascendente, el fluido de perforación circula por el tubo, a través de la barrena, y luego retorna a la superficie junto con los recortes de rocas por la parte externa de la columna de perforación.

Sin un tubo ascendente, el fluido de perforación sale por la parte superior del pozo derramándose sobre el lecho marino y no retorna a la superficie (abajo). Esto no constituye un problema para el ambiente de lecho marino porque

Columna de perforación

El agua de mar es bombeada en sentido descendente a través de la columna de perforación

Recortes

Los recortes fluyen al océano

Lecho marino

Tubería de revestimiento de superficie

Segunda tubería de revestimiento

El agua de mar y los recortes fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento

Agujero descubierto Barrena

Herramienta de adquisición de registros durante la perforación

> Perforación sin tubo ascendente. El agua de mar es bombeada en sentido descendente a través de la columna de perforación para limpiar y enfriar la barrena. El fluido de perforación y los recortes fluyen en sentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento, donde se esparcen sobre el lecho marino y no retornan a la superficie.

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el agua de mar se utiliza como fluido de perforación. No obstante, dado que no se agrega ningún sólido, no se forma ningún revoque de filtración. Sin revoque de filtración, el pozo es menos estable, lo que puede conducir a su colapso. Por lo tanto, fue preciso desarrollar tecnología y soluciones para encarar los problemas asociados con el movimiento vertical de la embarcación, la estabilidad de los pozos, la re-entrada de pozos en un tirante de agua de más de 5,000 m [16,405 pies] y otras cuestiones técnicas. En perforación convencional en busca de petróleo y gas, los dispositivos de compensación tratan al tubo ascendente como la referencia fija para corregir las incertidumbres asociadas con la profundidad. Una importante mejora introducida en las operaciones de adquisición de registros en pozos sin tubo ascendente fue el desarrollo de un compensador de oleaje de gran desplazamiento para reducir las incertidumbres asociadas con la profundidad que surgen del movimiento vertical de la embarcación. El sistema compensador de oleaje con cable (WHC, por sus siglas en inglés) mide el movimiento vertical de la embarcación con un acelerómetro, desplaza automáticamente el pistón hidráulico y desenrolla la cantidad de cable de adquisición de registros requerida. 17 El sistema WHC puede compensar adecuadamente olas de hasta 6 m [20 pies]. Actualmente, en la embarcación JOIDES Resolution, se está probando un nuevo sistema de compensación de malacate rotativo programable desarrollado por Schlumberger. Con la columna de perforación flexible de más de 5,000 m de longitud colgando en estado de tensión desde la torre de perforación, comenzar a perforar sin un tubo ascendente un pozo en la roca desnuda constituye un verdadero desafío. En ambientes de rocas duras, tales como las dorsales mesoatlánticas, se torna dificultoso iniciar la perforación de un pozo y mantenerlo abierto, debido a la naturaleza fracturada y frágil de las rocas encontradas. El programa ODP desarrolló el sistema de re-entrada de rocas duras para iniciar la perforación de pozos en ambientes dificultosos mediante la utilización de un martillo de perforación hidráulico. El martillo perforador se baja por el interior de la tubería de revestimiento y perfora un pozo y hace avanzar la tubería de revestimiento simultáneamente.18 En los campos petroleros de hoy en día, la tecnología que utiliza tubería de revestimiento estándar para perforar el pozo y luego dejarla en su lugar para entubar el pozo, elimina las maniobras de la columna de perforación y puede incrementar la eficiencia de la perforación en un 20 a un 30%.

Oilfield Review

Otro de los desafíos de la perforación sin tubo ascendente era la re-entrada de pozos preexistentes. Puede ser necesario reingresar en un pozo por diversos motivos, tales como un cambio de barrena o cuando se retorna al pozo en campañas múltiples. Para cambiar la barrena, por ejemplo, se debe subir la columna de perfora-

ción, adosar una nueva barrena y volver a bajar la columna hasta el fondo dentro de la misma perforación. La formidable tarea de reingresar en un pozo en el fondo del océano se logró con la utilización de un equipo de barrido por sonar y un cono de re-entrada. El arreglo de cono de reentrada comprende un embudo de re-entrada

Cono de re-entrada

Lecho marino Faldón de lodo

Tubería de revestimiento de 16 pulgadas Tubería de revestimiento de 103⁄4 pulgadas

Tubería de revestimiento de 20 pulgadas Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

> El cono de re-entrada. Una instalación grande, en forma de embudo de 3.7 m [12 pies] de diámetro, emplazada en el fondo del mar sirve como conducto para el re-emplazamiento de un pozo perforado previamente y para el asentamiento y el soporte de la sarta de revestimiento de superficie. El cono de re-entrada es liberado a través del pozo central (extremo superior). (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).

Primavera de 2005

instalado en una placa de soporte que descansa sobre el fondo marino y una cubierta para soportar las sartas de revestimiento múltiples (izquierda). El sistema de re-entrada es ancho en la parte superior, por encima del lecho marino, y se estrecha en la parte inferior cerca de la base del fondo marino, lo que facilita que el embudo guíe la columna de perforación dentro del pozo. El cono de re-entrada permite reingresar en un pozo en campañas múltiples para profundizarlo o para instalar un observatorio de pozo para la obtención de mediciones y muestras de fondo de pozo a largo plazo. El programa ODP desarrolló dos tipos fundamentales de observatorios de pozos. Se desplegaron sismómetros de banda ancha de fondo de pozo con un ancho de banda que oscilaba entre 0.001 y 10 Hz y medidores de esfuerzo en sitios seleccionados, ubicados fundamentalmente en zonas sismogénicas o proclives a terremotos, cercanas a Japón y situadas en la porción este del Océano Pacífico. El otro tipo de observatorio de pozo consta de instrumental para obtener mediciones en sitio de la temperatura y la presión de formación y muestreo de las propiedades geoquímicas de los fluidos. De un modo similar, los medidores de fondo de pozo permanentes para el monitoreo de tasas de flujo, presión y temperatura son habituales en los campos petroleros para la optimización de la producción en tiempo real.19 No obstante, la utilización efectiva de pozos como observatorios hidrogeológicos requirió que se los cerrara herméticamente para protegerlos del agua de mar sobreyacente y que se permitiera a la formación retornar a un estado de equilibrio. Esto fue posible gracias al empleo de un sistema de prevención de la circulación entre el pozo y el océano (CORK, por sus siglas en inglés), desplegado por primera vez en el año 1991, que aísla los pozos del agua de mar que se 17. Lorsignol M, Armstrong A, Rasmussen MW y Farnieras L: “Heave Compensated Wireline Logging Winch System and Method of Use,” Patente de EUA no. 6,216,789 (17 de abril de 2001). 18. Grupo Científico a Bordo, 2000: “Leg 191 Preliminary Report: West Pacific ION Project/Hammer Drill Engineering,” Informe Preliminar del ODP 191, http://wwwodp.tamu.edu/publications/prelim/191_prel/19 1PREL.PDF (se examinó el 10 de diciembre de 2004). 19. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos de manejo de la producción de arena,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

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Cabezal CORK Orificios de muestreo hidráulico (desde los filtros)

Registrador de datos para el registro de presión

Cono de re-entrada

Faldón de lodo

Tubería de revestimiento

Líneas de muestreo hidráulico (desde los filtros)

Línea de inflado del empacador Filtros Empacadores

Tapón puente

> Sistema de prevención de la circulación entre el océano y el pozo (CORK, por sus siglas en inglés). Una vez finalizadas las operaciones de adquisición de registros y extracción de núcleos, el pozo es aislado del agua de mar sobreyacente mediante el emplazamiento de un sistema CORK; un sello mecánico de pozo readaptado a un cono de re-entrada (extremo superior). El sello impide la circulación de fluido hacia el interior y el exterior del pozo. Al sistema CORK se le puede adosar un arreglo de sensor que se extiende dentro del pozo para medir la temperatura, la presión y las propiedades químicas y biológicas locales a lo largo de varios años. Un sistema CORK de avanzada incorpora sellos múltiples para permitir el registro de las observaciones de series de tiempo en varias zonas aisladas (extremo inferior). Se despliega un submarino o un ROV (vehículo de operación remota) para descargar periódicamente los datos. (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).

encuentra por encima del lecho marino (arriba). Los datos de temperatura y presión registrados a lo largo de un período que varía entre algunos meses y varios años son recuperados mediante la utilización de equipos sumergibles tripulados o no tripulados. Una nueva generación de sistemas CORK de avanzada incorporará empacadores múltiples para aislar las zonas subterráneas del pozo a fin de medir la temperatura, la presión, la química de fluidos y la microbiología de cada zona. Si bien las profundidades del lecho marino y las condiciones de pozo son extremas, ODP y Schlumberger han concebido métodos y herra-

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mientas para la obtención de mediciones de pozos a fin de satisfacer los objetivos científicos y operar efectivamente en ambientes hostiles. Avances en mediciones de pozos Las mediciones de pozos ahora se consideran tan vitales para el logro de los objetivos científicos de las operaciones de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos como lo son para la industria de exploración y producción (E&P). Estas mediciones proporcionan un registro continuo de las propiedades de las formaciones bajo las condiciones locales, un enlace entre los datos de núcleos y los datos sís-

micos de escala regional más grande, y a veces proveen los únicos datos válidos cuando la recuperación de núcleos es pobre o inexistente. La necesidad de contar con herramientas en ambientes de pozos de diámetro reducido, alta presión y alta temperatura y la necesidad de disponer de herramientas de alta resolución para caracterizar las capas delgadas han sido las fuerzas impulsoras del diseño a medida de las necesidades específicas y el desarrollo de nuevas herramientas de pozos. A veces las sondas de adquisición de registros deben ser operadas a través de tuberías de tan sólo 9.7 cm [3.8 pulgadas] de diámetro para obtener mediciones en pozos de más de 30 cm [11.8 pulgadas] de diámetro. Para superar esta dificultad, se redujo el diámetro de ciertas herramientas de campos petroleros. En el año 1988, se modificó el dispositivo Microbarredor de la Formación, reduciéndose su diámetro exterior (OD, por sus siglas en inglés) de más de 11.4 cm [4.5 pulgadas] a 9.4 cm [3.7 pulgadas]. Otro dispositivo, la herramienta de Sísmica de Pozo WST para pozos de diámetro reducido, fue adecuada mediante el agregado de dos geófonos horizontales. Esto posibilitó la determinación de la velocidad de ondas de corte y la anisotropía de las rocas subyacentes a partir de un levantamiento VSP. El objetivo de incrementar la resolución vertical de las mediciones de fondo de pozo incentivó a los científicos del Observatorio Terrestre Lamont-Doherty, en Palisades, Nueva York, EUA (LDEO), a desarrollar la herramienta de rayos gamma de sensores múltiples (MGT) en el año 2001. Esta herramienta aumenta la resolución mediante apilamiento de punto medio común y suma de los datos recibidos desde un arreglo de cuatro sensores de espectrometría de rayos gamma con un espaciamiento de 61 cm [2 pies] entre sí.20 La herramienta MGT incrementa la resolución vertical de los datos de los registros de rayos gamma naturales en un factor de tres a cuatro con respecto a las herramientas de adquisición de registros convencionales, mejorando la caracterización de las capas delgadas y su correlación con los datos de núcleos. Habitualmente, un sistema operado con cable no puede registrar el intervalo superior ubicado justo por debajo del lecho marino porque la columna de perforación tiene que ser bajada unos 50 a 100 m [164 a 328 pies] aproximadamente para garantizar la estabilidad del pozo. Además, las sartas de herramientas largas a menudo no logran registrar el fondo del pozo. Por otra parte, en ciertos ambientes dificultosos, por ejemplo, en intercalaciones de roca dura y roca blanda, tales como las secuencias de fta-

Oilfield Review

nita-creta, las rocas se deterioran después de la perforación, lo que se traduce en recuperación de núcleos y registros pobres. En esos casos, las herramientas de adquisición de registros durante la perforación resultan de importancia crítica y proporcionan las únicas mediciones en sitio.21 Por razones de seguridad en pozos inestables, y para reducir el tiempo de perforación, durante el desarrollo del programa ODP se desarrolló una innovadora solución de adquisición de registros durante la extracción de núcleos (LWC, por sus siglas en inglés). La herramienta de resistividad frente a la barrena RAB fue modificada mediante la incorporación de baterías anulares en la pared del portabarrena y una nueva camisa de resistividad de pastillas. Esto permite que un tubo extractor de núcleos ODP pase a través de la herramienta RAB para llevar a cabo las operaciones de extracción de núcleos durante la obtención de mediciones de resistividad y rayos gamma azimutal (derecha). El sistema LWC provee precisión en lo que respecta a la calibración de la profundidad de los registros de núcleos y orientación de los mismos sin viajes adicionales, lo que se traduce tanto en ahorros de tiempo como en ventajas científicas únicas.22 Obtención de muestras de núcleos El mejoramiento de la recuperación de núcleos y la obtención de muestras no contaminadas e inalteradas son objetivos científicos importantes. La contaminación producida por el proceso de perforación puede afectar los estudios de las propiedades magnéticas, la química de fluidos, la microbiología, la estructura sedimentaria, y la textura de las muestras de núcleo. Como sucede con las operaciones de exploración y producción (E&P), las tecnologías de perforación y muestreo de los programas de perforación científica en los océanos han sido adaptadas a la dureza de las rocas y la litología. Las innovaciones específicas incluyen la técnica de extracción de núcleos con pistón de avanzada para el muestreo de rocas blandas a rocas de dureza intermedia y un tubo extractor de núcleos extendido o un tubo extractor de núcleos de diamante para la extracción de núcleos en rocas de dureza intermedia a rocas duras. La investigación de los hidratos de gas en particular, requiere la recuperación de muestras en condiciones locales. Durante la extracción convencional de núcleos de hidratos, se produce la liberación de volúmenes sustanciales de gas cuando los sedimentos son llevados a la superficie. Los programas DSDP y ODP respectivamente, desarrollaron el tubo extractor de núcleos bajo presión operado con cable y el tubo extractor de

Primavera de 2005

núcleos bajo presión para recuperar muestras a presiones locales de hasta 10,000 lpc [70 MPa].23 Estas herramientas resultan particularmente útiles para el muestreo de hidratos de gas y la medición del volumen de gas liberado desde estas muestras. La necesidad de contar con procedimientos de muestreo bajo presión que mantengan el núcleo a la presión de fondo de pozo en una cámara autoclave, inspiró a un consorcio europeo a desarrollar un nuevo conjunto de herramientas conocido como autoclave de extracción de núcleos de hidratos; la próxima generación de sistemas de extracción de núcleos bajo presión.24 La Campaña 204 del programa ODP, que tuvo lugar entre julio y agosto de 2002, proporcionó la oportunidad para probar una amplia variedad de tecnologías y técnicas de medición nuevas.25 El objetivo científico de la misión era comprender la presencia y distribución de los hidratos de gas en el área marina de Oregón, EUA. Esta campaña marcó la utilización, por primera vez, de la técnica de adquisición de registros y extracción de núcleos en forma simultánea con el sistema LWC y la ejecución de pruebas extensivas de herramientas de extracción de núcleos bajo presión. La Campaña 204 desplegó además una amplia gama de herramientas operadas con cable y herramientas LWD de Schlumberger e incluyó herramientas desarrolladas por el programa ODP para medir la presión en sitio.26 Por primera vez en una operación ODP se utilizaron cámaras infrarrojas digitales para el barrido de las muestras de núcleos. Esto se realiza no bien se recuperan las muestras del intervalo de hidratos de gas para registrar las anomalías de temperatura.27 20. Goldberg D, Meltser A y el Grupo Científico a Bordo del ODP, Campaña 191, 2001: “High Vertical Resolution Spectral Gamma Ray Logging: A New Tool Development and Field Test Results,” Transcripciones del 42o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, 17 al 20 de junio de 2001, artículo JJ. 21. Goldberg, referencia 16. 22. Goldberg D, Myers G, Grigar K, Pettigrew T, Mrozewski S y el Grupo Científico a Bordo del ODP, Campaña 209: “Logging-While-Coring—First Tests of a New Technology for Scientific Drilling,” Petrophysics 45, no. 4 (Julio a agosto de 2004): 328–334. 23. Pettigrew TL: “Design and Operation of a Wireline Pressure Core Sampler,” ODP, Nota Técnica 17. College Station, Texas: Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (1992). 24. El consorcio HYACINTH europeo desarrolló el sistema de autoclave de extracción de núcleos de hidratos (HYACE, por sus siglas en inglés). Dos tipos de herramientas de extracción de núcleos bajo presión operadas con cable, una herramienta de percusión y una herramienta rotativa, fueron desarrolladas en conjunto con los medios para transferir el núcleo a una cámara de laboratorio sin pérdida de presión. 25. Tréhu AM, Bohrmann G, Rack FR, Torres ME, Delwiche ME, Dickens GR, Goldberg DS, Gràcia E, Guèrin G, Holland M, Johnson JE, Lee YJ, Liu CS, Long PE, Milkov AV, Riedel M,

Tubo extractor de núcleos accionado por motor recuperable (MDCB, por sus siglas en inglés), diámetro exterior del tubo del núcleo interno = 27⁄8 pulgadas Diámetro interior de la herramienta RAB = 3.45 pulgadas

Batería anual

Electrodos de resistividad azimutal en la camisa de pastillas, diámetro exterior = 91⁄2 pulgadas

Sensor de rayos gamma Estabilizador reemplazable en el campo Electrodo de resistividad de la barrena Diámetro exterior del núcleo = 2.5 pulgadas

> Sistema de adquisición de registros durante la extracción de núcleos (LWC, por sus siglas en inglés). El tubo extractor de núcleos accionado a motor (MDCB, por sus siglas en inglés) pasa por la herramienta de resistividad frente a la barrena RAB modificada para recolectar las muestras de núcleos durante la adquisición de registros de resistividad y de rayos gamma. (Adaptado de Goldberg et al, referencia 22). Schultheiss P, Su X, Teichert B, Tomaru H, Vanneste M, Watanabe M y Weinberger JL: Transcripciones del Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos, Informe Inicial, Vol. 204. http://www-odp.tamu.edu/ publications/prelim/204_prel/204toc.html (se examinó el 12 de diciembre de 2004). 26. Algunas de las herramientas con cable utilizadas en la Campaña 204 son: APS (Sonda de Porosidad de Acelerador de Neutrones), DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), DIT (herramienta de Doble Inducción), Formation MicroScanner (Microbarredor de la Formación), GPTI (Inclinómetro con Fines Generales), HLDT (herramienta de Lito-Densidad para Ambientes Hostiles), HNGS (Sonda de Rayos Gamma Naturales para Ambientes Hostiles), SGT (herramienta de Centelleo de Rayos Gamma), SFL (herramienta de Resistividad Enfocada Esféricamente), VSI (herramienta de generación de Imágenes Sísmica Versátil) y la herramienta WST-3. Las herramientas de perforación y obtención de mediciones fueron adnVISION, geoVISION, proVISION y la herramienta RAB-8 modificada para ser utilizada con el sistema de adquisición de registros durante la extracción de núcleos. 27. Cuando los hidratos de gas se desasocian de un intervalo sedimentario, se pueden palpar con la mano puntos fríos que pueden ser medidos con cámaras infrarrojas térmicas.

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Enfoque en los hidratos de gas La existencia de hidratos de gas en sedimentos -900 -1,000 marinos se conoce desde los primeros días del programa DSDP pero en el pasado se los evitaba 1245 lógicamente por cuestiones de seguridad de la 1244 perforación. Sin embargo, el creciente interés 1252 1246 en los hidratos en sí como recurso energético 1247 potencial y en su posible influencia sobre el -1,100 cambio climático, los ha convertido en una de 1248 las áreas de interés de la perforación científica 1249 1251 en los océanos. 1250 Los hidratos presentes en los sedimentos de aguas profundas, en los márgenes continentales -1,200 -800 externos, son comúnmente estables. Los hidratos de gas se vuelven inestables cuando la temperatura del océano se eleva o se produce un 44°33’ N fenómeno de despresurización debido a la 125°09’W 125°06’ W 125°03’ W reducción de la presión de confinamiento, cau> Emplazamientos de perforación correspondientes a la Campaña 204 del programa ODP, en la sada por ejemplo por una reducción del nivel del Dorsal de Hidratos, en el área marina de Oregón, EUA. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25). mar o una pérdida en la sobrecarga de sedimentos.28 Esto ocasiona la emisión de metano—un gas de efecto invernadero poderoso—en los océanos y en la atmósfera. Los científicos han 1.1 planteado diversos cuestionamientos acerca del Localización 1246 Localización 1245 impacto de los hidratos de gas sobre el ciclo del 4,100 pies Localización 1244 1.2 carbono y el clima global.29 No obstante, existe 1,250 m gran incertidumbre respecto de qué cantidad de Y B 1.3 0 hidrato y gas libre contienen efectivamente los Localización sedimentos marinos. Por lo tanto, es importante 1252 Y 75 B 1.4 saber dónde y cómo se acumulan los hidratos, y vigilar rutinariamente las condiciones que 150 BSR 1.5 podrían alterar su estabilidad. A Para reducir esta incertidumbre, se perfora225 1.6 ron 45 pozos en nueve emplazamientos de un alto batimétrico conocido con el nombre de DorBSR 300 1.7 sal de Hidratos, en un tirante de agua de 790 m 375 1.8

Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos

Profundidad, m

44°36’ N

450 AC

1.9

> Corte vertical este-oeste a través de la imagen de datos sísmicos tridimensionales. Los datos sísmicos muestran el marco estructural y estratigráfico de la Dorsal de Hidratos en las Localizaciones 1244, 1245, 1246 y 1252. El reflector de gran amplitud que se encuentra debajo del lecho marino es el reflector de simulación del fondo (BSR, por sus siglas en inglés) y corresponde a la base de la zona de estabilidad de los hidratos de gas. El BSR posee polaridad negativa, lo que indica la presencia de sedimentos de alta velocidad con contenido de hidratos de gas que sobreyacen los sedimentos de baja velocidad que contienen gas libre. Debajo del límite AC, los datos sísmicos son incoherentes y representan sedimentos intensamente deformados y más antiguos del complejo acrecional de la porción central de la Dorsal de Hidratos. Las reflexiones sísmicas indicadas con las letras A, B, B', Y e Y' corresponden a eventos estratigráficos anormalmente brillantes. La escala de profundidad en metros debajo del lecho marino (mblm) se basa en una velocidad supuesta de 1,550 m/s [5,085 pies/s] por encima de 150 mblm [492 pies] y 1,650 m/s [5,413 pies/s] por debajo de 150 mblm. Las líneas de color anaranjado rojizo indican la profundidad de penetración en cada localización. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25).

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28. Kleinberg y Brewer, referencia 3. 29. Dickens GR: “Rethinking the Global Carbon Cycle with a Large, Dynamic and Microbially Mediated Gas Hydrate Capacitor,” Earth and Planetary Science Letters 213, no. 3 (25 de agosto de 2003): 169–183. 30. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jimenez RR, Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datos sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): 2–23. 31. Tréhu AM, Long PE, Torres ME, Bohrmann G, Rack FR, Collett TS, Goldberg DS, Milkov AV, Riedel M, Schultheiss P, Bangs NL, Barr SR, Borowski WS, Claypool GE, Delwiche ME, Dickens GR, Gràcia E, Guerin G, Holland M, Johnson JE, Lee Y-J, Liu C-S, Su X, Teichert B, Tomaru H, Vanneste M, Watanabe M y Weinberger JL: “Three-Dimensional Distribution of Gas Hydrate beneath Southern Hydrate Ridge: Constraints from ODP Leg 204,” Earth and Planetary Science Letters 222, no. 3–4, (15 de junio de 2004): 845–862. 32. Los experimentos de Archie establecieron una relación empírica entre la resistividad, la porosidad y la saturación de agua. Para obtener más información sobre la ecuación de Archie, consulte: terpretation Principles/ Applications. Houston: Servicios Educativos de Schlumberger, 1989.

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tente entre los sedimentos de alta velocidad que contienen hidratos de gas y los sedimentos de baja velocidad más profundos que contienen gas libre produce un reflector de alta amplitud al que se alude como reflector de simulación del fondo (BSR, por sus siglas en inglés). Este reflector es interpretado como la base de la zona de estabilidad de los hidratos de gas. Las velocidades sísmicas derivadas de los VSP resuelven claramente esta reducción de la velocidad, indicativa de la presencia de gas libre debajo del BSR que se encuentra a una distancia de 129 a 134 m [423 a 440 pies] aproximadamente, por debajo del fondo marino. Dado que los hidratos no son conductivos, la resistividad eléctrica de los sedimentos saturados de hidratos es mayor que la de los sedimentos saturados de agua. Las imágenes de resistividad adquiridas con la herramienta de resistividad frente a la barrena RAB mostraron la distribución azimutal de los hidratos en los sedimentos perforados (abajo). Los datos RAB, en conjunto con los datos sísmicos 3D, guiaron

Imagen estática RAB-8 Resistividad profunda

Recuperación

Fotos de núcleos

Núcleo 12498

[2,592 pies], en el área marina de Oregon, EUA (página anterior, arriba). Durante la Campaña 204, se obtuvieron varias mediciones geofísicas que pueden ayudar a cuantificar los hidratos de gas, incluyendo el método de resonancia magnética nuclear, la generación de imágenes de resistividad, la adquisición de registros sónicos y los perfiles sísmicos verticales (VSPs, por sus siglas en inglés). Se adquirieron datos sísmicos de pozos con la herramienta de generación de Imágenes Sísmicas Versátil VSI que puede obtener registraciones simultáneas en estaciones múltiples. Con diferentes configuraciones fuente-receptor, se adquirió sísmica de pozo con apartamiento de la fuente y con desplazamiento sucesivo de la fuente para representar el subsuelo lejos del pozo.30 Los datos sísmicos tridimensionales (3D) adquiridos en los nueve emplazamientos de perforación, situados en la porción sur de la Dorsal de Hidratos, proporcionaron un marco estructural y estratigráfico regional (página anterior, abajo). El fuerte contraste de velocidad exis-

Bajo N

Alto ohm-m Orientación E S W N

la subsiguiente operación de extracción de núcleos permitiendo un muestreo preciso de las zonas ricas en hidratos de gas.31 La integración de los núcleos con los registros de pozos y los datos sísmicos de pozos y de superficie, cada uno con diferente resolución espacial y sensibilidad al contenido de hidratos de gas, arroja una estimación de la distribución tridimensional de los hidratos de gas dentro de un sistema dorsal acrecional. El porcentaje de hidratos de gas se estimó mediante el empleo de diferentes metodologías. Si bien las mediciones de pozos proveen un muestreo espacial continuo, existen suposiciones involucradas en la estimación de los hidratos de gas. Suponiendo que el espacio poroso está relleno de agua e hidratos de gas solamente, el porcentaje de hidratos de gas presentes puede ser deducido mediante la utilización de la relación de Archie para determinar la saturación de agua, correspondiendo el resto a hidratos de gas.32 Esta técnica no distingue entre hidrato de gas y gas libre.

Resistividad RAB-8 ohm-m 0 20 40

Rayos gamma RAB-8 API 40 60 80

Núcleo RAB-8 Densidad volumétrica g/cm3 1.55 1.65 1.75

5 10 15

20 cm

2A 3A 4A 5A 6A

Textura espesa de tipo crema producida por la disociación de hidratos

7A

8A

Profundidad, metros por debajo del lecho marino

15 cm

20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 Arcilla con parche verdoso oscuro y espículas de esponja dispersas

9A

70

> Datos de la Campaña 204 del Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos. Los datos adquiridos en el Pozo 1249B incluyen una imagen de resistividad profunda obtenida con la herramienta RAB-8 (Carril 2), resistividad (Carril 3), rayos gamma (Carril 4) y densidad de núcleos (Carril 5). A la izquierda se muestran fotos de núcleos. Los intervalos de alta resistencia indican la presencia de hidratos de gas. Obsérvese que la recuperación de núcleos (Carril 1) es intermitente y pobre, mientras que las mediciones LWD son continuas. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25).

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Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IOPD, por sus siglas en inglés) Asesorar y consultar

Otros Subcontratos de Servicios Científicos

Embarcación para perforación sin tubo ascendente JOIDES Resolution EUA

Estructura de Asesoramiento Científico (SAS, por sus siglas en inglés)

IOPD Management International Inc.

Embarcación para perforación con tubo ascendente Chikyu Japón

Plataformas específicas para cada misión Europa

Operador

Operador

Operador

Unión de Instituciones Oceanográficas (Alianza JOI)

Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC)

Operador de Ciencias ECORD (ESO)

Plataforma y Operaciones de Perforación

Plataforma y Operaciones de Perforación

Plataforma y Operaciones de Perforación

Fundación Nacional de Ciencias (NSF)

Ministerio de Educación, Cultura, Deportes, Ciencia y Tecnología (MEXT)

Agencia de Manejo ECORD (EMA)

> Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas en inglés). El IODP es una operación de plataformas múltiples que involucra una embarcación para perforación sin tubo ascendente, una embarcación para perforación con tubo ascendente y una variedad de plataformas específicas para cada misión. Japón, EUA y Europa apoyarán a las organizaciones a cargo de la implementación en lo que respecta a las diversas embarcaciones y plataformas (véase referencia 7). (Fotografías, cortesía de la alianza JOI, JAMSTEC y ECORD.)

