Oilfield Review Spring 2011/media/Files/resources/oilfield... · 2015-07-07 · exploración y producción de hidrocarburos, ya que provee datos de entrada para la evaluación petrofísica,

Volumen 23, no.1

Líneas de conducción marinas

Perforación con manejo de la presión

Agua de formación

Registros dieléctricos

Oilfield Review

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

SEPTIEM

BRE DE 2011 VOLUM

EN 23 N

UMERO 1

El suministro de energía segura, accesible y transportable es uno de los prerrequisitos fundamentales para el desarrollo económico global. Durante más de cien años, los combustibles a base de hidrocarburos —incluidos el petróleo, el carbón y el gas— satisficieron la mayor parte de las necesidades energéticas mundiales y hoy siguen siendo la única opción viable para satisfacer el 80 por ciento de la demanda energética mundial pronosticada hasta el año 2030. Para la exploración y producción de petróleo y gas, esta dependencia representa dos desafíos importantes.

En primer lugar, cada vez resulta más difícil garantizar el suministro futuro. La industria de E&P está realizando inversiones importantes para maximizar la producción de las reservas existentes, a la vez que se desarrollan simultáneamente nuevos recursos en ambientes más desafiantes, tales como el Ártico y las áreas de aguas profundas. Además, la industria está incrementando las actividades de exploración y producción en las reservas no convencionales, tales como el gas de lutita, el petróleo de lutita y el petróleo pesado.

En segundo lugar, se ha vuelto esencial que protejamos y preservemos nuestro medioambiente. Las actividades de E&P deben dejar una huella operacional más pequeña y proporcionar un mayor aseguramiento frente al daño ambiental, especialmente a medida que la industria continúa explorando ambientes ecológicos más sensibles.

Dado este contexto, la industria está dependiendo en forma creciente de la tecnología como elemento facilitador para el suministro futuro. Hoy, las tecnologías desplegadas en las actividades de E&P ofrecen una excepcional amplitud y profundidad en comparación con las tecnologías existentes unas pocas décadas atrás. Esto es atractivo desde la perspectiva de los profesionales jóvenes que se están incorporando en la industria de E&P, pero la tecnología, debido a sus complejidades, también puede generar barreras para el conocimiento.

Entendiendo el desafío de E&P: Definición de los fundamentos

1

En este número de Oilfield Review, presentamos una serie de artículos que detalla los conceptos subyacentes y las tecnologías sobre las que se asienta la industria de E&P. Estos artículos que comienzan con el título “Definición de …” están redactados para poder acceder a un público más vasto que el de los profesionales de E&P, que leen habitualmente Oilfield Review.

El primer artículo se titula “Definición del concepto de adquisición de registros” (véase “El descubrimiento de los secretos de la Tierra,” página 67). Seleccionamos este tópico para iniciar la serie porque refleja el origen de Schlumberger en la adquisición de registros del subsuelo. En los próximos números, introduciremos las operaciones de exploración, perforación, terminación y producción para luego incursionar en subtópicos tales como la adquisición de registros de resistividad y el modelado de yacimientos.

Espero que estos artículos resulten de su interés y les proporcionen un conocimiento profundo de los desafíos técnicos y las soluciones tecnológicas que cubren el ciclo de E&P. Por otra parte, es importante que cautivemos a los profesionales jóvenes, que se encuentran motivados para concentrarse en estos desafíos en el largo plazo, ya que nuestra industria tiene un rol importante que desempeñar en el futuro de la energía sustentable.

Paal KibsgaardDirector de operacionesSchlumberger Limited

Paal Kibsgaard es director de operaciones de Schlumberger Limited. Antes de asumir su posición más reciente de presidente de caracterización de yacimientos, ocupó una diversidad de posiciones directivas globales, que incluyen las de vicepresidente de ingeniería, manufactura y sustentación; vicepresidente de personal para Schlumberger Limited; y presidente de Schlumberger Drilling & Measurements. En una etapa previa de su carrera en Schlumberger, fue uno de los gerentes de GeoMarket* para la región del Caspio, después de ocupar diversas posiciones de campo en ventas técnicas y soporte al cliente. Ingeniero petrolero con una maestría del Instituto Noruego de Tecnología, Paal comenzó su carrera en 1992 trabajando para ExxonMobil. Ingresó en Schlumberger en 1997.

* GeoMarket es una marca de Schlumberger.

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www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Entendiendo el desafío de E&P: Definición de los fundamentos

Artículo de fondo aportado por Paal Kibsgaard, director de operaciones de Schlumberger Limited

4 De las líneas de conducción al mercado

Las líneas de conducción constituyen una forma económica y confiable de transportar el petróleo y el gas al mercado, yresultan tan vitales para el desarrollo de los recursos marinosde petróleo y gas como lo son los pozos y las plataformas quesustentan. La industria de las líneas de conducción debe satisfacer una amplia gama de desafíos técnicos a medida que expande esta infraestructura clave.

16 El manejo de la presión durante las operaciones de perforación

La existencia de pozos cada vez más complejos dificulta enforma creciente la conservación de las presiones de fondo depozo prescriptas con los métodos de perforación tradicionales.Las técnicas de perforación con manejo de la presión ofrecen alos perforadores un método para mantener una presión de fondode pozo (BHP) que no es demasiado alta ni demasiado baja.

Manejo de la presióndurante la perforación

Editor ejecutivoMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editores seniorMatt VarhaugRick von Flatern

EditoresVladislav GlyanchenkoTony Smithson

ColaboradoresGinger Oppenheimer

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

IlustracionesChris LockwoodTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.E-mail: [email protected];http://www.linced.com

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

En la portada:Un ingeniero prepara una herramientadieléctrica para bajarla en un pozo. El brazo del calibrador (derecha) empujael patín articulado (izquierda) de manerasegura contra la pared del pozo. Los transmisores del patín transmitenmicroondas que retornan a los múltiplesreceptores también ubicados en el patín.El espaciamiento entre transmisores yreceptores, la orientación del campo electromagnético y los fluidos presentesen los poros determinan la forma y la profundidad de la región detectada (inserto).

2

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a:Joao FelixTeléfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian)Directo: (55) 21 3541 7104 Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: [email protected]

Sussumu NakamuraTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

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Septiembre de 2011Volumen 23

Número 1

59 Colaboradores

61 Próximamente en Oilfield Review

62 Nuevas publicaciones

67 Definición del concepto de adquisición de registros:El descubrimiento de los secretos de la Tierra

3

26 Valor del agua de formación

El análisis del agua de formación es un paso crucial en laexploración y producción de hidrocarburos, ya que proveedatos de entrada para la evaluación petrofísica, ayuda a evaluar el potencial para la corrosión, la acumulación deincrustaciones y el agriamiento, y asiste en la comprensiónde la conectividad del yacimiento. Este artículo explica lascausas de la variación producida en la composición químicadel agua de formación; entre las formaciones y a lo largo del tiempo. Algunos casos de estudio ponen de relieve los métodos para garantizar la pureza de las muestras ydemuestran las aplicaciones de las técnicas de evaluaciónde fondo de pozo y de laboratorio.

40 Irradiación de rocas

Las herramientas de adquisición de registros dieléctricos proveen información complementaria para el análisis de losyacimientos de agua dulce y la identificación de los hidrocarburos móviles. Una herramienta recientemente introducida ofrece una medición de la dispersión dieléctricapara evaluar la textura de las rocas en los carbonatos y losefectos de las lutitas en los siliciclásticos. Algunos casos deestudio de yacimientos de agua dulce, petróleo pesado y carbonatos ilustran las aplicaciones de los datos dieléctricos.

RXA4 R

XA3 RXA2 R

XA1

RXB1 R

XB2 RXB3 R

XB4

TA

TB

Mudcake probe

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingApache CorporationHouston, Texas, EUA

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Alexander ZazovskyChevronHouston, Texas

Consejo editorial

Oilfield Review tiene el agrado de recibir a Alexander Zazovsky en su consejo edi-torial. Alexander es asesor de ingenieríade terminación de pozos e investigacio-nes para Chevron en Houston. Allí está acargo del manejo y el liderazgo del desa-rrollo de tecnología y proyectos de servi-cios técnicos. Antes de ingresar enChevron en 2011, fue asesor deSchlumberger en Sugar Land. Alexanderobtuvo una maestría en matemáticasaplicadas y un doctorado en mecánicade fluidos, así como también un doctora-do en ciencias técnicas de ingenieríapetrolera (habilitación), todos de laUniversidad Estatal Rusa de Petróleo yGas Gubkin, en Moscú. Comenzó sucarrera en Moscú, en donde trabajó enel Instituto de Investigación de GeofísicaNuclear y Geoquímica para problemasmecánicos de la Academia de Ciencias,en el Instituto Petrolero de la Federaciónpara Investigación Científica (VNIIneft) yen el Instituto de Investigación dePetróleo y Gas de la Academia de Ciencias.Posteriormente, Alexander trabajó en elLaboratoire d’Aérothermique du CNRS,Meudon, Francia, como científico invita-do antes de ingresar en Schlumberger en1993. Alexander ha sido editor de variaspublicaciones técnicas y editor asesor dela versión rusa de Oilfield Review.

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

A menos que se indique lo contrario, lassiglas que aparecen en esta publicacióncorresponden al idioma inglés.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2011 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte deesta publicación puede ser reproducida,archivada o transmitida en forma omedio alguno, ya sea electrónico omecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

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4 Oilfield Review

De las líneas de conducción al mercado

El éxito de toda área prospectiva depende tanto de la capacidad de un operador para

llevar el petróleo y el gas al mercado como de la extracción del producto desde el

subsuelo. En muchas regiones, las líneas de conducción constituyen el medio más

económico y confiable de transporte de los hidrocarburos desde la boca del pozo

hasta la refinería. Las compañías de líneas de conducción no escatiman recursos

para instalar y operar sus sistemas de transmisión de manera segura.

Alexander P. AlbertHouston, Texas, EUA

Daniel L. LanierGeoscience Earth and Marine Services, Inc.Houston

Brian L. PerillouxWilliams Midstream Services, LLCHouston

Andrew StrongSouthampton, Hampshire, Inglaterra

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Kamran Akbarzadeh, Edmonton, Alberta, Canadá; Michael Carney, Houston; Marsha Cohen, publicación Terra et Aqua, La Haya; Julie Gentz, The Williams Companies, Inc., Tulsa; Stelios Kyriakides, Universidad de Texas en Austin; Domitille Lucereau, La Défense, Francia; Frank McWilliams, Tata Steel International, Sugar Land, Texas; y Matt Pond, Corrosion Resistant Alloys, Houston.Integriti Platinum, PIPESIM y RealView son marcas de Schlumberger.

En respuesta al proceso de maduración de la pro-ducción en las cuencas establecidas de tierra firme y aguas someras, muchas compañías de E&P están extendiendo sus campañas de búsqueda de reservas hacia áreas prospectivas marinas más profundas. Las operaciones de perforación y ter-minación de pozos confirman la viabilidad de un área prospectiva, y luego crean el marco propicio para la construcción e instalación de las platafor-mas. Aún después de conectar los pozos a la plata-forma, la tarea está lejos de haber llegado a su fin.

Es preciso implementar algún método de trans-porte del producto al mercado. En las áreas desa-rrolladas, respaldadas con una infraestructura establecida, esto requiere a menudo la instalación de algunos kilómetros de líneas de exportación para conectar una plataforma a una línea de con-ducción existente. En las áreas de frontera, los ope-radores deben construir sistemas extensos de líneas de conducción a través de varios kilómetros, o utili-zar embarcaciones —habitualmente los transbor-dadores de una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO)— para llevar el producto hasta una terminal de recepción, desde donde es enviado normalmente a una refine-ría por tubería. Hasta disponer de un medio de transporte, las reservas descubiertas con gran esfuerzo permanecen sin desarrollar y los opera-dores deben dejarlas en el subsuelo.

Las compañías de líneas de conducción se esfuerzan por mantener el ritmo de las compa-ñías de E&P conforme estas últimas acceden a

profundidades cada vez mayores. Para ello, la industria de las líneas de conducción debe insta-lar y diseñar sistemas que impulsen los fluidos de alta temperatura y alta presión a través de largas distancias, en ambientes oscuros y profundos de alta presión y baja temperatura.

A pesar de estos desafíos, la industria de las líneas de conducción sigue batiendo récords. En el año 2000, un gasoducto de 64 km [40 mi] tendido para el proyecto Hoover-Diana en el Golfo de México, alcanzó profundidades de 1 450 m [4 800 pies] bajo el nivel del mar. Para el año 2005, el proyecto Blue Stream había instalado 386 km [240 mi] de gasoduc-tos gemelos a profundidades de 2 150 m [7 050 pies] en el Mar Negro. En el año 2008, entre las áreas de Alaminos Canyon y East Breaks del Golfo de México, se tendieron 206 km [128 mi] de líneas de conduc-ción para el proyecto Perdido Norte a profundidades récord oscilantes entre 1 067 m y 2 530 m [3 500 pies y 8 300 pies]. El gasoducto Galsi, cuya construcción está prevista para el año 2011, se extenderá por debajo del Océano Mediterráneo desde Argelia hasta Sardinia, con lo cual se establecerá un nuevo récord de profundidad de 2 824 m [9 265 pies]. Además, se están estableciendo récords de distancia. Entre 2004 y 2007, se tendió el gasoducto de Langeled entre Noruega e Inglaterra. Con una extensión de 1 173 km [729 mi], se trata del gasoducto submarino más largo del mundo.

Independientemente de que establezca un récord o no, cada línea de conducción posee carac-terísticas singulares. La composición química de

1. Para obtener más información sobre los sistemas de líneas de conducción, consulte: Amin A, Riding M, Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J: “Desarrollo submarino desde el espacio poroso hasta el proceso,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.

2. Los códigos y prácticas para el diseño, construcción e inspección de las líneas de conducción submarinas han sido publicados por una diversidad de institutos técnicos, tales como el Instituto Nacional Americano de Estándares, el Instituto Americano del Petróleo, la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos, Det Norske Veritas, la Institución de Ingenieros y Administradores de Gas y la Asociación de Operadores Marinos del Reino Unido. Para ver un listado de los diversos códigos internacionales, se puede consultar la Agencia del Reino Unido para la Salud y la Seguridad (UK Health and Safety Executive): “Use of Pipeline Standards and Good Practice Guidance,” http://www.hse.gov.uk/pipelines/resources/pipelinestandards.htm (Se accedió el 25 de noviembre de 2010).

3. Connelly M: “Deepwater Pipelines—Taking the Challenge to New Depths,” Offshore Magazine 69, no. 7 (1° de julio de 2009): 94–97.

4. MacPherson H: “Unique Challenges in Managing Deepwater Pipeline Integrity,” PetroMin Pipeliner 5, no. 3 (Julio–Septiembre de 2009): 14–25.

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los productos determina en gran medida la meta-lurgia, en tanto que la longitud de la línea y los gradientes de profundidad dictaminan las presio-nes de operación y las tasas de flujo; a su vez, ambos parámetros inciden en el diámetro y el espesor de las paredes de las líneas. Estas consi-deraciones de diseño inciden directamente en las prácticas operativas y de mantenimiento. Este artículo proporciona un amplio panorama general de las actividades de construcción, operación y monitoreo de las líneas de conducción marinas.

Consideraciones de diseñoLos sistemas de líneas de conducción están cons-tituidos por todas las tuberías, válvulas, bombas, medidores e instalaciones a través de los cuales se transportan las corrientes de producción. Estos sistemas pueden dividirse en segmentos bien definidos (arriba). Las líneas son tuberías de diámetro relativamente pequeño (menos de 16 pulgadas) compuestas por líneas de flujo, líneas colectoras y tubos ascendentes, que se extienden desde el cabezal del pozo hasta la plataforma de producción o la unidad FPSO.1 Estas líneas transportan una corriente cruda, sin refinar, consistente por lo general en una mezcla multifásica de gas, petróleo y agua desde los pozos de petróleo; o gas, líquidos del gas natural y agua, desde los pozos de gas. Las líneas de exportación, también denominadas líneas troncales o líneas de transmisión o de ventas, por lo general están com-puestas por tuberías de diámetro más grande

(oscilante entre 16 pulgadas y 44 pulgadas) para el transporte de los fluidos procesados hasta la costa desde uno o más campos. La corriente pro-cesada que ya ha experimentado los procesos de separación y tratamiento inicial a bordo de una plataforma de producción o de una unidad FPSO, normalmente consiste en petróleo con pequeñas cantidades de agua, o de gas y condensado. Estas líneas de conducción se conectan habitualmente a las líneas de conducción terrestres, que transportan los fluidos a las refinerías situadas tierra adentro.

Las líneas de conducción se construyen de acuerdo con códigos y estándares estrictos.2 Los re-quisitos de diseño, en el caso de las líneas subma-rinas, deben contemplar una diversidad de factores, que incluyen la longitud proyectada, la profundidad y la temperatura del agua, la compo-sición y la tasa de flujo de los fluidos transporta-dos, además de la topografía sobre la que se tenderá la línea. Finalmente, estos factores inci-dirán en los costos, los procesos de manufactura, las técnicas de tendido y las estrategias operati-vas de las líneas de conducción.

Las líneas de conducción están diseñadas para tolerar las presiones internas generadas por una tasa de flujo determinada. No obstante, en aguas profundas, las inquietudes relacionadas con la presión interna son secundarias respecto de la necesidad de que las líneas de conducción toleren las presiones externas de colapso que impone la profundidad del agua; especialmente durante la fase de instalación en la que no se bombea fluido

alguno a través de la línea. La resistencia al colapso bajo fuerzas hidrostáticas es determinada por la ovalidad y la resistencia a la compresión que ofrecen la metalurgia y el espesor de la pared de la tubería.3 Por consiguiente, mientras la pre-sión interna dictamina el espesor de la tubería en los ambientes convencionales, la presión hidros-tática es el factor de influencia predominante a la hora de determinar el espesor de las líneas de conducción de aguas profundas.

Si bien las presiones de explosión y colapso son los componentes principales, en el diseño de las líneas de conducción también se deben consi-derar otros factores. Un estudio de las líneas de conducción del Golfo de México señala a la corro-sión como la causa más importante de daño de las tuberías.4 La composición y la temperatura de los fluidos transportados a través de una tubería pueden afectar su susceptibilidad a la corrosión interna; por consiguiente, la metalurgia se vuelve una consideración de diseño significativa; no sólo por la resistencia sino también para contrarres-tar la amenaza de la corrosión. Las líneas de con-ducción transportan los fluidos sin procesar; estos fluidos pueden contener hidrocarburos mezclados con una mezcla corrosiva de agua, dióxido de carbono, cloruros o ácido sulfhídrico [H2S], a menudo a temperaturas elevadas. Y las condiciones generalmente cambian con el tiempo a medida que el agotamiento del yacimiento altera la mezcla de fluidos.

> Segmentos de líneas de conducción. Las líneas (rosa) se extienden desde el cabezal del pozo hasta la plataforma u otra instalación preliminar de recepción y procesamiento. Las líneas de exportación, o ventas (verde), se extienden aguas abajo de la plataforma.

Oilfield ReviewSPRING 11 PIPELINE Fig. 1ORSPRG11-PIPLN Fig. 1

Cabezal del pozo

Línea colectora

Colector múltiple

Tubo ascendente

Plataforma

Línea de exportación

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6 Oilfield Review

La industria de las líneas de conducción ha desarrollado una diversidad de procedimientos para mitigar los problemas de corrosión. En algu-nos diseños se incrementa el espesor de la pared de la línea para compensar la pérdida de metal prevista, causada por la corrosión. En otros, se uti-lizan aleaciones resistentes a la corrosión (CRA). Estas aleaciones combinan metales, tales como acero inoxidable, cromo, níquel, hierro, cobre, cobalto, molibdeno, tungsteno o titanio. Las aleacio-nes CRA resisten la corrosión en forma más efectiva que las tuberías de acero al carbono, y se escogen en base a su resistencia a las propiedades específicas de los fluidos producidos. Si bien son resistentes a la corrosión, las aleaciones CRA quizás no posean la misma resistencia a la tracción y a la compresión que las tuberías de acero al carbono.

Los revestimientos de aleaciones CRA pueden utilizarse para revestir el interior de las tuberías. En esos casos, la tubería externa de acero al car-bono tolera la presión interna y externa, en tanto que el revestimiento de aleación proporciona la protección contra la corrosión.5 En la selección de la aleación CRA también se debe tener en cuenta la resistencia, la solidez y la soldabilidad de la aleación.

En combinación con los metales resistentes a la corrosión, a menudo se emplea el proceso de inhibi-ción química para mitigar la corrosión: esta téc-nica introduce aditivos químicos en la corriente de producción para reducir la corrosividad del fluido.

Las líneas de conducción son susceptibles a la corrosión externa; en el caso de las tuberías sub-marinas, el principal agente agresivo es el agua de

mar, un electrolito eficiente que favorece la corro-sión acuosa. En este ambiente, todos los metales y aleaciones están sujetos al fenómeno de corro-sión, lo cual depende de su potencial eléctrico individual y del pH del agua marina. La reacción electroquímica que causa la corrosión puede ser mitigada en cierta medida mediante la protección catódica.6 No obstante, al aumentar la profundidad, la temperatura del agua baja, lo cual reduce la con-ductividad y por ende la efectividad de los ánodos destinados a proteger la línea de conducción.

Además, las especificaciones de diseño deben apuntar a impedir las reacciones bioquímicas. Las bacterias sulfato-reductoras presentes en los limos marinos generan H2S, que puede atacar las líneas de conducción; otros organismos, tales como las lapas y los balanos, pueden limar u horadar los metales que carecen de protección. Para poner coto a los estragos que produce el ambiente marino y prolongar la vida útil de las líneas de conducción, junto con la protección catódica pueden emplearse resinas epóxicas adheridas por fusión (FBE) u otros recubrimien-tos externos (izquierda,extremo superior).

El diseño de las líneas de conducción también debe impedir la fatiga, es decir el daño localizado y progresivo provocado por la carga cíclica de la tubería. Una forma de carga cíclica es la causada por las vibraciones inducidas por remolinos (vór-tices) (VIV) a medida que las corrientes de agua fluyen por encima y por debajo de los tramos de líneas sin apoyo. Estos tramos sin apoyo se gene-ran cuando la tubería atraviesa echados y valles en el terreno del fondo marino o cuando las corrientes de agua desgastan y erosionan las por-ciones del fondo marino situadas por debajo de las tuberías sin sepultar. Para proteger estos tra-mos de los riesgos generados por las corrientes oceánicas, se pueden utilizar dispositivos de supresión de VIV, tales como los sistemas de reda-nes de aletas helicoidales y carenados (izquierda).

El esfuerzo inducido térmicamente es otro problema. El flujo del petróleo crudo caliente a través de una línea de conducción puede producir la expansión del metal, con lo cual es probable que la línea cambie de posición. En una línea recta entre dos puntos fijos e inmóviles, dicho movimiento podría ocasionar una falla catastró-fica en el sistema de líneas de conducción. No obs-tante, los ingenieros pueden compensar los fenómenos de expansión y contracción mediante la planeación de una línea de conducción leve-mente sinuosa que permita el movimiento lateral en toda su longitud; esta configuración permite amortiguar incluso los efectos de los movimientos causados por los sismos y las avalanchas de lodo.

Tubo

Segundo revestimientoPrimer revestimiento


> Revestimiento de resina epóxica adherida por fusión. Como protección contra la corrosión y el daño mecánico, al tubo de acero se aplican electrostáticamente revestimientos de resinas epóxicas. La resina se aplica a temperaturas de hasta 110°C [230°F] y luego se endurece termoplásticamente. El espesor habitual oscila entre 350 um y 450 um. Para lograr una protección adicional, se puede aplicar una segunda capa. (Ilustración, cortesía de EUROPIPE GmbH.)

> Redanes del tubo. Las corrientes de agua que circulan más allá de los tramos sin apoyo crean torbellinos en el lado posterior del tubo (inserto). Cuando los remolinos se alejan del tubo, generan vibraciones que pueden producir su rotura por carga cíclica. Los redanes VIV pueden sujetarse en la parte externa del tubo (amarillo) para cortar el flujo de la corriente de agua, lo cual desplaza los remolinos bien lejos de la tubería. (Ilustración, cortesía de Mark Tool & Rubber Co. Inc.)

Corrientede agua TorbellinosTubo


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Volumen 23, no. 1 7

Manufactura de las tuberíasEl tubo que se utiliza para la construcción de las líneas de conducción se denomina tubo de con-ducción. La mayoría de los tubos de conducción son de acero al carbono; a menudo se escogen aleaciones específicas con el fin de lograr propie-dades mecánicas y metalúrgicas cruciales, y en ocasiones se puede emplear acero inoxidable.7

Los requerimientos para las propiedades mecáni-cas del acero utilizado para las líneas de conduc-ción son muy estrictos, ya que se requiere alta resistencia, ductilidad, solidez, resistencia a la corrosión y soldabilidad en un solo grado de acero. Las propiedades de diseño de los tubos de conducción se logran a través de la regulación cuidadosa del procesamiento químico y termo-mecánico de las aleaciones durante la produc-ción. El control de calidad es monitoreado a lo largo de todo el proceso de producción, desde la fábrica de acero hasta el patio de tuberías.

Las especificaciones de los tubos de conduc-ción a menudo demandan procesos especiales, desde la fundición de las planchas de acero hasta el subsiguiente laminado de las placas para for-mar listones con los que luego se arma el tubo. Gran parte del proceso es controlado por compu-tadora y luego se verifica a través de una serie integral de pruebas no destructivas, que incluyen evaluaciones del espesor y las soldaduras, inspec-ciones ultrasónicas, por partículas magnéticas y por rayos X.

El tubo de conducción puede ser sin costura o con soldadura continua. Los tubos sin costura pue-den ser fabricados con un diámetro externo (OD) de hasta 16 pulgadas. La variedad de tubo con solda-dura continua se fabrica normalmente con diáme-tros externos que oscilan entre 16 y 64 pulgadas.

La mayoría de los tubos sin costura se fabrica a partir de lingotes o rodillos fundidos, que se calientan en un horno de solera rotativa y luego son perforados con un punzón centrado. El lingote perforado pasa a una laminadora donde se alarga como consecuencia de la reducción de su diáme-tro y del espesor de su pared. En el anillo del lin-gote hueco se inserta un mandril para sujetar y modelar el lingote a medida que atraviesa una serie de rodillos para ser transferido luego a una laminadora especial que permite que se logre la forma, el espesor y el diámetro exactos del tubo.

Los tubos con soldadura continua se fabrican a partir de espirales de acero, que se separan en cortes adecuados al diámetro requerido del tubo. Luego, esos cortes se laminan y se prensan para formar planchas de tamaño y espesor específicos. Las planchas se laminan en frío para obtener una forma tubular cuya costura se cierra mediante soldadura para construir el tubo.

Los tubos terminados son sometidos primero a pruebas hidrostáticas y luego a una diversidad de pruebas mecánicas que miden la dureza, la resistencia a la tracción y otras propiedades. Como protección contra la corrosión, el tubo de conducción puede revestirse con una capa de resina epóxica. Luego, a cada tubo se le asigna un número y un certificado que documenta su meta-lurgia, sus propiedades físicas y su historia de fabricación.

La traza de las líneas de conducciónPara el recorrido de las líneas de conducción sub-marinas se debe dar cuenta de la geografía local y de los caprichos concomitantes de los riesgos meteorológicos y geológicos que generan los hura-canes, los tsunamis, los sismos submarinos, las avalanchas de lodo, las corrientes intensas y la erosión. El trayecto de las líneas de conducción incide directamente en el costo y la factibilidad de cualquier proyecto de producción. Por consi-guiente, se trata de una solución de compromiso que debe considerar:•la necesidad de minimizar la extensión de la

tubería, lo cual a su vez reduce la necesidad de despejar previamente el área de rocas o detri-tos que podrían dañarla

•la minimización de la necesidad de efectuaroperaciones de excavación, sepultamiento y remediación de los tramos sin apoyo

•evitarcrucesdelíneasdeconducción.8

La selección de la traza de las líneas de con-ducción implica mucho más que el simple ten-dido de una línea recta entre dos puntos. En el diseño del recorrido se debe considerar la topo-

grafía y la estabilidad de los sedimentos sobre los cuales se tenderá la tubería, su impacto sobre las comunidades bentónicas, los efectos de las activi-dades de embarque, pesca, perforación y construc-ción, y la presencia de líneas de conducción existentes que podrían atravesar el trayecto de la línea propuesta.9 Por otro lado, los trayectos pue-den ser afectados por la topografía irregular o accidentada del fondo marino, lo que incrementa la posibilidad de que existan tramos sin apoyo y fallas provocadas por VIV o por esfuerzos flexores (arriba). El terreno irregular también contribuye a las fluctuaciones de presión severas inducidas por el terreno conforme los hidrocarburos se bom-bean pendiente arriba y pendiente abajo a través de inclinaciones abruptas.10

5. KCI Publications (ed): “Clad Pipes: Growing Market Increasing Requirements,” Stainless Steel World 20, (Enero–Febrero de 2008): 18–21.

6. La protección catódica es una técnica utilizada para minimizar la tasa de corrosión de una tubería u otras estructuras metálicas. Esta técnica no elimina la corrosión, sino que la transfiere de la estructura protegida a los ánodos de sacrificio (placas y barras metálicas) que pueden ser reemplazados. La protección catódica se basa en la naturaleza electroquímica de la corrosión, por la cual la corriente eléctrica es descargada a través de los ánodos de sacrificio que se corroen en vez de la línea de conducción.

7. Kyriakides S y Corona E: Mechanics of Offshore Pipelines, Volume I: Buckling and Collapse. Ámsterdam: Elsevier, 2007.

8. Bai Y y Bai Q: Subsea Pipelines and Risers. Ámsterdam: Elsevier, 2005.

9. Las comunidades bentónicas están compuestas por organismos que viven en las proximidades, o en fondo, de un cuerpo de agua.

10. Cranswick D: “Brief Overview of Gulf of Mexico OCS Oil and Gas Pipelines: Installation, Potential Impacts, and Mitigation Measures,” Nueva Orleáns: Servicio de Administración de Minerales del Departamento del Interior de EUA, Informe OCS MMS 2001-067, agosto de 2001.

> Tramo sin apoyo. La topografía irregular o la erosión del lecho marino causada por el agua que se escurre por debajo de una línea de conducción puede traducirse en tramos sin apoyo. Para evitar los problemas que esos tramos producen en las tuberías, las zonas bajas se pueden rellenar con rocas, utilizando embarcaciones diseñadas a tal efecto.


Tramo sin apoyo

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8 Oilfield Review

Mucho antes de examinar un trayecto poten-cial, se lleva a cabo un levantamiento preliminar de escritorio. En esta evaluación de escritorio se mapean los límites geopolíticos, las líneas de conducción existentes, las estructuras marinas, las áreas ambientalmente sensibles, los sitios arqueológicos, las áreas restringidas y los peli-gros geológicos u oceánicos conocidos, que pue-den existir entre la cabecera propuesta para la línea de conducción y su punto de ingreso a tierra firme. Además, destaca los intervalos prescriptos de extracción de núcleos del fondo marino e indica dónde las condiciones de fondo o los requerimientos del recorrido demandan la extracción de muestras adicionales de sedimen-tos. Esta apreciación preliminar es crucial para el desarrollo de una propuesta de traza, identi-fica áreas que requieren evaluaciones más deta-lladas y determina cómo se llevará a cabo el levantamiento subsiguiente previo a la instala-ción. En consecuencia, por ejemplo, si una eva-luación de escritorio identifica una zona conocida de depósito de pertrechos de guerra cerca del trayecto de la línea de conducción será necesario efectuar un examen visual con un vehículo ope-rado en forma remota (ROV).

Luego, una empresa contratista dedicada a la ejecución de levantamientos del fondo marino lleva a cabo un estudio previo a la instalación y mapea la localización de cualquier peligro somero, obstrucción del fondo marino, evidencia arqueoló-gica y comunidad bentónica existente a lo largo de la traza propuesta. El levantamiento previo a la instalación abarca una amplia faja explorada que incluye un margen a ambos lados del trayecto propuesto para cubrir las zonas que podrían ser

perturbadas por los sistemas de anclaje de las barcazas de tendido. Esta faja explorada genera además un margen para ajustar el trayecto pro-puesto sin necesidad de reexaminar cada ajuste. En aguas profundas, la faja explorada estándar es de aproximadamente 760 m [2 500 pies] de ancho.

Los levantamientos evalúan los rasgos geoló-gicos y artificiales del fondo marino y del sub-suelo somero. Los riesgos geológicos del fondo marino incluyen bloques, escarpas de fallas, res-piraderos de gas, arrecifes y pendientes inesta-bles; los riesgos geológicos del subsuelo incluyen sedimentos con carga de gas, zonas de presión anormal y canales sepultados. Las obstrucciones artificiales incluyen líneas de conducción, cabe-zales de pozos, restos de naufragios, pertrechos de guerra, cables de comunicación, cabezales de pozos y detritos provenientes de actividades hidrocarburíferas previas.

Los levantamientos desempeñan un rol importante para la protección del ambiente marino y resultan de utilidad en lo que hace a la identificación de acumulaciones de alta densidad de habitantes bentónicos de aguas profundas, tales como las comunidades quimiosintéticas, los corales y las comunidades ligadas a los fondos duros. Las comunidades quimiosintéticas, en par-ticular, son diferentes a la mayoría de los demás seres vivos del planeta. Estas comunidades utili-zan la energía química de los hidrocarburos y for-man colonias de biomasa inusualmente alta en comparación con el fondo marino adyacente.11 Estas comunidades se consideran estrechamente relacionadas con las fallas geológicas, las filtra-ciones naturales de petróleo y los sedimentos con carga de hidrocarburos.

Para su protección, las comunidades que habitan en el fondo marino generalmente requie-ren zonas de seguridad de varios cientos de pies. Los organismos bentónicos pueden ser afectados adversamente por las operaciones de tendido de tuberías y las actividades asociadas de manipula-ción de anclas. Más allá de los impactos reales del contacto de la tubería con el fondo, los sistemas de anclaje y las anclas y cadenas asociadas, existe un peligro potencial causado por la perturbación y la resuspensión de los sedimentos provenientes de estas actividades. Los resultados de los levan-tamientos pueden servir para la planeación de las zonas de seguridad. La aprobación gubernamen-tal de los permisos para las líneas de conducción está condicionada en gran medida por los resulta-dos de los levantamientos del fondo marino.

Los levantamientos escudriñan el fondo marino con una diversidad de instrumentos prescriptos en las regulaciones gubernamentales. Dichos instru-mentos se encuentran conectados a un sistema de navegación GPS diferencial para asegurar la inte-gración de los diversos datos de posicionamiento. Por lo general, los instrumentos incluyen como mínimo:•un magnetómetro para determinar la presen-

cia de líneas de conducción y otros objetos ferromagnéticos

•unsonardebarridolateralpararegistrarimá-genes continuas que permiten la detección y la evaluación de los objetos y los rasgos del fondo marino en el área del levantamiento

•un sondeador sísmico de penetración somerapara determinar el carácter de los rasgos geoló-gicos superficiales en los 15 m (50 pies) supe-riores de sedimento

> Cambio de anclaje. Una barcaza de tendido amarrada en forma convencional suelta la tubería por la popa a medida que avanza enrollando la cadena en la proa y aflojándola en la popa. Algunas anclas, especialmente las anclas laterales, pueden ser arrastradas de costado en el proceso, y tarde o temprano todas serán puestas en posición nuevamente por una embarcación de manipulación de anclas.


Ancla de popa

Cadena

Ancla

Dirección de viaje

Anclas de proa

Anclas laterales

Tubería tendida

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Volumen 23, no. 1 9

•ecosondas de alta frecuencia monohaz/multi-hazparalaobtencióndemedicionescontinuasdelaprofundidaddellechomarino.Losdatosde retrodispersión de la sonda multihaz pro-veeninformacióntexturaldelfondodelmar.

Lasinvestigacionescomplementariasamenudoinvolucran cámaras subacuáticas, videos, opera-cionesdeextraccióndenúcleosolíneasadicio-nalesdelevantamientosgeofísicos.

Encasodequecualquieradeestosinstrumen-tosindicaralaexistenciaderestosdeunnaufra-giooconcentracionesdeobjetosartificiales,talescomobotellas,objetosdecerámicaopilasderocadelastre,eldescubrimientoinstarálaimposicióndeunazonadeseguridadyelcesedeoperacionesposteriores para evitar la perturbación del sitio.Los descubrimientos arqueológicos requieren lanotificacióninmediatadelasautoridadesguberna-mentales,queevaluaránelsitioparadeterminarsuimportanciahistóricapotencial.Porconsiguiente,los levantamientos, al constituir una forma de

deteccióndelosriesgosgeológicos,delascomu-nidades betónicas y de los sitios arqueológicos,permitenquelosoperadoresdelaslíneasdecon-ducciónefectúenajustesalolargodelatrazapro-puesta para evitar daños tanto para el medioambientecomoparalatubería.

Fabricación y construcción de las líneas de conducciónLos cambios producidos en el diseño de lasembarcaciones constituyen un ejemplo del pro-cesodemigracióndelaindustriadelaslíneasdeconducción,deaguassomerasaaguasprofundas.Asícomolosequiposdeperforaciónevoluciona-ron para abordar mayores profundidades deagua, lasembarcacionesde tendidoexperimen-taronunavancesimilarypasarondelasbarcazaspara tender tuberías en aguas someras a losbuquesdegrancaladoylossemisubmergibles.

LasbarcazasparatendertuberíaseempleandesdehacemuchotiempoparalainstalacióndelíneasdeconducciónenlasaguasrelativamentesomerasdelaPlataformaContinental.Lasprime-rasbarcazas seamarrabanen formaconvencio-nalyutilizabanmúltiplesanclas;amenudo12omás,dependiendodeltamañodelaembarcación(páginaanterior).Amedidaquelasartadetube-

ríaseibasoltandoporlapopa,laembarcaciónsedesplazabahaciaadelanteenrollandolacadenadel ancla en la proa y aflojándola en la popa. Una vez soltada toda la cadena del ancla, unaembarcacióndemanipulacióndeanclasvolvíaaponerenposiciónlasanclasantesdequeavan-zaralaembarcacióndetendido.Noobstante,lascadenasdeanclaslargasreducenlaprecisióndeconservacióndelaposición;porconsiguiente,laprofundidadenlaquepuedenutilizarselasbarca-zasamarradasenformaconvencionalselimitaaunos305m[1000pies].12

Lasáreasdeaguasprofundasrequierenembar-caciones de tendido de tubería o semisubmergi-bles que empleen sistemas de posicionamientodinámicoparamantenerlaposición.Estasembar-cacionesutilizanpropulsoresmúltiples—hélicesquegiranenformaazimutalparagenerarfuerzaspropulsorasopuestas—conelfindemantenerlaposiciónpretendida.Los sistemasdeposiciona-mientodinámicosuelensercontroladosconunsistema informático conectado a un sistema deposicionamiento geográfico basado en satélites.Lossistemasdeposicionamientodinámicorequie-ren mucho más combustible que los de amarreconvencional,peroincrementanlaeficienciadelaoperacióndetendido.13

Eldiseñodelaslíneasdeconducción—espe-cialmente su diámetro, espesor y metalurgia—dictaminaelgradomáximodetensión,compresiónyesfuerzosflexoresquepuedesoportaruntubodurantelainstalación.Delmismomodo,paraevi-tarloslímitesdeesfuerzoquepodríanprovocarlaflexióndelatuberíadurantelainstalación,laelecciónde la técnicade instalaciónconstituyeun factorcrucial.Laseleccióndependeengranmedida de la profundidad del lecho marino; lasmás comunes son las técnicas de tendido en S,tendidoenJ,decarretesdetuberíasyderemol-quedetuberías.

LatécnicadetendidoenS—denominadadeestemodoporquelatuberíaadoptaunperfilalar-gadoenformadeSalserbajadadesdelaembar-caciónhastaelfondomarino—fuedesarrolladaoriginalmenteparaaguasrelativamentesomeras.LasembarcacionesdetendidoenSsecaracterizanporsupontón(stinger)largo,unaestructurarefor-zadaprovistaderodillosydeuntensor(arriba,alaizquierda).Elpontónseencuentramontadofrentea lapopapara soportar la tuberíaamedidaquesale de la embarcación. En una embarcación detendidoenS,lasunionesindividualesdelostubosdeconducciónsetiendenensentidohorizontal,sesueldanentresíyluegosesometenainspeccionesultrasónicas o por rayos X y se revisten con unrecubrimientoepóxicoFBEamedidaquelatube-ríaseconstruyeenlacubierta.

11. MacDonald IR (ed): “Stability and Change in Gulf of Mexico Chemosynthetic Communities. Volume II: Technical Report,” Nueva Orleáns: Servicio de Administración de Minerales del Departamento del Interior de EUA, Estudio OCS MMS 2002-036, 2002.

12. Cranswick, referencia 10. 13. Kyriakides y Corona, referencia 7.

> Embarcación de tendido en S. El Allseas Solitaire, la embarcación de tendido de tuberías más grande del mundo, posee una eslora máxima de 300 m [984 pies], excluyendo el pontón. Esta embarcación puede tender tuberías con un diámetro externo (OD) de 2 a 60 pulgadas, y posee una fuerza de sujeción de 1 050 toneladas, lo que le permite tender hasta las tuberías más pesadas. La estructura que se extiende sobre el pontón controla el ángulo de dicho pontón, que aparece aquí elevado por encima del agua (inserto). (Fotografías, cortesía de Allseas.)


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10 Oilfield Review

La configuración del pontón afecta los esfuer-zos flexores que tienen lugar a medida que se baja la tubería hasta el fondo del mar. La tubería se aparta del pontón en el punto de despegue y toca el lecho marino de manera tangencial en el

punto de contacto con el fondo (arriba). El tubo experimenta los mayores esfuerzos en la curva ver-tical hacia abajo (overbend), cuando abandona la embarcación, y en la curva vertical hacia arriba (sagbend), que se extiende en forma ascendente

desde el punto de contacto de la tubería con el fondo marino. La curvatura vertical hacia abajo es controlada por los rodillos del pontón; la curvatura vertical hacia arriba, por el tensor y el posiciona-miento de la embarcación.14

El método de tendido en S evolucionó para las operaciones en aguas ultraprofundas, a través de las modificaciones efectuadas en el sistema de pon-tón y tensores.15 En aguas profundas se requiere un ángulo de despegue pronunciado para dar cabida al segmento de curva vertical hacia abajo, lo que puede lograrse con un pontón más largo y más curvo. Hasta la fecha, este método se ha utilizado en tirantes de agua (profundidades del lecho marino) de 2 731 m [8 960 pies], y en esos proyec-tos la longitud del pontón puede exceder fácil-mente los 137 m [450 pies].16

El método de tendido en J fue desarrollado para tender tuberías en aguas profundas. Las embarca-ciones de tendido de tubería en J se distinguen por estar provistas de una torre de fabricación casi vertical (izquierda, extremo inferior). Los tramos de tubería se colocan en la estación superior extrema de la torre, donde son unidas vertical-mente en estaciones de soldadura automatizadas. Luego, la tubería se baja hasta una estación de inspección ultrasónica y una estación de revesti-miento en sitio antes de atravesar el pozo central e introducirse en el agua.17 En ciertas embarcacio-nes existe un pontón corto que se extiende por debajo del casco para sustentar la sarta de tube-ría, que adopta un perfil en forma de J al ponerse en contacto con el lecho marino. En aguas pro-fundas, este perfil impone menos esfuerzo flexor sobre la sarta. No obstante, el método de tendido en J se vuelve poco práctico en aguas someras, donde las profundidades de menos de 61 a 152 m [200 a 500 pies] limitan la forma del ángulo del tubo e imponen esfuerzos flexores severos sobre éste.

La instalación de tuberías también se realiza utilizando embarcaciones con carretes. En una base de servicios terrestre, se sueldan entre sí tra-mos de tubería de acero largos, de aproximada-mente 1 km [0,62 mi] cada uno (próxima página). Las soldaduras son inspeccionadas y revestidas con un recubrimiento de protección de resina epóxica flexible o polipropileno; luego, el tubo se enrolla en un carrete instalado en la embarcación. Luego de enrollar la tubería a bordo, la embarca-ción se desplaza hacia el área de tendido.

> Configuración de tendido en S. Los propulsores de proa y popa mantienen la embarcación de tendido de tubería en su posición mientras se baja la tubería hasta alcanzar el lecho marino. Un pontón largo se proyecta desde la popa y su configuración controla el ángulo existente entre el punto de despegue y el punto de contacto con el fondo. (Ilustración, cortesía de Allseas.)


PropulsoresPontón

Curva vertical de latubería hacia abajo

Curva vertical de latubería hacia arriba

Punto de contacto con el fondo

Punto de despegue

> Configuración de tendido en J. El tubo se sube hasta la punta de la torre vertical y pasa por las estaciones de soldadura, inspección ultrasónica y revestimiento en sitio a medida que se lo baja en dirección hacia el agua. El método de tendido en J es adecuado para aguas profundas porque la tubería se curva sólo una vez —en el lecho marino— y, por consiguiente, está sometida a menos esfuerzo durante la instalación. El método de tendido en J es menos adecuado para aguas someras porque impone una curva que la tubería no admite. (Adaptado de Kyriakides y Corona, referencia 7.)


