slb review.pdf

Volumen 24, no.2

Los microbios en el campo petrolero

Automatización de la perforación

Detección sísmica de fracturas

Perfilaje a través de la barrena

Oilfield Review

12-OR-0003-S

La maquinaria de perforación petrolera ha evolucionado, pasando de las herramientas manuales a la robótica. Los controles del equipo de perforación se han expandido de válvulas reguladoras en máquinas simples para convertirse en sistemas integrados. Lo que alguna vez se consideró aplicable exclusivamente a las onerosas operaciones de aguas profundas, ahora se encuentra ampliamente disponible para los equipos de perforación terrestres convencionales. ¿Qué viene ahora? ¿Está preparada la industria de perforación para el control automatizado de la perforación?

Hace algunos años, en una conferencia de las SPE/IADC, mantuve una conversación con Walt Aldred, quien en ese momento era director de investigación de operaciones de perforación en Schlumberger. Mi compañía acababa de comercializar un sistema integrado de control del equipo de perforación en el que el perforador se sentaba cómodamente en una silla confortable rodeada de pantallas y palancas de control. Desde una cabina calefaccionada y refrigerada, las brigadas de perforación podían operar todos los equipos del piso de perforación con sólo tocar un botón. No obstante, las operaciones por debajo de la mesa rotativa eran manuales, excepto la de un perforador automático. Los ingenieros de servicios de Schlumberger utilizaban computadoras portátiles equipadas con algoritmos de control computarizados para asesorar a la brigada de perforación y a los demás ingenieros acerca de cómo perforar más rápido y de manera más segura.

Durante esa conversación, analizamos un incidente en el que el programa de perforación inicialmente se encontraba adelantado varios días con respecto a la curva planificada, pero luego sucedió el desastre. Cuando se le preguntó qué sucedía, el perforador respondió que todo se estaba desarrollando según lo panificado, pero que él consideró que la velocidad de perforación podía incrementarse; desafortunadamente, el perforador desconocía todas las consecuencias de esta acción. Walt y yo analizamos el valor potencial de conectar los algoritmos de control computarizados a los controles del equipo de perforación para asistir al perforador y evitar errores por parte de la brigada. Esta conversación, y muchas otras, condujeron a la fundación de un grupo de la SPE enfocado en la automatización de la perforación.

Fundada en el año 2007, la Sección Técnica de Automatización de Sistemas de Perforación (DSATS) de la SPE hoy cuenta con más de 200 miembros. La sección DSATS ha ayudado a promover la automatización de la perforación a través de un esfuerzo impresionante de un grupo de voluntarios, que incluyó la elaboración de normas de interfaces, la ejecución de demostraciones en vivo de los sistemas de control multiusuario y la introducción de tecnologías de otras industrias. En colaboración con los científicos e ingenieros de la SPE, la sección DSATS con frecuencia se convierte en la sede de talleres y foros, y planifica nuevas formas de facilitar el desarrollo y la implementación de esta tecnología emergente.

La automatización de la perforación todavía se encuentra dando sus primeros pasos, pero la ciencia y su aplicación están cambiando rápidamente (véase “Automatización de la perforación,” página 18). Dos compañías petroleras han anunciado programas de desarrollo de equipos de perforación automatizados y han formado grupos de ingeniería para posibilitar la ejecución de operaciones mediante botones pulsadores para los elementos de la perforación que plantean menos incógnitas y menos riesgos. A estos grupos los incentiva el deseo de reducir el tiempo no productivo y mejorar la ejecución de las tareas manuales que previamente dependían de la habilidad de cada perforador.

Automatización de la perforación: Generación de mayor confiabilidad y mayor rentabilidad

1

Mientras las máquinas realizan las tareas físicas mundanas, el perforador sigue controlando el proceso y puede enfocarse en las condiciones de fondo de pozo y en la seguridad del piso de perforación.

Las compañías petroleras están utilizando sus propios algoritmos de computación y los de otros proveedores. Las principales compañías de servicios, y algunas organizaciones más pequeñas, han creado programas que controlan la maquinaria para operaciones de perforación aisladas o para tareas relacionadas con la perforación. Algunos contratistas de perforación han construido, o están construyendo activamente, equipos de perforación “preparados para automatización.” Una compañía proveedora de equipamiento anunció el diseño de un nuevo sistema de control con una arquitectura de estilo abierto para posibilitar el trabajo conjunto fluido de todos estos grupos. Integrados a través de toda la industria, los segmentos de perforación automatizada ya no se limitan a las iniciativas de una o dos compañías.

La respuesta a la pregunta anterior acerca de la disposición de la industria de perforación para el control automatizado de la perforación tiene que ser un resonante “sí.” El interés se centra en la perforación automatizada por diversos motivos, entre los que se encuentran los altos costos de perforación y la necesidad de mayor eficiencia y personal adicional. Por ejemplo, las áreas prospectivas de gas de lutitas y gas de hulla requieren varios cientos de pozos nuevos; para éstos y otros proyectos, la dotación de brigadas de perforación experimentadas no podrá satisfacer la demanda pronosticada.

La mayor confiabilidad de los equipos y las aplicaciones de perforación automatizados permitirá superar las dudas de algunos adoptadores vacilantes. Las gestiones para estandarizar los protocolos de comunicaciones y los datos han culminado en una arquitectura de sistemas que permitirá la introducción de comandos de interpretación de datos y procesos de quienes recién ingresan en nuestra industria. Estos principiantes traen consigo una experiencia significativa en la automatización de otros procesos alguna vez considerados demasiado complejos y con demasiadas incógnitas.

Si bien los esfuerzos principales se centran en ayudar a los perforadores inexpertos, las técnicas de tipo “ser humano involucrado” serán incluidas para asistir, no remplazar, al perforador. A medida que las primeras empresas pioneras en el mercado publiquen los resultados de las gestiones de automatización exitosas, otras compañías adoptarán las nuevas tecnologías, lo que se traducirá en tasas de producción más altas y en una reducción del personal y los costos de las operaciones; dicho valor agregado favorecerá a su vez la rápida aceptación e implementación de esta tecnología emergente.

Fred FlorenceCampeón de producto para la automatización y optimización de la perforaciónNational Oilwell VarcoCedar Park, Texas, EUA

Fred Florence ingresó en National Oilwell Varco en el año 1996 y actualmente integra el equipo de ingeniería corporativa como campeón de producto para la automatización y optimización de la perforación. Antes de ingresar en National Oilwell Varco, trabajó para Sedco-Forex, ahora Transocean, donde ocupó diversas posiciones de ingeniería y operaciones. Fred posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad Metodista del Sur, en University Park, Texas, una maestría en gestión internacional y una maestría en mercadeo de la Universidad de Texas en Dallas.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Automatización de la perforación: Generación de mayor confiabilidad y mayor rentabilidad

Artículo de fondo aportado por Fred Florence, campeón de producto para la automatización y optimización de la perforación de National Oilwell Varco.

4 Microbios: ¿Enemigos o aliados de los campos petroleros?

Los organismos microbianos tienen una larga historia de coexistencia con las operaciones petroleras. Los microbios a menudo producen problemas de corrosión y daños en los yacimientos, pero a veces mejoran la producción. Los científicos están utilizando los nuevos conocimientos sobre la identidad y la química de los microbios para combatir el daño microbiano y alentar los procesos de recuperación de petróleo asistida microbiológicamente.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. 2ORSUM 12-MCRBS 2

18 Automatización de la perforación

La automatización de la perforación implica mucho más que la mecanización del piso de perforación; con la integración de los datos de fondo de pozo con las operaciones, el desempeño mejorado de la perforación puede marcar la diferencia entre éxito y fracaso económico. Al mismo tiempo, en el gran número de pozos cuyas condiciones se conocen, la naturaleza repetitiva de la perforación automatizada podría eliminar la variabilidad en el desempeño que se observa generalmente entre un pozo y otro dentro de un programa de perforación.

Prof

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Torque de la barrena

Peso sobre la barrena

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorMatt VarhaugRick von Flatern

EditoresRichard Nolen-Hoeksema Tony Smithson

ColaboradoresDavid AllanErik NelsonGinger OppenheimerRana Rottenberg

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

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

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

2

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected]

Dirigir las consultas de distribución a: Alex Moody-StuartTeléfono: (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 Review www.slb.com/oilfieldreview

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

Diciembre de 2012Volumen 24

Número 2

57 Colaboradores

60 Próximamente en Oilfield Review

61 Nuevas publicaciones

63 Definición de cementación: Fundamentos de la cementación de pozos

Éste es el sexto de una serie de artículos introductorios que describen los conceptos básicos de la industria de E&P.

3

Oilfield Review SUMMER 12 Subtle Fractures Fig. 17ORSUM 12-SUBFRCTS 17

30 Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles

Las fracturas naturales complican el desarrollo y la producción de los yacimientos de hidrocarburos. Dado que en general son más pequeñas que las longitudes de onda sísmicas, las fracturas son difíciles de detectar y caracterizar. Los avances registrados en materia de procesamiento sísmico y visualización están ayudando a los operadores a posicionar los pozos dentro de las formaciones fracturadas y a manejar mejor los yacimientos fracturados.

46 Perfilaje a través de la barrena

Las trayectorias de los pozos de alto ángulo o de alcance extendido a veces hacen que los operadores renuncien a adquirir registros en agujero descubierto. No obstante, sin datos petrofísicos, los operadores cuentan con poca información para la toma de decisiones importantes que podrían afectar la producibilidad de sus pozos. Mediante el despliegue de herramientas de adquisición de registros (perfilaje) de pequeño diámetro a través de barrenas de perforación especialmente desarrolladas para tal fin, los operadores están obteniendo los datos que necesitan para evaluar los yacimientos y optimizar las terminaciones.

Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Alexander Zazovsky Chevron Houston, Texas, EUA

Consejo editorial

En la portada:

Un perforador monitorea el piso de perforación y las mediciones de fondo de pozo exhibidas en una cabina de perforador Helmerich & Payne FlexRig3®. El equipo de perforación cuenta con tecnología de transmisión por CA variable, completamente integrada, para la unidad de mando superior, el malacate y las bombas de lodo con controles de perforación basados en controladores lógicos programables. El equipo de perforación incluye además un sistema de mando superior integrado dentro del mástil que elimina la necesidad de montaje y desmontaje durante el movimiento, lo que reduce el tiempo de ciclo e incrementa la seguridad y la confiabilidad. FlexRig3® es una marca registrada de Helmerich & Payne, Inc.

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

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

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

© 2012 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

Microbios: ¿Enemigos o aliados de los campos petroleros?

Los microbios tienen una larga historia en la industria del petróleo y el gas.

Los nuevos métodos de análisis molecular, junto con un mayor conocimiento de la

identidad y la química de los microbios, han permitido avances en la lucha contra

la corrosión influenciada microbiológicamente y contra el daño del yacimiento.

Los científicos también aplican estos avances al desarrollo de nuevos métodos

de recuperación de petróleo asistida microbiológicamente y de biorremediación.

Zdenko AugustinovicDONG E&PHoersholm, Dinamarca

Øystein BirketveitM-I SWACOBergen, Noruega

Kayli ClementsMike FreemanM-I SWACOHouston, Texas, EUA

Santosh GopiM-I SWACOAccra, Ghana

Thomas IshoeyGlori Energy, Inc.Houston, Texas, EUA

Graham JacksonHusky Energy Inc.Calgary, Alberta, Canadá

Gregory KubalaSugar Land, Texas

Jan LarsenMaersk OilCopenhague, Dinamarca

Brian W.G. MarcotteTitan Oil Recovery, Inc.Los Ángeles, California, EUA

Jan ScheieM-I SWACOStavanger, Noruega

Torben Lund SkovhusInstituto Tecnológico DanésAarhus, Dinamarca Egil SundeStatoilStavanger, Noruega

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sonny Espey, M-I SWACO, Houston y Dietmar Schumacher, Geo-Microbial Technologies Inc., Ochelata, Oklahoma, EUA.AERO es una marca registrada de Glori Energy, Inc.

Vivimos en un mundo natural de extremos en cuanto a tamaño y escala. Los extremos topográfi-cos abarcan desde las montañas hasta los desier-tos y las fosas oceánicas. Estos extremos incluyen un lugar tan pequeño que no podemos verlo direc-tamente: el mundo invisible de los microbios.

Los microbios son la forma de vida más abun-dante en el planeta; ninguna otra forma se les acerca en términos de números, diversidad o hábitat. Fueron el primer eslabón en la cadena evolutiva y son parte esencial de la biota terrestre.1 Los micro-bios catalizan transformaciones importantes en la biosfera, producen componentes clave de la atmósfera y representan una gran parte de la diversidad genética del planeta. El número de célu-las microbianas en la Tierra se ha estimado entre 4 y 6 x 1030 células y esta masa acumulada contiene de 350 a 550 x 1015 g de carbono. Los microbios se distribuyen por todas partes, incluso en lugares más calientes, más fríos, más secos y más profun-dos que lo que los seres humanos pueden tolerar. Esta amplia distribución supone que las opera-ciones de exploración y producción petroleras siempre deben lidiar con microbios.

Los microbios tienen una larga historia en el campo petrolero. En análisis de aguas producidas de yacimientos someros en la década de 1930 y 1940 se encontraron poblaciones abundantes.2 A pesar

de estos hallazgos, los científicos de la época creían que la temperatura, la presión y la salini-dad en la mayoría de los yacimientos eran dema-siado hostiles como para que los microbios prosperaran. Sin embargo, con el inicio de la pro-ducción de petróleo y gas en el Mar del Norte en la década de 1960 quedó demostrado que los supuestos iniciales no eran correctos. Los micro-bios en estos yacimientos no sólo vivían en condi-ciones extremas, sino que además producían ácido sulfhídrico [H2S]. Como resultado de la inyección de agua de mar rica en sulfatos en los yacimientos del Mar del Norte se produjo el fenó-meno de agriamiento, o aumento del H2S, lo que en última instancia generó corrosión en los equi-pos de superficie y de fondo de pozo. Otro efecto inicial negativo de los microbios fue el tapona-miento de las formaciones con biomasa durante la inyección de agua.3

Sin embargo, no todas las experiencias inicia-les con microbios relacionadas con la producción fueron negativas. Algunos operadores observaron que la inyección de materiales a base de azúcar, que los microbios residentes podían utilizar como alimento, hacía aumentar la producción de petróleo, aunque los resultados a menudo eran temporarios e incongruentes.4 En las últimas décadas, gran parte de la investigación sobre los

1. Whitman WB, Coleman DC y Wiebe WJ: “Prokaryotes: The Unseen Majority,” Proceedings of the National Academy of Sciences 95, nro. 12 (9 de junio de 1998): 6578-6583.

2. Bass C y Lapin-Scott H: “The Bad Guys and the Good Guys in Petroleum Microbiology,” Oilfield Review 9, nro. 1 (Primavera de 1997): 17-25.

3. Chang CK: “Water Quality Considerations in Malaysia’s First Waterflood,” Journal of Petroleum Technology 37, nro. 9 (Septiembre de 1985): 1689-1698.

4. Rassenfoss S: “From Bacteria to Barrels: Microbiology Having an Impact on Oil Fields,” Journal of Petroleum Technology 63, nro. 11 (Noviembre de 2011): 32-38.

Volumen 24, no.2 5

del yacimiento y la corrosión asociada, y nuevas direcciones para la recuperación de petróleo asis-tida microbiológicamente (MEOR). Otros avances incluyen la investigación en biorremediación que permite la eliminación segura de los residuos sóli-dos de los campos petroleros en el suelo común.

Oilfield Review SUMMER 12 Microbes Fig. OpenerORSUM 12-MCRBS Opener

Cbiomasa

Cnutrientes

O2

CO2 + H2O

H2S

N2

SO42–

NO3–

O2

Reductores de sulfatos

Reductores de nitratos

Oxidación aeróbica

Combustión

Acumulación

microbios en campos petroleros se centró en estrategias a corto plazo para mitigar los efectos negativos o bien para mejorar los positivos, pero este trabajo estuvo basado en una comprensión parcial de los mecanismos microbiológicos.

La capacidad para controlar y aprovechar los microbios es clave en algunos de los grandes avan-ces de la ciencia que se ocupa de los microbios en el campo petrolero. Este progreso se ha visto favo-

recido por los nuevos métodos de análisis que dan una visión más completa de la identidad, canti-dad, comportamiento y función de los microbios. Los avances incluyen la adición de químicos sim-ples al agua de inyección, lo que proporciona un control ambientalmente seguro del agriamiento

6 Oilfield Review

Este artículo se refiere a los microbios en el campo petrolero y describe técnicas para su análisis y para controlar los efectos negativos y aprovechar las características positivas. Algunos casos de estu-dio de Canadá y EUA demuestran cómo se emplean estas técnicas en entornos de producción.

El mundo microbianoLos sistemas de clasificación biológica han evolu-cionado a la par con los métodos de detección de los microbios. A principios del siglo XIX, lo que no era un mineral o un vegetal se consideraba un animal. El descubrimiento de que las bacterias podían ser consideradas vegetales o animales condujo a reformulaciones del sistema de clasificación bioló-gica para los organismos vivos, que permanecen en la era actual. Propuesta hace más de 30 años, la clasificación actualmente aceptada en tres dominios primarios tiene sus raíces en métodos de análisis molecular, incluida la secuenciación del genoma.5 Los tres dominios son: bacterias, arqueas (Archaea) y eucariotas (Eucarya) (izquierda, extremo superior). Las bacterias y las arqueas —llamadas colectiva-mente procariotas— son los organismos que afectan el campo petrolero (izquierda, extremo inferior).

Fósiles de organismos procariotas que vivie-ron hace 3 500 millones de años fueron encontra-dos en el oeste de Australia y Sudáfrica; durante 2 000 millones de años fueron la única forma de vida en la Tierra. Las células eucariotas más gran-des y complejas no aparecieron hasta mucho des-pués, hace unos 1 500 ó 2 000 millones de años. Las arqueas y bacterias que constituyen las pro-cariotas se diferencian de las células de organis-mos eucarióticos complejos, como las plantas y los animales. Las células procariotas no poseen un núcleo compartimentado y cada célula puede tener existencia independiente.6 A diferencia de las plantas y los animales, los procariotas no solían ser considerados organismos capaces de interactuar con su ambiente, pero este punto de vista quizás esté cambiando. Los investigadores han demostrado que muchas bacterias tienen comunicación de célula a célula a través de molé-culas de señalización llamadas autoinductoras. Esta señalización se denomina detección de quó-rum y permite a los microbios controlar y respon-der a sus entornos.7

Los organismos procariotas se encuentran en todos los lugares de la Tierra y prosperan en hábi-tats extremos. Desde las aguas termales, los desier-tos áridos y las profundidades del océano a los casquetes polares y las formaciones subterráneas, estos organismos unicelulares soportan condicio-nes que los seres humanos no pueden tolerar.8

> Árbol de la vida. La vida en la Tierra se divide en tres dominios primarios: bacterias (izquierda, azul), arqueas (centro, rosa) y eucariotas (derecha, verde). Esta clasificación abarca todo el reino de los organismos vivos, desde las proteobacterias que contienen la salmonella que ocasiona la enfermedad digestiva hasta las plantas y animales más familiares. El orden y la longitud de las ramas se basan en la secuenciación genética.


Espiroquetas

Bacterias Arqueas Eucariotas

Methanosarcina

Methanobacteria

Methanococcus

Thermococcus

Thermoproteus

Pyrodictium

Halófilos

EntamoebaMohos

mucilagi-nosos Animales

Fungi

Plantas

Ciliados

Flagelados

Tricomonadas

Microsporidias

Diplomonadas

Proteobacterias

Cianobacterias

Planctomicetos

Termotogas

Aquifex

Verdesfilamentosas

Bacteroides

Grampositivas

> Bacteria. La célula bacteriana está rodeada de una cápsula, la pared celular y la membrana plasmática. En el interior de la célula se encuentra el citoplasma, una sustancia homogénea y gelatinosa. El principal componente interior primario es el nucleoide, que contiene el material cromosómico. Los plásmidos, que contienen ácido desoxirribonucleico (ADN), y los ribosomas, que contienen ácido ribonucleico (ARN), son otros componentes interiores esenciales. Aunque no todas las bacterias son móviles, muchas utilizan un flagelo con forma de látigo para desplazarse en medios acuosos. El tamaño de las bacterias y otras células procariotas varía entre 10-5 m y 10-6 m.


Flagelo

CápsulaPared celularMembranaplasmática

Citoplasma

Ribosoma

Plásmido

NucleoideEucariotas

Virus

Moléculas pequeñasÁtomos

Proteínas

Procariotas

10–3

10–4

10–5

10–6

10–7

10–8

10–9

10–10

Tam

año,

m

Volumen 24, no.2 7

Estos microbios pueden permanecer en estado latente durante miles de años, pero pueden reacti-varse rápidamente, a menudo en días o semanas. Su amplia distribución en una variedad de hábi-tats y condiciones significa que los microbios están siempre presentes durante las actividades de exploración y producción. Algunos microbios son autóctonos de los yacimientos, mientras que otros pueden introducirse durante las operaciones de perforación, reparación o inyección de agua. Estas formas de vida unicelulares tienen una ten-dencia innata a adherirse a las superficies de rocas y metales y pueden reunirse en masas lla-madas biopelículas. Las biopelículas generadas por los microbios proporcionan un refugio seguro para su crecimiento y en última instancia pueden ocasionar problemas serios tanto en los equipos como en los yacimientos (derecha).

Los nuevos métodos de enumeración e identi-ficación de las bacterias y arqueas han permitido a los científicos comprender mejor el comporta-miento y la química microbianos. A su vez, sus esfuerzos han dado lugar a una identificación más precisa de los problemas causados por los micro-bios, así como mejores medios para resolverlos. Tomados en conjunto, estos métodos ofrecen al operador herramientas para controlar los micro-bios en lugares donde sus efectos son perjudicia-les y para explotar sus características positivas.

Enemigos y aliadosAunque los microbios y los seres humanos han exis-tido como enemigos y como aliados durante mucho tiempo, los roles de los microbios en estas relacio-nes han sido reconocidos sólo en el pasado reciente. En la lucha contra las enfermedades infecciosas, las bacterias fueron identificadas hace unos 150 años entre los culpables.9 Como aliados industriales,

los microbios desempeñaron un papel clave en la lixiviación del cobre del agua de drenaje de las minas, una práctica en la región del Mediterráneo alrededor del 1000 AEC, pero su papel en el pro-ceso era desconocido hasta mediados de la década de 1950.10

Gran parte de la experiencia con los microbios en la exploración y producción de petróleo y gas se ha adquirido en los últimos 75 años. Uno de los pri-meros encuentros con microbios en un ambiente de producción tuvo lugar a fines de la década de 1950, durante una operación de inyección de agua.11 Los microbios producen polisacáridos de alto peso molecular que se depositan en la inter-fase entre la formación y el pozo y en otras super-ficies de la formación como una biopelícula.12 Esta biopelícula es el pegamento que mantiene juntos a los microbios. Dadas las condiciones

adecuadas, los microbios seguirán creciendo, dividiéndose y taponando poros, lo que dismi-nuirá la eficacia de la inyección de agua para el desplazamiento del petróleo. Como resultado, los primeros métodos de control de la calidad del agua incluyeron la filtración por membrana y el uso de agentes oxidantes fuertes como biocidas.13 Las aplicaciones posteriores para control de la inyec-ción de agua emplearon biocidas no oxidantes.

Poco después de que los operadores aprendie-ron a manejar el taponamiento con microbios pro-ducido durante las operaciones de inyección de agua se encontraron con otro problema significa-tivo, la corrosión inducida microbiológicamente (MIC), que es la corrosión causada por la acción de los microbios.14 Este tipo de corrosión puede ocurrir en cualquier parte del ambiente de pro-ducción; en los tubulares de fondo de pozo, en los

5. Woese CR y Fox GE: “Phylogenetic Structure of the Prokaryotic Domain: The Primary Kingdoms,” Proceedings of the National Academy of Sciences 74, nro. 11 (1º de noviembre de 1977): 5088–5090.

Woese CR, Kandler O y Wheelis ML: “Towards a Natural System of Organisms: Proposal for the Domains Archaea, Bacteria and Eucarya,” Proceedings of the National Academy of Sciences 87, nro. 12 (1º de junio de 1990): 4576–4579.

Todar K: “Todar’s Online Textbook of Bacteriology,” http://www.textbookofbacteriology.net (Se accedió el 24 de mayo de 2012).

6. Aunque las bacterias y arqueas que componen las procariotas son similares en tamaño y estructura, las estructuras de sus genomas y sus metabolismos difieren.

7. Taga ME y Bassler BL: “Chemical Communication Among Bacteria,” Proceedings of the National Academy of Sciences 100, suplemento 2 (25 de noviembre de 2003): 14549–14554.

> Formación de la biopelícula. El crecimiento de las biopelículas es un proceso gradual que comienza con el transporte de los microbios hasta una superficie de metal o roca (A). Los microbios absorben las moléculas orgánicas de su entorno para formar una película (B) compuesta de exopolímeros —azúcares— que permiten a los microbios permanecer adheridos tanto a la superficie como entre sí (C). A medida que la biopelícula se expande (D), su tamaño protege a los microbios del interior contra los biocidas. Finalmente, cuando la biopelícula crece hasta que alcanza un tamaño determinado, algunos microbios son liberados (E) para formar nuevas áreas de crecimiento.


Biopelícula

Superficie de metal o roca

Microbios

A B C D E

8. Bass y Lapin-Scott, referencia 2. Científicos daneses descubrieron microbios que vivían

en sedimentos no perturbados de más de 86 millones de años. Los microbios consumen oxígeno en cantidades demasiado pequeñas como para ser medidas directamente. Para obtener más información, consulte: Bhanoo SN: “Deep-Sea Microbes That Barely Breathe,” The New York Times (21 de mayo de 2012), http://www.nytimes. com/2012/05/22/science/deep-sea-microbes-that-barelybreathe.html (Se accedió el 22 de mayo de 2012).

9. Santer M: “Joseph Lister: First Use of a Bacterium as a ‘Model Organism’ to Illustrate the Cause of Infectious Disease of Humans,” Notes & Records of the Royal Society 64, nro. 1 (Marzo de 2010): 59–65.

10. Brierley CL: “Microbial Mining,” Scientific American 247, nro. 2 (1982): 42–50.

11. Lee D, Lowe D y Grant P: “Microbiology in the Oil Patch: A Review,” documento 96-109, presentado en la Reunión Técnica Anual de la Sociedad del Petróleo, Calgary, 10 al 12 de junio de 1996.

12. Los polisacáridos son moléculas de carbohidratos largas compuestas de unidades que se repiten y constituyen fuentes comunes de energía para las bacterias. Para obtener más información, consulte: Todar, referencia 5.