Otro enfoque utilizó una liberación controlada de la presión de la muestra de núcleo para permitir la medición del volumen de gas almacenado dentro de un intervalo de sedimento. Este volumen se utilizó luego con las curvas de equilibrio de gas establecidas para estimar el volumen de hidratos de gas o gas libre presente en el núcleo. Los resultados indicaron que el alto contenido de hidratos de gas—30 a 40% del espacio poroso—se limita a los décimos de metros superiores que subyacen el fondo marino en la cresta de la Dorsal de Hidratos, mientras que en los flancos de la dorsal, los hidratos se extienden a mayor profundidad.33 La comprensión de la distribución heterogénea de los hidratos de gas es un factor importante en el modelado de la formación de hidratos de gas en sedimentos marinos y de los cambios debidos a la tectónica y el impacto ambiental. En el año 2000, el Departamento de Energía de EUA (DOE, por sus siglas en inglés), en con-

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sulta con otros organismos gubernamentales, inició una activa gestión con miras a poner en marcha un programa de investigación fundamental y aplicada para identificar, evaluar y desarrollar hidratos de metano como recurso energético. Numerosos países, entre ellos Japón, Canadá e India, también están interesados en el potencial de los hidratos de gas como fuente de energía y han establecido grandes proyectos de investigación y desarrollo relacionados con los hidratos de gas, mientras que China, Corea, Noruega, México y otras naciones están investigando la viabilidad de implementar proyectos de investigación de los hidratos de gas auspiciados por los gobiernos.34 El proyecto industrial conjunto del DOE de EUA, liderado por ChevronTexaco, tiene proyectado perforar dos emplazamientos en aguas profundas del Golfo de México, en el año 2005. Se aplicarán algunas de las técnicas y lecciones aprendidas como resultado de la Campaña 204. Si bien el principal objetivo es aprender cómo

explotar en forma segura los yacimientos de hidrocarburos convencionales que se encuentran debajo de los hidratos, los resultados del programa posibilitarán además una mejor evaluación de la viabilidad comercial de los hidratos de gas marinos. Todos estos logros tecnológicos fomentarán la realización de estudios de perforación científica en los océanos en el siglo XXI, si bien en la próxima década será necesario contar con tecnologías específicas para enfrentar desafíos tales como la medición de las altas temperaturas y presiones presentes en las zonas sismogénicas, las operaciones de muestreo de fluidos, la recuperación de sedimentos no contaminados y de vida microbiana en condiciones locales, el desarrollo de mediciones de pozos mejoradas y la instalación de sensores a largo plazo o permanentes. Con la adquisición de un número creciente de datos, el manejo de los datos se ha convertido en otro asunto crítico. En el año 1996, Schlumberger

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y ODP colaboraron para probar un montículo estabilizado para las antenas utilizadas en la transmisión de datos de alta velocidad desde la embarcación JOIDES Resolution hasta los centros de datos costeros. Ahora es común contar en las operaciones IODP con una versión de avanzada de este sistema de terminal de apertura muy pequeña (VSAT, por sus siglas en inglés) que ofrece cobertura global casi total para la transmisión de datos y comunicaciones electrónicas y comunicaciones de voz. Finalmente, los enormes volúmenes de datos e información generados por los programas de perforación de pozos profundos en los océanos generan los mismos problemas con que se enfrenta el manejo de datos de exploración y producción (E&P).35 Los datos heredados, recolectados durante el desarrollo de los programas DSDP y ODP, y los datos del programa IODP recién lanzado, son algunos de esos problemas. Además de las mediciones crudas, el copioso volumen de información digital, tales como los informes de perforación, los datos de adquisición de registros de inyección y las descripciones de los recortes de perforación, deben ser manejados correctamente y han de asociarse con los datos medidos sin procesar para mantener la información contextual y asegurar la integridad y validez de los datos que maneja el sistema. Schlumberger ha estado colaborando en forma estrecha con la JAMSTEC—Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre—para diseñar y construir el prototipo de tal sistema de manejo de datos. La integración de la capacidad de análisis de datos dentro del sistema de manejo de datos mediante la utilización del programa integrado de sistemas de caracterización de yacimientos GeoFrame permite a los s acceder a los datos en forma directa desde un sitio remoto. Una nueva era en perforación de pozos profundos en los océanos El Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas en inglés), un programa nuevo que comenzó en el año 2004, se basa en la experiencia y los conocimientos adquiridos durante las campañas de perforación científica en los océanos previas. El IODP es una asociación global de científicos, instituciones de investigación y organismos gubernamentales que provee un método más enfocado de exploración a mayores profundidades y en áreas previamente inaccesibles (página anterior). Los objetivos científicos del IODP se describen sucintamente en el plan de ciencias inicial.36 Al igual que sus predecesoras, las expe-

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diciones del IODP son controladas por las propuestas y se planifican luego de extensivas revisiones científicas y de seguridad de índole internacional. Sin embargo, el IODP difiere considerablemente de cualquiera de los programas previos porque utiliza embarcaciones múltiples con diversas capacidades de perforación. Las plataformas múltiples—sin tubo ascendente, específicas para cada misión y con tubo ascendente—permitirán perforar en áreas previamente inaccesibles, tales como los márgenes continentales, en aguas someras con menos de menos de 20 m [66 pies] de profundidad, en regiones cubiertas de hielo del Ártico y en los océanos ultraprofundos.37 Se utilizará la actual embarcación estadounidense JOIDES Resolution en la primera fase operacional de las operaciones sin tubo ascendente, que durará hasta el año 2005. 38 Las plataformas específicas para cada misión (MSP, por sus siglas en inglés) que opera el Consorcio Europeo para Perforación de Pozos Profundos en los Océanos con Fines de Investigación trabajarán en aguas someras y regiones cubiertas de hielo.39 Tal como lo sugiere el nombre “específicas para cada misión,” estas plataformas de perforación podrían consistir en barcazas de perforación, plataformas de perforación autoelevadizas o sistemas de perforación en el fondo del océano, según el entorno de perforación de que se trate. La construcción de la plataforma con tubo ascendente y el desarrollo de tecnologías relacionadas fueron iniciados en 1990 por el MEXT (Ministerio de Educación, Cultura, Deportes,

Ciencia y Tecnología) de Japón. Este programa, denominado “Perforación de Pozos Profundos en los Océanos en el Siglo XXI,” fue integrado al IODP.40 La embarcación japonesa Chikyu, que significa “Tierra,” será una embarcación para perforación posicionada dinámicamente, equipada con tubo ascendente y tecnología de vanguardia. Inicialmente el buque Chikyu alcanzará una profundidad de 10,000 m (32,800 pies), en tirantes de agua de hasta 2,500 m (8,200 pies). En las operaciones sin tubo ascendente, el Chikyu tendrá capacidad para perforar en tirantes de agua de hasta 7,000 (22,970 pies). En el futuro, el Chikyu será capaz de perforar con un tubo ascendente en tirantes de agua de 4,000 m (13,120 pies), alcanzando una profundidad total de 12,000 m (39,370 pies), lo que permitirá acceder a regiones donde anteriormente la perforación con fines científicos se encontraba impedida por la presencia de hidrocarburos y otros fluidos. Aunque la perforación con tubo ascendente se emplea comúnmente para la exploración y el desarrollo de hidrocarburos, nunca se la ha utilizado en estos ambientes ultraprofundos. Será posible perforar pozos más estables y capaces de penetrar zonas con diferentes presiones. Las zonas sismogénicas son particularmente difíciles de perforar debido a las fuertes pérdidas de fluidos asociadas con los intervalos fracturados. Con la utilización de esta embarcación, los investigadores pueden perforar e instalar sensores permanentes en zonas sismogénicas. Se espera que el Chikyu esté en condiciones de operar hacia fines del año 2006 o principios del 2007.

33. Milkov AV, Claypool GE, Lee Y-J, Torres ME, Borowski WS, Tomaru H, Sassen R, Long PE y el Grupo Científico de la Campaña 204 del ODP: “Ethane Enrichment and Propane Depletion in Subsurface Gases Indicate Gas Hydrate Occurrence in Marine Sediments at Southern Hydrate Ridge Offshore Oregon,” Organic Geochemistry 35, no. 9 (Septiembre de 2004): 1067–1080. Milkov AV, Claypool GE, Lee YJ, Dickens GR, Xu W, Borowski WS y el Grupo Científico de la Campaña 204 del ODP, “In Situ Methane Concentrations at Hydrate Ridge Offshore Oregon: New Constraints on the Global Gas Hydrate Inventory from an Active Margin,” Geology 31 (2003): 833–836. 34. Collett TS: “Gas Hydrates as a Future Energy Resource,” Geotimes 49, no. 11 (Noviembre de 2004): 24–27. 35. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J, Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P, Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán O, Ochoa E, O’Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P Data Management,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 21–33. 36. Para obtener más información sobre el plan de ciencias inicial, consulte: http://www.iodp.org/s/ IODP_Init_Sci_Plan.pdf (se examinó el 30 de septiembre de 2004). 37. Coffin MF: “Expeditions to Drill Pacific, Arctic, and Atlantic Sites,” Unión Geofísica Americana, Transcripciones EOS 85, no. 2 (Enero de 2004): 13–18. 38. La Unión de Instituciones Oceanográficas (JOI, por sus siglas en inglés), la Universidad A&M de Texas, la

Universidad de Columbia, y el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty componen la alianza JOI. La JOI provee colectivamente servicios de extracción de núcleos y adquisición de registros, equipamiento de laboratorio, personal, ingeniería, curado, distribución de datos y logística para la embarcación sin tubo ascendente. La Universidad A&M de Texas subcontrata la embarcación sin tubo ascendente y el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty subcontrata los servicios de adquisición de registros. 39. Las plataformas específicas para cada misión son operadas por el Consorcio Europeo para la Investigación en los Océanos (ECORD, por sus siglas en inglés), y dirigidas por el sector de Operaciones Científicas del ECORD (ESO, por sus siglas en inglés), un consorcio de instituciones científicas europeas. El Servicio Geológico Británico (BGS, por sus siglas en inglés) es responsable de la dirección general de las ESO. La Universidad de Bremen, de Alemania, fue contratada por el BGS para los servicios de curado, depósitos de núcleos y manejo de datos. El BGS contrata al Consorcio Petrofísico Europeo, que comprende a la Universidad de Leicester, Inglaterra; la Universidad de Montepellier, Francia; RWTH Aachen, Alemania, y la Universidad Vrije de Ámsterdam, para las actividades de adquisición de registros y las actividades petrofísicas. 40. Para obtener más información sobre Perforación de Pozos Profundos en los Océanos en el Siglo XXI (OD21), consulte: http://www.jamstec.go.jp/jamstec-e/odinfo/ iodp_top.html (se examinó el 2 de diciembre de 2004).

39

El IODP inició sus operaciones en el año 2004 con la Expedición 301 que utilizó la embarcación para perforación sin tubo ascendente y la Expedición 302 en la que se empleó una plataforma específica para la misión en cuestión. El objetivo de la Expedición 301 era investigar la hidrogeología dentro de la corteza en los océanos, determinar las trayectorias de distribución de fluidos, establecer enlaces entre la circulación de fluidos, la alteración química y los procesos microbianos y determinar la relación entre las propiedades sísmicas e hidrológicas.41 La Expedición 301 se concluyó en agosto de 2004, en la Dorsal de Juan de Fuca, en el Océano Pacífico oriental. Este sistema hidrotérmico activo libera lava derretida del interior de la Tierra en las aguas más frías del océano. En la Expedición 301 se utilizaron diversas herramientas con cable para ambientes hostiles, desarrolladas para la industria del petróleo y el gas, para explorar yacimientos más profundos a temperaturas y presiones extremas.42 La Expedición 301 también recogió muestras de sedimentos, basalto, fluidos y microbios. Se instalaron dos nuevos observatorios de pozos a una profundidad de 583 m (1,913 pies) por debajo del lecho marino. En estos pozos se llevaron a cabo pruebas hidrogeológicas. En el futuro, una red de observatorios de pozos de este tipo permitirá estudiar el movimiento de los fluidos. La circulación del agua a través de la corteza en los océanos tiene implicancias sobre tierra firme, especialmente en aquellos lugares en que las placas en los océanos se sumergen debajo de las placas continentales. Por ejemplo, la reciente actividad volcánica del monte St. Helens, Washington, EUA, acaecida en octubre de 2004, se debe a una combinación de agua con roca derretida cuando la placa en los océanos fue sometida a subducción en el interior de la Tierra. El agua en las zonas de subducción profunda es geoquímicamente reactiva con las rocas adyacentes y también puede afectar la formación de fallas profundas.43

La Expedición 302, concluida en septiembre de 2004, utilizó múltiples embarcaciones en el Ártico (próxima página). El rompehielos pesado Sovetskiy Soyuz proporcionó protección aguas arriba a la embarcación para perforación y análisis del hielo para la expedición, en tanto que el Oden brindó protección frente a los hielos cercanos, comunicaciones e instalaciones para las operaciones científicas. Ambas naves acompañaron a la embarcación para perforación convertida Vidar Viking. La Expedición 302 se centró en los cambios climáticos a corto plazo. La historia climática del Ártico de los últimos 56 millones de años ha sido recuperada a partir de 339 m (1,112 pies) de núcleos y aproximadamente 150 m (492 pies) de registros de sedimentos marinos adquiridos con cable. El examen preliminar de los núcleos sugiere que el Océano Ártico, cubierto de hielo, alguna vez fue un lugar cálido. Nuevas investigaciones proporcionarán pistas sobre los cambios climáticos ocurridos cuando la Tierra pasó de ser un planeta caliente a frío.44 Algunos científicos creen que una breve elevación de la temperatura puede haberse debido a una gran emisión de metano de los depósitos de hidrato de gas.45 La causa exacta de esta posible emisión masiva de gas de efecto invernadero aún no se conoce. Los núcleos de la Expedición 302 proporcionaron las primeras evidencias de la presencia de extensivo material orgánico creado por el plankton y otros microorganismos en los sedimentos del lecho oceánico, lo que sugiere un entorno favorable para los depósitos de petróleo y gas.

41. Grupo Científico a Bordo, 2004: “Juan de Fuca Hydrogeology: The Hydrogeologic Architecture of Basaltic Oceanic Crust: Compartmentalization, Anisotropy, Microbiology, and Crustal-Scale Properties on the Eastern Flank of Juan de Fuca Ridge, Eastern Pacific Ocean,” Informe Preliminar del IODP 301, http://iodp.tamu.edu/publications/PR/301PR/301PR.PDF (se consultó el 3 de noviembre de 2004). 42. Además de las herramientas operadas con cable estándar, las diversas herramientas para ambientes hostiles desplegadas en la Expedición 301 incluyen la sonda de Porosidad de Acelerador de Neutrones APS, la sonda de Rayos Gamma Naturales para Ambientes Hostiles HNGS,

la herramienta de Litodensidad Hostil HLDT y la herramienta de generación de Imágenes de Inducción de Arreglo AIT SlimXtreme. Para más información sobre adquisición de registros a alta presión y alta temperatura, consulte: Baird T, Fields T, Drummond R, Mathison D, Langseth B, Martin A y Silipigno L: “High-Pressure, High-Temperature Well Logging, Perforating and Testing,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 50–67. 43. http://www.iodp-usio.org/Newsroom/releases/ exp_301_end.html (se examinó el 7 de noviembre de 2004).

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Los desafíos futuros En la próxima década, las tecnologías de perforación y muestreo, los observatorios de pozos y las mediciones de pozos desempeñarán un rol crucial en lo que respecta a responder interrogantes sobre el cambio climático global, los desastres naturales, y la existencia y distribución de recursos minerales y de hidrocarburos.

La necesidad de una mayor recuperación de núcleos, a la vez que se mantiene la calidad de la muestra, es importante para todos los objetivos científicos del programa IODP. Posiblemente será necesario utilizar perforación direccional y mediciones de la orientación del esfuerzo para optimizar la recuperación de núcleos.46 La contaminación causada por los procesos de perforación y muestreo puede perjudicar los estudios de microbiología, composición de fluidos y paleomagnetismo. La existencia y distribución de las poblaciones microbianas constituyen un foco de interés de la investigación futura. Se recogerán muestras de una variedad de entornos tectónicos y ambientales que utilizarán las plataformas múltiples del IOPD. Con la perforación con tubo ascendente, se obtendrán por primera vez muestras directas del área de acoplamiento entre la placa continental y la placa en los océanos. Para que estos estudios tengan éxito es imprescindible obtener muestras libres de contaminación. Por último, será necesario seguir desarrollando las técnicas de extracción de núcleos bajo presión para recuperar muestras en condiciones locales, manteniendo la presión y la temperatura. Esto es de particular importancia en relación con los sedimentos que contienen hidrocarburos e hidratos de gas. Otro objetivo primordial de las futuras expediciones será el estudio de las zonas sismogénicas perforando el epicentro de terremotos y emplazando dispositivos de monitoreo permanente que rastreen los cambios temporales de temperatura, presión de poro, química de fluidos, inclinación, esfuerzo y deformación. Las temperaturas pueden alcanzar 250ºC [482ºF] en las zonas sismogénicas y 400ºC [752ºF] en las áreas hidrotérmicas. Sin embargo, los sensores de fondo del pozo actuales son capaces de tolerar temperaturas de hasta 150ºC [302ºF] solamente, para el monitoreo a largo plazo. El Centro de Tecnología de Schlumberger en Kabushiki Kaisha (SKK, por sus siglas en inglés), 44. Kingdon A, O’Sullivan M y Gaffney O: “Arctic Coring Expedition (ACEX) Retrieves First Arctic Core,” anunciado el 25 de agosto de 2004, http://www.eurekalert.org/pub_releases/2004-08/ sprs-ace082504.php (se examinó el 10 de diciembre de 2004). 45. Revkin CA: “Under All That Ice, Maybe Oil,” The New York Times: exhibido el 30 de noviembre de 2004, http://www.iodp.org/education_outreach/ press_releases /nytimes_acex_article.pdf (se anunció el 10 de diciembre de 2004). 46. Goldberg et al, referencia 22.

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180°

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Emplazamientos de la ACEX

60°E 60°W

GROENLANDIA SVALBARD

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> Ejemplo de una operación MSP (Expedición 302) en el Ártico. La primera expedición para extracción de núcleos en el Ártico (ACEX, por sus siglas en inglés) se llevó a cabo ente agosto y septiembre de 2004, en la cresta de la Dorsal de Lomonosov en el Océano Ártico Central (izquierda). La embarcación para perforación Vidar Viking (derecha) fue protegida por dos rompehielos, el Oden y el Sovetskiy Soyuz. La Vidar Viking perforó cinco pozos en cuatro emplazamientos y se recuperó una secuencia sedimentaria de 339 m (892 pies) de largo en los núcleos. (Fotografía, cortesía de M. Jakobsson, IOPD).

en colaboración con la JAMSTEC, ha realizado un estudio de factibilidad sobre la tecnología de vigilancia rutinaria permanente y su aplicabilidad para el monitoreo a largo plazo en pozos profundos en el océano con fines científicos. Por lo general, los valores nominales de temperatura y presión de los instrumentos científicos utilizados en el pasado no son adecuados. Otro problema importante es la cantidad de energía que se requiere para monitorear continuamente la sismicidad durante períodos mayores a un año, así como la confiabilidad del sistema de monitoreo de fondo de pozo. Schlumberger ha iniciado un nuevo proyecto para desarrollar telemetría de baja energía y un sistema de

Primavera de 2005

suministro de energía para los sensores de monitoreo permanente de próxima generación. La investigación científica de los hidratos de gas marinos sigue siendo un área de interés del programa IODP. El conocimiento de la existencia y distribución de los hidratos de gas, la comprensión de su rol en el ciclo global del carbono y la evaluación de su potencial como recurso energético siguen siendo objetivos importantes. Las diversas plataformas de perforación permitirán tomar muestras y obtener mediciones de pozos a distintas profundidades y en distintos ambientes. Se necesitará nueva tecnología, no sólo para medir directamente las propiedades de los hidratos de gas, sino también

para monitorear la presión, temperatura y flujo de fluidos a lo largo de períodos prolongados. Los observatorios de pozos desempeñarán un rol de vital importancia en el futuro. Por último, la enorme cantidad de datos que se recojan en los próximos años—levantamientos sísmicos, muestras de núcleos, datos de observatorios de pozos, documentos e informes—se debe almacenar en bases de datos que sean de fácil para la comunidad científica global. Es necesario que se mantenga una estrecha y sostenida asociación entre la comunidad científica y los proveedores de servicios para desarrollar herramientas y procesos que aborden estos desafíos en los próximos años. —RG

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Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello

Los yacimientos de petróleo y gas de formaciones siliciclásticas falladas son difíciles de explotar. Mediante la integración de datos sísmicos, información detallada de núcleos y datos de pozos y de producción, los geocientíficos ahora pueden modelar el comportamiento de las fallas e incorporar los resultados en simuladores de flujo de fluido de yacimientos. Este proceso integrado mejora la predicción del comportamiento de las fallas y reduce la incertidumbre y el riesgo asociados con la presencia de trampas complejas.

Kip Cerveny BP Alaska Anchorage, Alaska, EUA Russell Davies Rock Deformation Research (RDR) USA Inc. Dallas, Texas, EUA Graham Dudley Richard Fox BP Aberdeen, Escocia Peter Kaufman Cambridge, Massachusetts, EUA Rob Knipe Rock Deformation Research Ltd. Universidad de Leeds Leeds, Inglaterra Bob Krantz ConocoPhillips Houston, Texas Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Karen Dawe, Asociación Geológica de Canadá, St. John's, Terranova, Canadá; Jayne Harnett, RDR, Leeds, Inglaterra; y David McCormick, Cambridge, Massachusetts, EUA. FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación, OBMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite), Petrel y RFT (Probador de Formación a Repetición) son marcas de Schlumberger.

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Una falla puede ser un transmisor o una barrera para el flujo de fluido y la comunicación de la presión. La categorización del comportamiento de las fallas dentro de estos extremos es importante para la perforación, exploración y desarrollo de hidrocarburos. Los modernos métodos de análisis de fallas que actúan como sello utilizan datos sísmicos, información estructural y microestructural del análisis de núcleos de alta resolución, y datos de pozos y de producción para predecir el comportamiento de las fallas y reducir la incertidumbre y el riesgo asociados con la explotación de yacimientos siliciclásticos fallados. Las fallas que actúan como sello pueden constituir un control primario sobre la trampa en muchos yacimientos de hidrocarburos pero también pueden transformar un yacimiento relativamente grande y continuo en compartimentos que luego se comportan como un grupo de yacimientos más pequeños. Cada compartimento puede tener sus propias características de presión y fluido, lo que obstaculiza el desarrollo eficaz y efectivo de los campos petroleros y la subsiguiente recuperación de hidrocarburos. Las fallas que no forman sellos pueden impedir que se acumulen el petróleo y el gas en tanto los hidrocarburos se forman y migran a través de las estructuras presentes en el subsuelo. Las fallas abiertas y permeables de un yacimiento establecido también pueden causar problemas de pérdida de circulación graves durante las ope-

raciones de perforación. La pérdida de lodo de perforación puede resultar cara y peligrosa e incluso conducir al abandono de los pozos. Independientemente de que sean perjudiciales o beneficiosas, las fallas y su comportamiento deben ser comprendidos por los geólogos y los ingenieros para poder explorar y extraer las reservas de hidrocarburos en forma exitosa. Los desarrollos registrados recientemente en materia de predicción de sellos por fallas se han concentrado en dos aspectos independientes, aunque interrelacionados, de la formación de fallas: la arquitectura de las fallas y las propiedades de las rocas de falla. La arquitectura de las fallas se refiere a la forma, tamaño, orientación e interconectividad de las mismas. Además comprende la distribución del desplazamiento general de las fallas que forman subfallas múltiples. La longitud de las fallas horizontales puede oscilar entre unos pocos milímetros, en el caso de las microfallas, hasta cientos de kilómetros. Por ejemplo, la falla de San Andrés en California, EUA, tiene más de 1,290 km [800 millas] de longitud. Los estudios detallados de núcleos y del subsuelo han demostrado que las fallas más largas normalmente comprenden fallas más cortas interconectadas. Los agrupamientos de fallas forman una zona de daño por fallas o un halo interconectado de fallas en un rango de escalas que puede tener un impacto acumulativo significativo sobre el comportamiento de los yacimientos. El desplazamiento de los segmen-

Oilfield Review

tos de fallas primarias y secundarias dentro del yacimiento se yuxtapone al yacimiento a lo largo de la falla contra litologías disímiles, lo que puede impactar el flujo de fluido. Las propiedades de las rocas que se encuentran dentro de las zonas de falla afectan la

capacidad de sello de una falla. Estas propiedades a su vez se ven afectadas por las facies locales, los tipos y saturaciones de los fluidos de yacimiento, las diferencias de presión registradas a lo largo de las fallas, las arquitecturas de las zonas de falla, las historias de sepultamiento

1. Las designaciones de las facies representan las características generales de una unidad de roca y reflejan su origen y diferencian la unidad de otras unidades adyacentes. Las facies se distinguen entre sí por la mineralogía y la fuente sedimentaria, el contenido en fósiles, las estructuras sedimentarias y la textura.

2. Davies RK y Handschy JW: “Introduction to AAPG Bulletin Thematic Issue on Fault Seals,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 377–380. Yielding G, Øverland JA y Byberg G: “Characterization of Fault Zones for Reservoir Modeling: An Example from the Gullfaks Field, Northern North Sea,” Boletín de la

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y fallamiento, y la yuxtaposición de las litologías a través de las fallas.1 Además, los cambios de presión y fase de los fluidos producidos durante el desarrollo del yacimiento agravan la complejidad del análisis del comportamiento de los sellos por fallas.2 Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 83, no. 6 (Junio de 1999): 925–951. Jev BI, Kaars-Sijpesteijn CH, Peters MPAM, Watts NL y Wilkie JT: “Akaso Field, Nigeria: Use of Integrated 3-D Seismic, Fault Slicing, Clay Smearing and RFT Pressure Data on Fault Trapping and Dynamic Leakage,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 77, no. 8 (Agosto de 1993): 1389–1404.

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Régimen de esfuerzo relacionado con fallas normales

σ1 σ2

σ3

Régimen de esfuerzo relacionado con fallas inversas

σ3 σ2

σ1

Régimen de esfuerzo relacionado con fallas de desplazamiento

σ2 σ3

σ1

> Relación de los tipos de fallas con la orientación de los esfuerzos. La teoría Andersoniana explica los tres tipos de fallas principales relacionados con la orientación del esfuerzo principal. Éstos son el tipo de fallas normales, en las que σ1, el esfuerzo local más grande es vertical (extremo superior); el tipo de fallas inversas, en las que σ1 es horizontal y σ3, el esfuerzo local más pequeño, es vertical (centro); y el tipo de fallas de desplazamiento en las que tanto σ1 como σ3 son horizontales (extremo inferior).

Los métodos modernos de análisis de sellos por fallas mejoran la predicción del comportamiento de las fallas en el subsuelo y reducen la incertidumbre asociada con la explotación de yacimientos siliciclásticos fallados. Este artículo sintetiza los métodos de predicción de sellos por fallas y las incertidumbres asociadas. Una breve introducción a la teoría de fallas básica ayuda a definir las causas, tipos y características fundamentales de las fallas antes de presentar una caracterización más detallada del comportamiento y predicción de los sellos por fallas. Además se examinan las tecnologías de campos petroleros utilizadas para medir y predecir las características de las fallas. Algunos ejemplos de campo de Hibernia, Terranova, Canadá, y la Bahía de Prudhoe, Alaska, EUA, demuestran cómo una mejor comprensión de la formación de sellos por fallas mejora la simulación y el desarrollo de los yacimientos clásticos, reduciendo en consecuencia la incertidumbre y el riesgo asociados.

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Mecánica, arquitectura y propiedades básicas de las fallas Cuando las rocas o las capas de rocas son sometidas a esfuerzos tectónicos, se curvan o se rompen o experimentan ambos fenómenos al mismo tiempo. En su forma más simple, una falla es una discontinuidad laminar, o una superficie de ruptura, generada en la roca a través de la cual se produce un desplazamiento o deslizamiento observable. La contracción y la extensión inducen la ruptura por cizalladura en las rocas. La dirección de los esfuerzos principales determina la orientación del plano de ruptura o de la falla. La resistencia de la roca controla la magnitud del esfuerzo de corte necesario para romper la roca. Aunque excesivamente simplificada, la teoría Andersoniana de formación de fallas, desarrollada por el geólogo E.M. Anderson en el año 1951, sigue siendo ampliamente utilizada como base para describir los fundamentos de la orientación de las fallas según la discontinuidad.3

Anderson describió tres tipos de fallas básicos— normal, inversa y de desplazamiento—relativos a las orientaciones de los esfuerzos regionales máximos. Esta teoría asume que uno de los esfuerzos principales—σ1, σ2 o σ3 en orden de magnitud decreciente—o la carga litostática, es siempre vertical, y que los otros esfuerzos son ortogonales y horizontales. Según esta teoría las fallas se forman como dos planos conjugados con las tres relaciones siguientes entre la orientación de las fallas y los esfuerzos principales: • las fallas se forman con un ángulo de ± 30° respecto de la dirección σ1 • las fallas se forman con un ángulo de ± 60° respecto de la dirección σ3 • la línea formada por la intersección de los planos de fallas conjugados será paralela a σ2. Estas relaciones son significativas porque si los geólogos conocen las direcciones de los esfuerzos principales, pueden predecir las orientaciones de las fallas. Si además se conocen las magnitudes relativas de los esfuerzos principales, los geólogos pueden predecir los tipos de fallas (izquierda). No obstante, a escala del mapa sísmico, las fallas raramente son laminares debido a las perturbaciones del campo de esfuerzos causadas por las heterogeneidades y la anisotropía de las rocas. Más comúnmente, las fallas están compuestas de segmentos independientes con extremos característicos definidos por líneas de desplazamiento cero. Los enlaces pueden producirse como enlaces completos donde los extremos de las fallas se conectan o como enlaces incompletos donde la geometría de los extremos de las fallas es afectada por una falla adyacente que carece de una conexión física.4 El desplazamiento de la estratigrafía a través de una falla varía en forma sistemática, pasando de un desplazamiento cero en los extremos de la falla a un desplazamiento máximo cerca del centro de la falla. Las anomalías presentes en la distribución sistemática del rechazo vertical reflejan las complejidades en la litología y en los segmentos de fallas adyacentes.5 Las complejidades de las fallas impiden una interpretación simple de su orientación, geometría y arquitectura. Un paso fundamental en la evaluación del comportamiento de las fallas y de las propiedades de sello es el mapeo de las fallas y la construcción de mapas del rechazo sobre el plano de falla y la yuxtaposición a escala sísmica (próxima página).6 No obstante, los límites de la resolución sísmica introducen incertidumbre en lo que respecta al rechazo vertical mapeado a través de la falla y no permiten el mapeo de las

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Contenido de arcilla, % 5

15 25 35 45 55 65

0 0

km

1.0

millas 0.6

> Interpretación de fallas a partir de datos sísmicos y modelado mediante la utilización de herramientas de computación. La arquitectura de fallas complejas en los escenarios de exploración y desarrollo puede hacerse más comprensible con la utilización de programas poderosos de mapeo y generación de imágenes tales como la aplicación de las herramientas de secuencias de tareas Petrel. En este ejemplo, los intervalos estratigráficos codificados en color, en la pared colgante (techo) y la pared de base (yacente), se yuxtaponen contra las superficies de falla modeladas, en tres dimensiones.

fallas cuyo rechazo vertical es menor que la resolución sísmica. El rechazo mapeado total a través de una falla a escala sísmica también puede incluir los rechazos sumados de numerosas fallas que son demasiado pequeñas para ser detectadas por separado a escala sísmica. El volumen de los segmentos de falla estrechamente espaciados se conoce como zona de daño por fallas. 3. Anderson EM: The Dynamics of Faulting and Dyke Formation with Applications to Britain. Edinburgo, Escocia: Oliver y Boyd (1951): 206. Para mayor información sobre la orientación del plano de falla, consulte: http://www.naturalfractures.com/1.1.3.htm (examinado el 15 de enero de 2005). 4. Walsh JJ y Watterson J: “Geometric and Kinematic Coherence and Scale Effects in Normal Fault Systems,” en Roberts AM, Yielding G y Freeman B (eds): The Geometry of Normal Faults, Sociedad Geológica de Londres, Publicación Especial 56. Bath, Inglaterra: The Geological Society Publishing House (1991): 193–203. 5. El rechazo vertical de una falla es la diferencia de elevación generalizada de la misma capa en los lados opuestos de la falla o la componente vertical de desplazamiento. El desplazamiento de una falla es la distancia total a lo largo de la cual una capa se encuentra separada a ambos lados de la falla y se define como: desplazamiento = rechazo vertical/seno (echado del plano de falla). 6. Knipe RJ: “Juxtaposition and Seal Diagrams to Help Analyze Fault Seals in Hydrocarbon Reservoirs,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 81, no. 2 (Febrero de 1997): 187–195. 7. Davies y Handschy, referencia 2.