Punto de contacto con el fondo

Curva vertical de latubería hacia arriba

Tuberíasuspendida

Propulsores

Tensores

Revestimiento en sitio

Estación de soldadura

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Volumen 23, no. 1 11

Allí, la tubería se desenrolla, se endereza y se ancla en el lecho marino. En aguas profundas, puede ser necesario tensar la tubería para mini-mizar la curvatura que se produciría, en caso con-trario, al bajarla desde la superficie al lecho marino. Si la curva se vuelve muy severa, la tube-ría se encorvará.

Luego, la embarcación se desplaza hacia ade-lante a una velocidad de aproximadamente un nudo [1,85 km/h o 1,15 mi/h], según sean las con-diciones climáticas, a medida que desenrolla len-tamente la tubería. Una vez extraída toda la tubería del carrete, se suelda en su lugar un tapón de gran dimensión para sellar el extremo de la tubería que luego se baja hasta el lecho marino. Para indicar el extremo de la tubería se coloca una boya. A continuación, la embarcación se dirige al puerto para recargar el carrete o para tomar un carrete nuevo con carga completa. De regreso, el extremo de la tubería previa se recupera del fondo marino, se suelda a la línea nueva, y se reitera el proceso.18

Un cuarto procedimiento, el método de remol-que, es utilizado habitualmente para arreglos ais-lados de tipo tubería compuesta (pipe-in-pipe) o tubería ensamblada. Este método requiere que primero se ejecuten operaciones de soldadura, inspección, revestimiento de uniones e instala-

ción de ánodos en una instalación de fabricación en tierra firme. La tubería ensamblada se coloca luego en el agua y se sumerge. Normalmente se fijan tanques de flotación y pesos en la cadena para lograr una flotabilidad neutral. Luego, con remolcadores de alta mar o embarcaciones mari-nas de apoyo se remolca la tubería a lo largo de un trayecto estrictamente controlado, que ha sido estudiado para identificar los peligros poten-ciales presentes en el fondo del mar.

Una de las ventajas principales del método de remolque reside en el hecho de que permite la implementación de técnicas de fabricación com-plejas o especializadas en condiciones controla-das en instalaciones terrestres. No obstante, la longitud de la línea de conducción también es restringida por las limitaciones de espacio de la instalación de fabricación.19 Este método se ade-cua especialmente para los haces de tuberías, que consisten en varios tramos de tuberías o umbilicales unidos entre sí y encerrados en un tubo de transporte. No obstante, el método de remolque conlleva el riesgo adicional de que la tubería se dañe a través del contacto con una obs-trucción sumergida.

A lo largo del proceso de instalación de las líneas de conducción, se puede emplear una com-binación de técnicas, especialmente si el perfil del

fondo marino cambia drásticamente a lo largo de la traza propuesta. El problema más desafiante surge quizás cuando una línea de conducción marina toca tierra y debe ser instalada en la zona a menudo peligrosa existente entre la tierra y el mar.

Para encarar este problema, se puede exten-der un terraplén entre la playa y las aguas litora-les, a lo largo de cientos de metros. La vía de entrada al mar se profundiza con una draga para permitir que la embarcación de tendido de tube-rías llegue al terraplén. Este terraplén provee una estructura estable en la que se puede sepul-tar un conducto de concreto bien por debajo de la profundidad del piso de playa existente.

14. Kyriakides y Corona, referencia 7.15. Kammerzell J: “Pipelay Vessels Survey Expands to

Include Worldwide Fleet,” Offshore Magazine 69, no. 11 (Noviembre de 2009).

16. Las líneas de flujo provenientes del campo Cheyenne, instaladas en un tirante de agua de 8 960 pies [2 731 m], fueron tendidas hasta la plataforma Independence Hub en el Bloque Mission Canyon 920 del Golfo de México.

17. Un pozo central es una abertura existente en el casco de una embarcación, diseñada para permitir el pasaje de los equipos entre la cubierta y el mar. Puede haber pozos centrales en barcazas de tendido con carretes y en ciertas embarcaciones de tendido en J.

18. Kyriakides y Corona, referencia 7.19. Hasta el año 2007, la longitud máxima de una línea de

conducción remolcada era de 7 km [4,35 mi]. Kyriakides y Corona, referencia 7.

> Base de servicios. La base de servicios de Technip, situada cerca de Mobile, en Alabama, EUA, puede manipular y soldar tuberías de hasta 18 pulgadas de diámetro externo (OD) para el tendido con carretes. La instalación de fabricación aloja dos líneas de soldadura independientes con estaciones de alineación, soldadura, inspecciones no destructivas y revestimiento de uniones sobre el terreno. La embarcación de tendido de tuberías Deep Blue de Technip, atracada al final de la fila (extremo superior izquierdo), está enrollando la tubería abordo. La embarcación (inserto), de 206,5 m [677,5 pies] de eslora, está provista de carretes gemelos de 40 m [131 pies] de diámetro, cada uno de los cuales posee una capacidad de transporte de 2 800 toneladas de tubería rígida cuyo diámetro externo (OD) oscila entre 4 y 18 pulgadas. La tubería flexible puede ser transportada debajo de la cubierta. (Gráficas, cortesía de Technip USA Inc.)


Carretes

PropulsoresPozo central

DEEP BLUE

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12 Oilfield Review

Este procedimiento fue utilizado para instalar el gasoducto Langeled en Easington, en la costa este de Inglaterra (arriba). La tubería de gas de 44 pulgadas de diámetro se aproxima a la costa en una zanja marina pre-excavada, dragada a unos 20 km [12 mi] de la costa, a partir de un tirante de agua de 37 m [120 pies]. Según los requisitos de aguas someras, para evitar los daños provocados por anclas, redes y caída de objetos, la zanja de 2 m [6,5 pies] de profundidad se rellenó con el fin de sepultar la tubería. Para el cruce de la costa, debió construirse una provisoria durante los períodos de marea baja, utilizando equipos pesados para la construcción en tierra firme. Esta ataguía provi-soria constituyó una vía de acceso a través de la zona intermareal para la construcción de un terra-plén de 240 m [787 pies] de largo, construido al costado de la ataguía. Comenzando en una fosa de empalme localizada tierra adentro con res-pecto a la marca de pleamar, el terraplén se extendió desde la playa 60 m [200 pies] más allá del nivel de marea baja.20

Entre la playa y la terminal de gas, se interpo-nía la cara de un acantilado inestable. Con una máquina de perforación de túneles se construyó un túnel de concreto de 380 m [1 247 pies] de largo, que atravesó el acantilado para permitir el acceso entre la terminal de gas, el punto de empalme y el terraplén. El túnel y el terraplén fueron terminados antes del arribo de la barcaza de tendido. Luego, se utilizó un cabestrante de 500 toneladas para extraer la tubería de la bar-caza y colocarla en la fosa de empalme y se conectó a una distancia de 13 m [43 pies] por debajo del nivel de marea baja. Las soldaduras fueron inspeccionadas y revestidas a medida que la línea de conducción marina se empalmaba con la línea terrestre. Una vez sepultados en forma segura el túnel y la línea de conducción, se proce-dió a remover la ataguía y el terraplén y se resti-tuyó el sitio a su estado natural, sin dejar rastro alguno del punto de ingreso a tierra firme de un gasoducto que transporta casi el 20% de la demanda de gas natural del Reino Unido.

Operaciones y mantenimientoLas líneas de conducción de aguas profundas operan con temperaturas de agua bajas y presio-nes hidrostáticas altas. A pesar de este marco hostil, su duración oscila entre 20 y 40 años, en parte porque las estrategias de manejo de la corrosión y el monitoreo cuidadoso de las líneas están ayudando a aumentar su longevidad.

Una de las preocupaciones principales de los ingenieros especialistas en tuberías para aguas profundas es la formación de compuestos sólidos, tales como los asfaltenos, los hidratos y las ceras.21 En ciertas condiciones, estos compuestos pueden incrementar la viscosidad del fluido y restringir el flujo en las líneas de conducción. La presión, la temperatura, la composición de los fluidos, la superficie de las tuberías, el régimen de flujo y el esfuerzo cortante pueden afectar la deposita-ción de cercas y asfaltenos. Para comprender con precisión cómo estos parámetros individua-les afectan la depositación de acumulaciones en el interior de las líneas de conducción, los inge-

> Punto de ingreso a tierra firme del gasoducto Langeled. La draga J.F.J. De Nul aumenta la profundidad de la vía de entrada al mar en dirección hacia un terraplén que se extiende desde la playa. Una ataguía provisoria de arena provee acceso al terraplén, que ha sido construido con cilindros metálicos a la derecha de esta ataguía. El terraplén se extiende más allá de la zona intermareal. (Fotografía, cortesía de la publicación Terra et Aqua.)


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nieros de Schlumberger han desarrollado una celda de prueba.

La celda de prueba de depositación de sólidos en vivo RealView mide la depositación del petróleo en el flujo turbulento, con control de la tempera-tura entre 4°C y 150°C [39°F y 302°F] y adaptabi-lidad de la presión hasta 103 MPa [15 000 lpc]. Esta celda de medición de la depositación resulta adecuada para probar fluidos agrios que arrastran H2S. En el modo por lotes cerrado, la celda requiere un volumen de muestra de sólo 150 ml [9,15 pulga-das3] por operación de prueba, pero puede admitir hasta un litro [61 pulgadas3] para las pruebas de flujo continuo. La celda de prueba RealView consta de un recipiente cilíndrico con una fuente de calor centrada en forma axial. La pared externa del reci-piente es fija, y la pared interna, o eje, rota para generar un régimen de flujo turbulento o bien lami-nar en el espacio anular.

Los controles de esta celda de medición de la depositación de sólidos en vivo permiten la regu-lación precisa e independiente de la presión, la temperatura, la temperatura diferencial y la velo-cidad del eje. Los depósitos son recolectados y luego cuantificados mediante la técnica de cro-matografía en fase gaseosa de alta temperatura para el análisis de los depósitos de cera. La desti-lación simulada, una técnica que utiliza la croma-tografía en fase gaseosa para simular el proceso de destilación en el laboratorio, se emplea para el análisis de los depósitos de asfaltenos. La masa depositada se utiliza luego para calcular una tasa de depositación. Los estudios de la depositación de sólidos en vivo RealView pueden ayudar a los operadores a evaluar los efectos de los aditivos quí-micos sobre los depósitos bajo condiciones repre-sentativas. Los datos experimentales RealView también pueden emplearse en los software comer-ciales, tales como el software de análisis del sis-tema de producción PIPESIM, para construir simulaciones de la depositación de ceras y asfal-tenos. Provistos de estos resultados, los operado-res pueden ajustar las tasas de flujo en sus sistemas de líneas de conducción, determinar la frecuencia de ejecución de los procedimientos de remediación y seleccionar el nivel óptimo de tra-tamiento y dosaje químico.

Algunas líneas de conducción requieren trata-mientos de aislamiento o de aplicación de tempera-tura para satisfacer las condiciones termodinámicas correctas. Muchas utilizan inyecciones químicas de inhibidores o solventes, tales como etilengli-col, trietilenglicol o metanol. Los operadores tam-bién recurren a procedimientos mecánicos para remover las acumulaciones de depósitos de sus líneas de conducción.

Los tacos limpiadores (raspatubos), son dis-positivos de tipo émbolo que limpian las paredes internas de las tuberías. Los tacos limpiadores están disponibles en diversos tamaños, formas y materiales, que varían desde raspadores metáli-cos y cepillos flexibles hasta esferas de espuma plástica. La mayoría de estos dispositivos posee un diámetro externo casi equivalente al diámetro interno de la tubería para asegurar un ajuste estrecho. Algunos tacos limpiadores están provis-tos de sensores (arriba). Estos “tacos limpiadores inteligentes” son capaces de detectar incluso la presencia de corrosión interna o localizar fugas en las líneas de conducción.22

El taco limpiador se hace pasar por la tubería, ejerciendo presión sobre un gas o un líquido hasta el extremo posterior, o extremo aguas arriba, del taco. A medida que el taco limpiador se desplaza aguas abajo, rasca el interior de la tubería y barre cualquier depósito acumulado o líquido que se encuentre por delante. Estos depósitos, junto con el taco, son recolectados en el extremo de un seg-mento de tubería que se conoce como estación de tacos limpiadores.

En las operaciones rutinarias con tacos lim-piadores se remueven los depósitos presentes en las tuberías como parte normal de las operacio-nes de producción. La frecuencia de las operacio-nes de limpieza con taco varía con las tasas de

flujo, las temperaturas de operación y la natura-leza del fluido producido, y pueden llevarse a cabo en forma semanal, mensual o con menos frecuencia.

Monitoreo a la velocidad de la luzLos operadores monitorean la integridad de las líneas de conducción para asegurar la continui-dad de su desempeño, proteger el medio ambiente y prevenir la pérdida de productos. Existen dos procedimientos de monitoreo de las líneas de con-ducción. El procedimiento de inspección y exáme-nes periódicos utiliza unidades móviles, tales como los tacos limpiadores, los ROV o los vehícu-los subacuáticos autónomos (AUV). El monitoreo continuo implica el empleo de sensores de detec-ción de fugas de instalación permanente.

20. Vercruysse W y Fitzsimons M: “Landfall and Shore Approach of the New Langeled Pipeline at Easington, UK,” Terra et Aqua 102 (Marzo de 2006): 12–18.

21. Para obtener más información sobre los asfaltenos, consulte: Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–48.

Los hidratos se analizan en forma más detallada en: Birchwood R, Dai J, Shelander D, Boswell R, Collett T, Cook A, Dallimore S, Fujii K, Imasato Y, Fukuhara M, Kusaka K, Murray D y Saeki T: “Desarrollos en hidratos de gas,” Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 18–35.

22. Cranswick, referencia 10.

> Taco limpiador inteligente. Los calibres de inspección de tuberías fueron creados originalmente para remover la acumulación de depósitos internos y mantener el flujo. Los tacos limpiadores modernos son dispositivos sofisticados que miden exhaustivamente las superficies internas de las tuberías, la integridad de las soldaduras, el estado de protección catódica y la corrosión. Mediante la aplicación de tecnología de fuga de flujo magnético y pruebas ultrasónicas, este taco limpiador puede detectar pérdidas de metal y rasgos de las paredes de las tuberías en una sola operación de inspección. Este dispositivo opera en tuberías de 16 pulgadas y posee una longitud de aproximadamente 3,6 m [11,8 pies]. (Fotografía, cortesía de ROSEN Group.)


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14 Oilfield Review

Existe una diversidad de tecnologías de sen-sores adaptadas para los procedimientos de monitoreo de las líneas de conducción submari-nas.23 Entre éstas se encuentran las siguientes: •Lossensorescapacitivosmidenloscambiospro-

ducidos en la constante dieléctrica del medio que rodea al sensor. El capacitor está formado pordosplacasaisladasconcéntricas.Lacapa-citancia del sensor es directamente proporcio-nal a la constante dieléctrica del medio existente entre las placas del capacitor. Dado que las constantes dieléctricas del agua de mar y los hidrocarburos difieren, el contacto directo con los hidrocarburos se registrará como un cam-bio en la capacitancia medida.

•Los detectores de fluorescencia utilizan unafuente de luz para excitar las moléculas delmaterial objetivo hasta alcanzar un nivel deenergía superior. Cuando esas moléculas se relajan ypasanaunestado inferior, la luz seemite con una longitud de onda diferente, que esmedidaconundetectordefluorescencia.

•Losmétodosdebalancedemasamonitoreanlacaída de presión producida entre dos o más sensores de presión instalados en la línea de conducción.

•Losdispositivos“olfateadores”demetanoimpli-can la difusión de metano disuelto a través de una membrana, hacia el interior de una cámara sensora donde el metano disuelto modifica la resistencia eléctrica, lo que genera una señal del detector. Una variante de este método uti-lizalaespectrometríaópticainfrarrojanodis-persiva. Con este método, la concentración de metano se mide como el grado de absorción de la luz infrarroja con una cierta longitud deonda, en la que la intensidad de la luz infra-rroja en el detector es una medida de la con-centración de metano.

•Lossensoresacústicospasivosutilizanhidrófo-nosparamedirlapresióndeunaondaacústicagenerada por una rotura o una fuga, a medida que es transmitida a través de una estructura o delagua.Mediantelautilizacióndemásdedossensores para medir el tiempo de arribo del sonido,esposiblerealizarunatriangulacióndesu origen.

•Los detectores de sonar emiten pulsos desonido que son reflejados por los cambios deimpedancia existentes entre los diferentes medios.Laimpedanciadependedelavelocidad

del sonido, la densidad, la salinidad y la tempe-raturadelmedio.Losfluidosdediferentedensi-dad, tales como el agua y los hidrocarburos, tendrándiferenteimpedanciaacústica.

•Lascámarasdevideoposibilitanlainspecciónvisual del sistema submarino.

Idealmente, un sistema de monitoreo detecta ylocalizaenformacontinualascondicionesquepodrían alertar a los operadores acerca de proble-mas potenciales en cualquier lugar de la tubería y luegocombinaeinterpretalosresultadosdemúl-tiplesmedicionesenunavisualizaciónelocuenteypriorizada.Estascapacidadeshansidoincorpo-radas en los sistemas de monitoreo de fibra óptica que se están instalando en las líneas de conduc-ción marinas y terrestres de todo el mundo.

Los sensoresdefibraópticacuentanconunhistorial importante de confiabilidad, y los senso-res para medir la distribución de la temperatura (DTS)seutilizandesdemediadosdeladécadade1980. Este tipo de sensor emplea la fibra óptica en sí, como elemento sensor y como ruta de retorno de los datos al controlador. Estos sensores se basan en la reflectometría óptica en el dominiodel tiempo (OTDR), una técnica comprobada que seutilizadesdehacemuchotiempoenlaindus-triadelastelecomunicaciones.LossistemasDTSobtienen mediciones precisas de la temperatura cada cierta cantidad de metros a lo largo de la fibra óptica, a través de distancias de hasta 100 km [62mi].Lasmedicionesmás localizadasutilizanuna tecnología denominada malla reticular de Bragg para fibra, que adquiere mediciones alta-mente precisas de parámetros tales como la defor-mación y la temperatura, utilizando las mallasópticasinscriptasenelnúcleodelafibraóptica.24

El sistema completamente integrado de moni-toreo de las líneas de conducción Integriti Platinum utilizatecnologíadefibraópticaparaayudaralosoperadores de líneas de conducción a monitorear las condiciones existentes a lo largo de las líneas. Laobtencióncontinuademedicionesdetempe-ratura, deformación y vibraciones permite la detección de una amplia gama de eventos que pueden amenazar la integridad de una tubería.Estesistemadefibraópticautilizavariantesdelos sensores DTS: los sensores de distribución de la temperatura para el monitoreo de la deforma-ción (DSTS) han sido desarrollados para monito-rear la deformación; los sensores de distribución de las vibraciones (DVS) miden las vibraciones o

lasseñalesacústicasalolargodelafibraóptica.El sistema Integriti Platinum puede medir varia-ciones de temperatura de 2°C [3.6°F] a lo largo de 100 km de línea de conducción y medir la deforma-ción con una resolución de 40 microstrain a inter-valosde10m[33pies].Lossensores integradospuedendetectarylocalizarpequeñasfugasenlastuberías, que se encuentran por debajo del umbral de los sistemas tradicionales de detección de fugas basadosenlatasadeflujodelatubería;eltiempode respuesta típico de una fuga de gas es de tan sólo 30 segundos. El sistema puede ser utilizadopara una serie de aplicaciones de monitoreo.

Losoperadoresdelíneasdeconducciónterres-tres han utilizado la capacidad de los sensoresDVS para detectar la aproximación de equipos pesados y han advertido sobre las actividades de excavación y construcción que tienen lugar cerca de sus líneas. Los sensores de vibraciones sonsuficientemente sensibles para detectar las pisa-dashumanas.Lasfugasdegasmarinasoterres-tres pueden ser detectadas inicialmente con los sensores DVS, que identifican el ruido caracterís-tico de la fuga de gas de alta presión y emiten una alerta. Este tipo de evento puede ser seguido mediante el proceso de detección, con sensores DTSoDSTS,delefectoJoule-Thomsonlocalizadodeenfriamiento.Lasfugasdefluidosylosproble-masdeaseguramientodelflujoseidentificanporlas anomalías de temperatura detectadas con los sensores DTS o DSTS. El movimiento del suelo o las deformaciones de las líneas de conducción afectan la deformación de la línea óptica y pueden ser detectadas con la tecnología de mallas reticu-lares de Bragg para fibra o con los sensores DSTS.

La tecnología DTS está siendo utilizada porTotal en el campo Dalia, en el área marina de Angola (próxima página). Uno de los desafíos con que se enfrentó Total para el desarrollo de este campo de aguas profundas fue el mantenimiento delflujodefluidosproducidosenlostubosascen-dentes del conjunto de producción integrada (IPB). La temperatura del petróleo relativa-mente viscoso (21 a 23º API) oscila entre 45°C y 50°C [113°F y 122°F] cuando sale del yacimiento. Después de llegar al lecho marino, donde la tem-peratura del agua es de tan sólo 4°C [39°F], el fluidoseenvía1650m[5413pies]portuberíahasta la unidad FPSO a través de los tubos ascen-dentes del IPB.

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El monitoreo preciso del conjunto de tubos es esencial para el aseguramiento del flujo. Si la tem-peratura de los tubos ascendentes cae por debajo de un nivel crítico, pueden formarse ceras e hidra-tos y producirse obturaciones, lo que se traduce en un costoso tiempo inactivo. Para garantizar el éxito de la transferencia, es necesario que los fluidos producidos lleguen a la unidad FPSO con una tem-peratura superior a 34°C [93°F]. Aún en el caso de efectuarse una parada, la temperatura del fluido debe mantenerse por encima de 21°C [70°F].

Para admitir la fibra óptica, cada uno de los ocho tubos ascendentes fue construido con un tubo de acero inoxidable dispuesto en espiral alrededor del conjunto de tubos, desde la superfi-cie hasta el lecho marino, y que luego retorna a la superficie para formar un circuito de gran longi-tud. Después de instalar los IPB en el área marina, los ingenieros de Schlumberger bombea-ron la fibra óptica en uno de los extremos del tubo en espiral para bajarla hasta el lecho marino y de regreso hasta la unidad FPSO.

El sistema óptico de doble extremo interroga a la fibra desde los dos extremos del enlace. Este método proporciona mediciones de tempera-tura más precisas que los sistemas de un solo extremo. Las lecturas precisas, obtenidas en tiempo real, se registran a intervalos de 1 m [3,3 pies] a lo largo del conjunto de tubos ascendentes. En el caso improbable de rotura de la fibra, cada por-ción de la fibra seguirá funcionando como un sis-tema de un solo extremo, que provee cierta redundancia hasta que se pueda bombear una nueva fibra de reemplazo. Una interfaz gráfica de usuario personalizada muestra las temperaturas de operación normales del tubo de producción y de la tubería de levantamiento artificial por gas, y las alarmas indican la localización de cualquier desviación de la temperatura. Además de ayudar a evitar obturaciones, el sistema de fibra óptica facilita el manejo eficiente del sistema eléctrico de calefacción.

Statoil debió enfrentar un tipo diferente de desafío en términos de temperatura en el campo

> Sistema de producción del campo Dalia. Este campo, operado por Total, se encuentra ubicado a 135 km [84 mi] frente a la costa de Angola, en tirantes de agua (profundidades del lecho marino) oscilantes entre 1 200 m y 1 500 m [3 940 pies y 4 920 pies]. La producción proveniente de los tres yacimientos principales es transportada a través de las líneas y los tubos ascendentes hasta una unidad FPSO emplazada en la superficie. (Ilustración, cortesía de Total.)


Gullfaks del Mar del Norte, donde la producción proveniente de los campos satelitales se conecta a las plataformas mediante líneas de flujo subma-rinas de gran longitud. Para evitar obturaciones, las líneas son calentadas hasta alcanzar una tem-peratura superior a la crítica para la depositación de ceras e hidratos. No obstante, operar a una temperatura superior a la necesaria es inefi-ciente y consume energía. A medida que las con-diciones varían a lo largo de la línea de flujo, el conocimiento de la temperatura existente en cada punto del sistema de producción es invalo-rable para el aseguramiento del flujo y la minimi-zación del consumo de energía.

Un sistema de monitoreo de las condiciones permitió a Statoil observar las temperaturas de los conjuntos de tubos para que pudieran ser ope-rados en forma eficiente justo por encima de la temperatura crítica. El primer sistema fue insta-lado en un conjunto de líneas de flujo de 14 km [8,7 mi], que comprende dos líneas de flujo, tres líneas calefactoras de agua caliente, y un con-ducto de diámetro pequeño, todos emplazados en una camisa aislada. Después de instalar y conec-tar el conjunto de líneas de flujo a la plataforma Gullfaks C, los operadores de Schlumberger bom-

23. Det Norske Veritas: “Selection and Use of Subsea Leak Detection Systems,” Høvik, Noruega, Práctica Recomendada DNV-RP-F302, abril de 2010.

24. Para obtener más información sobre la tecnología DTS de fibra óptica, consulte: Brown G: “Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 34–39.

bearon un sensor de temperatura de fibra óptica continua en el conducto. Esta tecnología ha ayu-dado a optimizar la operación del sistema de calefacción y reducir las cantidades de inhibido-res de ceras e hidratos requeridos. Además, el sistema ayuda a minimizar las operaciones pro-blemáticas de limpieza con taco para eliminar las obturaciones, y cuando se detectan anomalías de temperatura resultantes de cambios extremos pro-ducidos en el flujo y la presión en las restricciones de la línea de flujo, los datos del sistema pueden ayudar a optimizar las operaciones de limpieza con taco necesarias para eliminar cualquier obtu-ración, lo que se traduce en ahorros de dinero y en la reducción del tiempo inactivo.

Estos sistemas de monitoreo constituyen sólo una fracción de las tecnologías altamente evolu-cionadas y especializadas, requeridas para instalar y operar un sistema submarino de transporte de petróleo y gas. Lejos de ser conductos insensibles o meros tubos de hierro, las tuberías submarinas se construyen, por necesidad, con una metalurgia especial, se fabrican con extremo cuidado, se tienden prestando suma atención a la presión submarina y a la deformación, y se monitorean atentamente. —MV

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El manejo de la presión durante las operaciones de perforación

Por generaciones, los ingenieros de perforación prudentes mantuvieron la densidad

del lodo en los pozos de manera tal que su presión hidrostática fuera más alta que la

presión de poro de las formaciones que se estaban perforando. Hoy, los ingenieros

están aprendiendo las ventajas de manejar la presión en la superficie para controlar

las condiciones de perforación en el fondo del pozo, con lo cual hacen retroceder los

límites que alguna vez les fueron impuestos por la estabilidad del pozo y los gradientes

de fractura de la formación.

Dave ElliottShell E&PLa Haya, Países Bajos

Julio MontilvaShell E&PHouston, Texas, EUA

Paul FrancisLa Haya, Países Bajos

Don ReitsmaJaye SheltonHouston, Texas

Vincent RoesTalisman EnergyCalgary, Alberta, Canadá

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sonny Espey, Paul Fredericks, Wayne Matlock, Marie Merle, Mike Rafferty, Roger Suter y Eric Wilshusen, Houston.HOLD es una marca de Schlumberger.AutoChoke y WARP son marcas de M-I L.L.C.

Las operaciones de perforación existen en un mundo circunscripto por presiones altas y bajas. La aparición inesperada de cualquiera de ambas puede generar demoras, incrementos de costos e incluso operaciones fallidas. Con frecuencia cre-ciente, los operadores se están armando contra las consecuencias de las sorpresas relacionadas con la presión, con técnicas diferentes a las utilizadas en el pasado. Una de esas desviaciones respecto de los procesos tradicionales se denomina manejo de la presión durante la perforación (MPD).

Las prácticas de perforación tradicionales con-sisten en el mantenimiento de la presión hidrostá-tica en el espacio anular para evitar que los fluidos de formación ingresen en el pozo. Idealmente, cuando se hace circular fluido de perforación, o lodo, en forma descendente por la sarta de perfo-ración y ascendente por el espacio anular, se crea

una densidad de circulación equivalente (ECD) que es mayor que la presión de poro, pero menor que la presión necesaria para fracturar la forma-ción que se está perforando.1 Los especialistas en perforación a menudo denominan a esta presión gradiente de fractura. El rango de presión por encima de la presión de poro y por debajo de la presión de iniciación de la fractura es el margen de perforación, o la ventana de presión de poro–gradiente de fractura. Si en algún momento la ECD sobrepasa estos límites, los operadores deben asentar la tubería de revestimiento y continuar perforando con un menor tamaño del pozo.

La práctica consistente en mantener una pre-sión de pozo superior al gradiente de presión de poro se denomina perforación en condiciones de sobre balance (OBD). Éste ha sido el método ele-gido para la mayoría de los pozos perforados

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desde comienzos del siglo XX. Pero la OBD posee sus desventajas. La más importante es la utiliza-ción de múltiples sartas de revestimiento para prevenir las pérdidas de fluidos a medida que se incrementa la densidad del fluido requerida para contener la presión de formación y la ECD se aproxima a la presión de iniciación de la fractura. En ciertos casos, particularmente en los pozos de aguas ultraprofundas, las presiones de poro pue-den ser elevadas en relación con la resistencia de la formación, incluso en las porciones más some-ras del pozo, lo que obliga al operador a instalar numerosas sartas de revestimiento para alcanzar la formación objetivo. El resultado puede ser un pozo cuyo diámetro en la profundidad total (TD) sea demasiado pequeño para admitir una tubería de producción lo suficientemente grande como para producir volúmenes rentables de hidrocarbu-ros (derecha). El agregado de sartas de reves-timiento adicionales normalmente eleva el costo final del pozo muy por encima de las estimaciones iniciales.

Además de estas consideraciones a la hora de perforar en condiciones de sobre balance, el fil-trado del lodo y los sólidos del lodo pueden dañar la formación. Cuando los sólidos invaden los espacios porosos y se depositan en éstos, pueden deteriorar la productividad y reducir la recuperación final. Por otro lado, la existencia de una presión de sobre balance elevada durante la perforación puede pro-ducir atascamiento diferencial y otros problemas relacionados con la limpieza del pozo.2 Los esfuer-zos para liberar la tubería atascada en forma ruti-naria se traducen en horas o incluso días de tiempo no productivo (NPT). En los peores casos, particu-larmente en presencia de otras condiciones agra-vantes, tales como las capas de recortes que forman un empaque a su alrededor, puede suceder que la sarta de perforación quede atascada permanente-mente y que el pozo se pierda o requiera la desvia-ción de su trayectoria (derecha).

La industria de los fluidos de perforación ha desarrollado aditivos químicos y prácticas opera-tivas tendientes a reducir la severidad y la fre-cuencia de los episodios de daño de la formación inducido por el lodo y atascamiento de la tubería. Pero en la década de 1980, cuando perforaban las secciones horizontales para exponer áreas de for-mación suficientes para hacer rentables sus pozos, a los operadores les resultaba imposible mantener la ECD por debajo del gradiente de fractura. Eso sucede porque si bien el gradiente de fractura se incrementa con la TVD, permanece virtualmente sin modificaciones desde el talón hasta la punta de los pozos horizontales; no obs-tante, a medida que aumenta la longitud del pozo, las pérdidas de presión por fricción aumentan. Por consiguiente, la presión de bombeo debe incrementarse con el fin de mantener velocidades de circulación suficientes para llevar los recortes a la superficie a través del espacio anular. Con una sección horizontal de longitud suficiente, la ECD se traducirá en una presión de fondo de pozo (BHP) que iguala y luego supera a la presión de iniciación de la fractura, con niveles inaceptables e inevitables de pérdida de fluido.

En pozos o secciones de pozos con márgenes de perforación muy estrechos, los operadores encararon el problema de pérdida de fluido a tra-vés de la práctica de perforación en condiciones de bajo balance (UBD), durante la cual la ECD se mantiene por debajo de la presión de poro de la

1. ECD es la densidad efectiva ejercida por un fluido de circulación contra la formación. La ECD se calcula como: ECD = d + P/ (0.052*D), donde d es la densidad del lodo en libras por galón (lbm/galón). P es la caída de presión (lpc) producida en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie, y D es la profundidad vertical verdadera (pies).

2. El fenómeno de atascamiento o aprisionamiento diferencial se produce cuando la sarta de perforación no puede ser movida (rotada o invertida) a lo largo del eje del pozo. El atascamiento diferencial tiene lugar habitualmente cuando se ejercen fuerzas de contacto altas, causadas por las presiones bajas del yacimiento, las presiones altas del pozo, o ambas, sobre un área suficientemente grande de la sarta de perforación. La fuerza de atascamiento es el producto entre la presión diferencial, existente entre el pozo y el yacimiento, y el área sobre la que actúa la presión diferencial. Esto significa que una presión diferencial relativamente baja, aplicada sobre un área de trabajo grande, puede ser tan efectiva para el atascamiento de la tubería como una presión diferencial alta aplicada sobre un área pequeña.

> Perforación convencional. En respuesta al incremento de la presión de poro (golpes de presión), producido en las zonas A y B cuando se perfora en condiciones de sobre balance, la ECD (línea azul) se incrementa mediante el aumento de la densidad del lodo, lo que hace que la BHP se aproxime a la presión de iniciación de la fractura (línea púrpura). En respuesta, se debe instalar una sarta de revestimiento para proteger la formación, lo que puede traducirse en tuberías de revestimiento adicionales y el subsiguiente estrechamiento del diámetro del pozo (triángulos negros). En los pozos de aguas profundas, la ventana entre la presión de iniciación de la fractura y la presión de poro es a menudo muy estrecha. En este ejemplo, el operador se vio obligado a colocar seis sartas de revestimiento de diámetro interior (ID) cada vez más pequeño, lo que resultó en un pozo demasiado pequeño para admitir volúmenes rentables de petróleo y gas.

MPD Figure 1_7

Presión de iniciación de la fracturaGradientes de presión

lbm/galón

Presión de poro derivada de la resistividadPresión de poro derivada de la sísmica

ECD

Zona A

Prof

undi

dad

Zona B

Golpe de presión

Golpe de presión

20 pulgadas

16 pulgadas

133/8 pulgadas

113/4 pulgadas

95/8 pulgadas

7 pulgadas

10 11 12 13 14 15 16 17

> Capas de recortes. Si bien pueden tener lugar en cualquier configuración de pozo, las capas de recortes, o sólidos (marrón claro), prevalecen particularmente en los pozos desviados, donde los recortes y los derrumbes precipitan en el lado bajo del pozo. Si las bombas se desconectan, el BHA puede atascarse en estas capas cuando los recortes y los derrumbes (que no se muestran en esta gráfica) se deslizan por el espacio anular y obturan la sarta de perforación. Este fenómeno, denominado avalancha, también puede tener lugar mientras las bombas se encuentran en funcionamiento.

MPD Figure 2

APPROVED

Capas de recortes

formación que se está perforando. En consecuen-cia, el fluido proveniente de las formaciones expuestas se deja fluir hacia el interior del pozo durante las operaciones de perforación. Esto evita que los fluidos de perforación ingresen incluso en zonas subpresionadas.

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Pero a medida que la industria fue perfeccio-nando su capacidad para perforar pozos muy lar-gos de alcance extendido, surgieron otros desafíos aparte de la pérdida de fluido. Los operadores debieron enfrentar diversos retos asociados con la presión durante la perforación de estos pozos, los cuales incluían problemas de inestabilidad y control. Los esfuerzos realizados para superar estos desafíos condujeron al desarrollo de la téc-nica MPD.3 Esta técnica se utiliza principalmente para perforar pozos que no se adecuan a los méto-dos convencionales de perforación en condiciones de sobre balance o de bajo balance, tal es el caso de las áreas en las que están prohibidas las opera-ciones de quema en antorcha, o durante la pene-tración de formaciones de alta permeabilidad.

En pozos con márgenes de perforación sufi-cientemente grandes, las pérdidas de presión también pueden controlarse a través de la mani-pulación de las propiedades del fluido de perfora-ción, las tasas de flujo y las velocidades de penetración. Los especialistas en fluidos de per-foración de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, han desarrollado un agente densi-ficante micronizado y un sistema de fluidos ela-borado en torno al primero. El sistema WARP utiliza un agente densificante compuesto de partí-culas molidas, diez veces más pequeñas que la barita convencional, de las que el 60% posee un

diámetro de menos de 2 um. Y, si bien de acuerdo con la teoría generalmente aceptada esas partícu-las finamente molidas proporcionarían un fluido altamente viscoso, debido al proceso de manufac-tura, los sistemas de fluidos WARP se caracterizan por las bajas viscosidades, las bajas resistencias de gel y el bajo potencial de asentamiento.4

Dado que estas características minimizan la ECD, a la vez que mantienen una buena capaci-dad de transporte de los recortes, los sistemas de fluidos WARP resultan particularmente adecua-dos para ser utilizados con la técnica MPD en pozos de alcance extendido. Un operador impor-tante del Golfo de México utilizó el sistema para perforar 13 de sus 16 pozos MPD.

Este artículo analiza el desarrollo y la prác-tica del método MPD, y las técnicas y equipos requeridos para ejecutarlo. Algunos casos reales de pozos terrestres y marinos de EUA y Australia demuestran su aplicación en campos maduros, en ambientes de alta presión y alta temperatura, y en formaciones fracturadas.

Recipientes cerradosLos pozos perforados convencionalmente son sis-temas abiertos. A medida que se perfora un pozo, se bombea fluido por la columna de perforación, a través de la barrena y de regreso a la superficie, a través del espacio anular existente entre la

sarta de perforación y el pozo. La línea de retorno situada en la superficie —que conduce a la zaranda vibratoria (temblorina) y a las piletas de lodo donde el fluido de perforación se procesa y se almacena para ser reutilizado— está abierta a la atmósfera.

Aunque completamente diferentes, los méto-dos UBD y MPD utilizan sistemas cerrados que despliegan un dispositivo de control rotativo (RCD) para desviar el flujo de fluido de formación y de perforación hacia un separador. Entre los operadores que requieren dos barreras entre el pozo y la superficie, el RCD y los fluidos de perfo-ración se consideran las barreras primarias, y el preventor de reventones (BOP) es un equipa-miento de apoyo. En las operaciones MPD se uti-liza el RCD para crear un sistema cerrado, y un colector múltiple de estrangulamiento y una bomba de contrapresión para controlar la presión de fondo de pozo. De ese modo, los ingenieros pueden mantener una BHP constante durante las operaciones de perforación, mientras las bombas de lodo se encuentran en funcionamiento y cuando se desactivan para efectuar conexiones.

Una vez definido el ambiente de presión de fondo de pozo por las presiones de poro, los gra-dientes de fractura y las presiones para mantener la estabilidad del pozo —a menudo mediante mediciones del flujo de retorno (contraflujo), con reducciones de la presión anular para inducir el flujo o incrementos para inducir las pérdidas— se utiliza la técnica MPD para mantener un perfil adecuado de presión hidráulica anular. Por consi-guiente, la técnica MPD permite que los operado-res mantengan la ECD dentro de una ventana estrecha de presión de poro–gradiente de frac-tura, a la vez que mantienen las presiones condu-centes a la estabilidad del pozo. Esto se logra fundamentalmente a través de la manipulación de la contrapresión en el espacio anular, a la vez que se toman en cuenta los factores que afectan la ECD, tales como la densidad de los fluidos, la reología de los fluidos, la velocidad del fluido anu-lar, la fricción de circulación y la geometría del pozo (arriba, a la izquierda).5

El hecho de mantener una presión de fondo de pozo constante dentro de los límites prescriptos minimiza el daño de formación, previene la pérdida de lodo, inhibe el influjo de fluido de formación y a menudo se traduce en velocidades de penetración más altas. El método MPD permite que el operador extienda la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento o incluso que elimine una sarta de revestimiento. Además, ofrece a los ope-radores la capacidad para reaccionar en forma instantánea ante las variaciones de la presión de fondo de pozo, lo que puede utilizarse para mini-

>Manejo de la presión. Los métodos de perforación convencionales se centran fundamentalmente en la contención del influjo del fluido de formación durante la perforación. Este método de perforación en condiciones de sobre balance (OBD) utiliza los fluidos de perforación para generar una ECD que se traduce en una BHP más alta que la presión de poro (línea púrpura), pero más baja que la presión de iniciación de la fractura (línea roja) de la formación que se está penetrando. La técnica de perforación en condiciones de bajo balance (UBD) se centra en la prevención de la pérdida de fluido de perforación en la formación y, por consiguiente, mantiene una ECD que es menor que la presión de poro pero mayor que la presión requerida para mantener la estabilidad del pozo. Esto permite que el fluido de formación fluya fuera de la formación, lo cual impide que el fluido de perforación fluya hacia el interior de la formación. El objetivo del manejo de la presión durante la perforación (amarillo) consiste en superar los problemas de perforación mediante la utilización de la presión de superficie para mantener una presión de fondo de pozo constante que impida el flujo de los fluidos de perforación en el pozo, al mismo tiempo que se mantiene la presión bien por debajo de la presión de iniciación de la fractura. Durante las operaciones de perforación, la ECD de la perforación OBD y la ECD de la perforación MPD pueden ser equivalentes en ciertas profundidades.

MPD Figure 4_5

Prof

undi

dad

Presión

UBD

MPD

OBD

Presión de poro

Presión paramantener laestabilidad

del pozo

Presión deiniciación dela fractura

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mizar los influjos provenientes de la formación o las pérdidas de lodo sin interrumpir la perfora-ción. Por otro lado, dado que su densidad se man-tiene inalterada, no existe necesidad de hacer circular el lodo durante estos eventos, por lo que las prácticas de MPD permiten ahorrar tiempo de equipo de perforación.6

Las partes que componen el pozoEl método MPD se basa en la capacidad del perfo-rador para mantener una presión de fondo de pozo objetivo precisa, ya sea en forma manual o automáticamente. La clave para esta capacidad es la creación de un sistema cerrado, posibilitado a través del uso del RCD, a veces denominado cabezal rotativo. El RCD provee un sello alrededor de la columna de perforación durante las opera-ciones de perforación rotativa y desvía los fluidos de perforación a un colector múltiple de estrangu-lamiento y a las piletas de lodo (arriba). El estran-gulador permite que los perforadores ajusten la contrapresión en el espacio anular mientras las bombas se encuentran en funcionamiento y se está

circulando el fluido de perforación. Cuando las bom-bas de lodo se desactivan, por ejemplo durante las conexiones, una bomba dedicada suministra al sis-

tema el fluido requerido para compensar la pérdida de ECD cuando el sistema pasa del modo dinámico al modo estático.

3. Malloy KP, Stone CR, Medley GH Jr, Hannegan D, Coker O, Reitsma D, Santos H, Kinder J, Eck-Olsen J, McCaskill J, May J, Smith K y Sonneman P: “Managed-Pressure Drilling: What It Is and What It Is Not,” artículo IADC/SPE 122281, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Operaciones con Manejo de la Presión Durante la Perforación y en Condiciones de Bajo Balance de las IADC/SPE, San Antonio, Texas, EUA, 12 al 13 de febrero de 2009.

4. Taugbøl K, Fimreite G, Prebensen OI, Svanes K, Omland TH, Svela PE y Breivik DH: “Development and Field Testing of a Unique High-Temperature/High-Pressure (HPHT) Oil-Based Drilling Fluid With Minimum Rheology and Maximum Sag Stability,” artículo SPE 96285, presentado en la reunión del Área Marina de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

La unidad AutoChoke (derecha) utiliza un conjunto de lanzadera posicionado dinámicamente, que se desliza dentro del cuerpo de dicha unidad. La guarnición dinámica se conecta al conjunto de lanzadera y se desliza dentro de la guarnición estática para formar un orificio circular. La presión hidráulica de la consola AutoChoke (que no se muestra en esta figura) se aplica en el extremo posterior de la lanzadera, dentro de la cámara del punto de ajuste hidráulico, y la presión de la tubería de revestimiento se aplica en el extremo anterior de la lanzadera. Si la presión de la tubería de revestimiento es mayor que la presión del punto de ajuste hidráulico, la lanzadera retrocede, lo cual incrementa el tamaño del orificio y reduce la presión de la tubería de revestimiento. Si la presión de la tubería de revestimiento es menor que la presión del punto de ajuste hidráulico, la lanzadera avanza, mediante lo cual se reduce el tamaño del orificio e incrementa la presión de la tubería de revestimiento. A medida que retrocede y avanza, la lanzadera regula el flujo de fluido o gas proveniente del pozo mediante el ajuste automático del tamaño del orificio al crearse el balance de las dos presiones.