13. Mitchell RW y Bowyer PM: “Water Injection Methods,” documento SPE 10028, presentado en la Exhibición y Simposio Técnico Internacionales del Petróleo, Beijing, 17 al 24 de marzo de 1982.

14. La bibliografía sobre los microbios asociados con los ambientes de campos petroleros utiliza numerosos acrónimos para procesos inducidos por microbios, tales como MIC o MEOR. No es raro encontrar “microbiano” y “microbiológicamente” como los términos iniciales en estos acrónimos, dependiendo de la referencia; los términos son esencialmente equivalentes.

8 Oilfield Review

equipos de superficie y en las tuberías. Puede cau-sar rupturas que obstaculizan gravemente las ope-raciones (arriba). Algunos informes de la década de 1980 demostraron que la causa de la MIC eran bacterias sulfatorreductoras (SRB).15 Las SRB suelen vivir en ambientes acuosos anaeróbicos y utilizan los ácidos orgánicos y el hidrógeno de la biomasa en descomposición como nutrientes, oxi-dando los nutrientes al tiempo que reducen el sul-fato en el agua a H2S. El papel de las SRB en la iniciación de la MIC es complejo e involucra no

sólo las biopelículas que atrapan productos de desecho microbianos corrosivos sino, además, reac-ciones electroquímicas en la superficie metálica. Las explicaciones iniciales apuntaban hacia una enzima productora de SRB que remueve el hidró-geno catódico del acero, lo que provoca una rápida picadura de la superficie.16

La MIC es una ocurrencia común en el campo petrolero y para controlarla los operadores suelen tratar el agua inyectada y producida para mitigar la acción microbiana. La esterilización total del

agua es imposible y las estrategias de control de los microbios se han centrado generalmente en la desinfección; es decir, en la reducción del número de microbios a niveles aceptables, matando una gran parte de la población con un biocida.

Si el biocida es un agente oxidante fuerte, tal como el cloro, se añade al agua de inyección en forma continua. Los biocidas no oxidantes, que son los más utilizados en las operaciones actuales, se añaden de manera intermitente (próxima página, arriba). Cada lote de biocida mata una


Cecilie

NiniSiri

Inyección de agua

Stine

Inyección de aguaLevantamiento artificial por gasPolifásicoPetróleoUmbilical

13 km9 km

32 km

Almacenamiento de petróleo

15. Cord-Ruwisch R, Kleinitz W y Widdel F: “Sulfate-Reducing Bacteria and Their Activities in Oil Production,” Journal of Petroleum Technology 39, nro. 1 (Enero de 1987): 97-106.

16. Lee y otros, referencia 11.17. Campbell S, Duggleby A y Johnson A: “Conventional

Application of Biocides May Lead to Bacterial Cell Injury

Rather Than Bacterial Kill Within a Biofilm,” documento NACE 11234, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, Houston, 13 al 17 de marzo de 2011.

18. Maxwell S y Campbell S: “Monitoring the Mitigation of MIC Risk in Pipelines,” documento NACE 06662,

presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, San Diego, California, EUA, 12 al 16 de marzo de 2006.

19. Eckert R y Skovhus TL: “Using Molecular Microbiological Methods to Investigate MIC in the Oil and Gas Industry,” Materials Performance 50, nro. 8 (agosto de 2011): 50-54.

> Corrosión inducida microbiológicamente (MIC). Operada por DONG E&P, la plataforma Siri (centro) está situada en el Mar del Norte, a 220 km [137 millas] al oeste de la costa danesa y está flanqueada por las plataformas satélites más pequeñas Cecilie (izquierda) y Nini (derecha). Cinco campos —Siri, Nini, Nini Este, Cecilie y Stine— producen de yacimientos que se encuentran a una profundidad de 1 800 a 2 200 m [5 900 a 7 220 pies] por debajo del nivel del mar. Las líneas tendidas en el fondo del mar entre las tres estructuras y los pozos transportan petróleo y gas, gas para operaciones de levantamiento artificial y agua de inyección para el soporte de presión. En el año 2007, se produjo una ruptura en una línea de inyección de agua de 25,4 cm [10 pulgadas] (inserto), a 3 km [2 millas] de la plataforma Siri. La investigación posterior reveló que el depósito de MIC en el sitio de ruptura era una mezcla de sulfuro de hierro y otros subproductos de corrosión junto con microbios y polisacáridos mucilaginosos. Estos depósitos permiten a las procariotas sulfatorreductoras (SRP) y otros microbios problemáticos crecer protegidos de los biocidas. (Adaptado con autorización de DONG E&P.)

Volumen 24, no.2 9

parte de la población de microbios, pero los sobre-vivientes pueden recuperarse entre las dosis. Algunas investigaciones recientes indican que los biocidas pueden no ser tan eficaces como se pen-saba previamente, que quizás sólo dañen o inhi-ban a los microbios, pero no los maten.17

Aunque los biocidas puedan ser eficaces en la lucha contra la MIC, existen informes de fallas de equipos a pesar que el tratamiento y el examen de estos incidentes reveló que la aplicación del biocida era errática e irregular.18 Hasta hace poco, a diferencia de los agentes corrosivos comunes, no se disponía de herramientas eficaces para prede-cir y cuantificar el riesgo de corrosión inducida por los microbios. La combinación de los métodos de ensayo basados en el genoma y las deficiencias de los biocidas y sus riesgos ha dado lugar a un nuevo enfoque en el manejo de la MIC en ambien-tes de producción. Este enfoque utiliza métodos microbiológicos moleculares (MMM) y representa un cambio fundamental en la evaluación de los efectos de los microbios.19 Estos métodos —hibri-dación fluorescente en sitio (FISH), reacción en cadena de la polimerasa cuantitativa (qPCR) y una técnica de tinción de microbios que utiliza una tinción fluorescente conocida como 4,6-dia-midino-2-fenilindol (DAPI)— permiten a los científicos comprender más exhaustivamente las identidades, cantidades y comportamientos de los microbios involucrados en la MIC.

Para apreciar la importancia de estos méto-dos es importante comprender cómo los micro-bios han sido manipulados en el laboratorio antes de la introducción de los MMM. Los métodos microbiológicos tradicionales para la identifica-ción y enumeración se basaban en la dilución y el cultivo en serie en medios nutrientes por períodos relativamente largos, a menudo de hasta 30 días. Incluso después de estos períodos prolongados, menos del 10% de los microbios viables podían ser cultivados. No es de extrañar que los resultados de laboratorio basados en los métodos tradicionales de dilución y cultivo en serie no se correlacionaran bien con los resultados de campo.

Por el contrario, los resultados de la aplica-ción de las técnicas FISH, DAPI y qPCR revelan identidades y una distribución casi completas de los microbios de interés en los sistemas de pro-ducción de petróleo. Estos nuevos métodos utili-zan una combinación de microscopía, análisis del material genético celular y reacciones enzimáti-cas para obtener una enumeración completa de los microbios presentes en la muestra (derecha). Además, los resultados están disponibles en días en lugar de semanas. Estos métodos permiten a los

> Tratamiento con biocidas. Los equipos marinos de superficie se tratan comúnmente con biocidas para prevenir la MIC y la precipitación del sulfuro de hierro del H2S producido. En el Mar del Norte, los ingenieros trataron un tanque colector de petróleo recuperado con glutaraldehído y los datos obtenidos mostraron cómo cambiaban con el tiempo las concentraciones de biocida y H2S. El efluente del tanque colector fue analizado para determinar el glutaraldehído residual y el sulfuro como marcador de H2S. Los datos del estudio muestran los resultados esperados después del tratamiento con biocida. A medida que la alta concentración de biocida mata los microbios problemáticos, la concentración de sulfuro cae bruscamente. Con la mayor concentración de biocida, la concentración de sulfuro alcanza el nivel mínimo. Ambas tendencias se revierten cuando el biocida es eliminado del sistema. El biocida se vuelve a aplicar cuando el sulfuro regresa a un nivel de umbral.


1 2 3Tiempo, d

Sulfuro

Biocida

Sulfu

ro, p

pm

Bioc

ida,

ppm

0 0

200

400

600

800

1 000

1

5

4

3

2

Inicio ParadaBiocida

>Métodos microbiológicos moleculares. Estos métodos de laboratorio permiten la caracterización y determinación de las proporciones relativas de microbios presentes en los sistemas de producción de petróleo. El cultivo tradicional de microbios mediante la utilización de la dilución en serie produce el número más probable (NMP) de microbios, que puede representar sólo una pequeña fracción del número total realmente presente. Por el contrario, los MMMs representan un trío de nuevos métodos —FISH, DAPI y qPCR— que dividen la población de microbios en organismos que se encuentran activos, inactivos y muertos. El análisis FISH consiste en los procesos de tinción y microscopía para examinar los microbios vivos o activos. La tinción fluorescente, DAPI, se une al ADN y cuantifica los microbios activos y los microbios inactivos. El método qPCR emplea una reacción enzimática que proporciona información adicional sobre todos los grupos microbianos. Cuando estos métodos se emplean juntos, los científicos obtienen una enumeración y caracterización completas de los microbios en una muestra. (Adaptado con autorización de DTI Oil & Gas, Instituto Tecnológico Danés.)


Muertos

Activos

Inactivos

Caracterización y proporciones relativas de microbios

NMP: número más probable

FISH: hibridación fluorescente en sitio

DAPI: 4,6-diamidino-2-fenilindol

qPCR: reacción en cadena de la polimerasa cuantitativa

10 Oilfield Review

científicos entender de manera más exhaustiva la química de la MIC sobre una superficie metálica. Mediante la utilización de los MMMs, los científi-cos descubrieron que la corrosión involucra no sólo las SRB sino también otros microbios que contribuyen a la producción de H2S y metano [CH4] (arriba).20

Esta complejidad de la MIC es ilustrada por los trabajos de laboratorio recientes llevados a cabo con equipos de superficie en el sector danés del Mar del Norte. En el año 2008, un separador de agua producida del campo Halfdan mostró altos índices de corrosión en la tubería de acero al car-bono para salida de agua. El caño mostraba picadu-ras e incrustaciones severas en el metal y los científicos determinaron que la la causa era la MIC (página siguiente).21 Los microbios responsables de los problemas de corrosión en el campo Halfdan no son las únicas variedades que pueden causar MIC en los sistemas de producción. Las bacterias pro-ductoras de ácido (APB) son microbios que produ-cen ácidos orgánicos en determinadas condiciones. Estos ácidos pueden hacer que el pH caiga lo suficiente como para crear condiciones favora-bles a la corrosión en superficies metálicas, como las de los componentes de los sistemas de bom-beo sumergibles.22 Por lo general, las APB se con-trolan mediante la desinfección con biocida, lo que también puede ayudar a controlar las SRB.23

Nuevas teorías y solucionesEl H2S producido durante la MIC en el pozo y el yacimiento por la acción de las células procario-tas sulfatorreductoras (SRP) contribuye al agria-miento del yacimiento.24 Existen formas nuevas y eficaces para controlar el agriamiento, pero éste no es un problema nuevo para los productores. Algunos yacimientos son ácidos como resultado de los altos niveles de H2S que han estado presen-tes durante los períodos geológicos. No obstante, muchos yacimientos son ácidos como consecuen-cia de la inyección de agua de mar para la recupe-ración secundaria.25 Las SRP que viven cerca del pozo y en el yacimiento tienen necesidades simples para crecer; requieren sulfato, carbono y nutrientes.

El agua de mar es rica en sulfato y el agua de for-mación del yacimiento normalmente contiene abundantes ácidos grasos de cadena corta que suministran el carbono y otros nutrientes.26 Si se suma un régimen de temperaturas adecuadas y se inyecta agua de mar, el resultado final es inevi-table: el agriamiento.

Exactamente cómo y en qué medida se pro-duce el agriamiento ha sido objeto de recientes cuestionamientos y la situación puede no impli-car el simple desarrollo microbiano desde el inyector de agua por todo el recorrido hasta la salida del agua producida.27 Las nuevas investiga-ciones se basan en datos que muestran que la cantidad de H2S producido es congruente con la producción sólo en la proximidad inmediata del pozo, pero no en toda la formación. Los científi-cos han llegado a la conclusión de que los niveles elevados de metales pesados, hidrocarburos solu-bles en agua y subproductos de la actividad microbiana inhiben el crecimiento de microbios en el yacimiento. Otro resultado de estas investi-gaciones es un modelo que muestra cómo el H2S producido en la proximidad del pozo se mueve a través del yacimiento. Las primeras teorías se basaban en un modelo simple de zona de mezcla que predecía la irrupción rápida de H2S. Los datos muestran lo opuesto: varios volúmenes de poros del yacimiento deben ser desplazados antes de que se produzca la irrupción de H2S. Este modelo más reciente asume que la mayor parte de la generación de H2S tiene lugar en una biopelícula cerca del pozo inyector y que el yacimiento no es más que una zona de transporte y adsorción.

Independientemente de cómo se produce, el agriamiento plantea muchos problemas para la industria, que incluyen la corrosión de las líneas de conducción y los equipos de superficie, el tapo-

20. Larsen J, Rasmussen K, Pedersen H, Sørensen K, Lundgaard T y Skovhus TL: “Consortia of MIC Bacteria and Archaea Causing Pitting Corrosion in Top Side Oil Production Facilities,” documento NACE 10252, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, San Antonio, Texas, EUA, 14 al 18 de marzo de 2010.

21. Skovhus TL, Holmkvist L, Andersen K, Pedersen H y Larsen J: “MIC Risk Assessment of the Halfdan Oil Export Spool,” documento SPE 155080, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional sobre Corrosión en el Campo Petrolero de la SPE, Aberdeen, 28 al 29 de mayo 2012.

22. Adams DL: “Microbiologically Influenced Corrosion of Electrical-Submersible-Pumping-System Components Associated With Acid-Producing Bacteria and Sulfate-Reducing Bacteria: Case Histories,” documento SPE 136756, presentado en la Conferencia de Ingeniería del Petróleo de América Latina y el Caribe de la SPE, Lima, Perú, 1º al 3 de diciembre de 2010.

23. Bagchi D, Periera AP, Chu J, Smith JP y Scheie J: “Successful Mitigation of Microbiologically Influenced Corrosion in Waterflood Pipelines and Process Equipment,” en Blackwood DJ (ed): Actas sobre

> Reacciones de la corrosión. Un complejo conjunto de reacciones subyace la producción de la MIC sobre una superficie metálica. Estas reacciones son influenciadas fuertemente por la respiración de las procariotas sulfatorreductoras y las metanógenas (trayectorias azul y roja, extremo superior). Este conjunto de reacciones se ilustra mejor mediante una enumeración de las reacciones netas para la reducción del sulfato y la producción de CH4 (extremo inferior). En la reacción neta de la reducción del sulfato, el hierro [Fe], el H2S y el ion sulfato [SO4

2–] se combinan para dar FeS y agua. En la reacción neta de la producción de CH4, el Fe, el H2S y el dióxido de carbono [CO2] se combinan para dar FeS, agua y CH4. (Adaptado de Larsen y otros, referencia 20.)


FeS

Reacciones netas

H2S

CO2

Metanógenas

Metal

AguaProcariotassulfatorreductoras

SO42–

CH4

H2Fe2+

H+

Fe0

S2–

e–

4Fe0 + 3H2S + SO42– + 2H+ 4FeS + 4H2O

• Reducción del sulfato

• Producción de metano4Fe0 + 4H2S + CO2

4FeS + 2H2O + CH4

Corrosion Asia 2000. Singapur: Corrosion Association Singapore (2000): 55-65.

24. Larsen J, Sørenson K, Højris K y Skovhus TL: “Significance of Troublesome Sulfate-Reducing Prokaryotes (SRP) in Oil Field Systems,” documento NACE 09389, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, Atlanta, Georgia, EUA, 22 al 26 de marzo de 2009.

25. Kuijvenhoven C, Bostock A, Chappell D, Noirot JC y Khan A: “Use of Nitrate to Mitigate Reservoir Souring in Bonga Deepwater Development Offshore Nigeria,” documento SPE 92795, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, 2 al 4 de febrero de 2005.

26. Bass y Lapin-Scott, referencia 2.27. Sunde E y Torsvik T: “Microbial Control of Hydrogen

Sulfide Production in Oil Reservoirs,” en Ollivier B y Magot M (eds): Petroleum Microbiology. Washington, DC: ASM Press (2005): 201-214.

28. Youssef N, Elshahed MS y McInerney MJ: “Microbial Processes in Oil Fields: Culprits, Problems, and Opportunities,” en Laskin AI, Sariaslani S y Gadd

GM (eds): Advances in Applied Microbiology, vol. 66. Burlington, Vermont, EUA: Elsevier (2009): 141-251.

29. Las SRBs utilizan la respiración anaeróbica mientras que las NRBs utilizan respiración anóxica.

30. Thorstenson T, Bødtker G, Lillebø B-LP, Torsvik T, Sunde E y Beeder J: “Biocide Replacement by Nitrate in Sea Water Injection Systems,” documento NACE 02033, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, Denver, 7 al 11 de abril de 2002.

31. Rassenfoss, referencia 4.32. Zahner RL, Tapper SJ, Marcotte BWG y Govreau BR:

“What Has Been Learned from a Hundred MEOR Applications,” documento SPE 145054, presentado en la Conferencia sobre Recuperación Asistida de Petróleo de la SPE, Kuala Lumpur, 19 al 21 de julio de 2011.

33. Brisbane PG y Ladd JN: “The Role of Microorganisms in Petroleum Exploration,” Annual Review of Microbiology 19 (Octubre de 1965): 351-364.

34. Tucker J y Hitzman D: “Detailed Microbial Surveys Help Improve Reservoir Characterization,” Oil & Gas Journal 92, nro. 23 (6 de junio de 1994): 65-68.

Volumen 24, no.2 11

namiento de los yacimientos con sulfuros, riesgos para la salud por la toxicidad del H2S e incremento de los costos de refinación.28 Los efectos del agria-miento son tan serios que los productores petrole-ros han investigado diversas maneras de controlarlo. Éstas son, entre otras, los biocidas, la nanofiltra-ción para eliminar el sulfato, y la manipulación de los niveles de salinidad del agua de inyección para inhibir el crecimiento de microbios. Debido a que los procesos tales como la nanofiltración tienen altos costos de capital, los biocidas han sido por lo general la primera opción para el control del crecimiento microbiano con el fin de evitar el agriamiento.

Los nuevos métodos empleados para el con-trol del agriamiento en los yacimientos han ayu-dado a los científicos a comprender aún más las identidades microbianas y su química durante la recuperación secundaria. Aunque las investiga-ciones anteriores sobre el fenómeno de agria-miento se centraron casi exclusivamente en las SRB, el agua de mar y las formaciones prospecti-vas contienen varias otras especies de microbios, incluidas las bacterias nitratorreductoras (NRB). Las SRB y las NRB pueden vivir y prosperar en el pozo y en la formación, siempre que tengan una fuente de carbono suficiente, tal como los ácidos grasos de cadena corta.

En el nivel molecular, las SRB reducen el sulfato a sulfuro y las NRB reducen el nitrato a nitrógeno.29 Las SRB y las NRB compiten por alimento y cuando éste es limitado, esta competencia es intensa. En el pozo y en el yacimiento, si hay falta de oxí-geno, la introducción de nitrato a través del agua de inyección favorece el crecimiento de las NRB sobre el de las SRB. Para evitar el agriamiento, se añade nitrato en forma de nitrato de calcio [Ca(NO3)2] al agua de inyección.30 Esta forma de nitrato puede ser utilizada en lugar del biocida y tiene impactos mínimos para la salud y el medio ambiente. Aunque el nitrato puede no eliminar por completo la necesidad de biocidas, sí puede reducir la can-tidad de otros químicos necesarios.31 Con su cono-cimiento cada vez mayor de las especies de microbios SRB y NRB y su química, los científicos han mejorado las técnicas de tratamiento para el agriamiento; y lo mismo sucede con la recupera-ción de petróleo asistida microbiológicamente.

Los operadores han empleado el método MEOR durante décadas. Gran parte de la labor previa se basó en enfoques de tipo prueba y error y produjo resultados mixtos. La comprensión más completa del comportamiento y la química de los microbios está dando lugar al resurgimiento de las pruebas de campo del método MEOR. Estas prue-bas tienen dos objetivos comunes: identificar los

microbios nativos en la formación y diseñar fórmu-las para la inyección de nutrientes a fin de estimu-lar su crecimiento; es decir, encontrar los microbios útiles y alimentarlos con lo que les gusta.

Así como existen muchos tipos de microbios nativos, hay varios mecanismos empleados por los microbios que pueden estimular la producción de petróleo en pozos maduros. En primer lugar, los procesos metabólicos naturales de los microbios producen gases de fondo de pozo que pueden incrementar la presión y disminuir la viscosidad del petróleo. En segundo lugar, los microbios pro-ducen surfactantes que reducen la tensión superfi-cial entre el petróleo y el agua. Además, la biomasa y los polímeros de los microbios taponan selectiva-mente las áreas agotadas de petróleo en el yaci-miento y desvían los fluidos a las zonas ricas en contenido de petróleo. El éxito de los proyectos MEOR por lo general depende de una combinación de estos mecanismos en lugar de uno solo.

Después de revisar los resultados de las prue-bas de campo del método MEOR, los científicos formularon observaciones importantes con res-pecto a su aplicación.32 Si bien la tecnología MEOR ha sido utilizada tanto en pozos productores de petróleo como en pozos de inyección de agua, es probable que tenga las mejores posibilidades de éxito en yacimientos con programas activos de inyección de agua para recuperación secundaria. El agua no sólo provee la energía para empujar el petróleo hacia fuera, sino que además distribuye los nutrientes a través de todo el sistema. Los datos indican que la tecnología MEOR puede mejorar la recuperación en yacimientos con una amplia gama de densidades del petróleo —de 16 a 41 °API— y temperaturas de yacimiento tan altas como 93°C [200°F] y salinidades de hasta 142 000 partes por millón (ppm) de sólidos totales disueltos. También es posible aplicar la tecnología MEOR en yacimientos de doble porosidad si los nutrien-tes agregados pueden penetrar la matriz y no pasar por alto la formación a través de filones de alta permeabilidad. En algunos casos, el trata-miento MEOR puede reducir el agriamiento en el yacimiento, además de estimular la producción. Los científicos teorizan que los nutrientes agre-gados estimulan los microbios que vencen a las SRPs en la competencia por el alimento y, por lo tanto, debilitan el crecimiento de las SRP. Estas pruebas demuestran que los procesos MEOR pue-den liberar económicamente el petróleo entram-pado en los campos maduros. Aunque la mayor parte del trabajo hasta la fecha se ha enfocado en pozos maduros y no económicos existe la posibili-dad de aplicar la tecnología MEOR en una etapa previa de la vida de un yacimiento productor.

Además de utilizar microbios para estimular la producción y mitigar el agriamiento del yacimiento y la corrosión, los científicos los utilizan en la explo-ración a través del biomonitoreo.33 En una aplica-ción de biomonitoreo se analizó una cuadrícula de muestras de suelo somero para determinar la presencia de microbios específicos.34 Las eleva-das cantidades de los microbios de interés indi-caron la existencia de microfiltración de petróleo

> Corrosión en el campo Halfdan. El examen ocular de una sección transversal del caño del separador de agua producida (extremo superior) reveló la existencia una capa de 2 a 3 cm [0,8 a 1,2 pulgadas] de incrustaciones producidas por la corrosión (centro). Las incrustaciones tenían una capa exterior naranja y una capa interior negra adyacente al metal (extremo inferior). Los científicos observaron áreas de corrosión severa por picadura en varios puntos de la capa interior. Los estudios de laboratorio, incluido el examen mediante los nuevos MMM, demostraron que la capa exterior de incrustación estaba compuesta por sales, óxidos de hierro y biomasa descompuesta, principalmente SRB y arqueas sulfatorreductoras (SRA). La capa interior con acumulación de incrustaciones estaba compuesta por sales, sulfuros de hierro y biomasa descompuesta con altos niveles de metanógenas. (Adaptado de Skovhus y otros, referencia 21.)


Sólidos externosSólidos internos

Superficie interior

Caño delseparadorde agua

2 a 3 cm de incrustaciones por corrosión

Corrosión por picadura

Metal del caño

12 Oilfield Review

y gas de formaciones subterráneas (arriba). Los operadores utilizan este tipo de datos para clasificar las áreas prospectivas de perforación, caracterizar las heterogeneidades e identificar el petróleo pasado por alto.

Control y aprovechamiento de los microbiosArmados con estos nuevos conocimientos sobre el comportamiento y la química de los microbios, los productores ponen este conocimiento a traba-jar en el campo petrolero. Statoil está utilizando nitrato para controlar la corrosión y H2S en las pla-taformas del campo Gullfaks en el Mar del Norte.35

El campo Gullfaks de Statoil se encuentra situado a 175 km [109 millas] al noroeste de Bergen, Noruega. Descubierto en 1979, este campo produce alrededor de 30 000 m3/d [189 000 bbl/d] de petróleo de tres grandes plataformas; Gullfaks A, B y C.36 Las plataformas comenzaron a produ-

cir a fines de la década de 1980 y en la actualidad utilizan la inyección de agua de mar para el soporte de presión. La profundidad de aspiración del agua de mar para las plataformas Gullfaks A y B es de 70 m [230 pies] por debajo de la superficie; la profundidad de aspiración para la plataforma Gullfaks C es de 120 m [394 pies]. Los volúmenes de agua de inyección varían de 30 000 m3/d [189 000 bbl/d] a 70 000 m3/d [440 000 bbl/d]; la presión aguas abajo de las bombas es de unos 20 MPa [2 900 lpc]. El agua de inyección es some-tida a un proceso de desaereación al vacío para eliminar el oxígeno, y la temperatura final del agua aguas abajo del desaereador es de 25 °C [77 °F].

Si bien Statoil empleó un proceso riguroso de filtración y biocidas para controlar la calidad del agua inyectada en las plataformas Gullfaks, esos enfoques no fueron del todo eficaces. A comien-zos de la década de 1990, la plataforma Gullfaks

A experimentó altos niveles de H2S en el gas y el agua producidos. Los altos niveles de H2S, junto con datos de laboratorio que mostraron rápidos incrementos de la población de SRB en Gullfaks entre 1994 y 1996, dieron motivos a Statoil para repensar la estrategia de control microbiano.37

Una aplicación exitosa de nitrato agregado en el agua de mar inyectada en la plataforma Veslefrikk de Statoil a principios de 1999 generó la confianza para que los ingenieros lo utilizaran en Gullfaks.38

A fines de 1999, Statoil cambió de biocida a nitrato para tratar el agua de mar inyectada para el control de los microbios de yacimientos en las plataformas Gullfaks B y C.39 El nitrato fue agre-gado al agua de inyección de 30 a 40 ppm como una solución al 45% en peso de Ca(NO3)2. En ambas plataformas, los científicos observaron disminu-ciones en los recuentos de SRB alrededor de un mes después del inicio de la inyección de nitrato. Las reducciones de la población de SRB fueron acom-pañadas por aumentos en los recuentos de NRB. Estos cambios en la distribución de los microbios coinciden con la manera en que estos dos grupos de microbios compiten por los nutrientes. A medida que continuaba la inyección de nitrato, los cam-bios en la distribución de los microbios dieron lugar a grandes cambios en la tasa de corrosión (próxima página, arriba). Los ingenieros también notaron disminuciones en los niveles de H2S en el agua producida en Gullfaks (próxima página, abajo a la izquierda). Los beneficios tangibles para Statoil incluyen la reducción del H2S en el agua producida en la mayor parte del campo y una disminución del 50% de las tasas de corro-sión en las probetas de metal del sistema de inyección de agua de mar.