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El rechazo vertical mapeado a través de una falla a escala sísmica desplaza las capas de rocas sobre una falla unitaria o sobre un agrupamiento de fallas múltiples, cada una de las cuales se encuentra por debajo del nivel de resolución sísmica. La separación incide en la capacidad de sello de la falla y en las propiedades de las rocas de falla dentro de la zona de falla. Se puede formar una falla que actúa como sello, por ejemplo, si una falla que intersecta diferentes litologías produce el emplazamiento de rocas permeables de calidad de yacimiento contra rocas menos permeables tales como las lutitas. Esto se conoce como sello por yuxtaposición. También se puede formar un sello por falla si el yacimiento permanece yuxtapuesto contra sí mismo—donde el rechazo vertical es menor que el espesor del yacimiento—o contra otro yacimiento. Esto se produce porque la roca existente dentro de la zona de falla puede desarrollar una permeabilidad más baja. Las diferentes rocas de falla se desarrollan bajo diferentes condiciones de deformación y sus propiedades de sello están relacionadas con las condiciones de deformación y los factores litológicos, tales como el contenido de arcilla.7 Las fallas que cortan areniscas porosas con bajo

contenido de arcilla—menos del 15%—pueden generar sellos de baja permeabilidad a partir de la reducción de la permeabilidad asociada con la trituración mecánica de los granos de cuarzo. Éstos se conocen con el nombre de bandas cataclásticas o bandas de deformación. También pueden desarrollarse bandas de desagregación en areniscas limpias pero sin la reducción asociada con la porosidad y la trituración de granos. Las fallas generadas en areniscas impuras forman rocas de falla con estructura de filosilicatos (PFFR, por sus siglas en inglés) con mayores contenidos de arcillas—entre 15 y 40%—que reducen la porosidad y la permeabilidad mediante la compactación y la mezcla de las partículas de arcilla y los granos de cuarzo. Aparecen pátinas arcillosas a lo largo de las fallas que cortan rocas con un contenido de arcillas superior al 40%. Las capas de arcilla o las lutitas son arrastradas y deformadas a lo largo del plano de falla formando una barrera de baja permeabilidad para el flujo de fluido. También puede producirse cementación a lo largo de un plano de falla, formando barreras casi impermeables para el flujo. No obstante, estas zonas cementadas raramente son continuas a menos que se asocien con un cambio regional, tal como

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de Zona regación a en sag stica, ric ) e d illa de plá Zona regación (hidro nido de arc desag nido de ) conte s a it te dio de aclas Zona regación ido (con la interme tocat contenido o r P n il g arc desa en conte itas (ricas en ) e aclas cilla (pobr illa) tocat o de o r de ar c P r de a tenid rmedio) s n a o it s (c la tas nido inte clasi catac arcilla Cata en conte Proto s en e (ricascilla) (pobr nido de s asita ar conte ) atacl ido de o) de C s ten ermedi n arcilla o c ( lasita t s catacontenido asita illa in l a c c r r t a a l t U Ca es en en c tas (ricascilla (pobr nido de clasi r a t a e a t e c n co ) Ultraenido de dio) d a arcill (conta interme sitas a l c a cat arcill Ultra es en r (pob nido de contea) arcill

Esta litif do de icac ión

C

B

A Undeformed sandstone C

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s

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B

C

1 mm

cm

in. cm

> Clasificación de rocas de falla que relaciona el contenido de arcilla, la fragmentación y la litificación. Las rocas almacén originales incluyen areniscas limpias con menos de 15% de contenido de arcilla, areniscas impuras con un contenido de arcilla que oscila entre 15 y 40% y arcilitas y lutitas con un contenido de arcilla superior al 40%. Los procesos de fragmentación y litificación tienen lugar a lo largo de toda la historia de una falla y producen uno de tres tipos de rocas de falla, a partir de cada una de las rocas almacén que se ilustran en la porción inferior del diagrama. Las fotografías del extremo inferior muestran diferentes formas de rocas de falla, incluyendo rocas de falla (A) desagregadas y cementadas (izquierda), (B) con estructura y pátinas de filosilicatos (centro) y (C) con pátinas arcillosas (derecha).

un aumento de la temperatura por encima de 90°C [194°F], temperatura a la que la tasa de precipitación del cuarzo aumenta (arriba).8 Las fallas más comunes observadas en los campos de petróleo y gas son las fallas normales, que poseen en su mayor parte cierto componente de movimiento oblicuo. Las geometrías de fallas tridimensionales (3D) complejas surgen a partir de la nucleación, crecimiento y enlace de las fallas y dan origen a zonas de daño. La comprensión de las zonas de daño por fallas es

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crucial para el modelado del comportamiento de las fallas y su impacto sobre el desempeño del yacimiento. Características de la arquitectura de las zonas de falla Es posible obtener una apreciación de la complejidad de una zona de daño por fallas a través de un estudio cuidadoso de las fallas en afloramientos. Las exposiciones superficiales permiten a los geocientíficos observar la arqui-

tectura de las fallas en detalle y en un contexto y escala espacial 3D no proporcionados por la investigación del subsuelo. Es importante destacar que gran parte de lo que determina las propiedades de sello de las fallas tiene lugar a escala subsísmica y dentro de la zona de daño por fallas. En consecuencia, el estudio de las zonas de daño en afloramientos se ha vuelto crucial para el modelado de los sellos por fallas y la predicción de la forma en que afectan el flujo de fluido de superficie.

Oilfield Review

Zona de daño por el extremo

Zona de daño por la pared

Zona de daño por el enlace

Zona de daño externa

Zona de daño interna

> Clasificaciones de zonas de falla. Un diagrama conceptual 3D ilustra los volúmenes de daño internos y externos asociados con las fallas. El calco de la vista en plano de la propagación de la falla a través de las rocas almacén indica tres zonas características que son la zona de daño por el extremo (rojo), la zona de daño por el enlace (azul claro) y la zona de daño por la pared (verde). Las líneas correspondientes a los extremos de la falla se muestran en negro.

La zona de daño es el volumen de rocas deformadas existentes en torno a una falla principal que se ha originado a partir de la iniciación, propagación, interacción y desarrollo del deslizamiento a lo largo de las fallas pequeñas presentes entre bloques de fallas. 9 El volumen deformado que irradia desde un seg8. Fisher QJ y Knipe RJ: “Fault Sealing Processes in Siliciclastic Sediments,” en Jones G, Fisher QJ y Knipe RJ (eds): Faulting, Fault Sealing and Fluid Flow in Hydrocarbon Reservoirs: Publicación Especial de la Sociedad Geológica 147. Bath, Inglaterra: The Geological Society Publishing House (1998): 117–134. 9. Kim Y-S, Peacock D y Sanderson DJ: “Fault-Damage Zones,” Journal of Structural Geology 26 (2004): 503–517. 10. Kim et al, referencia 9.

Primavera de 2005

mento de falla principal puede dividirse en una zona de daño interna y una zona de daño externa. La zona de daño interna consiste habitualmente de rocas de falla intensamente deformadas que resultan difíciles de mapear en forma discreta, mientras que la zona externa posee una alta densidad de fallas de escaso rechazo vertical que a menudo mantienen una orientación similar al segmento de falla principal. La geometría de la zona de falla también puede ser definida a lo largo del rumbo de una falla, o fallas, como tres zonas características (arriba). La primera zona se denomina zona de daño por el extremo y se asocia con la concentración de esfuerzos en el extremo del segmento de

la falla principal donde el desplazamiento se convierte en cero. La segunda zona se denomina zona de daño por enlace y se refiere al volumen afectado por la interacción entre dos segmentos de falla no coplanares subparalelos. La zona de daño por la pared, es decir la tercera zona, se ubica a lo largo de la superficie de falla y constituye el resultado del daño producido por el deslizamiento continuo de la falla o del daño ocasionado por los extremos de fallas abandonadas previamente al continuar el proceso de propagación de fallas a través del tiempo.10 En las tres zonas pueden producirse fallas de escala subsísmica secundarias, fracturas naturales y cementación.

47

SO

NE

Arenisca Entrada

Moab, Utah

EUA

Pared colgante

Área de mapeo

detallado

Pared l de base Lugar ventajoso de la foto superior

Arenisca Entrada Aproximado NE

0

m

0

pies 328

100

> Área de estudio Bartlett Wash, Moab, Utah, EUA. Una sección transversal fotográfica a lo largo de la falla Moab provee vistas que iluminan la arquitectura de la zona de falla compleja dentro del área de mapeo detallado (extremo superior). Una vista aérea (extremo inferior) que abarca desde la pared de base hasta la pared colgante muestra otra perspectiva del o neto formado por la falla Moab.

La investigación intensiva de las exposiciones de fallas, como la falla Moab del sudeste de Utah, EUA, ha permitido a los geocientíficos caracterizar zonas de daño por fallas y efectuar analogías con las fallas principales existentes en el subsuelo. La falla Moab ha sido extensivamente estudiada por los geocientíficos, incluyendo científicos del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut, EUA, y del grupo Rock Deformation Research (RDR) Ltd., Leeds, Inglaterra.11 Ubicada en la porción noreste de la Cuenca de Paradox, la falla Moab es una falla normal de aproximadamente 45 km [28 millas] de largo con rumbo noroeste a sudeste. Esta falla comprende varios segmentos enlazados. El segmento más largo tiene un rechazo vertical de 960 m [3,150 pies] al sur, como se observa a partir del desplazamiento en

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superficie y la erosión de las rocas sedimentarias de edad Pensilvaniano a Cretácico. 12 La falla Moab se mantuvo activa desde el período Triásico hasta mediados del Cretácico como mínimo. El paisaje de cañones que rodea a la falla Moab es ideal para mapear la exposición de la falla en tres dimensiones (arriba). Los científicos de SDR y RDR comenzaron a almacenar datos de afloramientos detallados a lo largo de un segmento de la zona de daño de la falla Moab, en Bartlett Wash, como analogía con estructuras similares esperadas, aunque no representadas, en el subsuelo. Dentro del área de estudio, el rechazo vertical a lo largo del segmento de falla principal es de 210 m [690 pies]. El miembro Slick Rock Jurásico, más antiguo, correspondiente a la arenisca Entrada está bien expuesto en la pared de base (yacente) y exhibe

una densa red de fallas de escaso rechazo vertical en una zona angosta adyacente al segmento de falla principal. Los geocientíficos emplearon una técnica de mapeo sofisticada, que utiliza un sistema de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés) de alta precisión y unidades remotas para mapear los rasgos discretos con precisión de 2 cm [0.8 pulgadas] (próxima página, abajo). Las coordenadas de los datos fueron identificadas con atributos geológicos clave en diversas estaciones para captar la complejidad y la escala de la zona de daño por fallas. También se registraron las posiciones y las geometrías de los elementos estructurales principales y secundarios, tales como fallas y fracturas naturales. Los científicos crearon un modelo geológico digital para utilizar como analogía para la interpreta-

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0

Aproximado m

25

0

pies

82

N

> Mapeo de la zona de la falla Moab. En el sitio Bartlett Wash se mapearon más de 70,000 rasgos estructurales para poblar un modelo analógico de la zona de daño por fallas (izquierda). La densidad de las fallas pequeñas dentro de la zona de daño del segmento principal de la falla Moab disminuye al aumentar la distancia a la falla principal. Las trazas de fallas rojas se encuentran dentro de la zona de daño interna, mientras que los rasgos amarillos se ubican dentro de la zona de daño externa (derecha). Las poderosas herramientas de computación permiten a los geólogos utilizar técnicas innovadoras como las visitas de observación virtuales, captando el conocimiento y las experiencias de los de los equipos en el sitio.

ción de las fallas del subsuelo a fin de facilitar la visualización a través de técnicas innovadoras, tales como visitas de observación virtuales, y utilizar la distribución de la población de fallas como datos de entrada para los modelos de flujo (arriba).

> Mapeo de alta precisión de la zona de daño de la falla Moab. Se utilizaron sistemas de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés) y unidades remotas, que determinan las ubicaciones exactas de los levantamientos, para registrar los rasgos discretos y ubicarlos con alta precisión. Los elementos estructurales secundarios, tales como fallas y fracturas, fueron identificados con atributos geológicos clave para captar la complejidad y escala del daño producido por la falla.

Primavera de 2005

Si bien la geometría estática y las propiedades de las rocas de falla constituyen los controles principales sobre el flujo de fallas transversales en el subsuelo, la reactivación de las fallas es otro fenómeno que incide en las propiedades de flujo a lo largo de la falla. Los cambios producidos en los regímenes de esfuerzos tectónicos a través del tiempo geológico, por ejemplo, pueden reactivar una falla abriendo trayectorias que no existían previamente y permitiendo la filtración de hidrocarburos. A escala de tiempo de producción del yacimiento, los cambios producidos en los regímenes de presión de poro como resultado de la producción o la inyección actual en los sistemas de fallas y sus adyacencias, pueden iniciar la reactivación de las fallas y causar la pérdida del sello. Los incrementos de la presión local producidos cerca o dentro del plano de falla como resultado de la inyección reducen el esfuerzo

normal efectivo, lo cual puede causar la reactivación de la falla.13 Además, los cambios de presión producidos en las rocas adyacentes a las fallas, por ejemplo a partir del agotamiento de un yacimiento, alteran los esfuerzos locales que actúan sobre los planos de fallas y, dependiendo de la alineación de la falla respecto de los esfuerzos principales, pueden conducir a una reactivación con la subsiguiente ruptura del sello. Este comportamiento ha sido documentado en áreas tales como el Mar del Norte, el Golfo de México y la Cuenca de Bight en Australia.14 Estos cambios de presión tienen grandes implicaciones en lo que respecta a producción, recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) y mantenimiento de la presión, y en el almacenamiento subterráneo de gas, incluyendo el almacenamiento de dióxido de carbono [CO 2 ] para la reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero. 15

11. Kaufman PS, McAllister E y Smallshire R: “Collection and Visualization of 3D Digital Geologic Data Sets: An Example from the Moab Fault Zone, UT,” presentado en la Reunión Anual de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo, Nueva Orleáns, 16 al 19 de abril de 2000. McAllister E, Smallshire R, Knipe R y Kaufman P: “Geometry of Fault-Damage Zones from High Resolution Mapping of the Moab Fault Zone, UT,” presentado en la Reunión Anual de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo, Nueva Orleáns, 16 al 19 de abril de 2000. 12. “Quantification of Fault-Related Diagenetic Variation of Reservoir Properties at Outcrop,” http://www.faultanalysis-group.ucd.ie/Projects/ UTAH.html (examinado el 15 de enero de 2005). 13. Hsieh PA y Bredehoeft JD: “A Reservoir Analysis of the Denver Earthquakes: A Case of Induced Seismicity,” Journal of Geophysical Research 86 (1981): 903–920. 14. Wiprut D y Zoback MD: “Fault Reactivation and Fluid Flow Along a Previously Dormant Normal Fault in the Northern North Sea,” Geology 28, no. 7 (2001): 595–598. Zoback MD y Zinke JC: “Production-Induced Normal Faulting in the Valhall and Ekofisk Oil Fields,”

http://www.geomi.com/images/PDFs/ MDZ-Zinke_PAG_2002.pdf (examinado el 15 de enero de 2005). “Wetland Subsidence, Fault Reactivation, and Hydrocarbon Production in the U.S. Gulf Coast Region,” Hoja de Datos del USGS FS-091-01, http://pubs.usgs.gov/ fs/fs091-01/ (examinado el 15 de enero de 2005). Hillis RR y Reynolds SD: “In Situ Stress Field, Fault Reactivation and Seal Integrity in the Bight Basin,” http://ftp.petroleum.pir.sa.gov.au/products/data/rb2003_2. pdf (examinado el 15 de enero de 2005). 15. Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishnan TS, Randen T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almacenamiento de CO2: Una solución al alcance de la mano,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65. Hawkes CD, McLellan PJ, Zimmer U y Bachu S: “Geomechanical Factors Affecting Geological Storage of CO2 in Depleted Oil and Gas Reservoirs,” artículo 2004–258, presentado en la 55a Reunión Técnica Anual de la Sociedad Canadiense del Petróleo, Calgary, 8 al 10 de junio de 2004.

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Los roles de la presión y la secuencia cronológica en la formación de sellos por fallas Un concepto importante para la estimación de la capacidad de sello de las fallas es el relacionado con la presión umbral (Pt). En rocas humedecidas con agua, Pt es la presión capilar más baja (Pc) a la que los hidrocarburos forman una trayectoria continua a través de las gargantas de poros interconectadas más grandes de la roca de falla.17 El conocimiento del valor de Pt de las diferentes rocas de falla, generadas bajo diferentes condiciones, permite a los geocientíficos calcular la altura máxima de la columna de petróleo (Ht) o la capacidad de sello de la roca de falla que impide la migración de hidrocarburos a través de la falla. La presión capilar de los hidrocarburos bajo condiciones hidrostáticas contra un sello por falla aumenta en sentido ascendente a partir de cero en el nivel de agua libre (FWL, por sus siglas en inglés), que se encuentra en la base de la columna de hidrocarburos. Un sello capilar o sello de membrana impide la migración de hidrocarburos a través de la falla para una altura de la columna de hidrocarburos medida desde el FWL hasta donde el valor de Pc es igual al valor de Pt. El sello de membrana se forma debido a la tensión superficial entre el agua y el hidrocarburo, de manera que la permeabilidad efectiva al hidrocarburo es cero cuando Pc es menor que Pt (arriba). Una columna de hidrocarburos con un valor de Pc mayor que el valor de Pt de la roca de falla migrará lentamente a través de la falla. El flujo es retardado por la capacidad de sello de resistencia hidráulica de la roca de falla. El sello de resistencia hidráulica se forma cuando la permeabilidad relativa al hidrocarburo es baja debido a la roca

50

Pc

S wirr

Pc = Pt Ht

Presión capilar derivada de registros

Presión de los hidrocarburos Presión hidrostática

Profundidad

La reactivación de las fallas que limitan el yacimiento compromete los mecanismos de sello de las fallas, cizalla las tuberías de revestimiento de los pozos y genera compactación y subsidencia. La integración de las propiedades de resistencia de las rocas de falla, la geometría de las fallas y las condiciones de los esfuerzos locales, proporcionan valiosos datos de entrada para el modelado y la evaluación del riesgo de reactivación. 16 Las orientaciones de los esfuerzos locales son interpretadas con dispositivos de generación de imágenes de pozos, tales como la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI o la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI, y a partir de la adquisición de datos de presión de poro utilizando herramientas de medición y muestreo tales como el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT o el Probador de Formación a Repetición RFT.

Rotura de sello hidráulico

Sello de resistencia hidráulica Pt

Sello de membrana Pe

Nivel de agua libre

Presión

1

Saturación de mercurio fraccional [Hg]

0

> Diagrama de presión capilar. La gráfica de presión en función de la profundidad (izquierda) muestra la presión capilar, Pc, como la diferencia entre las presiones del agua y los hidrocarburos con la profundidad. El hidrocarburo tiene un gradiente de presión más pronunciado que el agua, de manera que la presión capilar se incrementa por encima del nivel de agua libre (FWL, por sus siglas en inglés) donde la misma es cero. La gráfica de la derecha muestra una curva típica de presión capilar por inyección de mercurio como se mide en el laboratorio. La presión de entrada, Pe, es la presión a la cual los hidrocarburos ingresan primero en la muestra. Una altura de la columna de hidrocarburos, Ht, puede ser entrampada por debajo de la presión capilar umbral, Pt, formando un sello de membrana. Las geometrías de la trampa quizás permitan que las columnas de hidrocarburos excedan esta altura. Es posible el flujo de hidrocarburos a través del sello que se encuentra por encima de la altura Ht a una velocidad que depende de la permeabilidad relativa del sello.

de falla humedecida con agua y al potencial de baja presión existente a través de la falla para columnas de hidrocarburo pequeñas. Los hidrocarburos pueden migrar lentamente pero el sello de resistencia hidráulica provee una obturación efectiva a lo largo del tiempo geológico. En la base de la zona de resistencia hidráulica, Pc es igual a Pt. La permeabilidad relativa a los hidrocarburos a esta altura es cero pero aumenta por encima de este punto en una zona de transición que pasa de un sello de membrana a una filtración geológicamente significativa debido al incremento de la permeabilidad relativa. Los geólogos consideran significativa la rotura del sello de resistencia hidráulica una vez que la tasa de fuga excede la tasa de carga de hidrocarburos, momento en el cual los hidrocarburos dejan de acumularse. Las diferencias de presión del agua presentes en el yacimiento a través de una falla o en el relleno de la falla inciden en la altura de la columna de hidrocarburos resultante. La presión de agua más alta existente en el acuífero, en la parte externa de la trampa, por ejemplo, conduce al flujo de agua dentro del yacimiento si la saturación de hidrocarburos en la zona de falla es menor que la saturación de agua irreducible, Swirr. Estas condiciones mejoran el potencial de sellos por fallas y aumentan la altura de la

columna de hidrocarburos. Las presiones más bajas existentes en el acuífero, en el exterior de la trampa, y en el relleno de la falla a una saturación de agua irreducible conducirán a una reducción de las alturas de las columnas de hidrocarburos en la trampa. Estas interrelaciones entre fluidos, presiones y propiedades de las rocas constituyen controles importantes para la predicción del comportamiento de las fallas y las capacidades de sello. La arquitectura de las fallas, las distribuciones de los rechazos, las litologías, las distribuciones y propiedades de las rocas de falla en su totalidad inciden en las propiedades de flujo de las fallas. No obstante, la historia de las fallas es igualmente importante a la hora de considerar el potencial de sello de las trampas por fallas en exploración y producción. La historia de sepultamiento, la distribución cronológica de la deformación y la historia de la carga de hidrocarburos inciden en las propiedades de las rocas de falla y en su impacto sobre la capacidad de sello de las fallas. Las estrategias de desarrollo de yacimientos exitosas deben incorporar la historia de fallamiento y sepultamiento para predecir en forma más exacta el riesgo que plantean los sellos por fallas. Por ejemplo, los eventos tectónicos independientes crean fallas nuevas y reactivan las

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Métodos de análisis de sellos por fallas Los métodos de análisis de sellos por fallas exitosos integran información fundamental sobre la arquitectura de la zona de falla, las propiedades de las rocas de falla y los datos de presión. Una herramienta importante para evaluar el potencial de flujo a través de una falla es una vista del rumbo o mapa del plano de falla con las intersecciones de la pared colgante y la pared de base superpuestas sobre la superficie de falla modelada.18 Los diagramas de Allan utilizan esta técnica para mostrar posibles trayectorias de migración de fluidos, puntos de fuga o áreas de sello a través de la falla, y además han ayudado a explicar la ubicación de los os hidrocarburo-agua en diversos campos petroleros de todo el mundo. Los diagramas de Allan habitualmente utilizan los horizontes interpretados sísmicamente para definir la separación entre la pared colgante y la pared de base a través de la falla y la litología interpretada en base a los registros de pozos para identificar los cambios estratigráficos producidos entre los horizontes sísmicos. Las herramientas de mapeo sofisticadas permiten el desarrollo de los diagramas de Allan como modelos 3D. Estos modelos requie16. Jones RM y Hillis RR: “An Integrated, Quantitative Approach to Assessing Fault-Seal Risk,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 507–524. 17. Brown A: “Capillary Effects on Fault-Fill Sealing,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 381–395. 18. Allan US: “Model for Hydrocarbon Migration and Entrapment Within Faulted Structures,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 73, no. 7 (Julio de 1989): 803–811.

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1

Profundidad de sepultamiento máxima, km

Cuenca A - Influencia de la cementación del cuarzo a una profundidad > 3 km Cuenca B - Cataclasis moderada Cuenca C - Cataclasis intensa 2

3

4

5 0.0001

0.001

0.01

0.1

Permeabilidad promedio, mD

> Reducción de la permeabilidad en una zona de falla cataclástica con el aumento de la profundidad de sepultamiento en tres ejemplos de cuencas diferentes. La permeabilidad se reduce en las zonas de fallas cataclásticas debido principalmente a la trituración mecánica de los granos y al incremento de la cementación del cuarzo a mayor profundidad. En cuencas con grandes esfuerzos efectivos medios, es probable el desarrollo de un proceso de cataclasis intenso en las zonas de falla (azul), con la consiguiente reducción de la permeabilidad al aumentar la profundidad de sepultamiento. En cuencas con esfuerzos efectivos medios menores, es factible que se produzca un proceso de cataclasis moderada en las zonas de falla (rojo), que hace que la permeabilidad sea más alta en esas zonas de falla. Las cuencas con procesos de cementación de cuarzo en las zonas de falla (verde) exhiben permeabilidades en las zonas de falla que aumentan a medida que las profundidades de sepultamiento se hacen más someras pero se vuelven muy impermeables por debajo de los 3 km [9,840 pies] de profundidad debido al aumento de la cementación del cuarzo. Otros factores, tales como la historia geológica y la litología de las rocas almacén, desempeñan un rol significativo en lo que respecta a la determinación de los procesos que imponen la permeabilidad de la zona de falla. a

b Fuga potencial

a

b

Profundidad

fallas existentes. Las fracturas pueden propagarse, modificando potencialmente las características de permeabilidad del yacimiento. Las propiedades de las rocas de falla también cambian con el sepultamiento y levantamiento. La permeabilidad a lo largo de las fallas y en las rocas adyacentes generalmente disminuye con la profundidad de sepultamiento (derecha). Los aumentos de la temperatura incrementan la tasa de precipitación del cuarzo, lo que puede reducir significativamente la transmisividad a través de una falla. Los mapas de actividades de fallas que codifican en color la cronología geológica del desarrollo estructural ayudan a los equipos a cargo de los activos petroleros a cuantificar el riesgo de desarrollar un área prospectiva o de implementar los pasos de desarrollo subsiguientes, tal como la puesta en marcha de un proceso de EOR. El conocimiento de la historia geológica y su impacto también es importante a la hora de predecir las propiedades de sello de las fallas.

Plano de proyección vertical c

c

d

d

> Diagrama de Allan. Basados en datos sísmicos e información de pozos, los diagramas de Allan demuestran las relaciones de yuxtaposición a través de un plano de falla. Estos diagramas se utilizan a menudo para identificar puntos de fuga de petróleo potenciales (rojo) a lo largo del rumbo de una falla.

ren cantidades significativas de datos y su desarrollo puede resultar lento aunque los nuevos programas de computación, tales como la aplicación de las herramientas de secuencias de tareas Petrel, han reducido sustancialmente el tiempo de procesamiento (arriba).