MPD Figure 5_6

Conjunto del bujede transmisión

Elementode sello

Sellos dealta presión

Perno del indicador visual

Orejeta de retención

Conjuntode cojinete

Camisa de desgaste

Orificio

Guarnición estática

Cuerpo de la unidad AUTOCHOKE

Guarnicióndinámica

Cámara de presión depunto de ajuste hidráulico

Conjunto de lanzadera

Brida de montaje

Alestrangulador

Flujo de salida

Flujo deentrada

provenientede la tubería

de revestimiento

Brida de admisión

Preventor de reventones (BOP)

> RRCD y estrangulador automático. El dispositivo RCD HOLD (centro) se monta por encima del conjunto preventor de reventones (BOP) (rojo, izquierda y provee un sello que convierte el pozo de perforación de un sistema normalmente abierto a un sistema cerrado. El buje de transmisión, instalado en el interior del RCD o removido de este dispositivo a través de la sarta de perforación, contiene el elemento de sello, que provee el sello entre el espacio anular y la sarta de perforación. Un sello de alta presión constituye una barrera que impide que los fluidos del pozo ingresen en la cámara de cojinetes del RCD y contaminen el sistema de lubricación, lo que destruiría los cojinetes. Un indicador visual permite que el perforador sepa que el sistema de cierre que sostiene el elemento de sello del buje de transmisión se encuentra trabado en su lugar. La brida de montaje conecta el RCD con el conjunto BOP y el receptáculo del conjunto de cojinetes, y con la línea de flujo que transporta los retornos fuera del piso de perforación.

El término “asentamiento” (sag, en inglés) se refiere a las partículas de material densificante que precipitan del lodo de perforación.

5. La ECD se transforma a menudo en la densidad del lodo equivalente, expresado en lbm/galón, y es igual a la densidad del lodo requerido para generar presión en la profundidad durante las operaciones estáticas.

6. van Riet EJ y Reitsma D: “Development and Testing of a Fully Automated System to Accurately Control Downhole Pressure During Drilling Operations,” artículo SPE/IADC 85310, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 20 al 22 de octubre de 2003.

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20 Oilfield Review

Esta manipulación de la contrapresión en la reacción a las variaciones de presión causadas por las operaciones de perforación se conoce frecuen-temente como control de la presión dinámica. La presión de fondo de pozo es igual a la presión de superficie más la presión anular, que en sí consta de un componente estático y un compo-nente dinámico.

La presión dinámica incluye las pérdidas de presión por fricción, y su valor es una función de

las condiciones de circulación. Por consiguiente, cuando las bombas están fuera de funciona-miento, la presión dinámica es igual a cero, y sólo la presión hidrostática del fluido actúa sobre la formación. Además, durante las operaciones de perforación con las bombas de lodo en funciona-miento, la presión dinámica puede fluctuar debido a las variaciones de la velocidad de bom-beo del lodo o de la densidad del lodo, o en res-puesta a eventos tales como bloqueos del motor de perforación, la carga de recortes y la rotación de la tubería (izquierda).7

Con la capacidad para reaccionar a las varia-ciones de la presión anular, el operador puede perforar con un fluido que crea una ECD sufi-ciente para contener las formaciones desde la barrena hacia la superficie, aunque el pozo puede pasar a una condición de bajo balance cuando se encuentra estático. Mediante la utilización de las técnicas MPD, el perforador puede detener las bombas en forma segura mientras se realizan las conexiones, aunque la presión hidrostática de la columna de lodo sola sea menor que la presión de poro de la formación.

Cuando los pozos se perforan a través de for-maciones relativamente estables, con una presión de poro y una presión de iniciación de la fractura muy separadas, puede generarse un margen sufi-ciente para dar cabida a la diferencia entre la pre-sión dinámica y la presión estática de fondo de pozo. En estos casos, la reacción a las condiciones cam-biantes no necesita ser extremadamente precisa. Es posible mantener una BHP constante a través de la manipulación manual del estrangulador, las bombas de lodo y la bomba dedicada.

No obstante, los márgenes de perforación estrechos, las altas presiones y las altas tempera-turas, los yacimientos considerablemente permea-bles o fracturados y los problemas de inestabilidad de los pozos son situaciones para las cuales la téc-nica MPD resulta particularmente adecuada. Estas condiciones exigen que los ajustes se efec-túen con una precisión y frecuencia que sólo es posible a través de un sistema MPD automatizado.

A comienzos del año 2000, los ingenieros de Shell International E&P desarrollaron y probaron un sistema MPD automatizado que tenía incorpo-rado un colector múltiple de estrangulamiento operado hidráulicamente y conectaba una bomba de desplazamiento positivo al espacio anular.8 Dos sistemas de computadoras —uno para correr un simulador hidráulico y el otro para la interfaz del usuario— y un controlador lógico programa-ble realizan el ajuste del colector múltiple de estrangulamiento. El objetivo del sistema MPD automatizado era triple: calcular automática-mente en tiempo real la contrapresión requerida

para mantener una presión de fondo de pozo constante, controlar en todo momento el estran-gulador y la bomba que generan la contrapresión y proveer un proceso automático de detección de golpes de presión.

El sistema resultante de control de la presión dinámica anular (DAPC) calcula en tiempo real la contrapresión, o punto de ajuste, requerido para mantener una presión de fondo de pozo deseada. El sistema impone esta contrapresión en el espa-cio anular mediante el ajuste continuo de la confi-guración del estrangulador y la bomba controlados hidráulicamente, en base a la adquisición de los datos en tiempo real (próxima página).

El sistema de control varía con cada aplica-ción, pero consta esencialmente de cinco partes:•elmodelodehidráulicamonofásica•lainterfazdecomunicacióndedatosylabase

de datos históricos•lainterfazgráficadelusuario(GUI)•elcontroladorproporcional,integral,derivativo

(PID)•elcontroladorlógicoprogramable(PLC),lossen-

sores y los controles.Los ingenieros de perforación utilizan el

modelo hidráulico para calcular el punto de ajuste de la presión de superficie, que proporcionará la presión de fondo de pozo deseada. Los datos de entrada del modelo incluyen aquellos datos que cambian con frecuencia, tales como la velocidad de bombeo; valores estáticos, tales como la geo-metría de la sarta de perforación del pozo; y las propiedades que se modifican lentamente, tales como la densidad y la viscosidad del lodo.

Los datos son entregados utilizando el proto-colo de especificaciones de transferencia de infor-mación en el pozo (WITS), Nivel II, y pueden ser medidos internamente y registrados en una base de datos históricos.9LainterfazGUIpermitequelos operadores configuren el sistema con límites sobre las variables, de manera que se emitan advertencias cuando esos límites se sobrepasan. LainterfazGUIestádisponibleparalaoperaciónmanual de los estranguladores y las válvulas. El sistema de control, que utiliza un controlador PID, determina la posición óptima del estrangu-lador para controlar la contrapresión.10 Un PLCopera los controladores PID y el otro se utiliza como una interfaz de sensor y para el posiciona-miento del estrangulador.

Shell probó el sistema DAPC en una instala-ción de simulación de pozos que incluía un equipo de perforación completamente equipado y un pozo vertical de aproximadamente 1 530 m [5 020 pies] de profundidad, con una tubería de revestimiento de 51/2 pulgadas y una sarta de perforación de 27/8 pulgadas bajada hasta el fondo.

> Densidades de los fluidos y BHP. Para mantener la BHP entre la presión de poro (línea negra) y la presión de iniciación de la fractura (línea azul) cuando se utilizan métodos de perforación convencionales por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento, la BHP resultante de la densidad del lodo debe ser mayor que la presión de poro de manera de poder contener la presión de formación cuando las bombas del equipo de perforación están detenidas (línea roja sólida) y menor que la presión de iniciación de la fractura cuando las bombas se encuentran en funcionamiento (línea roja de guiones). La técnica MPD permite que el operador utilice un fluido de perforación que genera una presión hidrostática menor que la presión de poro cuando las bombas están detenidas (línea verde sólida). Cuando las bombas están detenidas, la presión de formación es contenida mediante el agregado de contrapresión (línea verde de guiones cortos) para incrementar la BHP sin incrementar la densidad del lodo. Cuando las bombas se encuentran en funcionamiento (línea verde de guiones largos), la contrapresión se reduce hasta un punto en que se genera una BHP superior a la presión de poro pero inferior a la presión de iniciación de la fractura.

MPD Figure 6_5

Perforación convencional Presión hidrostáticaPresión dinámica

Zapata dela tubería derevestimiento

MPDPresión hidrostáticaPresión hidrostática + contrapresiónPresión dinámica + contrapresión

Ventana de perforación

Prof

undi

dad

Presión

Presión de poro

Presión de iniciación de la fractura

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7. Reitsma D y van Riet E: “Utilizing an Automated Annular Pressure Control System for Managed Pressure Drilling in Mature Offshore Oilfields,” artículo SPE 96646, presentado en la reunión del Área Marina de Europa, Aberdeen, 6 al 9 de septiembre de 2005.

8. van Riet y Reitsma, referencia 6.9. WITS es un formato de comunicaciones estándar de la

industria petrolera utilizado para la transferencia de una amplia variedad de datos de pozos de un sistema de computadoras a otro. Una corriente de datos WITS consta de distintos tipos de registros de datos discretos, cada uno de los cuales puede ser activado y desactivado por el operador del equipo de perforación y a cada uno

El pozo fue configurado de manera tal que pudiera inyectarse nitrógeno en el espacio anular para simular amagos de surgencia (manifestacio-nes) de gas. Las presiones de fondo de pozo se registraron en tiempo real.

Con el fin de determinar la configuración óptima, se modificó un solo parámetro operacional para cada prueba. Los resultados indicaron que el sistema pudo reducir significativamente las varia-ciones de presión en el fondo del pozo, y a través de un proceso de ajuste, los ingenieros lograron mejorar aún más esa capacidad. Los resultados de

las pruebas indicaron además que el funciona-miento cíclico más rápido de las bombas produjo variaciones de presión más grandes. Las pruebas de maniobras (viajes) y de perforación demostra-ron que el sistema pudo compensar las variacio-nes de presión a través de una amplia gama de condiciones.

Además, el equipo de trabajo simuló proble-mas de perforación tales como el taponamiento del estrangulador, el taponamiento del pozo y la pérdida de fluidos. En todos los casos, el sistema compensó estos eventos y mantuvo presiones de

fondo de pozo constantes. Por otro lado, el contro-lador pudo utilizar el estrangulador automatizado y la bomba para eliminar los amagos de surgencia de gas simulados. Esto se logró mediante el incre-mento de la contrapresión en la superficie para compensar la reducción de la presión estática causada cuando el nitrógeno bombeado en el espacio anular redujo la densidad de la columna de fluido.11

Traslado a la plataforma MarsEl sistema DAPC de Shell fue utilizado por primera vez en aguas profundas en la plataforma Mars del Golfo de México de la compañía, localizada a unos 209 km [130 mi] al sudeste de Nueva Orleáns en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de aproximadamente 914 m [3 000 pies]. Como en la mayoría de los campos de aguas profundas, la diferencia entre la presión de poro y la presión de iniciación de la fractura a menudo es pequeña. En el caso de la plataforma Mars, el campo había experimentado un nivel considerable de agota-miento zonal. Esto dificultaba y tornaba aún más crítico el control de la ECD porque los desarrollos de aguas profundas habitualmente utilizan pozos de alto ángulo y gran longitud para acceder a las reservas descubiertas pero no desarrolladas o secundarias. En consecuencia, el pozo a menudo debe atravesar reiteradamente zonas agotadas de baja presión y arenas vírgenes de alta presión.

Por otro lado, la extracción de hidrocarburos puede modificar las características de los esfuer-zos presentes en las rocas. Dado que los pozos se encuentran en producción desde el año 1996, se redujo la resistencia de la formación de rocas prospectivas y no prospectivas. Por consiguiente, la reducción de la densidad del lodo produjo pro-blemas de inestabilidad en los pozos. No obstante, durante los intentos para desviar la trayectoria del pozo Mars A-14, el empleo de fluidos de perfo-ración de alta densidad ocasionó problemas de pérdida de circulación en las zonas agotadas.

El pozo A-14 apuntó como objetivo al yaci-miento M1/M2, que contenía la mayor parte de las reservas del campo y había sido sometido a un proceso de inyección de agua. En mayo de 2003, se había cerrado debido a la producción de arena; las operaciones de desviación de la trayectoria para reingresar en el yacimiento M1/M2 comenza-ron en el año 2004. El primer intento fracasó cuando el BHA se perdió a una profundidad medida (MD) de 6 445 m [21 144 pies], una TVD de 4 980 m [16 340 pies], por problemas de pérdida de circulación y estabilidad del pozo. Un intento para desviar su trayectoria desde la zapata de la

> Sistema DAPC automatizado. Para mantener la BHP constante, durante la transición del proceso de perforación al proceso de ejecución de conexiones cuando las bombas se encuentran detenidas, el sistema DAPC estabiliza la contrapresión mediante el bombeo del fluido de perforación en el colector múltiple de estrangulamiento regulado a través del estrangulador AC-1. La contrapresión se reduce o no se aplica cuando las bombas reanudan su funcionamiento para la operación de perforación. El sistema de control del DAPC, que se vincula directamente con el análisis hidráulico en tiempo real y el proceso de detección continua de golpes de presión, estabiliza y controla la BHP a través del ajuste de la bomba de contrapresión del sistema DAPC y de los estranguladores AC-2 y AC-3. Un medidor de flujo (óvalo de guiones) conectado al lado de baja presión del colector múltiple de estrangulamiento provee el flujo de salida, que el administrador de presión monitorea continuamente y compara con el flujo de entrada para la detección de golpes de presión.

RCD

Respiraderode gases

Tanque demaniobras

Controladorprincipal

Controladorauxiliar

Sistema de control del DAPC

AC-2

AC-3

Colector múltiplede estrangulamiento

del DAPC

Bomba de contrapresióndel DAPC

Bomba del equipode perforación

AC-1

Separador

Zarandavibratoria

(temblorina)

Pileta de lodo

MPD Figure 7_4

Medidorde flujo

Conjuntopreventor de reventones(BOP)

de los cuales se le pueden asignar velocidades de muestreo. El formato WITS permite además que las computadoras de localizaciones remotas envíen instrucciones a otras computadoras para modificar parámetros, tales como el tipo de datos y la velocidad de muestreo.

10. El controlador PID es utilizado en muchas aplicaciones industriales para calcular la diferencia entre una variable medida y un punto de ajuste deseado, tal como la presión de superficie. El controlador PID procura minimizar las diferencias existentes entre ambos valores mediante el ajuste de los datos de entrada de proceso.

11. van Riet and Reitsma, referencia 6.

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22 Oilfield Review

tubería de revestimiento previa fracasó cuando los mismos problemas impidieron que los ingenieros bajaran una tubería de revestimiento corta (liner) expansible hasta la profundidad requerida.

Shell recurrió al sistema DAPC desarrollado por su sector de investigación de E&P. En la pla-taforma Mars, el sistema de control DAPC fue modificado para comunicarlo con un sistema con-trolador del estrangulador de un tercero. Por lo tanto, el controlador DAPC fue limitado para determinar la contrapresión necesaria y transmi-tirla al sistema controlador del estrangulador.

La BHP fue calculada en tiempo real con un modelo hidráulico en estado estacionario de Shell que contenía datos estáticos, tales como la densidad del lodo, la configuración del BHA, la geometría del pozo y datos direccionales, que se actualizaba cada un segundo con datos del equipo de perforación. Si bien en general existía buena concordancia entre el modelo y las BHP medidas, la rotación de la sarta no era compen-sada adecuadamente, lo que hacía que la densidad equivalente fuera aproximadamente 0,024 g/cm3 [0,2 lbm/galón] mayor que la correspondiente a

la BHP del modelo. Para encarar este tema, el modelo se ajustó manualmente con los valores corregidos.

El pozo se perforó hasta la TD con una densi-dad de lodo de 1,57 g/cm3 [13,1 lbm/galón], que es 0,036 g/cm3 [0,3 lbm/galón] menor que en los dos intentos previos. Esto fue posible gracias a la utilización del sistema DAPC para mantener un punto de ajuste de la BHP equivalente a 1,64 g/cm3 [13,7 lbm/galón] (izquierda). Mediante la aplica-ción de estas especificaciones, no existió indicación alguna de problemas de inestabilidad o de pérdida de circulación y el liner fue bajado sin incidentes.12

Luego de este éxito, Shell optó por utilizar el método MPD en 11 pozos más. En un campo, al cabo de varios intentos fallidos para alcanzar la TD con métodos convencionales, los ingenieros llegaron a la profundidad del objetivo en seis de seis intentos utilizando el método MPD. El pro-grama tuvo tanto éxito en el campo en proceso de maduración, que las instalaciones de producción colmaron su capacidad.

El método MPD demostró ser la solución en otros dos campos de aguas profundas operados por Shell y en seis pozos más con relaciones desa-fiantes similares entre la presión de iniciación de la fractura, la presión de poro y la estabilidad de los pozos. Shell también está aplicando la técnica en otras circunstancias desafiantes, las cuales incluyen la cementación de pozos que resultan complejos debido a procesos de agotamiento, la penetración segura de secciones de alta presión y alta temperatura (HPHT), y la perforación de pozos que de lo contrario serían imposibles de per-forar de conformidad con los estándares de salud, seguridad y medioambiente (HSE) existentes.

Alta presión, agotamiento y cementaciónEl método MPD resulta particularmente ade-cuado para pozos que apuntan a las formaciones de alta presión como objetivo. El subsuelo en el que se encuentran las localizaciones de estos pozos a menudo se caracteriza por presiones inciertas, una litología compleja y un flujo de retorno indetermi-nado, que es el volumen de fluido de perforación que fluye desde el espacio anular después de des-conectadas las bombas de lodo. Por otra parte, en las formaciones altamente presionadas, los golpes de presión aparentes, si se diagnostican o se mani-pulan incorrectamente, tienen más posibilidades de convertirse en eventos de control de pozos que en los ambientes con presiones normales.

12. Roes V, Reitsma D, Smith L, McCaskill J y Hefren F: “First Deepwater Application of Dynamic Annular Pressure Control Succeeds,” artículo IADC/SPE 98077, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de 2006.

> Perforación convencional y MPD en aguas profundas. Los diagnósticos de dos pozos de re-entrada fallidos de la plataforma Mars operada por Shell condujeron a una prognosis según la cual la perforación convencional (extremo superior) se traduciría en una ECD con una aproximación de 0,006 g/cm3 [0,05 lbm/galón] respecto de la densidad de lodo equivalente (EMW) del valor de la prueba de integridad de la formación (FIT) (puntos rojos, extremo superior). Con los métodos MPD (extremo inferior), el EMW podría reducirse (verde) y, mediante el agregado de una presión anular de 525 lpc [3,62 MPa], la brecha entre la FIT (puntos rojos) y la ECD se expandiría a 0,036 g/cm3 [0,3 lbm/galón] equivalente (puntos rojos, extremo inferior). (Adaptado de Roes et al, referencia 12.)

MPD Figure 8_4

TVD,

pie

sTV

D, p

ies

Perforación convencional: prognosis del pozo de re-entrada Mars A-1412 000

12 500

13 000

6,0

13 500

14 000

14 500

15 000

15 500

16 000

16 500

12 000

12 500

13 000

13 500

14 000

14 500

15 000

15 500

16 000

16 500

7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0

5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0

FIT

16,0 17,0

5,0

Perforación con presión controlada: prognosis del pozo de re-entrada Mars A-14

FIT

Presión de poroMW estáticoEMW estático, MPDEMW dinámicoGradiente de fractura

Presión de poroMW estáticoEMW estático, MPDEMW dinámicoGradiente de fractura

Presión de poro–gradiente de fracturaDensidad de lodo equivalente, lbm/galón

Presión de poro–gradiente de fracturaDensidad de lodo equivalente, lbm/galón

42005schD5R1.indd 7 9/12/11 10:02 PM


Habitualmente, los pozos HPHT se complican aún más por la existencia de márgenes de perfo-ración más estrechos y por la poca disponibilidad de información de pozos vecinos. Ante una de estas dos situaciones o ambas, los perforadores deben estar preparados para las consecuencias de la presencia de presiones más altas que las anticipadas, aún cuando se trate de situaciones rutinarias. Por ejemplo, durante las operaciones de perforación tradicionales, existen múltiples métodos de predicción y detección que ayudan a reducir la incertidumbre asociada con la presión. No obstante, algunos operadores se niegan a uti-lizar la práctica de predicción de la presión de poro en los pozos HPHT.

Shell utiliza los equipos MPD en pozos que se caracterizan por una alta incertidumbre asociada con la presión. Mediante la inducción rutinaria e intencional del flujo durante las operaciones MPD —utilizando esencialmente tanto el método UBD como el método MPD en diferentes secciones del pozo— los ingenieros pueden determinar la pre-sión de poro en tiempo real. Provisto de datos pre-cisos de presión de poro, el operador puede continuar la perforación a la vez que mantiene una presión de fondo de pozo constante para per-manecer dentro de la ventana de perforación. Por otro lado, Shell manipula los sistemas de flui-dos de perforación para reforzar el pozo, mediante lo cual altera efectivamente el gradiente de frac-tura y expande el rango apto para perforación.

Los volúmenes inusuales de flujo de retorno a menudo constituyen una indicación del fenómeno que se conoce como surgencia (flujo natural) intermitente (wellbore breathing o ballooning).

Este fenómeno se produce cuando las fracturas inducidas por la perforación absorben un volu-men de fluido de perforación. Cuando las bombas se desconectan y la ECD se reduce, estas fracturas se cierran y expulsan el fluido, lo que produce flujo de retorno en la superficie. Mediante el registro del volumen de flujo de retorno antes e inmedia-tamente después de atravesar la zapata de la tubería de revestimiento —proceso denominado

fingerprinting— los perforadores pueden esta-blecer un volumen de flujo de retorno de referen-cia esperable en un pozo determinado cuando las bombas se encuentran desconectadas (izquierda). Si el volumen de flujo de retorno excede el volu-men registrado de flujo de retorno, el excedente se interpreta a menudo erróneamente como un golpe de presión, un influjo de fluidos de formación indu-cido por la presión, más que como un fenómeno de surgencia intermitente.

Los perforadores reaccionan ante un golpe de presión a través del incremento de la densidad del lodo. No obstante, la adopción de esta medida cuando el incremento del volumen se debe a un fenómeno de surgencia intermitente puede gene-rar consecuencias serias; un incremento de la densidad del lodo puede hacer que una condición de sobre balance leve se convierta en una condi-ción de sobre balance severo, que produzca una pérdida de fluido aún mayor.

Mediante la ejecución de una operación de perforación con un paquete MPD y el manteni-miento de una BHP constante, los ingenieros pue-den eliminar no sólo las fluctuaciones de presión entre el modo de perforación dinámico y el modo de perforación estático, que causan el fenómeno de surgencia intermitente, sino también cual-quier posibilidad de diagnóstico erróneo (abajo). Por otro lado, la precisión y la velocidad con que reaccionan a las variaciones de presión hacen que

>Medición del flujo de retorno. Este registro del flujo de retorno de un pozo de alta presión y alta temperatura (HPHT) de México fue efectuado durante la segunda conexión con el sistema DAPC, antes de las operaciones MPD. El volumen de flujo de retorno, o incremento, después de desconectar las bombas (área sombreada verde) se complementa con las pérdidas (área sombreada gris) cuando las bombas vuelven a ponerse en funcionamiento y el operador pasa del modo de perforación estático al dinámico. (Adaptado de Fredericks et al, referencia 13.)

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Pozo HPHT de MéxicoFlujo del pozo antes de las operaciones MPD

Tiempo

Pres

ión,

lpc

y flu

jo, g

alón

/min

uto

22:40:00 22:48:20 22:56:40 23:05:00 23:13:20

MPD Figure 9_4

Pérdida

Incremento

Flujo de entrada a las bombas del equipo de perforación, galón/minutoContrapresión, lpcMedidor de flujo, galón/minuto

> Sin surgencia (flujo natural) intermitente. Los datos de presión registrados con el sistema DAPC durante la quinta conexión efectuada en el mismo pozo HPHT que el de la figura previa, no muestran signos de surgencia intermitente (línea naranja). Cuando las bombas del equipo de perforación se hacen funcionar por ciclos (verde), la presión y la velocidad de la bomba de contrapresión del sistema DAPC (líneas negra y púrpura) se incrementan o se reducen automáticamente para mantener la presión del punto de ajuste de la ECD (línea roja) y la densidad (línea azul) tanto en el modo de perforación dinámico como en el modo de perforación estático. La falta de incrementos o pérdidas debidas al flujo de retorno o la falta de surgencia intermitente indica que el pozo se encuentra en equilibrio con esta BHP constante. (Adaptado de Fredericks et al, referencia 13.)

Pozo HPHT de MéxicoConexión 5

500

450

400

350

300

250

200

150

100

1:46

50

0

Pres

ión,

lpc

y flu

jo, g

alón

/min

uto

Dens

idad

de

lodo

equ

ival

ente

ECD

, lbm

/gal

ón

1:47

1:48

1:49

1:50

1:51

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2:00

2:01

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2:06

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2:10

2:11

2:12

2:13

2:14

2:15

2:16

18,5

18,0

17,5

17,0

16,5

MPD Figure 10_5

Tiempo

Bomba de contrapresión, galón/minutoFlujo de entrada a las bombas del equipo de perforación, galón/minutoPresión del punto de ajuste ECD, lbm/galónMedición del flujo de salida, galón/minuto

Contrapresión, lpcECD, lbm/galón

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24 Oilfield Review

los sistemas MPD automatizados resulten adecua-dos para la rápida identificación y abordaje de numerosos peligros de perforación comunes antes de que se conviertan en verdaderos problemas.13

En ciertos casos, una vez identificados los riesgos de perforación, las prácticas MPD pueden utilizarse con otras tecnologías para superarlos. Por ejemplo, en el campo McAllen-Pharr operado por Shell en el Condado de Hidalgo, en Texas, EUA, el operador debió abordar la perforación a través de zonas producidas en las que la predic-ción del grado de agotamiento se complicaba por la presencia de fallas difíciles de mapear. Por otro lado, las zonas que habían sido agotadas hasta alcanzar un valor de presión 5 000 lpc [34 MPa] más bajo que la presión original a menudo se encontraban entre capas de arenas vírgenes sobrepresionadas, lo que tornaba impracticable su aislamiento con un liner.14

En los campos cercanos, como consecuencia del incremento de la densidad del lodo en prepa-ración para el viaje de salida del pozo, el operador había experimentado pérdidas de fluido severas al alcanzar la profundidad de colocación del liner. Para resolver el problema en esos pozos, se utilizó el método de perforación con liner o con tubería de revestimiento; en el que la sarta de perforación es reemplazada por un liner o una tubería de revestimiento que puede quedar en el pozo; esto permite eliminar las maniobras (viajes) y la necesidad de aumentar la densidad del lodo.

La perforación con liner funcionó en estos campos porque la baja permeabilidad de las zonas que se estaban perforando impedía el flujo en el pozo, incluso cuando las bombas se encontraban desconectadas, y la densidad de lodo equivalente era inferior a la presión de poro. La incertidumbre asociada con la presión y la expectativa de la existencia de alta permeabilidad tornaban insos-tenible la aplicación de esta estrategia sola en el campo McAllen-Pharr.

Shell recurrió al equipo MPD automatizado y adaptó su sistema a las aplicaciones terrestres. Los ingenieros redujeron el tamaño y el peso del colector múltiple de estrangulamiento mediante la reducción del número de estranguladores, vál-vulas y líneas de derivación, lo que además trajo aparejadas mejoras en el sistema de potencia hidráulica. El colector múltiple pasó de un diseño de tres estranguladores a otro de dos, con un estrangulador dedicado al manejo de la contra-presión y el otro a funciones de servicio, tales como apoyo y alivio automatizado de la presión.15

Una bomba del equipo de perforación, en vez de una bomba dedicada, proporcionaba la contra-presión cuando las bombas de lodo primarias se encontraban desconectadas.

El primer pozo del campo perforado con la unidad modificada, el pozo Bales 7, se caracteri-zaba por la presencia de fallas complejas y esca-sos datos de pozos vecinos. Esto dificultaba la predicción de la presión de poro y de los regíme-nes de gradientes de fracturas en las arenas pros-pectivas objetivo a través de las cuales Shell intentaba efectuar la perforación.

El plan del operador requería una zapata de tubería de revestimiento de 75/8 pulgadas a una profundidad medida (MD) de aproximadamente 2 652 m [8 700 pies]. Luego, se perforaría con-vencionalmente una sección horizontal de 640 m [2 100 pies], en una trayectoria en forma de S a lo largo de una tangente de 19°.16 A continuación, se procedería a perforar verticalmente un agujero de 61/2 pulgadas, utilizando tubería articulada y equipos MPD automatizados hasta 3 158 m [10 360 pies]. Desde allí, la sección de 61/2 pulgadas se perforaría hasta 3 373 m [11 065 pies] mediante el método de perforación con tubería de revestimiento y MPD (arriba). Toda la sección de 61/2 pulgadas sería per-forada en condiciones de bajo balance estático.

El punto de ajuste de la ECD fue de 1,7 g/cm3

[14,15 lbm/galón] en la zapata de la tubería de revestimiento, la cual se incrementó hasta alcan-zar 1,8 g/cm3 [14,9 lbm/galón] en la profundidad total. En promedio, el sistema controló la ECD con una precisión de 0,01 g/cm3 [±0,12 lbm/galón] res-pecto del punto de ajuste, mediante el manejo continuo de la contrapresión entre 100 y 200 lpc [0,7 y 1,38 MPa]. En la sección perforada con la

columna de perforación convencional, este pro-ceso incluyó 16 transiciones de las bombas; en dichas ocasiones, las bombas fueron detenidas y encendidas para efectuar 15 conexiones y una vez más para reemplazar los sellos con fugas en el dispositivo de control rotativo.

En la segunda sección del agujero de 61/2 pul-gadas se encontraron gradientes de presión de poro al menos 0,02 g/cm3 [1,5 lbm/galón] más altos que los observados en dirección a la superficie. Considerando además los niveles de agotamiento previstos, se determinó que las pérdidas de fluidos serían demasiado grandes con un arreglo de perfo-ración convencional, de manera que los ingenieros optaron por perforar con tubería de revestimiento hasta la profundidad final.17 La densidad del lodo estático para toda la sección fue de 1,8 g/cm3 [15,7 lbm/galón] y la ECD mantuvo un valor cons-tante de 1,9 g/cm3 [16,2 lbm/galón].

Si bien durante la perforación fluyó gas del pozo, y el volumen de flujo se incrementó con la profundidad, la BHP se mantuvo constante con una aproximación respecto de la densidad promedio de lodo equivalente de 0,02 g/cm3 [±0,18 lbm/galón] a través de 13 transiciones de bomba. Mediante la utilización del método MPD para evitar pérdidas a la vez que se mantenía una ECD constante, los ingenieros alcanzaron la TD con una sarta de per-foración de 31/2 pulgadas.

Finalmente, los ingenieros utilizaron prácti-cas automatizadas de control de presión para cementar la tubería de revestimiento de produc-

> Perfil de pozo. El pozo Bales 7 fue perforado como un pozo de alto ángulo hasta la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento de 75/8 pulgadas y luego se hizo vertical. La sección de producción se perforó a continuación en dos pasos destinados a abordar los regímenes variables de presión de poro y presión de iniciación de la fractura, los cuales suscitaban pérdidas de fluidos en ciertas secciones e influjo de gas en otras. (Adaptado de Montilva et al, referencia 14.)

Pozo Bales 7, sección vertical

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12 0002 500 2 000 1 500 1 000

Longitud horizontal, pies

500 0

Tangente de 19°

Unión de iniciode la desviación

MPD Figure 11_2

Tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadasa una TVD de 8 278 pies

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ción, mediante el mantenimiento de una contra-presión de 90 lpc [0,6 MPa] durante la circulación llevada a cabo antes de la cementación. Una vez estabilizados los retornos, las bombas fueron des-conectadas para instalar un cabezal de cementa-ción y la BHP se mantuvo constante mediante la aplicación de una contrapresión oscilante entre 200 y 210 lpc [1,38 y 1,45 MPa]. Después de bom-bear el espaciador, se utilizó el estrangulador para mantener una ECD constante de 1,9 g/cm3

[16,2 lbm/galón] durante la cementación. Como resultado, el pozo fue cementado con éxito sin que se produjera pérdida de fluido alguna.

Durante la perforación de los pozos del campo McAllen-Pharr con liner y equipos MPD, el gas se hizo circular a través del separador de gas. Para minimizar las pérdidas de fluidos, se efec-tuaron ajustes ocasionales de la densidad del lodo. Shell utilizó esta combinación de métodos MPD, UBD y de perforación con tubería de reves-timiento, para expandir su programa de perfora-ción con tubería de revestimiento a otros campos del Sur de Texas y evitar el costo significativo que implica la utilización de un liner como parte de un plan de contingencias.18

La perforación de lo imposible, las temperaturas muy elevadas y mucho másLa utilización de contrapresión aplicada externa-mente en un sistema de perforación cerrado para mantener una presión de fondo de pozo cons-tante es un procedimiento relativamente nuevo de perforación a través de márgenes estrechos. Los operadores siguen descubriendo nuevas apli-caciones para el método MPD a medida que intentan buscar respuestas a los desafíos únicos de perforación que plantea la presión.

Por ejemplo, en las cuencas en proceso de maduración, los operadores a menudo optan por perforar pozos de re-entrada a partir de los pozos existentes para alcanzar las reservas descubiertas pero no desarrolladas con las cuales poder hacer frente a la caída de la producción. No obstante, estos esfuerzos a menudo se ven obstaculizados por las altas pérdidas de fluido anular que se

registran a medida que los pozos atraviesan zonas agotadas. Las prácticas de perforación convencio-nales llevadas a cabo en este ambiente a menudo no logran el acceso al petróleo descubierto pero no desarrollado por problemas de perforación, tales como el atascamiento de las tuberías o las dificultades asociadas con la entubación.

Si bien el método MPD parecería una solu-ción probable, el desafío se complica aún más porque estos pozos de re-entrada de diámetro reducido se perforan tradicionalmente utilizando motores de desplazamiento positivo. Estos moto-res generan fluctuaciones continuas de la ECD al pasar del modo de deslizamiento al modo de rota-ción, lo que hace casi imposible que la BHP sea constante. La solución para un operador del Golfo de México fue la aplicación del método MPD en combinación con una nueva generación de herra-mientas rotativas direccionales y sensores de presión durante la perforación.19 En base al éxito de esta compañía, los operadores de todo el Golfo están reevaluando las oportunidades para exten-der la vida productiva y la rentabilidad de los campos maduros a través de la perforación de pozos de re-entrada de diámetro reducido.

En Australia, durante la perforación de los pozos de un proyecto geotérmico en la cuenca Cooper, Geodynamics Limited observó que el basa-mento granítico se encontraba inesperadamente sobrepresionado, con una sobrepresión de 5 200 lpc [36 MPa]. Por otro lado, el régimen de esfuerzos existente en el granito creaba condiciones que pro-ducían golpes de presión y pérdidas de fluido. En este primer pozo perforado con técnicas convencio-nales, el operador incurrió en un NPT considerable cuando se vio obligado a utilizar un incremento de la densidad del lodo de 0,5 g/cm3 [4,0 lbm/galón] para controlar y detener un influjo de fluido pro-veniente del basamento sobrepresionado.

Luego, el operador recurrió al sistema DAPC para mantener el delicado balance entre la sobre-presión y el gradiente de fractura en los dos pozos siguientes. En el segundo pozo, los ingenieros uti-lizaron el sistema para controlar y detener un influjo de fluido en 90 minutos, mediante el incre-

mento de la densidad del lodo en sólo 0,1 g/cm3 [0,7 lbm/galón]. Además, utilizaron el sistema para mantener una ECD constante, mediante la mani-pulación de la contrapresión entre 220 y 295 lpc [1,5 y 2,0 MPa] durante las operaciones de perfo-ración, y entre 525 y 625 lpc [3,6 y 4,3 MPa] durante las conexiones.20

La herramienta correcta para la operación correctaDebido a su flexibilidad y al control continuo del flujo y la presión, el uso de la técnica MPD consti-tuye a menudo un método de perforación más seguro y menos costoso que el método de perfora-ción en condiciones de bajo balance o de sobre balance. Esto se verifica especialmente en ambien-tes con márgenes de perforación estrechos o des-conocidos. El método MPD ha sido utilizado, por ejemplo, en la prevención de golpes de presión durante el cruce de las zonas de detritos de los ambientes de perforación subsalinos. También se ha empleado para reemplazar los medidores de flujo másico de Coriolis —que pueden ser sensi-bles a la existencia de gas arrastrado y vibracio-nes, y altamente susceptibles a los procesos de mantenimiento deficientes— para la detección temprana de los golpes de presión.21

El aprovechamiento máximo del método MPD requiere que sea aplicado en las situaciones de perforación para las que resulta más apropiado. Si bien a menudo y correctamente se lo considera una forma de perforar con éxito pozos que de lo contrario no alcanzarían sus objetivos, no debe ser tomado como la respuesta a todos los proble-mas de perforación ni como el método de último recurso. Los candidatos más adecuados para el método MPD son los pozos con pozos vecinos caracterizados por problemas de inestabilidad, pérdidas excesivas de fluido de perforación, o pozos que serán perforados a través de zonas vír-genes presionadas y zonas agotadas, o de lo con-trario, subpresionadas. Esos parámetros solos indican que es considerable el número de pozos que constituyen buenos candidatos para la téc-nica de MPD. —RvF

13. Fredericks P, Sehsah O, Gallo F y Lupo C: “Practical Aspects and Value of Automated MPD in HPHT Wells,” artículo AADE 2009NTCE-04-04, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Nueva Orleáns, 31 de marzo al 1° de abril de 2009.

14. Montilva J, Fredericks P y Sehsah O: “New Automated Control System Manages Pressure and Return Flow While Drilling and Cementing Casing in Depleted Onshore Field,” artículo SPE 128923, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

15. Montilva et al, referencia 14.16. Para obtener más información sobre las operaciones

de perforación de alcance extendido, consulte: Bennetzen B, Fuller J, Isevcan E, Krepp T, Meehan R,

Mohammed N, Poupeau J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4–15.

17. Para obtener más información sobre las operaciones de perforación con tubería de revestimiento, consulte: Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM: “Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 46–65.

18. Montilva et al, referencia 14.19. Njoku JC, Husser A y Clyde R: “New Generation Rotary

Steerable System and Pressure While Drilling Tool Extends the Benefits of Managed Pressure Drilling in the Gulf of Mexico,” artículo SPE 113491, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de Petróleo y Gas de la India, Mumbai, 4 al 6 de marzo de 2008.

20. @balance: “Successful Use of Managed Pressure Drilling to Eliminate Losses and Control Influx in Hot Fractured Rock Geothermal Wells,” http://www.atbalance.com/NE_News_Geothermal.html (Se accedió el 1° de diciembre de 2010).

21. Para obtener más información sobre las operaciones de perforación en ambientes subsalinos, consulte: Pérez MA, Clyde R, D’Ambrosio P, Israel R, Leavitt T, Nutt L, Johnson C y Williamson D: “Respondiendo al desafío de explotar estructuras subsalinas,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 36–51.

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26 Oilfield Review

Valor del agua de formación

Normalmente, los operadores consideran al agua de formación como un subproducto

indeseado de la producción de hidrocarburos. No obstante, las muestras y el análisis

de esa misma agua proveen información vital para los planes de desarrollo de

campos petroleros que incluyen la optimización del diseño de las terminaciones,

la selección de materiales y la recuperación de hidrocarburos.

Medhat AbdouAbu Dhabi Company for Onshore OperationsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Andrew CarnegieWoodside PetroleumPerth, Australia Occidental, Australia

S. George MathewsKevin McCarthyHouston, Texas, EUA

Michael O’KeefeLondres, Inglaterra

Bhavani RaghuramanPrinceton, Nueva Jersey, EUA

Wei WeiChevronHouston, Texas

Cheng Gang XianShenzhen, China

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sherif Abdel-Shakour y Greg Bowen, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Ahmed Berrim, Abu Dhabi Marine Operating Company, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Hadrien Dumont, Balikpapan, Indonesia; Will Haug, Cuong Jackson y Oliver Mullins, Houston; Chee Kin Khong, Luanda, Angola; Cholid Mas, Yakarta; y Artur Stankiewicz, Clamart, Francia.InSitu Density, InSitu Fluid Analyzer, InSitu pH, MDT, Oilphase-DBR, PS Platform y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger.

Oilfield ReviewSPRING 11 WATER Fig. OpenerORSPRG11-WATER Fig. Opener

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Ante la mención de la presencia inesperada de agua de formación en sus pozos, muchas compa-ñías productoras de petróleo y gas reaccionan con alarma. La producción imprevista de agua, especialmente si contiene impurezas indeseadas, puede reducir significativamente el valor de un activo hidrocarburífero. Además, puede acelerar el daño de los equipos e incrementar los costos de manipulación y eliminación del agua. Pero la captura de una cierta cantidad de agua de forma-ción también es de utilidad, ya que las propieda-des del agua contienen información que puede ser utilizada para incidir significativamente en la rentabilidad de los campos petroleros.

El análisis del agua de formación desempeña un rol importante en el modelado dinámico de los yacimientos, la cuantificación de las reservas y el cálculo de los costos de las terminaciones de pozos que incluyen los montos que se invertirán en el entubado y el equipamiento de superficie; las erogaciones de capital (capex). El análisis del agua también ayuda a los operadores a estimar los costos operativos (opex), tales como el costo de los proyectos de inyección química. La cuantifi-cación de la química del agua asiste en la com-prensión de la conectividad del yacimiento y en la caracterización de las zonas de transición en los carbonatos, por lo que incide en las estimaciones de la extensión de los yacimientos. Además, ayuda a los planificadores del desarrollo de campos petroleros a determinar si los nuevos descubri-mientos pueden ser conectados a la infraestruc-tura existente y es crucial para el diseño de los proyectos de inyección de agua.

Las propiedades del agua de formación varían entre un yacimiento y otro, y dentro de un mismo yacimiento. La composición del agua depende de una serie de parámetros que incluyen el ambiente depositacional, la mineralogía de la formación, su historia de presión y temperatura, y el influjo o la migración de los fluidos. En consecuencia, las propiedades del agua pueden variar a lo largo del tiempo con la interacción entre el agua y la roca, y con la producción y el reemplazo de los fluidos del yacimiento por agua de otras formaciones, agua inyectada u otros fluidos inyectados.

Este artículo examina las causas de la varia-ción de la composición del agua y describe el valor del análisis del agua de formación a lo largo de toda la vida productiva del yacimiento, desde la fase de exploración hasta las fases de desarro-llo y producción. Algunos ejemplos de Noruega, Medio Oriente, el Golfo de México y China ilus-tran los métodos de recolección de muestras de agua de alta calidad y muestra cómo el análisis del agua de formación, tanto en condiciones de

fondo de pozo como en condiciones de superficie, contribuye a la comprensión y el desarrollo de los yacimientos.

La composición del aguaLa mayoría de las rocas yacimiento se forman en el agua, a través de la depositación de granos de rocas o detritus biológico. El agua que queda entram-pada en los poros a medida que los sedimentos se compactan y se unen entre sí se denomina agua connata; el agua presente en el yacimiento en el momento en que es penetrado por una barrena de perforación se denomina agua de formación. El agua connata reacciona con la roca hasta un punto que depende de la temperatura, la presión, la composición del agua y la mineralogía de la for-mación. Las reacciones químicas y biológicas pue-den iniciarse tan pronto como se depositan los sedimentos y pueden continuar y acelerarse con-forme la formación es sometida a mayor presión y temperatura durante el sepultamiento. Los efec-tos combinados de estos procesos químicos, físicos y biológicos se conocen como diagénesis.1

Si bien gran parte de los esfuerzos se ha centrado en el estudio del impacto de la diagénesis sobre las formaciones rocosas, poco se ha hecho para comprender cómo afecta al fluido original pre-sente en la roca; el agua.

El agua connata varía con el ambiente deposi-tacional. En los sedimentos marinos, se trata de agua de mar. En los depósitos lacustres y fluvia-les, se trata de agua dulce. En los depósitos eva-poríticos, el agua intersticial corresponde a una salmuera de alta salinidad (arriba).2 Estas solu-ciones acuosas contienen componentes iónicos, los cuales incluyen cationes tales como el sodio [Na+], el magnesio [Mg2+], el calcio [Ca2+], el potasio [K+], el manganeso [Mn2+], el estroncio [Sr2+], el bario [Ba2+] y el hierro [Fe2+ y Fe3+]; aniones tales como el cloruro [Cl–], el sulfato [SO4

2–], el bicarbonato [HCO3–], el carbonato

[CO32–], el hidróxido [OH–], el borato [BO3

3–], el bromuro [Br–] y el fosfato [PO4

3–]; y ácidos débi-

les no volátiles. El agua también puede contener gases disueltos, tales como el dióxido de carbono [CO2] y el ácido sulfhídrico [H2S], el nitrógeno, los ácidos orgánicos, las bacterias sulfato-reduc-toras, los sólidos disueltos y suspendidos, y las trazas de compuestos de hidrocarburos.