> Relevamientos de microbios. Se analizaron muestras de suelo en el Condado de Osage, Oklahoma, EUA, para detectar la abundancia de microbios que utilizan butano. Se analizaron más de 1 200 muestras de una cuadrícula de 5,6 km [3,5 millas] por 12,1 km [7,5 millas] (izquierda). Los círculos naranja indican las muestras con el 30% de concentraciones más altas de microbios; el tamaño del círculo es proporcional a la concentración. Los datos suavizados están representados con curvas de contorno para ofrecer una imagen más informativa de la distribución de los microbios (derecha). La anomalía microbiana más fuerte (púrpura) corresponde a los datos estructurales de un levantamiento sísmico 3D que cubre la misma área de la cuadrícula. Varios años después del relevamiento de microbios, un operador perforó y terminó un pozo productor de petróleo en la anomalía de microfiltración. (Adaptado con autorización de Geo-Microbial Technologies Inc.)


0 km

Baja

Alta

0 mi 1

1

Concentraciones de microbios con curvas de contorno

Concentraciónrelativa demicrobios

0 km

0 mi 1

1

Presencia demicrobios queutilizan butano

Concentraciones suavizadas de microbios

35. Sunde E, Lillebø B-LP, Bødtker G, Torsvik T y Thorstenson T: “H2S Inhibition by Nitrate Injection on the Gullfaks Field,” documento NACE 04760, presentado en la Conferencia Anual y Exposición sobre Corrosión de la NACE, Nueva Orleáns, 28 de marzo al 1º de abril de 2004.

36. Hesjedal A: “Introduction to the Gullfaks Field,” http://www.ipt.ntnu.no/~tpg5200/intro/gullfaks_introduksjon.html (Se accedió el 24 de mayo de 2012).

37. Statoil recolectó muestras del agua de inyección aguas abajo del desaereador al vacío mediante una biosonda. Las biosondas permiten recolectar muestras de una biopelícula que se deposita sobre una superficie metálica en la sonda. Estos instrumentos se utilizan comúnmente en los sistemas de petróleo y gas para detectar la presencia de organismos que producen corrosión.

38. Thorstenson y otros, referencia 30.39. Statoil comenzó la inyección de nitrato en la plataforma

Gullfaks B en octubre de 1999 y alrededor de un mes después en la plataforma Gullfaks C.

40. Marcotte B, Govreau B y Davis CP: “MEOR Finds Oil Where It Has Already Been Discovered,” E&P, (4 de noviembre de 2009), http://www.epmag.com/Exploration-Wildcats-Stepouts/MEOR-finds-oil-it already-discovered_ 47917 (Se accedió el 15 de julio de 2012).

41. Town K, Sheehy AJ y Govreau BR: “MEOR Success in Southern Saskatchewan,” documento SPE 124319, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orléans, 4 al 7 de octubre de 2009.

Volumen 24, no.2 13

El nitrato controla ciertos aspectos indesea-bles del comportamiento de los microbios, pero la tecnología MEOR hace lo contrario: se aprovecha de las características positivas de los microbios. La justificación para incorporar los microbios en el proceso de recuperación del petróleo es simple: aproximadamente el 80% del petróleo que se pro-duce hoy en día proviene de campos descubiertos

> Actividad microbiana en Gullfaks. Antes de utilizar nitrato en el agua de inyección de la plataforma Gullfaks B, los cultivos de enriquecimiento del agua y la biopelícula mostraron una población de SRB estable y diversa. Aunque en concentraciones más bajas, también había NRBs presentes (no mostrado) que utilizaban las mismas fuentes de carbono como nutrientes. Después de agregar nitrato, la actividad de las SRBs disminuyó significativamente y el número de NRBs en la biopelícula aumentó en tres órdenes de magnitud (no mostrado). Las mediciones de la corrosión en las probetas de acero al carbono del sistema de inyección de agua mostraron tendencias similares. A partir de principios de 1994, las tasas de corrosión en la plataforma Gullfaks B se elevaron y alcanzaron un valor pico poco antes de iniciarse la adición de nitrato. Después de agregar nitrato, las tasas de corrosión mostraron una tendencia descendente y se redujeron al menos a la mitad. (Adaptado de Sunde y otros, referencia 35.)


Tasa

de

corro

sión

, mm

/año

Fecha

Tasa de corrosiónActividad de SRB

Nitrato agregado, Gullfaks B

Abril1994

Mayo1997

Febrero2000

Febrero2003

Activ

idad

de

SRB,

µg H

2S/c

m2 /

d

0 0

5

10

15

20

25

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2REINOUNIDO

NORUEGA

2000 mi

0 200km

Campo Gullfaks

Mar del Norte

> Producción de H2S en Gullfaks. Los ingenieros de Statoil midieron el H2S presente en el agua producida antes y después de la adición de nitrato. En la plataforma Gullfaks C, los niveles de H2S en el agua producida aumentaban lentamente antes de la introducción del nitrato. Después de agregar nitrato, los niveles de H2S cayeron significativamente, pero sólo después de un retardo. Este retardo es resultado del tiempo que necesita el H2S para equilibrarse en el yacimiento. Los científicos de Statoil estiman que deben desplazarse varios volúmenes de poros en el yacimiento antes de que se observe un valor nuevo o requilibrado de H2S en los pozos productores. Los investigadores de Statoil también desarrollaron un modelo de agriamiento del yacimiento; se muestran los valores de H2S pronosticados para la plataforma Gullfaks C. Los valores pronosticados indican los niveles que se habrían experimentado sin la adición de nitrato. (Adaptado de Sunde y otros, referencia 35.)


Fecha

0

2

4

6

8

10Nitrato agregado, Gullfaks C

Noviembre1997

Julio1999

Febrero2001

Octubre2002

H2S pronosticadoH2S medido

H 2S, m

gAg

ua, L

> Localización del proyecto piloto de Husky-Titan. El área piloto abarcó cuatro pozos productores y un pozo inyector de agua en el campo de Saskatchewan, en Canadá. La inyección de nutrientes se llevó a cabo en dos pasos. Husky primero utilizó el pozo A para confirmar la fórmula de nutrientes obtenida en el laboratorio mediante el tratamiento del pozo por lotes. Luego, el operador utilizó el inyector B para suministrar los nutrientes mientras se monitoreaba la producción en los pozos cercanos C, D y E. (Adaptado de Town y otros, referencia 41.)

Pozo C

Pozo A

Pozo D

Pozo E

Área piloto

Inyector B

Inyector de aguaPozo productor


0 km

0 mi 1

1

C A N A D Á

E S T A D O S U N I D O S

Prueba piloto MEOR

Saskatchewan

a comienzos de la década de 1970. Más del 50% del petróleo de estos campos permanece entrapado y no puede ser recuperado económicamente.40 En los últimos años, los científicos han desarro-llado procesos MEOR que utilizan nueva tecnología analítica para identificar y aprovechar selectiva-mente los microbios beneficiosos que viven en los yacimientos de petróleo. Estos procesos MEOR constituyen una nueva herramienta para los opera-dores destinada a liberar a bajo costo el petróleo entrapado en yacimientos maduros. Husky Energy Inc. utilizó este enfoque en un proyecto piloto de recuperación de petróleo en Canadá.

El proyecto piloto MEOR de Husky está locali-zado en un campo del extremo suroeste de Saskatchewan, Canadá (abajo).41 Este campo,

14 Oilfield Review

descubierto en 1952, tiene una profundidad pros-pectiva de unos 1 200 m [3 940 pies] y una tempe-ratura promedio de 47 °C [117 °F]. La producción actual del campo es de 60 m3/d [380 bbl/d] de petróleo de 22 a 24 °API y 4 250 m3/d [150 Mpc/d] de gas. Husky comenzó el proceso de inyección de agua en 1967 y la inyección actual es de 1 300 m3/d [8 200 bbl/d]. En el año 2010, la producción acumu-lada de petróleo de este campo alcanzó 3,3 millones de m3 [21 millones de bbl] desde el descubrimiento, que se estima corresponde a alrededor del 29% del petróleo original en sitio (OOIP).

Husky se asoció con Titan Oil Recovery para investigar la viabilidad de utilizar la tecnología MEOR para recuperar el petróleo entrampado en este campo. La tecnología de Titan es simple: identificar y cuantificar los microbios que son nativos en el yacimiento.42 Con estos datos, ade-más de los resultados de otras pruebas de campo, los ingenieros de Titan formularon una mezcla de nutrientes para descargar en el yacimiento a tra-vés del sistema de inyección de agua. Los inge-nieros teorizaron que los nutrientes inyectados estimularían cambios en ciertas especies de microbios residentes, permitiéndoles afectar las interfases entre el petróleo, el agua y la roca para liberar pequeñas gotitas de petróleo en los cana-les de flujo activo.

Husky aplicó el proceso de Titan en dos pasos: el tratamiento con nutrientes por lotes de un solo pozo seguido de la inyección de agua para llevar los nutrientes a los pozos cercanos. Para el trata-miento del pozo individual, Husky inyectó 1,3 m3 [8,2 bbl] de nutrientes y 13 m3 [82 bbl] de agua de inyección a través del pozo y luego lo cerró durante una semana. Cuando el pozo fue puesto

> Resultados del proyecto piloto de Husky-Titan. Desde principios de 2007 hasta comienzos de 2008, la producción de petróleo en el pozo C del proyecto piloto MEOR en Saskatchewan fue razonablemente constante y se mantuvo entre 2 y 4 m3/d [13 y 25 bbl/d]. El corte de agua para el mismo período fue de aproximadamente 95%. Después de la primera inyección de nutrientes y las inyecciones siguientes en el inyector B, la producción de petróleo en el pozo C aumentó a 7-9 m3/d [44-57 bbl/d]. Para el mismo período, el corte de agua se redujo a alrededor del 88%. Como el pozo C no fue tratado directamente, el proyecto piloto confirmó la respuesta a través del yacimiento, desde el pozo inyector hasta el pozo productor. (Adaptado de Town y otros, referencia 41.)


Fecha

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14

Enero2007

Agosto2007

Febrero2008

Septiembre2008

Marzo2009

Corte

de

agua

, %

Inyecciones de nutrientes en el inyector BTratamiento 1 Tratamiento 2 Tratamiento 3

Prod

ucci

ón d

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o, m

3 /d

Producción de petróleoCorte de agua

, La tecnología AERO. Glori Energy elaboró la teoría de que la tecnología AERO estimula la producción de petróleo en cuatro pasos. Los microbios del yacimiento utilizan el petróleo existente como fuente de carbono para producir surfactantes que reducen la tensión superficial de la interfase petróleo-agua, lo que contribuye a liberar el petróleo entrampado (extremo superior izquierdo). Luego, los microbios se multiplican y bloquean algunos de los trayectos existentes para el flujo de agua, lo que fuerza la apertura de nuevos trayectos de flujo que sacan el petróleo entrampado del yacimiento (extremo superior derecho). Cuando una parte del petróleo entrampado ha sido liberada, y después de agotarse la fuente de carbono local, los microbios se dispersan y los trayectos previos para el flujo del agua se reabren (extremo inferior izquierdo). Si los microbios estimulados están activos y tienen nutrientes suficientes, el proceso se reitera continuamente hasta que el petróleo entrampado es llevado a la superficie y la producción se incrementa (extremo inferior derecho). (Adaptado con autorización de Glori Energy.)


Los microbios reducenla tensión petróleo-agua

Microbios

Agua

Flow path

Grano de la roca Petróleo liberado

en los poros

Petróleoentrampadoen los poros

Los microbios afectanel flujo preferencial

Los microbios se dispersan Se abren nuevos trayectosde flujo de agua

Volumen 24, no.2 15

nuevamente en producción, los resultados fueron alentadores: la producción de petróleo aumentó de 1,2 a 4,1 m3/d [7,5 a 25,8 bbl/d] y el corte de agua se redujo del 94% al 80%. Debido a que estos resultados indicaron que los nutrientes eran apropiados para el yacimiento y sus microbios residentes, Husky dirigió su atención al pozo inyector de agua para tratar los pozos cercanos del área piloto.

Desde principios de 2008, y con procedimien-tos similares al tratamiento del pozo individual, Husky inyectó el nutriente diseñado a medida a través del inyector de agua en la zona piloto. Después de tres semanas, el pozo productor más cercano mostró un aumento significativo de la pro-ducción de petróleo y una disminución correspon-diente del corte de agua (página anterior, arriba). Luego de un intervalo adecuado para permitir el tránsito subterráneo de los nutrientes, los inge-nieros observaron estos resultados positivos en otros pozos del área piloto. Además, los ingenieros utilizaron el mismo tratamiento en pozos produc-tores e inyectores fuera del área piloto, logrando resultados positivos, lo que confirmó la respuesta desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

El éxito con la estimulación microbiana para mejorar la producción de petróleo a partir de pro-cesos de inyección de agua maduros también se observó en un campo en Kansas, EUA.43 El campo Stirrup, descubierto en 1985, está ubicado en el extremo suroeste de Kansas. La profundidad del yacimiento es de unos 1 600 m [5 200 pies] y la producción actual es de 490 bbl/d [78 m3/d] de petróleo de 38 a 41 °API. La presión inicial del yacimiento era de 1 650 lpc [11,4 MPa] y se había reducido a menos de 100 lpc [0,69 MPa] al comienzo de la inyección de agua en el año 2003. La recuperación primaria del campo Stirrup se cal-culó en 19,1 millones de bbl [3,04 millones de m3] de petróleo y se estimó que la inyección de agua agregaría otros 2,8 millones de bbl [0,44 millones de m3], para una recuperación final de aproxima-damente el 15% del OOIP. A mediados de 2010, Glori Energy, en colaboración con Statoil, puso a prueba la tecnología AERO de entorno activado para la recuperación de petróleo en el campo Stirrup para determinar si existían posibilidades de impulsar la recuperación a partir de la estimu-lación microbiana (página anterior, abajo).

Una caracterización detallada de la población de microbios existentes mediante técnicas tradi-cionales y basadas en el genoma fue el primer paso en la implementación de la tecnología AERO en el campo Stirrup. Después de que Glori Energy caracterizara la población microbiana nativa, los ingenieros desarrollaron una formulación persona-lizada de nutrientes y un inoculante microbiano.

Glori Energy inició la prueba piloto de la tecno-logía AERO en Stirrup en mayo de 2010 mediante la inyección continua del nutriente personalizado a través de dos de los inyectores de agua. El patrón inicial de la prueba piloto incluyó dos inyectores y cinco pozos productores. Después de varios meses de operación, quedó claro que el agua de uno de los inyectores no estaba ingresando en la configuración de prueba, de modo que el inyector fue retirado de la prueba piloto. Algunos de los cinco pozos de prueba experimentaron proble-mas similares cuando el trabajo de seguimiento mostró que los inyectores no incluidos en el pro-grama de la configuración de prueba estaban influyendo en el rendimiento. Dado que este campo no tiene un sistema dedicado de separa-ción y prueba, la evaluación sólo puede efec-tuarse en forma individual con cada pozo. El pozo

12-2 del campo Stirrup demostró la respuesta predominante. El análisis de los datos del pozo 12-2 sugiere que el tratamiento AERO, cuando es aplicado correctamente, puede impulsar signifi-cativamente la recuperación final (arriba).

Los microbios en la superficieMientras muchas aplicaciones con microbios están diseñadas para el subsuelo, otras contribu-yen en los procesos someros y superficiales, tales como el manejo de los desechos petroleros o la remediación de la producción de areniscas petro-líferas y los derrames.

La producción de petróleo y gas genera una variedad de desechos en estado de vapor, líquido y sólido que no sólo deben cumplir con las regula-ciones gubernamentales sino, además, ser elimi-nados de una manera segura y ambientalmente responsable. En la actualidad, los microbios des-empeñan un papel importante en la eliminación de estas corrientes de desechos, en particular en el ámbito de los desechos sólidos. Dos corrientes de desechos sólidos que surgen de la producción de petróleo y gas pueden ser susceptibles de bio-rremediación: el suelo impactado por los hidro-carburos y los desechos de perforación.

42. El análisis de los microbios residentes por lo general es realizado con muestras de agua producida.

43. Bauer BG, O’Dell RJ, Marinello SA, Babcock J, Ishoey T y Sunde E: “Field Experience from a Biotechnology Approach to Water Flood Improvement,” documento SPE 144205, presentado en la Conferencia sobre Recuperación Asistida de Petróleo de la SPE, Kuala Lumpur, 19 al 21 de julio de 2011.

> Resultados de la tecnología AERO. Los datos del pozo 12-1 del campo Stirrup se representan gráficamente como el corte de agua versus la producción acumulada del pozo, con líneas de tendencia aproximadas trazadas para los períodos previo y posterior a la inyección de nutrientes. Cuando estas líneas de tendencia se extrapolan a un corte de agua constante del 95% pueden implicar un incremento de la producción de petróleo de 50 000 a 55 000 bbl [7 950 a 8 740 m3] como resultado del tratamiento. (Adaptado con autorización de Glori Energy.)


Corte

de

agua

, %Producción acumulada, 1 000 bbl

95

85

75

75 100 125 225150 250175 275200

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70

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Comienzo del nutriente AERO

Antes de la adición del nutriente AERODespués de la adición del nutriente AERO

Incremento estimado:50 000 a 55 000 bbl

16 Oilfield Review

Durante los últimos 100 años, algunas instala-ciones de producción experimentaron fenómenos de contaminación del suelo debido a fugas o verti-dos incontrolados de petróleo crudo y otros líquidos. La meteorización natural puede reducir signifi-cativamente la concentración de hidrocarburos en el suelo, pero no los elimina. Aunque los inves-tigadores han demostrado que los hidrocarburos de alto peso molecular e intensamente alterados son esencialmente no biodegradables, estos mis-mos hidrocarburos pueden hacerse menos perjudi-ciales mediante la aplicación de tratamientos con una mezcla de nutrientes y microbios cultivados.44 En la actualidad, la biorremediación es el método preferido generalmente para tratar suelos afecta-dos por petróleo crudo.45 Como no todos los petró-leos crudos responden a la biorremediación de la misma manera, los ingenieros han desarrollado modelos predictivos para efectuar una rápida eva-luación de la biorremediación fuera del sitio sin recurrir a prolongados ensayos de laboratorio.

Los desechos de perforación, un subproducto de las operaciones petroleras, en su mayor parte no son peligrosos, aunque sus volúmenes son con-siderables, tanto en las operaciones marinas como terrestres. Por ejemplo, un operador mediano en el Golfo de México puede generar rutinaria-mente 250 toneladas estadounidenses [227 000 kg] de desechos por mes.46 Algunos operadores elimi-nan directamente en el océano los desechos de perforación a base de agua producidos en operacio-nes marinas. Si bien no se ha demostrado el daño que produce al ecosistema, este tipo de elimina-ción sigue siendo una práctica controvertida.47

Como en los ambientes marinos, la perfora-ción en tierra firme genera un volumen impor-tante de desechos. Un pozo de 61/2 pulgadas y 509 m [1 670 pies] produce 21 m3 [130 bbl] de recortes y la eliminación de los recortes terrestres plantea un desafío diferente al de los ambientes marinos. Los científicos están diseñando lodos de perfora-ción sintéticos que cuando se añaden al suelo mejoran su calidad y estimulan la biorremediación más rápida.48 Además, los ingenieros desarrollaron un protocolo normalizado para la selección de recortes de perforación. Este protocolo compara índices de biorremediación mediante modelos de escala invernadero para simular las condiciones del campo (próxima página). Los científicos de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, uti-lizan los resultados de las simulaciones de inver-nadero para predecir la duración del tratamiento, la condición final del material tras el trata-miento, la capacidad del material para cumplir con los objetivos ambientales y la probabilidad de efectividad de la técnica.

Las fronteras de los microbiosLa ubicuidad de la distribución de los microbios en el planeta garantiza que los científicos vinculados a la industria del petróleo y el gas tengan abundan-tes oportunidades por delante. Estas oportunidades incluyen la remediación de areniscas petrolíferas y la limpieza de los derrames de petróleo en el mar.

La producción de hidrocarburos de las arenis-cas petrolíferas de Canadá ha logrado sumarse a las fuentes mundiales de petróleo, pero esta pro-ducción de hidrocarburos no está exenta de cos-

tos ambientales. Las piletas de colas, que deben ser cercadas para proteger la vida silvestre, son una consecuencia de la producción de las arenis-cas petrolíferas. Los biólogos e ingenieros descu-brieron que ciertos microbios crecen con los compuestos potencialmente peligrosos de este medio ambiente.49 Estos científicos teorizan que si los microbios pudieran cultivarse, identificarse y reproducirse en biopelículas podrían reintrodu-cirse para acortar el tiempo actual de disgrega-ción de los compuestos, que es de 20 a 30 años. Los investigadores están logrando avances impor-tantes; mediante la simulación de las condiciones de las piletas de colas han reproducido del 30% al 60% de los microbios presentes en los barros y esperan tener biorreactores piloto en funciona-miento en unos pocos años.

Los perforadores y productores involucrados en las operaciones marinas deben tomar precauciones importantes para evitar los derrames y deben estar preparados para manejarlos si se producen. El uso de dispersantes es controvertido porque éstos pueden producir impactos ambientales. Un grupo de investigadores de Australia, al estu-diar la química física de las interacciones agua-pe-tróleo, informaron un hallazgo aparentemente contradictorio que puede mejorar las probabilida-des de la eliminación de los derrames de petróleo. Estos investigadores observaron que, dados ciertos valores de tensión interfacial, densidad del petróleo y volumen de las gotas de agua, estas últimas pue-den flotar en una superficie de petróleo.50 La acele-ración de la biodegradación aeróbica de los derrames es una aplicación de este hallazgo: las gotitas de

44. Adams RH, Díaz-Ramírez IJ, Guzmán-Osorio FJ y Gutiérrez-Rojas M: “Biodegradation and Detoxification of Soil Contaminated with Heavily Weathered Hydrocarbons,” presentado en la 13ª Conferencia Anual Internacional Ambiental del Petróleo, San Antonio, Texas, 16 al 20 de octubre de 2006.

45. Hoffman R, Bernier R, Smith S y McMillen S: “A Four-Step Biotreatability Protocol for Crude Oil Impacted Soil,” documento SPE 126982, presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Río de Janeiro, 12 al 14 de abril de 2010.

46. Louviere RJ y Reddoch JA: “Onsite Disposal of Rig-Generated Waste via Slurrification and Annular Injection,” documento SPE/IADC 25755, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 22 al 25 de febrero de 1993.

47. Neff JM: “Composition, Environmental Fates and Biological Effects of Water Based Drilling Muds and Cuttings Discharged to the Marine Environment: A Synthesis and Annotated Bibliography”. Informe preparado para el Foro de Investigación Ambiental del Petróleo y el API, enero de 2005, http://perf.org/pdf/APIPERFreport.pdf (Se accedió el 2 de agosto de 2012).

48. Curtis GW, Growcock FB, Candler JE, Rabke SP y Getliff J: “Can Synthetic-Based Muds Be Designed to Enhance Soil Quality?,” documento AADE 01-NC-HO-11, presentado en la Conferencia Nacional de Perforación de la AADE, Houston, 27 al 29 de marzo de 2001.

Clements K, Rabke S y Young S: “Development of a Standardized Screening Procedure for Bioremediation of Drill Cuttings,” presentado en la 14ª Conferencia Internacional Ambiental del Petróleo, Houston, 6 al 9 de noviembre de 2007.

49. Orwig J: “Scientists Grow Bacteria to Improve Oil Sands Remediation,” EARTH 57, nro. 4 (Abril de 2012):18.

50. Phan CM, Allen B, Peters LB, Le TN y Tade MO: “Can Water Float on Oil?,” Langmuir 28, nro. 10 (13 de marzo de 2012): 4609-4613.

Volumen 24, no.2 17

agua que flotan en la superficie del petróleo tienen más contacto con el oxígeno en el aire, lo que ace-lera la limpieza promovida por los microbios.

Los nuevos métodos analíticos y la mayor com-prensión que tienen los científicos de los micro-bios han dado lugar a desarrollos en el control del

agriamiento y la corrosión y en la mejor recupera-ción de petróleo de pozos maduros. Estos avances están estimulando la ejecución de trabajos adicio-nales en relación con la utilización de los micro-bios con fines de biorremediación tanto en el ámbito marino como en el terrestre. Hoy en día,

los ingenieros están sometiendo a un control más estricto las características negativas de los micro-bios en el campo petrolero y son cada vez más capaces de aprovechar los aspectos positivos para mejorar la producción de hidrocarburos y las solu-ciones a los problemas ambientales. —DA

> Biorremediación. Los científicos de M-I SWACO en Houston utilizan un invernadero para estudiar los índices de biorremediación mediante el compostaje de muestras de recortes de perforación del tamaño de una tina (derecha). Estos especialistas desarrollaron protocolos de biorremediación que utilizan muestras de 0,08 a 0,1 m3 [2,7 a 4,0 pies cúbicos] de una mezcla de recortes de perforación que contiene arena, arcilla bentonita, una arcilla silícea adicional que no se dilata y agua, la que luego se cubre con hidrocarburos al nivel de 10% en peso. Antes de dejarla reposar durante largos períodos en condiciones de invernadero, se agregan las modificaciones típicas del suelo y nutrientes a la mezcla resultante de hidrocarburo-compost. Durante este período prolongado se mantienen las condiciones constantes para el compost mediante la introducción de oxígeno por mezclado periódico y la adición de agua y nutrientes según se requiera. La biorremediación, medida por el total de hidrocarburos de petróleo, es representada gráficamente para tres hidrocarburos representativos (izquierda). Estos datos muestran que, después de 30 días, las parafinas lineales y las olefinas mixtas se disiparon casi por completo, mientras que el diésel se redujo significativamente, pero no cayó por debajo del 1% en peso. M-I SWACO utiliza esta prueba para seleccionar el proceso de remediación en sitio, así como para capacitar al personal de campo en el mantenimiento de las condiciones óptimas del compost.