Una alternativa con respecto a la complicada evaluación de la distribución de la estratigrafía a través del plano de falla, que se utiliza en los diagramas de Allan, es un diagrama de triángulos de yuxtaposición simplificado, que posibilita un examen inicial rápido y la predicción de la

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Diagrama de triángulos 0

Rechazo vertical, m 50

100

150

200

Diagrama de bloques

Arenisca

Profundidad

Lutita

aA

isc

en

Ar

Ar en isc

Arenisca A

Aren

isca

A

aA

Lutita Arenisca

> Análisis de la yuxtaposición. Una diagrama de triángulos de yuxtaposición (izquierda) permite la evaluación simple y rápida de los escenarios de yuxtaposición estratigráfica; por ejemplo, cuando un yacimiento, la Arenisca A, se yuxtapone contra una lutita impermeable que provee un sello. Otro escenario podría identificar el emplazamiento de una arenisca contra otra arenisca que no logra proveer un sello adecuado para el entrampamiento de hidrocarburos. La litología se muestra a la izquierda; el eje horizontal muestra la magnitud del rechazo vertical y las flechas de guiones diagonales muestran el escenario de yuxtaposición en un rechazo y una capa específicos. El diagrama de bloques (derecha) se muestra para ilustrar una representación 3D.

capacidad de sello por fallas. Esta técnica permite representar la pared colgante y las yuxtaposiciones para diversos rechazos verticales y posibilita una evaluación del los intervalos estratigráficos yuxtapuestos para un rechazo vertical dado (arriba). Estos diagramas simplifican el análisis de la yuxtaposición para un plano de falla unitario. Además, utilizando estos diagramas se pueden evaluar rápidamente los efectos de fallas múltiples con escasos rechazos verticales. La yuxtaposición se evalúa simplemente en los rechazos verticales más pequeños para cada falla. En el análisis inicial, los diagramas de triángulos muestran la yuxtaposición de la estratigrafía a través de la falla. Los yacimientos yuxtapuestos contra rocas de baja permeabilidad, tales como las lutitas, tienden a actuar como sellos, mientras que las yuxtaposiciones entre yacimientos a través de la falla probablemente produzcan fugas. Los diagramas de yuxtaposición también pueden ser utilizados para evaluar las rocas de falla presentes y sus propiedades asociadas que se desarrollan dentro de la zona de falla. Por ejemplo, se puede determinar la distribución de las pátinas arcillosas provenientes de las capas ricas en arcilla presentes en la zona de falla y cuantificar sus efectos sobre el sello. Además, es posible evaluar los rechazos verticales críticos cuando las fallas cataclásticas de permeabilidad más alta pueden representar un riesgo para el flujo de fallas transversales. Esto se produce cuando dos yacimientos siliciclásticos permeables se yuxtaponen a través de la falla—uno en la pared colgante (HW, por sus siglas en inglés) y otro en

52

la pared de base (FW, por sus siglas en inglés) (próxima página). Se han desarrollado varios métodos para estimar la distribución de las rocas de falla dentro de una zona de falla. Dos de los métodos más aplicados son la relación lutita-jaboncillo (SGR, por sus siglas en inglés) y las pátinas arcillosas.19 Además, los investigadores del RDR introdujeron recientemente un método SGR modificado, o relación lutita-jaboncillo efectiva (ESGR, por sus siglas en inglés), que posibilita un mayor control sobre la arquitectura y distribución de las rocas de falla a lo largo de la superficie de falla durante el análisis. El método SGR estima el porcentaje de arcilla en base a la litología dominante mezclada con la zona de falla. El algoritmo calcula el contenido neto de arcilla dentro de la litología que es desplazada más allá de cada punto de la falla mediante el producto de la suma del espesor de la capa por el porcentaje de arcilla dividido por el rechazo vertical de la falla. Este cálculo se obtiene a través de una superficie de falla modelada con una distribución de los rechazos verticales calculada y con estimaciones del porcentaje de arcilla derivadas de los registros de pozos. El método ESGR utiliza un SGR ponderado que permite una distribución no uniforme de las arcillas dentro de la sección arrastrada más allá de cada punto de la superficie de falla para modelar un proceso más complejo de la zona de falla. Los estudios de afloramientos de zonas de falla también han demostrado que la presencia de pátinas arcillosas constituye un proceso común de la zona de falla en el que la arcilla

forma una pátina a lo largo de la zona de falla de acuerdo con la presencia de un banco arcilloso local. El espesor de la pátina arcillosa a lo largo de la falla aumenta con el espesor de la capa arcillosa original y disminuye con la distancia hasta dicha capa. Múltiples capas arcillosas tienden a combinarse para producir una pátina continua, lo que mejora la capacidad de sello por falla. El método básico de modelado de las distribuciones de las rocas de falla consiste en calcular la distribución de los rechazos verticales en una superficie de falla grillada a partir de las intersecciones de los horizontes sobre la falla, rellenando la estratigrafía detallada con los espesores y los contenidos de arcilla estimados y trazando las curvas de contorno correspondientes a las propiedades de los sellos por fallas obtenidas, sobre la superficie de la falla. Las curvas de contorno de la presión capilar medida a lo largo de la falla proporcionan una calibración con la capacidad de sello para las propiedades de las rocas de falla estimadas. Estos datos de presión suelen adquirirse a agujero descubierto utilizando herramientas de muestreo de la formación tales como las herramientas MDT o RFT. Si bien el cálculo del potencial de sellos por fallas presente a lo largo de una falla parece directo, quizás se trate de una simplificación excesiva. En base a estudios de afloramientos y fallas exhumadas, los geocientíficos observan que las pátinas arcillosas no se distribuyen en forma uniforme en las zonas de falla sino que pueden ser interrumpidas creando múltiples discontinuidades que reducen el efecto de sello a través de las escalas de tiempo geológico. Un estudio de la falla normal Calabacillas, situada en Nuevo México, EUA, demostró que las pátinas arcillosas tienden a ser continuas a lo largo de una distancia entre dos y seis veces superior al espesor de la capa de arcilla original, pero luego se adelgazan significativamente al alejarse de la base de la capa de arcilla original en la pared de base.20 Además, las pátinas son fracturadas frecuentemente por fallas de escaso rechazo vertical. En consecuencia, las técnicas de estimación de pátinas y calibración de sellos pueden sobrestimar el potencial de sellos por fallas, especialmente cerca de la base de una capa de arcilla original. La calibración de las curvas de contorno de la presión capilar y de las estimaciones de las propiedades de las rocas de falla sobre una superficie de falla es insuficiente si se utilizan los métodos descriptos. Un análisis más preciso debería incluir la calibración de las propiedades de las rocas de falla estimadas a partir de mediciones de núcleos. La presión umbral y la

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Filosilicato

Litología de la roca 10 100 1,000 almacén mD

% 0 20 40 60 80 0

Rechazo vertical de la falla, m 0

3,560 3,580

C

3,600

D

3,620

Profundidad del núcleo, m

B

B

50

3,660

F

3,680

G

75

100

125

150

La zona de fuga ha sido sellada por una pátina de filosilicato potencial de la Unidad Yacimiento C

C D

Yacimiento contra la estratigrafía más moderna en la pared colgante

E F G

3,640

E

A

25

Yacimiento contra la estratigrafía más antigua en la pared de base

Ausencia de datos de filosilicatos

A B C D

0 0.5 1.0

0 10 20 30 40 50

Contenido de arena Neto/Total

Porosidad del testigo, %

Litología de la roca almacén Arenisca de alta permeabilidad Arenisca Arenisca impura Rica en contenido de filosilicato (incluyendo la lutita) Arenisca cementada

Tipo de roca de falla/sello Sellos cataclásticos (arenisca sobre arenisca) Sellos cataclásticos (arenisca sobre arenisca más allá de otras litologías) Sellos cataclásticos (arenisca de alta permeabilidad sobre arenisca de alta permeabilidad más allá de otras litologías) Sellos cataclásticos sobre estructuras de filosilicatos en pátinas (areniscas impuras en FW o HW) Alto potencial de sellos cataclásticos sobre estructuras de filosilicatos en pátinas (areniscas impuras más allá de otras litologías) Sello de cemento (cementado en FW o HW) Alto potencial de sello de cemento (sección cementada más allá de otras litologías) Filosilicatos en pátinas (unidades ricas en filosilicatos o lutitas en FW o HW) Alto potencial de filosilicatos en pátinas (unidades ricas en filosilicatos más allá de otras litologías)

E F G

Litología de yacimiento en la pared colgante, m

Litología de yacimiento en la pared de base

A

3,540

3,520

Zona

Permeabilidad del testigo

> Análisis de la yuxtaposición. Una diagrama de triángulos de yuxtaposición (izquierda) permite la evaluación simple y rápida de los escenarios de yuxtaposición estratigráfica, por ejemplo, cuando un yacimiento, la Arenisca A, se yuxtapone contra una lutita impermeable que provee un sello. Otro escenario podría identificar el emplazamiento de una arenisca contra otra arenisca que no logra proveer un sello adecuado para el entrampamiento de hidrocarburos. La litología se muestra a la izquierda; el eje horizontal muestra la magnitud del rechazo vertical y las flechas de guiones diagonales muestran el escenario de yuxtaposición en un rechazo y una capa específicos. El diagrama de bloques (derecha) se muestra para ilustrar una representación 3D.

permeabilidad medidas a través de fallas pequeñas en núcleos ayudan a predecir la capacidad de sello y las propiedades de flujo de la distribución de rocas de falla estimada. Las rocas de falla 19. Yielding G, Freeman B y Needham DT: “Quantitative Fault Seal Prediction,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 81, no. 6 (Junio de 1997): 897–917. Bretan P, Yielding G y Jones H: “Using Calibrated Shale Gouge Ratio to Estimate Hydrocarbon Column Heights,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 397–413. Yielding et al, referencia 2. 20. Doughty PT: “Clay Smear Seals and Fault Sealing Potential of an Exhumed Growth Fault, Rio Grande Rift, New Mexico,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 427–444.

Primavera de 2005

en núcleos también definen la gama de tipos de rocas de falla creadas por procesos tales como la cataclasis o la trituración de granos y permiten la evaluación del impacto de la historia geológica y de la secuencia cronológica de las fallas. Las bases de datos de rocas de falla correspondientes a determinadas cuencas son clave para la calibración del potencial de sello de las rocas de falla. Los datos de rocas de falla representan una información crucial para la obtención de simulaciones de yacimientos exitosas que además utilizan datos de campo, incluyendo levantamientos sísmicos, registros de

pozos, registros y estudios de núcleos y datos de presión de campo. Estos datos también son importantes para reducir el riesgo asociado con un ambiente de exploración en donde puede haber mucha menos información disponible. Más conocimiento, menos incertidumbre Las fallas en núcleos no sólo posibilitan la calibración de las propiedades de las rocas de falla, tales como porosidad, permeabilidad y presiones umbrales, sino que proveen la distribución y la densidad de las fallas a una escala que está por debajo de la escala de resolución sísmica. Los

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Compartimentos Arrumbamiento de las fallas N-S NO-SE Echado hacia el O

Echado hacia el NE

Echado hacia el E

Echado hacia el SO

B-16 16

B-16 2

P

B-16 4

Q

V E

R

B-16 17

T

S

H Plataforma Bonavista

C

I

Mur re

J

Fa

lla

F K

A

N D

L

Falla

ut

B

M

Na

ilu

s

P Q

G

V

R

O

S

T

N

FF EE

X

Y

BB W 0 0

km

2

CC

Z

AA

Halifax

DD

millas 1.2

St. John’s

CANADÁ

Hibernia

EUA

> Mapa estructural del Campo Hibernia y ubicación de dos pozos en los que se extrajeron núcleos, el Pozo B-16 2 y el Pozo B-16 4, ubicados en los Bloques Q y R, respectivamente.

avances introducidos recientemente en los métodos de interpretación sísmica, tales como los programas de picado de fallas y mapeo de atributos automáticos, ayudan a los geofísicos a interpretar grandes volúmenes sísmicos en menos tiempo y con mayor detalle que los métodos manuales. Sin embargo, gran parte del detalle de las fallas todavía existe a una escala que está por debajo de la resolución sísmica, de modo que para la detección de estas fallas pequeñas se debe hacer uso de herramientas de generación de imágenes de pozo de alta resolución y del estudio detallado de núcleos de diámetro completo. El Campo Hibernia altamente compartimentalizado, situado en la Cuenca Jeanne d’Arc, en el área marina de Terranova, Canadá, demuestra la importancia de los exámenes de núcleos detallados.21 El Campo Hibernia se encuentra ubicado en una cuenca sedimentaria contenida dentro de la Cuenca Jeanne d’Arc que ha experimentado múltiples eventos de rifting asociados con la separación del supercontinente Pangea y con la formación del Océano Atlántico que tuvieron lugar entre el Triásico tardío y el Cretácico temprano. Desde la primera producción que tuvo lugar en 1997, los geólogos e ingenieros de la compañía Hibernia Management and Development Company supieron que los dos yacimientos prin-

54

cipales del Campo Hibernia se encontraban compartimentalizados por la presencia de fallas. A partir de las variaciones observadas en las alturas de los os de fluidos y en las presiones, se identificó un total estimado de 30 bloques de fallas. A medida que se continuaba con el desarrollo del campo, se obtuvieron indicaciones de que el mismo podría estar aún más compartimentalizado de lo que se pensaba originalmente.22 Sin embargo, el equipo a cargo de los activos de la compañía no estaba seguro acerca del grado en que las fallas estaban reduciendo la producción de los pozos individuales y el desempeño de la inyección. Para caracterizar la deformación y la arquitectura de la zona de falla, se extrajeron núcleos de diámetro completo del yacimiento inferior de la sección de pared colgante de dos pozos, el Pozo B-16 2 situado en el Bloque Q y el Pozo B-16 4 situado en el Bloque R, (arriba). Los núcleos fueron examinados a efectos de identificar las estructuras geológicas y se tomaron muestras para el análisis de las propiedades microestructurales y petrofísicas. Las rocas de falla fueron clasificadas de acuerdo con el contenido de arcilla. Las rocas de falla con un contenido de arcilla inferior al 15% exhibían tanto bandas de desagregación, que son zonas localizadas de flujo de partículas con escaso fracturamiento de granos,

como bandas de deformación con filones cataclásticos con magnitudes variables de reducción del tamaño de los granos debido a su trituración mecánica. A pesar de la ausencia de arcilla, estas rocas de falla poseen una permeabilidad promedio de 0.06 mD, lo que equivale a casi cinco órdenes de magnitud menos que la permeabilidad de la roca almacén. Las rocas de falla que contienen una cantidad intermedia de arcilla— entre 15 y 40%—son clasificadas como rocas de falla con estructura de filosilicatos y en este caso exhibían permeabilidades aún más bajas que las de sus contrapartes con bajo contenido de arcilla. Las rocas ricas en arcilla, caracterizadas por un contenido de arcilla superior al 40%, formaban pátinas arcillosas. Estas rocas de falla poseen típicamente permeabilidades de menos de 0.001 mD, equivalentes a las propiedades de las rocas almacén. El análisis de las rocas de falla en núcleos demostró que los distintos tipos de rocas de falla son capaces de reducir significativamente la permeabilidad a lo largo de las fallas existentes en el Campo Hibernia. Para evaluar el potencial de sello de las fallas que compartimentalizan el yacimiento, los tipos y las propiedades de las rocas de falla se integran con las estimaciones de la distribución de las rocas de falla obtenidas de los diagramas de yuxtaposición. Estos diagramas demuestran que cuando el rechazo vertical de la falla es menor que el espesor de las capas individuales y el yacimiento se yuxtapone contra sí mismo, las propiedades de sello quedan determinadas por las propiedades de las rocas de falla cataclásticas. Contrariamente, cuando el rechazo vertical de la falla excede el espesor de las capas individuales el sello por yuxtaposición del yacimiento contra la roca no yacimiento constituye el sello principal. Un diagrama de triángulos de yuxtaposición de la Formación Hibernia en el Pozo B-16 2 demuestra las distribuciones de las rocas de falla pronosticadas y los efectos interpretados de las mismas sobre el flujo de fluido (próxima página). Este diagrama muestra que para rechazos verticales de menos de 30 m [98 pies], las rocas de falla son predominantemente cataclasitas o zonas de trituración de granos. Por el contrario, 21. Porter JR, McAllister E, Fisher QJ, Knipe RJ, Condliffe DM, Kay MA, Stylianides G y Sinclair IK: “Impact of Fault-Damage Zones on Reservoir Performance in the Hibernia Oilfield (Cuenca Jeanne d’Arc, Terranova): An Analysis of Structural, Petrophysical and Dynamic Well Test Data,” artículo especial 43 en Hiscott R y Pulham A (eds): Petroleum Resources and Reservoirs of the Grand Banks, Eastern Canadian Margin. St. John’s, Terranova, Canadá: Asociación Geológica de Canadá (2004): 129–142. 22. Gormley JR, Andrews RJ, Baskin DK y Stokes R: “An Integrated Study of Reservoir Compartmentalization in the Hibernia Formation, Hibernia Field,” Resúmenes, Vol. 26. Asociación Geológica de Canadá, Reunión Anual de la Asociación Mineralógica de Canadá, St. John’s, Terranova (2001): 52–53.

Oilfield Review

0

100

Rechazo vertical de la falla, m

200

Yuxtaposición Arenisca en FW y HW Arenisca contra arenisca más allá de otras litologías Arenisca impura en FW y HW Arenisca impura contra arenisca impura más allá de otras litologías Alto contenido de lutita en FW y HW Alto contenido de lutita contra alto contenido de lutita más allá de otras litologías

Capa 1

Capa 2

Superior

Lutita intermedia Arenisca superior

Nota: Con un rechazo vertical de 75 m, la arenisca de la Capa 2 se yuxtapuso contra la arenisca basal de la Capa 3 Superior

Lutita

Arenisca basal

Capa 3 Media

Lutita 0

Arenisca

100

Rechazo vertical de la falla, m

200

Tipos de sellos por fallas (utilizando un factor de pátina arcillosa de 3.0) Basal

Lutita

Cataclasitas

Arenisca Capa 1

Rocas de falla con estructuras de filosilicatos (PFFR) Ricos en filosilicatos

Litofacies (derivada de la lutita volumétrica) Con predominio de arenisca Heterolítica mixta Con predominio de lutita/fangolita

Capa 2

Arenisca en FW y HW Arenisca contra arenisca más allá de otras litologías Arenisca impura en FW y HW Arenisca impura contra arenisca impura más allá de otras litologías Alto potencial para PFFR (alto contenido de lutita en FW y HW) Rocas de falla ricas en filosilicatos (pátinas arcillosas) Alto potencial de rocas ricas en filosilicatos (pátinas arcillosas)

Capa 3 Media

Superior

Lutita intermedia Arenisca superior Lutita

Arenisca basal Lutita

Nota: Reducción del tamaño de la ventana debido al potencial de formación de pátinas de las areniscas impuras y las lutitas intermedias involucradas

Arenisca

Basal

Lutita

Arenisca

> Diagramas de yuxtaposición (extremo superior) y de sellos por fallas (extremo inferior) correspondientes al Pozo B-16 2 del Campo Hibernia. El diagrama de yuxtaposición identifica una yuxtaposición de tipo arenisca contra arenisca en un rechazo vertical de 75 m [246 pies]. En este escenario, una arenisca de la Capa 2 presente en la pared colgante (HW, por sus siglas en inglés) es arrastrada más allá de otras litologías—areniscas impuras y una lutita intermedia—presentes en la pared de base (FW, por sus siglas en inglés) y se yuxtapone contra la arenisca basal en el intervalo superior de la Capa 3. Ésta representa una posible área de fuga. No obstante, cuando se toma en cuenta la pátina arcillosa, el área de fuga potencial predicha se reduce considerablemente.

cuando los rechazos verticales superan los 30 m, aparecen las rocas de falla ricas en filosilicatos y ricas en arcillas de permeabilidad más baja. Estos resultados indican que las rocas de falla presentes en el Campo Hibernia tienen el potencial de degradar el desempeño de los pozos de producción y de los pozos de inyección por igual.

Primavera de 2005

Combinado con modelos de ajuste de la historia de producción, que arrojan soluciones no únicas a partir de los diversos escenarios geológicos posibles, el análisis de sellos por fallas calibrado con los datos de fallas obtenidos de núcleos apoyó la interpretación de la forma en que las fallas afectan el flujo de fluido en el

campo. Esto condujo a la perforación del pozo inyector B-16 21, que fue emplazado de manera tal de sortear las zonas de daño por fallas peligrosas. El nuevo pozo inyector mejoró el barrido del yacimiento y proporcionó soporte de presión adicional para los pozos productores adyacentes.

55

140,000

Cantidad total de pies perforados Pérdida de circulación total

1,400,000 1,200,000

120,000 100,000

1,000,000 80,000 800,000 60,000 600,000 40,000

400,000

20,000

200,000 0

Pérdida de circulación total, barriles

Cantidad total de pies perforados, pies

1,600,000

0 1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

Año

> Aumento de los problemas de pérdida de circulación en el Campo de la Bahía de Prudhoe. Junto con la declinación de la cantidad total de pies perforados (azul) acaecida en las dos últimas décadas, los problemas de pérdida de circulación (rojo) se agravaron y se volvieron más costosos. Al perforar bloques de fallas más pequeños utilizando pozos horizontales, se atravesaban más fallas que durante las primeras etapas de la perforación de desarrollo. Se observó que el incremento de la cantidad de pies horizontales perforados a fines de la década de 1990 se correlacionaba directamente con pérdidas de lodo, identificándose a las fallas como fuente predominante de los problemas de perforación.

El análisis de sellos por fallas asiste en las operaciones de perforación Los sistemas de fallas conductivas abiertas pueden ser tan desafiantes como las fallas que forman sellos para el desarrollo de un campo petrolero, especialmente donde esos sistemas plantean un peligro de perforación serio. Desde el comienzo de la perforación de desarrollo en el año 1970, el Campo de la Bahía de Prudhoe intensamente fallado, situado en Alaska, EUA, ha producido más de 10,000 millones de barriles [1,600 millones de m3] de petróleo. A lo largo de toda la historia del campo, los problemas de pérdida de circulación han sido comunes y han estado relacionados directamente con la cantidad de fallas atravesadas durante la perforación de los pozos. Con el volumen sustancial de reservas recuperables remanentes, el desarrollo continuo por parte de BP y ConocoPhillips requiere que se perfore penetrando bloques de fallas más pequeños y atravesando más fallas con el consiguiente aumento dramático de los problemas de pérdida de circulación y la reducción de la cantidad total de pies perforados registrada en los últimos años (arriba). Los problemas alcanzaron niveles críticos en el año 1998, cuando 66 de 120 pozos y re-entradas experimentaron problemas de pérdida de circulación, lo que se tradujo en un costo de más de US$ 10 millones. Los costos por tiempo insumido en resolver problemas incrementaron entre un 50% y un 100% los costos de construcción de pozos. En algunos casos, las tasas de pérdida superaron los 1000 bbl/h [159 m3/h], lo que suscitó serias preo-

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cupaciones respecto de la seguridad y puso en riesgo la pérdida de los pozos. BP y ConocoPhillips, en ese momento Arco Alaska, consideraron diversas opciones para encarar los problemas de pérdida de circulación relacionados con la presencia de fallas. El equipo a cargo de los activos del Campo de la Bahía de Prudhoe podía optar por no perforar los objetivos que planteaban riesgos, reduciendo las opciones de desarrollo y las reservas recuperables, o bien emplear elevadas erogaciones imprevistas de perforación que habrían mitigado el problema pero a costa del conocimiento de su causa. Las compañías socias que operan el Campo de la Bahía de Prudhoe, junto con RDR, decidieron investigar la causa de los problemas de pérdida de circulación—las fallas que actúan como conductos para el lodo de perforación. En el Campo de la Bahía de Prudhoe, se han interpretado más de 5,400 fallas mediante levantamientos sísmicos. Las fallas oscilan en lo que respecta a longitud del rumbo entre 152 y 4,570 m [500 y 15,000 pies] con rechazos verticales que varían de 6 a 60 m [20 a 200 pies] (próxima página, extremo superior). Primero se reprocesaron los datos sísmicos existentes para mejorar la interpretación de las fallas. Luego, se incorporaron las fallas mapeadas a una base de datos que incluía parámetros de fallas tales como orientación y longitud. Junto con los datos geológicos, se compilaron datos de perforación para todos los pozos del campo, incluyendo los volúmenes y las tasas de pérdida de circulación, y la ubicación de las pérdidas. Los datos de pozos y el ajuste de la historia de pro-

ducción también se utilizaron para adquirir un mayor conocimiento del comportamiento de las fallas, los fluidos y los yacimientos. Si bien este análisis ayudó a explicar el 80% de los problemas de pérdida de circulación, también demostró que se justificaba una exploración más detallada de las propiedades de las rocas de falla a lo largo del Campo de la Bahía de Prudhoe. El análisis de distribuciones de fallas y propiedades de rocas de falla basado en miles de pies de núcleos extraídos de 14 pozos proporcionó la calibración necesaria para evaluar el comportamiento de las fallas. La presencia de fracturas vacuolares abiertas en los núcleos permitió identificar zonas conductivas que podrían plantear riesgos de perforación potenciales. El modelado de campo completo y de los esfuerzos locales, integrado con la historia tectónica, mostró una orientación preferencial de las fallas conductivas paralelas a la dirección del esfuerzo local máximo. Una base de datos integrada de estilos y arquitectura de fallas, propiedades de rocas de falla y datos de pérdida de circulación facilitó el estudio de las zonas de daño por fallas y el análisis de los sellos por fallas. Las propiedades de la base de datos calibradas con las yuxtaposiciones y las distribuciones de las rocas de falla basadas en el contenido de arcilla de las fallas individuales ayudaron a reducir el riesgo de perforar pozos de desarrollo en el Campo de la Bahía de Prudhoe. La planeación de pozos previa a las operaciones de perforación ahora incorpora los datos de la base de datos para evitar áreas de perforación peligrosas (próxima página, extremo inferior). Un año después de implementado este proyecto de caracterización de fallas integrado, se perforaron 65 pozos y re-entradas. La cantidad de pozos problemáticos, con más de 16 m3 [100 bbl] de pérdida de fluido de perforación, se redujo de un 32 a un 16% de los pozos totales. Las zonas de pérdida de circulación fueron anticipadas y explicadas, lo que redujo el tiempo insumido en la resolución de problemas y permitió bajar los costos de perforación en 2 a 5 millones de dólares estadounidenses durante ese año. Sólo dos pozos experimentaron problemas significativos. El conocimiento más acabado de las fallas presentes en el Campo de la Bahía de Prudhoe permitió reducir el riesgo de perforación, mejorar la planeación de pozos y aumentar la confianza del equipo a cargo de los activos en lo atinente a continuar con el desarrollo. La reducción sustancial del riesgo de perforación ha planteado objetivos de perforación que alguna vez fueron considerados demasiado riesgosos, incrementando potencialmente el volumen de reservas recuperables.

Oilfield Review

Mapa de fallas del Campo de la Bahía de Prudhoe

0

km

8

0

millas

5

Bahía de Prudhoe Alaska EUA CANADÁ Anchorage

> La complejidad estructural del Campo de la Bahía de Prudhoe es demostrada por un mapa de fallas que muestra un fallamiento extensivo en gran parte del campo.

Problema complejo, respuesta simple Las fallas y sus influencias sobre el flujo de fluido en los yacimientos constituyen una problemática compleja. Los avances tecnológicos han mejorado nuestra capacidad de medir estas influencias, tanto directa como indirectamente. Las técnicas de ejecución de pruebas de pozos, el ajuste de la historia de producción y la inyección de trazadores radioactivos, por ejemplo, ayudan a evaluar si existen compartimentos en el yacimiento y, en ese caso, si los compartimentos se encuentran comunicados o aislados. Además se utilizan herramientas de adquisición de registros de pozos y herramientas de muestreo para evaluar rocas, fluidos y presiones de yacimiento a fin de determinar la compartimen-

talización. Recientemente, los ingenieros lograron identificar con éxito las variaciones composicionales de los fluidos relacionadas con la compartimentalización mediante la utilización la herramienta MDT de Schlumberger.23 La evaluación, calibración y predicción de las fallas que compartimentalizan los yacimientos requieren un análisis sistemático que debe incluir la integración de conjuntos de datos de propiedades medidas en núcleos convencionales con datos de pozos del subsuelo y datos de producción, interpretaciones sísmicas y analogías en afloramientos y en el subsuelo. Las complejidades de fallas del subsuelo pobremente resueltas pueden ser incorporadas en simuladores de flujo de fluido de yacimientos

Ob

jet

ivo

Vista en planta

Ejemplo de plan de pozo previo Planeación por pérdidas

Punto de comienzo de la desviación

Falla transversal con una relación lutita-jaboncillo alta

> Mejoramiento de la planeación de pozos. Con el mayor conocimiento del comportamiento de las fallas en el Campo de la Bahía de Prudhoe, las áreas con pérdidas considerables ahora pueden ser evitadas o previstas durante la perforación para alcanzar el objetivo. La información específica, tal como la relación lutita-jaboncillo a lo largo de fallas individuales, permite al equipo a cargo de los activos de las compañías identificar los puntos óptimos en los cuales atravesar las fallas para minimizar las pérdidas de lodo y reducir los costos de perforación.

Primavera de 2005

utilizando los resultados de estudios detallados de analogías con afloramientos. En los simuladores, los efectos de las fallas son representados como factores de transmisividad efectiva a través de secciones definidas. La transmisividad relacionada con las fallas depende de la cantidad de fallas, el espesor de las zonas de daño asociadas y las propiedades de las fallas, tales como la permeabilidad de las rocas de falla y las presiones umbrales. La incorporación de las propiedades de las rocas de falla provenientes de las bases de datos ha permitido mejorar el ajuste histórico y el modelado del flujo de fluido a lo largo de las fallas.24 Estos resultados aún contienen riesgo e incertidumbre. En el análisis de sellos por fallas, siempre habrá cierta incertidumbre relacionada con la arquitectura interna de las fallas, las propiedades de las rocas almacén, la definición de las unidades estratigráficas a partir de los levantamientos sísmicos, los efectos de la presión capilar y el alcance de la proyección del modelo dada la cantidad limitada de datos de pozos. Las bases de datos de propiedades de rocas de falla proveen el rango y la magnitud de la incertidumbre que pueden incorporarse en el modelado del riesgo, por ejemplo, mediante la utilización de las técnicas de Monte Carlo. En el análisis de sellos por fallas se debe capturar y modelar la complejidad de las fallas, pero la respuesta ha de ser suficientemente simple como para ser utilizada efectivamente en las simulaciones de yacimientos y así reducir la incertidumbre asociada a la exploración y el desarrollo de yacimientos siliciclásticos fallados enigmáticos. —MGG 23. Mullins OC, Hashem M, Elshahawi H, Fujisawa G, Dong C, Betancourt S y Terabayashi T: “Hydrocarbon Compositional Analysis In Situ in Openhole Wireline Logging,” Transcripciones del 45° Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk, Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004, artículo FFF. Fujisawa G, Betancourt SS, Mullins OC, Torgerson T, O’Keefe M, Terabayashi T, Dong C y Eriksen KO: “Large Hydrocarbon Compositional Gradient Revealed by In-Situ Optical Spectroscopy,” artículo de la SPE 89704, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. Elshahawi H, Hashem M, Mullins OC, Fujisawa G, Dong C, Betancourt S y Hegeman P: “In-Situ Characterization of Formation Fluid Samples: Case Studies,” artículo de la SPE 90932, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins O, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69. 24. Knai TA y Knipe RJ: “The Impact of Faults on Fluid Flow in the Heidrun Field,” en Jones G, Fisher QJ y Knipe RJ (eds): Faulting, Fault Sealing and Fluid Flow in Hydrocarbon Reservoirs: Publicación Especial de la Sociedad Geológica 147. Bath, Inglaterra: The Geological Society Publishing House (1998): 269–282.