Las concentraciones de estos componentes pue-den variar a medida que el agua es expulsada por la compactación y reacciona con los minerales de la formación. Algunos minerales reaccionan fácilmente. Por ejemplo, el mineral de la arcilla glauconita posee aproximadamente la siguiente composi-ción: K0,6Na0,05Fe3+

1,3Mg0,4Fe2+0,2Al0,3Si3,8O10(OH)2.

Si el agua connata se encuentra subsaturada en los componentes de la arcilla, interactuará con los granos minerales mediante el intercambio iónico, lixiviando los iones de la glauconita en la solución acuosa. Otros minerales, tales como el cuarzo [SiO2], poseen mayor resistencia a la disolución y permanecen como la matriz de la roca. Si el agua se satura con los iones de la roca, los minerales pueden precipitar y formar nuevos granos o desa-rrollarse en los granos existentes. Las propieda-des del agua, tales como el pH y la concentración iónica, son algunos de los factores que controlan o inciden en las interacciones entre el agua y la roca.

Aún después de alcanzar un estado de equili-brio, las interacciones entre el agua y la roca con-tinúan. No obstante, los cambios producidos en la temperatura, la presión, la profundidad y el echado estructural, pueden alterar el equilibrio, como lo hacen la migración y la acumulación de petróleo y gas, que empujan el agua a mayor profundidad a medida que los hidrocarburos más livianos se elevan a través de las formaciones.

> Variaciones de la salinidad. La salinidad del agua connata varía con el ambiente depositacional; se incrementa del agua dulce de los ríos al agua de mar y los sistemas evaporíticos salobres. El agua de formación, que es el resultado de la mezcla de agua y de otros procesos físicos y químicos, presenta un amplio rango de salinidades. (Datos de Warren, referencia 2.)

Oilfield ReviewSPRING 11 WATER Fig. 1ORSPRG11-WATER Fig. 1

Agua fluvial promedio

Tipo de agua Salinidad, partes por mil

0,11

Agua de formación 7 a 270

Agua de mar 35

Sistemas evaporíticos 35 a 350

1. Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 14–29.

2. El agua intersticial es el agua que se encuentra entre los granos. Para obtener más información sobre las evaporitas, consulte: Warren JK: Evaporites: Sediments, Resources and Hydrocarbons. Berlín, Alemania: Primavera de 2006.

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28 Oilfield Review

El influjo de agua desde otras fuentes, tales como el agua meteórica, los acuíferos, el agua inyectada y otros fluidos inyectados, también puede produ-cir cambios en las propiedades del agua (arriba).

La producción de agua de formación es otra de las causas del desequilibrio; los minerales disueltos y los gases pueden precipitar a partir de la solución a medida que el fluido llega a la super-ficie; especialmente como reacción a los sulfatos introducidos en la formación a través de la inva-sión del fluido de perforación o la inyección de agua de mar. Estas pérdidas de los componentes disueltos alteran la composición del agua produ-cida o muestreada, de modo que el agua recupe-rada en la superficie quizás no representa el agua de formación real. Por este motivo, es importante recolectar y analizar el agua de formación bajo las condiciones existentes en sitio y continuar haciéndolo a medida que cambian las condicio-nes del yacimiento.

Aplicaciones del análisis del aguaEl agua de formación es rica en información refe-rente a la roca en la que reside, y puede propor-cionar datos cruciales para los análisis en todas las fases de la vida productiva de un yacimiento. En las primeras etapas de la vida productiva de un campo, el análisis del agua de formación esta-blece la salinidad y la resistividad del agua para la evaluación petrofísica.3 La ecuación de satura-ción de agua de Archie, en la cual la saturación y las reservas de petróleo se computan con mucha frecuencia a partir de registros, requiere el valor

de la resistividad del agua como dato de entrada. Ese valor se computa a menudo a partir de las mediciones derivadas de los registros de resistivi-dad y porosidad, obtenidas en una zona de agua, en la que el agua probablemente no posea la misma composición que el agua de formación del yacimiento en otras zonas. El análisis de las mues-tras de agua de formación extraídas de la pata de petróleo es considerado una de las formas más confiables de obtención de la salinidad del agua y la resistividad para los cálculos de la saturación.

Antes de seleccionar el material para la tube-ría de revestimiento o la tubería de producción, es vital evaluar la corrosividad del gas, el petróleo y el agua a producir. El gas libre presente en la for-mación puede contener constituyentes corrosivos —tales como el H2S y el CO2— y estos mismos constituyentes pueden disolverse en el agua de formación. Los pozos que producen dichos fluidos en concentraciones que exceden ciertos límites requieren tuberías de revestimiento con formula-ciones metalúrgicas especiales resistentes a la corrosión, o tratamientos con químicos inhibido-res de la corrosión.4 Por otro lado, las líneas de conducción y las instalaciones de superficie deben tener la capacidad para manipular el agua producida junto con sus gases (véase “De las líneas de conducción al mercado,” página 4). Para diseñar la tubería de producción, las líneas de flujo y las instalaciones de superficie, los inge-nieros deben conocer la composición química del agua de formación. Los valores del pH y la salini-dad del agua, utilizados en los cálculos metalúrgi-

cos para la selección de los tubulares, deben incluir los valores correspondientes a las condi-ciones de presión y temperatura de yacimiento así como la composición del agua.5

A medida que se producen los fluidos de yaci-miento, la reducción de presión asociada puede causar la liberación de gas a partir de la solución y la precipitación y depositación de sólidos en los poros del yacimiento y sobre la tubería de produc-ción y el equipamiento de fondo de pozo. Por ejem-plo, a medida que se reduce la presión, el agua de formación libera gas CO2, el pH del agua se incre-menta y la solución se supersatura con carbonato de calcio [CaCO3], lo que puede producir la depo-sitación de incrustaciones que eventualmente obs-truyen el flujo (próxima página).6 La precipitación puede pronosticarse mediante el modelado o la experimentación en el laboratorio si se conoce la química del agua de formación.

Las incrustaciones también pueden formarse cuando se mezclan aguas con diferentes composi-ciones.7 Por ejemplo, la precipitación de sólidos de sulfato de bario [BaSO4] o de sulfato de estroncio [SrSO4] constituye un problema común cuando se inyecta agua de mar, que contiene sulfatos, en formaciones que contienen bario o estroncio. También se produce cuando los sulfatos prove-nientes de la invasión del fluido de perforación interactúan con el agua de formación, y es la razón principal que subyace las prácticas industriales recientes en las que se utilizan fluidos de perfora-ción con bajo contenido de sulfatos. Dichas incrus-taciones pueden depositarse en la formación o en la tubería de producción.8 Las tuberías obturadas parcialmente pueden limpiarse a veces con herra-mientas de reparación de pozos que despliegan abrasivos y la acción de chorros de limpieza. No obstante, si la incrustación es demasiado espesa, es poco lo que se puede hacer excepto extraer la tubería y reemplazarla; a un costo significativo.

El manejo efectivo de la acumulación de incrus-taciones es un tema importante para la planeación del desarrollo de campos petroleros y puede pro-ducir un impacto directo sobre la viabilidad de la producción, especialmente en los campos margi-nalmente económicos.9 El potencial del agua de formación para formar incrustaciones cuando se mezcla con el agua inyectada debe ser evaluado si va a explotarse alguna parte del campo con el soporte de presión proveniente de los fluidos inyectados. En muchos casos, los operadores debieron modificar los planes —por ejemplo, mediante la suspensión de la inyección de agua de mar y su reemplazo por otra fuente más costosa de agua de inyección— en base al conocimiento de las propiedades del agua de formación.10

>Movimiento del agua y procesos que pueden incidir en la evolución del agua de formación. La composición del agua de formación que rellena originalmente una capa de arenisca puede ser modificada a través del agregado de agua de otras fuentes (flechas), tales como el agua meteórica y el agua expulsada de las lutitas y la sal en proceso de compactación. El agua también puede ser alterada por el influjo de los hidrocarburos en migración. Las fallas que actúan como sello y otras barreras al flujo pueden formar compartimentos con composiciones de agua diferentes. Por otro lado, las fallas conductoras facilitan el flujo.


Basamento

Fallas

Lluvia (agua meteórica)

Mar

Lutita

Acumulación dehidrocarburos

LutitaSal

Arenisca

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A la hora de evaluar el potencial para la acu-mulación de incrustaciones, una de las mayores incertidumbres es quizás la composición del agua de formación y las propiedades de fondo de pozo. Algunas compañías han adoptado la práctica de monitoreo del agua como rutina para los campos con propensión a la formación de incrustaciones. Por ejemplo, Statoil monitorea la composición del agua producida de la mayoría de sus pozos de petróleo y gas y utiliza gráficas de interrelación de la relación de las concentraciones iónicas para asistir en la definición de las zonas de agua productivas.11 La frecuencia de muestreo depende de la necesidad: en los casos que plantean un alto potencial para la acumulación de incrustaciones, el agua se muestrea semana por medio o cada dos semanas.

Otra de las aplicaciones del modelado del agua en la planeación de desarrollos es la optimización de la mezcla de las corrientes de los pozos y la par-ticipación en el proceso: cuando las corrientes de producción de diversos pozos, especialmente de pozos submarinos, se combinan antes de ser enviadas a los separadores intermedios o las ins-talaciones de procesamiento. Para minimizar el riesgo de acumulación de incrustaciones y corro-sión en las líneas de conducción, los operadores deben comprender claramente la interacción química del agua producida proveniente de dife-rentes fuentes antes de comprometerse con ero-gaciones de capital considerables.

La composición del agua de formación desem-peña un rol importante en el “agriamiento,” un proceso por el cual se produce un incremento de la concentración de H2S en el yacimiento.12 En muchos casos, el fenómeno de agriamiento se atribuye a

la actividad microbiana; el agua de mar inyectada constituye una fuente de generación de bacterias sulfato-reductoras (SRB) y el agua de formación suministra los nutrientes en forma de ácidos orgánicos de bajo peso molecular denominados ácidos grasos volátiles (VFA). Las consecuencias del agriamiento de los yacimientos son potencial-mente costosas. El incremento de los niveles de H2S incrementa los riesgos de seguridad para el personal de los campos petroleros, reduce el valor de venta de los hidrocarburos producidos e incrementa las tasas de corrosión en los equipa-mientos de fondo de pozo y en las instalaciones de superficie. Aproximadamente un 70% de los

yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua en todo el mundo experimenta el fenómeno de agriamiento.13 La comprensión de las propieda-des del agua y el modelado de sus cambios a lo largo de toda la vida productiva del yacimiento ayudan a los ingenieros químicos a pronosticar la generación de H2S y tomar decisiones informadas acerca de la selección de los materiales y el diseño de las instalaciones. Por consiguiente, las muestras de agua con bajos niveles de contamina-ción son esenciales para establecer el nivel de VFA presentes en el agua de formación.14

Las variaciones producidas en la composición del agua de formación también pueden revelar la existencia de compartimentalización —o la falta de comunicación hidráulica entre volúmenes de yacimientos adyacentes— si los yacimientos han sido aislados el tiempo suficiente para que sus aguas de formación alcancen diferentes estados de equilibrio. La comprensión de la conectividad de los yacimientos es importante para estimar la magnitud del soporte de los acuíferos —el empuje de agua natural presente en muchos yacimien-tos— y para la planeación de las localizaciones de los pozos de desarrollo, la formulación de pro-gramas de recuperación relacionados con la inyección de agua, y la detección de la incursión de agua de inyección. El análisis del agua de for-mación, y en particular la comparación de su composición isotópica natural con la del agua de inyección, ha sido utilizada para el monitoreo de los proyectos de inyección de agua.15 Los isótopos actúan como trazadores en el agua para ayudar a los ingenieros de yacimientos a identificar las capas de alta permeabilidad, las fracturas y otras causas de la comunicación entre pozos.

> Acumulación de incrustaciones en la tubería de producción. Las incrustaciones reducen las tasas de flujo y, finalmente, pueden bloquear por completo la producción.


3. Warren EA y Smalley PC (eds): North Sea Formation Waters Atlas. Londres: The Geological Society, Geological Society of London Memoir 15 (1994).

4. Para obtener más información sobre la corrosión, consulte Acuña IA, Monsegue A, Brill TM, Graven H, Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA, Zapata Bermúdez F, Notoadinegoro DM y Sofronov I: “Detección de la corrosión en el fondo del pozo,” Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.

5. Williford J, Rice P y Ray T: “Selection of Metallurgy and Elastomers Used in Completion Products to Achieve Predicted Product Integrity for the HP/HT Oil and Gas Fields of Indonesia,” artículo SPE 54291, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático, Yakarta, 20 al 22 de abril de 1999.

6. Ramstad K, Tydal T, Askvik KM y Fotland P: “Predicting Carbonate Scale in Oil Producers from High Temperature Reservoirs,” artículo SPE 87430, presentado en el Sexto Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.

7. Mackay DJ y Sorbie KS: “Brine Mixing in Waterflooded Reservoir and the Implications for Scale Prevention,” artículo SPE 60193, presentado en el Segundo Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de enero de 2000.

8. Bezerra MCM, Rosario FF, Rocha AA y Sombra CL: “Assessment of Scaling Tendency of Campos Basin Fields Based on the Characterization of Formation

Waters,” artículo SPE 87452, presentado en el Sexto Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.

Para acceder a un panorama general de las causas y la mitigación de la acumulación de incrustaciones, consulte: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “La lucha contra las incrustaciones—Remoción y prevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–49.

9. Graham GM y Collins IR: “Assessing Scale Risks and Uncertainties for Subsea Marginal Field Developments,” artículo SPE 87460, presentado en el Sexto Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.

10. Graham y Collins, referencia 9. Andersen KI, Halvorsen E, Sælensminde T y Østbye

NO: “Water Management in a Closed Loop—Problems and Solutions at Brage Field,” artículo SPE 65162, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.

11. Ramstad K, Rohde HC, Tydal T y Christensen D: “Scale Squeeze Evaluation Through Improved Sample Preservation, Inhibitor Detection and Minimum Inhibitor Concentration Monitoring,” artículo SPE 114085, presentado en la Conferencia Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros de la SPE, Aberdeen, 28 al 29 de mayo de 2008.

12. Farquhar GB: “A Review and Update of the Role of Volatile Fatty Acids (VFA’s) in Seawater Injection

Systems,” artículo NACE 98005, presentado en la 53a Conferencia Anual de la NACE, San Diego, California, EUA, 22 al 27 de marzo de 1998.

Mueller RF y Nielsen PH: “Characterization of Thermophilic Consortia from Two Souring Oil Reservoirs,” Applied and Environmental Microbiology 62, no. 9 (Septiembre de 1996): 3083–3807.

13. Elshahawi H y Hashem M: “Accurate Measurement of the Hydrogen Sulfide Content in Formation Water Samples—Case Studies,” artículo SPE 94707, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

14. Elshahawi y Hashem, referencia 13.15. Carrigan WJ, Nasr-El-Din HA, Al-Sharidi SH y Clark ID:

“Geochemical Characterization of Injected and Produced Water from Paleozoic Oil Reservoirs in Central Saudi Arabia,” artículo SPE 37270, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros, Houston, 18 al 21 de febrero de 1997.

Danquigny J, Matthews J, Noman R y Mohsen AJ: “Assessment of Interwell Communication in the Carbonate Al Khalij Oilfield Using Isotope Ratio Water Sample Analysis,” artículo IPTC 10628, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.

Smalley PC y England WA: “Reservoir Compartmentalization Assessed with Fluid Compositional Data,” SPE Reservoir Engineering (Agosto de 1994): 175–180.

Ramstad et al, referencia 11.

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30 Oilfield Review

Muestreo del aguaLas muestras de agua pueden ser recolectadas mediante diferentes métodos. Las muestras de agua producida pueden obtenerse en los separado-res de boca de pozo o de superficie, pero probable-mente no sean representativas del agua de formación si se han liberado gases o precipitado compuestos. No obstante, estas muestras resultan útiles y se recolectan habitualmente a los efectos de supervisar la producción. Las muestras de superficie se utilizan para monitorear los cambios producidos en las propiedades del agua con el tiempo, para identificar la incursión de agua de inyección y para compararlas con muestras de otros pozos productores con el fin de conocer la conectividad de los yacimientos. La adquisición de dichas muestras es menos costosa que el muestreo de fondo de pozo y puede efectuarse en forma más rutinaria. Las muestras de agua también pueden recuperarse a partir de núcleos preservados.16 No obstante, las muestras recuperadas con esta técnica experimentan reducciones de presión y temperatura y, por consiguiente, pueden no ser representativas del agua de formación real.

Durante las etapas de exploración y evalua-ción, en las que el operador apunta a lograr la compresión de los fluidos de yacimiento y utiliza los datos para el modelado, es vital contar con muestras de agua representativas. Las muestras representativas pueden ser recolectadas con un probador de formación operado con cable, equi-pado con una probeta o con un empacador dual, un módulo de bombeo, capacidades de análisis de fluidos en el fondo del pozo y cámaras para muestras. El proceso de muestreo del agua en el fondo del pozo comienza con una etapa de lim-pieza, en la que el fluido —que en un principio es una mezcla de filtrado de lodo y agua de forma-ción— se introduce en la herramienta, a través de la probeta, directamente desde la formación.17 A medida que se incrementa el tiempo de bom-beo, la proporción de filtrado de lodo, o contami-nación, se reduce y la proporción de agua de formación pura presente en la línea de flujo se incrementa.

Si las propiedades ópticas o de resistividad del filtrado son significativamente diferentes de las del agua de formación, los analizadores ópti-cos de fluidos o los sensores de resistividad loca-lizados en la línea de flujo de la herramienta miden la diferencia y de ese modo monitorean la contaminación en tiempo real. En las primeras etapas del proceso de limpieza, el agua no es sufi-cientemente pura como para ser recolectada, y se devuelve al pozo. Cuando la contaminación se encuentra por debajo de un nivel designado, el

fluido es dirigido hacia el interior de las cámaras para muestras presurizadas, que luego se llevan a la superficie y se transportan a un laboratorio para su análisis.18

La calidad de las muestras adquiridas en el fondo del pozo depende del método de muestreo y del tipo de lodo de perforación utilizado en las zonas muestreadas. En las zonas perforadas con lodos a base de aceite (OBM), normalmente se obtienen muestras de alta calidad porque el filtrado de lodo no es miscible con el agua de formación. El agua de formación y el OBM habitualmente poseen pro-piedades ópticas y de resistividad diferentes, lo que les permite ser diferenciados por los analiza-dores ópticos de fluidos y los sensores de resistivi-dad. Por el contrario, el filtrado de lodo a base de agua (WBM) posee propiedades ópticas similares a las del agua de formación, por lo que es difícil distinguirlos por el color. Además, el WBM es mis-cible con el agua de formación y puede mezclarse y reaccionar con ésta, lo cual genera muestras de agua contaminadas y no representativas a menos que se adopten recaudos especiales en cuanto a extender el bombeo un tiempo considerable para recoger muestras sin contaminar.

La tecnología de extracción guiada Quicksilver Probe permite recolectar fluidos de formación virtualmente libres de contaminación, lo que resulta especialmente importante a la hora de muestrear el agua de formación en presencia de filtrado WBM.19 La probeta articulada de la herra-mienta, que contacta la formación en la pared del pozo, lleva el fluido contaminado con filtrado hacia el perímetro del área de contacto, donde es bombeado hacia el interior de una línea de flujo de descarga. Esta divergencia permite que el fluido de yacimiento puro fluya preferentemente hacia el interior de la línea de flujo de muestreo. La probeta puede ser operada como un módulo, combinada con la herramienta InSitu Fluid Analyzer, en el probador modular de la dinámica de la formación MDT.

El muestreo ideal implica la recolección de una muestra monofásica y su conservación como monofásica al ser llevada a la superficie y trans-portada al laboratorio. La cámara para muestras múltiples monofásicas (SPMC) Oilphase-DBR utiliza una carga de nitrógeno para mantener la presión de fondo de pozo en la muestra de fluido de yacimiento, entre el punto de recolección de fondo de pozo y el laboratorio. Esta práctica ase-gura que los gases y las sales permanezcan en solución durante el viaje desde el fondo del pozo hasta el laboratorio, lo cual quizás no sea posible con las cámaras para muestras estándar.

Las muestras monofásicas también pueden obtenerse de las pruebas de formación efectua-das a través de la columna de perforación (DST). Normalmente, el agua no se muestrea intencio-nalmente durante una prueba DST, pero algunos operadores se esfuerzan especialmente para estu-diar la composición del agua y recolectan las muestras de agua de las pruebas DST para el aná-lisis de laboratorio.20

Las muestras de agua de formación pueden obtenerse en las etapas posteriores de la vida productiva del campo durante las operaciones de adquisición de registros de producción. No obs-tante, la obtención de muestras de formación previa a la producción es crucial para registrar la composición de referencia. La herramienta Compact Production Sampler captura muestras convencio-nales de fondo de pozo en los pozos productores. Puede ser corrida en cualquier sección de la sarta de adquisición de registros de producción de la sonda PS Platform, operada con línea de acero o con línea eléctrica.

Una vez recuperadas, las muestras se trans-portan hasta un laboratorio y se reacondicionan con las condiciones de fondo de pozo existentes antes del análisis, como se describe en una sec-ción posterior. Los resultados se ingresan en un modelo de equilibrio multifásico —existen diver-sos modelos disponibles a nivel comercial— para predecir el pH del fondo del pozo y el potencial para la corrosión, la acumulación de incrustacio-nes y la formación de hidratos.

Debido a la falta de una medición del pH en las muestras reacondicionadas, los ingenieros químicos utilizan el modelado del equilibrio para pronosticar el pH bajo condiciones de yacimiento. No obstante, las incertidumbres asociadas con los modelos termodinámicos para el agua de forma-ción a altas temperaturas y presiones, así como las incertidumbres asociadas con la posible precipita-ción de sales, pueden propagar los errores a los modelos de incrustaciones y corrosión. Por otro lado, a menos que se utilicen dispositivos tales como la herramienta SPMC, los cambios produci-dos en la presión y la temperatura a medida que la muestra de agua es transportada hacia la superfi-cie pueden inducir cambios de fases que no siem-pre son completamente reversibles durante el proceso de reacondicionamiento.21

Dado que el pH es un parámetro clave para la comprensión de la química del agua y desempeña un rol muy importante para la predicción de la corrosión y la depositación de incrustaciones, la obtención de mediciones confiables del pH en el agua de formación, en condiciones de fondo de pozo, ha constituido una prioridad para los espe-cialistas en fluidos de campos petroleros.

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Medición del pH en sitioLos investigadores de Schlumberger desarrollaron un método de medición del pH en el fondo del pozo, utilizando colorantes sensibles al pH.22 El sensor de fluidos de yacimiento InSitu pH funciona sobre la base de los mismos principios comprobados que otros analizadores ópticos de fluidos de fondo de pozo, diseñados para el análisis de hidrocarburos.23 Sin embargo, una diferencia es que el módulo InSitu pH inyecta el colorante sensible al pH en la línea de flujo de la herramienta, donde éste se mezcla con el fluido que está siendo bombeado

desde la formación (arriba). La mezcla de fluidos cambia de color según el pH del agua, y los sensores ópticos cuantifican el cambio de color mediante la detección de la densidad óptica con múltiples lon-gitudes de onda. Las longitudes de onda de los canales ópticos del dispositivo InSitu pH han sido seleccionadas para detectar los colores esperados cuando las aguas con un pH oscilante entre 3 y 9 reaccionan con una mezcla de colorantes selec-cionada para este rango. La medición es similar a la conocida prueba de tornasol para la indicación del pH, pero la ciencia y las aplicaciones fueron

adaptadas a las condiciones de alta presión y alta temperatura que imperan en el fondo del pozo.

En las primeras etapas de bombeo de los sis-temas WBM, el fluido predominante de la línea de flujo es filtrado, pero a medida que el bombeo continúa, el nivel de contaminación —la concen-tración de filtrado de lodo— se reduce, lo cual produce una muestra de agua más representativa del agua de formación. Si el pH del filtrado WBM es significativamente diferente del pH del agua de formación (los rangos habituales correspon-den a un pH oscilante entre 7 y 10 para el WBM, y

>Medición del pH en el fondo del pozo. Equivalente a una prueba de tornasol de fondo de pozo, el módulo InSitu pH (izquierda) utiliza una mezcla de colorantes sensibles al pH y detecta su cambio de color en función del pH. El detector espectroscópico mide la densidad óptica con dos longitudes de onda: 570 nm y 445 nm. Los experimentos de laboratorio llevados a cabo como parte del desarrollo de esta tecnología indicaron que el pH es una función predecible de la relación entre la densidad óptica con una longitud de onda de 570 nm y la densidad óptica con una longitud de onda de 445 nm (extremo superior derecho). El color de la mezcla del agua con el colorante varía entre amarillo con un pH de 2 y púrpura con un pH de 10 (extremo inferior derecho).


pH

Rela

ción

de

dens

idad

ópt

ica

(570

:445

)

2

0,1

1,0

10

4 6 8 10

ModeloMezcla de tres colorantes

Experimento

Pared de la herramienta

Flujode fluido

Inyector de colorante

Detectorespectroscópico

Lámpara

16. Smalley y England, referencia 15.17. El filtrado de lodo es la porción de fluido de perforación

que invade la formación durante la formación del revoque de filtración en la pared del pozo. El filtrado penetra en la formación debido a la diferencia de presión existente entre el lodo de perforación y el fluido de formación.

18. Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H, Hegeman P, O’Keefe M, Peters K y Zuo JY: “Laboratorio de fluidos de fondo de pozo,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 40–57.

19. Para obtener más información sobre el método Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar

S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 4–21.

20. O’Keefe M, Eriksen KO, Williams S, Stensland D y Vásquez R: “Focused Sampling of Reservoir Fluids Achieves Undetectable Levels of Contamination,” artículo SPE 101084, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide, Australia Meridional, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2005.

21. Es probable que el agua haya requerido millones de años para equilibrarse con la formación hospedadora. Una vez alterado, el equilibrio quizás no sea recuperado a tiempo para el análisis de laboratorio.

22. Raghuraman B, O’Keefe M, Eriksen KO, Tau LA, Vikane O, Gustavson G e Indo K: “Real-Time Downhole pH Measurement Using Optical Spectroscopy,” artículo SPE 93057, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, 2 al 4 de febrero de 2005.

23. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

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32 Oilfield Review

un pH comprendido entre 4 y 6 para el agua de formación), el pH de la mezcla cambia al redu-cirse la contaminación (arriba). El monitoreo de este cambio ayuda a los intérpretes a rastrear cualitativamente la pureza de la muestra de agua en tiempo real antes de recolectar la muestra de agua. La precisión de la medición del pH con este método se estima en 0,1 unidades de pH.

Un operador utilizó esta técnica de medición en dos pozos del área marina de Noruega, res-pecto de los cuales estaba previsto que fueran conectados a diferentes plataformas de produc-ción flotantes existentes.24 El conocimiento tanto de la composición de los hidrocarburos como de la composición del agua es crucial para la imple-mentación de planes de desarrollo de campos petroleros con empalmes. En particular, el análi-sis del agua es importante para el aseguramiento del flujo en las líneas de conducción del fondo marino, y la técnica de empalmes requiere la compatibilidad del agua con el equipamiento de proceso de la plataforma principal y con las aguas que fluyen a través de dicho equipamiento desde otros pozos.

El pozo 1, un pozo de exploración, fue perfo-rado con WBM a través de un yacimiento de petró-leo y penetró una zona de agua infrayacente. Durante la limpieza de la zona de agua, varias series de inyecciones de colorantes seguidas por la medición del pH indicaron un cambio claro del pH con el tiempo, lo que demostró la reducción

de la contaminación del fluido en la línea de flujo. El análisis de laboratorio de un trazador agre-gado al fluido de perforación confirmó el bajo nivel de contaminación con WBM de 0,2% exis-tente en la muestra recolectada.

El pozo 2, un pozo de evaluación perforado en un campo de gas condensado, fue perforado con un sistema OBM para facilitar el muestreo de agua de alta calidad. Antes de recolectar las muestras en tres profundidades, la herramienta midió el pH y obtuvo en cada oportunidad múltiples lecturas. En la estación de medición más somera, el anali-zador de fluidos indicó que la línea de flujo de la herramienta contenía una mezcla de petróleo y agua de formación. No obstante, el petróleo y el agua se separaban dentro de la herramienta, y el colorante sólo se mezclaba con el agua, lo cual per-mitió la medición del pH de los tapones de agua. Los valores del pH no mostraron variaciones con el tiempo porque el filtrado OBM no había contami-nado el agua de formación.

El análisis de laboratorio de las muestras de agua adquiridas en estos pozos cuantificó las con-centraciones de los componentes más importantes y las propiedades físicas existentes en condiciones de superficie. Los ingenieros químicos utilizaron estos resultados como datos de entrada para los modelos con el fin de predecir el pH en condiciones de fondo de pozo.

Para la muestra del pozo 1, el valor simulado del pH se ajustó al valor del pH obtenido en el fondo del pozo, con una precisión de 0,03 unida-des, lo cual generó confianza en los ingenieros de yacimientos respecto de la medición de fondo de pozo, la condición de la muestra y el método de modelado (abajo).

En el pozo 2, la muestra del nivel más somero mostró valores similares del pH obtenido en el fondo del pozo y el pH simulado, con una diferen-cia de sólo 0,03 unidades, lo cual validó nueva-mente la medición de fondo de pozo, la condición de la muestra y el modelo. La muestra intermedia, a una profundidad 3,8 m [12,5 pies] mayor, mostró

un error de ajuste significativo de 0,39 unidades de pH entre el valor simulado y el valor medido; dis-crepancia varias veces mayor que la precisión de la medición habitual.

La confianza en la medición de fondo de pozo obtenida en esta estación proviene de la pondera-ción de 60 puntos de medición con una desviación estándar de 0,02 unidades de pH; una buena pre-cisión respecto de la medición esperada. La dis-crepancia entre la medición en sitio y el valor obtenido mediante modelado, basado en los resul-tados de laboratorio, puede indicar un deterioro de la integridad de la muestra durante la transfe-rencia de las condiciones de fondo de pozo a las del laboratorio, lo cual destaca el beneficio de la obtención de mediciones en tiempo real. El pH de la tercera muestra del pozo 2 tiene una precisión de 0,2 unidades del valor simulado, lo que consti-tuye un ajuste más aceptable.

Estas pruebas demostraron la capacidad y la precisión de la medición del pH en el fondo del pozo en tiempo real. La herramienta posee la capacidad para obtener mediciones múltiples en cada estación para verificar la pureza del agua antes de la recolección de las muestras. Por otro lado, puede analizar el pH en numerosas profun-didades sin adquirir muestras.

Supuestos respecto del aguaLas mediciones del pH del agua obtenidas en el fondo del pozo también han sido utilizadas para resolver los desafíos asociados con la evaluación de formaciones en un campo carbonatado de Medio Oriente.25 En un campo marino gigante, Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) tenía la esperanza de poder identificar la presen-cia de zonas productivas delgadas sin agotar y ras-trear el movimiento del contacto agua-petróleo (OWC) en el yacimiento principal. El yacimiento principal experimentó varias décadas de produc-ción con inyección de agua, pero algunas zonas delgadas aún no han sido explotadas y constitu-yen objetivos de evaluación.

>Mediciones del agua de formación obtenidas en el fondo del pozo y en el laboratorio. Las muestras de agua de formación limpias fueron analizadas en el laboratorio. Los ingenieros químicos utilizaron las concentraciones iónicas y las propiedades físicas medidas en el líquido y a partir de la composición del gas como datos de entrada (que no se muestran en esta figura) para los modelos, con el objeto de predecir el pH en condiciones de fondo de pozo. La comparación de estas predicciones con las mediciones de fondo de pozo muestra ajustes razonables en todos los casos, salvo la muestra del pozo 2 a X Y29,8 m. El error de ajuste puede indicar una disminución de la integridad de la muestra durante la transferencia de las condiciones de fondo de pozo a las condiciones de laboratorio.

Oilfield ReviewSPRING 11 WATER Fig. 5BORSPRG11-WATER Fig. 5B

1 Y Y08,5 53,8 6,26 6,29

5,756,14139,0X Y29,8

5,855,82134,0X X26,02

2

5,826,02142,0X Y49,92

Pozo Profundidad, m Temperatura, °C pH de fondo de pozo pH modelado

>Monitoreo de la limpieza del agua en un pozo de Egipto, antes de la recolección de las muestras. A medida que la herramienta bombeaba el fluido desde la formación hacia el interior de la línea de flujo, las mediciones del pH indicaron el cambio en la composición del agua. En las primeras etapas del proceso de limpieza, la mezcla de fluidos exhibía un pH alto, lo cual indicaba predominantemente filtrado WBM. Al cabo de aproximadamente 6 000 segundos de tiempo de bombeo, el pH se niveló hasta alcanzar un valor bajo, lo que indicó que el fluido se había limpiado hasta alcanzar un nivel aceptable de pureza para la recolección de las muestras.


pH

Tiempo de bombeo, segundos0 2 000 4 000 6 000 8 000

7,2

7,0

6,8

6,6

6,4

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La mayor parte de los pozos del campo, inclui-dos los cuatro pozos de este estudio, fueron perfo-rados con lodo WBM utilizando agua de mar como base. El lodo WBM y el agua de formación no pue-den diferenciarse utilizando la resistividad, pero el agua de formación posee un valor de pH bajo, comprendido entre 5,0 y 5,6, en comparación con el del lodo WBM (mayor que 7,0). El lodo WBM y el agua de formación también poseen concentra-ciones de estroncio marcadamente diferentes, lo cual permite diferenciarlos a través del análisis de laboratorio, que era la práctica estándar antes de la disponibilidad de las mediciones del pH en tiempo real. En el pozo A, se recolectó una mues-tra de agua con métodos tradicionales y se envió al laboratorio para su análisis; esa muestra cons-tituyó la base para la comparación con los resul-tados de los otros tres pozos.

El pozo C penetró el yacimiento principal y varias zonas delgadas consideradas zonas sin explotar. En una estación, se obtuvo una medición del pH después de haber bombeado algunos litros de fluido desde la formación. Se esperaba que el fluido fuera rico en filtrado WBM, y de hecho, exhibió un pH de fondo de pozo de 7,3. Las mues-tras del lodo WBM fueron recolectadas para el análisis de laboratorio en la superficie.

El análisis de los registros de resistividad indicó que esta capa delgada de 6 m [20 pies] poseía una saturación de petróleo móvil elevada y podía ser una zona productiva potencial. Las prue-bas de presión en tres estaciones del intervalo indicaron la existencia de baja movilidad, pero no fueron concluyentes en cuanto a la densidad del fluido.

El análisis de fluidos en el fondo del pozo, en la localización con mayor movilidad, detectó can-tidades mínimas de petróleo que fluía con agua en la línea de flujo. Después de bombear aproxima-damente 280 L [74 galones] de fluido de formación a través de la herramienta, la inyección de colo-rante seguida por la medición del pH arrojó un valor de 5,1. A partir de la experiencia previa con las mediciones de fondo de pozo del campo, los intérpretes llegaron a la conclusión de que el agua era agua de formación, y se recolectaron muestras. El análisis de laboratorio subsiguiente de la concentración de estroncio confirmó la interpretación de que esta muestra provenía de la zona de transición agua-petróleo.

Por otro lado, el pequeño flujo fraccional de petróleo detectado en el análisis de fluidos de fondo de pozo implica que la saturación de petró-leo es sólo levemente superior a la saturación de petróleo residual, y que la profundidad de mues-treo se encuentra cercana al contacto agua-petróleo. Este ejemplo demuestra las ventajas del análisis de fluidos de fondo de pozo para la carac-terización de las zonas de transición de calizas complejas, especialmente en los intervalos delga-dos en los que las interpretaciones de la presión y de los registros de resistividad pueden presen-tar incertidumbres.

En el tope de la zona yacimiento principal, las estimaciones del contenido de fluidos —calcula-das con un valor asumido para la salinidad del agua de formación— indicaron un valor alto de

saturación de petróleo (abajo). No obstante, las mediciones de presión obtenidas a través del intervalo mostraron una densidad de fluido de formación equivalente a la del agua, lo cual con-tradijo la interpretación de una saturación de petróleo elevada.

El análisis de fluidos de fondo de pozo, llevado a cabo en el centro de esta zona después de bom-bear varios cientos de litros de fluido desde la formación, indicó solamente la presencia de agua en la línea de flujo de la herramienta. Las medi-ciones del pH en tiempo real arrojaron un valor de 6,2; más bajo que el esperado del lodo WBM, pero más alto que el del agua de formación anticipada. Dado que se había bombeado tanto fluido desde la formación antes de obtener la medición del pH, se esperaba que la contaminación del agua con lodo

24. Raghuraman et al, referencia 22.25. Xian CG, Raghuraman B, Carnegie AJ, Goiran P-O y

Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool in Carbonate Formation Evaluation and Reservoir Monitoring,” Petrophysics 49, no. 2 (Abril de 2008): 159–171.

Petróleo

Hidrocarburo desplazado

Hidrocarburo desplazado

Calcita

DolomíaAgua

Agua

Análisis de fluidos derivadode la resistividad Análisis volumétrico

50 100% %0 0

Petróleo


Presión de formación, lpc

0,2 2 000

0,14 430 4 530 1 000

1,082 g/cm3 (agua)

1,111 g/cm3 (agua)

1,140 g/cm3 (agua)

0,2 2 000

0,2 2 000

ohm.m

Profunda

ohm.m

Rxo

ohm.m

Intermedia

Resistividad

mD/cP

Movilidad enel pre-ensayo

> Interpretaciones contradictorias en una zona petrolífera potencial. La elevada saturación de petróleo pronosticada (izquierda, sombreado verde) cerca del tope de esta zona contrasta con las mediciones de presión (derecha), que exhiben un gradiente indicativo de agua (puntos azules). Los puntos rosados corresponden a mediciones obtenidas en zonas de baja movilidad y fueron excluidos del cálculo del gradiente. Las mediciones del pH en sitio (que no se muestran en esta figura) sustentaron una interpretación según la cual en este intervalo se había producido la irrupción de agua de inyección.

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34 Oilfield Review

WBM fuera baja. Los analistas de fluidos sospe-chaban que el fluido no era agua de formación, sino agua proveniente de un pozo de inyección cercano. Esta interpretación fue corroborada con el análisis de laboratorio de tres muestras de agua recolectadas en esta profundidad.

La irrupción del agua de inyección había pasado desapercibida durante el proceso inicial de adquisición de registros en agujero descu-bierto porque el agua no había sido analizada, y los valores predeterminados de la salinidad del agua de formación hacían que la interpretación de los registros pronosticara erróneamente que la zona contenía grandes volúmenes de petróleo móvil. La salinidad verdadera del agua presente en esta zona es aproximadamente un sexto del valor predeterminado del agua de formación, lo cual modifica significativamente la interpretación. La identificación correcta del origen del agua mediante la medición de su pH en sitio puede tener implicancias significativas en la planeación de las operaciones de terminación y producción para minimizar la producción de agua.

¿De dónde viene el agua?Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) utilizó la medición del pH en el fondo de un pozo de producción para delinear el contacto agua-petróleo, caracterizar la zona de transición agua-petróleo e identificar las fuentes de agua en diversas capas.26 El bajo contraste de resistividad existente entre el WBM y el fluido de formación impedía el empleo de la resistividad para locali-zar la contaminación con petróleo. Por consi-guiente, ADCO seleccionó otros dos métodos de monitoreo de la contaminación: la medición del pH en sitio y un trazador coloreado en el lodo WBM que permite obtener estimaciones cuanti-tativas de la contaminación antes de la recolec-ción de las muestras.

La primera estación de muestreo se encontraba a X X51 pies, cerca de la base de la supuesta zona de transición agua-petróleo. Esto fue confirmado con el analizador óptico, que sólo mostró agua sin petróleo fluyendo a esta profundidad. El monitoreo del pH y las respuestas ópticas del trazador colo-reado durante la fase de limpieza mostraron una reducción de la contaminación con lodo WBM con el tiempo de bombeo. La reducción de la con-taminación se manifestó como tendencias des-cendentes tanto en el pH como en la densidad óptica del lodo con agregado de trazadores (dere-cha, extremo superior ). El pH se redujo de 6,47, con un nivel alto de contaminación, a 5,7; valor éste que los ingenieros interpretaron como el pH del agua de formación casi limpia.

En la estación de muestreo siguiente, situada a 3 m [10 pies] por encima de la primera, el analiza-dor óptico detectó solamente agua hasta que el tiempo de bombeo alcanzó 7 443 segundos. En ese momento, apareció petróleo en la línea de flujo, y a los 12 700 segundos, la fracción de petróleo se había incrementado hasta alcanzar el 90% (abajo). Sin una medición del pH para caracterizar el tipo

de agua, no existe forma de conocer si el agua es filtrado WBM o agua de formación. La presencia de filtrado WBM puro implica que el agua de forma-ción es inmóvil, en tanto que la presencia de cual-quier agua de formación implica que el agua de formación es móvil a esta profundidad.

>Monitoreo de la contaminación en un pozo de ADCO. Mientras la herramienta bombeaba fluido desde la formación a X X51 pies, el sensor óptico detectó una reducción de la fracción de lodo WBM coloreado en azul con el tiempo de bombeo, lo que indica una disminución de la contaminación del agua de formación con lodo. Las mediciones del pH, en cuatro oportunidades, muestran una caída de 6,47 a 5,7 a medida que se limpia el fluido presente en la línea de flujo.


Cont

amin

ació

n co

n lo

do W

BM, %

Tiempo de bombeo, 1 000 segundos

100

80

60

40

20

Hd

5,8

6,0

6,2

6,4

00 2 4 6 8 10

ContaminaciónpH


Contacto agua-petróleo

90% de petróleo, 10% de agua de formación

100% de agua de formación

X X51 pies

Tiempo, 1 000 segundos

pHPetróleo

pH

% d

e pe

tróle

o

5,5

6,5

100

50

0

6,0

4 86 10

Prof

undi

dad,

pie

s

X X41

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X X??

X X41 pies

Tiempo, 1 000 segundos

pHPetróleo

pH

% d

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tróle

o

05,5

6,5

100

50

0

6,0

4 8 12

> Restricción del contacto agua-petróleo. Las mediciones obtenidas en dos profundidades, X X41 pies y X X51 pies, limitan el contacto agua-petróleo a un determinado lugar entre ambas profundidades. En la estación más profunda, el análisis óptico de fluidos detectó solamente agua y las mediciones del pH indicaron agua de formación. En la estación correspondiente a la zona de transición, 10 pies más arriba, el análisis óptico de fluidos detectó inicialmente agua, pero finalmente llegó petróleo e incrementó la fracción volumétrica hasta el 90%. La medición del pH en esta estación indicó que el agua era una mezcla de agua de formación y filtrado, lo que confirmó la presencia de agua de formación móvil. Por consiguiente, el contacto agua-petróleo se limita al intervalo de 10 pies existente entre estas dos estaciones.

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Una medición del pH obtenida a 6 452 segun-dos, un poco antes del arribo del petróleo, pro-porcionó un valor de 5,77, indicativo de una mezcla de lodo WBM y agua de formación. La medición óptica del trazador coloreado confirmó esta interpretación. Esto implica que tanto el petróleo como el agua son móviles en esta profundidad. Por consiguiente, el contacto agua-petróleo debe encontrarse entre las dos estaciones de medi-ción, lo que lo limita a una profundidad de entre X X41 y X X51 pies.

En otro caso de ADCO, se perforó un pozo para determinar la fuente de agua en los pozos adyacentes productores de petróleo. El pozo nuevo, perforado con OBM para simplificar el muestreo del agua, penetró seis zonas calcáreas. La más somera, la zona 1, contenía petróleo sola-

mente; la zona 2 contenía petróleo y agua, y las cuatro zonas inferiores eran acuíferas. ADCO nece-sitaba saber si el agua producida de la segunda capa provenía del flanco del yacimiento a través de la zona 3, o de las zonas más profundas.27

De las zonas de agua, la zona 5 era demasiado compacta como para experimentar surgencia, pero en las otras tres el probador de la formación midió el pH en el fondo del pozo y recolectó mues-tras presurizadas para el análisis de laboratorio.

Las mediciones del pH en el fondo del pozo indicaron que el agua en la zona 4 era significati-vamente diferente de la de las otras zonas, y el modelado basado en los resultados de laboratorio confirmó este hecho (arriba,). No obstante, para identificar qué capa estaba suministrando agua a la zona productora de petróleo se requería la comparación con el agua producida. En el agua producida previamente, no se obtuvieron medi-ciones del pH, pero el análisis de laboratorio

efectuado en las muestras de los tanques de almacenamiento proporcionó las concentracio-nes iónicas correspondientes a las aguas de los pozos productores; éstas fueron comparadas con las concentraciones de las aguas muestreadas en el pozo nuevo.

Los científicos utilizaron un método gráfico denominado “diagrama de Stiff” para comparar las composiciones de las diversas fuentes de agua.28 Cada gráfica muestra las concentraciones rela-tivas de aniones y cationes correspondientes a una muestra de agua en particular, en escala de miliequivalentes por litro (meq) (abajo).29 Todas las muestras del agua producida mostraron un patrón similar. No obstante, las muestras del pozo nuevo exhibieron diferencias. Las muestras de las zonas 2 y 3 poseían patrones semejantes a los del agua producida, en tanto que las zonas 4 y 6 contenían aguas con composiciones claramente diferentes.

26. Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L, Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi A y Ruefer S: “Downhole pH Measurement for WBM Contamination Monitoring and Transition Zone Characterization,” artículo SPE 95785, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

27. Carnegie AJG, Raghuraman B, Xian C, Stewart L, Gustavson G, Abdou M, Al Hosani A, Dawoud A, El Mahdi A y Ruefer S: “Applications of Real Time Downhole pH Measurements,” artículo IPTC 10883, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.

28. Stiff HA: “Interpretation of Chemical Water Analysis by Means of Patterns,” Transactions of the American Institute of Mining and Metallurgical Engineers 192 (1951): 376–378. [También publicado como artículo SPE 951376 y reimpreso en la publicación Journal of Petroleum Technology 3, no. 10 (Octubre de 1951): 15–17.]

29. Un equivalente es la cantidad de un material que reaccionará con una molécula de OH– o de H+. Un miliequivalente es un equivalente/1 000.

> Datos derivados del muestreo de fluidos. Para facilitar el muestreo del agua en un pozo perforado con lodo OBM, ADCO recolectó los fluidos de cinco de seis zonas carbonatadas. El agua de la zona 4 es claramente diferente de la de las otras zonas rellenas con agua. El agua de la zona 6 puede diferir de la correspondiente a la zona 3; estos datos fueron combinados con los datos que se muestran abajo y en la página siguiente para determinar la fuente de agua producida de la zona 2.


1 Petróleo Muestra de petróleo Alta

AltaDelineación del OWCPetróleo y agua2

Agua 6,5 6,61 mD a 10 mDpH, muestra de agua3

Agua Inferior a 1 mD 7,3 7,8pH, muestra de agua4

Agua Demasiado compacta para experimentar surgencia

Inexistente5

Agua 6 6,3Inferior a 1 mDpH, muestra de agua6

Zona Fluido Medición Permeabilidad pH de fondo de pozo pH modelado

> Comparación de las composiciones del agua. Los diagramas de Stiff permiten la identificación visual de las semejanzas y las diferencias entre las muestras de agua. Las concentraciones de cationes se representan gráficamente a la izquierda del eje vertical, y las concentraciones de aniones a la derecha. Las composiciones de las muestras de agua de los pozos productores (izquierda) son todas similares, en tanto que las composiciones de las muestras del pozo nuevo (derecha) exhiben una gran variabilidad. Las aguas de las zonas 2 y 3 son similares al agua producida, pero las composiciones de las muestras de las zonas 4 y 6 son diferentes en la mayoría de los cationes y los aniones.


Na+K/1 000 Cl/1 000

Sulfato/10Ca/100

–10 –8 –6 –4 –2 2 4 60

Carbonato/10

meq

Mg/10

Na+K/1 000 Cl/1 000

Sulfato/10Ca/100

–10 –8 –6 –4 –2 2 4 60

Carbonato/10

meq

Mg/10Pozos productores de petróleo

Pozos productoresde petróleoZona 2Zona 3Zona 4Zona 6

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36 Oilfield Review

El análisis isotópico corroboró la información composicional. Una gráfica de las relaciones iso-tópicas del hidrógeno y el oxígeno del pozo nuevo confirmó que el agua de la zona 3 era similar a la de la zona 2. Además, las aguas de las zonas 4 y 6 eran muy diferentes entre sí y con respecto a las de las zonas 2 y 3 (arriba). Las relaciones isotópi-cas del estroncio también eran diferentes.

Estos análisis indicaron que la zona 3 es la fuente del agua producida en la zona 2 —la capa productora de petróleo— lo que llevó a los inge-nieros de ADCO a deducir que el barrido de agua proviene de los flancos del yacimiento y que no existe soporte alguno de agua de las zonas 4 y 6, por debajo del yacimiento.

Mediciones de laboratorio en aguas vivasEl análisis de laboratorio tradicional se efectúa nor-malmente en agua “muerta” o en agua de tanques de almacenamiento, y puede resultar de utilidad para la supervisión de la producción. No obstante, durante las etapas iniciales de exploración y eva-luación, en las que el operador logra una com-prensión de los fluidos de yacimiento y utiliza esos datos para el modelado de la química del agua en condiciones de yacimiento y de líneas de conducción, resulta crítico trabajar con muestras representativas de agua viva.

A través del análisis de fluidos en el fondo del pozo, los especialistas pueden obtener medicio-nes directas en fluidos vivos —fluidos que aún contienen gas disuelto— en condiciones de yaci-miento. Por otro lado, la tecnología de recolec-ción de muestras, que permite monitorear la contaminación y mantener las muestras de agua a una presión elevada, permite que los operado-res lleven los fluidos vivos a la superficie y los transporten intactos a un laboratorio.

En el laboratorio, las muestras de agua reco-lectadas son reacondicionadas con la tempera-tura y la presión de fondo de pozo, lo que favorece la redisolución de los gases y sólidos que han pre-cipitado. Las muestras se someten a una expan-sión instantánea —las botellas para muestras se abren y los fluidos se exponen a la presión y la temperatura de superficie— antes del análisis de laboratorio. Los especialistas del laboratorio miden la relación agua-gas (GWR) y mediante cromatografía en fase gaseosa analizan la compo-sición del gas liberado. Además, analizan la com-posición iónica, el pH y los ácidos orgánicos de bajo peso molecular presentes en la fase acuosa. Un proceso más riguroso que emplean algunos operadores consiste en la separación de la mues-tra de agua sometida a expansión instantánea en tres partes. El ácido es agregado a una parte de la

muestra para preservar los cationes que luego son analizados mediante técnica de plasma acoplado inductivamente (ICP). A la segunda parte se le agrega hidróxido de sodio para preservar los áci-dos orgánicos, que luego son analizados mediante el proceso de cromatografía iónica. La tercera porción se mantiene sin tratar y se utiliza para medir la densidad, el pH, la conductividad, la alca-linidad (por titulación) y los aniones mediante cromatografía iónica.

En su mayoría, los laboratorios comerciales no han sido equipados para analizar directa-mente el agua viva en condiciones de yacimiento, si bien algunos están avanzando en esta direc-ción. Los científicos de Schlumberger han desa-rrollado una nueva técnica de laboratorio para medir el pH de las muestras de agua de formación viva en condiciones de temperatura y presión de yacimiento.30 La muestra permanece en la botella presurizada en la que fue llevada a la superficie. Con una camisa calentada se lleva la botella a tem-peratura de yacimiento. A medida que la muestra de agua fluye a través de una línea de flujo presuri-zada —que es similar a la línea de flujo de la herramienta— se mezcla con el mismo colorante utilizado en la medición de fondo de pozo, y la mez-cla de fluido pasa a través de un espectrómetro que analiza el color.


Zona

Zona 3 Zona 2

Zona 6

Zona 4Zona 2

87Sr/86Sr

Zona 3

Zona 4

Zona 6

2

3

4

5

6

0,7074 0,7076 0,7078 0,7080

–10

10

–5 5δ18OSMOW

δDSM

OW

δ = Rmuestra × 1 000Restándar

– 1

SMOW

Rmuestra = relación isótopo pesado-isótopo liviano en la muestra

Restándar = relación isótopo pesado-isótopo liviano en el agua oceánica media estándar (SMOW)

> Análisis isotópico de las muestras de agua del pozo nuevo de ADCO. Muchos elementos poseen isótopos o átomos con diferentes pesos atómicos. La forma más común de hidrógeno (con un protón) posee un peso atómico de 1, y se escribe como 1H. Un isótopo menos común, el 2H, con un protón y un neutrón, se expresa normalmente como D, por deuterio. De un modo similar, el oxígeno posee tres isótopos, 16O, 17O y 18O. Los isótopos exhiben propiedades químicas similares pero propiedades físicas diferentes. Por ejemplo, se “fraccionan” durante la evaporación y la condensación, dejando agua enriquecida en isótopos pesados. La comparación de las relaciones de los isótopos de hidrógeno y oxígeno constituye un método común para diferenciar las aguas provenientes de diferentes fuentes. En el caso de ADCO, el análisis muestra que el agua de la zona 4 es diferente de las correspondientes a las otras zonas (izquierda). La comparación de las relaciones isotópicas del estroncio [Sr] (derecha) es otra técnica que destaca las diferencias entre las fuentes de agua. En este caso, las aguas de las zonas 4 y 6 son significativamente diferentes de las de las zonas 2 y 3.

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La comparación de la medición del pH en el laboratorio con las mediciones del pH obtenidas en sitio en tiempo real, en la misma agua de for-mación, permite que los analistas de fluidos vali-den la integridad de la muestra. La existencia de un buen ajuste indica que la muestra sigue siendo representativa del agua de formación. Este tipo de validación de muestras es una implementa-ción del concepto de la “cadena de custodia.”31

La configuración del laboratorio permite además que los químicos midan el pH del agua viva como una función de la temperatura y la presión y señalen el inicio de la precipitación de incrusta-ciones. Estas mediciones adicionales pueden uti-lizarse para restringir y ajustar mejor los modelos de química del agua.

Chevron probó esta técnica en muestras de agua de formación de dos pozos del Golfo de México.32 En el pozo A, la zona de interés es una zona de agua permeable de gran espesor —un suministro potencial de agua de inyección— ubi-cada a miles de metros por encima del yacimiento. La compañía deseaba evaluar el potencial de corrosión del agua y su compatibilidad con el agua de formación del yacimiento. Se obtuvieron las mediciones del pH de fondo de pozo y se extraje-ron muestras en dos profundidades. Las medicio-nes de laboratorio fueron ajustadas a las mediciones de fondo de pozo con una precisión de 0,08 unida-des de pH, lo que brindó confianza a los químicos de Chevron en cuanto a que las muestras vivas reacondicionadas eran representativas del agua de formación.

La comparación con los pronósticos prove-nientes de dos simuladores diferentes indicó la existencia de un buen ajuste (con una precisión de 0,15 unidades) para una de las muestras. Para la segunda muestra, las discrepancias fueron más grandes, no sólo entre los valores pronosticados y los valores medidos, sino también entre los mode-los comerciales utilizados para la simulación (0,24 a 0,65 unidades). Los motivos de las diferen-

cias en los valores pronosticados, provenientes de los dos simuladores, son las diferentes bases de datos termodinámicos en las que se basan, ade-más de los diferentes procedimientos de empleo de los datos de entrada al modelo. Estas diferen-cias destacan las incertidumbres que pueden sur-gir cuando se utiliza el análisis del agua sometida a expansión instantánea como información para los simuladores y subraya la importancia de las mediciones directas obtenidas en aguas vivas para restringir y ajustar los modelos.

En el pozo B, la zona de interés corresponde a un intervalo rico en agua situado por debajo del objetivo de petróleo; se considera una fuente potencial de corte de agua que podría manifes-tarse en algún momento de la vida productiva futura del campo. El pH de esta agua puede gene-rar un impacto considerable sobre el diseño, la selección y los costos de los equipos.

Las mediciones del pH de las aguas vivas fue-ron obtenidas a la temperatura de 117°C [242°F] y la presión de 19 542 lpc [134,7 MPa], existentes en sitio, y luego a presiones de hasta 8 000 lpc [55 MPa] para comprobar la sensibilidad de la medición a la presión (arriba). Los analistas de fluidos monito-rearon la señal óptica durante este cambio de pre-

>Mediciones del pH efectuadas en el laboratorio en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT). Los científicos de Schlumberger obtuvieron mediciones del pH en aguas vivas en condiciones de presión y temperatura de yacimiento (19 542 lpc y 242°F) y con un rango de presiones de hasta 8 000 lpc (centro). El espectro óptico del sistema acuoso fue medido con probetas conectadas a una celda de barrido HPHT (derecha). El monitoreo de la señal óptica (izquierda) indicó que el agua se mantenía en estado monofásico hasta 8 000 lpc sin que se iniciara la formación de incrustaciones. La medición del pH se calibra solamente hasta 10 000 lpc: la escasez de datos termodinámicos provistos en la literatura dificulta la calibración y la torna incierta con presiones superiores. En esta figura, se utilizan los parámetros de calibración correspondientes a 10 000 lpc para los datos con presiones de 10 000 lpc y superiores, lo que se indica con una línea de guiones.


pH

Presión, lpc8 000 12 000 16 000 20 000

6,3

6,2

6,1

6,0

5,9

5,8

30. Mathews SG, Raghuraman B, Rosiere DW, Wei W, Colacelli S y Rehman HA: “Laboratory Measurement of pH of Live Waters at High Temperatures and Pressures,” artículo SPE 121695, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 20 al 22 de abril de 2009.

31. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG y Mullins OC: “Chain of Custody for Samples of Live Crude Oil Using Visible-Near-Infrared Spectroscopy,” Applied Spectroscopy 60, no. 12 (2006): 1482–1487.

32. Mathews et al, referencia 30.

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38 Oilfield Review

sión y no detectaron precipitación alguna de sólidos resultante del inicio de la formación de incrustaciones o la liberación de gas que habría causado difusión lumínica. Esto indica que el agua se mantuvo en estado monofásico desde la con-dición de presión de yacimiento hasta 8 000 lpc. La capacidad para medir el pH y rastrear el inicio de la formación de incrustaciones con la presión y la temperatura en este marco, lo convierte en un método potencialmente poderoso de recolección de datos para el ajuste y el incremento de la con-fiabilidad en los modelos de simulación de la quí-mica del agua.

Otras mediciones de fluidosActualmente, el análisis de fluidos de fondo de pozo permite cuantificar muchas propiedades de los fluidos en sitio, las cuales incluyen la presión, la temperatura, la resistividad, la densidad, la composición, la relación gas-petróleo, el pH, la fluorescencia y la densidad óptica. Si bien la mayoría de estas mediciones de las propiedades de los fluidos fueron diseñadas originalmente con los hidrocarburos in mente, muchas —además del pH— pueden ser aplicadas al análisis del agua de formación.

Recientemente, se probó una medición de la densidad del fluido en el fondo del pozo como alternativa respecto del pH para la detección de la

contaminación con lodo WBM y de los contactos agua-petróleo. El sensor InSitu Density es una varilla vibratoria minúscula —un resonador me-cánico— de la línea de flujo de la herramienta. La frecuencia de resonancia de la varilla se reduce a medida que la densidad del fluido aumenta. La medición de la densidad resulta de utilidad cuando el pH del lodo WBM es similar al del agua de formación. Otra ventaja es que las mediciones de la densidad pueden asistir en la tipificación de los fluidos en los casos que resultan problemáticos para la interpretación de los contactos de fluidos en base al gradiente de presión, tales como las capas delgadas, las formaciones de baja permeabi-lidad y los pozos con condiciones deficientes.

El dispositivo InSitu Density ha sido utilizado para el análisis del agua en el fondo del pozo en pozos perforados con lodo WBM en el área marina de Vietnam, Noruega y China.33 Las aplicaciones incluyen el monitoreo de la eliminación de la con-taminación antes de la recolección de las mues-tras de agua, el análisis del agua de formación para la reinyección futura con agua de mar, la evaluación de la conectividad vertical de los yaci-mientos y la evaluación del aseguramiento del flujo en las líneas de conducción y en las corrien-tes de flujo que han de ser conectadas al equipa-miento de proceso de una plataforma principal.

En un caso de exploración del área marina de China, los pre-ensayos de presión realizados en cinco arenas arrojaron resultados inconclusos de tipificación de los fluidos en todas las zonas salvo la más profunda, la arena E, que tenía un gra-diente de presión indicativo de petróleo. De cada una de las arenas A, B y C, se pudo obtener sola-

mente una lectura de presión, de modo que resultó imposible computar los gradientes en esas zonas. El gradiente de las dos presiones medidas en la arena D correspondió a la densidad del lodo, lo cual indicó la invasión de lodo. El análisis óptico de los fluidos bombeados desde las cinco arenas proporcionó información adicional pero sorprendente: las arenas A y C produjeron agua, y las arenas B y D produjeron petróleo. Las medicio-nes de la densidad del fluido en el fondo del pozo, obtenidas en estos mismos fluidos en tiempo real, corroboraron el análisis óptico y el análisis de pre-sión y ayudaron a determinar el nivel de agua libre en la arena B (próxima página).

El número de mediciones del análisis de flui-dos que pueden obtenerse en sitio se está incre-mentando. Las capacidades actuales se han equiparado con las de un laboratorio de fluidos de fondo de pozo.34 Indudablemente, algunas de las nuevas mediciones serán de aplicación en el análisis del agua de formación, lo cual incremen-tará la capacidad de las compañías de petróleo y gas para comprender sus yacimientos, optimizar las terminaciones, seleccionar los materiales y monitorear los procesos de inyección de agua.

Es probable que la expansión del arreglo de mediciones de fondo de pozo haga que las técni-cas de laboratorio en condiciones de alta presión y alta temperatura deban mantenerse al mismo ritmo. Actualmente, pueden obtenerse medicio-nes del pH de alta precisión tanto en sitio como en el laboratorio, en condiciones similares. En el futuro, mediante análisis adicionales, se podrá extraer más información y más valor del agua de formación. —LS

33. Mas C, Ardilla M y Khong CK: “Downhole Fluid Density for Water-Base Mud Formation-Water Sampling with Wireline Formation Tester,” artículo IPTC 13269, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de diciembre de 2009.

34. Creek et al, referencia 18.

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> Búsqueda de contactos de fluidos. Las densidades de los fluidos, derivadas de los gradientes de las mediciones de presión (izquierda) en cinco arenas, indicaron petróleo sólo en la zona más profunda, la arena E (por debajo de 2 200 m). Las mediciones de presión (puntos) se codifican con colores en base a la calidad: el verde corresponde a alta y el amarillo a satisfactoria. En la arena D, situada a alrededor de 2 100 m, el gradiente sugiere un fluido más pesado que el agua, tal como el lodo de perforación. La caracterización óptica (centro, Carril de Profundidad) de los fluidos bombeados desde las arenas A y C identificó estos intervalos como capas potencialmente acuíferas (sombreado azul en el carril de profundidad); las arenas B y D contienen petróleo (sombreado verde en el carril de profundidad). Las mediciones obtenidas con la herramienta InSitu Density arrojan valores de densidad precisos (sombreado gris) para estos fluidos, valores que pueden ser extendidos a través de los gradientes de presión. En una vista expandida (derecha), el análisis de los gradientes ayuda a los intérpretes a comprender la arquitectura del yacimiento. La intersección del gradiente de agua en la arena C (línea azul inferior) con el gradiente de petróleo en la arena B (línea verde) identifica el nivel de agua libre en la arena B a 1 693,5 m. La falta de intersección (círculo de guiones) de los gradientes de agua confirma la falta de comunicación entre la arena B y la arena A.



Calidad del pre-ensayo Calidad del pre-ensayo

Rayos gamma

Arena A

Arena B

Arena C

Arena D

Arena E

Prueba por vía seca

0

2 200 3 200

°API 250

1 600 Arena A

Arena B

Arena C

1 600

1 700

1 700

1 800

1 900

2 000

2 100

2 200

Pérdida del sello

Prof.,m


Rayos gamma


0

2 200 3 200

°API 250

Pérdida del sello

Prof.,m

Fracciónde fluido

Fracciónde fluido

1,3545 g/cm3 (lodo)

1,0124 g/cm3 (agua)

1,0195 g/cm3 (agua)

0,8859 g/cm3 (petróleo)

0,7807 g/cm3 (petróleo)0,8929 g/cm3 (petróleo)


1,0124 g/cm3 (agua)

Nivel de agua libre: 1 693,5 m

1,0195 g/cm3 (agua)

Calidad del pre-ensayo


Rayos gamma


0

2 200 3 200

°API 250

Pérdida del sello

1,3545 g/cm3 (lodo)


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40 Oilfield Review

Irradiación de rocas

Mediante la irradiación de una formación con energía de microondas, las herramientas

de adquisición de registros dieléctricos pueden analizar ambientes de agua dulce e

identificar hidrocarburos móviles. Las mediciones realizadas por estas herramientas

son especialmente valiosas en la caracterización de yacimientos de petróleo pesado.

Después de un largo período de aplicaciones específicas, llega una nueva

herramienta que refuerza el apoyo a esta tecnología. Este resurgimiento está

impulsado por una técnica de dispersión desarrollada recientemente que evalúa

la textura de las rocas carbonatadas y los efectos de la arcilla en las areniscas.

Rómulo Carmona Petróleos de Venezuela, S.A.Caracas, Venezuela

Eric Decoster Río de Janeiro, Brasil

Jim HemingwayHouston, Texas, USA

Mehdi HizemLaurent MosséTarek RizkClamart, Francia

Dale JulanderChevron U.S.A. Inc.Bakersfield, California, USA

Jeffrey LittleBakersfield, California

Tom McDonaldPerth, Australia Occidental, Australia

Jonathan MudePetroleum Development OmanMuscat, Sultanato de Oman

Nikita SeleznevCambridge, Massachusetts, USA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.Copyright © 2011 Schlumberger.Dielectric Pro, Dielectric Scanner, EPT, FMI, HRLA, LithoDensity, MR Scanner, Platform Express, y Rt Scanner son marcas de Schlumberger.

Los especialistas en tecnología de la industria petrolera se complacen en encontrar nuevos méto-dos para perforar, producir y evaluar el subsuelo. Una de estas técnicas, los registros dieléctricos, consiste en la irradiación de una formación con

microondas para determinar las propiedades de la roca y el fluido. Aunque su uso no está muy difundido dentro de la comunidad de petrofísicos, la información dieléctrica responde a una serie de complejas preguntas de interpretación. El éxito

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de una herramienta dieléctrica introducida recientemente está generando un gran interés debido a que la misma proporciona información que no está disponible fácilmente a partir de la combinación de herramientas de adquisición de registros estándares. Introducidos a la industria del petróleo y el gas a fines de la década de 1970, los registros dieléctricos no tuvieron una acepta-ción universal. La falta de aceptación de las nuevas tecnologías no es inusual. Las tecnologías general-mente necesitan tiempo para evolucionar, mejorar su nivel de reconocimiento por parte de los usua-rios y, finalmente, ser asimiladas. Por ejemplo, el primer horno de microondas de uso comercial, una tecnología radicalmente nueva en ese momento, se introdujo en 1947. Era más alto que el hombre pro-medio y pesaba más del triple. No es de extrañar que no existieran las ventas domésticas. Sin embargo, en la actualidad, las unidades compactas que poco se parecen a los primeros modelos indus-triales son parte del equipamiento estándar de las cocinas de todo el mundo.

Las tecnologías radicalmente nuevas se divi-den en diferentes categorías de aceptación. Algunas sustituyen por completo tecnologías ante-riores. Otras complementan los métodos existen-tes sin reemplazarlos. En el ejemplo del microondas, aunque sería posible preparar con el mismo una comida completa de varios platos, rara vez se uti-liza como el método principal para la preparación de una comida. Sin embargo, como medio para recalentar la comida, un microondas es general-mente una opción más apropiada que los méto-dos anteriores, tales como el horno convencional. Es claramente una tecnología complementaria.

Del mismo modo, una herramienta dieléc-trica es una tecnología complementaria para la industria del petróleo y el gas. Estas herramien-tas fueron desarrolladas originalmente para ana-lizar las formaciones de agua dulce, de agua de baja salinidad, o para los casos en que la salini-dad del agua era desconocida. Responden princi-palmente al agua contenida en la red de poros y miden la porosidad ocupada por agua. A partir de la porosidad ocupada por agua se pueden derivar las saturaciones de fluidos independientemente de la resistividad. Los analistas de registros tam-bién combinaron las mediciones dieléctricas con datos obtenidos mediante herramientas de lectu-ras más profundas a fin de identificar zonas con movilidad de hidrocarburo, lo cual representa una información crucial para la evaluación de yaci-mientos de petróleo pesado.

Desafortunadamente, la calidad de los datos de las primeras generaciones de herramientas estuvo frecuentemente comprometida debido a la rugosidad del pozo, lo cual es una condición común en los ambientes en los que estas herra-mientas ofrecen los mayores beneficios, y resul-taba difícil cuantificar la precisión de la medición. Después de despertar el interés inicial dentro de la comunidad de petrofísicos, las herramientas dieléctricas nunca alcanzaron un nivel de acepta-ción universal para la evaluación de la formación. La introducción de las herramientas de resonan-cia magnética nuclear (RMN) en la década de 1990 virtualmente pusieron fin al uso de las herra-mientas dieléctricas basadas en microondas, con excepción de algunas aplicaciones particulares.1

El servicio de dispersión dieléctrica multifre-cuencia Dielectric Scanner introducido reciente-mente está diseñado para superar las limitaciones de las primeras herramientas. Tiene la capacidad de medir la porosidad ocupada por agua, y en combinación con otras mediciones de porosidad, las saturaciones de fluidos. Sus arreglos de trans-misor y receptor yuxtapuestos miden la formación a múltiples profundidades de investigación y ofre-cen de forma independiente una evaluación de la movilidad del petróleo en yacimientos de petróleo pesado. Además, la herramienta ofrece una nueva medición, la dispersión dieléctrica, con la cual los petrofísicos pueden determinar las propiedades texturales de la roca y los efectos de la arcilla.2

Este artículo presenta la teoría básica de las mediciones dieléctricas aplicadas a la petrofísica e incluye una descripción de la nueva técnica de dispersión dieléctrica. Los casos de estudio des-criben análisis texturales de los carbonatos, eva-luación de formaciones con salinidad de agua variable o baja, y aplicaciones de petróleo pesado.

Adquisición de registros con frecuencias de microondasUna roca se define eléctricamente mediante tres parámetros: permeabilidad magnética, conductivi-dad eléctrica y permitividad dieléctrica.3 Las rocas de los yacimientos están compuestas principal-mente de minerales no magnéticos, por lo que sus permeabilidades magnéticas son desprecia-bles. Debido a que la matriz de la roca tiene poca conductividad, la conductividad eléctrica de la formación, es decir la inversa de la resistividad, es principalmente una función de los fluidos que ocupan la red de poros y de la conectividad de dichos poros. La conductividad de la formación

se mide generalmente con dispositivos de induc-ción y lateroperfil, y junto con la porosidad repre-sentan datos de entrada cruciales en la ecuación de saturación de agua de Archie.

La permitividad dieléctrica generalmente no es una medición que se considere cuando se eva-lúan las rocas de los yacimientos. Se define como la capacidad de un medio en función de la frecuen-cia para almacenar energía de un campo aplicado y es una función del grado en el que un material se polariza ante la presencia de un campo eléctrico o electromagnético. La permitividad dieléctrica del material, ε, se puede expresar como su cons-tante dieléctrica, que es la permitividad normali-zada para un ambiente de vacío sin pérdidas.

La constante dieléctrica adimensional no es realmente una constante porque es una función de la frecuencia del campo electromagnético. La misma se calcula a partir de los datos dieléctri-cos utilizando las ecuaciones de Maxwell.4

Para la mayoría de los minerales y fluidos que se encuentran en las rocas de los yacimientos, salvo la importante excepción del agua, la permiti-vidad dieléctrica es bastante baja (arriba). Para el agua, la permitividad dieléctrica absoluta, ε*, consta de tres términos: un término real relacio-nado con la polarizabilidad, un término complejo

1. Serra O: Well Logging Handbook. París: Editions Technip, 2008.

2. Dispersión es la variación de la permitividad dieléctrica y de la conductividad, si se miden en diferentes frecuencias.

3. Serra, referencia 1.4. Habiendo recibido su nombre de James Clerk Maxwell,

este conjunto de ecuaciones diferenciales parciales unifica los fundamentos de la electricidad y del magnetismo. Existen cuatro ecuaciones básicas, pero a partir de éstas se pueden desarrollar múltiples iteraciones. Para obtener todas las ecuaciones relacionadas con el electromagnetismo y la respuesta dieléctrica, consulte: Serra, referencia 1.

> Constantes dieléctricas de los minerales, rocas y fluidos más comunes.

Petróleo 2,0 a 2,4

Gas 1,0

Agua 56 a 80

Yeso 4,16

Anhidrita 6,35

Arenisca 4,65

Dolomía 6,8

Caliza 7,5 a 9,2

Lutita 5 a 25

Coloides secos 5,76

Agua dulce 78,3

Minerales, rocas,fluidos

Oilfield ReviewSPRING 11 DIELSCAN Fig. Table 1ORSPRG11-DIELSCAN Fig. Table 1

Constante dieléctrica relativa(relativa al vacío)

42005schD7R1.indd 2 9/12/11 10:07 PM

42 Oilfield Review

relacionado con la conductividad a una determi-nada frecuencia y un segundo término complejo relacionado con la relajación dipolar (arriba).

Debido a la gran diferencia entre las permitivi-dades de la matriz y del agua, la permitividad die-léctrica de una roca de yacimiento medida en el rango de las microondas es principalmente una función del agua que ocupa los poros.5 Los valores de permitividad del petróleo son similares a los de la matriz, por lo cual la presencia de hidrocarburo hace que sea imposible calcular la porosidad ocu-pada por agua y la porosidad total, utilizando solamente datos dieléctricos. Sin embargo en combinación con una medición de porosidad inde-pendiente, los datos dieléctricos pueden cuantifi-car las saturaciones de fluidos.

Un segundo factor que afecta la permitividad dieléctrica y conductividad de la roca es la manera en que sus diferentes componentes están mezclados entre sí. Este factor es generalmente pequeño cuando se mide a frecuencias de alrede-dor de 1 GHz, pero es dominante cuando la medi-ción se realiza a frecuencias más bajas. Por esta razón, la textura de la roca y el contenido de lutita pueden provocar una dispersión sensible a la frecuencia en ambas mediciones: permitividad y conductividad.

En la década de 1970 Schlumberger introdujo el primer dispositivo comercial de fondo de pozo, capaz de medir propiedades dieléctricas utili-

zando microondas; la herramienta de propaga-ción electromagnética EPT.6 La misma funcionaba a una única frecuencia de 1,1 GHz y medía la ate-nuación y el cambio de fase de las ondas que se propagan a través de la formación. Luego se apli-caban inversiones matemáticas a la atenuación y

el cambio de fase para derivar las propiedades petrofísicas, incluyendo la permitividad dieléc-trica, la conductividad, y la porosidad ocupada por agua (abajo). Los petrofísicos determinaban las saturaciones de fluidos mediante la compara-ción de esta porosidad ocupada por agua con res-pecto a la porosidad total.

Después de la introducción de la herramienta EPT, otras compañías de servicio desarrollaron herramientas dieléctricas, cada una diseñada para operar a la frecuencia elegida por la empresa. Debido a la dependencia de la frecuencia que presenta la información dieléctrica, los datos registrados a diferentes frecuencias a menudo arrojaban resultados diferentes y la comparación de resultados entre pozos podía ser problemá-tica. Las diferencias pueden ser atribuibles a la sensibilidad de la medición a la textura de la roca, el contenido de arcilla y la salinidad del fluido. Estas sensibilidades, sin embargo, no se habían comprendido con claridad.

La porosidad ocupada por agua derivada de las primeras herramientas se calculaba mediante el método tpo, que se basa en el tiempo de propaga-ción de las ondas electromagnéticas al pasar por la roca (próxima página, arriba). Este cálculo implicaba una transformación simple que se ase-meja a la ecuación de Wyllie utilizada para calcu-lar la porosidad sónica. Para la misma es necesario conocer la salinidad y temperatura del agua para estimar el tiempo de propagación en el agua de formación.

> Desde las microondas a la petrofísica. La herramienta dieléctrica transmite una onda electromagnética (onda sinusoidal roja) con una frecuencia ω a una formación donde, como resultado de la interacción con los fluidos y minerales, su amplitud se atenúa y su velocidad cambia. El cambio de velocidad corresponde con un cambio de fase medible. El cambio de amplitud, A, y el cambio de fase de la onda (onda sinusoidal negra) después de haber atravesado el medio se miden en el receptor; son funciones de la frecuencia inicial, ω, la permitividad dieléctrica del medio, ε, la conductividad del medio, s, y el espaciamiento entre transmisor y receptor, r. El cambio de amplitud y de fase luego se invierten matemáticamente para calcular la permitividad, la conductividad y la porosidad ocupada por agua, f.

Oilfield ReviewSPRING 11 DIELSCAN Fig. 2ORSPRG11-DIELSCAN Fig. 2

Transmisor ReceptorCambio en amplitud

Cambio de fase

Frecuencia,

} {φ

ƒ –1

ConductividadPorosidad ocupada por agua

PermitividadCambio de amplitud ΑCambio de fase

Espaciamiento entre transmisor y receptor, r

VacíoMedio

= ƒ r, , , )(Voltaje del receptor

ω

ω

σ

σ

ε

ε

> Gráfico de permitividad dieléctrica del agua. La permitividad dieléctrica absoluta, ε*, del agua comprende una combinación de términos complejos y reales y es una función de la frecuencia del campo electromagnético. El componente real, εr (azul), es lineal hasta 1 GHz aproximadamente y luego disminuye a medida que aumenta la frecuencia del campo electromagnético. El término complejo de la conductividad (negro) depende de la frecuencia del campo electromagnético, ω, y está normalizado con respecto a la permitividad al vacío, ε0. El componente de conductividad disminuye a medida que aumenta la frecuencia, especialmente en el rango de frecuencias utilizadas en las herramientas dieléctricas de fondo de pozo. El segundo término complejo, iεx (púrpura), está relacionado con la relajación dipolar y tiene un pico alrededor de los 20 GHz. El mismo tiene un efecto mínimo sobre la permitividad total medida por las herramientas de fondo de pozo debido a que operan en un rango de frecuencia por debajo de los 1,1 GHz.


Dipolar

Atómico Electrónico

Agua a 25°C

1,1 GHz 20 GHz Infrarrojo Ultravioleta

Frecuencia

rε

xε

σωε

= + +i*r i x

0

0

ε ε εσωε

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Las formaciones, sin embargo, contienen más que simplemente agua. Existen fluidos en los poros, tales como agua, petróleo y gas, y minerales en la matriz de la roca. Las relaciones entre cada uno de estos componentes, tal como existen en la formación, pueden modificar las ondas electro-magnéticas. El método tpo no era el adecuado para el cálculo de la porosidad ocupada por agua y, por lo tanto, se propusieron diversas leyes de mezclas para tener en cuenta la interacción del campo electromagnético con los diferentes elementos en la formación.7

El método del promedio complejo de tiempo (CTA, por sus siglas en inglés), que combina ambas mediciones, cambio de fase y atenuación, fue una primera técnica para el cálculo de las pro-piedades petrofísicas de una mezcla. Para deter-minar el volumen de agua en la red de poros se pueden escribir dos ecuaciones independientes, una para el cambio de fase y otra para la atenua-ción de la señal.

Un enfoque alternativo, el método del índice complejo de refracción (CRI, por sus siglas en inglés), se basa en las ecuaciones de Maxwell. Debido a la naturaleza sinusoidal de un campo electromagnético en función del tiempo, la deri-vada de las ecuaciones de Maxwell se puede sim-plificar bastante.8 Quedando reducida a dos términos que definen la permitividad dieléctrica absoluta, un término de número real correspon-diente a la permitividad y un término complejo correspondiente a la conductividad en función de la frecuencia.9 El término de número complejo está compuesto por la frecuencia angular del campo magnético aplicado y una conductividad que puede ser expresada como un número real. Una sola ecuación transforma el tiempo de pro-pagación y la atenuación en valores físicos: per-mitividad y conductividad. Debido a que los minerales de la matriz y los hidrocarburos son malos conductores y generalmente actúan como aisladores, la señal de conductividad está domi-nada por el agua presente en el área de medición de la herramienta; es decir, la zona invadida. Calcular el valor de la conductividad dieléctrica proporciona la conductividad de los fluidos que ocupan los poros de la región adyacente a las paredes del pozo.

El filtrado de lodo generado mediante el pro-ceso de invasión entra a la zona invadida y modi-fica las propiedades del fluido que había originalmente en el lugar. Esta invasión no es uniforme ni fácil de cuantificar. Los primeros métodos para el cálculo de las propiedades die-léctricas, tales como el método tpo, consideran valores fijos para la conductividad del fluido.

El cálculo directo de la conductividad del fluido en esta región, que se puede hacer mediante el método CRI, proporciona resultados más preci-sos para la medición de porosidad ocupada por agua. Por esta y otras razones, el método CRI se ha convertido en la técnica más aceptada para el cálculo de propiedades petrofísicas a partir de datos dieléctricos.10

Además, los parámetros de textura de las rocas, que son difíciles de cuantificar a partir de las herramientas utilizadas en el conjunto de registros convencionales, se pueden derivar de la dispersión de los datos dieléctricos obtenidos a múltiples frecuencias. A frecuencias de alrededor de 1 GHz, los parámetros texturales tienen efectos limitados sobre los resultados derivados del

método CRI. Una excepción, sin embargo, son los ambientes de alta salinidad, que pueden mejorar la dispersión textural, incluso con frecuencias en el rango de 1 GHz. A frecuencias más bajas, los efectos texturales afectan significativamente las mediciones de permitividad dieléctrica, lo cual se cumple especialmente en los yacimientos carbo-natados.11 Se han desarrollado diversos modelos de dispersión para tener en cuenta el fenómeno en función de la frecuencia.

Entre los nuevos métodos, se ha desarrollado un análisis de dispersión — el cual se detalla a continuación— que utiliza los resultados dieléc-tricos multifrecuencia para cuantificar el expo-nente de cementación, m, que es uno de los dos datos de entrada más importantes relacionados

5. Dependiendo de la fuente de referencia, las microondas se consideran en general ondas electromagnéticas con longitudes de onda oscilantes entre 1 m y 1 mm, lo que corresponde a un rango de frecuencia comprendido entre 300 MHz y 300 GHz.

6. Una herramienta dieléctrica rusa fue desarrollada 10 años antes que la herramienta EPT pero su disponibilidad fue limitada.

7. Para obtener más información sobre las diversas leyes de mezclas, consulte: Seleznev N, Boyd A y Habashy T: “Dielectric Mixing Laws for Fully and Partially Saturated Carbonate Rocks,” Transcripciones del 45o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk, Países Bajos (6 al 9 de junio de 2004), artículo CCC.

8. Para ver los supuestos formulados y la derivación completa a partir de las ecuaciones de Maxwel, consulte: Böttcher CJF y Bordewijk P: Theory of Electric Polarization: Dielectrics in Time-Dependent Fields, vol. 2,

> Evolución de la petrofísica dieléctrica. Una de las primeras transformadas de porosidad para las herramientas dieléctricas, el método tpo (arriba), es similar a la ecuación de Wyllie utilizada para calcular la porosidad a partir de datos acústicos. La transformada es válida para el tiempo de tránsito sin pérdidas, el cual no es representativo de las condiciones de fondo de pozo. El método del promedio complejo de tiempo (CTA, por sus siglas en inglés) (centro) proporciona la porosidad ocupada por agua a partir de la atenuación, tiempo de tránsito y saturación de agua en la zona invadida. El mismo incluye correcciones por pérdidas, pero no es tan preciso como el método del índice complejo de refracción (CRI, por sus siglas en inglés) (abajo). El método CRI utiliza la permitividad dieléctrica, ε*, medida en condiciones de fondo de pozo. Las permitividades de la matriz, el hidrocarburo y el agua, utilizadas en la ecuación, también están ajustadas para condiciones de fondo de pozo. La saturación de agua se resuelve para utilizar una porosidad total, fT, proporcionada por otra fuente, como la porosidad de interrelación de las herramientas de densidad y neutrón.


φtpo tpma

tpwo tpma=

––

= tiempo de tránsito sin pérdidastpo = tiempo de tránsito a través de la matriztpma

tpwo = tiempo de tránsito sin pérdidas a través del agua

Método tpo

EPT

= saturación de agua en la zona invadidaSxo

= atenuación a través del agua = atenuación (medición de la herramienta)

tpma = tiempo de tránsito a través de la matriztpw = tiempo de tránsito con pérdidas a través del aguatph = tiempo de tránsito con pérdidas a través del hidrocarburo

tpl = tiempo de tránsito con pérdidas (medición de la herramienta) Método CTA

= porosidadφ Sxotpw tph tpmaSxotpl = + +1– 1–

Sxo=

( ) ( )w

Α

Α

wΑ

Α

= saturación de aguaSφ = porosidad total

Método CRI = permitividad dieléctrica*

S S( ) ( ) )(* **

= + +1– 1– oil

= permitividad de la matriz = permitividad del agua = permitividad del hidrocarburooilw

ww

w

T m

m

wT

T

ε ε ε ε εεεε

φ φφ

φ φ

φ

2da ed. Ciudad de Nueva York: Elsevier Scientific Publishing Company (1978): 10–19.

9. Un tercer número complejo puede ser ignorado para las aplicaciones de fondo de pozo.

10. El método CRI fue propuesto en Wharton RP, Hazen GA, Rau RN y Best DL: “Electromagnetic Propagation Logging: Advances in Technique and Interpretation,” artículo SPE 9267, presentado en la 55a Conferencia y Exhibición Técnica Anual de Otoño de la SPE, Dallas, 21 al 24 de septiembre de 1980.

Para ver una comparación de los métodos CTA y CRI, consulte: Cheruvier E y Suau J: “Applications of Micro-Wave Dielectric Measurements in Various Logging Environments,” Transcripciones del 27o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Dallas (9 al 13 de junio de 1986), artículo MMM.

11. Kenyon WE: “Texture Effects on Megahertz Dielectric Properties of Calcite Rock Samples,” Journal of Applied Physics 55, no. 8 (15 de abril de 1984): 3153–3159.

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44 Oilfield Review

con la textura en la ecuación de saturación de agua de Archie. Para los carbonatos, los valores para estos parámetros generalmente se derivan de los datos de núcleos, que luego se aplican a pozos similares perforados en la misma zona. El método utilizado para medir estos parámetros a partir de núcleos es un proceso largo y costoso. Con salidas continuas de m para la ecuación de Archie, derivadas de información de dispersión dieléctrica, los petrofísicos pueden evaluar mejor los carbonatos utilizando datos de fondo de pozo. Caracterizar con precisión la textura en este tipo de roca es importante porque aproximadamente el 60% del petróleo que queda en el mundo se encuentra en yacimientos carbonatados.

Dieléctricos y dipolares Los materiales que se polarizan cuando se expo-nen a un campo electromagnético estático se conocen como dieléctricos.12 La susceptibilidad de un material a la polarización está directamente relacionada con su permitividad dieléctrica.

Hay tres mecanismos principales de polarización que pueden estar relacionados con las propieda-des petrofísicas: la polarización electrónica, la orientación molecular y la polarización interfacial (arriba). Para comprender cómo las ondas elec-tromagnéticas interactúan con los diferentes medios, imagínese una taza de porcelana, llena de café y colocada en un microondas. La taza esen-cialmente no es afectada por las microondas que la atraviesan, mientras que el café contenido en la taza se calienta rápidamente. Y si se dejara acci-dentalmente una cuchara de metal en la taza podría resultar desastroso debido a la interacción de las microondas con los materiales buenos con-ductores, como el metal.

Estos materiales responden a la energía elec-tromagnética de forma diferente debido a sus propiedades atómicas y moleculares y a sus con-ductividades intrínsecas. En lugar de polarizarse cuando son alcanzados por las microondas, los objetos metálicos, como la cuchara, pueden expe-rimentar una corriente inducida. Esto se debe a

la presencia de electrones libres en el metal que se movilizan cuando el metal queda expuesto al campo electromagnético. La resistencia al flujo de la corriente puede generar calor extremo y la corriente inducida puede generar un arco eléc-trico si no encuentra una trayectoria conductiva. Al ser conductores eléctricos, la mayoría de los metales tienen una permitividad dieléctrica que puede corresponder a un valor negativo. Por esta razón, los metales generalmente no se clasifican como dieléctricos.

La taza de porcelana, en cambio, en principio se ve afectada por el campo electromagnético, y se polariza ligeramente. El origen de la polariza-ción radica en las nubes electrónicas que rodean el núcleo de los átomos. Cuando se aplica el campo eléctrico, se desplazan las trayectorias de los electrones. A este fenómeno se lo conoce como polarización electrónica. La constante die-léctrica resultante, en el rango de 5 a 7, es similar a la de las rocas de los yacimientos.13

El café, o más específicamente, la porción de agua del café, muestra un comportamiento total-mente diferente en presencia del campo electro-magnético. Las moléculas de agua, compuestas por dos átomos de hidrógeno y un átomo de oxí-geno, son asimétricas: los centros de sus cargas positivas y negativas no coinciden. Esta asimetría da lugar a un momento dipolar permanente de las moléculas de agua. Debido a que su susceptibili-dad a la polarización es mucho mayor, la constante dieléctrica del agua es de alrededor de 80; un orden de magnitud mayor que la de la porcelana.

En ausencia de un campo eléctrico, los dipo-los individuales de agua apuntan en direcciones aleatorias, por lo que el momento neto por uni-dad de volumen es nulo. En cambio, cuando se aplica un campo eléctrico, además de la polariza-ción electrónica de los átomos de oxígeno e hidrógeno, el campo tiende a orientar los dipolos individuales. Esto da lugar a un momento neto por unidad de volumen positivo. Este efecto se conoce como polarización orientacional. Las coli-siones de las moléculas en su movimiento tér-mico desorientan a las moléculas y limitan el momento dipolar neto por unidad de volumen. En consecuencia, la magnitud de la polarización orientacional es el resultado del tipo de molécula polar y su temperatura.