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18 Oilfield Review


En aras de un mejoramiento de la calidad y la rentabilidad, muchos integrantes de

la industria manufacturera han tenido éxito con los procesos de automatización.

La industria del petróleo y el gas está tratando de hallar formas de reproducir esta

estrategia en el ámbito de la perforación de pozos. Es probable que en la automatización

de las operaciones de perforación resida la clave para la ejecución eficiente de

tareas intricadas y de alta velocidad, lo que hará que los pozos complejos se vuelvan

técnica y económicamente factibles. Cuando un proyecto de perforación involucra

un gran número de pozos perforados a través de litologías y regímenes de presión

bien documentados, los operadores pueden capitalizar la naturaleza repetitiva de

la perforación automatizada para eliminar los costos asociados con la variabilidad

del desempeño exhibida generalmente entre un pozo y otro dentro de un programa

de perforación.

Walt Aldred Cambridge, Inglaterra

Jacques BourqueMike ManneringGatwick, Inglaterra

Clinton ChapmanBertrand du CastelRandy Hansen Sugar Land, Texas, EUA

Geoff DowntonRichard HarmerStonehouse, Inglaterra

Ian FalconerHouston, Texas

Fred FlorenceNational Oilwell VarcoCedar Park, Texas

Claudio Nieto GarcíaPetróleos Mexicanos (PEMEX)Villahermosa, México

Elizabeth Godínez ZuritaVillahermosa, México

Rob StauderHelmerich & Payne, Inc.Tulsa, Oklahoma, EUA

Mario ZamoraM-I SWACOHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Jonathan Dunlop, Cambridge, Inglaterra; Jean-Paul LeCann, Roissy en-France, Francia; Eric Maidla, Houston; y José Luis Sánchez Flores, Sugar Land, Texas.Factory Drilling, PowerDrive, PowerV, ROPO y Slider son marcas de Schlumberger.FBRM es una marca registrada de Mettler-Toledo Autochem, Inc.IntelliServ es una marca registrada de National Oilwell Varco.

Desde hace mucho tiempo, los ingenieros conside-ran que el proceso de perforación se compone de arte y ciencia en proporciones casi equivalentes. Hoy, conforme las operaciones de perforación autónomas controladas por computadora —auto-matización de la perforación— se acercan a la realidad, la visión de los ingenieros se está incli-nando decididamente hacia la ciencia. El objetivo fundamental de la automatización de la perforación es proporcionar beneficios financieros al operador. La automatización de la perforación intenta lograr este objetivo a través de la introducción de mejo-ras en los procesos, la optimización de las veloci-dades de penetración (ROPs), la consistencia de la calidad de los pozos y del desempeño de la per-foración, todo lo cual permite que los operadores alcancen sus metas en el menor tiempo posible. La conjunción de la automatización del piso de perforación y del fondo del pozo también pro-mete mejorar la protección ambiental y la salud y la seguridad de los trabajadores, y a la vez ayuda a los operadores a explotar económicamente las reservas a las que no es posible acceder con las tecnologías actuales. Conforme un gran número de especialistas de la industria de exploración y

producción se prepara para jubilarse, la automa-tización puede ofrecer un camino para codificar las mejores prácticas y los conocimientos y de ese modo preservar la capacidad técnica.

En la línea de montaje de los sistemas de manu-factura, la automatización se ha vuelto natural y en general ha adoptado la forma de robots guiados por computadoras, que ejecutan tareas repetitivas. Las máquinas no experimentan cansancio, son precisas y no padecen problemas de aburri-miento o falta de atención como sucede con sus contrapartes humanas. Además, pueden alcanzar un nivel de autonomía porque existen pocas deci-siones que tomar y poca incertidumbre o variabili-dad asociada con su ambiente y sus tareas. Éste es el concepto que subyace el enfoque Factory Drilling para el desarrollo de campos petroleros en los que debe perforarse y terminarse un gran número de pozos; respecto de los cuales las con-diciones son bien comprendidas.

La industria de perforación se ha rezagado con respecto a otras industrias en la adopción de la automatización, pero se han hecho algunos avances; las unidades de perforación de alta gama se equiparon con llaves dobles automáticas de

Volumen 24, no.2 1919

hierro de operación remota y máquinas para manipular las tuberías. No obstante, si bien la mecanización de los equipos reproduce las tareas repetitivas del equipo de perforación en el piso de perforación y remueve a los seres humanos de los ambientes potencialmente peligrosos, no es lo mismo que la automatización de la perforación. Un proceso de perforación automatizado propor-ciona a los operadores una forma de acceder a los yacimientos con costos más bajos, a la vez que supera el desempeño de las operaciones manua-les de manera segura y sistemática.

La automatización del proceso de perforación requiere un sistema que tenga la capacidad para abor-dar ambientes cambiantes e inciertos. Alimentados directamente con datos de fondo de pozo y de super-ficie, estos sistemas deben reaccionar ante los cam-bios, tales como los cambios litológicos, de una manera que mantenga el desempeño óptimo, incre-

mentando de ese modo el tiempo de funcionamiento y la eficiencia. La reducción del personal del piso de perforación y la capacidad del sistema para ejecutar ciertas tareas en forma remota serían simplemente subproductos de este esfuerzo, no objetivos.1 En la práctica, es más probable que los sistemas auto-matizados apalanquen, en vez de descartar, el conocimiento y la experiencia del personal del equipo de perforación.

La cultura de perforación es parte de la causa del rezago de la industria de exploración y produc-ción en lo que respecta a la adopción del proceso de automatización. El personal de perforación a menudo toma las decisiones operacionales sobre la base de su experiencia general y del conocimiento de la geología local y las condiciones de perforación. En consecuencia, muchos desconfían de los siste-mas que parecen una amenaza para sus habilida-des o requieren que releguen parte del control de

1. Pink T, Bruce A, Kverneland H y Applewhite B: “Building an Automated Drilling System Where Surface Machines Are Controlled by Downhole and Surface Data to Optimize the Well Construction Process,” artículo IADC/SPE 150973, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, EUA, 6 al 8 de marzo de 2012.

2. El límite técnico es el mejor desempeño de perforación posible para un conjunto de parámetros dado. Se trata de un estándar ideal, que requiere un conjunto perfecto de condiciones, herramientas y personas.

la operación de perforación, o que alejan los lími-tes técnicos de las prácticas de perforación tradi-cionalmente conservadoras.2 Desde el punto de vista organizacional, los componentes principa-les de un sistema automatizado exigen una cola-boración estrecha a través de largos períodos de tiempo, pero los sistemas utilizados en el proceso de perforación a menudo son propiedad de varias compañías y pueden tener diferentes impulsores, lo que dificulta la colaboración automatizada.

Volumen 24, no.2

20 Oilfield Review

El desafío actual de crear un sistema de per-foración automatizado que sea capaz de perforar un pozo o una sección en forma autónoma radica en las numerosas incertidumbres asociadas con cavar un pozo profundo en la Tierra. En las indus-trias manufactureras, la presencia de eventos alarmantes durante el proceso constituye la excepción, en tanto que en perforación, constitu-yen la regla. Las presiones de fondo de pozo, las temperaturas y las características de las rocas a menudo cambian rápidamente a medida que la barrena avanza hacia la profundidad final (TD). Por consiguiente, es difícil reproducir la res-puesta de un perforador experimentado frente a cualquiera de los muchos escenarios posibles.

La automatización del proceso de perforación depende no sólo de la disponibilidad y la intero-perabilidad de maquinarias controladas por com-putadora, sino del manejo de la información: la recolección de la información correcta en el momento correcto y su acople con la experiencia necesaria para tomar decisiones óptimas. La indus-tria utiliza programas de computación que asisten a los perforadores en la toma de decisiones en el piso de perforación desde hace mucho tiempo. Estos sistemas requieren la intervención humana para interpretar los datos y llevar a cabo las acciones adecuadas y al mismo tiempo proporcio-nan los lineamientos de perforación en vez de automatización.

Un proceso de perforación automatizado requiere un enfoque de tipo ingeniería de siste-mas; un circuito que integre los datos de fondo de pozo y de superficie en tiempo real con los mode-los previos a la perforación. Ajustándose a los cambios de condiciones, este sistema modifica las configuraciones operacionales, tales como las velocidades de bombeo, la carga en el gancho y la velocidad de rotación.3 Además, un sistema auto-matizado actualiza el modelo utilizando datos en tiempo real, simulando esencialmente las deci-siones de un perforador experimentado que se adapta a los resultados de pronósticos imperfectos. El nivel de integración entre los sistemas de superficie y de fondo de pozo varía considerable-mente y es limitado por la disponibilidad de sen-sores cerca de la barrena y a lo largo de la sarta de perforación, y por el ancho de banda para enviar las mediciones y los comandos hacia y desde el fondo del pozo. Esto significa que es pro-bable que el carácter del proceso de automatiza-ción de la perforación varíe entre un pozo y otro. No obstante, los resultados indican que los datos de frecuencias más altas obtenidos con más sen-sores mejoran la capacidad del operador para perforar hasta el límite técnico.

El trayecto hacia la automatización de la perfora-ción puede ser descripto en términos de tres niveles. El primer nivel es un sistema que ofrece una guía para los perforadores, el segundo toma las deci-

siones con la aprobación del perforador y el ter-cero se desplaza hacia un sistema autónomo en el que el perforador —que puede estar ubicado fuera del sitio— actúa como el monitor, para intervenir sólo cuando es requerido (abajo a la izquierda).

La industria de perforación ha dado pasos vacilantes hacia la automatización. Construida y probada alrededor de 1980, la Máquina Nacional de Perforación Automatizada fue un primer intento de construcción de un equipo de perfora-ción automatizado.4 Dado que los fabricantes no pudieron superar la falla de los sensores frágiles en un ambiente de perforación, la máquina nunca se comercializó. En la década de 1990, se cons-truyeron muchos equipos de perforación con equipos mecanizados de manipulación de tube-rías, y los ingenieros desarrollaron un control de circuito cerrado, utilizando los datos recabados durante la perforación para ajustar los sistemas de perforación rotativa direccional.

Sólo recientemente, bajo el impulso de los operadores noruegos y los organismos regulado-res que se ocupan de la salud y la seguridad, la industria realizó un esfuerzo sostenido hacia la automatización de la perforación. En el año 2007, la SPE creó una sección técnica dedicada a la automatización de los sistemas de perforación; quienes participan de la sección están traba-jando para lograr la automatización en todas las áreas, incluidas las de terminación y producción de pozos. Este artículo examina el estado de esas gestiones en curso destinadas a que la industria tenga acceso a un nivel de automatización de las operaciones de perforación como camino hacia la ejecución de operaciones de perforación más efi-cientes, más seguras y de mejor calidad en el futuro. Algunos casos de estudio de México y EUA ilus-tran diversas aplicaciones del proceso de auto-matización de la perforación.

Control del frenoHistóricamente, a modo de imitación de las ope-raciones de perforación manual, la perforación automatizada se ha centrado en el uso del freno del cable de perforación para controlar el peso sobre la barrena (WOB). Los perforadores auto-máticos, que imitan a los operadores humanos mediante la utilización de controles neumáticos para mantener un WOB constante o una ROP constante, han superado sistemáticamente el desempeño de los seres humanos cuando las con-diciones de perforación —geología, presiones y temperaturas de las formaciones— son bien conocidas y varían gradualmente, pero su desem-peño ha sido pobre ante el cambio abrupto de estas condiciones.5

> El trayecto hacia la automatización. Los sistemas y las industrias pasan de los sistemas de control manual a los sistemas de control automatizados en forma predecible. Inicialmente, en el primer nivel (extremo inferior), los sistemas ejecutan una función limitada de análisis y asesoramiento y sugieren un curso de acción óptimo para que siga el operador humano. En el segundo nivel (centro), el sistema automatizado semiautónomo escoge la acción y la ejecuta, pero sólo después de recibir la aprobación del perforador. En el tercer nivel (extremo superior), el sistema automatizado es autónomo e informa al perforador acerca de sus acciones a medida que las realiza.

Decide todo y actúa en forma autónoma.

Ejecuta una acción automáticamente e informa al perforador sólo si realizauna acción.

Ejecuta una acción automáticamente e informa al perforador sólo si se le solicita.

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Ejecuta una acción automáticamente, luego informa necesariamente al perforador.

Concede al perforador un tiempo limitado para vetar una acción antes de la ejecución de la automatización.

Selecciona y ejecuta una sugerencia si el perforador lo aprueba.

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5.

Sugiere un solo curso de acción.

Ofrece una serie de alternativas y estrecha la selección.

Ofrece un conjunto completo de alternativas de decisión y acción.

No ofrece asistencia. El perforador debe tomar todas las decisiones y adoptar medidas.

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4.

3.

2.

1.

Volumen 24, no.2 21

La introducción de los frenos de disco dio ori-gen a los perforadores automáticos electrónicos que utilizaban algoritmos de control por compu-tadora para mantener un WOB constante o una ROP constante.6 Las mejoras introducidas en los perforadores automáticos llevaron a los ingenie-ros a desarrollar programas de computación cada vez más complejos que simplificaban el control y ajustaban los parámetros de perforación en res-puesta a los cambios de las características de la

formación a medida que la barrena continuaba perforando (arriba).

Los perforadores automáticos se encuentran en el segundo nivel del proceso de automatización porque dependen de la aprobación del perforador. Aunque dependiente de la automatización y la mecanización del equipo de perforación, la auto-matización de la perforación procura basarse en esos sistemas a través de la integración de la máquina de perforación con los sistemas y las

mediciones de fondo de pozo. Los objetivos son mejorar y reducir el costo del acceso a los yaci-mientos y superar el desempeño de las operacio-nes manuales de manera segura y consistente.

La automatización del proceso de perforación es compleja. Los ingenieros de Schlumberger segmentaron el proceso en módulos manejables que pueden ser utilizados en forma indepen-diente o combinada para ofrecer finalmente un sistema inteligente capaz de perforar un tramo

3. El perforador ajusta la posición del aparejo para mantener el peso sobre la barrena dentro de un rango deseado. El peso sobre la barrena se calcula como la diferencia entre la carga medida en el gancho, que es una medida de la cantidad de tubería suspendida debajo del aparejo, y una referencia que se toma midiendo la carga en el gancho cuando se está fuera del fondo.

> Perforadores automáticos modernos. En tanto que el peso sobre la barrena (WOB) era el único parámetro considerado por los primeros perforadores automáticos como dato de entrada para controlar el proceso de perforación, los perforadores automáticos posteriores utilizaban múltiples parámetros. En este ejemplo de la salida de un perforador automático de múltiples parámetros, la barra horizontal multicolor que se encuentra en el extremo superior indica, mediante el color, qué parámetro está controlando el freno en ese punto. Las curvas sólidas del extremo inferior representan los datos de los parámetros y las líneas de guiones son los puntos de ajuste de los parámetros. La línea negra horizontal que atraviesa la parte central de la gráfica muestra el estado del perforador automático. Cuando la línea se encuentra en el valor bajo, el perforador automático está desconectado; el valor más alto significa que se encuentra en funcionamiento. A medida que se perfora la sección de 27 m (90 pies) de largo a través una formación bastante homogénea, la función ROP (rojo) controla cuándo el perforador automático se pone en funcionamiento y la barrena se encuentra sobre el fondo. Cuando la ROP alcanza su punto de ajuste, el WOB y el torque (azul oscuro y verde, respectivamente) se incrementan conforme la barrena llega automáticamente al fondo. El torque toma el control a medida que la ROP y el WOB se nivelan. Cuando el torque se reconoce como el factor limitador, el perforador automático eleva el límite del torque y la perforación continúa con ΔP (azul claro) —la presión del tubo vertical cuando se perfora con un motor para circular el lodo menos la presión de perforación del tubo vertical justo en el momento en que se deja el fondo— a través de la mayor parte de la sección, si bien la ROP experimenta un breve control intermitente a lo largo de todo el período de control de la presión ΔP primaria. Hacia el final de la sección, el WOB asume el control cuando la barrena encuentra roca más dura. (Adaptado de Florence et al, referencia 5.)

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4. de Wardt JP y Rogers J: “Drilling Systems Automation—A Technology that Is at a Tipping Point,” artículo IPTC 14717, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología Petrolera, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

5. Florence F, Porche M, Thomas R y Fox R: “Multiparameter Autodrilling Capabilities Provide Drilling/Economic Benefits,” artículo SPE/IADC 119965, presentado en la

Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

6. Para obtener más información sobre los perforadores automáticos, consulte: Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B, Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nueva forma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 48–55.

22 Oilfield Review

de pozo en forma autónoma. Los módulos son los siguientes:•integracióndelequipodeperforaciónylossis-

temas de fondo de pozo•optimizacióndelaROP C detección y mitigación de eventos anormales C monitoreo y mitigación de impactos y

vibraciones•direccionamientodelpozo•integridaddelpozo•manejodelasecuenciaoperacional.

La integración de los módulos de automatiza-ción, que utilizan información de fondo de pozo y de superficie, con el sistema de control del equipo de perforación requiere que los perforadores

intercambien su rol supremo de supervisores por el de un componente crítico de un proceso. El sis-tema integrado debe ser diseñado de manera que el perforador interactúe con éste intuitivamente y esté en condiciones de tomar el control del equipo de perforación en cualquier momento. Para eso, el perforador debe comprender qué está haciendo el sistema de automatización a medida que aborda sus numerosas tareas y debe anticipar qué hará a continuación. Por consi-guiente, contrariamente a los preconceptos comu-nes en la industria, la intervención humana en las operaciones de perforación puede incremen-tarse en lugar de reducirse como resultado de la automatización.

Más rápido Los ingenieros están aplicando estos algoritmos de control por computadora a los distintos aspec-tos del proceso de perforación; los algoritmos corresponden a cada uno de los niveles del tra-yecto hacia la automatización completa. La mayo-ría de los programas basados en estos algoritmos actúan en calidad de asesores y requieren la inter-vención humana para iniciar una acción. Otros son sistemas autónomos o casi autónomos, que ejecu-tan acciones sin pedir permiso al perforador o noti-ficarlo y pueden describirse mejor como poseedores de una autonomía supervisada. Uno de esos algorit-mos ayuda a optimizar la ROP y ha sido utilizado en programas que cuentan con ambas capacidades: de asesoramiento y de control absoluto.

La optimización de la ROP automatizada se basa en el hecho de que mientras la barrena se encuentra en el fondo, el perforador sólo puede controlar tres cosas: el WOB, la velocidad de rota-ción de la sarta de perforación en revoluciones por minuto (rpm) y la tasa de flujo del lodo. Por consi-guiente, es posible crear un sistema automatizado de optimización de la ROP en el que los puntos de ajuste del WOB y las rpm se cargan directamente en los controles del equipo de perforación.7 A par-tir de esta idea, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el módulo de optimización de la velocidad de penetración ROPO.

El algoritmo ROPO se basa en un modelo de la interacción entre una barrena de PDC y la forma-ción, y en una técnica de procesamiento de datos que detecta los cambios producidos en la res-puesta de la barrena. El modelo de la barrena de PDC asume que la interacción entre la barrena y la formación se divide en tres fases lineales basadas en la profundidad del corte (izquierda). Durante la primera fase, en la que la barrena recién comienza a girar en el fondo y antes de alcanzar la profundidad crítica, el incremento del WOB produce poco incremento de la profun-didad del corte y, en consecuencia, una ROP baja. Durante la segunda fase, el mayor WOB genera un aumento de la profundidad del corte. La fase tres comienza cuando esta eficiencia mejorada condujo al punto precursor (founder point); el momento en el cual el sistema de fluido ya no puede limpiar correctamente la cara de la barrena y la eficiencia de corte se reduce.8

> Algoritmo para la ROP automatizada. La profundidad del corte por revolución se estima dividiendo la ROP por las rpm, de manera que los datos de perforación pueden ser representados gráficamente en tiempo real en tres dimensiones de WOB, torque de la barrena y profundidad del corte. El WOB puede describirse como la suma de dos componentes: la fricción y el corte. La respuesta de perforación de una barrena de PDC se modela como tres regímenes de operación diferentes. Durante la primera fase (azul), los componentes de fricción y corte se incrementan en ambos casos mientras el WOB se mantiene bajo ya que la interacción es dominada por la fricción en las superficies planas de desgaste de los cortadores de la barrena. El segundo régimen (tostado) comienza cuando el WOB sobrepasa el punto crítico y la fricción es óptima; por consiguiente, el incremento del WOB se traduce en una acción de corte puro. El tercer régimen (verde) tiene lugar cuando la barrena pasa el punto precursor en que los cortes se incrementan alrededor de la barrena, lo que disminuye la eficiencia de corte. Si la barrena penetra una formación nueva, las respuestas cambiarán abruptamente y los puntos de medición caerán en líneas nuevas.

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Torque de la barrena

Peso sobre la barrena

Punto precursor

Profundidadcrítica

Volumen 24, no.2 23

El modulo ROPO caracteriza la respuesta de la barrena en tiempo real y determina valores óptimos de rpm y WOB —dentro de un conjunto de límites complejos que abarca el WOB, el esfuerzo de torsión (torque), las rpm de superfi-cie, la ROP y los límites del motor— para lograr la ROP máxima.9

En 150 000 m [492 000 pies] perforados a tra-vés de una variedad de ambientes, los pozos per-forados en el modo de asesoramiento ROPO mostraron un mejoramiento promedio de la ROP del 32%, respecto de la ROP de los pozos vecinos perforados manualmente o con un sistema de perforador automático (arriba). Cuando se uti-lizó el algoritmo ROPO en modo de automatiza-ción en circuito cerrado, o modo de control, durante el cual envió comandos directamente al sistema de control del equipo de perforación, las mejoras de la ROP fueron aún mayores y los pozos en modo de control experimentaron un incremento de la ROP del 53,1% respecto de la ROP de los pozos perfora-dos en modo de asesoramiento.10

Para los operadores involucrados en proyectos de múltiples pozos, ahorrar tiempo de equipo de perforación sistemáticamente sin sacrificar la calidad del pozo, constituye un gran incentivo para

mejorar la ROP. En la cuenca de Burgos de México, PEMEX proyectó perforar 400 pozos, muchos de los cuales se encuentran en el campo Comitas donde la litología es bien conocida. Los puntos que presentaban problemas de perforación correspon-dían a una sección de 81/2 pulgadas mayormente a través de lutita y una sección de 61/8 pulgadas que se caracteriza por la presencia de formaciones interestratificadas de lutita y arenisca.

En sus evaluaciones de los numerosos pozos ya perforados en el campo Comitas, los ingenie-ros observaron que la ROP promediaba 23 m/h [75 pies/h] en la sección de 81/2 pulgadas y 16,15 m/h [52,98 pies/h] en la sección de 61/8 pulgadas. Ambas velocidades se encuentran bien por debajo del límite técnico. Los ingenieros determinaron que la reducción del tiempo de perforación mediante el incremento de la ROP representaba

una oportunidad singular para mejorar la econo-mía del proyecto.

Primero, seleccionaron los pozos que parecían ser buenos candidatos para las aplicaciones ROPO y luego recopilaron datos de pozos vecinos relevantes. A continuación, los pozos fueron perforados en modo ROPO y los resultados se evaluaron en fun-ción de los resultados de los pozos vecinos. Se efec-tuaron dos comparaciones con los resultados de los pozos vecinos: la ROP rotativa y la ROP total para la sección. Cuando se utilizó el algoritmo ROPO en la sección de 81/2 pulgadas, la ROP rotativa se incre-mentó hasta alcanzar 55,40 m/h [181,8 pies/h]. En la sección de 61/8 pulgadas, la utilización del algo-ritmo ROPO incrementó la ROP promedio hasta 25,2 m/h [82,6 pies/h]. Los ahorros de tiempo en las secciones de 81/2 pulgadas y 61/8 pulgadas fue-ron del 37% y el 39%, respectivamente.

> Ventaja del algoritmo ROPO. Cuando se perforaron ocho pozos desde la misma localización de múltiples pozos, los cuatro que utilizaron el módulo ROPO (azul) mostraron velocidades de perforación significativamente más altas en la sección tangente final que los perforados en forma convencional (rojo). Además, cada uno de los pozos que utilizaron la técnica ROPO exhibió resultados consistentes de tiempo de perforación. El tiempo requerido para perforar la sección en los pozos perforados sin la técnica ROPO osciló entre 6,8 y 8,3 días. En los pozos perforados con el método ROPO, el tiempo requerido para perforar una sección varió entre 5,3 y 5,8 días. (Adaptado de Chapman et al, referencia 10.)

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Perforado convencionalmente

Perforado con la ROP automatizada

7. Dunlop J, Isangulov R, Aldred WD, Arismendi Sánchez H, Sánchez Flores JL, Alarcón Herdoiza J, Belaskie J y Luppens JC: “Increased Rate of Penetration Through Automation,” artículo SPE/IADC 139897, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 1º al 3 de marzo de 2011.

8. Detournay E, Richard T y Shepherd M: “Drilling Response of Drag Bits: Theory and Experiment,” International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences 45, no. 8 (Diciembre de 2008): 1347–1360.

9. Si bien los valores de rpm y WOB son fijados por el sistema, también pueden limitar el sistema. Por ejemplo, el diseño de una barrena de PDC puede incluir el WOB máximo permitido o recomendaciones de las rpm para prevenir el daño de la barrena.

10. Chapman CD, Sánchez Flores JL, De León Pérez R y Yu H: “Automated Closed-Loop Drilling with ROP Optimization Algorithm Significantly Reduces Drilling Time and Improves Downhole Tool Reliability,” artículo IADC/SPE 151736, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, 6 al 8 de marzo de 2012.

24 Oilfield Review

Más suaveEn los pozos de alto ángulo, en especial los pozos de alcance extendido con objetivos que pueden tener un desplazamiento horizontal de varias millas desde la localización en la superficie, algu-nos ingenieros consideran a la ROP alta como un objetivo secundario respecto de la precisión de la trayectoria del pozo. Para planificar una trayecto-ria exacta, el perforador direccional debe emplazar el pozo en tres dimensiones y ejecutar detencio-nes y giros con precisión. El objetivo es una tra-yectoria que constituya el trayecto más eficiente hacia un objetivo lejano o que mantenga el pozo dentro de rangos de profundidad a menudo estre-chos para maximizar la exposición de la formación.

En la perforación direccional, ya se han auto-matizado ciertos procesos. Para las operaciones de perforación direccional con motores de fondo de pozo con una cubierta acodada, los ingenieros de PathFinder, una compañía de Schlumberger, desa-rrollaron el sistema automatizado de control de

rotación de superficie Slider. Este sistema está diseñado para incrementar la eficiencia de perfo-ración de un motor con una cubierta acodada cuando se encuentra en modo de deslizamiento mediante la rotación repetitiva de la columna de perforación en la superficie, primero en sentido horario y luego en sentido anti-horario, sin pertur-bar la orientación del conjunto de fondo (BHA). El sistema Slider utiliza las lecturas del torque de superficie como retroalimentación para un sistema automatizado que controla el movimiento de balan-ceo de la sarta de perforación con el fin de minimi-zar la fricción por deslizamiento a lo largo de la sarta de herramientas. Al mismo tiempo, el sistema reduce la necesidad de extraer la barrena del fondo para restablecer la orientación de la herramienta.