57

Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico La tecnología de medición de flujos trifásicos en la superficie ha experimentado una revolución silenciosa. Los medidores multifásicos de avanzada proveen a los ingenieros de producción y yacimientos los datos necesarios para comprender y optimizar el desempeño de los pozos sin separar una corriente de flujo en sus tres fases individuales; esto es gas, petróleo y agua. Ian Atkinson Bertrand Theuveny Cambridge, Inglaterra Michel Berard Moscú, Rusia Gilbert Conort Rosharon, Texas, EUA Trey Lowe Houston, Texas Allan McDiarmid Apache Energy Limited Occidente de Perth, Australia Occidental, Australia Parviz Mehdizadeh Consultor Scottsdale, Arizona, EUA Bruno Pinguet Gerald Smith Bergen, Noruega Kerry J. Williamson Shell Exploration and Production Company Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Alain Chassagne, Luanda, Angola; Dan Deznan, Apache Energy Limited, Aberdeen, Escocia; Richard Kettle, Ahmadi, Kuwait; Donald Ross, Rosharon, Texas, EUA; Jon Svaeren, Framo Engineering AS, Bergen, Noruega; Eric Toskey, Bergen, Noruega y Laurent Yvon, Douala, Camerún. 3-Phase, LiftPRO, NODAL, PhaseTester, PhaseWatcher, Platform Express y Vx son marcas de Schlumberger.

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Oilfield Review

Un nuevo medidor de flujo de superficie está cambiando radicalmente la forma en que medimos el flujo complejo proveniente de los pozos productores. Esta transformación es impulsada por la nueva tecnología que permite medir con exactitud las variaciones rápidas producidas en los fluidos trifásicos, incluyendo la presencia de flujos tipo tapón, espumas y emulsiones estables que previamente resultaban difíciles de cuantificar. La capacidad de medir el fluido multifásico en tiempo real aumenta la eficiencia operacional con el consiguiente ahorro de tiempo y dinero. Ahora es posible asignar la producción sin la separación convencional de fases y superar las restricciones de procesamiento, o cuellos de botella, que tienen lugar en las instalaciones de superficie existentes. La cuantificación exacta del flujo de cada una de las fases de fluidos de una corriente de producción permite a los operadores tomar mejores decisiones acerca del desempeño de los pozos. Ahora, los ingenieros pueden identificar, comprender y remediar mejor los problemas asociados con el flujo de pozos múltiples, optimizar las operaciones de levantamiento artificial y construir mejores modelos dinámicos de yacimientos. Este artículo analiza los avances registrados recientemente en materia de mediciones de flujo multifásico y examina la utilización de esta tecnología para aplicaciones de medición permanente, levantamiento artificial y pruebas de pozos móviles, tanto en tierra firme como en áreas marinas. Algunas historias de casos de Australia, el Golfo de México y África destacan los beneficios de la avanzada tecnología de medición. Separación convencional y pruebas de pozos Los separadores de prueba convencionales son versiones reducidas de los separadores de producción grandes que segregan y miden el gas, el petróleo y el agua en las instalaciones de procesamiento de superficie. En las operaciones de campo ya establecidas, los separadores de prueba son instalaciones permanentes. Para los pozos exploratorios y los pozos de delineación, las compañías deben desplegar separadores de prueba modulares. A veces son necesarios varios separadores de prueba en serie o en paralelo para manipular pozos a alto régimen de producción, petróleos pesados o gas rico en condensado; es decir, gas húmedo. Habitualmente, los separadores de prueba son recipientes cilíndricos que se despliegan en forma horizontal. Estos recipientes poseen una longitud que oscila entre 4.6 y 9.1 m [15 y 30 pies] y una altura que fluctúa entre 2.4 y 4 m [8 y 13 pies] y pesan hasta 9,072 kg [10 toneladas]. Los separa-

Primavera de 2005

Válvula de alivio de presión

Segunda válvula de alivio de presión

Placas de coalescencia

Placa deflectora del rompedor de espuma

Salida del gas a través de la placa-orificio Extractor de vapores

Puerta de

Entrada de efluente Placas deflectoras

Salida adicional

Regulador del nivel de agua

Salida del agua al Cortador medidor mecánico de vórtice

Regulador del nivel de petróleo Cortador de vórtice Salida del petróleo al medidor mecánico Placa deflectora de vertedero

> Separadores convencionales y mediciones de fluidos. La separación de la producción se inicia cuando los efluentes de los pozos ingresan en un recipiente horizontalmente y chocan con una serie de placas perpendiculares. Esto hace que los líquidos caigan al fondo del recipiente mientras que el gas (rojo) sube a la parte superior. La fuerza de gravedad separa los líquidos en petróleo (marrón) y agua (azul). Las fases de gas, petróleo y agua son medidas por separado a medida que salen de la unidad a través de líneas de salida independientes. Los fluidos son medidos por medidores mecánicos, mientras que el gas es medido por una placa-orificio. Ambos dispositivos requieren calibración periódica.

dores reciben el efluente producido de los pozos individuales y segregan las diferentes fases de fluidos a través de un proceso basado en la fuerza de gravedad (arriba). Los recipientes bifásicos separan el gas de los líquidos y los recipientes trifásicos separan ulteriormente los líquidos en petróleo y agua. Estos sistemas miden las fases de fluidos independientes en forma individual cuando salen del recipiente, antes de mezclar y hacer retornar los fluidos a una línea de flujo. Las condiciones operacionales normales para un separador de prueba se limitan a presiones que oscilan entre 200 y 1,000 lpc [1.4 y 6.9 MPa], con presiones de trabajo máximas de hasta 1,440 lpc [9.9 MPa]. Los separadores de prueba no están diseñados para pozos específicos sino que, por el contrario, deben manejar una amplia variedad de tasas de flujo o gasto. En el momento de la instalación, los separadores de prueba a menudo se sobredimensionan en forma intencional para que sirvan como separadores de producción auxiliares o complementarios y puedan procesar cualquier incremento de producción futuro. La obtención de mediciones confiables mediante un separador de prueba requiere que existan condiciones relativamente estables dentro del recipiente, lo que puede demandar varias horas. Los protocolos de pruebas de pozos asociados con estas unidades generalmente enfatizan la eficiencia operacional—un enfoque del tipo “tamaño único”—en lugar de configurar los instrumentos de medición y regular las tasas de flujo en base a las condiciones de pozos individuales. Las restricciones de tiempo y las

limitaciones del personal a menudo impiden la optimización del proceso de separación. Además, las condiciones operacionales a veces impiden la separación completa de las fases de fluidos. Siempre queda algo de petróleo en el agua, algo de agua en el petróleo, algo de gas en los líquidos y algo de líquido en el gas. Estas condiciones producen errores en los instrumentos de medición del separador diseñados para medir corrientes de gas, petróleo o agua monofásicas. Los separadores de prueba también tienen problemas para medir ciertos regímenes de flujo anómalos debido a la necesidad de contar con condiciones de procesamiento estables y al hecho de que la respuesta a las condiciones de flujo dinámico siempre se demora. Los regímenes de flujo problemáticos incluyen fluidos tipo tapón, en los que una fase es interrumpida por otra fase; espumas, que no pueden ser tratadas por los separadores convencionales y emulsiones estables que requieren calor adicional o un tratamiento químico para separar la fase que está suspendida y dispersa en otra. Además, los fluidos viscosos, tales como el petróleo pesado, dificultan significativamente la separación y obtención de mediciones precisas. Mediciones multifásicas A diferencia de los separadores convencionales, los medidores de flujo multifásico miden continuamente el flujo de gas, petróleo y agua sin separar físicamente la corriente de flujo en fases de fluidos individuales. Los medidores de flujo mutifásico reciben los fluidos trifásicos directamente desde una línea de flujo, realizan las

59

mediciones e inmediatamente devuelven los fluidos a la línea de flujo (abajo). Estos medidores muestran los resultados de las mediciones a los pocos minutos de ser puestos en operación.1 La caída de presión producida en los medidores de flujo multifásico es significativamente menor que la que se produce en los separadores convencionales, lo que permite que las pruebas

Vg = Vo = Vw = Ag = Ao = Aw =

de pozos se realicen en condiciones de producción similares a las reales. En aplicaciones de mediciones permanentes, estos dispositivos ocupan un espacio mínimo en las localizaciones de

velocidad del gas velocidad del petróleo velocidad del agua área ocupada por el gas área ocupada por el petróleo área ocupada por el agua Vg

Ag

Vo

Ao Aw

Vw

> Mediciones de flujo multifásico. La medición del flujo trifásico en los tubulares de los pozos o en las tuberías de las instalaciones de superficie (izquierda) requiere de la medición continua de las cambiantes composiciones y velocidades del gas (g), el petróleo (o) y el agua (w), (Ag, Ao, Aw y Vg, Vo, Vw, respectivamente). Las unidades de monitoreo de producción multifásica de avanzada pueden ser integradas con las tuberías de la instalación (extremo superior derecho) o montarse sobre patines (extremo inferior derecho).

Computadora de flujo

Fuente nuclear Venturi

Detector nuclear

Transductor de presión diferencial Transductor de presión Flujo

> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. La forma del medidor venturi responde al estándar industrial. Las mediciones de la presión absoluta y la presión diferencial se obtienen en el mismo lugar, en la garganta tipo venturi. Las ventanas transparentes nucleares del medidor venturi permiten que los rayos gamma pasen de la fuente al detector con una pérdida insignificante causada por la ferretería, lo que incrementa la precisión de las mediciones. La fuente nuclear corresponde a bario 133 y posee una vida útil promedio de aproximadamente 10.5 años. Una computadora de flujo provee datos de procesamiento del sensor y de tasas de flujo además de más de 30 parámetros adicionales en condiciones estándar y condiciones de línea. Esta computadora permite almacenar más de 200 perfiles de pozos que incluyen las características de fluidos específicas de cada pozo, lo que posibilita que el flujo de múltiples pozos pase a través del mismo medidor.

60

superficie o en las plataformas marinas. En este momento, existen más de 1,300 instalaciones de medidores multifásicos en todo el mundo, lo que refleja la importante expansión acaecida en los últimos seis años (próxima página).2 Las pruebas a cargo de terceros y los proyectos industriales conjuntos han ayudado a comprobar la tecnología de medición de flujos multifásicos. Los responsables del desarrollo de medidores de flujo trifásico también han demostrado la eficacia de estos sistemas a través de extensivas pruebas de laboratorio efectuadas en circuitos cerrados de flujo. Una prueba en un circuito cerrado de flujo consiste en medir con precisión los fluidos monofásicos—gas, petróleo y agua—en un medio controlado, mezclándolos para generar una corriente multifásica y haciéndolos circular luego por un medidor de flujo multifásico. Los resultados de las mediciones obtenidas en los circuitos cerrados de pruebas de flujo se comparan con los volúmenes individuales de los fluidos constituyentes que conformaron el flujo de prueba.3 Estas pruebas evalúan el desempeño del medidor frente a una amplia gama de mezclas de fluidos y condiciones de flujo. El desempeño del medidor en las condiciones de campo previstas puede ser extrapolado a partir de los datos de los circuitos cerrados de pruebas de flujo. Los s realizan pruebas extensivas de los medidores de flujo multifásico a fin de habilitar los sistemas para aplicaciones de campo específicas. A menudo es necesaria dicha habilitación porque los distintos sistemas de medición reaccionan en forma diferente a los cambios producidos en las condiciones de proceso, tales como tasas de flujo, propiedades de fluidos, la presencia de depósitos de incrustaciones o parafina, y los volúmenes de arena o gas presentes en una corriente de flujo.4 Hasta la fecha, no existe ningún procedimiento de prueba comúnmente aceptado. Los socios de proyectos, los organismos gubernamentales y otros titulares de participaciones de riesgos compartidos deben acordar los procedimientos de habilitación apropiados cada vez que se utiliza un sistema de medición para asignar, o distribuir, la producción mezclada de acuerdo con el lugar del cual provenga la producción. Sin embargo, diversos organismos industriales y reguladores—el Instituto Americano del Petróleo (API), la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), la Comisión de Conservación de Petróleo y Gas (OGCC), la Organización Internacional de Normalización (ISO), el Departamento de Comercio e Industria del Reino Unido (DTI) y la Sociedad Noruega de Medición

Oilfield Review

1,400 Instalaciones de Medidores Multifásicos

Número de instalaciones

1,200 1,000

Submarinas Marinas Terrestres

800 600 400 200 0 1994 a 1996

1997 a 1998

1999 a 2000

2001 a 2002

2003 a 2004

Año

> Expansión de la tecnología de medidores de flujo multifásico. Si bien las instalaciones de medidores de flujo multifásico aparecieron en el año 1994, el número estimado de instalaciones creció en forma asombrosa aproximadamente a partir de 1999 (extremo superior). En aplicaciones de mediciones permanentes, estos dispositivos ocupan menos espacio que los separadores de prueba convencionales (extremo inferior).

de Petróleo y Gas (NSOGM)—están desarrollando directrices para la aplicación y habilitación de medidores de flujo multifásico.5 Además de los circuitos cerrados de pruebas de flujo, la ejecución de pruebas en condiciones de campo es otra alternativa a los fines de la habilitación de sistemas de medición de flujo multifásico para aplicaciones específicas. El desempeño del medidor de flujo se compara con las mediciones de los separadores de prueba en un campo en el que la composición del fluido, la

presión de la línea de flujo y las tasas de flujo se aproximan significativamente a los de una presunta aplicación. La realización de pruebas en condiciones de campo reales a menudo establece un mayor nivel de aceptación con respecto al desempeño de los medidores de flujo multifásico.6 Sin embargo, las pruebas de campo consumen más tiempo que los circuitos cerrados de pruebas de flujo típicas y tienden a ser más costosas. Por otra parte, es esencial que los operadores presten especial atención a la cali-

1. Letton W, Svaeren J y Conort G: “Topside and Subsea Experience with the Multiphase Flow Meter,” artículo de la SPE 38783, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de octubre de 1997. 2. Mehdizadeh P: “Qualifying Wet Gas and Multiphase Metering for Deep Water Well Allocations,” presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional de Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, 30 de noviembre al 2 de diciembre de 2004. 3. Mehdizadeh, referencia 2. 4. Mehdizadeh, referencia 2. 5. State of the Art Multiphase Flow Metering, Publicación del API 2566, Primera Edición. Washington, DC: American Petroleum Institute, 2004.

Use of Subsea Wet-Gas Flowmeters in Allocation Measurement Systems, Práctica Recomendada del API RP 85, Comité Upstream del API, Subcomité de Equipos Submarinos, Grupo Asesor Técnico de Mediciones Upstream. Washington, DC: American Petroleum Institute, 2004. Asignación de Gas y Condensado en el Área del Upstream, versión borrador, Informe Técnico ISO/TC193/SC3/WG1. Delft, Países Bajos: Nederlands Normalisatie-Instituut (NEN), 2002. Amdal J, Danielsen H, Dykesteen E, Flølo D, Grendstad J, Hide HO, Moestue H y Torkildsen BH: Handbook of Multiphase Metering. Oslo, Noruega: La Sociedad Noruega de Medición de Petróleo y Gas, 1995.

Primavera de 2005

bración y operación de los separadores de prueba para garantizar la obtención de datos de referencia de alta calidad.7 En lo que respecta a los desarrollos submarinos, con los cabezales o los árboles de producción de pozo y el equipo de control de la producción emplazados en el fondo del mar, las pruebas de campo son a menudo impracticables. Además, los procedimientos de los circuitos cerrados de pruebas de flujo quizás no logren reproducir las condiciones de presión y temperatura extremas prevalecientes en ciertos proyectos, tales como los desarrollos en aguas profundas y ultraprofundas. A menudo, la mejor opción en estos casos es comparar los datos de un programa acelerado de vigilancia rutinaria (monitoreo) posterior a la instalación con los datos de corrientes de proceso monofásicas convencionales en los puntos de exportación durante la ejecución de las pruebas de producción mensuales.8 Un nuevo diseño de medidor de flujo Debido a las limitaciones propias de los separadores de prueba convencionales, Schlumberger y Framo Engineering AS desarrollaron la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx a través de la empresa conjunta 3-Phase Measurements AS. Este sistema de medidores de flujo multifásico es aplicable a instalaciones permanentes, pruebas móviles y optimización de operaciones de levantamiento artificial.9 La tecnología Vx ha sido habilitada en más de 1,500 circuitos cerrados de pruebas de flujo llevadas a cabo por terceros en cinco instalaciones independientes que generaron aproximadamente 5,000 puntos de prueba de regímenes de flujo. Los componentes principales del medidor de flujo multifásico Vx son un medidor venturi provisto de sensores de presión absoluta y presión diferencial, además de un detector de rayos gamma espectral de energía dual, acoplado a una fuente química radioactiva unitaria de baja intensidad para medir el flujo másico total y las fracciones de gas, petróleo y agua (página anterior, abajo). Notas Orientativas para la Medición de Petróleo según las Normas de Producción de Petróleo, Número 7-Borrador Final. Londres, Inglaterra: Departamento de Comercio e Industria, Unidad de Otorgamiento de Licencias y Consentimientos, 2003. 6. Mehdizadeh, referencia 2. 7. Hasebe B, Hall A, Smith B, Brady J y Mehdizadeh P: “Field Qualification of Four Multiphase Flowmeters on North Slope, Alaska,” artículo de la SPE 90037, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. 8. Mehdizadeh, referencia 2. 9. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J y Stephenson K: “Avances en material de vigilancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): 14–37.

61

62

17,500 15,000

Picos de baja energía Gas Petróleo Agua destilada

Cuentas

12,500

5% de agua salina

10,000

10% de agua salina 15% de agua salina

7,500

Picos de alta energía

5,000 2,500 0 32 KeV

81 KeV

Gas Tasa de conteo correspondiente al pico de alta energía

La tecnología Vx funciona sin necesidad de contar con un dispositivo de mezcla de fluidos aguas arriba, lo que minimiza el tamaño y el peso de la unidad.10 Estos sistemas no poseen partes móviles y básicamente no necesitan mantenimiento. El flujo en línea pasa a través de un orificio de isión a una sección recta y corta de tubería horizontal que conduce a una “T” invertida con un extremo horizontal cerrado. Esta “T” ciega preacondiciona y dirige el flujo hacia arriba, a través de una sección de tipo venturi del medidor Vx. La presión se mide justo antes de que los fluidos ingresen en el medidor venturi y a medida que la corriente de flujo pasa por la garganta estrecha de dicho medidor. El detector de rayos gamma espectral de energía dual se encuentra instalado en uno de los lados de la sección de tipo venturi, opuesto a una fuente de bario, que emite rayos gamma con distintos niveles de energía; aproximadamente 32, 81 y 356 keV. El detector mide las tasas de conteo radioactivas asociadas con la atenuación de rayos gamma a través de la mezcla de fluidos en los niveles de energía correspondientes a 32 y 81 keV.11 El nivel de energía más alto mide principalmente la densidad de la mezcla, que es afectada por la relación gas/líquido; el nivel de energía más bajo corresponde a la composición del fluido, en la que incide la mezcla de agua/líquido (derecha). Dado que el flujo másico total y las fracciones individuales se miden simultáneamente y en el mismo lugar—en la garganta tipo venturi— los sistemas de medición dual de los medidores Vx evalúan el mismo flujo. Esta configuración, y las ecuaciones estrictas utilizadas para la dinámica de los fluidos asociada con el flujo condicionado por una garganta tipo venturi, proporcionan una capacidad de medición robusta que no se ve afectada por los regímenes de flujo aguas arriba.12 Este diseño de detector se obtuvo a partir de la sonda integrada de adquisición de registros con cable Platform Express, que posee la capacidad de procesar más de 1 millón de mediciones por segundo. En consecuencia, el detector realiza cálculos completos de las fracciones de gas, petróleo y agua cada 22 milisegundos o un poco más de 45 mediciones de la densidad de la mezcla de fluidos y la fracción trifásica por segundo. La rápida velocidad de muestreo y medición permite que el medidor de flujo obtenga la velocidad de la fase líquida y la fase gaseosa de una corriente de flujo y compense las inestabilidades de alta frecuencia presentes en la garganta tipo venturi. Por lo tanto, el medidor Vx puede medir las condiciones de flujo causadas por las condiciones de fondo de pozo y la tubería de

40%

Petróleo Agua

60%

Tasa de conteo correspondiente al pico de baja energía

> Atenuación de rayos gamma. Los diferentes fluidos atenúan los rayos gamma en distinto grado. El detector de alta velocidad produce una tasa de conteo indicativa en las bandas de energía superior e inferior que constituyen una función del medio medido (extremo superior). Estas tasas de conteo posibilitan una solución triangular de la fracción de fase (extremo inferior). Para cada fase, la relación de la tasa de conteo de alta energía en función de la intensidad de la fuente, o tasa de conteo en tubería vacía, se representa gráficamente en función de la relación de la tasa de conteo de baja energía versus la intensidad de la fuente, en un diagrama de coordenadas x e y. Estos puntos se convierten en los vértices de un triángulo. La fracción de la fase es determinada por la intersección de dos líneas dentro del triángulo. La primera línea representa la relación gas/líquido (verde); la segunda conecta el punto correspondiente al 100% de gas con el punto correspondiente a la relación petróleo/agua (rojo).

superficie, incluyendo la presencia de flujos tipo tapón, espumas y emulsiones (próxima página, extremo superior).13 El servicio fijo de vigilancia rutinaria de la producción de pozos multifásicos PhaseWatcher es la principal aplicación de monitoreo permanente de la tecnología Vx. Este sistema se encuentra disponible con gargantas cuyas dimensiones oscilan entre 29 mm [1.1 pulgadas], 52 mm [2 pulgadas] y 88 mm [3.5 pulgadas], dependiendo de la tasa de flujo.14

Para aplicaciones de pruebas de pozos móviles, el equipo portátil de pruebas periódicas de pozos multifásicos PhaseTester se encuentra disponible con gargantas de 29 mm o 52 mm. Este sistema compacto pesa aproximadamente 1,700 kg [3,750 lbm] y puede ser transportado fácilmente en camiones, remolques o patines modulares (próxima página, extremo inferior). También se dispone de un módulo de pruebas de gas para aplicaciones de monitoreo permanente y pruebas móviles.15

Oilfield Review

> Pruebas de pozos periódicas. El sistema portátil de pruebas periódicas de pozos multifásicos PhaseTester puede ser montado sobre patines para ser transportado a localizaciones de pozos en tierra, en la parte posterior de un camión pequeño, o como un paquete modular para ser elevado con grúas en las plataformas marinas. La unidad PhaseTester es considerablemente más pequeña y compacta que los separadores de prueba convencionales temporarios.

para la transferencia de la custodia en las estaciones de bombeo de los oleoductos o en las terminales portuarias. Esta información resulta esencial para los socios de proyectos y también para los gobiernos que poseen necesidades de eje-

Oportunidades de medición permanente Las mediciones de flujo multifásico ayudan a distribuir la producción entre los titulares de participaciones económicas y los titulares de participaciones por regalías o registran volúmenes

Bolsones de gas

Medidor multifásico

4,000 3,500

100

Separador convencional

Gas, Mpc/D Líquido, B/D

Gas, Mpc/D

Corte de agua

Líquido, B/D

80

Corte de agua 3,000 60 2,500 2,000 40

Corte de agua, %

Tasas de flujo correspondientes al gas y a los líquidos

4,500

cución de pruebas para el cálculo preciso del pago de impuestos y regalías. Por ejemplo, podrían obtenerse mediciones en un pozo determinado, durante un período de una semana, de manera de extrapolar los resultados para distribuir la producción a lo largo de un período más extenso. Además, los datos de los separadores de prueba sirven de base para las estrategias de optimización de la producción. No obstante, a medida que avanzan los desarrollos de campos petroleros y se ponen en operación más pozos, la capacidad de los separadores de prueba a menudo resulta inadecuada y se debe diferir la

1,500 1,000

20

500 0

0 11:02

12:14

13:26

14:38

15:50

Tiempo

> Comparación entre los datos del medidor multifásico y los datos del separador. Los datos de medición continua de un medidor de flujo multifásico identifican claramente la presencia de bolsones de gas periódicos en el pozo. Los puntos de medición del separador de prueba indican que el separador puede detectar o no estos bolsones de gas, dependiendo de la frecuencia del procedimiento de recolección de datos.

Primavera de 2005

10. Atkinson I, Berard M, Hanssen B-V y Segeral G: “New Generation Multiphase Flowmeters from Schlumberger and Framo Engineering AS,” presentado en el Taller Internacional sobre Medición de Flujo del Mar del Norte, Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de 1999. 11. Al-Asimi et al, referencia 9. 12. Atkinson et al, referencia 10. 13. Williamson J y Mehdizadeh P: “Alaska Regulatory Guidelines for Qualification of Multiphase Metering Systems for Well Testing” artículo de la SPE 94279, preparado para ser presentado en la Reunión Regional de Occidente de la SPE 2005, Irvine, California, EUA, 30 de marzo al 1° de abril de 2005. 14. Tasas de flujo máximas: Medidor venturi de 29 mm [1.1 pulgada]: 2051 m3/d [12,900 B/D] de líquido; 48,086 m3/d [0.17 MMpc/D] de gas; Medidor venturi de 52 mm [2 pulgadas]: 6281 m3/d [39,500 B/D] de líquido; 161,229 m3/d [0.57 MMpc/D] de gas; Medidor venturi de 88 mm [3.5 pulgadas]: 17,808 m3/d [112,000 B/D] de líquido; 452,271 m3/d [1.6 MMpc/D] de gas. 15. Atkinson DI, Reksten Ø, Smith G y Moe H: “High-Accuracy Wet-Gas Multiphase Well Testing and Production Metering,” artículo de la SPE 90992, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

63

Tasa de flujo (gasto) de líquido del sistema PhaseTester Tasa de flujo de líquido del separador convencional Configuración del estrangulador

10,000

6,000

4,000

2,000

0

24 de agosto 12:00

24 de agosto 18:00

25 de agosto 00:00

25 de agosto 06:00

25 de agosto 12:00

26 de agosto 18:00

1 3/4 1/2 1/4 0 26 de agosto 00:00

Diámetro del estrangulador, pulgadas

Tasa de flujo de líquido en condiciones estándar, B/D

8,000

> Separadores de prueba subdimensionados. A medida que los operadores aumentan las tasas de flujo de los pozos con estranguladores de diámetros cada vez más grandes (rojo), se observan diferencias significativas entre las tasas de flujo de líquidos medidas por un medidor de flujo multifásico (verde) y las medidas por un separador de prueba convencional (azul). Con tasas de flujo altas, los separadores de prueba demasiado pequeños a menudo no logran la separación completa. Un gran volumen de líquido permanece en el gas y deja de medirse con los líquidos. La operación del separador puede incluso volverse inestable, debiéndose pasar por alto, lo que resulta en períodos breves de flujo cero. La correlación entre las tasas de flujo de líquidos medidas por el medidor de flujo multifásico y las configuraciones de los estranguladores brinda confiabilidad en lo que respecta a la calidad de las mediciones de las tasas de flujo.

producción para dar lugar a las pruebas de pozos (arriba). Estas limitaciones constituyen un factor disuasivo en lo que respecta a probar más pozos de lo que se requiere desde el punto de vista comercial o legal. Una situación similar se produce cuando se incorpora nueva producción, tal como sucede con la terminación de zonas previamente pasadas por alto o la ejecución de tratamientos correctivos en pozos existentes, o cuando se implementan métodos de mantenimiento de la presión y métodos de recuperación asistida. En estos casos, los cuellos de botella provocados en los separadores de prueba limitan la evaluación del campo y la optimización de la producción. Una alternativa es agregar capacidad de separación pero cada separador llega a costar hasta US$ 500,000. La instalación de un medidor de flujo multifásico cuesta tan sólo alrededor de un 40% de ese importe. Los sistemas de medición multifásicos no almacenan, ni separan o tratan los efluentes del pozo, sino que miden los flujos de fluidos en las mismas condiciones en que se encuentran las corrientes de flujo en la línea de

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producción y los devuelven de inmediato a la línea de flujo. Esto elimina la formación de cuellos de botella. En ciertos casos, los medidores multifásicos permiten a los operadores convertir los separadores de prueba para ser utilizados como separadores de producción. Esta capacidad agregada incrementa los regímenes de producción de campo y mejora la flexibilidad operacional. El emplazamiento de los medidores de flujo multifásico en las proximidades de las líneas de flujo y su operación con pérdida de presión mínima permite efectuar las mediciones en condiciones similares al punto de funcionamiento o el ambiente de producción real de cada pozo. El ambiente submarino es otra de las aplicaciones para las mediciones de flujo multifásico. Los sistemas submarinos PhaseWatcher posibilitan un ahorro significativo en términos de costos a través de la reducción a escala o la eliminación de las instalaciones de pruebas de pozos de superficie y las líneas de prueba submarinas (próxima página, extremo superior). Dado que los separadores de prueba no pueden ser desplega-

dos en este entorno, la medición de la producción de los pozos submarinos en superficie requiere la instalación de costosas líneas de prueba submarinas. Además, las instalaciones con base en plataformas a menudo poseen capacidad insuficiente para conectar los pozos submarinos a los separadores de prueba existentes en la parte superior, diseñados en un principio para alojar solamente la producción proveniente de los cabezales de producción de las plataformas. La ampliación de las instalaciones de las plataformas quizás no constituya una alternativa válida dadas las limitaciones de índole espacial y económica existentes. Además, debido a su longitud, las líneas de prueba submarinas aumentan los tiempos de estabilización de los separadores, obstaculizando la capacidad de seguimiento de las condiciones de producción dinámicas desde la superficie, y reducen la frecuencia de las pruebas de pozos. La producción mezclada proveniente de diversos pozos submarinos oculta el desempeño de los pozos individuales. Si la mezcla se produce a través de un colector de producción submarino sin ninguna línea de prueba, la medición del desempeño de los pozos individuales requiere la ejecución de “pruebas por diferencia.” Esto implica cerrar periódicamente uno de los pozos mientras se miden los otros y obtener finalmente datos de pozos individuales por inferencia, lo que se traduce inevitablemente en aplazamiento de la producción y precisión pobre. La reducción de los cuellos de botella no siempre es una justificación importante para la instalación de medidores de flujo multifásico permanentes. A veces el problema radica en la accesibilidad. Este es el caso de las plataformas marinas automatizadas y de ciertos pozos terrestres ubicados en áreas remotas. Los pozos que se encuentran alejados de la batería de producción más cercana con un separador de prueba, pueden ser conectados directamente a una línea de flujo mezclándose con la producción proveniente de otros pozos, especialmente si se trata de grandes productores. La única forma de medir el flujo multifásico de estos pozos es a través del método de prueba por diferencia. En términos prácticos, algunos pozos quizás nunca sean sometidos a pruebas. No obstante, la planeación, el diseño y la puesta en operación de pozos nuevos con monitoreo permanente del flujo multifásico ofrecen nuevas posibilidades para la obtención de datos adicionales sobre el flujo de gas, petróleo y agua proveniente de pozos de desarrollo, incluyendo los que se encuentran ubicados en localizaciones remotas.