La orientación de moléculas polares bajo la influencia de un campo aplicado no es instantá-nea. Requiere de un tiempo finito debido al momento molecular de inercia y, como resultado, hay resistencia al realineamiento cuando el campo cambia de dirección. Si la frecuencia del campo aplicado es suficientemente alta, por ejemplo en el rango de las microondas, las moléculas polares

>Mecanismos de polarización. Varios mecanismos relacionados con la polarización de los materiales afectan a las mediciones dieléctricas. En caso de polarización electrónica (arriba), la estructura atómica en equilibrio puede desplazarse en presencia de un campo electromagnético, E, pero los efectos son mínimos. En cambio, las moléculas de agua presentan polarización orientacional (centro) debido a que son dipolares. En el estado inicial, estas moléculas de agua fácilmente polarizables se encuentran como dipolos orientados al azar. Al ser expuestas a un campo electromagnético, intentan alinearse con la dirección del campo. La polarización interfacial de las rocas de los yacimientos (abajo) es afectada por la presencia de arcillas cargadas, salmuera y petróleo contenidos en la red de poros y en los minerales de la matriz. Los minerales y elementos en las rocas que no podrían polarizarse por separado a menudo tienen un comportamiento diferente en una mezcla, por lo cual muestran un mayor valor de permitividad que cualquiera de los componentes que la conforman. Este fenómeno es un ejemplo del efecto de Maxwell-Wagner.


E = 0Tipo de

polarización

Electrónica

Orientacional

Interfacial

MatrizIones de salAgua

Petróleo

8+ 8+

Centro de + y –

Centro de –Centro de +

8++

+

E

42005schD7R1.indd 5 9/12/11 10:07 PM


no tienen tiempo suficiente para orientarse en la dirección del campo y la contribución a la polariza-ción orientacional disminuye. La resistencia de las moléculas de agua a los cambios rápidos de polari-dad se pueden expresar como calor. Este fenómeno se conoce como pérdida de relajación dipolar.

Un fenómeno dieléctrico del agua salada, o salmuera, consiste en que a medida que aumenta la salinidad, la conductividad de una solución aumenta pero la permitividad de la solución dis-minuye. Agregar sal a una solución incrementa la cantidad de moléculas de agua ligadas sin rota-ción a las moléculas de NaCl. Esto disminuye la polarización orientacional. Al mismo tiempo, aumenta la concentración de iones que contribu-yen a la conducción de corriente. Un aumento de la temperatura tiene un efecto similar en las pro-piedades de la solución: la conductividad de la solución aumentará, y la permitividad de la solu-ción se reducirá debido al efecto más fuerte de la desorientación térmica de los dipolos.

A medida que la onda electromagnética atra-viesa los diferentes medios, se ve alterada debido a la interacción con dichos medios. La amplitud y la velocidad de la onda disminuyen en función de la cantidad de energía impartida, y la fase de la onda cambia. En el caso de los materiales con valores de constante dieléctrica bajos, como la taza de café o la matriz de la roca, hay efectos mínimos sobre las ondas electromagnéticas de retorno. Por el contrario, la constante dieléctrica alta del agua provoca un efecto importante.

Ya en la década de 1950, los petrofísicos que estaban experimentando con microondas, reco-nocieron que la medición de la permitividad die-léctrica de las muestras de núcleos saturados estaba controlada principalmente por la canti-dad de agua en los poros y podía estar directa-mente relacionada con la porosidad ocupada por agua. Sin embargo, para calcular la parte de agua de una muestra de roca a partir de mediciones dieléctricas, las relaciones entre las propiedades dieléctricas de los componentes que conforman la muestra de núcleo en cuestión, deben ser conocidas. Las leyes de mezclas se establecieron bajo condiciones de laboratorio controladas a fin de modelar los efectos de estas relaciones.

En el laboratorio, las propiedades dieléctri-cas pueden medirse mediante diferentes méto-dos utilizando muestras de diferentes tamaños y formas. La técnica de medición depende de la frecuencia de interés. Por ejemplo, la técnica capacitiva se emplea generalmente para frecuen-cias de hasta varios MHz. El material se coloca entre las placas de un capacitor, y a partir de la medición de la capacitancia se puede calcular la constante dieléctrica. Este modelo funciona bien

si la longitud de onda es mucho mayor que el espacio entre las placas del conductor.

A altas frecuencias, resulta difícil medir el vol-taje y la corriente total en los puertos del disposi-tivo. Debido a la impedancia de los sensores y la dificultad de colocar los sensores en la posición deseada, uno no puede simplemente conectar un voltímetro o un sensor de corriente y obtener medi-ciones precisas. Para las frecuencias en la región de los GHz, los investigadores desarrollaron técnicas como la de la línea de transmisión o de resonador de microondas. Los métodos de línea de transmisión se utilizan ampliamente debido a que permiten medi-ciones de banda ancha. El ancho de banda abarcado está limitado, en el extremo inferior, por la disminu-ción de la sensibilidad a la constante dieléctrica de la muestra a medida que aumenta la longitud de onda. La frecuencia máxima de medición depende del tipo de línea de transmisión, el modelo directo y las limitaciones del sistema de adquisición.

Es importante cuantificar la porosidad ocu-pada por agua a partir de las mediciones dieléc-tricas porque la relación entre la porosidad ocupada por agua y la porosidad total representa la saturación de agua (arriba). La medición de la permitividad dieléctrica puede determinar la saturación de agua en forma independiente de la medición de resistividad, que es un dato de entrada necesario y crítico en la ecuación de saturación de agua de Archie.14

Tanto el agua dulce como los hidrocarburos tienen altos valores de resistividad. La salmueras típicas que se encuentran en las rocas de los yaci-mientos tienen baja resistividad. La ecuación de

Archie se basa en el supuesto de que existe un con-traste entre la resistividad de las formaciones con hidrocarburos y las formaciones con salmuera. Por lo tanto, no proporciona resultados de saturación precisos en los yacimientos con agua dulce, agua de baja salinidad o en los que no se conoce la sali-nidad del agua de formación. En estos ambientes, el gran contraste entre la permitividad dieléctrica de los hidrocarburos y el agua, independiente-mente de la salinidad de la salmuera, hacen que sea una medición ideal de saturación.

Las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN) también son capaces de detec-tar hidrocarburos en ambientes de aguas dulces mediante la medición de la difusión de los flui-dos.15 Debido a que no se basan en la resistividad de los fluidos que ocupan los poros de la roca para determinar la saturación, las herramientas dieléctricas y de resonancia magnética nuclear

12. Melrose DB y McPhedran RC: Electromagnetic Processes in Dispersive Media. Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press, 1991.

13. Enciclopedia del Instituto Virtual de Ciencias Aplicadas: “Dielectric Constant,” http://www.vias.org/encyclopedia/phys_dielectric_const.htm (Se accedió el 11 de febrero de 2011).

14. Poley JPh, Nooteboom JJ y de Waal PJ: “Use of V.H.F. Dielectric Measurements for Borehole Formation Analysis,” The Log Analyst 19, no. 3 (Mayo-junio de 1978): 8–30.

15. Akkurt R, Bachman HN, Minh CC, Flaum C, LaVigne J, Leveridge R, Carmona R, Crary S, Decoster E, Heaton N, Hurlimann MD, Looyestijn WJ, Mardon D y White J: “La resonancia magnética nuclear revela todo su potencial,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 4–23.

> Saturación derivada de mediciones dieléctricas. Los petrofísicos generalmente utilizan la ecuación de saturación de agua de Archie, la cual requiere como valores de entrada la porosidad y la resistividad. El método dieléctrico no necesita la resistividad. La relación simplificada que se explica aquí demuestra cómo se realiza. La porosidad dieléctrica es una medición de la parte de la porosidad ocupada por agua. Cuando todo el espacio poroso está ocupado por agua (izquierda), la porosidad de la herramienta dieléctrica, fDielectric, coincide con la medición de la porosidad total, fTotal, la cual debe provenir de otra fuente; por ejemplo, la porosidad de la interrelación densidad-neutrón. Debido a que sus propiedades dieléctricas son similares, para las mediciones dieléctricas los hidrocarburos no se diferencian de la matriz. Por lo tanto, la disminución en la porosidad medida por la herramienta dieléctrica que no se refleja en la porosidad total se relaciona directamente con un aumento en el volumen de hidrocarburos (derecha).


30% Agua, 70% Matriz 10% Agua, 20% Petróleo, 70% Matriz

φφ φ

φTotal = 30%

Dielectric = 30%

Sw = 100%

Total = 30%

Dielectric = 10%

Sw = 33%

42005schD7R1.indd 6 9/12/11 10:07 PM

46 Oilfield Review

son a menudo los principales medios para la cuantificación de los volúmenes de hidrocarbu-ros en ambientes de agua dulce o en los que no se conoce la salinidad del agua de formación. La medición de la herramienta dieléctrica, sin embargo, se debe combinar con la porosidad de otras fuentes a fin de proporcionar las saturacio-nes de hidrocarburos. El resultado no depende del tipo de hidrocarburo ni de la red de poros.

Las herramientas dieléctricas y de RMN tie-nen una profundidad de investigación somera, lo que evita que puedan sustituir completamente al tradicional conjunto de herramientas de adquisi-ción de registros conocido como triple-combo. Mientras que las herramientas de resistividad miden hasta algunos metros en la formación, la naturaleza de las mediciones de RMN y dieléctri-cas se limitan a los primeros centímetros que se extienden desde la pared del pozo: la zona inva-dida, donde el fluido virgen ha sido invadido por el filtrado de lodo.

Sin embargo, la naturaleza somera de las mediciones dieléctricas proporciona informa-ción importante sobre la movilidad del petróleo. La comparación de la saturación derivada de mediciones dieléctricas correspondiente a la zona invadida con respecto a la saturación de la zona virgen pueden ayudar a cuantificar el volu-men de petróleo desplazado por el filtrado de lodo a base de agua. Este petróleo es móvil y se puede producir utilizando medios de producción primaria; en cambio, las zonas con petróleo no invadidas generalmente requieren de otros méto-dos, tales como la inyección de vapor, agua o CO2 o cualquiera de las muchas técnicas de recupera-ción mejorada del petróleo para drenar el petró-

leo de la roca. En definitiva, estos datos se describen mejor como la información que, combi-nada con los resultados de otros registros, ayuda a los petrofísicos a caracterizar el yacimiento con precisión.

Las herramientas dieléctricas, sin embargo, ofrecen a los petrofísicos más que la capacidad de cuantificar la porosidad ocupada por agua y

calcular el volumen de hidrocarburo. Utilizando una técnica de medición desarrollada reciente-mente, que se basa en la dispersión dieléctrica, las herramientas también pueden determinar las propiedades de la roca. Esto ha demostrado ser especialmente útil en los carbonatos, pero tam-bién proporciona información para la evaluación de las areniscas arcillosas.

> Efectos de la salinidad del fluido en las mediciones dieléctricas. Los núcleos fueron saturados con cuatro salmueras diferentes cuyas resistividades variaban entre 4,890 y 0,051 ohm.m. Se computaron la permitividad (izquierda) y conductividad (derecha) para un rango de frecuencias de 10 MHz a 10 GHz. Las mediciones de permitividad convergían a 1 GHz aproximadamente. A fines comparativos, se realizó una medición de permitividad de referencia en una muestra de núcleo seco (azul). El núcleo saturado con la salmuera de mayor salinidad (verde) mostró la mayor dispersión y fue la única que no convergía a 1 GHz. La conductividad dieléctrica en cambio, no convergía pero aumentaba con la frecuencia para las cuatro muestras, lo cual demostró el efecto dispersivo de la salinidad del fluido.


Frecuencia, MHz

Cond

uctiv

idad

, S/m

101 10210-2

10-1

100

103

Frecuencia, MHz

Perm

itivi

dad

101 102

10

20

30

40

50

60

1103

0,051 ohm.m0,211 ohm.m1,010 ohm.m4,890 ohm.mSeco

φ= 15,6% φ = 15,6%

> Dispersión en los carbonatos. Los científicos encontraron que, debido a las diferencias en la textura de la roca, los carbonatos que por lo demás serían similares pueden tener respuestas dieléctricas muy diferentes, especialmente a bajas frecuencias. Los valores obtenidos en el laboratorio de permitividad de dos muestras de carbonatos diferentes cuyas porosidades, permeabilidades y saturación de fluidos son similares, se muestran junto con la permitividad calculada utilizando el método CRI (negro). La permitividad del carbonato 2 (rojo) es similar a los resultados del método CRI, pero la permitividad del carbonato 1 (verde) es diferente. Ninguna de las dos muestras coincidieron exactamente, excepto a aproximadamente 1 GHz, que corresponde a la frecuencia de operación de la herramienta EPT (línea roja discontinua). Debido a que los otros factores eran iguales, esta dispersión relacionada con la frecuencia está asociada con las diferentes texturas de las muestras de carbonatos.


Frecuencia, MHz

Frecuencia de operación de la herramienta EPT

Perm

itivi

dad

102 103

50

40

30

20

10

15

45

35

25

Carbonato 1Carbonato 2Método CRI

42005schD7R1.indd 7 9/12/11 10:08 PM


Dispersión Debido a que los factores biológicos y sedimento-lógicos pueden producir una complicada red de poros, los carbonatos tienen una estructura mucho más compleja que las rocas siliciclásticas.16 La red de poros también puede ser alterada por la diagé-nesis postdepositacional.17 Esto hace que la eva-luación de las propiedades petrofísicas de los carbonatos sea un desafío, especialmente la eva-luación de la permeabilidad y las saturaciones de fluidos que no se miden directamente, sino que se derivan combinando mediciones mediante el uso de un modelo apropiado.

Los investigadores de Schlumberger descubrie-ron que las propiedades dieléctricas calculadas con una frecuencia de 1 GHz utilizando la técnica CRI eran precisas para las muestras de rocas carbona-tadas saturadas con mezclas de salmuera y petró-leo (página anterior, arriba). Sin embargo, otros factores diferentes a la mineralogía y el contenido de agua afectan la permitividad a frecuencias más bajas.18 Las mediciones de las dispersiones de la permitividad en dos rocas carbonatadas con poro-sidad, mineralogía y saturación de agua similares, demostraron esta diferencia textural en función de la frecuencia. La observación de la dependen-cia de la frecuencia que presentan las propiedades dieléctricas llevó a los investigadores a desarrollar un modelo de dispersión dieléctrica para caracte-rizar la textura de la roca.

Los investigadores también experimentaron con la conductividad y la permitividad dieléctrica de muestras de núcleos siliciclásticos saturados con salmueras de diferentes salinidades.19 Aunque la permitividad de una muestra seca permanece constante para un amplio rango de frecuencias, los valores de permitividad de las muestras impregnadas con salmuera variaban de acuerdo a la salinidad, convergiendo a frecuencias de alre-dedor de 1 GHz (página anterior, abajo). Las con-ductividades dieléctricas, sin embargo, no son lineales, y el efecto de la salmuera sobre los valo-res de la conductividad aumentan con la frecuen-cia del campo electromagnético aplicado. Por lo tanto, cualquier variación de la permitividad die-léctrica con la frecuencia aplicada se deberá rela-cionar con las propiedades texturales o con la salinidad del fluido.

A lo largo de los años, se han desarrollado diferentes modelos para cuantificar la dispersión. El modelo textural utiliza elementos geométricos, como los granos laminares, para tener en cuenta

las diferencias en los parámetros texturales. Para validar los modelos, los científicos adquirie-ron datos experimentales de conductividad y per-mitividad dieléctrica utilizando un amplio rango de frecuencias en rocas con varias texturas dife-rentes. Luego, utilizaron el modelo de dispersión

para ajustar sus mediciones. Esta técnica de inversión genera resultados de conductividad y permitividad dieléctrica que coinciden más con las mediciones de los núcleos en comparación con los resultados obtenidos mediante la técnica CRI tradicional (arriba).

> Comparación de modelos. La permitividad y conductividad (azul) de las mediciones de núcleos en laboratorio realizadas sobre una muestra de carbonato se compararon con los valores calculados utilizando el método CRI (abajo, negro) y el nuevo modelo de dispersión textural (arriba, rojo). El método CRI coincidía con las propiedades derivadas de los núcleos a 1 GHz; pero casi no había coincidencia entre las muestras de carbonatos y el método CRI a frecuencias más bajas, especialmente en el caso de la conductividad. El modelo textural coincidía casi perfectamente con los datos de los núcleos. El ejemplo que se muestra es uno de los diferentes núcleos de carbonatos que se sometieron a prueba; todos los núcleos probados mostraron resultados similares. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)


Perm

itivi

dad

Frecuencia, Hz

10106 107 108 109

20

30

Cond

uctiv

idad

, S/m

40

50

Frecuencia, Hz

0106 107 108 109

0,10

0,45

0,20

0,30

0,40

0,50

Perm

itivi

dad

Frecuencia, Hz

10106 107 108 109

20

30

Cond

uctiv

idad

, S/m

40

50

Frecuencia, Hz

0106 107 108 109

0,10

0,45

0,20

0,30

0,40

0,50

0 40,455

0,40

Medición de laboratorioModelo textural

0 40,455

0,40

Medición de laboratorioMétodo CRI

16. Para obtener más información sobre el análisis de yacimientos carbonatados, consulte: Al-Marzouqi MI, Budebes S, Sultan E, Bush I, Griffiths R, Gzara KBM, Ramamoorthy R, Husser A, Jeha Z, Roth J, Montaron B, Narhari SR, Singh SK y Poirer-Coutansais X: “Resolución de la complejidad de los carbonatos,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 44–60.

17. Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 14–29.

18. Para obtener más información sobre la derivación de los modelos utilizados para la inversión textural, consulte: Stroud D, Milton GW y De BR: “Analytical Model for the

Dielectric Response of Brine-Saturated Rocks,” Petrophysical Review B 34, no. 8 (15 de octubre de 1986): 5145–5153.

Baker PL, Kenyon WE y Kester JM: “EPT Interpretation Using a Textural Model,” Transcripciones del 26o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Dallas (17 al 20 de junio de 1985), artículo DD.

Kenyon, referencia 11.19. Seleznev N, Habashy T, Boyd A y Hizem M: “Formation

Properties Derived from a Multi-Frequency Dielectric Measurement,” Transcripciones del 47o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz, México (4 al 7 de junio de 2006), artículo VVV.

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48 Oilfield Review

Él método textural puede ser utilizado para derivar el exponente de cementación, m, que se utiliza en la ecuación de saturación de agua de Archie. Los datos de cementación calculados utili-zando el modelo textural se aproximan favorable-mente a los exponentes de cementación medidos en forma independiente en los núcleos de carbo-natos. Los datos de laboratorio se modelaron con éxito abarcando un amplio rango de valores para m desde 1,7 hasta 2,9 (izquierda). Esta técnica se ha utilizado con éxito para explicar las variaciones de la resistividad relacionadas con la textura de los carbonatos, que dan lugar a estimaciones de satu-ración erróneas (izquierda, extremo superior).

Los efectos de la dispersión no están limita-dos a los análisis de carbonatos; también se pue-den aplicar a la evaluación de areniscas arcillosas. Sin embargo, los modelos de dispersión para las lutitas son diferentes a los utilizados para el aná-lisis de carbonatos debido a que las arcillas que componen la lutita, inducen comportamientos de dispersión específicos.

Areniscas arcillosasLa cuantificación de la arcillosidad ha estado limitada a las correlaciones con rayos gamma, registros sónicos, espectroscopía de captura de neutrones o diferencias entre los registros de porosidades de densidad y neutrón. Los resulta-dos no son mediciones directas sino que se basan en inferencias empíricas. El modelo de dispersión dieléctrica cuantifica directamente los efectos de la arcilla como los que se observan en las secuen-cias laminadas de areniscas y lutitas.20 Esto resulta especialmente útil en las areniscas arcillosas de agua dulce en las que la resistividad medida está determinada en gran parte por el contenido de arcilla. Pero las aplicaciones de datos dieléctricos para determinar la arcillosidad no se limitan sólo a los casos de agua dulce. Debido a que la res-puesta dispersiva de las propiedades dieléctricas de una arcilla está relacionada directamente con

20. Las arenas laminadas se caracterizan por la presencia de intervalos de capas delgadas de arenas y lutitas apiladas. La presencia de láminas de lutita se traduce en mediciones de valores más bajos de resistividad volumétrica y puede enmascarar la presencia de hidrocarburos. El espesor de las láminas en general se encuentra por debajo del umbral de resolución de las herramientas convencionales de adquisición de registros.

21. Myers MT: “A Saturation Interpretation Model for the Dielectric Constant of Shaly Sands,” artículo 9118, presentado en la Quinta Conferencia Anual de la Sociedad de Analistas de Núcleos, San Antonio, Texas, EUA, 20 al 21 de agosto de 1991.

22. Seleznev et al, referencia 19.23. Toumelin E y Torres-Verdín C: “Pore-Scale Simulation of

KHz-GHz Electromagnetic Dispersion of Rocks: Effects of Rock Morphology, Pore Connectivity, and Electrical Double Layers,” Transcripciones del 50o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, The Woodlands, Texas, EUA (21 al 24 de junio de 2009), artículo RRR.

> Exponente de cementación de la ecuación de saturación de agua de Archie. El exponente de cementación, m, se puede medir a partir de datos de núcleos, pero es un proceso que requiere mucho tiempo. Para calcular el valor de m en varias muestras de núcleos de carbonatos, se utilizó el modelo textural, desarrollado a partir del análisis de dispersión dieléctrico. El gráfico de interrelación entre los valores obtenidos de ambos métodos mostró una buena coincidencia a través de un intervalo amplio. El valor predeterminado de 2 para la ecuación de Archie no sería apropiado para la mayoría de estas muestras cuyos valores variaban desde 1,7 a 2,9. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)


m c

alcu

lada

a p

artir

del

mod

elo

text

ural

m medida en laboratorio a partir de núcleos

4,0

4,0

3,0

3,0

2,0

2,01,0

1,0

3,5

3,5

2,5

2,5

1,5

1,5

> Validación del modelo de dispersión. Debido a los efectos texturales, el cálculo de la saturación de agua de Archie en carbonatos utilizando las técnicas tradicionales puede dar lugar a resultados incorrectos. En este ejemplo, los datos de resistividad de inducción profunda (Carril 5, rojo) son más elevados de X 764 a X 778 m (zona sombreada en azul) que en las zonas superior e inferior. La saturación de agua calculada utilizando la ecuación de Archie (Carril 3, rojo) con un exponente de cementación fijo, m = 2, indica la posible presencia de petróleo (sombreado en verde) en este intervalo. La porosidad de la herramienta dieléctrica (Carril 6, azul) coincide con la porosidad total (negro), lo cual significa que no hay hidrocarburos. En este intervalo, el valor derivado del modelo de dispersión para m (Carril 2, azul) varía de 1,9 a 2,6. La saturación de agua calculada utilizando estos valores corregidos de m en la ecuación de Archie arrojan como resultado una saturación de agua de 100% (Carril 3, negro), lo cual se aproxima más a los resultados esperados.

Oilfield ReviewSPRING 11 DIELSCAN Fig. 11ORSPRG11-DIELSCAN Fig.11

Salinidad

Lito

logí

a

Prof

undi

dad,

m

CalibradorSaturación,

m = 2

Saturación,m corregida

Rayos gamma

Dieléctrica profunda

Resistividad

Dieléctrica somera

Inducción profunda Porosidad total

Porosidad dieléctrica

0 6

0

1,0 3,5

gAPI 100

0 100%

0 100%

16 1 ohm.m 1 000 50 % 0

50 % 01 ohm.m 1 000

1 ohm.m 1 000

pulgadas50ppk

mPetróleo

X 750

X 760

X 770

X 780

X 790

X 800

X 810

X 820

XX 770

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contienen arcilla. La respuesta electroquímica disminuye con el aumento de la salinidad de la salmuera. Los efectos de Maxwell-Wagner aumen-tan con el aumento de la salinidad de la salmuera. Para una salinidad de salmuera determinada, un aumento en el contenido de arcilla de la roca pro-voca un aumento en su valor de la capacidad CIC y un aumento en su dispersión dieléctrica debido a los mecanismos electroquímicos y de Maxwell-Wagner simultáneamente.

La importancia relativa de cada mecanismo está afectada por la salinidad de la salmuera. Por ejemplo, las mediciones de una muestra secada al vacío no muestran dependencia de la frecuencia, pero en las rocas sedimentarias, la permitividad dieléctrica se incrementará con el aumento de la superficie y de la capacidad CIC. Al relacionar la dispersión debida a los efectos de la arcilla con respecto a la capacidad CIC, los petrofísicos pueden cuantificar el contenido de lutita en las rocas de los yacimientos.

Los intentos para determinar tanto el volumen de arcilla como el tipo de arcilla están motivados por la necesidad de tener un valor de entrada de

la capacidad CIC para las ecuaciones de satura-ción de agua. La capacidad CIC determina tanto el efecto de la arcilla en la medición de resistivi-dad, como también el volumen de agua ligada que debe ser excluido de la medición de porosidad total a fin de determinar correctamente la satura-ción de agua y el volumen de petróleo. Medir la capacidad CIC directamente en lugar de esti-marla a partir del tipo y volumen de arcilla es una manera más simple y robusta de determinar la saturación de agua en las areniscas arcillosas.

Un beneficio adicional de la medición dieléc-trica es la capacidad de medir directamente el contenido de lutita y la saturación en alta resolu-ción. Aunque se han desarrollado técnicas para medir la anisotropía con dispositivos de resistivi-dad, tales como la herramienta de inducción triaxial Rt Scanner, esta medición no tiene la resolución vertical de la herramienta dieléctrica. Los dispositivos de porosidad nuclear pueden proporcionar datos de entrada para las medicio-nes de saturación de alta resolución; sin embargo, la resolución vertical de estos datos está limitada por la física y el espaciamiento de los detectores.

> Polarización interfacial. Las mezclas de arena y arcilla muestran comportamientos de permitividad dieléctrica dispersivos dependiendo del tipo de arcilla. La medición de permitividad real en una mezcla de esmectita y agua tiene una gran dependencia con respecto a la frecuencia; por ejemplo, compárese la permitividad real a 10 MHz con la de 1 GHz. En la mezcla de caolinita y agua, los efectos están presentes, pero menos pronunciados. En la mezcla de arena y agua la dispersión era pequeña. Debido al mayor volumen de agua ligada asociada con la esmectita que con la caolinita, hay una disminución de la permitividad a medida que aumenta la frecuencia. Esta correlación entre la dispersión y el contenido y tipo de lutita se puede utilizar para calcular la capacidad de intercambio catiónico (CIC) y cuantificar los efectos de la arcilla a partir de los datos dieléctricos.


Frecuencia, MHz

Perm

itivi

dad

real

, εr

0

100

102 103101

200

300

400Mezcla de esmectita y aguaMezcla de caolinita y agua

Mezcla de arena Ottawa y agua

100

rΔε

la física que controla su conductividad, la técnica de dispersión ofrece estimaciones precisas de arcillosidad (derecha).21

Como se ha demostrado con los carbonatos, la permitividad relativa calculada con el modelo CRI puede no coincidir con los datos derivados de núcleos a frecuencias menores a 1 GHz. Este com-portamiento dispersivo también se observa en las areniscas arcillosas y en las secuencias de are-niscas y lutitas pero por diferentes razones. Para estas rocas, se correlaciona con la capaci-dad de intercambio catiónico (CIC) de los mine-rales en la formación, lo que se refiere tanto a la polarización electroquímica, también conocida como un efecto de doble capa, como a la polariza-ción interfacial Maxwell-Wagner. Ambos efectos están presentes, y los efectos electroquímicos dominan en condiciones de menor salinidad, mientras que la polarización interfacial domina en condiciones de alta salinidad.

La capacidad CIC es la cantidad de cationes (iones con carga positiva) que un mineral de arcilla puede alojar en su superficie con carga negativa. Las arcillas son aluminosilicatos en los que se han sustituido algunos de sus iones de aluminio y silicio por elementos con una valen-cia o carga diferentes. La presencia de los iones de las arcillas mejora la polarización interfacial y electroquímica.22

Los elementos no conductivos que se encuen-tran en la formación, cuando se mezclan entre sí, pueden presentar conductividad dieléctrica que no estaría presente si estos elementos estuviesen por separado. Esto se debe al fenómeno geomé-trico Maxwell-Wagner, que está relacionado con la acumulación de carga en la interfaz entre la salmuera y la roca o entre la salmuera y el petró-leo. Entre estas superficies cargadas, la salmuera forma dipolos macroscópicos, que pueden dar lugar a polarizaciones macroscópicas que depen-den de la frecuencia. Cuando se exponen a un campo electromagnético de baja frecuencia, los dipolos alcanzan el equilibrio antes de que cam-bie la dirección del campo. Cuando se exponen a un campo electromagnético de alta frecuencia, los dipolos no pueden seguir los cambios rápidos del campo, produciendo disipación de energía, aumento de conductividad eléctrica y disminu-ción de permitividad dieléctrica.23

En el rango de frecuencia de la herramienta Dielectric Scanner (20 MHz a 1 GHz), los mecanis-mos de polarización, electroquímico y geométrico (Maxwell-Wagner) contribuyen a la dispersión die-léctrica global medida en las formaciones que

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50 Oilfield Review

La medición dieléctrica provee valores de porosi-dad ocupada por agua con resoluciones del orden de los 2,5 cm [1 pulg]. La información dieléctrica permite a los petrofísicos calcular las reservas y estimar la producción con mayor precisión de la que pueden hacerlo actualmente con la resistivi-dad y porosidad derivadas de otras fuentes, incluidas las nuevas tecnologías tales como las herramientas de inducción triaxial (derecha).

La capacidad para medir la arcillosidad y los efectos de la arcilla resulta esencial en la caracte-rización de los yacimientos anisotrópicos de are-niscas arcillosas de agua dulce. Los intérpretes identifican la presencia de hidrocarburos en los yacimientos anisotrópicos mediante la observa-ción de la diferencia entre la resistividad horizon-tal y vertical, tales como las que se obtienen con la herramienta Rt Scanner. Sin embargo, el uso de esta técnica no es efectiva en los ambientes de agua dulce debido a la falta de contraste entre las resistividades del agua dulce, las láminas de lutita y el petróleo. Los analistas de registros pueden, sin embargo, determinar la anisotropía con alta resolu-ción utilizando las mediciones longitudinales y transversales de la herramienta Dielectric Scanner. A partir de estos datos se pueden cuantificar los efectos de la arcilla y la saturación de petróleo.

La herramienta Dielectric ScannerLas mediciones de los dispositivos electromagné-ticos que operan a frecuencias en el rango de los kHz, como una herramienta de inducción, son más conocidos que las mediciones dieléctricas adquiridas a muy altas frecuencias. Las medicio-nes a menores frecuencias están dominadas por la conductividad de la formación, pero a medida que la frecuencia aumenta, los efectos dieléctri-cos comienzan a aparecer y luego predominan. Las mediciones a muy alta frecuencia ofrecen la posibilidad de evaluar la conductividad y la permi-tividad de forma simultánea. Además, la obtención de información sobre la textura y la arcillosidad utilizando dispersión dieléctrica requiere una medición de alta calidad adquirida a múltiples frecuencias. La herramienta Dielectric Scanner fue desarrollada para proporcionar el conjunto completo de los datos necesarios para estas apli-caciones (próxima página, a la izquierda).

La herramienta tiene un patín totalmente articulado para posicionar los transmisores y receptores contra la pared del pozo. La forma del patín es cilíndrica y las antenas están diseñadas para actuar como dipolos magnéticos perfectos. Cada uno de los dos transmisores y los ocho receptores pueden operar con polarización longi-

24. La obtención de mediciones longitudinales y transversales se compara con los modos de radiación longitudinal y transversal de las herramientas EPT de generación más antigua, que son modos que requirieron conjuntos de hardware completamente independientes.

25. Heger K, Uematsu M y Franck EU: “The Static Dielectric Constant of Water at High Pressures and Temperatures to 500 MPa and 550°C,” Berichte der Bunsengesellschaft für physikalische Chemie 84, no. 8 (Agosto de 1980): 758–762.

> Saturación de hidrocarburo de alta resolución. Las diferencias entre las resistividades horizontal y vertical (Carril 4) de un dispositivo de inducción triaxial, como la herramienta Rt Scanner, pueden ayudar a interpretar la anisotropía. Sin embargo, las laminaciones en los datos del generador de imágenes microeléctricas de cobertura total, FMI, (Carril 1) son más delgadas que las resoluciones de la herramienta de inducción o las herramientas de densidad y neutrón, como se muestra en la porosidad de interrelación (Carril 5, negro). Esto puede resultar en un cálculo de productividad neta excesivamente alto. La resolución vertical de la medición de saturación derivada de la herramienta Dielectric Scanner (Carril 2, negro) puede ser tan pequeña como 2,5 cm. La diferencia entre las resoluciones se observa cuando se compara la saturación de agua de Archie (Carril 2, rojo) con la saturación dieléctrica (negro). La incorporación de datos dieléctricos en el análisis resulta en cálculos de espesores productivos permeables y estimación de reservas más precisos.


Lito

logí

a

Prof

undi

dad,

pie

s

Imagen FMISw

dieléctrica Resistividad vertical

Resistividad horizontal Porosidad dieléctrica

Porosidad de interrelación

Swde Archie

0 1 1 000ohm.m 50 0%

1 1 000ohm.m 50 0%

% 100

0 % 100

Petróleo

1 350

1 360

Hidrocarburo

tudinal o transversal.24 La medición se realiza a cuatro frecuencias discretas de 20 MHz a 1 GHz aproximadamente. Cada ciclo de medición incluye 72 mediciones de amplitud transmisor-receptor y 72 mediciones de fase. La multiplicidad de los pares transmisor-receptor permite compensar las mediciones por efectos del pozo, y un algo-ritmo de control de calidad puede extraer los pares desequilibrados y eliminarlos de la compu-tación. La profundidad de investigación (DOI, por sus siglas en inglés), que es una función del espaciamiento entre el emisor y el receptor, la frecuencia de trabajo y las propiedades de la formación, varía de 2,5 cm a 10,2 cm [1 a 4 pulg]. Se obtiene una resolución vertical de 2,5 cm.

Los dipolos eléctricos en la cara del patín pro-porcionan dos modos de operación. En modo pro-pagación, realizan la medición transversal más somera y se utilizan para estimar las propiedades

del lodo. En modo reflexión, miden las propieda-des dieléctricas del material que se encuentra directamente frente al patín: lodo o revoque de filtración. Como la herramienta adquiere datos en ambas polarizaciones, longitudinal y transversal, se pueden cuantificar los efectos de la anisotropía a alta resolución. La polarización longitudinal mide la permitividad y la conductividad en un plano que es ortogonal al eje de la herramienta (próxima página, a la derecha). La polarización transversal mide la conductividad y la permitivi-dad tanto vertical como horizontal.

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Brazocalibrador

Patínarticulado

RXA4 R

XA3 RXA2 R

XA1

RXB1 R

XB2 RXB3 R

XB4

TA

TB

Sensor de revoque

Las mediciones de temperatura y presión tam-bién son necesarias para los procedimientos de compensación en los modelos dieléctricos. Bajo condiciones de fondo de pozo, la presión tiene un efecto significativo sobre las propiedades dieléc-tricas del agua.25 Las dependencias con respecto a la temperatura, salinidad y presión también se deben considerar en el modelo dieléctrico para producir una interpretación precisa de los regis-tros en condiciones de fondo de pozo. La tempe-ratura se mide con el sensor de lodo integrado y se utiliza un sensor específico para medir la pre-sión hidrostática.

>Modos de operación de la herramienta. Las herramientas dieléctricas generan ondas electromagnéticas y crean un campo cuyas componentes eléctricas (E) y componentes magnéticas (H) son perpendiculares entre si. La polarización de la onda determina la dirección del campo creado. Los modos de polarización longitudinal (arriba) y transversal (abajo) corresponden a mediciones en los planos horizontal y vertical con respecto a la herramienta. Cada modo genera una orientación específica de campo y una forma de región detectada (recuadros). Las bandas en colores representan las múltiples profundidades de investigación, que son funciones del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades de la formación. Las regiones detectadas por los dos modos se superponen (centro); las diferencias en las mediciones generadas a partir de las dos orientaciones ayudan a identificar anisotropía.


Transversal

H

E

Longitudinal

H

E

Región detectadalongitudinalmente

Región detectadatransversalmente

Región detectadaen forma combinada

> Herramienta Dielectric Scanner. Esta herramienta introducida recientemente incorpora varias características para mejorar la adquisición de datos y proporcionar mediciones más precisas. A diferencia de las herramientas de generaciones anteriores que utilizaban patines fijos, la herramienta Dielectric Scanner utiliza el brazo calibrador para empujar el patín articulado contra la formación. La curvatura del patín también ayuda a mejorar el contacto con la pared del pozo. Los transmisores (TA y TB) y los conjuntos de antena (RXA1 a RXA4 y RXB1 a RXB4) operan a frecuencias discretas de 20 MHz a 1 GHz. Los transmisores y las antenas son dipolos cruzados yuxtapuestos y pueden operar simultáneamente en modos de polarización transversal (flecha roja) y longitudinal (flecha azul). Dos dipolos eléctricos abiertos (sensores de cable coaxial de extremos abiertos) miden las propiedades del revoque y proveen control de calidad. A fin de obtener datos de entrada para el cálculo de propiedades de fluidos más precisas, la herramienta mide tanto la temperatura como la presión en el lugar de la medición. Se utiliza la compensación por efectos del pozo para eliminar los pares transmisor-receptor desajustados. Para cada ciclo de medición, se realizan 72 mediciones de atenuación y 72 mediciones de fase por cada una de las cuatro frecuencias. La profundidad de investigación es de 2,5 cm a 10,2 cm [1 pulg a 4 pulg] dependiendo del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades del fluido de formación.

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52 Oilfield Review

La herramienta investiga tres áreas principales: información radial, información referente a estruc-turas geológicas y textura de la matriz (izquierda). Los datos de los diferentes pares transmisor-receptor en todas las frecuencias se invierten para calcular las permitividades y conductividades de varias capas: el revoque, la zona invadida cercana y la zona invadida lejana. Las propiedades petrofí-sicas se pueden calcular mediante el modelo CRI para cada una de las cuatro frecuencias. El pro-ceso de dispersión con las entradas de múltiples frecuencias se puede realizar a diferentes profun-didades de investigación (abajo).

> El método CRI versus el modelo de dispersión textural. La herramienta Dielectric Scanner tiene cuatro frecuencias de operación y múltiples espaciamientos entre transmisor y receptor. Para el método CRI (izquierda), las entradas consisten en la porosidad total, fT, permitividad de la matriz, εmatrix, temperatura y presión. La inversión parte de la medición de permitividad real y de la conductividad dieléctrica y arroja como resultado la saturación de agua, conductividad del agua, y constante dieléctrica para cualquier combinación de frecuencia y espaciamiento entre transmisor y receptor. Lo que se muestra es la medición somera (SH, por su abreviatura en inglés). Para referencia y control de calidad, la incertidumbre de las mediciones de entrada también se pueden calcular y aplicar a las salidas. Las entradas para el modelo de dispersión (derecha) son similares, pero para el procesamiento se necesitan la permitividad y conductividad a frecuencias múltiples. Las salidas incluyen la saturación de agua, la conductividad, la constante dieléctrica y los parámetros texturales. Los datos pueden invertirse para diferentes profundidades de investigación, que son funciones del espaciamiento entre transmisor y receptor y de las propiedades de la formación. (Adaptado de Seleznev et al, referencia 19.)

Revo

que

Zona invadida profundaZona invadida somera

Revo

que

Zona invadida profundaZona invadida somera


Dielectric

Incertidumbresde entrada

r, SH, F3water, SH

Incertidumbre de los parámetros

Constante dieléctrica SH

SW, SH

Inversión

Método CRI Modelo de dispersión

Modelo de aguaModelo de dispersión

Modelo de aguaModelo de dispersión

Incertidumbres de entrada

Dielectric, SH, F0r, SH, F0,

Dielectric, SH, F1r, SH, F1, Dielectric, SH, F2r, SH, F2,

Dielectric, SH, F3r, SH, F3,

water, SH

SW, SH

SH, F3

SH, F3

water, SH

Incertidumbre de los parámetros

Constante dieléctrica SH

SW, SH

Parámetros texturalesInversión

SH, F0

SH, F1

SH, F2

SH, F3

SH, F0,

SH, F1,

SH, F2,

SH, F3,

Deep, F0

Deep, F1

Deep, F2

Deep, F3

Deep, F0,

Deep, F1,

Deep, F2,

Deep, F3,

ε

matrix, temperatura y presiónT,ε matrix, temperatura y presiónT,ε

εεεε

εεεεε

εεεε

σ

σ

σ

σ

σσ

σσσσ

σσσσ

σσσ

φ φ

> Dimensiones de las mediciones dieléctricas. Con sus cuatro frecuencias de operación (F0 a F3) y sus cuatro pares de espaciamientos entre transmisor y receptor (R1 a R4), la herramienta Dielectric Scanner tiene tres rangos de investigación: textural, radial y estructural. Las frecuencias de operación fueron elegidas para aprovechar los mecanismos de polarización interfacial, molecular y electrónica, que están relacionados con los efectos texturales y efectos de la arcilla. La investigación radial se logra mediante cuatro pares de espaciamientos entre transmisor y receptor que modelan la región cercana al pozo, que incluye al revoque y a la zona invadida, y, dependiendo de la profundidad de invasión, puede abarcar la zona de transición y la zona virgen. La investigación estructural se logra mediante la polarización orientacional. La medición en los planos horizontal y vertical permite la identificación de anisotropía de formación a alta resolución.


Polarización interfacial

F0

R1

R2

R3

R4

105 106 107 108 109 1010

F1 F2 F3Zo

na v

irgen Zo

na de

tran

sici

ón

Zona

inva

dida

Revo

que Orientación molecular

Polarización electrónica

Inves

tigac

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tos m

últipl

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vest

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ión

estru

ctur

al: p

olar

izaci

ones

múl

tiple

s

Investigación textural: frecuencias múltiples

Frecuencia, Hz

Homogeneidad de la formación

Anisotropía

42005schD7R1.indd 13 9/12/11 10:08 PM


Para facilitar la integración de los datos dieléc-tricos con los datos de otras herramienta de adqui-sición de registros, los ingenieros han desarrollado el software Dielectric Pro para realizar la interpre-tación de la dispersión dieléctrica. Se puede reali-zar el procesamiento y la interpretación de todos los datos utilizando la porosidad, la resistividad y el análisis de saturación obtenidos a partir de las herramientas convencionales. La conductividad y permitividad se pueden calcular a múltiples fre-cuencias. Los gráficos de interrelación de los datos proporcionan información para el análisis textural y de arcillosidad. En los flujos de trabajo se encuentran incorporados varios modelos de interpretación que proveen métodos alternativos para el análisis de los datos. El procesamiento radial puede derivar variaciones en la conductivi-dad y permitividad de la formación para el análi-sis de anisotropía. Sin embargo, el verdadero valor de los registros dieléctricos está en las apli-caciones de fondo de pozo.

De la investigación al yacimientoPetroleum Development Oman (PDO) ha pro-bado la herramienta Dielectric Scanner en varios pozos. Los objetivos de PDO incluían la evalua-ción de las secuencias laminadas de areniscas lutitas, carbonatos de petróleo pesado, areniscas arcillosas y carbonatos de ultra-alta salinidad.26 Para uno de los pozos de prueba, el objetivo era cuantificar el volumen de petróleo residual; es decir, el petróleo que no ha sido desplazado por la invasión de filtrado de lodo, independientemente de las mediciones de resistividad y a fin de integrar los datos dieléctricos con un conjunto completo de datos de otras herramientas de adquisición de registros de pozo abierto. PDO evaluó la capacidad de la herramienta para detectar la movilidad del petróleo y proveer información textural en esta prueba. Los pozos seleccionados estaban en un yacimiento carbonatado. La salinidad del filtrado de lodo era de aproximadamente 180 000 partes por millón (ppm) de NaCl.

Dado que la herramienta dieléctrica mide la parte ocupada por agua de la porosidad, la dife-rencia entre la porosidad de interrelación den-sidad-neutrón y la porosidad dieléctrica es la saturación de petróleo residual. En este caso, la diferencia era grande, lo cual indicaba clara-mente la presencia de una considerable canti-dad de hidrocarburo no desplazado (izquierda).

26. Mude J, Arora S, McDonald T y Edwards J: ”Wireline Dielectric Measurements Make a Comeback: Applications in Oman for a New Generation Dielectric Log Measurement,” Transcripciones del 51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth, Australia Occidental, Australia (19 al 23 de junio de 2010), artículo GG.