Si utilizan motores de lodo con una cubierta acodada para cambiar la dirección del BHA, los perforadores direccionales deben detener la perfo-ración con frecuencia. Por el contrario, el sistema

de control Slider permite el cambio direccional del BHA sin detener la perforación y en consecuencia puede mejorar la ROP total, como objetivo secun-dario. Por ejemplo, cuando utilizaron el sistema Slider en la sección de incremento angular de un pozo del Condado de Wood, en Oklahoma, EUA, los ingenieros incrementaron la ROP en modo de des-lizamiento en un 118% respecto de los resultados de las operaciones manuales (arriba).

A diferencia de los motores de lodo, los siste-mas rotativos direccionales (RSSs) no involucran secciones de deslizamiento de modo que propor-cionan una ROP más alta y pozos más parejos. Además, dado que la sarta de perforación rota durante la perforación, la limpieza del pozo es más eficiente que en el modo de deslizamiento.11 Por consiguiente, el pozo puede ser perforado con una presión de bombeo más baja, lo que reduce la densidad de circulación equivalente y reduce tam-bién el peligro de fracturar la formación.12

>Mejoras notables de la ROP. Un operador utilizó el modo de perforación por deslizamiento en dos secciones de un pozo perforado en la lutita Marcellus. En la sección superior, el pozo fue perforado manualmente y exhibió una ROP promedio de 5,8 pies/h. En la sección inferior, para la que se utilizó el sistema Slider, la ROP se incrementó hasta alcanzar 16,1 pies/h (carril 1). El WOB (dorado) y la carga del gancho (púrpura) se mantuvieron esencialmente iguales a través de ambas secciones (carril 2). El sistema Slider mantuvo bajo el torque de la unidad de mando superior (azul), mediante el ajuste de la velocidad rotativa (rojo) a través de las secciones inferiores (carril 3).

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En la mayoría de los sistemas rotativos direccionales, la transmisión de los comandos de direccionamiento desde la superficie hasta la herramienta RSS se lleva a cabo utilizando el método de variación cronometrada con control manual en el flujo del lodo; el perforador manipula las bombas de lodo para cambiar la configuración de la herramienta. El hecho de que el comando de direccionamiento sea enviado directamente al regulador de la bomba de lodo a través de una señal digital permite que los perforadores direccionales controlen la trayectoria del pozo en forma remota.

Muchos sistemas rotativos direccionales de nuestros días están provistos de cierta autonomía. Por ejemplo, los comandos para mantener la incli-nación y el azimut, enviados desde la superficie al sistema PowerDrive RSS, obligan al BHA a conser-var un curso constante sin ninguna intervención posterior desde la superficie. El sistema de perfo-ración vertical PowerV mantiene una trayectoria vertical sin la intervención humana, mediante la detección de las fuerzas que actúan sobre el BHA y

pueden producir su desviación, y el redirecciona-miento de regreso a la posición vertical.

Este tipo de operación de direccionamiento automatizado remoto se ejecutó en la sección de 121/4 pulgadas del pozo Jacinto 1002 localizado a unos 150 km [93 mi] de distancia de Villahermosa en el sur de México. El único pozo vecino, el pozo Jacinto 1001, encontró areniscas muy duras que producían una ROP baja. En esta sección, la forma-ción está compuesta por zonas intercaladas con valores de resistencia a la compresión no confinada oscilantes entre 41 y 83 MPa [6 000 y 12 000 lpc], lo que produce vibraciones considerables del BHA y un desgaste anormal de la barrena.

Para abordar estos desafíos, los ingenieros de perforación utilizaron un sistema de perforación direccional que combinaba las herramientas RSS con una sección de potencia del motor para circu-lar el lodo. Este sistema, que proporciona más energía a la barrena, desacopla mecánicamente la barrena de la sarta de perforación, lo que amor-tigua las vibraciones por encima del motor porque

la sarta de perforación rota con menos rpm que la barrena y la herramienta RSS. Los ingenieros enviaron 21 enlaces de bajada automatizados a la herramienta RSS desde un centro de control localizado a distancia para construir la curva, manteniendo el pozo tangente con respecto a la profundidad de entubación siguiente y perfo-rando la sección de 121/4 pulgadas con una sola barrena (izquierda).13

Los ingenieros de Schlumberger están desa-rrollando un sistema automatizado de control de trayectoria que recibe los datos de levantamientos en tiempo real para caracterizar el comportamiento de un BHA en términos de direccionamiento. El sis-tema utiliza esa información de fondo de pozo en tiempo real para crear proyecciones más precisas y determinar el comando de direccionamiento adecuado a fin de mantener la herramienta de per-foración a lo largo de la trayectoria planificada. Actualmente, el sistema se utiliza en el modo de asesoramiento, pero una versión actualizada en las pruebas de campo podrá actuar en forma autónoma, emitiendo para la herramienta comandos de tipo enlace de bajada que lo conver-tirán en un sistema totalmente automatizado de control de trayectoria.14

El cambio de las características formacionales o la presencia de características formacionales inesperadas puede producir la disfunción de la barrena o del BHA, lo que requiere ajustes conti-nuos del WOB y de las rpm como respuesta. Si uti-liza mediciones de superficie, a un ingeniero le puede resultar difícil reconocer un cambio o su causa en el momento en que lo detecta. Por lo general, existe un retraso de tiempo significativo entre el momento en que se produce un evento y el momento en que el perforador lo reconoce y adopta la medida de corrección adecuada. Dado el retraso y los numerosos factores que inciden en las lecturas de superficie, no es sorprendente que un perforador tome una decisión incorrecta; que será ineficaz en el mejor de los casos y perjudicial en el peor.

Existe un nuevo arreglo automatizado con potencial para superar esta falencia. Este arreglo consta de dos elementos: sensores de fondo de pozo recién desarrollados con capacidad de mues-treo de alta frecuencia y una columna de perfora-ción cableada capaz de transmitir a la superficie los grandes volúmenes de datos resultantes. Mediante la interpretación rápida de tales volúme-nes de datos, estos sistemas automatizados alertan a los perforadores en tiempo real acerca de la pre-sencia de fenómenos amenazantes asociados con

11. Melgares H, Grace W, González F, Alric C, Palacio J y Akinniranye G: “Remote Automated Directional Drilling Through Rotary Steerable Systems,” artículo SPE/IADC 119761, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

12. La densidad de circulación equivalente, o 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 US), P es la caída de

>Mejoramiento de los enlaces de bajada. Los ingenieros utilizaron enlaces de bajada automatizados en el pozo Jacinto 1002 (azul) para perforar una sección de 121/4 pulgadas en 172 horas menos que las requeridas para la misma sección en el pozo vecino Jacinto 1001 (rojo). El pozo Jacinto 1002 requirió sólo una barrena con un motor para circular el lodo y un BHA provisto de un sistema RSS, a diferencia de la necesidad de disponer de cuatro barrenas experimentada en el pozo Jacinto 1001 que fue perforado con un sistema RSS controlado de manera convencional por el perforador direccional. (Adaptado de Melgares et al, referencia 11).

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presión (lpc) producida en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie, y D es la profundidad vertical verdadera (pies).

13. Melgares et al, referencia 11.14. Pirovolou D, Chapman CD, Chau M, Arismendi H,

Ahorukomeye M y Penaranda J: “Drilling Automation: An Automatic Trajectory Control System,” artículo SPE 143899, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Digital de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 19 al 21 de abril de 2011.

26 Oilfield Review

el BHA, tales como los fenómenos de atascamien-to-deslizamiento, remolino, impacto axial y rebote de la barrena.15

La columna de perforación cableada hace posible la obtención de mediciones de tempera-tura y presión anular a lo largo de la sarta de per-foración, lo que permite que los operadores monitoreen todo el pozo. Los algoritmos conden-san rápidamente estos datos y los convierten en marcas y señales de control para el sistema de automatización (arriba). Otros algoritmos clasifi-can los datos, reconocen un evento y pasan por alto al perforador para poner en marcha las medidas correctivas adecuadas si es necesario.

Mediciones automáticas de fluidosUno de los factores más importantes que inciden en el éxito de las operaciones de perforación es la capacidad del operador para mantener las pro-piedades de los fluidos de perforación dentro de un rango prescripto de valores. La automatiza-ción del dominio de los fluidos de construcción de pozos (WCF) aborda cuatro sistemas principales. Además de los fluidos, el dominio de WCF abarca los conductos de flujo, los tanques y el equipo de proceso. A su vez, estos cuatro sistemas corres-ponden a cuatro áreas: tratamiento y bombeo de fluidos, fondo del pozo, control de sólidos y manejo de residuos (próxima página, arriba).16

El surgimiento de la técnica de manejo de la presión durante la perforación (MPD), en la que los ingenieros utilizan un estrangulador para regular la contrapresión en el pozo con el fin de preservar una presión de fondo de pozo constante (BHP), ha sido esencial en el camino hacia la automatización del dominio de WCF.17 El punto de ajuste para el estrangulador se determina utili-zando un modelo hidráulico. El modelo hidráulico se construye y se actualiza en forma constante durante las operaciones de perforación, utili-zando datos suministrados por el equipo de per-foración, tales como tasa de flujo, profundidad de la barrena, rpm, torque y densidad del lodo, tem-

>Mecánica de la perforación automatizada. Las mediciones de fondo de pozo de alta frecuencia, obtenidas con un sensor de fondo de pozo emplazado en el BHA, pueden ser procesadas para detectar un determinado estado de la sarta de perforación. Esta información diagnóstica se envía hacia la superficie en tiempo real y es procesada por un sistema automatizado de superficie que efectúa las modificaciones adecuadas de los parámetros de perforación o de los procedimientos en la superficie. En este caso, los niveles altos de aceleración axial (extremo superior izquierdo) indican la presencia de rebote de la barrena (extremo superior derecho), lo que puede reducir la eficiencia de la perforación y dañar potencialmente la estructura de corte o los componentes de la barrena en el BHA. Una gráfica espectral (centro) identifica las frecuencias resonantes del BHA y de la sarta de perforación e ilustra la energía presente en las vibraciones axiales como una función de la frecuencia. El color rojo corresponde a la alta energía generada por las vibraciones, en tanto que el verde indica que se ha generado baja energía. Cuanto más alta es la energía, más daño potencial producirán las vibraciones. Los tres intervalos (extremo inferior) corresponden a un movimiento de rebote de la barrena de alto riesgo (izquierda), que activa una luz roja de alarma en la superficie. Las condiciones de perforación normales, o las condiciones de perforación de bajo riesgo (centro), se manifiestan con una luz verde en la superficie para indicar que es seguro continuar la perforación. La presencia de riesgo moderado de rebote de la barrena se transmite al perforador a través de una luz amarilla de precaución (derecha).

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Monitoreo del rebote de la barrena

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Rebote de la barrena

Movimiento axial

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peratura y parámetros reológicos. Dado que los parámetros de los fluidos se miden manualmente y porque a menudo existe un retraso de tiempo entre el momento en que se recolecta y analiza una muestra y el momento en que ésta se ingresa en el modelo, las mediciones pueden representar una fuente de error en el modelo.18

Recientemente, dos operadores noruegos solici-taron a M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, el desarrollo de sensores automatizados de flui-dos de perforación. En respuesta a dicha solici-tud, un grupo de ingenieros de M-I SWACO que trabajaban con los organismos reguladores y con el apoyo de los operadores, crearon diversos sensores, la mayor parte de los cuales fueron desarrollados a medida o adaptados a partir de otras industrias.

Los ingenieros afectados a este proyecto de auto-matización de mediciones de fluidos comenzaron determinando que si bien la mayor parte de las tareas de medición de fluidos podían ejecutarse en forma remota, el análisis de fluidos debía efec-tuarse en sitio y monitorearse en forma remota. Los ingenieros identificaron los sensores existen-tes que permiten obtener mediciones de fluidos remotamente y determinaron cuáles otros senso-res requerían ser desarrollados.

Tradicionalmente, los ingenieros determinan la distribución granulométrica (PSD) de las par-tículas utilizando una serie de tamices. Por el contrario, las técnicas recién desarrolladas se basan en el análisis de imágenes y requieren la dilución de las muestras en fluidos opacos. Una de esas técnicas utiliza un instrumento automati-zado de medición de reflectancia con haz enfo-cado FBRM. El sensor se instala directamente en un circuito cerrado de flujo de 5 cm [2 pulgadas] que se dirige desde la pileta de flujo activo o la línea de flujo donde mide la PSD de los fluidos que ingresan en el pozo o que salen del espacio anular a intervalos de un segundo (abajo).19

15. Para obtener más información sobre estos fenómenos de perforación, consulte: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N: “El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.

16. Geehan T y Zamora M: “Automation of Well-Construction Fluids Domain,” artículo IADC/SPE 128903, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

17. Para obtener más información sobre MPD, consulte: Elliott D, Montilva J, Francis P, Reitsma D, Shelton J y Roes V: “El manejo de la presión durante las operaciones de perforación,” Oilfield Review 23, no. 1 (Septiembre de 2011): 16–25.

18. Stock T, Ronaes E, Fossdal T y Bjerkaas J: “The Development and Successful Application of an Automated Real-Time Drilling Fluids Measurement System,” artículo SPE 150439, presentado en la Conferencia Internacional sobre Energía Inteligente de la SPE, Utrecht, Países Bajos, 27 al 29 de marzo de 2012.

19. Stock et al, referencia 18.

> Dominio de los fluidos de construcción de pozos. Los fluidos cuyas características deben mantenerse en niveles críticos durante el proceso de perforación se encuentran presentes en diversos ambientes. Un sistema automatizado de mediciones de perforación debe poder evaluar el estado de los fluidos que ingresan en el pozo y salen de éste, y adoptar las medidas correctivas necesarias entre cada etapa crítica (flechas). (Adaptado de Geehan et al, referencia 16.)

Control de sólidos Tratamiento y bombeode fluidos

Manejo de residuos

Fondo del pozo

Línea de ahogo

Línea deestrangulamiento

Línea de flujo

Gas

Sólidosperforados

Tubería de subida

Eliminación

Recicladode fluidos

Limpiarel lodo

> Determinación de la distribución granulométrica con el método de medición de reflectancia con haz enfocado FBRM. Durante la perforación de una sección de 121/4 pulgadas, los ingenieros agruparon las partículas por tamaño para reflejar los materiales agregados para el fortalecimiento de la formación. Con el fin de probar los sensores FBRM, los ingenieros equiparon las zarandas con telas metálicas débiles destinadas a fallar rápidamente. Cuando falló la primera tela metálica, aproximadamente a las 3:30 de la mañana, el personal del equipo de perforación observó un incremento abrupto de la concentración de partículas gruesas oscilantes entre 185 y 1 002 μm (negro, marrón y azul). La instalación de una nueva tela metálica una hora después fue seguida por una reducción de la concentración de esas partículas gruesas hasta que se produjo la falla de la tela metálica alrededor de las 10 de la mañana. Las partículas más finas, de un tamaño comprendido entre 19 y 63 μm y entre 54 y 100 μm (verde y rojo, respectivamente), mostraron un incremento continuo a lo largo de todo el período. (Adaptado de Stock et al, referencia 18.)

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28 Oilfield Review

Los ingenieros diseñaron un instrumento automatizado de análisis elemental y medición del contenido de sólidos para reemplazar los procedi-mientos convencionales de pirogenación y las titu-laciones químicas manuales. La nueva herramienta de análisis utiliza una fuente de 500 eV y un sensor que puede ser desplazado a lo largo de tres ejes y que tiene la capacidad para monitorear cualquier elemento con un peso atómico mayor que el del magnesio. Además, puede medir el contenido de sólidos de alto y bajo peso específico. El análisis puede mostrarse en las interfaces gráficas exis-tentes, como concentraciones de los diversos adi-tivos utilizados en la formulación de los fluidos.

Para crear un reómetro automatizado, el equipo de trabajo se concentró en explotar el software existente y expandir las capacidades del rango de temperatura del instrumento, para lo cual basa-ron el diseño del reómetro en la disposición espe-cificada por el API de la camisa y cilindro interno de Couett y en las mediciones de resistencia de gel de 10 segundos y 10 minutos.20 El cambio prin-cipal con respecto al equipo estándar fue una celda de carga electrónica para reemplazar el resorte fijado en el balancín que medía el torque. La celda de carga está diseñada para mejorar la precisión mediante la reducción de los efectos de la temperatura en las mediciones.

Los datos obtenidos con el reómetro automa-tizado son exportados directamente al software que actualiza las simulaciones de flujo y presión para su comparación con los datos de fondo de pozo reportados desde el equipo de perforación en tiempo real. Además, el software prepara y reporta los datos de las pruebas directamente en el lenguaje de marcación estándar para la trans-ferencia de información desde el sitio del pozo (WITSML) que se muestra en las interfaces gráfi-cas del usuario (GUIs).

Para el proyecto, se construyó y diseñó un ins-trumento automatizado de estabilidad eléctrica (AES) con el fin de que la prueba de estabilidad

eléctrica de alta frecuencia dejara de ser un análisis de punto único para convertirse en un análisis de tendencias. Luego, las tendencias pueden exhibirse al lado de otras mediciones, tales como las relacio-nes agua/petróleo y la viscosidad. Cada secuencia de pruebas incluye siete mediciones; el software excluye los extremos y las cinco mediciones restan-tes se promedian y se registran y muestran como una tendencia en una GUI. El medidor AES incluye mediciones de capacitancia de los fluidos de per-foración a base de aceite en tiempo real y se ins-tala directamente en la línea de flujo del equipo de perforación, con lo que los ingenieros pueden identificar la presencia de tendencias instantá-neas en la variación del contenido de agua.

Las mediciones de densidad que utilizan senso-res duales en tiempo real presentan las tendencias analíticas y representan un cambio significativo res-pecto de las técnicas de medición API estándar que utilizan un balance convencional de la industria. A diferencia del método de balance, el nuevo sen-sor de densidad proporciona actualizaciones en tiempo real de las presiones estática y dinámica de fondo de pozo corregidas por las variaciones de temperatura.

Dado que el densitómetro de tubo vibratorio utilizado comúnmente en nuestros días puede transferir los datos de temperatura y densidad directamente desde los sensores al software de simulación, los ingenieros de M-I SWACO incor-poraron el densitómetro en el proyecto. En con-secuencia, los datos pueden ser utilizados en el software de simulación y exhibirse en las panta-llas de visualización GUI localizadas en los equi-pos de perforación y en los centros de operaciones remotos.21

Interoperabilidad: el puente hacia la automatizaciónA medida que la capacidad de los sensores y del software se expande y es adicionalmente habili-tada gracias al incremento de la capacidad de red,

el tipo y número de tareas involucradas en la cons-trucción de pozos que pasan del control humano a las máquinas continúan incrementándose. Los nue-vos algoritmos de automatización proporcionaron mejoras sustanciales en términos de fiabilidad y desempeño de las herramientas, y los operadores que deseen hacer uso de estos algoritmos inevita-blemente llevarán la industria hacia la automatiza-ción de la perforación. Como parte de ese proceso, los operadores también impulsarán la formula-ción de estándares para facilitar el despliegue de estos algoritmos.

Un proceso de perforación totalmente automa-tizado depende en última instancia de la capaci-dad de todos los componentes para compartir la información. Esto requiere que muchas partes y procesos escudriñen, seleccionen y actúen en fun-ción de una enorme cantidad de datos de manera autónoma y sincrónica. Los métodos de LWD y de adquisición de registros de lodo ilustran la razón por la cual es preciso desarrollar un sistema de agregado de datos que recolecte y coordine varias fuentes de datos para hacer posible la automatiza-ción verdadera del proceso de perforación. En la mayoría de los casos, las herramientas LWD trans-miten sus datos a la superficie mediante pulsos a través del lodo, que luego se convierten en datos utilizables. Esto significa que los datos no están disponibles para el usuario en tiempo real sino

20. El esfuerzo de corte del lodo se mide después que el lodo se asienta en forma reposada durante un cierto período de tiempo. Los tiempos requeridos por los procedimientos del Instituto Americano del Petróleo corresponden a 10 segundos y 10 minutos, si bien también pueden obtenerse mediciones después de 30 minutos o 16 horas.

21. Stock et al, referencia 18.22. Sadlier A, Laing M y Shields J: “Data Aggregation and

Drilling Automation: Connecting the Interoperability Bridge between Acquisition, Monitoring, Evaluation, and Control,” artículo IADC/SPE 151412, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, 6 al 8 de marzo de 2012.

23. Sadlier A y Laing M: “Interoperability: An Enabler for Drilling Automation and a Driver for Innovation,” artículo SPE/IADC 140114, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 1º al 3 de marzo de 2011.

Volumen 24, no.2 29

> Información para la acción. Los datos de entrada que requiere un sistema de automatización de la perforación se relacionan y al mismo tiempo se diferencian, lo que dificulta la determinación de su orden de prioridades. (Adaptado de Sadlier et al, referencia 22.)

Presión de perforaciónReologíaLimpieza del pozo

Hidráulica

Automatizaciónde la perforación

Presión de formaciónCalidad del pozoEvaluación de formaciones

Geológica

ControlMediciones de superficieMediciones de fondo de pozoMantenimiento

Mecánica

Reducción del tiempo no productivoManejo del tiempo perdido invisibleAnálisis de datosDinámica de fondo de pozo

Proceso de perforación

casi en tiempo real. De un modo similar, los recor-tes de perforación utilizados como fuente de datos por los sistemas de adquisición de registros de lodo no están disponibles hasta que se hacen cir-cular a la superficie y son captados y analizados, lo que puede implicar el paso de algunas horas desde que son generados.22

Para utilizar eficazmente estos datos con el fin de responder en forma automática y adecuada a la situación de perforación, se requiere la interope-rabilidad de todo el sistema; la vinculación de per-sonas, herramientas, equipos e información en el momento correcto y en el contexto de la operación de perforación (arriba). La interoperabilidad completa es fundamental para la automatización. La interoperabilidad limitada genera islas de automatización que deben ser unidas por los seres humanos para garantizar la interacción adecuada del sistema. Como alternativa, las solu-ciones diseñadas a medida incorporadas en un número selecto de equipos de perforación son onerosas y también demandan la intervención humana. Los contratistas de equipos de perfora-

ción pueden ofrecen un camino rápido hacia la interoperabilidad mediante la provisión de siste-mas de control remoto, pero este enfoque tam-bién puede verse obstaculizado por la existencia de sistemas configurados para determinados equipos de perforación, contratistas o tipos de equipos de perforación.

También se necesitan mejoras en el movimiento de los datos en tiempo real y el acceso a éstos. Los ingenieros están trabajando en estos momen-tos para aplicar a la industria de perforación un estándar de arquitectura unificado, que ofrezca una tecnología unificada de acceso a los datos en la que se combinen las lecciones aprendidas en el control del proceso con la automatización utili-zada en las industrias aeronáutica, automotriz, espacial y otros tipos de industrias. Los ingenieros que trabajan en la automatización del proceso de perforación están particularmente interesados en la forma en que estas industrias utilizan los estándares existentes, las configuraciones y cer-tificaciones de seguridad, y las tecnologías de inte-roperabilidad en tiempo real para abordar la

redundancia y la confiabilidad. De especial interés para los escenarios de perforación automatizada resulta la forma en que otras industrias han abor-dado los conceptos de conciencia situacional, inte-racción humana y planeación, y contingencias del sistema ante la presencia de eventos inesperados.

Los contratistas de perforación, compañías de servicios, fabricantes de equipos y operadores utilizan varios estándares para la portabilidad de los datos. El estándar WITSML es utilizado con mucha frecuencia en la industria petrolera para estandarizar las interfaces entre las diversas tec-nologías de monitoreo y control de pozos y los programas de software.23 Además se necesita un nuevo estándar o una extensión de un estándar existente, tal como WITSML, para describir el equipo de perforación y el equipo de superficie, pero esto demandará los esfuerzos combinados de los operadores, las compañías de servicios, los contratistas de equipos de perforación y los pro-veedores de equipos.

Para que la automatización tenga lugar en gran escala, se deben aplicar estándares de control de equipos de perforación en toda la industria. Además de generar uniformidad en todas las uni-dades de perforación automatizadas, el cumpli-miento de estos estándares por parte de los contratistas proporcionará a los proveedores de servicios una plataforma sobre la cual integrar sus soluciones. Dicha plataforma deberá permitir una vista genérica del equipo de perforación desde una perspectiva programática. Una vez logrado ese objetivo, será necesaria la conversión para plataformas de perforación específicas y protocolos de contratistas de equipos de perfora-ción específicos, lo que requerirá un grado signi-ficativo de codificación personalizada y tiempo de equipo de perforación para asegurar que cada aplicación sea correcta. Si bien quienes primero adopten la automatización pagarán su desarrollo internamente, también cosecharán primero los beneficios financieros de ese proceso, y la estan-darización ayudará a reducir los costos totales y el tiempo de ingeniería. —RvF

30 Oilfield Review

Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles

Durante décadas, los operadores dependieron de las imágenes sísmicas para

iluminar la geometría y la localización de las fallas y pliegues principales como

objetivos para sus pozos. Ahora, los avances registrados en las técnicas de

procesamiento y visualización están ayudando a revelar información sobre patrones

o estructuras de fallamiento y fracturamiento de pequeña escala que trascendían las

capacidades de detección de las técnicas previas. Los operadores están utilizando

este nuevo conocimiento para perforar y manejar sus yacimientos con mayor certeza.

Víctor AarreDonatella AstrattiStavanger, Noruega

Taha Nasser Ali Al DayyniSabry Lotfy MahmoudAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Andrew ClarkPetroleum Development OmánMuscat, Omán

Michael J. StellasJack W. StringerSpectra Energy CorporationHouston, Texas, EUA

Brian ToelleDenver, Colorado, USA

Ole V. VejbækGillian WhiteHess CorporationCopenhague, Dinamarca

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Art Bonett y a Ismail Haggag, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos.FMI y PowerV son marcas de Schlumberger.

En la última década, las compañías de petróleo y gas han experimentado un éxito creciente en el posicionamiento de sus pozos en las zonas pro-ductivas —sitios óptimos (sweet spots)— de los yacimientos fracturados. Estas zonas de fracturas a menudo exhiben expresiones sutiles en los datos sísmicos, pero los avances registrados reciente-mente en las técnicas de atributos sísmicos y visualización están ayudando a los geofísicos a identificarlas y caracterizarlas. Mediante la com-binación de estos resultados geofísicos con datos geológicos y de ingeniería, las compañías están reduciendo el riesgo e incrementando los éxitos de perforación y producción.