Oilfield Review

Medidor venturi

Detector nuclear

Fuente nuclear

> Medidor de flujo submarino. La unidad de monitoreo submarina PhaseWatcher es bajada al lecho marino para ser instalada en un árbol de producción sumergido o en un colector (derecha). Este sistema reduce significativamente los costos de desarrollo de campos petroleros mediante la eliminación de las instalaciones de prueba de superficie y la instalación de líneas de prueba submarinas (izquierda). Tapones de petróleo 7,000

Tasa de flujo de petróleo total, B/D

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0 0

2

4

6 Tiempo, horas

8

10

12

> Pruebas en condiciones de inestabilidad. Los medidores de flujo multifásico pueden ser utilizados para realizar pruebas de pozos que previamente resultaban dificultosas o, a los fines prácticos, imposibles de ejecutar. Los datos de un pozo típico con flujos tipo tapón indican un aumento abrupto de la tasa de flujo de petróleo, de 159 m3/d [1,000 B/D] a más de 953 m3/d [6,000 B/D], condiciones que no pueden ser medidas con precisión por los separadores de prueba convencionales porque el tiempo de respuesta es demasiado lento. Además de esta variedad de flujo tipo tapón, los medidores de flujo multifásicos pueden medir los flujos compuestos de espumas y emulsiones que también plantean condiciones esencialmente inestables para los separadores convencionales.

Primavera de 2005

Los sistemas de medición de flujo multifásico aumentan la frecuencia de ejecución de las pruebas de pozos pero también mejoran la calidad de las mediciones. El flujo de ciertos pozos es tan inestable que no puede ser medido en forma precisa con un separador de prueba convencional. Los medidores de flujo multifásico son más precisos que los separadores de prueba convencionales y se ven menos afectados por los regímenes de flujo complejos (izquierda, extremo inferior). Las mediciones de flujo multifásico además identifican condiciones de fases que probablemente no sean detectadas por las mediciones exclusivamente volumétricas de los separadores de prueba convencionales. Por otra parte, a diferencia de los separadores de prueba de pozos, los medidores de flujo multifásico no poseen partes móviles ni requisitos de mantenimiento asociados para mantener la precisión de las mediciones. Los medidores de flujo multifásico incrementan la seguridad operacional porque se elimina la necesidad de contar con válvulas de alta presión y líneas de alivio de presión. Además se evita el almacenamiento de volúmenes sustanciales de hidrocarburos en las condiciones potencialmente inestables de los separadores de prueba. Éste es un tema importante si las pruebas de pozos se llevan a cabo en áreas sensibles desde el punto de vista ambiental. Además, no existen problemas de disposición de fluidos asociados con los medidores de flujo multifásico, lo que aumenta la seguridad y protección del medio ambiente. Los medidores de flujo multifásico no sólo eliminan los obstáculos para lograr mayor consistencia, confiabilidad y calidad en las mediciones, sino que el proceso de medición en sí se convierte esencialmente en una función de monitoreo continuo. Si bien los pozos no se miden todo el tiempo, habitualmente las mediciones son más frecuentes y se llevan a cabo durante períodos más extensos. Debido a esto, ahora los operadores están obteniendo datos de flujo multifásico dinámico. Esta capacidad de observar los flujos multifásicos en línea durante un período extendido, en tiempo real, permite un mejoramiento sostenido de la calidad y cantidad de datos disponibles para las decisiones relacionadas con la optimización de la producción. La unidad PhaseWatcher se puede conectar en forma segura a través de Internet para permitir el monitoreo y la toma de decisiones remotas acerca de las operaciones de pozos y campos petroleros desde cualquier lugar del mundo.

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Los datos de los medidores de flujo multifásicos permiten a los operadores determinar si los pozos producen según lo previsto y si se deben programar operaciones de reparación de índole correctiva en base a las tasas de producción de gas, petróleo y agua individuales. Si la producción de campo es limitada por la presencia de cuellos de botella en las instalaciones de tratamiento de gas y agua de superficie, los medidores de flujo multifásico ayudan a identificar qué pozos optimizar y cuáles ahogar. Otra oportunidad de optimización significativa corresponde a las operaciones de levantamiento artificial, donde habitualmente los sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP, por sus siglas en inglés) o los sistemas de inyección de gas llevan los fluidos a la superficie. El servicio LiftPRO de Schlumberger para el mejoramiento de los pozos sujetos a sistemas de levantamiento artificial con desempeños deficientes aborda esta necesidad, con aplicaciones tanto para mediciones permanentes como para pruebas móviles periódicas. Los pozos individuales pueden ser vigilados rutinariamente con medidores de flujo multifásico, mientras que las tasas de bombeo o de inyección de gas son monitoreadas en forma independiente por diferentes instrumentos a fin de identificar los niveles óptimos. Optimización de las operaciones de levantamiento artificial Apache Energy Limited utilizó el sistema PhaseWatcher para optimizar las operaciones de levantamiento artificial durante el desarrollo de campos marinos en Australia. El sistema Vx logró satisfacer numerosos objetivos importantes, incluyendo la reducción de las erogaciones de capital y los gastos operativos, así como el mejoramiento de la asignación de la producción y el manejo de los campos petroleros. Un elemento clave de estos esfuerzos de desarrollo fue la instalación de cinco plataformas automatizadas, con instalaciones mínimas, sin capacidad de procesamiento y, por lo tanto, sin separación en la parte superior (arriba). La producción proveniente de cada plataforma se mezclaba en una línea de flujo de producción unitaria, lo que requería la medición exacta de cada fluido componente de la corriente de fluido. Los pozos de cada campo petrolero se hacen producir mediante la utilización de un sistema de levantamiento artificial por gas común. La medición con el sistema PhaseWatcher, habilitado haciendo uso de la infraestructura de Internet, en cada cabeza de pozo, permitió a Apache optimizar rápidamente el sistema de levantamiento artificial por gas y el sistema de

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> Levantamiento artificial por gas optimizado. Estas miniplataformas automatizadas fueron algunas de las numerosas instalaciones del área marina de Australia en las que Apache Energy Limited instaló el sistema de medición de flujo multifásico PhaseWatcher. La tecnología PhaseWatcher permitió a Apache optimizar las operaciones de levantamiento artificial por gas, generando al mismo tiempo ahorros en términos de erogaciones de capital y gastos operativos.

producción y realizar ajustes operacionales inmediatos en respuesta a los cambios producidos en las configuraciones de los estranguladores (orificios) o en la productividad de los pozos. Esto permitió eliminar el período de espera para la estabilización de los flujos de los tanques para inventario, que es necesario con un separador de prueba. El proceso de optimización comenzó durante la limpieza del pozo, de manera que los sistemas Vx proporcionaron el monitoreo continuo de la producción. Los pozos alcanzaron sus regímenes de producción objetivo a las pocas horas de la puesta en marcha. El monitoreo del flujo multifásico ayudó además a eliminar las interrupciones de la producción gracias a la identificación inmediata de incrementos en los cortes de agua y los flujos tipo tapón, lo que mejoró la capacidad de mantener un proceso de producción estable. La rápida identificación de los factores de flujo dinámico, lograda con los medidores PhaseWatcher, permitió mejorar el diagnóstico del pozo en forma continua. Mediante la provisión de un medidor de flujo multifásico para cada línea de flujo, Apache eliminó la necesidad de contar con un separador de prueba en los sistemas de producción de campo. Con aproximadamente 370 kg [815 lbm], los sistemas PhaseWatcher representaron un ahorro en términos de peso de aproximadamente el 90% frente a la alternativa de los

separadores de prueba convencionales que pesan unos 3,175 kg [3.5 toneladas] cada uno, excluyendo el soporte estructural y los componentes utilitarios.16 Esta reducción de peso ayudó a minimizar las erogaciones de capital, que se redujeron aún más con la limitación del tamaño de las estructuras de las plataformas y de la extensión de las tuberías. Esta minimización de la estructura se tradujo además en otros ahorros de capital relacionados con la logística. La reducción del tamaño, el peso y la complejidad de las estructuras superiores de cada plataforma permitió el transporte por carretera y en un solo viaje hasta el lugar de descarga. La eliminación de los separadores de prueba y el mantenimiento mínimo de los medidores de flujo multifásico también redujeron los costos operativos. Las capacidades de operación remota logradas mediante la integración de los sistemas de medición y telemetría minimizaron aún más la necesidad de mantenimiento intrusivo y las visitas del personal. La instalación de sistemas de medidores de flujo multifásico desempeñó un rol importante en la optimización de las operaciones de levantamiento artificial por gas y en la reducción de los costos de capital y los costos operativos, objetivos cruciales en el desarrollo de estos campos petroleros.

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Colectores submarinos

Distribuidor de producción

Pozos submarinos de campos satélites Pozos submarinos de campos satélites

> Estrategia de desarrollo de campos satélites en aguas profundas. Un distribuidor de producción, o instalación central, recibe la producción adicional directa o indirectamente a través de colectores submarinos, desde uno o más campos satélites con pozos submarinos. A medida que evoluciona este escenario, los cuellos de botella producidos en la capacidad de separación de prueba conducen a pruebas de pozos menos frecuentes y a mediciones de menor calidad al aumentar las distancias de flujo. Los sistemas de medidores de flujo multifásico eliminan estos cuellos de botella, lo que mejora la calidad de las mediciones y permite la ejecución de pruebas de pozos con la periodicidad necesaria. Estos factores mejoran la distribución de la producción y aumentan las oportunidades de optimización de la misma.

Mejoramiento del proceso de asignación de la producción Los entes reguladores y los organismos de la industria del petróleo y el gas, incluyendo el Servicio de istración de Minerales de Estados Unidos (MMS), el API, la ASME, la Dirección Noruega del Petróleo (NPD) y el DTI del Reino Unido, reconocen el rol de los datos de alta calidad provenientes de los medidores de flujo multifásico en lo que respecta a las pruebas de pozos y están desarrollando normas para la utilización de estos equipos. En consecuencia, el empleo de la tecnología de medidores de flujo multifásico para distribuir la producción de petróleo y gas se está generalizando. Los nuevos proyectos de aguas profundas reflejan cada vez más las estrategias de desarrollo con un distribuidor de procesamiento que recibe la producción proveniente de uno o más yacimientos satélites con terminaciones submarinas. El número de campos petroleros distantes a menudo aumenta a medida que se desarrollan nuevos descubrimientos, que luego se vinculan directa o indirectamente con la instalación central (arriba). Para estos tipos de desarrollos, la asignación de la producción suele ser más compleja dado que la titularidad puede variar para cada campo o yacimiento. La utilización de la técnica de

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separación de prueba basada en distribuidores para las mediciones de flujo multifásico puede resultar cada vez más problemática. En primer lugar, por el tamaño y peso de los separadores de prueba que afectan el costo y los parámetros operacionales de la instalación central, tales como el número de bocas (slots) para los cabezales de producción de las plataformas y la seguridad operacional. Además, la expansión de la producción a través de empalmes satélites puede hacer que las demandas de pruebas de pozos excedan la capacidad y disponibilidad de los separadores de prueba, lo que se traduce en una menor frecuencia de pruebas de pozos individuales. La incorporación de capacidad de separación en un distribuidor de procesamiento suele ser impracticable o imposible. Por otra parte, a medida que aumenta la distancia que media entre los pozos y el distribuidor, el proceso de medición y la obtención de mediciones con los separadores de prueba se vuelven más dificultosos. El tiempo de estabilización de los separadores de prueba de pozos aumenta cuando las líneas de prueba son más largas. Las líneas de prueba submarinas largas pueden enmascarar la dinámica del flujo del pozo y contribuir a la formación de flujo tipo tapón cuando el agua se acumula en las zonas bajas a lo largo de su trayectoria. A medida

que declina la disponibilidad y eficacia de las instalaciones de separación de prueba, también lo hace la calidad de los datos obtenidos para la distribución y optimización de la producción. 17 Contrariamente, los sistemas de medidores de flujo multifásico eliminan los problemas asociados con la calidad de las mediciones y la frecuencia de las pruebas de pozos. El número de medidores de flujo multifásico actualmente desplegados en los desarrollos de aguas profundas es limitado, pero su efectividad en lo que respecta al mejoramiento de la distribución de la producción genera aplicaciones potenciales en aguas profundas. Los medidores de flujo multifásico pueden ser diseñados en forma económica para formar parte de las nuevas instalaciones de producción a medida que se desarrollan campos satélites. A la luz de estos factores, la tecnología Vx se convierte en una necesidad práctica en numerosos desarrollos marinos y es esencialmente una tecnología habilitante para algunos proyectos de aguas profundas.18 Medición de la producción en distribuidores marinos Shell instaló el sistema PhaseWatcher en el Complejo Auger del Golfo de México para superar los cuellos de botella producidos en la separación de prueba y las dificultades planteadas por la asignación de la producción, como resultado del crecimiento de la misma. Numerosos campos submarinos existentes en el área habían sido vinculados al Complejo Auger para el procesamiento de la producción. El Campo Auger produce desde una plataforma de cables tensados (TLP, por sus siglas en inglés) que comenzó a operar en el año 1994 con capacidad para procesar 7,950 m3/d [50,000 B/D] de petróleo y 39.6 millones de m3/d [140 MMpc/D] de gas, de pozos de vertical directo (DVA, por sus siglas en inglés). Al avanzar las actividades de desarrollo, la producción pronto superó las expectativas. Las instalaciones TLP del Campo Auger fueron mejoradas y expandidas. Además, el desarrollo de diversos campos submarinos adyacentes condujo a una serie de empalmes en la plataforma del Campo Auger, en 2000, 2001 y 2004. Esto convirtió a las instalaciones de ese campo en un distribuidor de 16. El peso corresponde a un sistema de medición Vx con una garganta tipo venturi de 88 mm [3.5 pulgadas] de diámetro. También se utilizó una versión del sistema de menor diámetro en algunas de las aplicaciones. 17. Mehdizadeh, referencia 2. 18. Mehdizadeh, referencia 2.

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La transformación del Campo Auger en una instalación central submarina

Empalmes de los Empalmes de los Exploración de Campos Habanero campo satélite Campo Macaroni, Campos Serrano y y Llano, 2004 Producción máxima, primer empalme Orégano, 2001 entre 1998 y 2000 submarino, 2000 Expansiones de la instalación, 1995, 1997 y 2000 Descubrimiento del Campo Cardamon, 1996 Desarrollo de la arenisca Producción del Campo Auger Distribuidor de procesamiento Auger rosa, 1995 Primera producción, 1994

Tiempo

> Estrategias de desarrollo de campos submarinos. Los volúmenes de producción superiores a los previstos, obtenidos en la plataforma del Campo Auger de Shell, en el Golfo de México, condujeron a varias expansiones de la instalación, seguidas de una serie de empalmes desde los campos submarinos cercanos que demandaban instalaciones adicionales. Esto convirtió al Campo Auger en un distribuidor de procesamiento y exportación de gran volumen. Los medidores de flujo multifásico ayudaron a eliminar los costosos cuellos de botella en el distribuidor del Campo Auger, permitiendo a Shell satisfacer en forma económica las complejas necesidades de medición y distribución de la producción.

procesamiento y exportación de la producción que hoy manipula la producción de seis campos diferentes (arriba). A través de los diversos empalmes y expansiones, la capacidad de procesamiento llegó a ser más del doble que la existente previamente y la red de instalaciones se volvió más compleja. Debido a la capacidad limitada del separador de prueba y la complejidad de las necesidades de medición y de asignación de la producción, la ejecución de pruebas de pozos comenzó a demandar aplazamiento de la producción y tiempo inactivo en ciertos pozos. Esto incrementó aún más la susceptibilidad a un cierre del sistema. Ante la dificultad de conseguir espacio en la plataforma, el agregado de capacidad de separación resultaba a la vez complejo y costoso. Mediante la instalación de cuatro medidores de flujo multifásico, Shell redujo tanto las interrupciones del flujo de producción como la necesidad de desviar y diferir la producción debido a la ejecución de las pruebas de pozos. La utilización de la tecnología Vx en un ambiente de producción continua aportó un concepto más simple para los nuevos pozos de producción submarina. Shell instaló seis dispositivos de medición PhaseWatcher adicionales en los empalmes de las líneas de flujo de producción entrante y en el colector de producción DVA. Esto permite el monitoreo continuo de las tasas de flujo de las líneas de flujo submarinas sin necesidad de disponer de separadores individuales.

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El empleo de la tecnología de medidores de flujo multifásico en el Complejo Auger condujo a la aprobación, por parte del MMS, de esta tecnología combinada con el análisis del sistema de producción NODAL para aplicaciones de medición y asignación de la producción.19 La tecnología de medición de flujo multifásico permitió resolver problemas importantes en la plataforma Auger y proporcionó una alternativa económica para la medición de la producción futura en esta instalación. Mejoramiento de la planeación de desarrollos en tierra En África del Norte, las instalaciones de superficie correspondientes a cinco campos petroleros satélites se encuentran ubicadas en 12 emplazamientos de perforación en tierra esparcidos por toda el área de desarrollo. La producción se distribuye entre varios socios, de acuerdo con los porcentajes de participación y regalías de cada compañía. La planeación de desarrollos futuros trajo aparejadas dificultades de diversa índole para el operador, debido a las crecientes complicaciones asociadas con la integración de nuevos pozos en el sistema de separación de prueba existente y los elevados costos involucrados en la expansión de ese sistema. La operación del separador de prueba periódicamente causaba pérdidas de presión significativas en la red colectora de superficie, lo que exigía el empleo

de compresores de campo para compensar estas pérdidas. Ocasionalmente era necesario quemar el gas en antorcha para controlar los incrementos de presión resultantes. Los operadores instalaron una serie de 12 sistemas de medición de flujo multifásico PhaseWatcher, incluyendo medidores de 52 y 88 mm de diámetro, en todo el campo. Siete medidores fueron asignados a la distribución fiscal de la producción y cinco a la ejecución de pruebas de pozos con fines de manejo de yacimientos. Las especificaciones clave de los nuevos medidores incluyeron el almacenamiento interno de los datos, el enlace directo con una computadora de servicio y la compatibilidad con los sistemas de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en inglés) existentes. El operador implementó el módulo Identificador de Fluido Vx ID con un conjunto de datos de propiedades de fluidos, específicos del campo, cargados en los parámetros de configuración del medidor. El despliegue de los medidores Vx simplificó considerablemente los planes de desarrollo del campo. Los primeros cuatro sistemas PhaseWatcher fueron entregados y puestos en servicio en octubre de 2004. El proceso de aceptación del sitio incorporó varias pruebas de campo para evaluar el desempeño de los medidores. Hasta la fecha, los sistemas Vx han demostrado poseer alta precisión y repetibilidad de las mediciones. Mediante la utilización de estos medidores, el operador evita el bombeo de la producción y su quema en antorcha. La entrega y la puesta en servicio de los sistemas de medidores de flujo multifásico Vx estuvo prevista para fines de 2004 y principios de 2005. Modernización de la infraestructura de campos petroleros En otra localización de África del Norte, varios socios poseen participaciones económicas en tres campos satélites, que están siendo desarrollados y empalmados a una instalación de producción principal centralizada. La instalación de los sistemas de monitoreo de la producción de pozos multifásicos de 52 mm PhaseWatcher se tradujo en un importante ahorro de costos gracias a la eliminación de estaciones de medición y separación remotas (próxima página, arriba). A fin de abordar la creciente necesidad de mejorar las mediciones de flujo multifásico para la distribución de la producción y la asignación fiscal, y para la optimización de los campos, la compañía operadora puso en servicio el primer sistema de medición PhaseWatcher en agosto de 2003. Este medidor inicialmente distribuyó la pro-

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vez un diagnóstico completo del pozo. El medidor de flujo PhaseTester móvil desempeña un rol esencial en lo que respecta al diagnóstico de la fuente de intrusión del agua en los pozos de producción mixta. Pruebas de limpieza en los pozos de petróleo Total utilizó el sistema PhaseTester para efectuar pruebas de limpieza en los pozos de desarrollo submarinos del Campo Girasol, en Angola. El sistema Vx obtuvo una cobertura completa de los datos de flujo, que mostró mayor precisión que la cobertura lograda con un separador convencional (abajo). Los datos obtenidos mediante la tecnología de medición de flujo multifásico resultaron esenciales para ayudar al > Instalación mínima de un medidor de flujo multifásico. El sistema de monitoreo de la producción de 52 mm PhaseWatcher fue instalado en un campo de África del Norte a fin de modernizar la infraestructura de superficie para medir y distribuir la producción.

19. El análisis NODAL, una herramienta analítica para pronosticar el desempeño en diversos puntos o nodos de un sistema de producción, se utiliza para optimizar el diseño de las operaciones de terminación de pozos y las instalaciones de superficie y maximizar el desempeño de los pozos y la productividad de los yacimientos, identificar restricciones o limitaciones en el sistema, y mejorar la eficiencia operacional.

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pozo. Está previsto que el segundo pozo de este campo sea puesto en operación en el año 2005 y que produzca a través del mismo medidor. Oportunidades de ejecución de pruebas móviles Los medidores de flujo multifásico han transformado la tecnología de medición de flujo permanente y además están generando nuevas oportunidades en lo que respecta a pruebas de pozos móviles y periódicas. El sistema móvil PhaseTester adquiere los mismos datos dinámicos de alta calidad que el sistema PhaseWatcher permanente. Se pueden obtener mediciones con relativa frecuencia, lo que constituye una solución ideal en las localizaciones en las que previamente no se obtenían datos de flujo multifásico o sólo se obtenían en forma esporádica. Por primera vez, no existe ningún obstáculo logístico o técnico decisivo para la realización de pruebas en cualquier pozo de producción que un operador necesite evaluar. Los pozos de producción pueden ser sometidos a pruebas en cualquier momento, si bien la etapa de limpieza posterior a la perforación constituye una oportunidad potencialmente ventajosa para la realización de pruebas móviles. De este modo, las pruebas pueden ser integradas en el paquete más grande de servicios al pozo para establecer una producción optimizada desde el principio. Además, mediante la combinación de una dotación completa de mediciones derivadas de los registros de producción de fondo de pozo con las mediciones de superficie de un medidor de flujo multifásico, es posible obtener por primera

Índice de productividad (IP) durante la producción

ducción entre los socios del Pozo 1 durante el desarrollo del primer campo. Seis meses después, el operador puso en operación el Pozo 2 a través del mismo medidor. Los dos pozos se encuentran a una distancia de aproximadamente 12 km [7.5 millas] de la estación colectora principal. El sistema de monitoreo PhaseWatcher permitió un ahorro estimado de US$ 10 millones a través de la eliminación de una estación de campo intermedia. Numerosas pruebas de campo compararon el desempeño de los medidores en función de las mediciones convencionales obtenidas con tres separadores de prueba de terceros y los tanques medidores asociados. Los resultados indicaron una diferencia máxima de menos del 1.7% con regímenes de producción de petróleo diaria que oscilaban entre 715 y 954 m3/d [4,500 y 6,000 B/D]. Sobre la base de este registro, en enero de 2004 se instaló un segundo dispositivo PhaseWatcher idéntico para medir dos pozos del segundo campo. El desempeño fue comparable con el del sistema inicial. En noviembre de 2004, se puso en servicio un tercer medidor de flujo PhaseWatcher de 52 mm para monitorear la producción del tercer campo. Los datos de este sistema de medición facilitan la operación de un pozo provisto de terminación inteligente que tiene incorporadas cuatro válvulas de control de flujo de fondo de

IP durante la limpieza del pozo

> Pruebas de pozos móviles. Total conectó el sistema PhaseTester a un estrangulador aguas abajo y a una válvula de derivación durante la fase de limpieza después de la perforación y la terminación de pozos de desarrollo en aguas profundas, en el área marina de Angola, África Occidental (extremo superior). El índice de productividad (IP) obtenido de las mediciones de flujo multifásico en ocho pozos fue validado por los cálculos del IP efectuados subsiguientemente durante la etapa de producción (extremo inferior).

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operador a poner en operación estos pozos en forma económica y a los niveles de producción planificados. Este enfoque permitió asegurar que los pozos producirían en forma sostenida, conforme a lo proyectado, mejoró la eficiencia operacional, la seguridad y la protección del medio ambiente en las operaciones de pruebas de pozos y suprimió la necesidad de un separador de prueba convencional. Además, los datos de flujo multifásico establecieron una base valiosa para las decisiones en curso relacionadas con el manejo de campos y yacimientos petroleros.20 Todos los pozos debían alcanzar niveles de producción óptimos al ser puestos en operación a fin de garantizar que la meseta proyectada para la producción de campo se alcanzara con el número de pozos planificados. Además, las consideraciones de aseguramiento del flujo imponían procedimientos de puesta en marcha elaborados para estos pozos. Cada pozo necesitaba alcanzar un nivel de producción de petróleo inmediato de 1,590 a 2,385 m3/d [10,000 a 15,000 B/D] para crear un flujo estabilizado, libre de tapones, en las líneas de flujo submarinas. Al mismo tiempo, era necesario mantener la integridad del control de la producción de arena a través de una puesta en marcha graduada que no era posible con el sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés), debido a las restricciones del equipo y a los problemas de estabilidad de las líneas de flujo.21 Para llevar a cabo estos procedimientos de puesta en marcha sin poner en riesgo los pozos, era preciso operar desde el equipo de perforación. Esto implicó la imposición de límites estrictos sobre el tiempo de equipo de perforación presupuestado para controlar este gasto considerable, así como también la identificación rápida de cualquier intervención adicional del equipo de perforación. Después de someter a pruebas exhaustivas los dos primeros pozos, a todos los pozos subsiguientes se les asignó un tiempo de limpieza mínimo y las evaluaciones de desempeño tuvieron que realizarse durante la fase de limpieza. El sistema PhaseTester móvil proporcionó datos de mediciones de flujo continuos durante la limpieza del pozo que eran imposibles obtener con las mediciones convencionales. Los datos de tasas de flujo dinámicas permitieron al operador optimizar el período de limpieza y evitar el tiempo de equipo de perforación innecesario. Los datos de flujo multifásico confirmaron el punto preciso en el cual los fluidos y los detritos eran completamente removidos y la producción, libre de impedimentos, fluía desde todos los pozos.