> Prueba en carbonatos de Medio Oriente. Los analistas de registros incorporaron los datos de la herramienta Dielectric Scanner a los del conjunto de herramientas de adquisición de registros LithoDensity–Array Porosity–HRLA. El análisis de porosidad (Carril 5) incluyó la porosidad total (negro) y la porosidad dieléctrica (azul). La diferencia entre ambas porosidades (sombreada en verde) representa a los hidrocarburos residuales. La conductividad dieléctrica, convertida a resistividad (Carril 4, azul), se presentó junto a las resistividades de la herramienta HRLA (rojo y negro) y la resistividad somera de la herramienta LithoDensity (verde). La saturación de agua se calculó a partir de los datos dieléctricos (Carril 2, negro) y a partir de la ecuación de Archie (rojo), la cual se corrigió por variaciones en el exponente m (Carril 1, azul) derivadas de los datos dieléctricos. Los efectos de la dispersión se pueden visualizar comparando las diferencias entre las permitividades y conductividades calculadas a partir de los pares de frecuencias (Carril 6). La diferencia entre las respuestas en frecuencias está identificada por colores (cian, azul, rojo).


X10

X20

X30

X40

Litología

Resistividad

Porosidad

Efectos dela dispersión

Herramienta dearreglo de lateroperfil

Perm

itivi

dad

Cond

uctiv

idad

Porosidad total

Zona invadida

Zona invadidade la herramientaDielectric Scanner

Porosidad ocupada poragua de la herramienta

Dielectric ScannerResistividad verdaderade la herramienta HRLAPorosidad

Saturaciónde petróleo

residual

Saturaciónde la

herramientaDielectricScanner

Saturaciónde Archie

Entradas deArchie, m = n

Prof

undi

dad,

m

Calibrador

pulgadas6 16

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0100 %

0 0100 100% % 050 %

050 %

0 3,5

Diferencia

Petróleo

Agua ligada

Petróleo

Agua

Dolomita

Calcita

Ilita

Hidrocarburo

F3–F2

F2–F1

F2–F3

F0–F1

F0–F1

F1–F2

42005schD7R1.indd 14 9/12/11 10:08 PM

54 Oilfield Review

Esta cuantificación de petróleo residual, inde-pendiente de la medición de resistividad, cum-plió con el primer objetivo de la prueba de PDO.

Para lograr el segundo objetivo, los analistas calcularon la salida textural dieléctrica para utili-zarla en la ecuación de saturación de agua de Archie. El análisis de dispersión indicó que el exponente de cementación, m, variaba de 1,5 a 2,5 en el intervalo en cuestión. PDO atribuyó la varia-bilidad de m a las diferencias texturales y de facies en el carbonato. El uso de un parámetro m más preciso resultó en una determinación más correcta de la saturación de hidrocarburo. La práctica más común consiste en la utilización de un valor cons-tante para m, el cual, en base a estas constatacio-nes, daría lugar a resultados inexactos.

Luego, los datos dieléctricos se integraron en un análisis y se compararon con la saturación de agua calculada a partir de los datos de entrada que se consideran típicos para el campo. En la sección superior, donde generalmente se utiliza un paráme-tro de saturación de Archie, o valor de n, elevado, hay una buena concordancia entre los dos métodos. Este valor fijo de n se obtuvo en un campo cercano y es apropiado para rocas impregnadas de petróleo (arriba). En una transición entre una zona de petróleo a una de agua, hay una diferencia entre la salida obtenida utilizando este valor para la constante n y la salida derivada de las mediciones dieléctricas. Lo más probable es que esto se deba a que la roca está menos impregnada por petróleo en esta zona que en la zona petrolífera.

Los analistas de registros descubrieron que en lugar de utilizar el valor alto de n correspondiente a la sección superior para calcular la saturación de agua con la ecuación de Archie, se debería uti-lizar un valor más bajo.

Resolución de la saturaciónLos yacimientos someros de petróleo pesado, que incluyen algunas de las pocas áreas donde se utili-zan actualmente las herramientas dieléctricas, se pueden encontrar en varias regiones en el mundo. Canadá, EUA, México, Indonesia y Venezuela están entre los lugares que poseen grandes reservas de petróleo pesado.27 En California, EUA, se ha pro-ducido petróleo pesado desde la década de 1890. La mayoría de este petróleo pesado se encuentra a menos de 3 000 pies [1 000 m] de profundidad.

Estos yacimientos de petróleo pesado someros están condicionados por dificultades de interpreta-ción asociadas con el agua dulce. La interpretación se complica aún más porque muchos de los yaci-mientos han estado sometidos a la inyección de vapor o de agua durante más de 50 años.28 Los flui-dos en los pozos perforados recientemente en estos yacimientos poco pueden parecerse a los fluidos que había originalmente en el lugar, o pueden cambiar drásticamente a través de las secciones aparentemente homogéneas del yaci-miento debido a las diferencias en los anteceden-tes operacionales.

A partir de mediados de 1980, el análisis petrofísico de los yacimientos someros de petró-leo pesado en California con frecuencia incluía la herramienta EPT para estimar los hidrocarburos en el lugar, y el uso de la herramienta se convirtió en rutina en la década de 1990. La herramienta medía la porosidad ocupada por agua de la zona invadida. Un beneficio adicional del uso de las herramientas dieléctricas en estos yacimientos, donde hay poca invasión de filtrado de lodo de per-foración y donde el petróleo es prácticamente ina-movible, es que la información coincide con la de la zona virgen. Mientras que la herramienta EPT se desarrolló inicialmente para analizar los yaci-mientos en los que se sabía que el agua de forma-ción era dulce, en la actualidad las herramientas dieléctricas también se utilizan cuando no se conoce la salinidad del agua de formación debido a las alteraciones causadas por la inyección de flui-dos para la recuperación mejorada de petróleo.

Obtener datos de calidad de los pozos en los yacimientos de petróleo pesado de California ha resultado complicado. En muchos yacimientos, los granos de arena se mantienen unidos por el petró-leo viscoso original que había en el lugar. Las zonas depletadas a menudo presentan pozos rugosos debido a que se vuelven inestables después de

>Mejora del cálculo de la saturación de agua. En estos carbonatos de Medio Oriente, se utilizaron las entradas estándares para calcular la saturación de agua (Carril 5). En la ecuación de saturación de agua de Archie se utilizó un valor constante para n, obtenido de los datos de núcleos de pozos cercanos. La saturación de agua también se calculó a partir de los datos dieléctricos (Carril 6). Se aprecia una buena concordancia en el intervalo superior (zona sombreada en verde claro), lo que confirma el valor de n. La saturación de agua derivada de mediciones dieléctricas en el intervalo inferior (zona sombreada en azul claro), que incluye una zona de transición de petróleo a agua, es menor, lo cual indica más petróleo, en comparación con el que se obtiene utilizando el valor de n apropiado para el intervalo superior. Resultados como éstos pueden afectar a las estimaciones de reservas petrolíferas, lo cual a su vez impacta en los requerimientos de equipos y en el desarrollo del campo.


X25

X75

X50

Prof

undi

dad,

m

Calibrador

Porosidadneutrónica dela herramienta

de arreglo

Densidadvolumétrica

Porosidaddieléctrica

Porosidad dela herramienta

de densidad

Saturación deagua de ArchieRayos gamma

pulgadas60,02 45 -15%2 000ohm.m

0,02 2 000 1,95 01000 40%

0 40%

% 0100 %2,95ohm.m

16

gAPI0 60

Saturación deagua dieléctrica


g/cm3

Rxo de laherramienta HRLA

Rt de laherramienta HRLA

42005schD7R1.indd 15 9/12/11 10:08 PM


haberse extraído parte del petróleo. El diseño de mandril del patín de la herramienta EPT muchas veces daba lugar a mediciones que estaban com-prometidas por la rugosidad del pozo. El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner fue diseñado para mejorar el contacto con la pared del pozo cuando el pozo no está en condi-ciones ideales.

La interpretación de las mediciones de la herramienta EPT también estaba afectada por los cambios en las condiciones de fondo de pozo producidas por la inyección de vapor. El perfil de temperatura de los pozos sometidos a inyección de vapor no sigue un gradiente lineal típico, como el que se asume para la interpretación de las mediciones dieléctricas. Como la herramienta EPT no posee un sensor de temperatura exterior, no puede corregir por temperatura los datos sin procesar, por lo cual se introducen errores en la medición. Para superar esta limitación y proveer correcciones adicionales por los efectos ambien-tales, se incorporaron sensores de presión, tem-peratura y revoque en el patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner.

Chevron U.S.A. Inc. ha probado la herra-mienta Dielectric Scanner en sus operaciones de inyección de vapor para el desplazamiento de petróleo pesado en el campo Cymric, ubicado en el margen suroeste del Valle de San Joaquín, California. Uno de los intervalos de mayor produc-ción es la formación Tulare, que corresponde a las edades desde el Plioceno hasta el Pleistoceno y son en su mayoría depósitos de areniscas fluvio-deltaicas mal consolidadas y limitadas por luti-tas. Las arenas productoras se encuentran desde los 50 pies hasta los 1 600 pies [15 m hasta 490 m] de profundidad. La porosidad promedio es de 34%, la permeabilidad varía de 2 000 a 3 000 mD y los promedios de saturación de petróleo de 55% a 65%. La densidad del petróleo varía de 9 a 14 gra-dos API. La producción comenzó a principios de la década de 1900 y el desplazamiento por vapor de agua fue introducido por primera vez en la década de 1970. Los cálculos de saturación de agua obte-nidos de los datos de resistividad son problemáti-cos en el campo Cymric debido a las alteraciones en la salinidad original del agua de formación causada por años de inyección de vapor.

27. Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C, Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K, Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas Triana JA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López de Cárdenas J y West C: “La importancia del petróleo pesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–60.

28. Little JD, Julander DR, Knauer LC, Aultman JT y Hemingway JL: “Dielectric Dispersion Measurements in California Heavy Oil Reservoirs,” Transcripciones del 51er Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Perth, Australia Occidental, Australia (19 al 23 de junio de 2010), artículo D.

> Contrarrestar la rugosidad. El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner, el cual sigue los contornos del pozo, compensa las rugosidades y ensanchamientos del mismo. La herramienta EPT es un dispositivo de mandril, lo que significa que el patín se encuentra fijo en su lugar; Chevron quiso comparar los datos de ambas herramientas en su pozo de petróleo pesado Cymric. Después de realizada la adquisición de datos en el pozo, los ingenieros observaron un revoque aparente (Carril de profundidad, zona sombreada en azul claro) en el intervalo entre 780 pies y 820 pies derivado de los sensores de microperfil de la herramienta LithoDensity (sombrado en gris oliva). El revoque, si está presente, puede indicar permeabilidad y petróleo desplazado. La porosidad ocupada por agua derivada de la herramienta EPT (Carril 5, rojo) entre 810 pies y 820 pies era superior a la porosidad en otros intervalos, tales como entre 540 pies y 605 pies. Esto podría indicar la presencia de filtrado reemplazando al petróleo original, y los ingenieros podrían haber asumido que era posible utilizar métodos de producción primaria en esta zona. Sin embargo, el diseño mejorado del patín de la herramienta Dielectric Scanner contrarresta los efectos de la rugosidad y la porosidad ocupada por agua (Carriles 4 y 5, azul) no muestra incrementos a través de este intervalo. La respuesta del registro de la herramienta LithoDensity indica que el revoque se debía a un desmoronamiento de la formación rellenado con recortes de perforación.


% %%

Saturación de aguade la herramientaDielectric Scanner

Saturación de aguade la herramientaDielectric Scanner

Saturación de aguaa partir de núcleos

Porosidad derivadade núcleos

Porosidad total

Revoquede la

herramientade densidad Resistividad

dieléctrica de lazona invadida

Cuarzo

Hidrocarburo

Hidrocarburoresidual



Revoquede la

herramientade

resistividad

Revoquede la

herramientade densidad

Volumen deagua irreducible

Carbonato

Prof., pies

600

800

Arcilla

Agua

100100

2,5

0,5 50ohm.m 5 000

0pulg

00 0

%50 0

%50 0% 1000

Porosidad ocupadapor agua de laherramienta

Dielectric Scanner

Porosidad ocupadapor agua de laherramienta

Dielectric Scanner

%50 0

Resistividad dela zona invadida

0,5 ohm.m 5 000

Resistividadprofunda de laherramienta de

inducción dearreglo a 2 pies

0,5 ohm.m 5 000

Revoquede la

herramientade

resistividad2,5 0pulg

Calibrador8,5 18,5pulg

%50 0

Porosidad de laherramienta EPT

%50 0

Porosidad total

800

Chevron corrió el conjunto de registros Platform Express triple-combo junto con la herramienta Dielectric Scanner en un pozo del campo Cymric. El conjunto de registros incluía la herramienta EPT para que la compañía pudiese comparar las medi-

ciones preexistentes con las de la nueva herra-mienta. Se obtuvieron testigos laterales (muestras de pared de pozo) en el intervalo de producción.

El pozo interceptó el contacto petróleo/agua a una profundidad de 830 pies [253 m] (abajo).

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56 Oilfield Review

Debajo de esa profundidad, la porosidad dieléc-trica coincidía muy bien con la porosidad del grá-fico de correlación derivado de las herramientas de densidad fotoeléctrica LithoDensity y de la herramienta de porosidad neutrón; esto indicaba que la formación estaba ocupada principalmente por agua.

Los testigos laterales se analizaron para eva-luar porosidad, permeabilidad y saturación del fluido. Las saturaciones de agua derivadas de los registros provenientes de las lecturas someras de la herramienta dieléctrica coincidían con las saturaciones de los testigos laterales. Aunque las muestras de testigos laterales y las mediciones de los registros dieléctricos representan la zona invadida inmediatamente contigua al pozo, las saturaciones de fluidos obtenidas por ambos métodos en este campo en particular, general-mente son equivalentes a las saturaciones de la zona virgen.

El patín articulado de la herramienta Dielectric Scanner ayuda a compensar las rugosidades y agrandamientos del pozo. La herramienta EPT es un dispositivo de mandril; es decir que el patín está fijo al cuerpo de la herramienta. Se hizo una comparación entre los dos dispositivos en el pozo de petróleo pesado del campo Cymric. La curva de calibre indicaba rugosidad y agrandamientos y el patín articulado dominó mejor las irregularida-des del pozo que el patín con diseño de mandril.

La medición de resistividad de la zona inva-dida obtenida de la sonda Platform Express parecía indicar la presencia de revoque. El revo-que se acumula a medida que el filtrado de lodo desplaza al petróleo y empuja a los fluidos hacia el interior de la formación, lo que lo convierte en un indicador de permeabilidad y movilidad del petróleo. Pero, en los yacimientos de petró-leo pesado, se pueden utilizar las múltiples pro-fundidades de investigación de la herramienta Dielectric Scanner para constatar la movilidad del petróleo. Si las cuatro profundidades de investigación proveen la misma porosidad ocu-pada por agua, la evidencia de la movilidad del petróleo sería insuficiente. Si difieren, entonces los datos sugerirían movilidad de petróleo en el yacimiento; es decir que indicarían un potencial objetivo de terminación.

La medición de porosidad de la herramienta EPT debería coincidir con la porosidad de la herramienta Dielectric Scanner, y esto ocurrió en la mayoría de los intervalos. Sin embargo, en las dos secciones rugosas, la herramienta EPT midió una porosidad ocupada por agua más elevada, lo que equivalía a 23 unidades de saturación menos que los resultados de la herramienta Dielectric

Scanner. Si esta diferencia no se debía a la movili-dad del petróleo, podría haber sido atribuida a la prevalencia de la irrupción del vapor o del agua. Los datos de la herramienta Dielectric Scanner no indicaron invasión ni movilidad de petróleo.

En base a las lecturas del calibre, el pozo estaba agrandado en las zonas en cuestión. Las arenas no consolidadas, como en este pozo, se desmoronan y los sólidos contenidos en el lodo tienen la tendencia a acumularse en la pared del pozo. La inestabilidad y rugosidad del pozo fue-ron los responsables de los resultados contradic-torios, y no el revoque acumulado por invasión ni la presencia de agua de formación.

Estas zonas podrían haberse interpretado erróneamente como que contienen hidrocarbu-ros móviles debido a las variaciones de viscosidad en la columna de petróleo, cuyas saturaciones de petróleo serían menores o han experimentado una irrupción prematura del agua. El error en la saturación de agua, que equivalía a un 23% menos de hidrocarburo en el lugar, podría haber cau-sado que la compañía operadora omitiera ambas zonas potencialmente productivas. Una mayor confiabilidad en las mediciones dieléctricas ayu-daron a Chevron a tomar mejores decisiones con respecto a la terminación del pozo.

Petróleo desplazadoLa Faja del Orinoco de Venezuela contiene el mayor depósito de reservas de petróleo pesado del mundo. La compañía operadora, PDVSA, deter-minó que la región tenía un ambiente sedimenta-rio complejo donde los intervalos homogéneos de gran espesor podían transformarse rápidamente en capas delgadas y discontinuas. La compleja geología se complicó aún más por las significativas diferencias en la calidad de la arena, lo que hizo aún más difícil la interpretación de los registros.

La producción temprana de agua convenció a los ingenieros de la necesidad de comprender mejor el yacimiento. La identificación y elimina-ción de las zonas con alto potencial de producción de agua era esencial para el buen desarrollo de la región. La resistividad de la formación se utiliza con frecuencia para identificar las zonas producto-ras de agua; sin embargo, los ingenieros descubrie-ron que éste método no era confiable debido a la variabilidad de la calidad de la arena, la presencia de agua dulce y las capas invadidas previamente que contenían cantidades significativas de petró-leo residual inamovible junto con el agua móvil.

Este ambiente es ideal para la incorporación de las mediciones de propagación dieléctrica con el conjunto de registros estándares; sin embargo, las compañías operadoras se mostraban reticentes

a utilizar las herramientas, debido a las frecuentes condiciones de pozo adversas, los complicados efectos de invasión de filtrado de lodo y los com-plejos problemas de interpretación. PDVSA reco-noció las diferencias de diseño de la nueva herramienta Dielectric Scanner y participó activa-mente en las pruebas de campo del dispositivo.29

Rápidamente en el proceso de prueba, los ingenieros observaron que la invasión de filtrado de lodo a base de agua podría complicar la inter-pretación de los datos dieléctricos. En los yaci-mientos de petróleo pesado de la Faja del Orinoco, la invasión es generalmente somera, del orden de unas pocas pulgadas. Los ingenieros modelaron la respuesta de invasión de la herramienta die-léctrica mediante la creación de registros sintéti-cos con caracterizaciones típicas de pozo: arenisca de 35% de porosidad con simulación de condiciones desde vírgenes hasta totalmente invadidas. Las entradas para la simulación inclu-yeron 5 unidades de porosidad (u.p.) ocupada por agua irreducible en la zona virgen en compara-ción con 15 u.p. ocupada por agua en la zona inva-dida.30 La salinidad del filtrado de lodo para la simulación fue de 5 000 ppm.

El modelo CRI, utilizado para computar la respuesta de la herramienta, se aplicó a las cua-tro frecuencias disponibles en la herramienta Dielectric Scanner junto con nueve espaciamien-tos independientes entre transmisor y receptor. La simulación proporcionó 36 mediciones de permi-tividades dieléctricas aparentes y 36 de conductivi-dades aparentes y generó un perfil tipo escalón con incrementos de aproximadamente 1 pie de largo por 0,1 pulg de profundidad [30 cm por 0,25 cm].

El análisis de los registros sintéticos generados para una de las frecuencias más bajas mostró que cuando no había invasión, la permitividad y con-ductividad aparentes eran las mismas que las de la zona virgen. A medida que el filtrado penetraba más profundo en la formación, los valores de mayor profundidad de investigación se aproxima-ban a los valores de las lecturas más someras. Para la mayor frecuencia, la situación era suma-mente compleja. Las permitividades y conductivi-dades aparentes perdían linealidad y la profundidad de investigación no era uniforme (próxima página).

Las lecciones aprendidas a partir de la simu-lación se aplicaron a los datos de permitividad y conductividad adquiridos en un pozo del Orinoco. Estos resultados se parecían mucho a los regis-tros simulados y proporcionaron un esquema de inversión petrofísica que se podría aplicar a los datos de pozo. Basándose en estos resultados, PDVSA utilizó la herramienta Dielectric Scanner en otros pozos.

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Los resultados de un pozo en particular mos-traron los beneficios de utilizar las mediciones dieléctricas junto con las otras herramientas de adquisición de registros. Se perforó un pozo de evaluación en un área que fue explorada por pri-mera vez en la década de 1980 y tenía un control de pozo relativamente malo. PDVSA esperaba encontrar secciones de yacimiento de buen espe-

.Modelado de la respuesta dieléctrica. La Faja del Orinoco de PDVSA tiene una litología compleja y problemas de interpretación difíciles. PDVSA y Schlumberger probaron la herramienta Dielectric Scanner modelando primero la respuesta a la invasión en condiciones esperadas en los pozos del Orinoco. En el estudio se utilizaron un total de 36 conjuntos de mediciones de cambios de fase y atenuación, utilizando nueve espaciamientos y cuatro frecuencias (F0 a F3). Para el análisis, cada pie [30 cm] de intervalo de registro representaba 0,1 pulg [0,25 cm] de invasión (recuadro). Para simplificar, las conductividades y permitividades dieléctricas sintéticas se muestran para la frecuencia F1 (arriba) y para F3 (abajo). Hay dos conjuntos de curvas de permitividad y conductividad: polarización longitudinal (a la izquierda) y polarización transversal (a la derecha). Las respuestas modeladas se extienden desde el mayor espaciamiento (curvas rojas) hasta el menor espaciamiento (curvas azules). Para la frecuencia F1 (arriba a la izquierda), cuando la profundidad de invasión es igual a cero, como se muestra en el extremo superior de cada registro, las curvas de permitividad leen el valor de la zona profunda (línea negra discontinua). A medida que la invasión simulada penetra en la formación y el filtrado reemplaza al petróleo, las curvas de permitividad de la polarización longitudinal convergen finalmente en la lectura correspondiente a la zona completamente invadida, que se muestra en el extremo inferior del registro; sin embargo, los datos transversales no convergen y sólo los datos del menor espaciamiento se aproximan al valor de la zona invadida. Para la frecuencia más alta, F3 (abajo a la izquierda), la permitividad de ambas polarizaciones, longitudinal y transversal, leen inicialmente el valor de la zona profunda, y a medida que la invasión simulada penetra más profundamente, las mediciones transversales convergen en el valor de la zona invadida mientras que las permitividades longitudinales muestran una respuesta oscilatoria. Independientemente de la dirección de polarización, los datos de conductividad se comportan mejor para la frecuencia de F1 (arriba a la derecha). Al comienzo, los datos longitudinales y transversales reflejan el valor sin invasión y convergen en el valor de invasión en el extremo inferior del registro. Éste no es el caso para los datos de conductividad de F3 (abajo a la derecha), donde se observan respuestas oscilatorias para ambas polarizaciones. Estos resultados no se prestan para un análisis rápido; sin embargo, a partir de este análisis se creó un modelo de respuesta para corregir los datos adquiridos en los pozos del Orinoco. (Adaptado de Mosse et al, referencia 29.)


5

0

10

20

30Prof

undi

dad

sim

ulad

a, p

ies

Prof

undi

dad

sim

ulad

a, p

ies

Permitividad, F1

Polarización longitudinal

Sin invasión

Totalmenteinvadida

Totalmenteinvadida

Totalmenteinvadida

Totalmenteinvadida

Sin invasión

Sin invasión Sin invasión

Polarización transversal

Conductividad, F1

Polarización longitudinal Polarización transversal

40

15

25

35

45

5

0

10

20

30

40

15

25

35

45

0,1 pulgada

1 pie

Permitividad, F3


Conductividad, F3


sor y con baja resistividad. Basándose en experien-cias anteriores, dichos intervalos se interpretaban a menudo como que tenían petróleo pesado resi-dual invadido con agua movible. Los analistas de registros esperaban que estas zonas produjeran principalmente agua.

El programa de registros incluyó el conjunto de registros de la sonda Platform Express con una herramienta de arreglo de lateroperfil de alta reso-lución, HRLA, y un servicio de resonancia magné-tica MR Scanner. En otros pozos de la región, los geólogos habían observado alta resistividad en el intervalo con petróleo, pero los valores de resistivi-dad más profunda en dicho intervalo no eran tan altos. Este pozo presentaba intervalos similares que mostraban alta y baja resistividad.

Las interpretaciones convencionales de movi-lidad de petróleo se basan en la comparación entre las mediciones de resistividad profunda y somera. En este caso los resultados no eran con-cluyentes debido a las similaridades entre las salinidades del agua de formación y la del fil-trado. En el intervalo superior de alta resistivi-dad, el registro de resonancia magnética mostró una distribución bimodal con una fuerte caracte-rística de petróleo. A medida que aumentaba la

29. Mosse L, Carmona R, Decoster E, Faivre O y Hizem M: “Dielectric Dispersion Logging in Heavy Oil: A Case Study from the Orinoco Belt,” Transcripciones del 50o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Texas (21 al 24 de junio de 2009), artículo AAA.

30. En esta simulación, 5 u.p. de agua representa una saturación de agua del 14%. Después de lavar la formación con 15 u.p. de filtrado, esto representa una saturación de agua del 43%.

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58 Oilfield Review

profundidad, la porosidad aparente y la resistivi-dad disminuyeron, y los datos de resonancia mag-nética nuclear parecían indicar que no había petróleo móvil. Los analistas de registros solicita-ron los datos de la herramienta Dielectric Scanner para validar esta interpretación.

Aunque el registro del calibre indicaba una rugosidad de pozo significativa, el patín de la herramienta Dielectric Scanner mantuvo buen contacto con la formación. Los datos dieléctricos resolvieron la incertidumbre asociada con la sec-

ción mas profunda del yacimiento (arriba). A dife-rencia de los datos de resonancia magnética nuclear que indicaban baja movilidad de petróleo a través de ambos intervalos, los datos dieléctri-cos indicaron un total de 150 pies [45 m] de zona productiva con una importante cantidad de petró-leo móvil. PDVSA incluyó esta nueva información en sus programas de producción y cálculos de reservas. La interpretación basada en los datos dieléctricos fue confirmada posteriormente con muestras de testigos laterales.

Debido a que la producción de agua es una gran preocupación en el programa de desarrollo de la Faja del Orinoco, fue importante identificar y evitar las zonas productoras de agua. Las mediciones dieléctricas no sólo identificaron las zonas que contenían petróleo móvil, sino que también ayu-daron a identificar las zonas en las que sólo el agua era móvil. Las técnicas de resistividad y potencial espontánea (SP, por sus siglas en inglés), comúnmente utilizadas para identificar estas zonas, necesitan que haya cierto contraste entre las resistividades del filtrado y el agua de formación. En este caso, no había contraste y no hubiese sido posible confirmar las movilidades del agua y el petróleo sin la incorporación de los datos dieléctricos.

El análisis se confirmó posteriormente mediante el muestreo de los diferentes intervalos. Del inter-valo más profundo, sólo hubo producción de agua. De la zona de transición hubo producción de petró-leo y agua. De los intervalos de baja y alta resistivi-dad, hubo producción de petróleo. Esto coincidía con la interpretación derivada de las mediciones dieléctricas. Los ingenieros de yacimiento de PDVSA pudieron determinar los mejores interva-los tanto para producción como para desarrollo adicional del campo.

Análisis finalLas mediciones dieléctricas obtenidas con herra-mientas de fondo de pozo han estado disponibles para los petrofísicos desde comienzos de la década de 1980. Los beneficios reconocidos de la infor-mación quedaron eclipsados por la complejidad de la medición y las limitaciones de la herramienta. La introducción de la herramienta Dielectric Scanner ha combinado un mejor diseño de herra-mienta con las nuevas técnicas de procesamiento. La información dieléctrica proporciona claros bene-ficios para la interpretación de yacimientos carbo-natados, análisis de areniscas arcillosas, evalua- ción de yacimientos de petróleo pesado y cualquier formación en la que el agua sea dulce o no se conozca su salinidad. A veces lleva tiempo para que la tecnología evolucione y encuentre su nicho. Así como no todas las cocinas del mundo tienen o necesitan un microondas, no todas las interpreta-ciones de pozos petroleros necesitan datos dieléc-tricos. Pero en ciertas situaciones, y para los ambientes apropiados, exponer a una formación a la radiación de las microondas puede ofrecer justo esa pequeña porción de información adicional que necesitan los analistas de registros. —TS

> Aplicación del modelo. Contando con la información del modelado dieléctrico, PDVSA registró un pozo en la Faja del Orinoco con las herramientas Platform Express–HRLA, MR Scanner y Dielectric Scanner. Los métodos de interpretación convencionales se basaban en las diferencias entre las mediciones de resistividad profunda y somera para indicar la movilidad del petróleo. Estos datos (Carril 5) no son concluyentes, incluso cuando se incluyen en el análisis a las resistividades dieléctricas de las diferentes profundidades de investigación (curvas roja y azul). Los datos de RMN (Carril 7) muestran una distribución bimodal, indicativa de una posible movilidad del petróleo, en gran parte del intervalo superior, pero no por debajo de X 650 pies. Las diferencias entre los datos de RMN en las dos zonas sombreadas en azul son significativas. El intervalo inferior se podría interpretar como que contiene petróleo. Los datos de la herramienta Dielectric Scanner indicaron una clara diferencia entre las mediciones de porosidad profunda y somera (Carril 6), correspondiente al petróleo desplazado (sombreado en amarillo oro). La interpretación sugería un total de 150 pies [46 m] de petróleo móvil de baja resistividad. Esto fue confirmado posteriormente con las pruebas de producción después de colocada la tubería de revestimiento. (Adaptado de Mosse et al, referencia 29.)


Calibrador

SP

pulgadas8

–100 0

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

0,2 2 000ohm.m

01 pulgadas

01 pulgadas

01 pulgadas

0 100%

0 100%

50 0 0,5 ms 5 000%

50 0%

50 0%

mV

18

Petróleo desplazado

Agua

Lito

logí

a

Petróleo residualRevoque de laherramienta

de resistividad

Resistividad de la zonainvadida a 8 pulg

Resistividad somera de laherramienta Dielectric Scanner

Porosidad ocupada por agua,somera, de la herramienta

Dielectric Scanner

Porosidad ocupada por agua,profunda, de la herramienta

Dielectric Scanner

Porosidad total Valor de corte

para T1

Distribuciónde T1

Resistividad profunda de laherramienta Dielectric Scanner

Resistividad verdaderade la herramienta HRLA

Resistividad de la herramientade arreglo de lateroperfil

Resistividad de la zona invadida

Revoque de laherramientade densidad

Espesor delrevoquederivado

de laherramienta

DielectricScanner

Saturaciónde agua

somera de laherramienta

DielectricScanner

Saturaciónde agua

profunda de laherramienta

DielectricScanner

Prof

undi

dad,

pie

s

X 450

X 500

X 550

X 600

X 650

X 700

X 750

X 800

Petróleodesplazado

Petróleoresidual

42005schD7R1.indd 19 9/12/11 10:08 PM

Medhat Abdou es vicepresidente a cargo del desarrollodel campo Bab de Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations, en Abu Dhabi, Emiratos ÁrabesUnidos. Posee numerosas publicaciones en las áreasde manejo de yacimientos y simulación de yacimientos.Sus intereses actuales incluyen la recuperación asistida de petróleo y el desarrollo de yacimientosheterogéneos de gran extensión. Medhat posee unalicenciatura en ingeniería petrolera de la Universidadde Trípoli en Libia.

Alexander P. Albert es el gerente de SchlumbergerNorth America Midstream & Industrial BusinessDevelopment y reside en Houston. Antes de ocupar su posición actual, se desempeñó como campeón deproductos de las mediciones nucleares de próximageneración para el segmento Wireline deSchlumberger. Ocupó una diversidad de posicionesrelacionadas con las operaciones, la dirección y elmercadeo a lo largo de todo EUA. Alex ingresó enSchlumberger en 1998 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable después de obtener una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Bucknell, en Lewisburg, Pensilvania, EUA.

Rómulo Carmona se desempeña como consultorpetrofísico. Anteriormente, desde 1982 hasta 2001, trabajó en Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).Antes de jubilarse en PDVSA, desempeñó numerosasfunciones relacionadas con geología, petrofísica eingeniería de yacimientos. Publicó numerosos artículos sobre la geología de Venezuela, además deestudios petrofísicos de campo sobre los yacimientosde petróleo pesado de la Faja del Orinoco. Obtuvo unalicenciatura en ingeniería geológica de la UniversidadCentral de Venezuela, en Caracas, donde se desempeñó como profesor desde 1992 hasta 1995.Además, dictó clases en la Universidad NacionalExperimental De Los Llanos Ezequiel Zamora, enBarinas, Venezuela, desde 1978 hasta 1992. Rómulo es miembro del Colegio de Ingenieros de Venezuela, la Asociación de Geólogos de Venezuela y la SPWLA.

Andrew Carnegie se desempeña como asesor de ingeniería de yacimientos para Woodside Petroleum en Perth, Australia Occidental, Australia.Previamente, trabajó 20 años para Schlumberger ycuatro años para INTERA. Posee una maestría y undoctorado, ambos en matemáticas aplicadas, de laUniversidad de Londres.

Eric Decoster se desempeña como asesor petrofísicopara Schlumberger Latinoamérica, donde supervisa lasaplicaciones y la integración de nuevas tecnologías, yreside en Río de Janeiro. Su carrera en Schlumbergerabarca 32 años, habiendo comenzado como ingenierode campo especialista en operaciones con cable enMedio Oriente. En los últimos 20 años, ocupó diversasposiciones de mercadeo e interpretación en MedioOriente y América Latina. En 1997, se convirtió enpetrofísico principal para el gobierno de Venezuela, en donde se concentró en el desarrollo de técnicas deinterpretación y nueva tecnología, las que incluyen laresonancia magnética nuclear y la espectroscopía.

En Venezuela, realizó la prueba de campo inicial delprototipo Dielectric Scanner*. Publicó numerosos artículos sobre las aplicaciones de la herramienta para la caracterización de yacimientos. Eric obtuvouna licenciatura en ingeniería de la École Centrale deParís, y una maestría en ingeniería de la Universidadde Wisconsin, en Madison, con especialización en eltema del flujo a través medios porosos. Actualmente,se desempeña como Director de la SPWLA paraAmérica Latina.

Dave Elliott comenzó su carrera en ShellInternational Exploration and Production B.V. comosupervisor de pruebas de pozos en 1977. Desde entonces,ocupó diversos cargos como ingeniero de planta, producción y terminación de pozos, líder del equipo de pruebas de pozos, coordinador de desarrollo de lagestión de seguridad, y gerente a cargo de los activosde la compañía. Más recientemente, se desempeñó en Shell Internacional E&P como gerente global deimplementación de técnicas de perforación en condiciones de bajo balance/perforación con manejode la presión (UBD/MPD), concentrándose en la tecnología global de pozos de gas en arenas compactas.Dave se desempeña actualmente como ingeniero deproyectos y tecnología UBD/MPD e integra el equipoglobal UBD/MPD de Shell. Posee una licenciatura eningeniería química del Instituto de Tecnología deAlberta del Sur, en Calgary.

Paul Francis se desempeña como gerente de desarrollode negocios del Hemisferio Este para @balance, unacompañía de Schlumberger. Antes de su ocupar suposición actual, ocupó numerosas posiciones en Shell,en los Países Bajos y Omán. Además, trabajó comohidrometalúrgico para Anglo-American ResearchLaboratories en Johannesburgo, Sudáfrica.Conferencista Distinguido de la SPE en perforacióncon manejo de la presión para el período 2011/2012,obtuvo una licenciatura en tecnología de minerales yun doctorado en ciencias de coloides y superficies,ambas del Imperial College de Londres. Paul es autorde numerosos artículos y documentos técnicos.

Jim Hemingway se desempeña como asesor petrofísico en Schlumberger y reside en Houston.Comenzó su carrera en 1980 como ingeniero de campo,ocupó diversas posiciones de ingeniería y como analista de registros y es autor de numerosos artículossobre adquisición de registros de neutrones pulsados e interpretación de registros. En 1997, ingresó en el departamento de Evaluación de Formaciones delCentro de Productos Sugar Land de Schlumberger en Texas, EUA, en donde trabajó en la herramientaRSTPro* y en técnicas de interpretación de registrosde la fracción volumétrica de tres fases. En el año2001, como nuevo asesor de tecnologías, fue trasladadoa París para enseñar las aplicaciones de nuevas tecnologías destinadas a la evaluación de formaciones.En el año 2005, se convirtió en asesor de tecnologíanuclear. Jim obtuvo una licenciatura en química de laUniversidad Estatal de Emporia en Kansas, EUA, y otralicenciatura en ingeniería química de la UniversidadA&M de Texas en College Station.

Mehdi Hizem trabaja en el Centro de Productos deSchlumberger en Riboud (SRPC), Clamart, Francia, en donde se desempeña como gerente del proyecto dela herramienta Dielectric Scanner desde el año 2004.Comenzó en SRPC en 1996, donde fue asignado a laplataforma de servicios de producción. Luego, fue trasladado a Houston para trabajar en el Centro deProductos Integrados, en el desarrollo de la tecnologíade tractores de fondo de pozo operados con cable.Retornó al centro SRPC en el año 2002, para hacersecargo de los sistemas de telemetría inalámbrica parapruebas de fondo de pozo y manejar el proyectoPlatform Express* 150. Mehdi obtuvo una maestría en ingeniería de la École Centrale de París.

Dale Julander se desempeña como petrofísico deplanta senior en Chevron U.S.A. Inc. con base enBakersfield, California, EUA. Comenzó su carrera en el año 1982 como geofísico para Chevron en California,en donde trabajó en el departamento de exploración yen procesamiento sísmico antes de ser transferido alárea de geología de desarrollo en 1988. A fines de lasdécadas de 1980 y 1990, trabajó en diversos proyectosterrestres y marinos enfocados en la explotación deoportunidades en Monterey Shales y en diversos yacimientos de areniscas de edad Plio-Mioceno, enCalifornia. Es Supervisor del personal a cargo de laevaluación de formaciones para la Unidad de Negociosdel Valle de San Joaquín para Chevron U.S.A. Inc. Dale posee una licenciatura en geología de laUniversidad de Puget Sound, en Tacoma, Washington,EUA, y una maestría en geofísica de la Universidad deUtah, en Salt Lake City, EUA. Recibió el premioMemorial A.I. Levorsen en el año 2004 como coautordel mejor artículo de la 79a Reunión Anual de la AAPG de la Sección del Pacífico.

Paal Kibsgaard es director de operaciones deSchlumberger Limited. Antes de asumir su posiciónmás reciente de presidente de caracterización de yaci-mientos, ocupó una diversidad de posiciones directivas globales, que incluyen las de vicepresidentede ingeniería, manufactura y sustentación; vicepresidente de personal para SchlumbergerLimited; y presidente de Schlumberger Drilling &Measurements. En una etapa previa de su carrera enSchlumberger, fue uno de los gerentes de GeoMarket*para la región del Caspio, después de ocupar diversasposiciones de campo en ventas técnicas y soporte alcliente. Ingeniero de petróleo con una maestría delInstituto Noruego de Tecnología, Paal comenzó sucarrera en 1992 en ExxonMobil. Ingresó enSchlumberger en 1997.

Daniel L. Lanier es el vicepresidente de geocienciaspara Geoscience Earth and Marine Services (GEMS),Inc., una Compañía de Forum Energy Technologies con base en Houston. Antes de desempeñar su rolactual, trabajó como gerente de proyectos y directorde operaciones, especializándose en la identificación y la caracterización de geopeligros marinos. Daniel, quien ingresó en GEMS en el año 2001, es graduado de la Universidad A&M de Texas en College Station.


Colaboradores

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Jeffrey Little se desempeña como petrofísico principal y jefe de departamento de serviciosPetrophysics Data and Consulting de Schlumberger en Bakersfield, California. Cuenta con 29 años deexperiencia en la industria, habiendo comenzadocomo ingeniero de campo. Trabajó en diversas funciones de campo, que incluyen operaciones terrestres y marinas en California, operaciones en las profundidades del desierto en Siria y como especialista en condiciones de alta presión y alta temperatura en el Mar del Norte. Jeffrey trabaja en interpretación de registros y desarrollo de aplicaciones desde el año 1995. Obtuvo su licenciaturaen física de la Universidad Estatal de Colorado enDurango, EUA.

S. George Mathews es el gerente del laboratorioOilphase-DBR* de Schlumberger en Houston, dondesus responsabilidades incluyen el desarrollo de negocios y la dirección del Laboratorio de Fluidos yAseguramiento del Flujo. Antes de ocupar su posiciónactual, y mientras se desempeñaba en el laboratorioOilphase DBR, desarrolló un método de medición delpH del agua de formación viva. Comenzó su carrera enSchlumberger en el año 2001 como ingeniero de proyectos senior especialista en operaciones de pruebas.Anteriormente, fue subgerente de diseño y proyectosen Gharda Chemicals Limited en Mumbai. Georgeobtuvo una licenciatura en ingeniería química delInstituto Nacional de Tecnología en Durgapur, WestBengal, India, y una maestría en administración deempresas del Instituto Jamnalal Bajaj de Estudios de Administración en Mumbai.

Kevin McCarthy se desempeña como geoquímico enSchlumberger Testing Services en Houston. Ingresó en Schlumberger en el año 2008 en el Centro deTecnología Regional de Petróleo Pesado en Calgary.Previamente, ocupó una diversidad de posiciones enotros campos. Fue asistente de investigación en laUniversidad de Tufos en Medford, Massachusetts, EUA, donde analizó muestras de agua y de suelo comosoporte de la misión de la sonda espacial PhoenixMars de la Administración Nacional de la Aeronáuticay del Espacio de EUA. Se desempeñó como hidrólogoconsultor en temas relacionados con el manejo delagua en el Condado de Sarasota, Florida, EUA. En elInstituto Oceanográfico Woods Hole de Massachusetts,investigó los sistemas de ventilas hidrotérmicas en elmar profundo como buzo científico en el sumergibletripulado ALVIN. Kevin posee una maestría en geoquímica con especialización en hidrogeología de la Universidad de Florida del Sur en Tampa, y unalicenciatura en geología del Colegio Estatal de Salem en Massachusetts.

Tom McDonald se desempeña actualmente como campeón de dominio petrofísico de Schlumberger paraAustralia Occidental, con base en Perth, AustraliaOccidental. Comenzó su carrera en Schlumberger enel año 1981 como ingeniero especialista en operacionescon cable en Midland, Texas. Después de ocupar diversas posiciones en la porción oeste de EUA, en1990 comenzó a trabajar como analista de registrospetrofísicos en Omán y realizó tareas similares enmuchas otras localizaciones, las cuales incluyen losEmiratos Árabes Unidos, Yemen, Vietnam, PapuaNueva Guinea, Indonesia y Angola. Tom obtuvo una

licenciatura en ingeniería geológica de la Universidadde Idaho, en Moscow, EUA, y un diploma de asociadoen geofísica de la Escuela de Minas de Colorado, enGolden, EUA.

Julio Montilva se desempeña como ingeniero de perforación de planta en Shell Exploration andProduction Company (SEPCo) en Houston. Comenzósu carrera en 1997 como ingeniero en Lagoven, unadivisión de PDVSA, en Venezuela. En el año 2002,ingresó en Shell Venezuela donde ascendió al cargo de jefe de ingeniería de pozos antes de ingresar enSEPCo en el año 2007. Julio obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Los Andes,en Mérida, Venezuela, y una maestría en dirección deproyectos industriales de la Universidad Rafael Belloso Chacín, en Maracaibo, Venezuela. Es autor de numerosos artículos técnicos para la AsociaciónInternacional de Contratistas de Perforación (IADC),la SPE y la Asociación Americana de Ingenieros dePerforación (AADE).

Laurent Mossé se desempeña como físico deSchlumberger en el SRPC de Clamart, Francia, y dirige el equipo de interpretación y física del proyectode la herramienta Dielectric Scanner. Comenzó sucarrera en Schlumberger en el año 2002, primerocomo físico nuclear para las herramientas de densidad-rayos gamma y luego en el desarrollo decorrecciones extendidas de temperatura y pozo, y algoritmos de densidad de las formaciones en pozosentubados. En el año 2004, se incorporó en el equipode física e interpretación de la herramienta DielectricScanner, al que ahora dirige. Laurent obtuvo unamaestría en ingeniería de la École Supérieure d’Électricité (Supélec), Gif-sur-Yvette, en Francia, y un doctorado en física de la Comisión de EnergíasAlternativas y Atómica (CEA), en Francia. Antes deingresar en Schlumberger, Laurent trabajó dos años en la Organización Europea para la InvestigaciónNuclear (CERN), en Ginebra, Suiza.

Jonathan Mude se desempeña como petrofísico enPetroleum Development Oman (PDO), en Muscat,Omán, donde trabaja con el equipo a cargo del área de maduración en la Dirección de Exploración.Comenzó su carrera en la industria del petróleo y elgas en 1995 como analista de registros en Nigeria, enGeoQuest, una compañía de Schlumberger. En 1998, se trasladó a Total Nigeria (antes ELF) y trabajó comopetrofísico, y se concentró principalmente en operaciones de perforación, adquisición de registros,manejo de bases de datos y administración de contratos.Trabajó para Shell Nigeria como petrofísico de operaciones, desde el año 2001 hasta el año 2008, y luego se trasladó a PDO. Jonathan posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Benin, en Benin City, Nigeria.