El posicionamiento óptimo de los pozos requiere que el operador incluya la tendencia predomi-nante de las fracturas naturales en la selección de la orientación del pozo. La producción puede mejorarse si se intersectan múltiples fracturas. Además, las fracturas pueden redireccionar el trayecto de los fluidos inyectados, lo que limita la eficacia de los fluidos en cuanto al contacto, barrido y desplazamiento de los hidrocarburos. En este caso, las ventajas de la producción deben balancearse con las ineficiencias compen-sadoras provocadas por los sistemas de fracturas.

Por consiguiente, el objetivo de un operador es maximizar la producción de los yacimientos frac-turados y limitar al mismo tiempo los efectos per-judiciales de esas mismas fracturas.

Las fracturas tienden a alinearse a lo largo de direcciones, o azimuts, preferidos y a menudo atraviesan capas estratigráficas. Las fracturas existen en muchas escalas, pero la mayoría son más pequeñas que las longitudes de ondas sísmi-cas utilizadas habitualmente para los levanta-mientos y, por consiguiente, no resultan visibles en las representaciones sísmicas estándar. Aunque los métodos sísmicos quizás no detecten las fracturas individuales, la respuesta sísmica cuantificable del sistema global de fracturas puede indicar su presencia. Como analogía, el ojo humano no puede ver una gota de agua a una dis-tancia de un kilómetro, pero sí un conjunto de pequeñas gotas de agua —una nube— en el cielo. Este mismo ejemplo es aplicable a los métodos sís-micos y las fracturas. En consecuencia, algunas de las técnicas sísmicas más exitosas de detección de fracturas utilizan métodos de procesamiento especializados diseñados para resaltar los atribu-tos sísmicos que revelan la presencia de sistemas de fallas y fracturas.1

1. Los atributos sísmicos son mediciones, características o propiedades derivadas de los datos sísmicos. Los atributos pueden ser medidos en un instante del tiempo o a través de una ventana de tiempo, y pueden medirse en una sola traza, en una serie de trazas, una superficie o un volumen extraído de los datos sísmicos. Su cálculo es útil porque ayudan a extraer patrones, relaciones o rasgos que de otro modo podrían no

ser evidentes. La deducción o el cálculo de los atributos sísmicos normalmente implica el procesamiento de los datos, lo que incluye, entre otras cosas, operaciones de ajustes de ventanas, suavizado, promediado, filtrado, cálculo de medidas estadísticas, hallazgo de valores máximos y mínimos, ejecución de diferenciaciones e integraciones, análisis de los cambios de polaridad o ejecución de análisis espectrales o de ondículas.

Volumen 24, no.2 3131Volumen 24, no.2

32 Oilfield Review

Históricamente, ciertos métodos sísmicos han demostrado ser exitosos para detectar yaci-mientos naturalmente fracturados. Dichos méto-dos incluyen el análisis de datos de ondas de

corte (ondas S), la adquisición de perfiles sísmi-cos verticales, el análisis de anisotropía de ondas compresionales y de corte (ondas P y S) y la dis-persión de ondas.2 Los estudios indicaron ade-más que la descomposición espectral, utilizada generalmente en el análisis estratigráfico, puede utilizarse para localizar los rasgos estructurales sutiles que controlan la distribución de las frac-turas en un yacimiento.3

Para identificar la disposición, textura o grano estratigráfico y estructural del yacimiento, los métodos sísmicos de última generación se cen-tran en la determinación de cómo varían direccio-nalmente las propiedades y los atributos sísmicos. La estructura del yacimiento afecta las propieda-des direccionales —anisotrópicas— de las seña-les sísmicas.4 Los métodos sísmicos incluyen técnicas que examinan la señal sísmica para determinar las variaciones sutiles producidas en la respuesta de frecuencia y amplitud con el azi-mut y el echado (buzamiento). La orientación o grano de las fibras de un trozo de madera consti-tuye una analogía. Los carpinteros utilizan el grano de la madera para maximizar la resisten-cia, minimizar el astillado y realzar la belleza del producto terminado.

Con excepción de las fallas de gran escala que el intérprete sísmico puede picar a mano, la mayo-ría de los lineamientos estructurales son ignora-dos por ser demasiado pequeños y demasiado numerosos para ser interpretados manualmente. Por otro lado, la consideración de los efectos de

estos rasgos pequeños en los modelos de yaci-mientos no es un proceso directo. Se han desarro-llado técnicas y flujos de trabajo avanzados de generación de imágenes sísmicas y procesa-miento para asistir a los geocientíficos en esta desafiante tarea de interpretación.

Este artículo describe los estudios de yaci-mientos que incorporan métodos sísmicos para la caracterización de los sistemas de fracturas. Algunos casos de estudio demuestran cómo estos métodos proporcionan información a los operadores cuando deben tomar decisiones de posicionamiento de pozos y manejo de yacimientos. Un ejemplo de Pensilvania, EUA, describe el posicionamiento óptimo de los pozos para un yacimiento de alma-cenamiento subterráneo de gas con zonas de esfuerzos de corte que controlan la orientación y la distribución de las fracturas. En un yacimiento fracturado de creta del Mar del Norte, el análisis avanzado de atributos sísmicos revela los detalles de un sistema de fallas complejas. En un campo carbonatado gigante de los Emiratos Árabes Unidos, el modelado de las redes de fracturas ayuda a representar las fracturas que son dema-siado numerosas para ser picadas a mano, pero respecto de las cuales se sabe que impactan el movimiento y el barrido del fluido inyectado.

Las fracturas naturales y su detecciónLas rocas responden al esfuerzo de maneras pre-decibles, formando fracturas, diaclasas y fallas (arriba, a la izquierda).5 Las fracturas son planos

> Los esfuerzos principales y la formación de fracturas. Los tres esfuerzos de compresión principales —el esfuerzo máximo, σ1, el esfuerzo mínimo, σ3, y el esfuerzo intermedio, σ2— pueden originar diversos tipos de fracturas e imponer el movimiento de éstas (flechas negras). Las flechas de colores son las direcciones de los esfuerzos de compresión y su tamaño indica la magnitud relativa.


σ1

σ1

σ3 σ3

σ2

Diaclasa, o fractura por tracción

Fallas conjugadas, o fracturas de corte

2. Una onda de corte (onda S) es una onda elástica que se propaga a través de un medio y vibra en forma perpendicular a su dirección de viaje. Para obtener más información sobre las ondas de corte, consulte: Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, Özdemir H, Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves Shine Brightly,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 2–15.

Los perfiles sísmicos verticales (VSP) incluyen una diversidad de levantamientos de sísmica de pozos. No obstante, el levantamiento VSP decisivo se refiere a las mediciones obtenidas en un pozo vertical utilizando una fuente sísmica en la superficie, cerca del pozo, que transmite las señales a los receptores distribuidos dentro del pozo. Para obtener más información sobre los perfiles VSP, consulte: Christie P, Dodds K, Ireson D, Johnston L, Rutherford J, Schaffner J y Smith N: “Borehole Seismic Data Sharpen the Reservoir Image,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 18–31.

La dispersión de las ondas sísmicas se refiere a la dirección de propagación cambiante de las ondas sísmicas, resultante de la heterogeneidad y la anisotropía del medio. Para obtener más información sobre la dispersión de las ondas, consulte: Revenaugh J: “Geologic Applications of Seismic Scattering,” Annual Review of Earth and Planetary Sciences 27 (Mayo de 1999): 55–73.

3. Neves FA, Zahrani MS y Bremkamp SW: “Detection of Potential Fractures and Small Faults Using Seismic Attributes,” The Leading Edge 23, no. 9 (Septiembre de 2004): 903–906.

4. La anisotropía es la variación de una propiedad física, tal como la velocidad de las ondas P o S, con la dirección de su medición. Para ver un análisis de la anisotropía elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D,

Chmela B, Dodds K, Esmeroy C, Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

5. Una fractura es cualquier ruptura producida en las rocas, independientemente del origen. Una diaclasa, o fractura de Modo I, es una fractura formada por desplazamiento de la apertura, perpendicular al plano de la fractura, bajo condiciones de esfuerzos de tracción. Una falla es una fractura formada por desplazamiento de corte, en el plano de la fractura, bajo condiciones de esfuerzos de corte. Las fallas se forman bajo condiciones de deslizamiento (Modo II) o de desgarre (Modo III), dependiendo de si el esfuerzo de corte actúa en forma perpendicular o paralela al frente de la fractura.

Pollard DD y Aydin A: “Progress in Understanding Jointing over the Past Century,” Geological Society of America Bulletin 100, no. 8 (Agosto de 1988): 1181–1204.

Aydin A: “Fractures, Faults, and Hydrocarbon Entrapment, Migration and Flow,” Marine and Petroleum Geology 17, no. 7 (Agosto de 2000): 797–814.

6. En la Tierra, los planos de fracturas naturales abiertas son paralelos al plano de esfuerzo principal que contiene los esfuerzos de compresión principales máximo e intermedio. Este plano tiende a ser vertical porque el esfuerzo vertical es a menudo uno de estos esfuerzos principales.

7. El flujo en forma de dedos es la inestabilidad que surge en la interfaz existente entre dos fluidos inmiscibles cuando uno invade al otro. Resultado de las diferencias producidas en la viscosidad y la movilidad del fluido, el flujo en forma de dedos puede tener lugar durante el proceso de inyección de agua, en el que el agua infiltra petróleo, o durante el proceso de inyección de aire en que el aire forma burbujas a través del agua.

8. Para obtener más información sobre yacimientos fracturados, consulte: Bratton T, Canh DV, Que NV, Duc NV, Gillespie P, Hunt D, Li B, Marcinew R, Ray S, Montaron B, Nelson R, Schoderbek D y Sonneland L: “La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 4–25.

9. Dershowitz WS y Herda HH: “Interpretation of Fracture Spacing and Intensity,” en Tillerson JR y Wawersik WR (eds): Actas del 33er Simposio sobre Mecánica de Rocas de EUA, Rótterdam, Países Bajos: AA Balkema Publishers (1992): 757–766.

Crosta G: “Evaluating Rock Mass Geometry from Photographic Images,” Rock Mechanics and Rock Engineering 30, no. 1 (Enero de 1997): 35–58.

10. Flórez-Niño J-M, Aydin A, Mavko G, Antonellini M y Ayaviri A: “Fault and Fracture Systems in a Fold and Thrust Belt: An Example from Bolivia,” AAPG Bulletin 89, no. 4 (Abril de 2005): 471–493.

11. Zahm CK y Hennings PH: “Complex Fracture Development Related to Stratigraphic Architecture: Challenges for Structural Deformation Prediction, Tensleep Sandstone at the Alcova Anticline, Wyoming,” AAPG Bulletin 93, no. 11 (Noviembre de 2009): 1427–1446.

12. Para obtener más información sobre los atributos sísmicos, consulte: Chopra S y Marfurt KJ: “Seismic Attributes—A Historical Perspective,” Geophysics 70, no. 5 (Septiembre–Octubre de 2005): 3SO–28SO.

Chopra S y Marfurt KJ: “Emerging and Future Trends in Seismic Attributes,” The Leading Edge 27, no. 3 (Marzo de 2008): 298–318.

Chopra S y Marfurt K: “Gleaning Meaningful Information from Seismic Attributes,” First Break 26, no. 9 (Septiembre de 2008): 43–53.

Volumen 24, no.2 33

de hundimiento de las rocas generados por la presencia de esfuerzos. Las rocas son sometidas a esfuerzo durante los procesos de plegamiento, fallamiento, sepultamiento, levantamiento, ero-sión y metamorfismo. Además, en las formaciones arcillosas, pueden formarse fracturas endógenas a través de los fenómenos de deshidratación y des-volatilización durante la maduración térmica de los hidrocarburos.

El campo de esfuerzos que formó estos rasgos puede cambiar significativamente después de su formación. En consecuencia, la configuración estructural de las fallas y las fracturas indica las condiciones de paleoesfuerzos existentes en el momento de su formación pero quizás no corres-ponde al campo de esfuerzos actual.

Las fracturas naturales se encuentran en todas partes y son de muchos tipos: abiertas, cerradas, reparadas o parcialmente reparadas. Existen en todas las escalas, desde las asociadas con fallas tectónicas de cientos de kilómetros de largo hasta las fisuras de escala micrométrica.

No obstante, la importancia de las fracturas naturales presentes en el subsuelo no fue apre-

ciada en toda su expresión hasta hace poco tiempo. Históricamente, los pozos de petróleo y gas han sido perforados principalmente en sentido vertical. Las condiciones de esfuerzos presentes en el sub-suelo a menudo producen fracturas naturales abiertas —las que resultan de interés para la pro-ducción— que se orientan en sentido vertical.6 Los pozos verticales raramente intersectan estas fracturas verticales. No obstante, en ciertos tipos de yacimientos tales como las capas de areniscas y carbonatos compactos, las extensiones producti-vas de gas de lutitas, lutitas petrolíferas y metano en capas de carbón, los sistemas de fracturas pro-porcionan la única permeabilidad de la formación; para el logro de tasas de producción comercial se requiere que el pozo atraviese las fracturas. La perforación de pozos que conecten la mayor cantidad de fracturas posibles se ha convertido en el objetivo principal, pero la tarea debe ser ejecutada con cuidado. Las fracturas pueden dominar la permeabilidad tanto positiva como negativamente. Por un lado, proveen la permea-bilidad esencial que brinda a los yacimientos compactos un mejoramiento de la productividad

y de la eficiencia de recuperación. Por otro lado, las fracturas pueden dañar los yacimientos pro-ductivos mediante la creación de zonas de pérdida de circulación y, en los proyectos de recuperación asistida de petróleo, pueden producir una irrup-ción prematura e inestabilidades del flujo del yacimiento; dedos de flujo.7

Tanto en la exploración como en la producción de un yacimiento de hidrocarburos, los operadores necesitan caracterizar los sistemas de fracturas naturales para identificar las mejores oportuni-dades para el posicionamiento de los pozos y la planeación de trayectorias de pozos horizontales. A fin de caracterizar las fracturas, los científicos requieren información sobre la orientación, la apertura, la porosidad, la permeabilidad, la den-sidad, el tamaño y la localización de las fracturas, la anisotropía y la dirección de los esfuerzos y el contenido de fluidos.8 La orientación se cuanti-fica mediante el rumbo y el echado de la superfi-cie de una fractura. La apertura, es decir el ancho perpendicular de una fractura abierta, es un parámetro clave para la determinación de la porosidad y la permeabilidad de las fracturas, pero su medición se complica debido a la existen-cia de factores tales como la rugosidad de las paredes de las fracturas, el relleno compuesto por minerales y arcilla de frotamiento, y la conti-nuidad a lo largo de los planos de fracturas.

La densidad, o intensidad, del fracturamiento se cuantifica mediante la medición del número, longitud, ancho, área y volumen de las fracturas en un largo, área o volumen de roca prescripto.9 La densidad y el tamaño de las fracturas son impactados por la litología, las propiedades de las rocas, el espesor de las capas, y la deformación debida a la compresión o a la tracción impuesta durante los procesos de deformación tectónica.10 En un ambiente tectónico, la distribución de la densidad y la dimensión de las fracturas oscila entre muchas fracturas pequeñas confinadas en capas individuales, un número menor de fractu-ras de escala intermedia que atraviesan unas pocas capas, y, a veces, unas pocas fallas tectónicas con escalas del orden de los kilómetros que defor-man secuencias estratigráficas enteras (arriba, a la izquierda).11

La escala, el desplazamiento y la apertura de la mayoría de las fracturas son demasiado peque-ños para ser detectados exclusivamente con téc-nicas de sísmica de superficie. Para delinear las fracturas y cuantificar sus propiedades, los geofí-sicos utilizan los atributos de los datos sísmicos derivados de las propiedades elásticas y geomé-tricas de las rocas fracturadas.12 Los análisis de atributos utilizan la respuesta del sistema de

> Pliegues, fallas y fracturas a lo largo de un anticlinal. En las rocas plegadas, la orientación de las fallas y las fracturas puede ser paralela o perpendicular al eje del pliegue. Las fracturas se forman como respuesta al esfuerzo; las diaclasas se forman por medio de esfuerzos de tracción, y las fallas se forman por medio de esfuerzos de corte. La deformación posterior hace que las fracturas se extiendan y puede modificar la dirección del movimiento a través de los planos de fracturas. Las fallas y las fracturas pueden estar limitadas por estratos y confinadas a una sola capa o volverse continuas; atravesando todas las secuencias sedimentarias y abarcando muchas formaciones. Su conectividad oscila entre fracturas individuales aisladas, enjambres o corredores de fracturas ampliamente espaciadas, y redes de fracturas totalmente interconectadas. La perforación de pozos horizontales paralelos al eje del pliegue debería garantizar la mayor probabilidad de intersección de las fracturas. (Adaptado de Flórez-Niño et al, referencia 10.)


Diaclasa

Fallas intermediasEje del pliegueDiaclasas de corte, fallas incipientes

Zonas de fallascontinuas

34 Oilfield Review

fracturas, promediada por volumen, para obtener estimaciones cuantitativas y cualitativas de las propiedades sísmicas en el volumen de la roca yacimiento (arriba).

Las fracturas naturales alineadas presentes en una formación producen la anisotropía elás-tica —la variación de las propiedades de las ondas elásticas con la dirección— que se observa en los datos sísmicos adquiridos y procesados correctamente.13 Los atributos sísmicos que varían con el azimut son la velocidad, la amplitud de las reflexiones y la birrefringencia, o desdobla-miento, de las ondas S. Las variaciones azimuta-les de estas propiedades se deducen del análisis de los datos sísmicos de pozos y de superficie 3D y de levantamientos que han sido ejecutados en múltiples azimuts.14

En el caso de la anisotropía de la velocidad sísmica causada solamente por las fracturas natu-rales orientadas, las velocidades de las ondas P y S exhiben su valor máximo en la dirección para-lela a las fracturas y su valor mínimo en la direc-ción perpendicular a la tendencia de las fracturas. Dado que es probable que los esfuerzos actuales no coincidan con los paleoesfuerzos existentes en el momento en que se formaron las fracturas, esta ani-sotropía de la velocidad puede ser modificada por el esfuerzo de compresión máximo actual, cerrando preferentemente las fracturas en sentido perpen-dicular a éste y abriéndolas en sentido paralelo. La anisotropía de la velocidad sísmica resultante es la superposición de las anisotropías causadas por las fracturas preexistentes y el campo de esfuerzos locales actuales.

Las rocas que contienen sistemas de fracturas naturales han sido sometidas a esfuerzos y defor-mación —han sido comprimidas, alargadas, flexionadas y quebradas— lo que modifica sus for-mas originales. Los atributos sísmicos de varianza, coherencia, curvatura y distancia hasta las flexio-nes, pliegues y fallas son todos indicadores útiles de la existencia de deformación. La varianza y la cohe-rencia poseen una relación recíproca; la varianza mide las diferencias entre las trazas sísmicas y la coherencia mide las similitudes. La varianza enfa-tiza la impredecibilidad de los horizontes sísmi-cos —sus bordes e interrupciones— en tanto que la coherencia enfatiza su predecibilidad; su conec-tividad y su continuidad.15 Los valores de varianza altos y de coherencia bajos pueden indicar la existencia de zonas, agrupamientos o enjambres (corredores) de fallas o fracturas. Los geólogos utilizan las características similares de los hori-zontes sísmicos para interpretar las fallas o las fracturas a la hora de analizar un conjunto de datos sísmicos; mediante la representación grá-fica de los datos, los geólogos siguen el trayecto de un horizonte o una superficie sísmica hasta que termina, se quiebra o experimenta un despla-zamiento hacia arriba, hacia abajo o hacia los costados hasta una localización diferente.

El atributo de curvatura en ciertos puntos de un horizonte puede ser una medida de la deforma-ción estructural.16 Las áreas en las que la curvatura es alta o cerrada pueden haber sido sometidas a una gran deformación que las convirtió en áreas de fle-xión, plegamiento, fallamiento o fracturas de gran intensidad. El atributo de distancia hasta la flexión, el plegamiento y el fallamiento es un indicador de deformación geométrica; se supone que la intensi-dad de las fracturas se incrementa con la proximi-dad respecto de estos elementos estructurales.

La coherencia y la curvatura proveen informa-ción estructural complementaria. Se prevé que los horizontes plegados exhiben el atributo de curva-tura pero ninguna disrupción de la coherencia; en cambio, los horizontes fallados sí exhiben, aunque no siempre, discontinuidades en la coherencia. Por ejemplo, si el movimiento de las fallas ha sido pequeño respecto de la longitud de onda sísmica, puede parecer que el horizonte fallado posee una alta coherencia.

Otro atributo sensible se deduce del análisis del contenido de frecuencias de las señales sísmicas: la descomposición espectral, o análisis temporal-fre-cuencial, es un método de separación de las seña-les sísmicas en sus componentes de frecuencia.17 El contenido espectral de los datos sísmicos regis-trados depende de los efectos acumulados de las propiedades sísmicas y de las interfases de los estratos de rocas que encuentran las señales en proceso de propagación. Mediante el aislamiento de ciertas frecuencias, los intérpretes pueden extraer rasgos sutiles. Por ejemplo, los componen-tes de frecuencias más altas contienen informa-ción acerca de los rasgos estructurales de longitud de onda más corta ocultos en una señal de longitud de onda predominantemente larga de los datos sísmicos con todas las frecuencias. Los científicos aplican la descomposición espectral para el mejo-ramiento de las imágenes; mejorando la resolu-ción, equilibrando el contenido de frecuencias o eliminando el ruido. También la utilizan para la caracterización de yacimientos; evaluando la estratigrafía secuencial y los rasgos depositacio-nales, estimando el espesor estratigráfico y deter-minando las propiedades de las fracturas y el contenido de fluidos. La descomposición espec-tral es una herramienta poderosa para la ilumi-nación de rasgos sutiles, tales como las fallas de corte que controlan la geometría del sistema de fractura, pero que se encuentran por debajo de la resolución de los datos sísmicos de superficie con todas las frecuencias, como quedó demostrado en una instalación de almacenamiento de gas de la cuenca de los Apalaches.

Intersección de fracturas con pozos horizontalesEl campo Steckman Ridge corresponde a una unión transitoria de empresas concertada entre New Jersey Resources (NJR), Steckman Ridge Storage Company y Spectra Energy Corporation, aludidas en conjunto como la “asociación.” La ins-talación es operada por Spectra Energy como una instalación de almacenamiento subterráneo de gas (UGS) multicíclico, regulada por la Comisión

> Cómputo de los atributos en una superficie en escala de tiempo de un volumen sísmico 3D. Los geofísicos analizan el carácter de cada traza sísmica en una superficie de una sección en tiempo seleccionada (extremo superior, rojo) y asignan un valor. Por ejemplo, la amplitud de cada traza se mapea en una superficie de atributos de amplitud (centro). Las amplitudes más altas, cerca del centro del volumen sísmico 3D, aparecen representadas gráficamente como valores más altos en el centro de la sección en tiempo de amplitudes 2D. Otras superficies de atributos, tales como la frecuencia, se computan de la misma manera (extremo inferior).


Cubo de datos sísmicos

Atributo de amplitud

Atributo de frecuencia

Tiem

po Sección en tiempo

x y

xy

xy

Baja Alta

Volumen 24, no.2 35

Reguladora de la Energía Federal de EUA (FERC). El campo se encuentra ubicado en la Provincia Valley and Ridge de la cuenca de los Apalaches, en el Condado de Bedford, Pensilvania, EUA (arriba). Y el yacimiento se sitúa en la formación Oriskany de edad Devónico, que en las profundidades pros-pectivas corresponde a una cuarcita fracturada.

Se trata de un yacimiento fracturado Tipo 1, en el que las fracturas proporcionan la porosidad y la permeabilidad primarias.18

Steckman Ridge LP adquirió el campo de gas agotado en el año 2004; el campo había producido 12 500 MMpc [354 millones de m3] de gas en forma acumulada de cinco pozos verticales. La producción

de los pozos individuales variaba considerable-mente, lo que condujo a los especialistas de la asociación a sospechar que la porosidad y la per-meabilidad eran controladas por una red de frac-turas más que por las propiedades matriciales. La compañía obtuvo la aprobación de la FERC en el año 2008 para la conversión del campo en una

13. Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong et al, referencia 4.

Hardage B: “Measuring Fractures—Quality and Quantity,” AAPG Explorer 32, no. 7 (Julio de 2011): 26–27.

Hardage B: “For Fractures, P + S = Maximum Efficiency,” AAPG Explorer 32, no. 8 (Agosto 2011): 32.

14. Para obtener más información sobre el análisis de la anisotropía sísmica azimutal, consulte: Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

Grimm RE, Lynn HB, Bates CR, Phillips DR, Simon KM y Beckham WE: “Detection and Analysis of Naturally Fractured Gas Reservoirs: Multiazimuth Seismic Surveys in the Wind River Basin, Wyoming,” Geophysics 64, no. 4 (Julio–Agosto de 1999): 1277–1292.

Lynn HB, Campagna D, Simon KM y Beckham WE: “Relationship of P-Wave Seismic Attributes, Azimuthal

> Campo de almacenamiento de gas Steckman Ridge. La provincia Valley and Ridge de los Apalaches forma un arco desde la zona centro-sur de Pensilvania hacia el nordeste (contorno negro). Muchos lineamientos estructurales de dirección NO–SE atraviesan el eje de los Apalaches (líneas rojas de guiones), algunos de los cuales no tienen nombre. El límite oeste del Condado de Bedford (rosa) separa aproximadamente la topografía más suave de la Meseta de Allegheny al oeste de la topografía más accidentada de la provincia Valley and Ridge de los Apalaches al este [Mapa de superficies topográficas adaptado del Centro Nacional de Datos Geofísicos de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EUA, http://www.ngdc.noaa.gov/cgi-bin/mgg/topo/state2.pl?region=pa.jpg (Se accedió el 6 de junio de 2012).]


Provincia de la Mesetade Allegheny

Provincia Valley andRidge de los Apalaches

ProvinciaPiedmont

Parsons

Condado de Washington

Pittsburgh-Washington

Blairsville-Broadtop

Home-Gallitzin

French Creek

Tyrone-Mount Union

Lawrenceville-Attica

Campo Steckman Ridge

E S T A D O S U N I D O S

Pensilvania

0 km

0 mi 50

50

Condado de Greene

Anisotropy, and Commercial Gas Pay in 3-D P-Wave Multiazimuth Data, Rulison Field, Piceance Basin, Colorado,” Geophysics 64, no. 4 (Julio–Agosto de 1999): 1293–1311.

15. Bahorich M y Farmer S: “3-D Seismic Discontinuity for Faults and Stratigraphic Features: The Coherence Cube,” The Leading Edge 14, no. 10 (Octubre de 1995):1053–1058.