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Los datos del medidor de flujo multifásico constituyeron la base para las interpretaciones de las pruebas de incremento de presión que no habrían sido posibles con los datos del separador de prueba únicamente. Estas interpretaciones condujeron a análisis clave del desempeño de los pozos y las operaciones de terminación. Las mediciones de la permeabilidad y del daño mecánico, obtenidas de estos datos de presiones transitorias, confirmaron la selección de los diseños de terminación con control de la producción de arena en varios pozos y facilitaron la elección de los procedimientos de bajada de las herramientas. Los datos también resultaron valiosos para la evaluación de formaciones y el modelado dinámico de yacimientos, lo que a su vez reforzó la confiabilidad en las predicciones del comportamiento de los pozos. En un caso, la utilización de mediciones dinámicas de flujo multifásico para rastrear el índice de productividad transitorio estimado (IP) de un pozo horizontal se tradujo en una decisión oportuna de suspender y reingresar en el pozo que, de lo contrario, hubiera respondido en forma deficiente a la limpieza. Después de la intervención, el IP mejoró sustancialmente logrando satisfacer las expectativas y los registros de producción confirmaron que la sección horizontal entera estaba produciendo. La cobertura completa de los regímenes de limpieza constituyó un aporte importante para las pruebas de interferencia realizadas antes de la primera producción de petróleo en las áreas clave del campo petrolero. El monitoreo de la producción proveniente de un pozo durante la limpieza de un pozo vecino cercano proporcionó datos de gran utilidad sobre la presión y transmisividad del fluido a través de las formaciones y las fallas geológicas (véase “Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello,” página 42). Estos datos llevaron a Total a revisar el esquema de perforación y eliminar uno de los pozos de desarrollo propuestos. Los datos obtenidos con un medidor de flujo multifásico y con los medidores de fondo de pozo también aceleraron el proceso de toma de decisiones, lo que condujo a una operación con tubería flexible y línea de acero en otro pozo en el que se abrió una válvula de terminación parcialmente cerrada, permitiendo que el pozo fluyera normalmente. El sistema de medición de flujo multifásico mejoró la seguridad del personal a través de la eliminación del separador de prueba con sus válvulas de seguridad y sus líneas de alivio de presión. Además, la tecnología de medición de flujo multifásico redujo los períodos de flujo de

limpieza y la quema de hidrocarburos en antorcha, lo que contribuyó a proteger el medio ambiente. Tecnología de medición de flujo multifásico futura A medida que se difunda su utilización, los medidores de flujo multifásico reemplazarán a los separadores convencionales en muchas aplicaciones de pruebas de pozos y eliminarán la necesidad de disponer de instalaciones costosas, que ocupan mucho espacio, en ciertos emplazamientos de producción. La demanda futura de separadores de prueba convencionales responderá cada vez más a los requisitos de muestreo de fluidos. No obstante, parte del muestreo, particularmente para el análisis de la relación presión-volumen-temperatura (PVT, por sus siglas en inglés), se llevará a cabo con medidores de flujo multifásico. Es probable que las innovaciones tecnológicas hagan que los medidores de flujo multifásico incursionen en ambientes de presión y temperatura más elevadas. Esto podría expandir significativamente las aplicaciones submarinas para la tecnología Vx, generando al mismo tiempo aplicaciones adicionales, en tierra firme, en los proyectos de recuperación térmica de petróleo pesado y en los mercados de gas natural. Otra posibilidad de crecimiento futuro son los sistemas de medición de flujo multifásico inteligentes que, además de proveer información sobre tasas de flujo, diagnostican el estado del medidor y la calidad de las mediciones. En resumen, la demanda creciente y el conocimiento más profundo de las aplicaciones potenciales de los medidores de flujo multifásico incentivarán virtualmente la implementación de innovaciones y mejoras continuas y competitivas para satisfacer los nuevos desafíos. —JP/MET 20. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Barber EC: “ Development Well Testing Enhancement Using a Multiphase Flowmeter,” artículo de la SPE 77769, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Norris RJ: “Added Value of a Multiphase Flow Meter in Exploration Well Testing,” artículo OTC 13146, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2001. 21. Un sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) es una instalación marina, habitualmente con forma de embarcación, que almacena crudo en tanques ubicados en el casco de la embarcación. El petróleo es descargado periódicamente en petroleros transbordadores o barcazas de navegación oceánica para el transporte hasta las instalaciones de recepción y procesamiento. Un sistema FPSO puede ser utilizado para desarrollar y explotar yacimientos y campos marginales situados en aguas profundas o a gran distancia de las líneas de conducción existentes.

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Colaboradores Ian Atkinson se desempeña como asesor de ingeniería en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge (SCR), Inglaterra, donde se dedica a la investigación de flujos multifásicos. Ingresó en la compañía en 1984 en Farnborough, Inglaterra, donde diseñó y desarrolló medidores de fluido, presión y densidad de fluido en flujos monofásicos. En 1990, fue transferido a SCR para trabajar en medición de flujo multifásico y, posteriormente, pasó al Centro de Productos Riboud de Schlumberger (SRPC) en París, donde se concentró en el desarrollo de la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx* que condujo más tarde al desarrollo del equipo fijo de monitoreo de la producción de flujos multifásicos PhaseWatcher* y del equipo portátil de pruebas periódicas de flujos multifásicos PhaseTester*. Ian posee una licenciatura en física de la Universidad de Bristol y un doctorado en ciencias de los materiales de la Universidad de Warwick, ambas en Inglaterra. Michel Berard se desempeña como asesor científico para el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Moscú. Obtuvo un diploma Grand Ecole en física de la Ecole Normale Supérieure de París, un doctorado en física de la Université Pierre et Marie Curie de París y un doctorado en física molecular de la Universidad de París. Ingresó en la compañía en 1984 como jefe del laboratorio de física de sensores en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Montrouge, Francia, después de pasar 13 años en la universidad. Desde entonces, trabajó como jefe del departamento de mediciones de flujo y telemetría en Flopetrol, en Melun, Francia, y en el Centro de Productos de Schlumberger en Riboud, Clamart, Francia, donde fue jefe del segmento de mediciones de pozos y gerente del sector de física. Antes de ser transferido a Moscú, se desempeñó como asesor científico en el Centro de Investigación de Carbonatos de Schlumberger en Dhahran, Arabia Saudita. Autor prolífico, Michel posee además seis patentes. Tim Brewer se desempeña como conferenciante senior en el Departamento de Geología de la Universidad de Leicester, Inglaterra, y como director del Grupo de Investigación de Pozos de la Universidad de Leicester. Antes de ocupar su posición actual, trabajó como geoquímico para el Servicio Antártico Británico, como consultor geofísico y geoquímico para Midland Earth Science Associates y como conferenciante en temas geológicos en la Universidad de Nottingham, en Inglaterra. Tim posee una licenciatura del Instituto Politécnico de Portsmouth, en Inglaterra, y un doctorado de la Universidad de Nottingham, Inglaterra, ambos en geología.

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Kip Cerveny es jefe del sector de desarrollo del equipo a cargo de la transmisión satelital en la Bahía de Prudhoe, para BP Alaska y está radicado en Anchorage. Antes de ingresar en la compañía como geólogo en el año 2000, comenzó su carrera en ARCO como geólogo de investigación en Plano, Texas, EUA, y posteriormente trabajó como consultor geocientífico, radicado en Alaska, en diversos proyectos implementados en Alaska, Rusia y Kazajstán. Kip obtuvo una licenciatura y una maestría del Dartmouth College, Hannover, New Hampshire, EUA, y un doctorado de la Universidad de Wyoming en Laramie, EUA. Gilbert Conort se desempeña como gerente de mercadeo de pruebas de pozos para la Oficina Central de Terminaciones y Productividad de Pozos de Schlumberger en Rosharon, Texas. Es responsable del desarrollo de estrategias y del lanzamiento de nuevos productos y servicios para los negocios relacionados con pruebas de pozos, sistemas de disparos bajados con la tubería de producción y operaciones con línea de acero. Ingresó en la compañía como ingeniero electrónico en Clamart, Francia, y subsiguientemente fue transferido a Flopetrol Engineering en Melun, Francia, como gerente del programa de manómetros de presión y posteriormente como gerente de ingeniería de mediciones de presión de los sistemas de producción. Después de ocupar diversos cargos directivos en Francia y EUA, asumió su posición actual en el año 2004. Es cofundador de 3-Phase* Measurements AS, una asociación de empresas entre Schlumberger y Framo Engineering AS, constituida para desarrollar la tecnología Vx. Gilbert obtuvo un diploma en ingeniería electrónica de la Ecole Supérieure d'InformatiqueElectronique-Automatique de París. Pierantonio Copercini es subgerente general de operaciones de perforación y reparación de pozos de Belayim Petroleum Company (Petrobel), una compañía operadora de ENI, y está radicado en El Cairo. Maneja toda la actividad de los equipos de perforación y reparación de pozos de la compañía. Comenzó su carrera en Agip como supervisor de perforación en tierra y ocupó diversas posiciones, incluyendo la de ingeniero de perforación, gerente de perforación y gerente de operaciones de pozos, antes de ocupar su posición actual. Pierantonio posee un diploma de escuela técnica en mecánica expedido en Milán, Italia. Russell Davies es gerente de operaciones de EUA y consultor en geología para Rock Deformation Research (RDR) USA Inc. y está radicado en Dallas. Posee un doctorado en geología estructural de la Universidad A&M de Texas en College Station y ha trabajado en la industria del petróleo y el gas durante más de 14 años. En RDR, maneja proyectos de escala regional y de escala de áreas prospectivas en cuencas de todo el mundo; prepara y dicta cursos de entrenamiento y participa en tareas de investigación aplicada. Además, es profesor adjunto de la Universidad de

Texas en Dallas. Antes de trabajar para RDR, Russell pasó tres años en Shell Oil Company dedicándose a proyectos de exploración y desarrollo en el Golfo de México antes de incorporarse al grupo de investigación de geología estructural de ARCO. Allí, se dedicó a temas de investigación y consultoría relacionados con interpretación y validación estructural, análisis de fallas y fracturas, y análisis de sellos por fallas. Trabajó en problemas asociados con fallas en cuencas de todo el mundo y recientemente editó un número especial del Boletín de la AAPG sobre sellos por fallas. Graham Dudley es gerente de tecnología del Mar del Norte para BP en Aberdeen. Desde su ingreso en la compañía en 1985, trabajó desde la etapa de exploración hasta la etapa de producción como geólogo y posteriormente como líder de equipo y gerente de desarrollo de campos petroleros del negocio de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) en todo el Mar del Norte, el Reino Unido, Noruega, Alaska, Ucrania y otras localizaciones de proyectos. Graham obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Liverpool, Inglaterra. Mohamed El Gamal es gerente de ventas de GeoMarket* de Schlumberger en Libia y está a cargo de la introducción de nueva tecnología, incluyendo la herramienta de Medición de la Inclinación Frente a la Barrena AIM*, las herramientas de Evaluación de Formaciones y generación de Imágenes durante la Perforación VISION* y los sistemas rotativos direccionales PowerDrive*. Previamente, fue gerente de ventas del sector de Perforación y Mediciones (D&M, por sus siglas en inglés) para Schlumberger East Africa & East Mediterranean GeoMarket y estuvo radicado en El Cairo. Ingresó en la compañía en 1997 como ingeniero de ventas y aplicaciones y posteriormente se desempeñó como gerente de cuentas del sector de D&M. También trabajó como geólogo petrolero, geólogo especialista en evaluación de la presión, geólogo de pozo y representante de ventas técnico, para EXLOG y Milpark en todo Medio Oriente y el Mar del Norte. Mohamed posee un doctorado en geología de petróleo de la Universidad de El Cairo en Egipto. Tatsuki Endo es gerente de mercadeo para el Centro de Tecnología KK de Schlumberger en Fuchinobe, Japón, donde está a cargo de la coordinación de todos los proyectos de colaboración con clientes. Ingresó en la compañía en 1981 como ingeniero de campo en Indonesia. Posteriormente trabajó en Noruega y en Brasil como analista de registros antes de retornar a Japón, donde pasó a formar parte del personal de soporte de campo y manejó diversos proyectos. Antes de ocupar su posición actual, Tatsuki se desempeñó como gerente de proyectos del desarrollo de la herramienta de generación de Imágenes Sísmicas Versátil VSI*. Obtuvo una licenciatura en física de la Universidad de Sophia en Tokio.

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Paul Jeffrey Fox es director de operaciones científicas de la Organización de Ejecución del Programa Integrado de Perforación de Pozos en el Océano de EUA de la Universidad A&M de Texas, College Station, y profesor de los Departamentos de Geología, Geofísica y Oceanografía. Participó en 36 expediciones oceanográficas, desempeñándose en carácter de científico en jefe en 26 de ellas. Sus principales intereses en términos de investigación incluyen la investigación de los procesos volcánicos y estructurales que crean la litosfera oceánica a lo largo del sistema de dorsales mesoatlánticas. Autor prolífico, Paul ha integrado comités consultivos para la Fundación Nacional de Ciencias, el Sistema Nacional de Laboratorios Oceanográficos de la Universidad, y otros programas destacados de investigación oceanográfica de EUA. Obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad Ohio Weslayan en Delaware, Ohio, EUA, y un doctorado en geología/geofísica marina de la Universidad de Columbia en la Ciudad de Nueva York.

investigación de sistemas de telemetría acústica mientras estuvo radicado en Sugar Land, Texas, en Anadrill. Además trabajó en el desarrollo de instrumentos sísmicos y en la adquisición de datos sísmicos durante la perforación para Geco-Prakla en Dallas y en Hannover, Alemania. Masahiro es el inventor del arreglo sísmico de fondo de pozo y del acelerómetro de geófono. Posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad Tohoku Gakuin de Sendai, Japón, y una maestría y un doctorado, también en ingeniería mecánica, de la Universidad de Rice, Houston.

Richard Fox es geólogo principal del Equipo de Calidad de Portafolios del Mar del Norte para BP y está radicado en Aberdeen. Ingresó en la compañía en 1991 como geólogo de investigación y ayudó a desarrollar las capacidades de análisis de fallas, fracturas y esfuerzos de BP. Posteriormente trabajó en distintos lugares del mundo—Alaska, Golfo de México, Colombia, Venezuela, Mar del Norte, Noruega y Medio Oriente—como parte del equipo de geología estructural y como líder de redes estructurales de BP. Antes de ocupar su posición actual, trabajó como líder del equipo de subsuelo para el sector de Evaluación y Desarrollo de BP. Richard obtuvo una licenciatura del Instituto Politécnico de Kingston, Londres, y un doctorado del University College, Cork, Irlanda, ambos en geología.

Peter Kaufman es científico principal de investigación y trabaja en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts. Desde que ocupó su posición actual en 1998, ha trabajado como geólogo estructural en el programa de Geología, realizando caracterizaciones de campo detalladas de zonas de daño por fallas mediante la utilización de la técnica de mapeo con el sistema de posicionamiento global diferencial. Además desarrolló visualizaciones 3D de datos de afloramientos y datos del subsuelo mediante la utilización de una variedad de programas de computación y desarrolló la visualización de la yuxtaposición de fallas utilizando la infraestructura de la Red. Peter comenzó su carrera como geólogo petrolero dedicado al modelado de cuencas en Amoco Production Company en 1995, después de obtener una licenciatura en geología de la Universidad Case Western Reserve de Cleveland, Ohio, y un doctorado en geología del Instituto de Tecnología de Massachusetts. Ingresó en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, en 1998 y además trabajó en el Centro de Tecnología de Abingdon, en Inglaterra, donde redactó documentos de especificaciones para los diversos módulos de los programas de modelado de yacimientos FloGrid*.

Dave Goldberg se desempeña como científico senior de Doherty en el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty de la Universidad de Columbia en Palisades, Nueva York. Además es director del Grupo de Investigación de Pozos, que manejó los servicios de adquisición de registros para el Programa de Perforación de Pozos en el Océano y ahora para el componente del Programa Integrado de Perforación de Pozos en el Océano correspondiente a EUA. Dave obtuvo una licenciatura y una maestría en geofísica marina del Instituto de Tecnología de Massachusetts, Cambridge, EUA, y un doctorado en geofísica de pozo de la Universidad de Columbia, Ciudad de Nueva York. Ha escrito más de 100 publicaciones científicas sobre investigación de actualidad en geofísica de pozo y geofísica marina.

Yoshi Kawamura es responsable de las relaciones internacionales y la coordinación con el Programa Integrado de Perforación de Pozos en el Océano (IODP, por sus siglas en inglés) para el Centro de Exploración Terrestre Profunda (CDEX, por sus siglas en inglés) y está basado en la Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC, por sus siglas en inglés) en Yokosuka. Ingresó en la JAMSTEC en el año 2001 después de ocupar diversas posiciones incluyendo la de gerente de servicios de campo relacionados con operaciones con cable, gerente de localizaciones de operaciones con cable y gerente de mercadeo de servicios de campos petroleros para Schlumberger Wireline. Yoshi obtuvo una licenciatura en física aplicada de la Universidad de Agricultura y Tecnología de Tokio.

Masahiro Kamata es líder de proyectos de estudios sísmicos de avanzada KK de Schlumberger en Fuchinobe, Japón, donde está desarrollando nuevos sensores sísmicos para aplicaciones sísmicas terrestres, de fondo de pozo y de lecho marino. Desde su ingreso en la compañía en 1976, ha trabajado en herramientas sísmicas de fondo de pozo en Japón y en la

Slaheddine Kefi es científico de investigación senior del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, y está a cargo del desarrollo de nuevas formulaciones en las operaciones de estimulación y cementación en campos petroleros. Desde que ocupa su posición actual en el año 2004, ha investigado el desarrollo de nuevos lodos a base de aceite y ha tra-

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bajado en tratamientos de acidificación de la matriz en condiciones de campos maduros. Ingresó en la compañía en 1998 como ingeniero de desarrollo para Dowell en Clamart, Francia, y también ha trabajado en Sugar Land, Texas, en una diversidad de proyectos incluyendo el divergente ácido OilSEEKER*, la tecnología de cementación de pozos petroleros basada en la utilización de concreto CemCRETE* y los sistemas de lechada LiteCRETE*. Slaheddine posee una maestría y un doctorado de la l’Université Paris Sud, Orsay, Francia, y una maestría de la Ecole Supérieure de Physique et de Chimie Industrielles de París, todos en química. Steve Kittredge es ingeniero de campo general para el Programa de Perforación de Pozos en el Océano (ODP, por sus siglas en inglés) del Distrito Marino de Houston del segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger y está radicado en Webster, Texas. Actualmente trabaja en la Expedición 304 de la Dorsal Mesoatlántica. Previamente, se desempeñó como ingeniero senior para el ODP, a cargo de la provisión de servicios de adquisición de registros y del mantenimiento de todo el equipo de adquisición de registros para el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty y sus proyectos. Steve posee una licenciatura en ingeniería mecánica del Instituto de Tecnología de Georgia, Atlanta, EUA. Rob Knipe es profesor de geología estructural y director del Centro de Investigación de la Deformación de las Rocas (RDR, por sus siglas en inglés), una compañía de investigación/asesoramiento escindida de la Universidad de Leeds en Inglaterra. Rob formó este grupo de geocientíficos en el año 1992, para proveer servicios de geología estructural especializada a la industria minera y la industria petrolera, incluyendo nuevos métodos para evaluar el impacto de las estructuras de fallas sobre los procesos de flujo asociados con la exploración y producción de hidrocarburos. Además, lideró tareas de investigación en temas relacionados con el comportamiento físico y químico de las rocas durante la deformación, concentrándose en la evaluación del rol dual de las fallas como zonas de permeabilidad mejorada para la migración de fluidos concentrados y como barreras de baja permeabilidad para el flujo de fluido. Autor de más de 70 artículos de investigación, Rob realiza discursos de apertura en conferencias internacionales y ha recibido premios de la Sociedad Geológica de Londres y la AAPG por su trabajo de investigación. Es miembro del comité directivo para el programa de investigación del Micro al Macro Flujo de Fluido del Consejo Nacional de Investigación del Medio Ambiente (NERC, por sus siglas en inglés) y ha presidido el Grupo de Investigación sobre Deformación de Yacimientos de la AAPG. Rob recibió recientemente la Medalla William Smith de la Sociedad Geológica de Londres.

Oilfield Review

Bob Krantz se desempeña como geólogo estructural del segmento de Tecnología del sector petrolero del upstream para ConocoPhillips en Houston. Allí, se ha concentrado en el impacto de las fallas y las fracturas sobre el desempeño de los yacimientos, y la efectividad de las trampas, y en las relaciones entre las estructuras pequeñas y la deformación regional. Previamente, trabajó en Alaska para ConocoPhillips, ARCO Exploration Research, ARCO International Exploration y ARCO Alaska. Posee una licenciatura en geología de la Universidad de Utah, Salt Lake City, EUA, y una maestría y un doctorado en geología de la Universidad de Arizona, Tucson, EUA. Bob también realizó tareas de investigación postdoctorales en la Universidad de Arizona y en la Universidad de Rennes, Francia. Es presidente del Grupo de Investigación sobre Deformación de Yacimientos de la AAPG. Shin’ichi Kuramoto es líder del Grupo de Servicios Científicos y Servicios de Información de la Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC, por sus siglas en inglés). Previamente, se desempeñó como investigador senior para el Servicio Geológico de Japón en el grupo de Ciencia y Tecnología Industrial de Avanzada. Shin’ichi posee un doctorado en geología y geofísica marina de la Universidad de Tokio, Japón. Chris Kuyken es líder de equipo del segmento de Tecnología de Ingeniería de Pozos y Servicios al Pozo para Shell Exploration & Production en Europa y tiene más de 22 años de experiencia en perforación de pozos de petróleo y gas en Shell. Ha trabajado en áreas terrestres y marinas, ocupando numerosas posiciones de ingeniería de pozos en Omán, Brunei y, desde 1999, en Escocia. Es un enérgico defensor de la filosofía de perforación Drilling the LimitTM de Shell, por la cual la gente, la salud, la seguridad y el medio ambiente y la tecnología son las claves del éxito. Ingeniero europeo (EUR ENG, por sus siglas en inglés) registrado en la Federación Europea de Asociaciones Nacionales de Ingeniería (FEANI, por sus siglas en inglés) e Ingeniero Certificado (C ENG, por sus siglas en inglés) a través del Consejo de Ingeniería Británico, Chris obtuvo una licenciatura en tecnología de ingeniería química de la Hogere Technische School (HTS) de La Haya. Jesse Lee es gerente de programas de Schlumberger para productos químicos de campos petroleros en Sugar Land, Texas, donde es responsable del fluido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC*, los proyectos de fluidos con metano en capas de carbón y los fluidos de fracturamiento a base de polímero de alto valor. Ingresó en la compañía en 1997 como ingeniero de desarrollo para Dowell en Sugar Land y luego se convirtió en ingeniero de desarrollo senior para los fluidos de fracturamiento viscoelásticos a base de surfactantes antes de ocupar su posición actual. Jesse posee una licenciatura en química de productos naturales y química analítica de la Universidad Nacional de Taiwán, Taipei, y doctorados en química inorgánica de la Universidad de Yale, New Haven, Connecticut, y en química de polímeros/organometálica del Instituto de Tecnología de Massachusetts, Cambridge.

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Wayne Longstreet es asesor de perforación para Dragon Oil Plc. y está radicado en Dubai, EAU. Ha trabajado para la compañía durante cuatro años. Trey Lowe es gerente de cuentas internacionales para el segmento de Terminaciones y Productividad de Pozos (W, por su siglas en inglés) y reside en Houston. Es responsable del soporte de las operaciones de pruebas internacionales y mediciones de flujos multifásicos para los clientes que residen en Houston. Desde su ingreso en la compañía en 1998, Trey ha ocupado diversas posiciones relacionadas con el manejo y las ventas de campo incluyendo el de campeón de productos para los productos y servicios PhaseWatcher. Posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad del Estado de Oklahoma en Stillwater, EUA. Iain McCourt es gerente de perforación e ingeniería para el GeoMarket de Schlumberger en el Caspio, en Bakú, Azerbaiján, donde se encarga de todo el trabajo de perforación y diseño de ingeniería realizado para los clientes del área del Mar Caspio. Ingresó en la compañía después de obtener una licenciatura en geología de la Universidad de Queen en Belfast, Irlanda del Norte. Comenzó su carrera como responsable de los registros de lodo en el Mar del Norte y trabajó en distintos lugares de Asia, Medio Oriente, Australia y Nueva Zelanda, en posiciones de variada responsabilidad, incluyendo la de ingeniero especialista en obtención de mediciones durante la perforación (MWD, por su siglas en inglés) y adquisición de registros durante la perforación (LWD, por su siglas en inglés), perforador direccional, campeón de productos, gerente de servicios de campo, instructor para sistemas de ingeniería de perforación y sistemas rotativos direccionales y gerente de conocimientos para entrenamiento en mediciones. Antes de ocupar su posición actual, Iain estuvo radicado en Midland, Texas, como gerente de operaciones para West Texas. Allan McDiarmid es ingeniero de petróleo senior para Apache Energy Ltd. en Perth, Australia Occidental, Australia. Se graduó en la Universidad de Strathclyde, Glasgow, Escocia, en 1985, obteniendo una licenciatura (con mención honorífica) en minería e ingeniería petrolera. Allan ha ocupado diversas posiciones de ingeniería de yacimientos e ingeniería petrolera en SOEKOR, en Sudáfrica, y en Santos and Helix Well Technologies en Australia. Parviz Mehdizadeh es consultor para Production Technology Inc., en Scottsdale, Arizona, y comenzó su carrera en Conoco Inc. en 1962. Durante sus 30 años en la compañía, trabajó en programas de desarrollo de tecnología y en proyectos de aplicaciones de desarrollo de la producción, incluyendo los relacionados con el procesamiento y la medición de fluidos en áreas marinas. Además, dirigió la construcción de la instalación para pruebas de campo de fluidos multifásicos de Conoco en Lafayette, Luisiana, EUA. Entre 1993 y 1996, se desempeñó como consultor para Agar Corporation, dirigiendo el desarrollo, mercadeo e instalación de campo de medidores multifásicos para pruebas de pozos. Desde entonces, como consultor, ha proporcionado asesoramiento técnico sobre la selec-

ción y especificación de medidores multifásicos a diversas compañías operadoras. Fue copresidente de la Mesa Redonda sobre s de Mediciones Multifásicas de la Universidad A&M de Texas y actualmente está trabajando con el Comité de Mediciones de Petróleo del Instituto Americano del Petróleo, en el desarrollo de especificaciones para sistemas de medición de flujo multifásico. Parviz obtuvo una licenciatura en física, una maestría en ingeniería metalúrgica y un doctorado en ingeniería química y ciencia de los materiales, todos de la Universidad de Oklahoma en Norman. Stefan Mrozewski es ingeniero de ventas y soporte interno de servicios de diseño y evaluación DESC* para clientes del segmento de Perforación y Mediciones de Schlumberger para BP en Houston. Coordina las operaciones MWD y LWD para los grupos de desarrollo de plataforma y aguas profundas del Golfo de México (GOM, por sus siglas en inglés) de BP. Ingresó en Schlumberger en el año 2000 como ingeniero de campo en Youngsville, Luisiana. Participó como ingeniero especialista en operaciones LWD en las Campañas 204 y 209 del Programa de Perforación de Pozos en el Océano, realizando operaciones de perforación en busca de hidratos de gas y probando la tecnología de extracción de núcleos durante la perforación con la herramienta de Resistividad Frente a la Barrena. Stefan obtuvo su licenciatura en geofísica de la Universidad de Waterloo, Ontario, Canadá. Greg Myers es gerente de servicios de ingeniería y servicios técnicos del Grupo de Investigación de Pozos del Observatorio Terrestre Lamont-Doherty en Palisades, Nueva York. Desde su graduación en Rutgers, la Universidad del Estado de Nueva Jersey, New Brunswick, EUA, en 1991, ha estado involucrado en diversos aspectos de la geofísica de pozo, tales como servicios de campo, análisis de datos, investigación y desarrollo de nuevas herramientas, integración de nueva tecnología y manejo de programas. Sus áreas de interés en lo que respecta a ingeniería incluyen mediciones nuevas, compensación de oleaje, adquisición de registros durante la extracción de núcleos y nuevas técnicas de recolección de núcleos. Además de sus responsabilidades de manejo y diseño terrestres, Greg ha participado de numerosas expediciones de Perforación de Pozos en el Océano con fines científicos. Erik Nelson se retiró de Schlumberger en el año 2004 después de 27 años de servicio y ahora trabaja como consultor independiente en Houston. Antes de retirarse, se desempeñó como asesor de ingeniería de Schlumberger en Sugar Land, Texas, donde trabajó en el desarrollo de nuevos productos químicos para operaciones de cementación, fracturamiento y control de la producción de arena. Erik posee una licenciatura en química y una maestría en geoquímica, ambas de la Escuela de Minas de Colorado en Golden. Es editor en jefe del libro de texto Well Cementing (Cementación de Pozos) actualmente en su tercera impresión.