Michael O’Keefe se desempeña como campeón dedominio de yacimientos para Schlumberger enLondres. Previamente, se desempeñó como campeónde productos para el análisis de fluidos de fondo depozo, y reside en Hobart, Tasmania, Australia. Ingresó en Schlumberger en 1990 como ingeniero decampo especialista en operaciones con cable enAustria. Desde 1991, ha desempeñado funciones enNoruega y Arabia Saudita como ingeniero especialistaen adquisición de registros de producción, ingeniero

de yacimientos senior y coordinador de pruebas decampo. Autor de numerosas patentes y artículos técnicos, Michael recibió las Medallas de Oro 2005 y2006 Performed by Schlumberger y es miembro delequipo de desarrollo de la probeta guiada, que también ganó el galardón Hart 2006 a la ActuaciónMeritoria y la Excelencia en Ingeniería. Además, esConferenciante Distinguido de la SPWLA 2010/2011.Michael obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería electrónica de la Universidad de Tasmania, en Australia.

Brian L. Perilloux se desempeña como vicepresidentede Williams Midstream Services, LLC para la región dela Costa del Golfo. Previamente, fue director deIngeniería y Construcciones Marinas para Williams ytrabajó en el sector de consultoría en ingeniería antesde ingresar en Williams. Sus 26 años de experienciaincluyen el desarrollo de proyectos directivos y técnicos de muchas instalaciones marinas y terrestres,nacionales e internacionales. Ingeniero Profesionalregistrado de Luisiana, EUA, Brian obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidadde Nueva Orleáns.

Bhavani Raghuraman se desempeña como gerente decentro del Centro de Tecnología de Schlumberger enPrinceton, Nueva Jersey, EUA. El Centro se especializaen el diseño y la manufactura de detectores y generadores nucleares. Antes de ocupar su posiciónactual, coordinó el análisis de fluidos y núcleos relacionado con los proyectos de desarrollo de productos de pruebas de pozos y, previamente, fue asesor científico para el programa de sensores innovadores del Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA.Bhavani comenzó su carrera en Schlumberger en elCentro de Investigaciones de Ridgefield, Connecticut,EUA. Entre sus diversos proyectos en ese centro, desarrolló el método de medición del pH en el fondodel pozo mediante espectroscopía óptica, y luego dirigió el programa de análisis de fluidos de fondo de pozo para el desarrollo de sensores en las plataformas de operaciones con cable, perforación y adquisición de registros de producción. Obtuvo unalicenciatura y un doctorado en ingeniería química del Instituto de Tecnología Química de la Universidadde Mumbai.

Don Reitsma es vicepresidente de ingeniería y tecnología de @balance, una compañía deSchlumberger. Sus posiciones previas incluyen la de gerente del equipo de implementación global deoperaciones de perforación en condiciones de bajobalance de Shell International E&P para Europa eingeniero de aplicaciones senior de Schlumberger.Ocupó puestos de ingeniería en Yemen, Canadá, China y Malasia. Don presidió la Comisión deOperaciones de Perforación con Manejo de la Presióny Perforación en Condiciones de Bajo Balance de laIADC y fue copresidente del Grupo de Interés Técnicoen las Operaciones de Perforación con Manejo de laPresión y Perforación en Condiciones de Bajo Balancede la SPE. Obtuvo una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Nueva Gales del Sur en Sydney.

60 Oilfield Review


Tarek Rizk es campeón de productos para operacionescon cable para los proyectos Dielectric Scanner yGeology, con base en SRPC, Clamart, Francia. Está acargo del desarrollo de productos, de las introduccionesen el campo y del despliegue de nuevos proyectos deoperaciones con cable. Ingresó en Schlumberger en el año 2000 como ingeniero de campo especialistaen operaciones con cable; durante su carrera ocupódiversas posiciones tanto en Medio Oriente como enAsia. Tarek obtuvo su licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad de Alejandría, en Egipto.

Vincent Roes es líder del equipo de ingeniería depozos de Talisman Energy en Kurdistán y reside enCalgary. Antes de ocupar su posición actual, fuegerente de ingeniería de pozo de BG InternationalLimited en Calgary. Ha trabajado en todo el mundo y ha ejercido funciones en Shell, en los Países Bajos,EUA, Argentina y Omán, y en Esso Resources enCanadá. Vincent posee un diploma en tecnología deexploración del Instituto de Tecnología de Alberta del Norte, en Edmonton, Alberta, Canadá, y una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidadde Alberta, en Edmonton. Es autor de numerosos artículos técnicos de la IADC y la SPE.

Nikita Seleznev se desempeña como investigadorcientífico senior en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA.Sus actividades de investigación se centran en lasherramientas y las técnicas de adquisición de registrosdieléctricos y de resistividad, además de los aspectospetrofísicos de los yacimientos convencionales y noconvencionales. Ha desarrollado productos de interpretación que miden directamente el volumen de agua y la información textural de las rocas para laherramienta Dielectric Scanner. Además, contribuyóal desarrollo del programa de análisis petrofísico y de productividad Carbonate Advisor*. Ingresó enSchlumberger en el año 1998 como ingeniero de campoespecialista en operaciones con cable. Nikita obtuvo su doctorado en petrofísica de la Universidad deTecnología de Delft, en los Países Bajos.

Jaye Shelton comenzó su carrera en la industria del petróleo en el año 1974, como especialista en operaciones de cementación en Halliburton Servicesantes de desempeñarse como gerente de distrito paraGrant Oil Tool Company en 1977. Ingresó en SmithServices cuando esa compañía adquirió Grant. Jaye trabaja actualmente como asesor de ServiciosTécnicos para Ingenieros III en Smith Services, unacompañía de Schlumberger. Obtuvo una licenciatura

en ciencias agrícolas y administración de laUniversidad Técnica de Texas en Lubbock y es miembrode la SPE, del API y del subcomité de Operaciones dePerforación con Manejo de la Presión y Condiciones deBajo Balance de la IADC y del grupo de trabajo quedesarrolló la Especificación API 16 RCD para Equiposde Perforación y Dispositivos de Control Rotativos.

Andrew Strong es gerente de productos globales parasistemas de detección de Teledyne Technologies Inc. y reside en Southampton, Hampshire, Inglaterra.Previamente, se desempeñó como campeón de dominio para el área de mediciones distribuidas en el segmento Subsea de Schlumberger. Es ingenierocertificado y miembro de la Institución de Ingeniería y Tecnología. Cuenta con 25 años de experiencia entecnología de fibra óptica. Ha estado involucrado tantoen el campo de las telecomunicaciones como en el delos sistemas de detección y ha publicado numerososartículos y patentes asociados con estos campos.Andrew posee una licenciatura (con mención honorífica) en física con especialización en física electrónica de la Universidad de Bath, en Inglaterra.

Wei Wei se desempeñó como geoquímico en Chevrondurante cuatro años y reside en Houston. Wei obtuvouna licenciatura en química de la Universidad deBeijing, en China, y un doctorado en ciencias de la tierra de la Institución Scripps de Oceanografía,Universidad de California, San Diego.

Cheng Gang Xian es residente en Shenzhen, China y se desempeña como ingeniero de yacimientos principal y campeón de dominio de yacimientos paraSchlumberger. Además, provee soporte técnico paratodas las actividades de adquisición de registros concable relacionadas con la ingeniería de yacimientos en China. Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 2001, en el Centro de Geociencias de Beijing, en simulación de yacimientos. Además, ocupó cargoscomo ingeniero de yacimientos en los Emiratos ÁrabesUnidos y Libia. Antes de ingresar en Schlumberger,trabajó en el Centro Económico y de Información dePetróleo de China National Petroleum Corporation(CNPC) en Beijing. ChengGang obtuvo un doctoradoen ingeniería de yacimientos de la Universidad dePetróleo de China en Beijing.


Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

El diseño de las barrenas. En una época, laselección y el diseño de las barrenas se basaba en estimaciones aproximadas, enfoques de tipoprueba y error, supuestos básicos y la experiencia.Este artículo examina las herramientas actualmente disponibles para que los ingenierosoptimicen el diseño de las barrenas a través deprocesos de modelado dinámico y complejo ysimulaciones digitales de la interacción existenteentre todos los componentes de perforación.

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Oilfield Review

La información y la naturaleza de la realidad: De la física a la metafísicaPaul Davies y Niels Henrik Gregersen (redactores)Cambridge University Press32 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10013 EUA2010. 398 páginas. USD 30,00ISBN: 978-0-521-76225-0

Este libro es una recopilación de artículos redactados por científicos, filósofos y teólogos que analizan la información cuántica, biológica y digital en un esfuerzo por entender la naturaleza. Más allá de la masa y la energía como la divisa primaria de la naturaleza, los autores también examinan los enfoques físicos y biológicos desde los que se aborda dicha información, incluidas sus implicaciones filosóficas, teológicas y éticas.

Contenido:• Introducción: ¿Es importante

la información?• Historia: De la materia al materia-

lismo... y (casi) de regreso; Dilemas no resueltos: El concepto de materia en la historia de la filosofía y en la física contemporánea

• Física: El universo a partir del bit, el universo computacional, mentes y valores en el universo cuántico

• Biología: El concepto de información en biología; Qué falta en las teorías informáticas; Información y comunicación en la materia viviente; Libertad semiótica: una fuerza emergente; El cuidado de la Tierra: cómo generar una conciencia informada

NUEVAS PUBLICACIONES

La energía geotérmica: La energía renovable y el medioambienteWilliam E. GlassleyCRC PressTaylor y Francis Group6000 NW Broken Sound Parkway, Suite 300Boca Ratón, Florida 33487 EUA2010. 290 páginas. USD 119,95 ISBN: 978-142-007570-0

El autor, que desempeña el cargo de director ejecutivo de la compañía California Geothermal Energy Collaborative, analiza las ventajas y desventajas de la energía térmica, además de las técnicas para la implantación de proyectos en materia de energía térmica. Explora las conexiones existentes entre la adquisición geotérmica y el consumo y el medioambiente. Mediante casos extraídos del mundo real, Glassley examina los principios de las geociencias y los conceptos y métodos que intervienen en la actividad de exploración, además de las operaciones, técnicas y equipos de perforación.

Contenido:• Introducción• Fuentes de calor geotérmica

La Tierra como motor térmico• Termodinámica y sistemas

geotérmicos• Flujo de fluidos subterráneos:

la hidrología de los sistemas geotérmicoss

• Química de los fluidos geotérmicos• Exploración en búsqueda de

sistemas geotérmicos• Evaluaciones de recursos• Perforación• Generación de energía mediante la

utilización de recursos geotérmicos• Recursos geotermales de baja

temperatura: bombas para calor de fuente terrestre

• Utilización directa de recursos geotérmicos

• Utilización de recursos geotérmicos: consideraciones medioambientales

• Utilización de recursos geotérmicos: consideraciones económicas

• El futuro de la energía geotérmica: posibilidades y problemas

• Referencias. Índice

Este . . . libro ofrece un panorama actualizado y global del conocimiento básico y de la información esencial acerca del desarrollo de la energía geotérmica. . . . Presenta gran cantidad de diagramas, gráficos, mapas, fotos y ecuaciones que resultan muy ventajosos como apoyo del texto. También son de gran utilidad los resúmenes concisos que aparecen al final de cada capítulo, además de las listas de referencia y las fuentes para obtener más información.. . . . Glassley ha escrito un libro profundo, si bien sucinto, e indispensable para los estudiantes avanzados y para una gran variedad de profesionales interesados en muchos aspectos de la ciencia, en sus aplicaciones, la economía, y los aportes potenciales de la energía geotérmica al mundo del futuro. Muy recomendado. Grose, TLT: Choice 48, N° 6 (Febrero de 2011): 1115-1116.

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• Filosofía y teología: Las ciencias de la complejidad; ¿un nuevo recurso teológico?; Dios como el principio informático último; Información, teología y el universo; Dios, materia e información: hacia una cristología del logos a la manera estoica; ¿Qué es el “cuerpo espiritual?” Acerca de qué puede considerarse “último” en la interrelación entre Dios, materia e información

• Índice

... [El libro]... es una recopilación de artículos no técnicos compilados por Paul Davies (físico) y Niels Henrik Gregersen (teólogo)... Cada artículo explora la hipótesis de que la información se halla presente en la raíz de todas las cosas. Repito, de todas las cosas; desde los átomos hasta, tal vez, una deidad... El pináculo de la sección “teológica”... es la propuesta de Keith Ward, que establece que la deidad es una forma de principio teórico de la información... Cuando se le preguntó al famoso genetista británico J. B. S Haldane si su investigación le enseñaba algo con respecto a Dios, contestó: “El Creador, si es que Él existe, tiene una afición desmesurada por los escarabajos.” La recopilación efectuada por Davies y Gregersen sugiere, en coincidencia con mi propia opinión, que podríamos profundizar más que Haldane: la respuesta última podría llegar a ser un Creador con una afición desmesurada por los bits. Por cierto, los bits de información se hallan presentes dondequiera que miremos; si se quiere conocer más con respecto a esta novedosa visión de la realidad, recomiendo intensamente esta recopilación erudita y entretenida de Davies y Gregersen.Vedral V: “An Inordinate Fondness for Bits.” physicsworld.com (11 de enero de 2011), http://physicsworld.com/cw/article/indepth/ 44680 (Se accedió el 8 de marzo de 2011).

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El dilema del clima: Qué no nos dirán los científicos y los políticos acerca del calentamiento globalRoger Pielke. Jr.Basic Books387 Park Avenue SouthNueva York. Nueva York 10016 EUA2010. 276 páginas. USD 26,00ISBN: 978-0-465-02052-2

En este libro, el autor examina la intersección de la política con la ciencia del cambio climático. Pielke arguye que cuando los objetivos medioambientales y económicos se contraponen, la economía siempre gana. Como condición necesaria para que se logren ambos objetivos la política climática debe ser compatible con el crecimiento económico, porque el incremento de la demanda energética es inevitable. El autor se centra en la adaptación de la política al cambio climático y exige una política climática mundial de base amplia.

Contenido:• Una ciencia climática de mesa

para una política climática con sentido común

• Aquello que damos por sentado pero que no es cierto

• Descarbonización de la economía global

• Políticas de descarbonización en todo el mundo

• Arreglos y apoyos tecnológicos• Cómo se desvirtuó la política

climática y cuáles fueron los primeros pasos dados para retomar la dirección correcta

• Desastres, muerte y destrucción• La politización de la ciencia

del clima• Oblicuidad, innovación y un futuro

pragmático para la política climática• Notas, Índice

Pielke . . . proporciona un mapa de ruta de la intersección entre la política y la ciencia. Para ello, examina el debate y presenta diagnósticos. El autor explica —en nueve capítulos cautivantes— ciertas medidas que deben adoptarse, tales como la expansión del acceso a la energía y el concomitante incremento de la seguridad energética a través de la innovación tecnológica. Pielke resume su posición al declarar que la eliminación de la politización y el miedo, como factores intervinientes, conducirá en definitiva a una etapa de descarbonización que beneficiará a la sociedad y al mundo en su totalidad. Muy recomendado.Hunter JH: Choice, 48. N°6 (Febrero de 2011):1114.

Contenido:• Las dimensiones• Casos fáciles• Los agrupamientos• Pruebas pictóricas• Aproximaciones sucesivas• Analogía • Bibliografía, Índice.

En pocas palabras: Éste es un libro muy creativo. Contiene un conjunto ecléctico de temas... [y] está repleto de tretas, atajos y preguntas que instan a pensar. . . . Mi definición operativa con respecto a un matemático especialista en matemática aplicada lo describe como alguien que se siente cómodo cuando trabaja en la interconexión entre el rigor matemático y la intuición física, para lo cual retrocede y avanza según se requiera, y que a menudo corruga esa interconexión con la perturbación no-lineal [.] Este libro es un ejemplo sutil de ese tipo de filosofía y constituiría un complemento excelente para los cursos estándar (y aún necesarios) sobre “métodos matemáticos de la física” y “métodos de la matemática aplicada.”Adam J: American Journal of Physics 78, N° 11 (Noviembre de 2010): 1230-1232.

La matemática de la pelea callejera: El arte de la conjetura educada y la resolución oportunista de problemasSanjoy MahajanThe MIT Press55 Hayward StreetCambridge, Massachusetts 02142 EUA2010. 152 páginas. USD 25,00 ISBN: 978-0-262-51429-3

Mahajan sugiere que en la resolución de problemas, como en la pelea callejera, las reglas pueden provocar parálisis; describe y demuestra herramientas para formular conjeturas y resolver problemas, destinadas a disciplinas que van de la matemática a la gestión. Si bien en un principio se trató de un curso breve que el autor dictó en el Instituto de Tecnología de Massachusetts (MIT) de Cambridge, La matemática de la pelea callejera tiene el propósito de brindar a los lectores herramientas matemáticas para solucionar los problemas no del todo definidos de la vida cotidiana.

En esta exploración de la teoría evolucionista, Vermeij describe el modo en que un mundo cambiante ha modelado nuestra especie y nuestras culturas. Su análisis de la selección natural y del comportamiento humano concibe la evolución como un concepto que explica y conecta una multitud de hechos y fenómenos que parecen estar desconectados entre sí. Para el autor, si comprendemos el modo en que la teoría evolucionista ha influido en los sistemas económicos mundiales, la preparación para los desastres y el desarrollo comunitario nos ayudarán a entender cómo funcionan esos sistemas y qué desafíos se presentarán en el futuro.

Contenido:• El modo de conocimiento

evolucionista• Desciframiento del libro de

códigos de la naturaleza• Sobre la imperfección• El dominio de la impredecibilidad• La evolución del orden• La complejidad de la vida y el

origen del significado• Los secretos de Grass: la

interdependencia y sus malestares• El mercado de la vivienda de la

naturaleza o porqué nada ocurre aislado

• Despachos emitidos desde un mundo más templado

• La búsqueda de fuentes y vertederos• Los invasores, los titulares de cargos

y un cambio de guardia• La flecha del tiempo y la lucha por

la vida• Historia y el futuro de la humanidad• Otras lecturas sugeridas, Notas,

Índice

Un panorama trascendente de la evolución como adaptación, no sólo como demostración del origen de las especies sino también como la fuerza que puede explicar la acumulación de conocimientos, las economías y la civilización propiamente dicha… una narrativa estimulante que sin duda incitará el debate.Tallack P: Kirkus Reviews (27 de agosto de 2010), http//www.kirkusreview.com/books-reviews/non-fiction/geerat-vermeij/evolutionary-world/ (Se accedió el 4 de enero de 2011).

El mundo evolucionista: Cómo la adaptación lo explica todo, desde las conchas marinas hasta la civilizaciónGeerat J. VermeijThomas Dunne Books, una impresión de St. Martin’s Press175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA2010. 336 páginas. USD 27,99ISBN: 978-0-312-59108-3

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Los recursos petroleros con énfasis en los campos petroleros marinosO.T. Gudmestad, A.B. Zolotukhin y E.T. JarlsbyWIT PressAshurst LodgeAshurst, SouthamptonSO40 7AA Inglaterra2010. 269 páginas. USD 198,00ISBN: 978-1-84564-478-9

Este libro presenta las lecciones aprendidas de proyectos marinos maduros de Noruega. Los autores adoptan un enfoque interdisciplinario en su investigación del sector exploración y producción de la industria del petróleo, desde la localización de recursos marinos hasta su conversión en subproductos del petróleo. Gudmestad, Zolotukhin y Jarlsby destacan el manejo cuidadoso de los recursos naturales, las prácticas de desarrollo seguras y amigables para el medio ambiente, el respeto por las prácticas comerciales éticas y la atención a la responsabilidad social.

La geología de las secuencias estratigráficas, segunda ediciónAndrew D. MiallSpringer-Verlag GmbHHeidelberger Platz 314197 Berlín, Alemania2010. 337 páginas. USD 99,00ISBN: 978-3-642-05026-8

Esta segunda edición, la cual subraya un enfoque deductivo para la geología, sitúa las secuencias estratigráficas dentro del contexto más amplio de los procesos geológicos e intenta responder a una pregunta: ¿Por qué se forman las secuencias? El libro está destinado a los estudiantes de geología y a los geólogos profesionales que se dedican a la hidrología y a la geología del carbón, del gas y del petróleo.

Contenido: • El surgimiento de los conceptos

modernos: Antecedentes históricos y metodológicos. El modelo de secuencia básica. Otros métodos para el análisis estratigráfico de los ciclos de cambio de nivel de base

• El marco estratigráfico: Los tipos principales de ciclos estratigráficos; Ciclos con periodicidades de decenas a centenas de millones de años; Ciclos con periodicidades de millones de años; Ciclos con periodicidades de menos de un millón de años

• Mecanismos: Resumen de los mecanismos generadores de secuencias; Eustasia y epirogenia en el largo plazo; Los mecanismos tectónicos; Las fuerzas orbitales

• Cronoestratigrafía y correlación: Una evaluación del estado actual de la “Eustasia Global:” El concepto de diagrama de ciclo global; El tiempo en la estratigrafía secuencial; La cronoestratigrafía, la correlación y las pruebas modernas para la eustasia global

• Las direcciones futuras• Referencias, índice de autores,

índice de temas

Los costos ocultos de la energía: Las consecuencias inestimables de la producción y la utilización de la energíaConsejo Nacional de Investigación de los Costos de Salud, Medioambiente y otros Costos Externos y de los Beneficios de la Producción y el Consumo de Energía(The National Research Council Committee on Health, Environmental, and Other External Costs and Benefits of Energy Production and Consumption)The National Academies Press500 Fifth Street NWWashington, DC 20001 EUA2010. 473 páginas. USD 47,00ISBN: 978-0-309-14640-1

Este libro describe los efectos de la producción y la utilización de la energía —por ejemplo, el daño provocado por la contaminación del aire causada por la generación de energía, por el transporte vehicular y por la generación de calor— como costos ocultos que intervienen en los precios del mercado energético. También estudia otros efectos que surgen del cambio climático, los contaminantes del aire tales como el mercurio y los riesgos para la seguridad nacional. Este análisis sugiere que las iniciativas fundamentales para incrementar la reducción de las emisiones, mejorar la eficiencia energética o pasar a una mezcla de generación de energía eléctrica más limpia podrían reducir los daños provocados por los efectos externos.

Contenido:• Introducción• Energía para electricidad• Energía para transporte• Energía para generación térmica• Cambio climático• Infraestructura y seguridad• Conclusiones y recomendaciones

globales• Referencias, abreviaturas, unidades

en común y conversiones • Apéndices

Este informe resume los hallazgos de prestigiosos paneles de expertos en energía, salud, economía y medio ambiente, pero fracasa en su misión de informar, debido a la complejidad de la cuestión y a las grandes incertidumbres contenidas en varios de los parámetros y variables analizados. Como sería de esperar, es de lectura difícil…

Probablemente esencial para aquellos que tienen una participación profunda en la entrega de energía y la política energética; todos los otros lectores se desilusionarán por la falta de accesibilidad y de información concreta con respecto a este tema de increíble importancia. Recomendado.Ranson B: Choice 48 N° 5 (Enero de 2011): 933.

Contenido:• La geología de los recursos

petroleros• Ingeniería de yacimientos y

de producción• Perforación. Diseño y terminación

de pozos• Aseguramiento del flujo• Requerimientos de procesamiento

en la producción de gas y petróleo• Extracción de hidrocarburos• Instalaciones globales de diseño

y soporte de campos petroleros• El proceso de desarrollo de

proyectos• Puesta fuera de servicio• Gestión de la seguridad• Gestión del medioambiente • Regímenes de otorgamiento de

licencias y sistemas fiscales• La economía de las operaciones

e inversiones petroleras• Responsabilidades para con la

sociedad y ética comercial

El sector de exploración y producción de la industria mundial del petróleo es tan complejo y desafiante que los operarios y quienes adoptan decisiones conforman equipos de proyectos interdisciplinarios que exigen amplitud de conocimiento y entendimiento. En consecuencia, un libro de referencia básico y actualizado es imprescindible. En este caso, Gudmestad,... Zolotukhin... y Jarlsby... presentan temas críticos esenciales de un modo simple y lúcido sin parangón... El texto es directo y lo mejoran sus excelentes dibujos interpretativos. Cada capítulo está seguido de referencias seleccionadas. Éste es un recurso indispensable tanto para estudiantes como para profesionales del sector; además de científicos, ingenieros, economistas, abogados, ambientalistas y políticos. Muy recomendado. Grose, TLT: Choice 48, Nº 6 (Febrero de 2011): 1116.

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Este análisis profundo de las secuencias estratigráficas exige que el lector cuente con antecedentes sólidos en geología, sobre todo experiencia en estratigrafía y sedimentación, además de cierto conocimiento de la geología del petróleo... La obra de Peter Vail, quien trabajó en Exxon entre las décadas de 1960 a 1970, revolucionó la estratigrafía de secuencias como el paradigma dominante en la ciencia de la estratigrafía. En esta nueva edición... Miall ... examina de modo minucioso los resultados de Vail y sus seguidores, al indicar cuándo está de acuerdo con esos resultados y cuándo considera que el modelo Vail/Exxon ha ido demasiado lejos en la extrapolación de estos resultados... Es un libro imprescindible para quienes se encuentran involucrados en forma activa en la estratigrafía. Muy recomendado.Dimmick CW: Choice 48, Nº 5 (enero de 2011): 930-931.

Contenido:• Los caminos hacia la grandeza:

Luz, cámara, acción; El universo cuántico; Una nueva forma de pensar; Alicia en el país cuántico; Finales y comienzos; La pérdida de la inocencia; El camino hacia la grandeza; De aquí al infinito; La división de un átomo; A través de un vidrio oscuro

• El resto del universo: El tema del meollo y el meollo del tema; La reorganización del universo; Ocultamiento en el espejo; Distracciones y deleites; Torsión de la cola del cosmos; De arriba hacia abajo; verdad, belleza y libertad

• Epílogo: El carácter es el destino• Fuentes. Índice

“Richard Feynman fue una leyenda para toda una generación de científicos, mucho antes de que alguien del público supiera de quién se trataba,” escribe Krauss en esta cautivante biografía... El trabajo de Feynman ha influenciado casi todos los aspectos de la ciencia actual, desde la nanotecnología hasta la física de las partículas, los semiconductores, y los superconductores de alta temperatura... En opinión del autor, puede argüirse que fue el científico más importante de la segunda mitad del siglo XX, comparable con Einstein en cuanto a influencia, aunque su genialidad no consistió en lograr resultados básicamente nuevos sino en concebir las “cosas anteriores desde un punto de vista nuevo.” Krauss explica el material científico complicado en un estilo vívido que habría ganado la aprobación de Feynman. Es un agregado valioso para el estante de Feynman y un seguimiento bienvenido para el abanderado: el Genial James Gleick (1992).Kirkus Reviews: “Quantum Man: Richard Feynman’s Life in Science”, 1º de enero de 2011. .kirkusreviews.com/book-reviews/non-fiction/lawrence-m-krauss/quantum-man/ (Se accedió el 21 de marzo de 2011)

Materiales de la TierraKevin Hefferan y John O’BrienWiley-Blackwell111 River StreetHoboken, Nueva Jersey 07030 EUA2010. 624 páginas. USD 99,95ISBN: 978-1-4443-3460-9

Al abarcar el estudio de los minerales y las rocas así como el suelo y el agua, este libro de texto está destinado a un curso combinado de mineralogía y petrología. Su encuadre global tiene el propósito de resultar útil no sólo para los estudiantes sino también para los científicos del medio ambiente y para los geólogos de la ingeniería. El libro abarca la mineralogía, la petrología sedimentaria, la petrología ígnea y la petrología metamórfica.

Contenido:• Materiales de la tierra y la geosfera• Átomos, elementos, uniones y

poliedros de coordinación• Sustitución atómica, diagramas de

fases e isótopos• La cristalografía• Propiedades de los minerales y

minerales que forman rocas• Identificación óptica de los

minerales• Clasificación de las rocas ígneas• Magma y estructuras intrusivas• Características volcánicas y

accidentes geográficos• Asociaciones de rocas ígneas • El ciclo sedimentario: Erosión,

transporte, depositación y estructuras sedimentarias

• Meteorización, producción de sedimentos, y suelos

• Sedimentos detríticos y rocas sedimentarias

• Rocas sedimentarias bioquímicas• Metamorfismo• Metamorfismo: Esfuerzo,

deformación y estructuras• Textura y clasificación de las rocas

metamórficas• Zonas metamórficas, facies y

series de facies• Recursos minerales y peligros• Referencias, Índice, Tabla periódica,

Lista de elementos.

. . . Materiales de la Tierra . . . brinda un tratamiento bastante equilibrado de todos los tópicos principales, que incluyen los diversos componentes de la Tierra. El libro también subraya los diversos roles de los materiales terrestres, tales como recursos, peligros e influencias sobre la salud humana, así como su impacto sobre el medio ambiente global y la economía en general. El texto, con buenas ilustraciones, incluye gran cantidad de fotos/figuras/diagramas que en su mayoría resultan apropiados, aunque la codificación de colores no está definida con claridad y se han tergiversado los rótulos de ciertas figuras... Este trabajo debería cubrir un nicho importante para los cursos de las ciencias de la tierra y/o del medio ambiente, de nivel introductorio a intermedio. Incluye una lista global y actualizada de referencias, un índice bastante exhaustivo y un sitio web que lo acompaña. Recomendado.McCallum, MF: Choice 48, Nº 5 (Enero de 2011): 930.

El hombre cuántico: La vida científica de Richard FeynmanLawrence M. KraussW.W. Norton & Company, Inc.500 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10110 EUA2011. 350 páginas. USD 24,95 ISBN: 978-0-393-06471-1

El autor presenta una nueva mirada a Richard Feynman, el físico que cambió el modo en que los científicos pensaban con respecto a la mecánica cuántica. Krauss, que también es físico, describe cómo el físico ganador del Premio Nobel indagó todo desde diferentes puntos de vista antes de arribar a sus propias conclusiones. El autor rastrea la vida y la carrera científica de Feynman, desde sus primeros días en el Proyecto Manhattan hasta su surgimiento como leyenda de la física.

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Métodos geológicos en la exploración de minerales y la minería, segunda ediciónRoger MarjoribanksSpringer-Verlag GmbHHeidelberger Platz 314197 Berlín, Alemania2010. 238 páginas. USD 129,00ISBN: 978-3-540-74370-5

Esta guía paso a paso para la búsqueda de depósitos metálicos describe las técnicas geológicas fundamentales de campo utilizadas para la recopilación, almacenamiento y presentación de datos geológicos y su uso en la localización de minerales. Marjoribanks incluye descripciones y ejemplos de diversos proyectos en los que ha trabajado. El autor destaca las capacidades tradicionales y muestra cómo se las puede combinar de un modo eficaz con los enfoques tecnológicos modernos. Contenido: • La prospección y el proceso de

exploración• El mapeo geológico en la

exploración• El mapeo de minas

El juego inconcluso: Pascal, Fermat y la carta del siglo XVII que hizo que el mundo fuera modernoKeith DevlinBasic Books, miembro del The Perseus Books Group387 Park Avenue SouthNueva York, Nueva York 10016 EUA2010. 208 páginas. USD 15,95ISBN: 978-0-465-01896-3

El autor se sumerge en el adelanto matemático que Blaise Pascal y Pierre de Fermat desarrollaron a mediados del siglo XVII: hoy en día se conoce como la teoría de la probabilidad. Devlin comienza con una carta del año 1654 que Pascal le escribió a Fermat, donde explica cómo descubrió la manera de calcular el riesgo. El autor entrelaza estas ideas con el trabajo de otros de los primeros matemáticos, y ofrece elementos para comprender la forma en que estos conceptos básicos impactan nuestro mundo moderno.

Contenido:• Lunes 24 de agosto de 1654• Un problema que merece mentes

importantes

• Sobre los hombros de un gigante• Un hombre de poca contextura• El gran aficionado• Confusiones terribles• Fuera de la sala de juegos• Dentro del mundo cotidiano• Los azares de la vida• La medida de nuestra ignorancia• La carta clave de Pascal a Fermat• Índice

Antes del desarrollo de la estadística a fines de los siglos XVII y XVIII, hasta los racionalistas estaban convencidos de que ningún ser humano podía especular sobre el futuro. Devlin... nos muestra cómo esa creencia se transformó a través de la... crítica carta de Pascal a Fermat en la que él discute “el problema de los puntos” —es decir, cómo determinar el resultado probable de un juego de azar— como un marco para una historia de la teoría de la probabilidad y el manejo de riesgos, campos que ahora dominan nuestra vida social, política y financiera... Este libro informativo es de lectura vívida y fácil para cualquier persona que se pregunte por la ciencia de predecir qué hay por delante, y con qué profundidad eso afecta nuestra vida.Publishers Weekly: “Nonfiction Review”, (1º de septiembre de 2008), http://www.publishersweekly.com/ 978-0-465-00910-7 (Se accedió el 22 de marzo de 2011)

• Zanjado y desarrollo subterráneo• Perforación: Análisis general:

La importancia de la perforación• Percusión rotativa y perforación con

barrena• Perforación con diamante• Imágenes satelitales • Métodos geofísicos y geoquímicos• Sistemas de información geográfica

y bases de datos de exploración• Apéndice A: Notas sobre la

utilización de registros de escala gráfica

• Apéndice B: Núcleos de perforación orientados: Técnicas y procedimientos

• Apéndice C: Cálculo del rumbo y el echado a partir de múltiples pozos de perforación con diamante

• Apéndice D: Cómo utilizar una red estéreo para convertir los ángulos internos de los núcleos en coordenadas geográficas

• Apéndice E: Técnicas prácticas de campo

• Apéndice F: Otras lecturas sugeridas• Acrónimos y abreviaturas. Índice

Marjoribanks escribió este volumen, breve pero totalmente informativo... como un “manual práctico de campo para geólogos que se dedican a la exploración de minerales….” El libro de 10 capítulos comienza con un análisis general de la exploración y el mapeo geológico en la exploración de minerales... Esta nueva edición incluye tres capítulos más que la de 1997, una sección de apéndices expandidos y amplias referencias. Recomendado.Peters WC: Choice 48, Nº 5 (Enero de 2011): 930.

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Volumen 23, no. 1

El descubrimiento de los secretos de la Tierra

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.

Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Austin Boyd, Río de Janeiro; Michel Claverie, Clamart, Francia; Martin Isaacs, Sugar Land, Texas, EUA; y a Tony Smithson, Northport, Alabama, EUA.

Mark A. AndersenEditor ejecutivo

Los yacimientos de petróleo y gas yacen en las profundidades de la Tierra. Los geólogos e ingenieros no pueden examinar las formaciones rocosas en sitio, de modo que unas herramientas denominadas sondas lo hacen por ellos. Los especialistas bajan estas herramientas en un pozo y obtienen mediciones de las propiedades del subsuelo. Los datos se muestran como una serie de mediciones que cubren un rango de profundidades en una representación que se conoce como registro de pozo. A menudo, varias herramientas se corren simultáneamente como una sarta de adquisición de registros y la combinación de los resultados resulta más informativa que cada una de las mediciones por separado.

El comienzo de una eraEl primer registro de pozo se obtuvo en el año 1927 en el campo Pechelbronn de Alsacia, en Francia. La herramienta, inventada por Conrad y Marcel Schlumberger, medía la resistencia eléctrica de la Tierra. Los ingenieros registraban un punto de medición cada un metro cuando extraían del pozo

la sonda que se encontraba suspendida desde un cable. El registro de datos de los cambios producidos en la resistividad permitía identificar la localiza-ción del petróleo.

Hoy en día, los geólogos dependen de conjuntos de registros de pozos para mapear las propiedades de las formaciones del subsuelo (izquierda, extremo inferior). Mediante la comparación de los registros de diversos pozos de un campo, los geólogos e ingenieros pueden desarrollar planes de producción de hidrocarburos efectivos y eficientes.

Tipos de registrosInmediatamente después de perforar un pozo, las formaciones quedan expuestas a éste. Por consiguiente, es un momento oportuno para determi-nar las propiedades de las rocas con herramientas de adquisición de regis-tros en agujero descubierto. En ciertos casos, especialmente en pozos con trayectorias complejas, las compañías incluyen las herramientas de adquisi-ción de registros como parte del arreglo de herramientas de perforación. Este procedimiento se conoce como adquisición de registros durante la per-foración o LWD.

Los perforadores habitualmente estabilizan las formaciones mediante la cementación de la tubería de revestimiento metálica en el pozo. El metal de la tubería de revestimiento interfiere con muchas mediciones derivadas de los registros, pero en los últimos 30 años la industria ha mejorado significa-tivamente su capacidad para medir las propiedades de las formaciones e incluso localizar el petróleo pasado por alto detrás de la tubería de revesti-miento, mediante el uso de registros obtenidos en pozo entubado. Por otro lado, muchas herramientas para pozos entubados miden las tasas de flujo de fluidos y otros parámetros de producción en el pozo o examinan la integri-dad de la tubería de revestimiento metálica y de su cemento.

El primer objetivo de la adquisición de registros en un área de explora-ción es la localización de hidrocarburos en un pozo. Luego, la compañía operadora busca determinar si el volumen del recurso presente es suficiente para justificar la terminación y la producción del pozo desde el punto de vista económico. El proceso de adquisición de registros provee los parámetros básicos de porosidad (la porción de roca rellena de fluido); saturaciones de agua, petróleo y gas, y el espesor de una zona productora de hidrocarburos, o zona productiva neta (próxima página). Las herramientas de adquisición de registros son calibradas para determinar correctamente éstas y otras cantidades provenientes del yacimiento, de modo que las compañías pue-dan calcular valores de reservas precisos. La mayoría de las herramientas de adquisición de registros diseñadas para la evaluación de formaciones se basan en mediciones eléctricas, nucleares o acústicas.

Adquisición de registros eléctricosEl petróleo y el gas son más resistivos que el agua salada que rellena la mayoría de las rocas sepultadas en el subsuelo. Los ingenieros crearon dos tipos de sondas eléctricas; ambas miden esa diferencia. Un tipo, el latero-perfil, mide la resistividad de la formación mediante la creación de un cir-cuito eléctrico. La corriente circula desde un electrodo de la herramienta, atraviesa la formación y regresa a otro electrodo. El otro diseño utiliza bobi-nas de inducción para medir la conductividad, la inversa de la resistividad.

> Registro básico. Una combinación común de mediciones derivadas de los registros incluye mediciones de rayos gamma, resistividad, y de porosidad-neutrón y densidad, combinadas en una sarta de herramientas. La respuesta del registro de rayos gamma (Carril 1) diferencia el valor bajo de rayos gamma exhibido por la arena del valor alto de la lutita. La columna siguiente, correspondiente al carril de profundidad, indica la localización de la sonda en pies (o metros) por debajo de un marcador de superficie. Dentro de la formación arenosa, la resistividad (Carril 2) es alta cuando existen hidrocarburos presentes y baja en presencia de salmueras. Tanto el registro de porosidad-neutrón como el de densidad volumétrica (Carril 3) proveen mediciones de la porosidad, si se escalan en forma correcta. En una zona hidrocarburífera, una separación amplia de las dos curvas como la que se muestra en esta gráfica indica la presencia de gas.

Rayos gamma

°API0 150

Densidad volumétrica

g/cm31,90 2,90

Porosidad-neutrón

%45 –15

ResistividadProf., pies ohm.m0,27 000

7 100

7 200

7 300

20

Lutita

Lutita

Arena

Hidrocarburo

Salmuera Salmuera

Petróleo

Gas

El primero de una serie de artículos que introducen los conceptos básicos de la industria de E&PDEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE ADQUISICIÓN DE REGISTROS

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Los componentes físicos involucrados son similares a los de un transforma-dor eléctrico: una bobina de la herramienta induce un lazo de corriente en la formación que se mide con una bobina captadora de la herramienta. Una zona extensa rellena con hidrocarburos aparece típicamente en un registro eléc-trico como más resistiva que una zona adyacente rellena con agua.

Detección de la radiaciónEl cuarzo y los carbonatos que componen los yacimientos hidrocarburíferos más comunes, poseen baja o nula radioactividad intrínseca. Las lutitas, que a menudo actúan como sellos por encima de los yacimientos, comprenden diversos componentes radioactivos naturales. La mayoría de las sartas de adquisición de registros incluyen una sonda de rayos gamma para detectar esta radiación y diferenciar las capas geológicas. Un patrón característico del registro de rayos gamma a menudo se reitera en los registros de los pozos en un área dada. Los geólogos correlacionan estos patrones entre un pozo y otro para mapear las capas geológicas a lo largo del campo.

Algunas herramientas de adquisición de registros utilizan fuentes quími-cas que generan partículas radioactivas. Las partículas interactúan con la formación adyacente y los detectores de la sonda captan las señales resultantes. La radiación gamma es absorbida en forma proporcional a la densidad de la formación. Otras partículas radioactivas —los neutrones— son absorbidas en forma proporcional al volumen de hidrógeno. Las mediciones derivadas de estos dos tipos de registros pueden ser convertidas a valores de porosidad. Cada uno posee una variabilidad basada en el tipo de roca y el promedio de los dos, es decir un registro de densidad-neutrón, puede constituir una buena medición de la porosidad. En presencia de gas, los dos métodos de detección se separan de una manera peculiar que es reconocida como un indicador de gas. Ciertas herramientas contemporáneas utilizan un generador de neutrones pulsados que pueden generar neutrones sólo durante la aplicación de potencia.

La composición química de los minerales presentes en una formación puede determinarse con una fuente de neutrones que utiliza la técnica de espectrometría de captura elemental. Esta información ayuda a los geólo-gos a determinar la composición de la roca.

Adquisición de registros acústicos La velocidad a la que viaja el sonido a través de la roca depende de su compo-sición mineral y su porosidad. Una herramienta de adquisición de registros acústicos o sónicos transmite un pulso acústico a la formación y un receptor situado en otra parte de la herramienta detecta el pulso transmitido. La dis-tancia de propagación del pulso es conocida, de manera que su tiempo de viaje proporciona una velocidad acústica que es proporcional a una medición de la porosidad.

Las propiedades mecánicas de un sólido afectan las propiedades de las ondas acústicas que lo atraviesan. Algunas herramientas sónicas miden estos cambios para cuantificar esas propiedades mecánicas.

Una multitud de medicionesLos geocientíficos e ingenieros tienen acceso a una amplia variedad de herramientas de adquisición de registros que proporcionan mucho más que la información básica descripta precedentemente. Las herramientas de resonancia magnética nuclear obtienen información sobre los tamaños de poros y los fluidos en sitio. Los registros de imágenes pueden proveer una alta resolución y una vista de 360° de las diversas propiedades de la forma-ción en la pared del pozo. Otras herramientas pueden llevar muestras de rocas o de fluidos a la superficie o medir las propiedades de los fluidos a medida que éstos fluyen hacia el interior del pozo. En una escala más grande, las mediciones obtenidas con una fuente en un pozo y un receptor en otro indican las propiedades de las formaciones y de los fluidos entre dichos pozos.

El proceso de adquisición de registros requiere tecnología robusta debido a las condiciones rigurosas de los pozos y tecnología de punta debido a las propiedades complejas de los yacimientos. Los científicos utilizan métodos sofisticados para diseñar nuevas herramientas y evaluar los datos que recolectan. Hoy en día, la mayoría de los descubrimientos de hidrocarbu-ros tiene lugar en áreas remotas y su producción a menudo resulta difícil. Estos recursos —y las personas para hallarlos, evaluarlos y explotarlos— son vitales para satisfacer las necesidades energéticas mundiales en crecimiento.

>Mediciones derivadas de los registros, utilizadas para determinar las propiedades de los yacimientos. Algunas herramientas proporcionan una medición directa de una propiedad del yacimiento (azul) y otras proveen información parcial que se combina con otras mediciones para determinar la propiedad (verde). Por otra parte, las herramientas a menudo son sensibles a una propiedad, si bien no proveen una medición de esa propiedad (marrón).

Resistividad eléctrica Lateroperfil Inducción MicrolateroperfilPotencial espontáneoPropagación electromagnéticaNuclear Rayos gamma-densidad Porosidad-neutrón Radioactividad natural Espectrometría de rayos gamma inducidos

Resonancia magnética nuclear AcústicaMedidor de buzamiento (echado)y generación de imágenes

Pruebas y muestreo de formaciones Muestreo de rocas Muestreo de fluidos Pruebas de presión de fluidosSísmica

Mediciones Resistividad Porosidad Litología Mineralogía Saturación Geometríade los poros Permeabilidad Propiedades

de los fluidosPropiedades

geomecánicasEstructurageológica

Estratificacióngeológica

La medición proporciona información directa sobre la propiedad del yacimiento.

La medición contribuye a comprender la propiedad del yacimiento.

La medición es afectada por la propiedad del yacimiento o es sensible a ésta.

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE ADQUISICIÓN DE REGISTROS

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Volumen 23, no.1

Líneas de conducción marinas

Perforación con manejo de la presión

Agua de formación

Registros dieléctricos

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EN 23 N

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