Caldwell J, Chowdhury A, van Bemmel P, Engelmark F, Sonneland L y Neidell NS: “Exploring for Stratigraphic Traps,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 48–61.

16. La curvatura describe cuán arqueada es una curva 2D o una superficie 3D en un punto. En un punto de una curva 2D, la curvatura es la recíproca del radio del círculo más grande capaz de tocar el punto con un contacto tangente. La curvatura, o cantidad de flexión, se incrementa a medida que se reduce el radio del círculo debido a su relación recíproca. Este concepto puede extenderse a las superficies 3D. Muchas curvas pueden ser definidas a través de un punto de una

superficie si se corta la superficie con planos a través del punto. Los tipos comunes de curvatura 3D son las curvaturas máxima, mínima, de rumbo y de echado. Para obtener más información sobre el atributo de curvatura, consulte: Roberts A: “Curvature Attributes and Their Application to 3D Interpreted Horizons,” First Break 19, no. 2 (Febrero de 2001): 85–100.

17. Partyka G, Gridley J y López J: “Interpretational Applications of Spectral Decomposition in Reservoir Characterization,” The Leading Edge 18, no. 3 (Marzo de 1999): 353–360.

Castagna JP y Sun S: “Comparison of Spectral Decomposition Methods,” First Break 24, no. 3 (Marzo de 2006): 75–79.

18. Existen cuatro tipos principales de yacimientos fracturados basados en la importancia de las fracturas para la provisión de la porosidad y la permeabilidad del yacimiento. Para ver un análisis más detallado de los tipos de yacimientos fracturados, consulte: Bratton et al, referencia 8.

36 Oilfield Review

instalación de almacenamiento de gas, con una capacidad de operación de 17 700 MMpc [501 millo-nes de m3], compuestos por 12 000 MMpc [340 millo-nes de m3] de gas de operación y 5 700 MMpc [161 millones de m3] de gas de colchón, con una capacidad de entrega máxima de 300 MMpc/d [8,5 millones de m3/d] y una tasa de inyección máxima de 227 MMpc/d [6,43 millones de m3/d].19 El plan original requería la conversión de los cinco pozos de producción existentes en pozos de almacenamiento y la perforación de un número sustancial de pozos de almacenamiento vertica-les nuevos. Cada uno de los pozos estaba dise-ñado para un ciclo de vida de entre 50 y 70 años.

El campo Steckman Ridge contiene tres estructuras anticlinales que se formaron a lo largo del extremo frontal de las fallas de corrimiento (izquierda).20 La compañía operadora original, Pennsylvania General Energy Company (PGE),

> Atributos sísmicos iniciales. Los mapas de atributos sísmicos —amplitud de las reflexiones (izquierda), distancia hasta las fallas (centro) y curvatura (derecha)— muestran las tendencias de gran escala consistentes con el rumbo NNE de las estructuras apalachianas plegadas y corridas de la formación Oriskany en el campo Steckman Ridge.


Quarles 1709

Clark 1664

Clark 1663

Clark 1665

Stup 1557

Quarles 1709

Quarles 1709

Amplitud de las reflexiones Distancia hasta las fallas Curvatura

Clark 1664

Clark 1664

Clark 1663

Clark 1665

Stup 1557

0 610m

0 pies 2 000

Ampl

itud

Positiva

Negativa

Dist

anci

a

Lejana

Cercana

Alta

Baja

Curv

atur

a

0 610m

0 pies 2 000

0 610m

0 pies 2 000

, Tope de la formación Oriskany en Steckman Ridge. Tres anticlinales, los anticlinales A, B y C, se formaron en el extremo frontal de las fallas de corrimiento (líneas rojas) principalmente durante la orogenia Allegénica (Pérmico), si bien las orogenias Taconiana (Ordovícico) y Acadiana (Devónico) previas también afectaron el basamento y la cubierta sedimentaria de la región. Cinco pozos verticales, los pozos Clark 1663, Clark 1664, Clark 1665, Stup 1557 y Quarles 1709, agotaron el yacimiento de gas original.


5 000

5 500

4 500

6 000

0 km

0 mi 1

1

–4 250–4 500

–5 500

–6 500

–7 500

–5 250

–6 250

–7 250

–4 750

–5 750

–6 750

–5 000

Prof

undi

dad,

pie

s

–6 000

–7 000

1

2

3

4

5

2 Quarles 17093 Clark 1664

1 Clark 1663

4 Clark 16655 Stup 1557

Pozos de gas

Anticlinal A

Anticlinal B

Anticlinal C

Volumen 24, no.2 37

había adquirido datos de sísmica de superficie 3D y registros del generador de imágenes microeléc-tricas de cobertura total (FMI) en dos de los pozos de producción. Como preparación para la conver-sión a operaciones de almacenamiento de gas, los consultores geofísicos de Schlumberger y la aso-ciación reexaminaron estos conjuntos de datos y llevaron a cabo estudios de campo.

El examen inicial de los atributos sísmicos —amplitud de las reflexiones, curvatura y distan-cia hasta las fallas— reveló la existencia de ten-dencias de gran escala consistentes con el rumbo

NNE de las estructuras plegadas y corridas que formaron la topografía de valles y crestas de la región (página anterior, abajo). Por el contrario, los estudios de campo indicaron una orientación

NO de las fracturas en las zanjas de las líneas de conducción, los afloramientos y las incisiones en el fondo de los arroyos que atraviesan las crestas topográficas (arriba). Estas observaciones corro-boraron las interpretaciones, efectuadas con la herramienta FMI, de las fracturas naturales con orientación ONO a NNO y la orientación NO del esfuerzo horizontal máximo actual deducida de la dirección de las fracturas inducidas por la per-foración (izquierda). Por otra parte, las imágenes satelitales regionales y los estudios gravimétricos y magnetométricos indicaron la presencia de dis-continuidades estructurales de rumbo transversal

> Exposiciones de fracturas naturales en las proximidades del campo Steckman Ridge. Las fracturas de una cantera de cuarcita en la formación Oriskany (izquierda) de Virginia Oeste, EUA, localizada a unos 100 km [60 mi] al sudeste del campo Steckman Ridge, conforman dos grupos principales de fracturas con rumbo noroeste. La pared de la cantera mira al noroeste y las líneas rojas y verdes señalan los planos de fractura que exhiben un rumbo de 330° y 290°, respectivamente. En una vista desde el SSE, las fracturas expuestas en la zanja de una línea de conducción (derecha) cerca del Anticlinal C se encuentran orientadas con un ángulo de 350°. Los datos FMI (no mostrados) del pozo SR17, en el Anticlinal C, indicaron la misma orientación de 350° para las fracturas abiertas.

Planos de fractura de tendenciaNO y rumbo de 290°




Echado delas capas

, Caracterización de fracturas. Para detectar las fracturas existentes en el pozo Clark 1663 se utilizó una herramienta FMI. Las tendencias de estas fracturas fueron representadas gráficamente en un diagrama de roseta y ayudaron a los geocientíficos a visualizar la tendencia NO–SE predominante de las fracturas. Además, mostraron que la mayoría de las fracturas de este pozo eran fracturas abiertas o parcialmente abiertas y sus direcciones correspondían a la dirección de un conjunto de fallas.

10%

2%

4%

6%

8%


0°

30°

60°

90°

120°

150°180°

210°

240°

270°

300°

330°

Fracturas y fallasFracturas abiertas

Fracturas reparadasFracturas parcialmente abiertas

Conjunto de fallas 1

19. “Steckman Ridge LP—Order Issuing Certificates,” Comisión Reguladora de la Energía Federal de EUA, Número de Expediente CP08-15-000 (5 de junio de 2008), http://www.ferc.gov/eventcalendar/Files/200806051850 40-CP08-15-000.pdf (Se accedió el 14 de julio de 2012).

Para obtener más información sobre el almacenamiento subterráneo de gas, consulte: Bary A, Crotogino F, Prevedel B, Berger H, Brown K, Frantz J, Sawyer W, Henzell M, Mohmeyer K-U, Ren N-K, Stiles K y Xiong H: “Almacenamiento subterráneo de gas natural,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 2–19.

20. Scanlin MA y Engelder T: “The Basement Versus the No-Basement Hypotheses for Folding Within the Appalachian Plateau Detachment Sheet,” American Journal of Science 303, no. 6 (Junio de 2003): 519–563.

38 Oilfield Review

(CSD), o lineamientos, de orientación NO (arriba).21 Los resultados de estos estudios demostraron que las fracturas naturales podían estar ejerciendo un control significativo sobre la porosidad y la per-meabilidad del campo y sobre las estructuras tota-les de los anticlinales del campo Steckman Ridge. Si eso fuera cierto, las evidencias del sistema de fracturas de orientación NO deberían haber resul-tado visibles en los atributos sísmicos extraídos

de los datos sísmicos. Por consiguiente, se proce-dió a reexaminar los datos sísmicos 3D utilizando técnicas avanzadas de análisis de detección de fracturas para identificar y mapear los efectos más sutiles de los sistemas de fracturas abiertas.

El análisis espectral de los datos sísmicos indicó que el contenido de frecuencias de la ondí-cula sísmica era bastante consistente y oscilaba entre 25 y 75 Hz en las localizaciones de los pozos.

No obstante, en el campo, la forma de la ondícula sísmica a través del tope del horizonte Oriskany variaba entre una localización y otra.22 Esta variabi-lidad no afectaba la interpretación estructural de gran escala pero sí afectaría la interpretación estra-tigráfica y la búsqueda de rasgos de pequeña escala.

Los científicos efectuaron la descomposición espectral del volumen de datos sísmicos 3D y exa-minaron los volúmenes de frecuencias seleccio-nados, que revelaron la presencia de estructuras sutiles en los datos (abajo). Además, extrajeron el volumen de isofrecuencias a 30 Hz a través de la descomposición espectral, aislaron el tope del horizonte Oriskany como una porción del volu-men —limitada 12 ms por encima y 12 ms por

> Descomposición espectral. La descomposición espectral de una ondícula sísmica (extremo superior izquierdo), que contiene un amplio rango de frecuencias, separa la ondícula en muchas trazas con una sola frecuencia (extremo superior derecho). El proceso de descomposición espectral se desarrolla de izquierda a derecha, y la suma espectral —el proceso inverso al de la descomposición espectral— de derecha a izquierda. En la descomposición espectral de un volumen de datos sísmicos 3D con todas las frecuencias (extremo inferior), el filtrado con filtro pasa banda genera volúmenes que contienen datos con rangos de frecuencias estrechos.


0 a 10 Hz

Entrada(0 a 125 Hz)

Descomposición espectral

10 a 20 Hz

20 a 30 Hz

30 a 40 Hz40 a 50 Hz

y

Tiempo

Orientación del cubo

xDescomposición

espectral

Sumaespectral

Frecuencia, HzAmplitud

Tiem

po, m

s

0

0– +–400

400

Tiem

po, m

s

0

–400

400

0 75

21. Para obtener más información sobre las diaclasas de la cuenca de los Apalaches, consulte: Engelder T, Lash GG y Uzcátegui RS: “Joint Sets That Enhance Production from Middle and Upper Devonian Gas Shales of the Appalachian Basin,” AAPG Bulletin 93, no. 7 (Julio de 2009): 857–889.

Bankey V, Cuevas A, Daniels D, Finn CA, Hernández I, Hill P, Kucks R, Miles W, Pilkington M, Roberts C, Roest W, Rystrom V, Shearer S, Snyder S, Sweeney R, Vélez J, Phillips JD y Ravat D: “Digital Data Grids for the Magnetic Anomaly Map of North America,” Reston, Virginia, EUA: Servicio Geológico de EUA, Reporte de Archivo Abierto 02-414, 2002.

22. Para ver una clase breve sobre las ondículas sísmicas, consulte: Henry SG: “Catch the (Seismic) Wavelet,” AAPG Explorer 18, no. 3 (Marzo de 1997): 36–38.

Henry SG: “Zero Phase Can Aid Interpretation,” AAPG Explorer 18, no. 4 (Abril de 1997): 66–69.

23. El desplazamiento o movimiento por desplazamiento de rumbo se refiere al movimiento del otro lado de la falla de desplazamiento de rumbo respecto del lado de referencia; el lado en el que uno se encuentra de cara a la falla. El movimiento es lateral derecho cuando el otro lado de la falla se mueve hacia la derecha y es lateral izquierdo cuando el otro lado se mueve hacia la izquierda.

> Discontinuidades estructurales de rumbo transversal (CSD) en un mapa de anomalías magnéticas. La interpretación de una porción del mapa de anomalías magnéticas de América del Norte muestra las CSDs noroeste-sudeste que cruzan la cuenca de los Apalaches. Existe una clara discontinuidad en la anomalía del campo magnético al sudoeste de Pensilvania, a través de la CSD del Condado de Washington, que es interpretada como una zona de corte relacionada con las fracturas NO–SE del campo Steckman Ridge, que se encuentra en el Condado de Bedford (contorno negro). [Mapa de anomalías magnéticas adaptado del Servicio Geológico de EUA (Bankey et al, referencia 21).]

Condado de GreeneParsons

Condado de Washington

Pittsburgh-Washington

Blairsville-Broadtop

Home-Gallitzin

French Creek

Tyrone-Mount Union

Lawrenceville-Attica


0 km

0 mi 50

50

Anomalía magnética, nT

–300 –200 –100 200100 400–30 300

Volumen 24, no.2 39

debajo del picado del horizonte— y luego, utili-zando secciones en tiempo, efectuaron un corte en este subvolumen de 24 ms de espesor. De este modo, lograron ver evidencias claras de la exis-tencia de zonas de corte de tendencia NO que atravesaban el rumbo NNE de los ejes anticlina-les (izquierda). Estas zonas de corte fueron los únicos rasgos estructurales descubiertos, con la misma orientación que la del sistema de fractu-ras observado tanto en los afloramientos locales

, Amplitud de isofrecuencias al tope de la formación Oriskany. Un mapa de una sección sísmica de tiempo con un tiempo de viaje doble (ida y vuelta) de 746 ms a través del volumen de isofrecuencias a 30 Hz, después de la descomposición espectral, se centra en el tope de la formación Oriskany, en el Anticlinal A. Las variaciones de amplitud resaltan los corrimientos por desplazamiento de rumbo lateral derecho y lateral izquierdo a través del anticlinal. Un ejemplo es el corrimiento lateral derecho NO–SE (línea roja de guiones) que corta la gran área de gran amplitud azul. Al sudoeste, los corrimientos laterales izquierdos de la misma área de amplitud azul son paralelos a la línea roja de guiones. Estos corrimientos NO–SE son consistentes con los lineamientos estructurales NO–SE mapeados en todo el territorio de Pensilvania, interpretados como zonas de corte de rumbo transversal que controlan el almacenamiento de gas y el régimen de flujo del yacimiento Steckman Ridge.


Clark 1663

SR9

Anticlinal A

Baja

Alta

Ampl

itud

N

Tiempo

E

746 ms

0 km

0 mi 0,5

0,5


180°210°

240°

270°

300°

330°

150°

120°

90°

60°

30°75°90°

60°

45°

30°

15°

0°

90

60

30

0

Ángulo del echado, grados

Echado de la fractura Azimut de la fractura Porosidad de la matriz Traza de la fractura

Gráfica polar

0

60

120

240

300

180

360

Azimut del echado, grados

0

2

4

6

8

Porosidad,%

>Modelado de redes de fracturas discretas. Para el yacimiento Oriskany se construyó un modelo de redes de fracturas discretas (DFN), que fue dividido verticalmente en cinco zonas. En el modelo se incorporaron los resultados de las interpretaciones sísmicas y de registros. Los resultados de la zona 5 muestran, de izquierda a derecha, el echado de la fractura, el azimut de la fractura, la porosidad matricial y las trazas de las 27 367 fracturas. La traza de una fractura es una curva formada por la intersección de una fractura que atraviesa la superficie de un horizonte. La gráfica polar radial (extremo superior derecho) resume los echados y las direcciones de los echados de los planos de fracturas modelados, que se inclinan de 45° a 90° en las direcciones sudoeste a noreste. Un polo es una línea perpendicular a un plano de fractura; una fractura que tiene un azimut de rumbo de 135° y un ángulo de echado de 75° al NE queda representada gráficamente como un punto con un ángulo de dirección de 45°—si se lee en sentido horario alrededor del diagrama— y una inclinación de 75°— si se lee desde el centro hacia el borde— en una gráfica polar.

como en los datos FMI del pozo vertical cercano Clark 1663.23 Los científicos determinaron que estas zonas de corte eran los rasgos estructurales que controlaban el sistema de fracturas alta-mente permeable respecto del cual se conside-raba que poseía la capacidad de almacenamiento real para el gas del campo.

Los geocientíficos de Schlumberger diseñaron un modelo de redes de fracturas discretas (DFN) de doble porosidad para asistir en el diseño de las trayectorias de los pozos, para actualizar con datos del programa de perforación y para utilizar para el modelado del almacenamiento y la recu-peración del gas (abajo). Los datos de entrada para el modelo incluyeron las zonas de corte y los conjuntos de fracturas mapeados a partir de la interpretación sísmica, la apertura de las fractu-


180°210°

240°

270°

300°

330°

150°

120°

90°

60°

30°75°90°

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Ángulo del echado, grados

Echado de la fractura Azimut de la fractura Porosidad de la matriz Traza de la fractura

Gráfica polar

0

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Azimut del echado, grados

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Porosidad,%

40 Oilfield Review

ras, el relleno de las fracturas, el ángulo de echado y el azimut del echado derivados de las imágenes FMI y la conductividad de las fracturas obtenida de los registros de resistividad; los picos de alta conductividad eléctrica de los registros de resistividad se correlacionaron con las fracturas más abiertas y, presumiblemente, más conducti-vas desde el punto de vista hidráulico.24

Los datos revelaron la existencia de dos con-juntos de fracturas en el campo. Uno de los con-juntos se disponía de oeste a este en la porción sur del campo, y el otro de NO a SE. En dirección hacia el norte, ambas tendencias rotaban en sen-tido horario. Los científicos teorizan que esta rota-ción se asocia con la rotación del campo de esfuerzos lejos de las zonas de corte de tendencia NO.

Los planificadores de pozos de Spectra Energy que trabajaron para la asociación utilizaron este modelo para diseñar los pozos horizontales a lo largo de trayectorias NE a SO a fin de maximizar la inter-cepción de los sistemas de fracturas de rumbo trans-versal de orientación NO a SE (arriba). Los pozos SR10 y SR14, el primer y segundo pozos perfora-dos en estos rasgos definidos por medio de méto-dos sísmicos, fueron perforados en los Anticlinales A y C, respectivamente. El objetivo de los planifi-cadores de pozos era perforar secciones hori-zontales de 305 m [1 000 pies] para ambos pozos.

No obstante, inmediatamente después de alcan-zar el yacimiento, los perforadores encontraron grandes sistemas de fracturas abiertas. En las dos secciones horizontales, después de perforar sólo 40 m [130 pies] y 53 m [172 pies], respectiva-mente, los perforadores experimentaron pérdidas de circulación en el sistema de fracturas abiertas, lo que los obligó a suspender las operaciones. Luego de haber hallado buenas zonas para la inyección de gas, los operadores consideraron que estos pozos eran adecuados para el almace-namiento de gas, por lo que ambos fueron termi-nados en agujero descubierto, y la tubería de revestimiento se hizo penetrar 15 m [50 pies] en el tope del yacimiento para asegurar el aisla-miento de la unidad de almacenamiento.

Los pozos restantes fueron terminados en conjunto con las actualizaciones del modelo DFN; el proceso consistió en perforar un pozo hasta la profundidad final (TD), correr un regis-tro FMI, actualizar el modelo DFN y perforar el pozo siguiente. Por ejemplo, las fracturas interpre-tadas en el registro FMI corrido en el pozo SR21 fueron utilizadas para actualizar el modelo antes de perforar el pozo siguiente (próxima página). Además, los perforadores utilizaron el modelo DFN para la geonavegación de todos estos pozos horizontales.

Dada la complicada estructura geológica del área del campo, el direccionamiento de los pozos constituyó un desafío. Los ingenieros obtuvieron registros sónicos y de densidad en los puntos crí-ticos, durante la perforación, a fin de generar trazas sísmicas sintéticas para correlacionarlas con las trazas sísmicas reales y utilizaron estos ajustes preliminares entre el pozo y la sísmica para comparar la localización de perforación vigente en ese momento con el objetivo de perfora-ción que había sido planificado en base a los datos sísmicos. Esta metodología de posicionamiento de pozos guiada geofísicamente ayudó a los ingenie-ros a ajustar las trayectorias de los pozos. Los inge-nieros de Schlumberger ejecutaron los planes de perforación de pozos utilizando las herramientas de perforación direccional de Schlumberger. El sistema de perforación vertical rotativa direc-cional PowerV fue utilizado para mantener el pozo vertical hasta el punto de comienzo de la desviación, y los perforadores direccionales ayu-daron a direccionar el pozo hasta los objetivos de entubación, asentamiento y TD del lateral.

La asociación consideró exitosa esta conversión a instalación de almacenamiento de gas. A través de un proceso cuidadoso de análisis, integración e interpretación, el equipo de trabajo identificó y con-firmó el sistema de fracturas de control del yaci-miento. El plan original consistía en perforar todos los pozos verticales nuevos para lograr una capaci-dad de inyección y extracción de 227 y 300 MMpc/d

24. Para ver los procedimientos de desarrollo del modelo DFN, consulte: Souche L, Astratti D, Aarre V, Clerc N, Clark A, Al Dayyni TNA y Mahmoud SL: “A Dual Representation of Multiscale Fracture Network Modelling: Application to a Giant UAE Carbonate Field,” First Break 30, no. 5 (Mayo de 2012): 43–52.

25. Mackertich DS y Goulding DRG: “Exploration and Appraisal of the South Arne Field, Danish North Sea,” en Fleet AJ y Boldy SAR (editores): Petroleum Geology of Northwestern Europe—Actas de la 5a Conferencia sobre Geología del Petróleo. Londres: Sociedad Geológica (1999): 959–974.

26. Herwanger JV, Schiøtt CR, Frederiksen R, If F, Vejbæk OV, Wold R, Hansen HJ, Palmer E y Koutsabeloulis N: “Applying Time-Lapse Seismic Methods to Reservoir Management and Field Development Planning at South Arne, Danish North Sea,” en Vining BA y Pickering SC (eds): Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers—Actas de la 7a Conferencia sobre Geología del Petróleo. Londres: Sociedad Geológica (2010): 523–535.

27. Para obtener más información sobre análisis sísmicos efectuados con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo), consulte: Pedersen L, Ryan S, Sayers C, Sonneland L y Veire HH: “Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 32–43.

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

> Planeación de pozos horizontales para que intersecten fracturas abiertas. Algunos estudios indican que los pozos verticales sólo tienen una posibilidad remota de intersectar fracturas verticales. En el campo Steckman Ridge, los ingenieros proyectaron perforar pozos horizontales paralelos al eje anticlinal y a través de las zonas transversales de corte y fracturas identificadas a partir de los análisis de datos sísmicos, geológicos y de mapeo de superficie.


Pozo horizontal

Pozo vertical

Volumen 24, no.2 41

de gas, respectivamente. Actualmente, la asocia-ción cuenta con una capacidad de compresión ins-talada para inyectar 150 MMpc/d [4,2 millones de m3/d] de gas. Hasta la fecha, se reingresó a los cinco pozos de producción verticales originales y se procedió a su re-terminación con grados variados de éxito, y la asociación perforó y terminó muchos menos pozos que los planificados originalmente. Los pozos nuevos fueron pozos horizontales alta-mente exitosos. El desempeño de los pozos indica tasas cercanas a los niveles de extracción objetivo. La asociación está evaluando si pueden requerirse más pozos horizontales, pero la posibilidad de inyectar y extraer gas con las tasas de diseño o tasas similares, con un número significativamente menor de pozos horizontales que los planificados original-mente, generará un ahorro sustancial de costos.

A fin de convertir el campo Steckman Ridge en una instalación de almacenamiento subterrá-neo de gas, los ingenieros hicieron uso de los atri-butos derivados de los datos sísmicos para identificar zonas de corte sutiles de rumbo trans-versal y los sistemas de fracturas asociados. En el Mar del Norte, los geocientíficos están utilizando técnicas avanzadas de análisis de atributos sísmi-cos para el mapeo detallado de redes de fallas que proveen una capacidad adicional de produc-ción de yacimientos.

Mapeo detallado de redes de fracturasEl campo South Arne se encuentra situado en el sec-tor danés del Mar del Norte, a unos 250 km [155 mi] al ONO de Esbjerg, en Dinamarca. Hess opera el campo desde el año 1994; sus socios son DONG Energy A/S y Danoil Exploration A/S. El yacimiento se encuentra ubicado en las cretas de la formación Tor, de edad Cretácico Tardío, y la formación supra-yacente Ekofisk de edad Paleógeno Temprano, en una estructura alargada de tendencia NO–SE.25

La producción de petróleo comenzó en el año 1999 en los pozos horizontales perforados en sen-tido paralelo al eje estructural y es sustentada con inyección de agua desde pozos horizontales perforados en sentido paralelo a los pozos de pro-ducción y entrelazados con éstos. Para asistir en la producción, ambos tipos de pozos fueron some-tidos a programas de estimulación por fractura-miento que utilizaron bien sea ácido para erosionar la superficie de las fracturas inducidas o apunta-lante para mantener abiertos los canales que cons-tituyen las fracturas. Las fracturas inducidas poseen planos de fracturas verticales de orienta-ción NO–SE, paralelos a la estructura anticlinal. El esquema de implantación de pozos y el pro-grama de estimulación favorecieron el barrido

homogéneo del yacimiento.26 Al cabo de algunos años, los datos de producción indicaron que los fluidos del yacimiento no fluían como se había proyectado y que el barrido del yacimiento se estaba volviendo más heterogéneo.

En consecuencia, en el año 2005, Hess y Schlumberger pusieron en marcha un programa de sísmica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) para investigar las configuraciones de flujo indicadas en los datos de producción y com-pararlas con las configuraciones inferidas a par-tir de la interpretación de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición. La inter-pretación sísmica con la técnica de repetición compara uno o más levantamientos recientes con un levantamiento de referencia para descubrir los cambios relacionados con la producción en el volumen de yacimiento estudiado. Los levanta-

mientos sísmicos ejecutados con la técnica de repetición ayudan a los operadores a monitorear un yacimiento, mapear los trayectos y las barre-ras para el movimiento de los fluidos y compren-der los fenómenos asociados con los yacimientos, tales como la compactación que resulta de los cambios producidos en la distribución del conte-nido de fluidos del yacimiento.27 Para el campo South Arne, un levantamiento sísmico 3D previo a la producción, ejecutado en el año 1995, sirvió como levantamiento de referencia y un levanta-miento 3D llevado a cabo en el año 2005 sirvió como levantamiento de monitoreo.