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Ángel Núñez Hernández es gerente técnico del Distrito Central Sur para Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), situada en Barinas, Venezuela. Comenzó su carrera en 1987 en Corpoven, una subsidiaria de PDVSA, en el Distrito de San Tomé, y se especializó en operaciones de producción, ingeniería de producción, tratamientos de estimulación químicos, operaciones de disparos y reparación de pozos. En 1997, Ángel fue transferido al Distrito de Barinas como líder de yacimientos y posteriormente supervisó el desarrollo de yacimientos en la unidad de manejo de la producción para PDVSA. Posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Zulia, Maracaibo, Venezuela. Tom Olsen es gerente de desarrollo de negocios de gas no convencionales terrestres de EUA de Schlumberger y está radicado en Denver. Ha trabajado en Schlumberger desde su ingreso en Dowell en 1980. Sus primeras funciones que involucraron temas relacionados con tratamientos de estimulación de pozos, mejoramiento de la producción e ingeniería de proyectos lo condujeron a diversas posiciones en el Mar del Norte, la ex Unión Soviética (CIS, por sus siglas en inglés), Canadá, y, en EUA, Alaska, Texas, Oklahoma y Colorado. Posteriormente se desempeñó como gerente técnico de operaciones de mejoramiento de la producción para Europa y la ex Unión Soviética. Luego de desempeñarse como gerente de servicios de producción de pozos de Dowell para Europa y la ex Unión Soviética, fue trasladado a Sugar Land, Texas, como gerente de mercadeo para el Centro de Productos de Servicios al Pozo. Antes de ocupar su posición actual, dirigió el Grupo de Servicios de Consultoría de Schlumberger. Tom posee una licenciatura en geología de la Universidad de Connecticut en Storrs. Mehmet Parlar es gerente de desarrollo de negocios del sector de Sistemas de Fluidos de Terminación de Pozos Frente a la Formación del equipo de Desarrollo de Negocios para el Control de la Producción de Arena de Schlumberger en Rosharon, Texas, y provee aporte técnico y de mercadeo para el desarrollo de productos de control de la producción de arena y soporte en control de la producción de arena y soporte en términos de fluidos de estimulación. Después de obtener una maestría y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad del Sur de California en Los Ángeles, ingresó en Dowell, en Tulsa, como ingeniero de desarrollo. Entre 1996 y 1999, se desempeñó como ingeniero de yacimientos en el equipo de Desarrollo de Negocios para el Control de la Producción de Arena de Dowell, en Lafayette, Luisiana. Antes de ocupar su posición actual, Mehmet se desempeñó como ingeniero principal especialista en soluciones de terminación de pozos horizontales en Rosharon y como especialista en producción de pozos y coordinador técnico en Sugar Land, Texas. Autor de numerosas publicaciones, posee además una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Técnica de Estambul en Turquía. Barry Persad es campeón de productos del sector de motores y herramientas de perforación para el segmento de Perforación y Mediciones de Schlumberger y está radicado en Sugar Land, Texas. Se desempeña como enlace para la introducción de los motores de perforación de alto desempeño PowerEdge* al igual

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que para la implementación de nueva tecnología de estatores de pared delgada para otras herramientas de perforación rotativa direccional motorizadas. Después de obtener una licenciatura en ciencias ambientales de la Universidad de Guelph, Ontario, Canadá, comenzó su carrera en Baker Hughes Inteq, en Trinidad, Indias Occidentales, como especialista en adquisición de registros de lodo. Barry ingresó en Schlumberger Anadrill de Canadá en 1997 como especialista en MWD y también trabajó como perforador direccional y como gerente de servicios de campo del sector de perforación direccional en Canadá antes de ocupar su posición actual. Bruno Pinguet es asesor técnico de medición de flujos multifásicos de International Oilphase DBR de Schlumberger, ubicado en Aberdeen, Escocia, y en Bergen, Noruega. Tiene a su posición la definición y el desarrollo del negocio y la transferencia técnica de conocimientos. Además representa a Schlumberger en el Proyecto Industrial Conjunto de Gas Húmedo, con otras compañías entre las cuales se encuentran Saudi Aramco, BP, Shell, Total, BG Group y ConocoPhillips. Comenzó su carrera en Schlumberger Research & Engineering Flopetrol en Inglaterra y Francia, diseñando un nuevo sensor para medir la estructura del flujo en los flujos difásicos. Fue transferido al departamento de ingeniería del Centro de Productos Riboud de Schlumberger, donde trabajó en adquisición de registros de producción y en modelado de mediciones en flujos multifásicos. Además trabajó en Kuwait, Indonesia y Malasia como ingeniero de campo y en Noruega como gerente de desarrollo de productos para 3-Phase Measurements AS. Bruno posee un doctorado (con la máxima mención honorífica) en mecánica de fluidos de la Ecole Normale Supérieure de París y un postgrado (con mención honorífica) en física de los líquidos de la Université Pierre et Marie Curie de París. Timothy L. Pope es campeón de productos para los fluidos de fracturamiento ClearFRAC de Schlumberger, en Sugar Land, Texas, y trabaja con los equipos de desarrollo de productos en ejecución de pruebas, evaluación de productos y soporte de campo. Ingresó en la compañía en Vernal, Utah, después de obtener una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Wyoming en Laramie. Además obtendrá una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Wyoming, previa defensa de su tesis. Antes de ocupar su posición actual en el año 2003, trabajó como ingeniero DESC en Talisman Energy, en Calgary. Brian Powers es ingeniero de terminación de pozos senior responsable del diseño y la ejecución de operaciones de terminación de pozos en los campos Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) del área marina de Bakú, Azerbaiján, para BP Plc. Ingresó en Amoco en 1982 y posteriormente trabajó para BP después de la fusión de las dos compañías acaecida en 1998, en diversas posiciones relacionadas con ingeniería de producción e ingeniería de terminación de pozos en EUA, Egipto y EUA, antes de ser transferido a Bakú en el año 2001. Brian obtuvo una licenciatura en ingeniería geológica de la Escuela de Minas y Tecnología de Dakota del Sur, Rapid City, EUA.

Frank R. Rack es director del Programa de Perforación de Pozos en el Océano (ODP, por sus siglas en inglés) y director del Departamento de Energía/Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (DOE/NETL, por sus siglas en inglés) en t Oceanographic Institutions (JOI), Inc. y está radicado en Washington, DC. Es responsable del manejo de programas y la supervisión de los contratos JOI con la Fundación Nacional de Ciencias de EUA para preservar el legado del programa ODP y las actividades de integración de sistemas de la Organización de Ejecución del Programa Integrado de Perforación de Pozos en el Océano de EUA. Frank es responsable además del manejo y la supervisión de los proyectos DOE/NETL relacionados con los hidratos de gas y provee servicios de manejo de proyectos para nuevos emprendimientos relacionados con la Perforación de Pozos Profundos en el Océano con fines científicos. Frank ha participado de más de 12 viajes de investigación como científico de planta, especialista en propiedades físicas y especialista en operaciones marinas. Posee una licenciatura en recursos naturales de la Universidad de Rhode Island, Kingston, EUA, y un doctorado en oceanografía geológica/geofísica de la Universidad A&M de Texas, College Station. Jon Rodd es gerente de desarrollo de petróleo para Dragon Oil Plc. en Dubai, EUA, y supervisa todas las operaciones de desarrollo de campos petroleros, perforación y reparación de pozos, las operaciones sísmicas 3D, el manejo de la producción, y la geología y geofísica de yacimientos del subsuelo. Antes de ingresar en Dragon Oil hace más de 20 años, trabajó en el sector británico del Mar del Norte, en los Países Bajos, Siria, Omán, Fiji, Qatar y Pakistán para varios de los grandes operadores. Jon posee una licenciatura de la Universidad de Gales, Swansea, y un doctorado de la Universidad de Reading, Inglaterra, ambos en geología. Alistair Roy es ingeniero de terminación de pozos senior de BP para el Campo de Gas Rhum, situado en el Mar del Norte, y está radicado en Aberdeen. Es responsable del diseño y la instalación de tres terminaciones de pozos submarinos de alta presión y alta temperatura implementadas a comienzos de 2005. Antes de ingresar en BP en el año 2000, trabajó como ingeniero de petróleo para diversas compañías incluyendo Marathon Oil, Monument Oil y British Gas. Alistair obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en geología aplicada de la Universidad de Strathclyde, Glasgow, Escocia, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo, Escocia. Mark Sarssam es jefe del sector de Desarrollo y Producción de Yacimientos para Dragon Oil Plc. en Dubai, EUA. Antes de ingresar en la compañía este año, trabajó para Shell Omán, Shell Brunei, Fina y Amerada Hess. Mark obtuvo una maestría en ingeniería petrolera del Imperial College de Londres. Gerald Smith es gerente de desarrollo de negocios de Schlumberger para el sector de Pruebas de Pozos Multifásicos, en Bergen, Noruega. Es responsable del desarrollo creativo del campo de pruebas de pozos multifásicos, incluyendo la obtención de mediciones y la vigilancia rutinaria de yacimientos. Ingresó en Flopetrol Schlumberger en 1979 después de obtener una licenciatura (con mención honorífica) de la

Oilfield Review

Universidad de Bradford, Inglaterra. Gerald trabajó en toda Europa y África como ingeniero, gerente de productos, gerente de cuentas y gerente de desarrollo de negocios antes de ser transferido a Houston como gerente de mercadeo para operaciones con cable y pruebas, producción y terminación de pozos. Antes de ocupar su posición actual, fue gerente de cuentas internacionales del sector de mercadeo de pruebas de pozos multifásicos en Houston. Farag Soliman es gerente general de perforación y reparación de pozos para Belayim Petroleum Company (Petrobel) y está radicado en El Cairo. Posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de El Cairo. Phil Sullivan es ingeniero principal para Schlumberger en Sugar Land, Texas, y actualmente está desarrollando aditivos contra pérdidas de fluidos para mejorar la eficacia de los fluidos de fracturamiento además de colaborar con los investigadores del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, y de la Universidad de Princeton, Nueva Jersey. Desde su ingreso en la compañía en 1994 como ingeniero de desarrollo para Dowell, ha trabajado en sistemas de fluidos, fluidos de transporte asistidos con fibras, fluidos de fracturamiento ClearFRAC y operaciones de limpieza con tubería flexible. Phil posee una licenciatura de la Universidad de Virginia, Charlottesville, EUA, y una maestría y un doctorado, todos en ingeniería mecánica, de la Universidad de Purdue, Lafayette Oeste, Indiana, EUA. Autor prolífico, posee además numerosas patentes. Bertrand Theuveny es campeón de productos para producción en tiempo real/gerente de dominio de producción con base en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, donde está a cargo de la racionalización de la producción y la recolección de productos de respuesta para yacimientos y del soporte de la infraestructura de Tiempo Real. Ha estado involucrado en pruebas de pozos desde su ingreso en Flopetrol en 1985. Ocupó diversas posiciones relacionadas con operaciones con cable y pruebas incluyendo la de ingeniero de pruebas, ingeniero de servicios de campo, gerente de país y coordinador de mercadeo de pruebas en Brasil, Argelia y Libia. Fue transferido a Noruega como gerente de soporte para 3-Phase Measurements AS y antes de ocupar su posición actual en el año 2002, trabajó como gerente de desarrollo de negocios a nivel mundial para pruebas de pozos multifásicos. Bertrand obtuvo una licenciatura en ingeniería oceánica de la Ecole Centrale de París y una maestría en ingeniería petrolera y geofísica de la Universidad de Alaska en Fairbanks. Allan Twynam es ingeniero de perforación senior de BP (Fluidos) en el Grupo de Tecnología de Exploración y Producción y está radicado en Sunbury, Inglaterra. Allí, maneja los laboratorios de fluidos y es responsable del soporte técnico y los proyectos de desarrollo en todos los aspectos relacionados con la perforación de yacimientos, los fluidos de terminación de pozos y la mitigación del daño de formación. Ingresó en el sector de perforación y terminación de pozos del Centro de Investigaciones de BP en 1990 después de desempeñarse como ingeniero de fluidos de perforación para emplazamientos de pozos y gerente de base en Great Yarmouth para BW Mud, en

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el Reino Unido. Subsiguientemente trabajó como ingeniero de soporte técnico de fluidos para las operaciones de BP International y manejó los contratos de fluidos, cementación y manejo de residuos para BP Venezuela. Retornó a Sunbury en 1998 para conducir proyectos de desarrollo de tecnología en el manejo de residuos de perforación. Luego de la fusión de BP y Amoco, manejó los proyectos de fluidos y daño de formación para BP. Allan obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en geología y geografía del University College, Cardiff, Gales. Mike Williams es gerente de ventas globales de Schlumberger para el sector de Perforación y Mediciones en Sugar Land, Texas, y ayuda a asegurar que los socios clientes empleen la tecnología de perforación, emplazamiento de pozos y evaluación de formaciones más efectiva desde el punto de vista de sus costos. Comenzó su carrera en Schlumberger en 1987 como registrador de registros de lodo en el sector sur del Mar del Norte. Trabajó como supervisor de perforación direccional en diversos proyectos para varios clientes del Mar del Norte, en el programa de perforación de pozos de alcance extendido que superó todos los récords en Wytch Farm y como gerente de desarrollo de negocios para servicios relacionados con la perforación en el sector británico del Mar del Norte. Autor de numerosos artículos, Mike posee una licenciatura (con mención honorífica) en ciencias de la tierra de la Universidad de Birmingham, Inglaterra. Kerry J. Williamson es ingeniero de proceso senior para Shell Exploration and Production Company (SEPCo, por sus siglas en inglés), región EP Américas, y está radicado en Nueva Orleáns, donde provee soporte de ingeniería de proceso a los activos y los proyectos de Shell en el Golfo de México. Ingresó en la compañía en Nueva Zelanda en 1997 y trabajó en el Golfo de México desde el año 2001. Fue ingeniero de instalaciones para la plataforma de cables tensados del Campo Auger, donde manejó la instalación de medidores multifásicos para pruebas de pozos de las líneas de flujo submarinas de a bordo utilizando la tecnología de pruebas de pozos multifásicos 3-Phase Vx. Kerry obtuvo una licenciatura en ingeniería de la Universidad de Auckland, Nueva Zelanda. Allan Wilson es ingeniero de terminación de pozos senior de BP y reside en Aberdeen, donde trabaja en la Unidad de Producción de Aguas Profundas que cubre los campos Foinaven, Schiehallion y Loyal al Oeste de las Shetlands. Está a cargo de la entrega de terminaciones de pozos en esas áreas y es la autoridad técnica en temas de terminación de pozos. Allan ingresó en BP en el año 2000 después de trabajar cinco años para Wellserv Plc. en diversas posiciones, desde ingeniero hasta gerente de proyectos. Allan obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería mecánica de la Universidad Robert Gordon, Aberdeen.

Próximamente en Oilfield Review

Yacimientos carbonatados. Por toda su riqueza en hidrocarburos, los yacimientos carbonatados resultan notoriamente difíciles de explotar. Para recuperar estos hidrocarburos de la manera más segura y eficaz posible, los científicos e ingenieros llevan a cabo operaciones de evaluación de formaciones, caracterización de yacimientos y optimización de las terminaciones a escala de pozo. A escala de yacimiento, las compañías operadoras realizan enormes esfuerzos por optimizar la producción y el posicionamiento de pozos nuevos. Algunos ejemplos de campo demostrarán cómo la nueva tecnología mejora la evaluación de carbonatos; los esquemas de clasificación de rocas más simples facilitan las interpretaciones confiables de las distribuciones de tamaños de poros y sirven como marcos valiosos para las decisiones relacionadas con el manejo de yacimientos. Aseguramiento de la producción submarina. Las terminaciones submarinas a menudo se empalman con las instalaciones de producción a través de millas de líneas de flujo y tubos ascendentes. La temperatura, presión y química de los fluidos producidos deben ser reguladas en estas líneas de producción submarinas para prevenir la formación de depósitos que podrían impedir el flujo entre el yacimiento y la instalación central. Este artículo describe los roles que desempeñan los sistemas de pruebas de fluidos, sobrepresión de flujo y vigilancia rutinaria en el manejo del flujo de petróleo, gas y agua de un extremo del sistema de producción al otro. Manejo de yacimientos de gas condensado. Un fluido de gas condensado retrógrado condensa hidrocarburo líquido cuando el fluido cae por debajo de su presión de rocío. La condensación puede producirse en la formación, creando un banco de condensado que reduce la producción o puede tener lugar en el pozo, cargándolo con la fase más pesada y requiriendo a menudo una operación de intervención para mantener la producción. Este artículo describe los esfuerzos realizados por mantener la productividad de los pozos independientemente de la declinación de la presión de yacimiento.

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger. Drilling the Limit es una marca registrada de Shell.

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NUEVAS PUBLICACIONES

Recomendado para cursos preparatorios sobre corrosión y como referencia práctica para aquellos ingenieros y técnicos en ejercicio de su profesión que busquen una descripción clara de los principios y aplicaciones básicos. Darby R: Choice 41, no.10 (Junio de 2004): 1911-1912.

Corrosión y protección Einar Bardal Springer-Verlag 175 Fifth Avenue Nueva York, Nueva York 10010 EUA 2004. 336 páginas. $89.95

La mayoría de los geofísicos extraerán poca utilidad de este libro. Puede resultar útil como referencia para quienes trabajan intensamente en geología, geofísica o modelado de yacimientos.

ISBN 1-85233-758-3

Elaborado para ser utilizado como guía destinada a estudiantes de ingeniería mecánica, marítima y civil, y además como texto de referencia para los ingenieros en ejercicio de su profesión, el libro combina una descripción práctica de los problemas de corrosión con una explicación teórica de los diversos tipos y formas de corrosión. Los ejercicios proporcionados para cada uno de los 10 capítulos subrayan la relación que existe entre los problemas prácticos y los principios científicos básicos. Contenido: • Introducción • Corrosión húmeda: características, prevención e índice de corrosión • Termodinámica: Potenciales de equilibrio • Cinética de los electrodos • Pasividad • Tipos de corrosión con diferentes reacciones catódicas • Diferentes formas de corrosión clasificadas según su aspecto • Corrosión en diferentes ambientes • Pruebas, monitoreo e inspección de la corrosión • Prevención de la corrosión • Índice Aunque escrita originariamente en idioma noruego, el estilo de esta obra es directo y las explicaciones, fáciles de seguir. El material teórico no resulta apabullante, sino que constituye un fundamento sólido adecuado. Se incluyen numerosas figuras y diagramas claros y efectivos.

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Al reunir material literario proveniente de Europa Occidental, Europa Oriental (sobre todo Hungría), Rusia y de otras fuentes de la ex Unión Soviética, el autor provee un servicio realmente valioso. Si bien la ingeniería de yacimientos no es mi tema, puedo afirmar que de hecho esta obra proporcionará un buen texto de referencia para muchos aspectos de la ingeniería de yacimientos. En sus páginas es posible hallar muchas ecuaciones relevantes simples.

Bartel DC: The Leading Edge 23, no. 5 (Mayo de 2004): 496, 508.

ISBN 693-05-7927-8

Este libro se refiere a los métodos de recuperación de petróleo crudo y de gas natural, tanto convencional como mejorada; también analiza los principios geológicos y temas tales como clasificación de yacimientos, simulación numérica y manejo de la temperatura. Entre otros tópicos tratados también se encuentran los procesos de almacenamiento subterráneo de gas en rocas porosas, la construcción de modelos de yacimientos, y los métodos de planeación y análisis. Contenido: • Geología básica para la recuperación de petróleo • Procesos de recuperación convencional: Métodos de planeación y análisis • Procesos de recuperación mejorada de petróleo • Clasificación de reservas y recursos de petróleo • Índice

Vaitheeswaran (corresponsal en temas de energía y medio ambiente de The Economist) ha preparado la mejor revisión de la situación energética mundial que este revisor haya leído. Comer JC: Choice 41, no. 9 (Mayo de 2004): 1696.

El libro es entretenido (otra cualidad inusual en un libro sobre política energética).

Desarrollo de yacimientos de petróleo József Pápay Akadémiai Kiadó P.O. Box 245 H-1519 Budapest, Hungría (También se puede conseguir en International Specialized Book Services, Inc.) 920 NE 58th Avenue, Suite 300 Suite 300 Pórtland, Oregón 97213 EUA) 2003. 939 páginas. $89.00

• Presiones ambientales: El dilema verde: Bienvenido al calentamiento global; Limpieza del aire; Adam Smith se reúne con Rachel Carson. • Tecnología energética: Más grande que Internet: El futuro de las células de combustible; La ciencia de los cohetes salva a la industria petrolera; ¿El renacimiento de la energía nuclear? Micropower se encuentra con Village Power. • Epílogo: El futuro es el gas • Notas, Bibliografía, Índice

Blair PD: American Scientist 92, no. 3, (Mayo-junio de 2004): 271.

Poder para la gente: De qué manera la inminente revolución energética transformará una industria, modificará nuestra vida y quizá salve al planeta Vijay V. Vaitheeswaran Farrar, Straus y Giroux 19 Union Square West Nueva York, Nueva York 10003 EUA 2003. 358 páginas. $25.00 ISBN 0-374-23675-5

Con el objetivo de producir su evaluación de las fuerzas económicas, políticas y tecnológicas que están reconfigurando el manejo de los recursos energéticos a nivel mundial, Vaitheeswaran, reportero en temas de energía para The Economist, entrevistó a distintos ejecutivos de compañías petroleras y de servicios públicos, reguladores, directivos de grupos dedicados al medio ambiente y defensores de los combustibles alternativos. Contenido: • Introducción • Fuerzas del mercado: El ascendente de la mano invisible: Micropower: El Sueño revivido de Thomas Edison; Enron contra Exxon: o Los gigantes durmientes se despiertan; Porqué enloqueció California; El petróleo: la adicción más peligrosa.

Lógica difusa en geología Robert V. Demicco y George J. Klir (editores) Academic Press 525 B Street, Suite 1900 San Diego, California 92101 EUA 2004. 347 páginas. $95.00 ISBN 0-12-415146-9

Destinado a los geocientíficos, este libro describe sucintamente el rol de la lógica difusa, un sistema de conceptos y métodos para explorar modos de razonamiento que son aproximados más que exactos. Los autores introducen la utilización de la teoría de conjuntos difusos con capítulos individuales sobre tópicos relevantes para los geocientíficos: modelado de sedimentos, detección de fracturas, caracterización de yacimientos, agrupamiento en análisis de datos geofísicos, movimiento del agua subterránea y análisis de series de tiempo.

Oilfield Review

Contenido: • Introducción • Lógica difusa: Curso tutorial especializado • Lógica difusa y ciencia de la tierra: Panorama general • Lógica difusa en ciencias geológicas: Revisión de la literatura • Aplicaciones de lógica difusa al modelado estratigráfico • Lógica difusa en hidrología y recursos hídricos • Análisis de conceptos formales en geología • Lógica difusa e investigación de terremotos • Transformación difusa: Aplicación al problema del crecimiento de los arrecifes • Estimación del nivel antiguo del mar • Reconocimientos, Índice. El libro constituye un excelente punto de partida para cualquier geofísico interesado en aprender sobre las técnicas de computación y aplicarlas al procesamiento e interpretación sísmicos. Espero ver pronto algunas aplicaciones de esta tecnología en nuestra industria, y en un futuro no muy lejano revisar un volumen acerca de lógica difusa en geofísica. McCormack M: The Leading Edge 23, no. 6 (Junio de 2004): 606-607.

accidental. Para rastrear la palabra desde su acuñación a mediados del siglo XVIII hasta comienzos del siglo XX, los autores efectúan la crónica de gran parte de las actuales ciencias naturales y sociales. El libro también representa el argumento contra la retórica de la ciencia pura, que define el descubrimiento como el mero resultado de una investigación que ha sido planificada de modo rígido. Contenido: • Los orígenes de la serendipidad • La difusión inicial de la serendipidad • El descubrimiento accidental en la ciencia: La opinión victoriana • Respuestas habituales a la serendipidad • Las cualidades de la serendipidad • Los diccionarios y la “Serendipidad” • La historia social de la serendipidad • Las implicancias morales de la serendipidad • La distinta importancia de la serendipidad en la ciencia • La serendipidad como ideología y como política de la ciencia • Nota sobre la serendipidad como metáfora política • Nota sobe la serendipidad en las Humanidades • Epílogo, Referencias, Índice …y esta bibliografía de la serendipidad es un libro humano, versado y muy sabio. Es lamentable que hayamos tenido que esperar tanto para que aparezca, porque [este libro] es el mayor logro [de Merton].

Escrito para que constituya una introducción general de la aplicación de la geología y la geofísica a la búsqueda y producción de petróleo y gas, este libro de texto está estructurado para reflejar los procesos secuenciales y cíclicos de la exploración, evaluación, desarrollo y producción. Al final de cada capítulo se presentan algunos ejemplos de pozos perforados en todo el mundo y otros de sistemas petroleros cuya edad oscila entre el Precámbrico tardío y el Plioceno.

Escrito por un profesor de física, el libro describe casi todos los aspectos de la física en términos de su relación con los automóviles—desde la mecánica básica, incluyendo la velocidad, la aceleración, el impulso y el esfuerzo de torsión, hasta conceptos más avanzados como la transferencia y la eficiencia del calor, la electricidad y el magnetismo, y la aerodinámica. Con ilustraciones generosas, esta obra está destinada a atraer tanto a los entusiastas de los autos como a los aficionados a la ciencia.

Contenido: • Introducción • Herramientas • Exploración de frontera • Exploración y Explotación • Evaluación • Desarrollo y producción • Referencias, Índice

Contenido: • Introducción • El camino abierto: La física básica del manejo de un auto • Todo agitado: El motor de combustión interna • Cuando saltan las chispas: El sistema eléctrico • Frénalos: Desacelerando • Amortiguadores y engranajes: El sistema de suspensión y la transmisión • Buen arrastre: Diseño aerodinámico • Curso sobre choques: La física de las colisiones • Las banderas a cuadros: La física de las carreras de autos • La hora pico: tráfico y caos • El camino que queda por delante: Los autos del futuro • Epílogo: La bandera de llegada • Bibliografía, Índice

Una característica muy agradable de este libro son sus ejemplos de campo generales; 15 en total, incluidos al final de cada capítulo... El libro está bien ilustrado; si bien caben algunas observaciones... francamente, la calidad de la reproducción de muchas líneas sísmicas y el tono medio de las fotografías desconciertan... No obstante, es sumamente recomendable, a un precio muy competitivo, para el mercado al que apunta; y, en verdad, para todos los geocientíficos especializados en petróleo. Parker J: Petroleum Geoscience 10, no. 2 (Mayo de 2004): 184.

Shapin S: American Scientist 92, no. 4 (Julio-agosto de 2004): 374-376.

[El libro] tiene un encanto evidente y mantiene el interés del lector. Pese a ciertos defectos menores, esta obra resultará de gran interés pudiendo proveer un buen recurso para los docentes que enseñan física elemental. Smith HJP: The Industrial Physicist 10, no. 2 (Abril-mayo de 2004): 33-34.

Los viajes y las aventuras de la serendipidad : Estudio de semántica sociológica y sociología de la ciencia Robert K. Merton y Elinor Barber Princeton University Press 41 William Street Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA 2004. 328 páginas. $29.95

La escuela de conductores Isaac Newton: La física y su auto

ISBN 0-691-11754-3

La geociencia del petróleo

El libro rastrea la historia de la serendipidad en el mundo—esa feliz combinación de conocimiento y suerte por la cual se realiza un descubrimiento no del todo

Jon Gluyas y Richard Swarbrick Blackwell Publishing Company 350 Main Street Malden, Massachusetts 02148 EUA 2004. 288 páginas. $83.95

Barry Parker The Johns Hopkins University Press 2715 North Charles Street Baltimore, Maryland 21218 EUA 2003. 250 páginas. $26.95 ISBN 0-8018-7417-3

ISBN 0-632-03767-9

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Índice Anual de Oilfield Review —Volumen 16 ARTÍCULOS Aspectos destacados de una encuesta a lectores Andersen M y Stewart L. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 4–5.

Captación y almacenamiento de CO2: Una solución al alcance de la mano Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishnan TS, Randen T, Sakurai S y Whittaker S. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.

Disparos sobre el objetivo Bersås K, Stenhaug M, Doornbosch F, Langseth B, Fimreite H y Parrott B. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 30–39.

El tiempo lo dirá: Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición Aronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.

Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y Shanmugam V. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29.

Fluidos de perforación de emulsión reversible para un mejor desempeño del pozo Ali S, Bowman M, Luyster MR, Patel A, Svoboda C, McCarty RA y Pearl B. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 66–73.

Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

Manejo de la producción de agua: De residuo a recurso Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ, Galbrun M, Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 30–45.

Mayor potencia para continuar la perforación Copercini P, Soliman F, El Gamal M, Longstreet W, Rodd J, Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.

Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello Cerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R, Kaufman P, Knipe R y Krantz B. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.

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Métodos prácticos de manejo de la producción de arena

NUEVAS PUBLICACIONES

Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

Análisis de pruebas de pozos: La utilización de modelos de interpretación avanzados

Nuevas aplicaciones para los surfactantes viscoelásticos

Bardal E. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Kefi S, Lee J, Pope TL, Sullivan P, Nelson E, Nun˘ez Hernandez A, Olsen T, Parlar M, Powers B, Roy A, Wilson A y Twynam A. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 10–25.

Optimización de los tratamientos de fracturamiento y empaque Gadiyar B, Meese C, Stimatz G, Morales H, Piedras J, Profinet J y Watson G. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 18–31.

Perfilaje y cuantificación de flujos multifásicos complejos Baldauff J, Runge T, Cadenhead J, Faur M, Marcus R, Mas C, North R y Oddie G. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 4–13.

Perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra Brewer T, Endo T, Kamata M, Fox PJ, Goldberg D, Myers G, Kawamura Y, Kuramoto S, Kittredge S, Mrozewski S y Rack FR. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 26–41.

Perforación de pozos verticales Brusco G, Lewis P y Williams M. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 14–17.

Pruebas virtuales: La clave de un proceso de estimulación Ali S, Frenier WW, Lecerf B, Ziauddin M, Kotlar HK, Nasr-El-Din HA y Vikane O. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 62–73.

Sistemas avanzados de operación de herramientas en el fondo del pozo Alden M, Arif F, Billingham M, Grønnerød N, Harvey S, Richards ME y West C. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 32–47.

Tubería flexible: La próxima generación Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima J, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 40–61.

Un nuevo giro en la perforación rotativa direccional Williams M. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.

Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

Bourdet D. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.

Corrosión y protección

Los viajes y las aventuras de la serendipidad: Estudio de semántica sociológica y sociología de la ciencia Merton RK y Barber E. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.

Magnetismo ambiental: Principios y aplicaciones del magnetismo ambiental. Series Geofísicas Internacionales, Volumen 86

Desarrollo de yacimientos de petróleo

Evans ME y Heller F. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.

Pápay J. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Manual internacional de sismología e ingeniería de terremotos. Parte A

Evaluación de la incertidumbre asociada a las mediciones: Fundamentos y pautas prácticas Lira I. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

Fundamentos del análisis de riesgo: Una perspectiva orientada al conocimiento y las decisiones Aven T. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.

La energía en la encrucijada: Perspectivas e incertidumbres globales Smil V. Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.

La estructura dinámica de las profundidades de la Tierra: Un enfoque multidisciplinario Karato S. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.

La escuela de conductores Isaac Newton: La física y su auto Parker B. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.

La guía de Chicago para la comunicación de la ciencia Montgomery SL. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

La guía para las operaciones de pesca en pozos petroleros: herramientas, técnicas y reglas empíricas DeGeare J, Haughton D y McGurk M. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 68.

La geociencia del petróleo

Lee WHK, Kanamori H, Jennings PC y Kisslinger C (eds). Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Manual internacional de sismología e ingeniería de terremotos. Parte B Lee WHK, Kanamori H, Jennings PC y Kisslinger C (eds). Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Origen y predicción de presiones de formación anormales. desarrollos en la ciencia del petróleo 50 Chilingar GV, Serebryakov VA y Robertson JO Jr. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Poder para la gente: De qué manera la inminente revolución energética transformará una industria, modificará nuestra vida y quizá salve al planeta Vaitheeswaran VV. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Programas de computación y análisis de datos inteligentes en la exploración de petróleo Nikravesh M, Aminzadeh F y Zadeh LA (eds). Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Propagación y generación de ondas elásticas en sismología Pujol J. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

Reseña histórica de casi todo Bryson B. Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.

Gluyas J y Swarbrick R. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.

La mente sobre el magma: La historia de la petrología ígnea Young DA. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

Las mujeres en la ciencia: Procesos y resultados de las carreras Xie Y y Shauman KA. Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 68.

Lógica difusa en geología Demicco RV y Klir GJ (eds). Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

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