Un resultado clave del análisis sísmico con la técnica de repetición fue una fuerte indicación de que las fallas estaban afectando el flujo del yaci-miento ya que proporcionaban capacidad de flujo adicional en sentido paralelo a su rumbo, pero

> Controles sobre la densidad de las fracturas. La sección horizontal del pozo SR21 (línea púrpura) fue perforada en sentido paralelo al eje del Anticlinal B e intersectó las fracturas (discos marrones) interpretadas a partir de las imágenes FMI. La densidad de las fracturas se incrementó cuando el pozo atravesó una falla de corte (línea roja de guiones). Las líneas azules representan las fallas de orientación NNE mapeadas durante el proceso de interpretación sísmica inicial. Las curvas de contorno (negro) y los colores indican la profundidad hasta el tope de la formación Oriskany.


Pozo SR21

Fallas de corteFallas de orientación NNE

Anticlinal B

–4 250–4 500

–5 500

–6 500

–7 500

–5 250

–6 250

–7 250

–4 750

–5 750

–6 750

–5 000

Prof

undi

dad,

pie

s

–6 000

–7 000

Incremento dela densidad delas fracturas

42 Oilfield Review

impedían el flujo en sentido perpendicular al rumbo (arriba). Los ingenieros han incorporado este comportamiento de flujo anisotrópico en los modelos de simulación del yacimiento; los pronós-ticos de flujo del yacimiento han mejorado, pro-porcionando una concordancia más estrecha entre las presiones estimadas y las presiones rea-les medidas en los pozos de evaluación perforados para la extensión del campo hacia el norte.28 Desde ese estudio, Hess y Schlumberger siguie-ron colaborando para mejorar la generación de imágenes de la estructura de fallas del campo South Arne.29

Existe un procedimiento prometedor para revelar las estructuras de fallas, que sigue un flujo de trabajo que identifica tres atributos inde-pendientes del echado sísmico, los combina para conformar un atributo global y luego utiliza un tipo de procesamiento con realce de bordes para exaltar las zonas de fallas (derecha). Los atribu-tos independientes —caos, curvatura y varianza— describen la incertidumbre estructural, la estructura y la sensibilidad de amplitud de los echados de las fallas interpretados a partir de los datos sísmicos.

Si bien el echado es difícil de estimar correctamente, los geofísicos utilizaron restricciones globales para estimarlo de manera confiable y consistente.30

El atributo de caos resulta de la incertidum-bre estructural o la variabilidad de las estimacio-nes sísmicas del echado y el azimut. Este atributo mide la calidad caótica o desordenada a partir del análisis estadístico de las respuestas sísmicas locales —las señales que cambian abruptamente son caóticas, pero las que varían en forma suave

No Sí

Volumen dedatos sísmicos

Clasificacióny validación

Detecciónde bordes

Fallas y fracturaspotenciales

• Reciprocidad• Causalidad• Consistencia• Continuidad

Restricciones entérminos de echados

Sumaponderada

¿Convergencia?

Atributos de echado• Caos• Curvatura• Varianza

Estimadorde echados

Volumende echados


> Estimación globalmente consistente de los echados para el mapeo de fallas y fracturas. El flujo de trabajo se inicia con el ingreso de los datos sísmicos (extremo superior izquierdo, púrpura) en un estimador de echados (extremo superior, azul). La comparación en función de las restricciones relacionadas con los echados (centro, amarillo) determina la convergencia. El resultado es un volumen de echados (extremo superior derecho, verde) además de tres atributos de echado (centro a la derecha, verde) utilizados para la identificación de fallas y fracturas. Los atributos de echado son sometidos a un proceso de suma ponderada y detección de bordes para generar un volumen estimado de fallas y fracturas potenciales (extremo inferior, de derecha a izquierda). Los geólogos, geofísicos y analistas de registros de pozos seleccionan y validan (extremo inferior izquierdo, naranja) estas fallas y fracturas como reales o como otros rasgos geológicos o transformaciones artificiales sísmicas.

28. Herwanger et al, referencia 26.29. Aarre V y Astratti D: “Seismic Attributes for Fault

Mapping—The Triple Combo,” presentado en el Seminario de Geofísica de la Sociedad de Exploración Petrolera de Gran Bretaña sobre Amplitudes y Atributos; Usos y Abusos, Londres, 15 al 16 de junio de 2011.

30. Aarre V: “Globally Consistent Dip Estimation,” Resúmenes Expandidos, 80a Reunión Anual de la SEG, Denver (15 al 17 de octubre de 2010): 1387–1391.

31. Randen T, Monsen E, Signer C, Abrahamsen A, Hansen JO, Sæter T, Schlaf J y Sønneland L: “Three-Dimensional Texture Attributes for Seismic Data Analysis,” Resúmenes Expandidos, 70a Reunión Anual de la SEG, Calgary (6 al 11 de agosto de 2000): 668–671.

32. Roberts, referencia 16.33. Para obtener más información sobre el procedimiento

patentado de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking), consulte: Pedersen SI, Randen T, Sønneland L y Steen Ø: “Automatic Fault Extraction Using Artificial Ants,” Resúmenes Expandidos, 72a Reunión Anual de la SEG, Salt Lake City, Utah, EUA (6 al 11 de octubre de 2002): 512–515. Pedersen SI: “Image Feature Extraction,” Patente de EUA No. 8.055.026 (8 de noviembre de 2011).

34. Souche et al, referencia 24.35. La expresión “en escalón” se refiere a una disposición

escalonada o imbricada de objetos similares, bien sea a la derecha o a la izquierda del objeto de referencia.

,Mapa de diferencias de amplitud resultantes de aplicar la técnica de repetición en el campo South Arne. Este mapa (izquierda) muestra los cambios de la amplitud sísmica a lo largo del tope del horizonte Tor entre los años 1995 y 2005. Las fallas de dirección NO–SE (verde) dominan la estructura. Los colores azules indican una reducción de la intensidad de la reflexión y la gama del rojo al amarillo indica un incremento de ese parámetro. Los geocientíficos interpretan el incremento y la reducción de la amplitud de las reflexiones para indicar, respectivamente, la compactación y la dilatación del volumen de poros de la formación. La distribución de los cambios producidos en la intensidad de la reflexión es el resultado del flujo y la circulación de los fluidos de yacimiento, controlados por las fallas, durante el proceso de producción de petróleo sustentado con inyección de agua. Las orientaciones de las fallas favorecieron el colapso de la cresta estructural y la compactación (naranja y amarillo, extremo superior derecho), el flujo preferencial y el soporte de presión de los fluidos, además de la dilatación hacia los flancos de la estructura (azul, extremo inferior derecho).


5 km [3,1 mi] 2 km [1,2 mi]

N

N

Tope de la formación Tor: diferencia resultante de la técnica de repetición

Colapso de la cresta

Dilatación hacia los flancos

N

+0–

Diferencia de amplitud

Volumen 24, no.2 43

no lo son— lo que ayuda a identificar las fallas y las fracturas, que producen disrupciones en el volumen sísmico.31 El caos es un atributo inde-pendiente porque no varía con la amplitud sísmica o con la orientación del echado, lo que significa que el valor del caos será el mismo en una región de baja amplitud que en una de alta amplitud o en una región inclinada o una región plana del volu-men sísmico 3D.

El segundo atributo, el atributo de curvatura, describe la variación estructural lateral del echado. Los valores de curvatura grandes resaltan los cambios abruptos producidos en el echado y son indicadores comunes de la presencia de fallas y fracturas.32

El tercer atributo, la varianza de la amplitud, es un atributo sísmico de la familia de la coherencia.

La varianza de la amplitud revela la falta de con-tinuidad de la señal, que es útil para identificar fallas y rasgos estratigráficos.

Los tres atributos independientes —caos, cur-vatura y varianza— se combinan para conformar un atributo sísmico global, utilizando una suma ponderada de los datos de entrada independien-tes; la ponderación ecualiza cada una de las con-tribuciones, de modo que éstas afectan el atributo de salida global de un modo similar. Este volumen de atributos combinados es sometido a un proce-samiento con realce de bordes que utiliza el pro-cedimiento de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking) para destacar los planos de fallas y eliminar otros rasgos no estructurales.33 El volumen sísmico resultante —un cubo de fallas— proporciona una descripción detallada

de la red de fallas asociadas con las fracturas que controlan la producción del yacimiento (izquierda). Estos detalles constituyen datos de entrada impor-tantes para los modelos de simulación de yaci-mientos y geomecánicos del subsuelo, que son utilizados por los ingenieros para pronosticar las propiedades de los yacimientos y su evolución con la producción.

Modelado de redes de fracturas con múltiples escalasIdealmente, los modelos de yacimientos deberían incluir todo lo que se conoce acerca de la geolo-gía, las propiedades de las rocas y los fluidos, y la historia de producción de un yacimiento. Las fallas y las fracturas merecen un tratamiento especial porque representan discontinuidades existentes en las rocas. Los cambios producidos en las propie-dades, cerca de las fallas y las fracturas, son tan importantes como los cambios producidos en las propiedades cerca de las superficies y los horizontes estratigráficos; límites de estratificación, secuen-cias y discordancias. La litología puede ser despla-zada en forma leve o drástica a lo largo de las fallas, en tanto que la porosidad y la permeabilidad pueden variar en sus proximidades. Las fallas y las fracturas pueden afectar los regímenes de flujo de fluidos al actuar como canales preferenciales para el flujo, si están abiertas, o como obstáculos si están selladas.

Mediante la utilización de datos sísmicos para detectar una red de fallas y fracturas, un equipo de geocientíficos de Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO), la compañía operadora, y Schlumberger llevaron a cabo un estudio de un campo carbonatado gigante situado al sudeste de Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, para determi-nar cómo captar mejor los detalles de la red sospe-chada de afectar la producción del yacimiento.34 El objetivo era representar los lineamientos sís-micos en modelos de yacimientos de la manera más completa y eficiente posible con las restric-ciones impuestas por el entorno computacional.

La producción proviene de la formación Thamama de edad Cretácico Inferior. La estruc-tura corresponde a un anticlinal extenso y suave que se alarga en dirección nordeste y es cruzado por cuatro conjuntos de fracturas identificados tanto en los datos de pozos como en los datos sís-micos 3D. El conjunto principal de fracturas de corte exhibe una orientación ONO–ESE, un corri-miento por desplazamiento de rumbo lateral derecho y un espaciamiento regular escalonado de 3 a 4 km [2 a 2,5 mi].35 Los datos muestran que el conjunto puede relacionarse con la reactivación de las fallas de desplazamiento de rumbo del basamento Precámbrico. El segundo conjunto

> Fallas y fracturas a partir del mapeo de los echados. Estas imágenes son mapas de relieve con sombras en escala de grises de la superficie por tiempo de viaje doble (ida y vuelta) al tope de la formación Ekofisk; en el esquinero inferior derecho de cada imagen, la flecha verde señala el norte. Una vista desde el sudeste de la superficie por tiempo de viaje doble (extremo superior izquierdo) muestra la estructura de tendencia NO–SE del campo South Arne, con una sección sísmica vertical en el fondo. Las otras son vistas desde el norte y corresponden a los resultados sísmicos superpues-tos sobre la superficie por tiempo de viaje doble. La amplitud de las reflexiones (extremo superior derecho) depende del contraste de las rocas a lo largo de la superficie; la amplitud en color azul muestra la polaridad de reflexión negativa producida por una reducción de la impedancia sísmica en el tope de la formación Ekofisk, que exhibe una impedancia sísmica inferior a las lutitas que la suprayacen en forma inmediata. Los echados estructurales (extremo inferior izquierdo) obtenidos del proceso de estimación de echados muestran el echado en cada uno de los puntos de la superficie y son independientes de la intensidad de la reflexión. La escala de grises indica la magnitud y la dirección de los echados y varía entre blanco y negro; el blanco indica los echados hacia el oeste y el negro, los echados hacia el este. El procesamiento de los echados con detección y realce de bordes que utiliza el procedimiento de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking) acentúa las trazas de las fallas y las fracturas (amarillo y naranja, extremo inferior derecho) que atraviesan la superficie.


Tope de la formación Ekofisk: superficie en tiempo Tope de la formación Ekofisk: amplitudes

Tope de la formación Ekofisk: echados Tope de la formación Ekofisk: Ant tracking

44 Oilfield Review

tiene una orientación NO–SE y, según surge de la interpretación, corresponde al conjunto de estructuras de corte Riedel sintéticas, laterales derechas, asociadas con el conjunto principal.36

El tercer conjunto tiene una orientación N–S y, según surge de la interpretación, es el conjunto de estructuras de corte Riedel antitéticas, latera-les izquierdas. Un cuarto conjunto secundario, de

orientación NNO–SSE, está compuesto por frac-turas de extensión que se propagaron entre las fracturas del conjunto principal de fracturas de corte ONO–ESE.

> Evaluación de las estimaciones sísmicas de fallas y fracturas. Las fallas (cian) fueron interpretadas en las secciones verticales (extremo superior izquierdo) y en las secciones en profundidad (extremo inferior izquierdo) cerca de las trayectorias de los pozos; en este caso el pozo E (amarillo). Estas fallas identificadas por métodos sísmicos fueron el resultado de la estimación de los echados y del seguimiento de las huellas de hormigas y se compararon con las fallas picadas a mano a partir de los datos sísmicos (líneas rojas) y con las fallas y fracturas interpretadas de los registros de imágenes FMI (discos naranjas y rojos a lo largo del pozo E). Las fallas y fracturas interpretadas en los registros de imágenes del pozo E se representan gráficamente en una red estereográfica de una gráfica polar radial (extremo superior derecho) y en una sección de registro de pozo (extremo inferior derecho) para una comparación más detallada con otras mediciones de pozos y datos sísmicos. Los rectángulos azules y verdes del carril 1 de la sección del registro de pozo muestran los intervalos en los que las entradas de agua (azul) y petróleo (verde) en el pozo fueron detectadas durante las pruebas de registros de producción e interpretadas como asociadas con las fallas que cruzan el pozo horizontal. El carril 2 muestra los intervalos en los que se identificaron las fallas a través del procesamiento de los datos sísmicos por el seguimiento de las huellas de hormigas; los rectángulos grises marcan dónde el pozo E cruza las fallas. Las flechas de los echados del carril 3 indican la profundidad y la orientación de las fracturas observadas en el registro de imágenes FMI: el color de las flechas indica la clasificación de las fracturas; el círculo se representa en la profundidad y el echado de la fractura y la cola provee el azimut del echado de la fractura. El carril 4 (verde claro) muestra los límites de las celdas de la cuadrícula cruzados por la representación del pozo E en el modelo 3D del sistema de fracturas del yacimiento. (Adaptado de Souche et al, referencia 24.)


X 250

Rayos gamma Anttracking

Echados

Celd

as d

e la

cuad

rícul

a

MD,pies

X 500

00 140°API 90grados

X 750

Y 000

Sección vertical

0°

30°

60°

90°

120°

150°

180°

210°

240°

270°

300°

330° 90°

70°

50°

30°

10°

Gráfica polar del pozo E

Corte transversal del pozo E

Sección en profundidad

+

0

–

Ampl

itud

+

0

–

Ampl

itud

Aumento vertical de 50 veces

Pozo E

Pozo E

Falla picada a mano

Falla

Falla

Fracturas y fallas

Fractura resistivaFractura delgada

Posible falla

Volumen 24, no.2 45

El conjunto de datos para este estudio incluyó datos sísmicos migrados en tiempo antes del api-lamiento (PSTM) 3D, que fueron convertidos de tiempo a profundidad a través del yacimiento, un vasto conjunto de datos de registros de pozos con-sistente en 55 registros de imágenes y 18 registros de producción de pozos horizontales y verticales, y un modelo estático 3D del yacimiento basado en la interpretación realizada por el equipo a cargo de los activos de ADCO acerca de la geología, la estra-tigrafía, la litología, y las propiedades de las rocas y los fluidos derivadas de los análisis de registros de pozos, núcleos, petrofísicos y de fluidos.

Para extraer la información sobre fallas y fracturas a partir de los datos sísmicos PSTM 3D, el flujo de trabajo siguió un procedimiento simi-lar al utilizado para el campo South Arne; luego intervino el equipo de interpretación que com-paró los resultados sísmicos con los registros de imágenes y llevó a cabo esta tarea utilizando sec-ciones sísmicas a lo largo de las trayectorias de pozos o mapas sísmicos de cortes verticales den-tro del intervalo prospectivo o a lo largo de las secciones horizontales de los pozos horizontales. Los lineamientos sísmicos se retenían en el cubo de fallas si mostraban una concordancia estrecha con la interpretación de los registros de imáge-nes (página anterior). Los lineamientos restantes fueron explorados posteriormente para ser clasifi-cados como límites sedimentarios o como transfor-maciones artificiales resultantes de los procesos de adquisición y procesamiento de los datos sísmicos.

El equipo de trabajo incorporó el cubo de fallas verificado en el modelo de yacimientos 3D. Los desafíos que se debería abordar eran incluir y representar tantos elementos con el detalle sufi-ciente para que el modelo resultara fiel a la geología del yacimiento y significativo para los ingenieros de yacimientos; y a la vez mantener los cómputos del

modelo manejables. Para abordarlos, el equipo eli-gió un modelo híbrido utilizando una representa-ción multiescala.37 Las fracturas grandes, que se creía que controlaban el flujo de los fluidos inyec-tados en este yacimiento, fueron modeladas explícitamente utilizando una red de fracturas discretas (DFN). Las fracturas pequeñas, que se creía que incrementan la permeabilidad matricial, fueron representadas estadísticamente utilizando un modelo de fracturas implícitas (IFM). El umbral de tamaño entre las fracturas grandes y las peque-ñas dependió del tamaño de la cuadrícula: las frac-turas grandes proporcionaron conectividad dentro de las celdas y las fracturas pequeñas contribuyeron a las propiedades de las celdas. Los modelos DFN e IFM pueden combinarse y escalarse a los efectos de la simulación dinámica del yacimiento (arriba). El resultado más importante del modelo híbrido es que un modelo único da cuenta de los efectos predo-minantes de las fracturas grandes y de las contribu-ciones de las fracturas más pequeñas. El modelo híbrido también produce una aceleración conside-rable del tiempo de computación, que se reduce de horas a minutos, lo que hace posible probar diversos escenarios de desarrollo de yacimientos y sus resul-tados de producción en forma eficiente y rápida.

La observación de las fracturas en el futuroPara asegurar el éxito del desarrollo y la produc-ción de yacimientos, los ingenieros deben tener un conocimiento geológico preciso de las fracturas y las fallas naturales. El análisis de los datos sísmicos es fundamental para este proceso, y los atributos sís-micos desempeñan un rol crucial para ayudar a los intérpretes a identificar rasgos sutiles. También es vital la integración de los resultados sísmicos con las tendencias geológicas de gran escala, los datos de registros, los estudios de afloramientos y los resultados de perforación en tiempo real.

El conocimiento de los sistemas de fracturas naturales y sus orientaciones, dimensiones y pro-piedades físicas permite a los operadores planifi-car las trayectorias de los pozos de manera de intersectar estos sitios óptimos en los yacimien-tos controlados por la porosidad y la permeabili-dad de las fracturas; o evitarlos si es necesario. Y si bien la mayoría las fracturas son demasiado pequeñas para ser detectadas individualmente por las ondas sísmicas, los conjuntos y redes de fracturas pueden producir un impacto colectivo sobre la respuesta sísmica.

Las nuevas capacidades para la adquisición de datos sísmicos de alta fidelidad, el mayor almacenamiento de datos y una informática más rápida alientan la búsqueda de mapas y modelos geológicos aún más precisos para apoyar y sus-tentar las decisiones relacionadas con el desarro-llo de yacimientos, la perforación de pozos y la planificación de instalaciones e infraestructura de soporte de superficie. La ejecución de esta búsqueda requerirá formas nuevas e innovadoras de diseño de atributos sísmicos para una mejor identificación y caracterización de las fracturas presentes en los yacimientos. —RCNH

>Modelo híbrido de un sistema de fracturas naturales. El modelo híbrido combina una red de fracturas discretas (DFN) para las fracturas grandes (izquierda) con un modelo de fracturas implícitas (IFM) para las fracturas pequeñas (centro) generando una sola estructura coherente (derecha). El rescalado del modelo posibilita la comprobación eficiente de los planes de desarrollo de yacimientos y de los resultados de producción. Cada color de la gráfica DFN representa un conjunto DFN diferente. El modelo cubre un área de 33 km2 [13 mi2]. (Adaptado de Souche et al, referencia 24.)


Fracturas grandes: red de fracturas discretas

Perm

eabi

lidad

Baja

Alta

Rescalado de las propiedades efectivas de las fracturas para la simulaciónFracturas pequeñas: modelo de fracturas implícitas

Inte

nsid

ad

Alta

Baja

36. Las estructuras de corte de Riedel son estructuras secundarias que se forman en las zonas de corte e incluyen dos conjuntos conjugados de superficies de deslizamiento en escalón. El conjunto sintético presenta el mismo sentido de desplazamiento que el corte primario y se inclina formando un ángulo bajo con respecto a la dirección primaria del movimiento relativo. El conjunto antitético exhibe el sentido de desplazamiento opuesto al del corte primario y forma un ángulo alto con respecto a éste.

37. Souche L, Kherroubi J, Rotschi M y Quental S: “A Dual Representation for Multiscale Fracture Characterization and Modeling,” Search and Discovery Article 50244 (Diciembre de 2009), http://www.searchanddiscovery.com/documents/2009/50244souche/ndx_souche.pdf (Se accedió el 15 de julio de 2012).

Lee SH, Lough MF y Jensen CL: “Hierarchical Modeling of Flow in Naturally Fractured Formations with Multiple Length Scales,” Water Resources Research 37, no. 3 (Marzo de 2001): 443–455.

46 Oilfield Review


La creciente utilización de la técnica de perforación horizontal ha incentivado a

las compañías de E&P a buscar formas económicamente más efectivas de registrar

sus pozos. Para satisfacer esta necesidad, se ha desarrollado un servicio innovador de

adquisición de registros (perfilaje). Ahora, los operadores están capitalizando un

método singular de operación de herramientas que utiliza sondas de pequeño diáme-

tro para evaluar formaciones en pozos altamente desviados o de alcance extendido.

James AivalisTony MeszarosRobert PorterRick ReischmanRobin RidleyPeter WellsThruBit LLCHouston, Texas, EUA

Benjamín W. CrouchOsage Resources, LLCHutchinson, Kansas, EUA

Taylor L. ReidOasis Petroleum, Inc.Houston, Texas

Gary A. SimpsonForest Oil CorporationHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2.Copyright © 2012 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Martin Isaacs y Rick von Flatern, Houston; y a Tony Smithson, Northport, Alabama, EUA.Geo-Frac, Mangrove, Portal, SureLog y ThruBit son marcas de Schlumberger.

Los avances registrados en la tecnología de perfo-ración y terminación de pozos están ayudando a las compañías de E&P a explorar y desarrollar nuevas extensiones productivas previamente consideradas antieconómicas. En muchas de estas extensiones productivas, los operadores están recurriendo a las técnicas de perforación horizon-tal y estimulación hidráulica para incrementar la exposición del pozo a las formaciones productivas. No obstante, la evaluación de los pozos horizontales o de alto ángulo puede resultar difícil. A menudo, estos pozos no pueden ser registrados con herra-mientas operadas con cable sin equipos especia-lizados de operación de herramientas, lo que con frecuencia se traduce en costos y demoras opera-cionales adicionales. Una consecuencia desafor-tunada es que algunos operadores desisten por completo de adquirir datos petrofísicos.

En los pozos de alto ángulo, los efectos combi-nados de la trayectoria del pozo y la geología obsta-culizan la capacidad de un operador para adquirir los datos necesarios para evaluar un yacimiento y desarrollar un programa de estimulación desti-nado a mejorar la recuperación de la inversión. Para satisfacer los desafíos de los pozos de alto ángulo, la industria ha refinado constantemente la tecnología de adquisición de registros (perfi-laje) en agujero descubierto. La adquisición de registros durante la perforación (LWD), las herra-mientas transportadas por tractor y diversas téc-nicas de adquisición de registros con herramientas bajadas con tubería son sólo algunas de las opcio-nes de que se dispone actualmente.1 No obstante,

existen ciertos costos —como los de alquileres de herramientas o el tiempo de equipo de perfora-ción— asociados con estos métodos alternativos.

En las extensiones productivas de lutitas (esquis-tos) de América del Norte, tales costos pueden impactar adversamente las estrategias de desarrollo. Uno de los factores más importantes en la econo-mía del desarrollo de los campos es el costo de perforación y terminación de cada pozo horizontal. Por consiguiente, en algunas extensiones produc-tivas no convencionales es común que los operado-res limiten el uso de los conjuntos de herramientas de adquisición de registros.2

A menudo, los registros de rayos gamma obte-nidos con las herramientas de mediciones durante la perforación (MWD) se utilizan durante el pro-ceso de geonavegación para determinar la posi-ción estratigráfica. En algunos pozos, el registro de rayos gamma MWD puede proporcionar los únicos datos petrofísicos de entrada para el diseño de los programas de operaciones de disparos y fractura-miento de formaciones. Si bien el registro de rayos gamma puede ayudar a los geólogos a identificar las zonas objetivo a través de las correlaciones con los registros de pozos vecinos, las mediciones de rayos gamma por sí solas no bastan para caracteri-zar las propiedades de los yacimientos que inciden en la producción. La medición de las variaciones laterales y verticales producidas en la litología, la mineralogía, la granulometría, la porosidad, la per-meabilidad y el contenido de fluidos en los yaci-mientos no convencionales complejos requiere una serie de herramientas de adquisición de registros.

1. Billingham M, El-Toukhy AM, Hashem MK, Hassaan M, Lorente M, Sheiretov T y Loth M: “Transporte de herramientas al fondo del pozo,“ Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 20–35.

2. Pitcher J y Buller D: “Shale Assets: Applying the Right Technology for Improving Results,” Artículo 40883 de Search and Discovery, adaptado de una presentación oral realizada en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Milán, Italia, 23 al 26 de octubre de 2011.

Volumen 24, no.2 47Volumen 24, no.2 47

48 Oilfield Review

La capacidad para identificar los cambios producidos en la roca yacimiento, que proveen los registros petrofísicos, puede incidir significa-tivamente en el programa de terminación de un pozo y en su rentabilidad. Esto resulta particular-mente relevante en relación con las extensiones productivas de lutitas u otras formaciones com-pactas, en las que los tratamientos de fractura-miento deben dividirse en varias etapas para estimular una zona productiva que se extiende miles de pies a lo largo de un pozo horizontal. Mediante la exclusión de ciertas zonas, y un pro-ceso selectivo de disparo y estimulación de los intervalos con más probabilidades de ser produc-tivos, los operadores pueden reducir el número de etapas requeridas para fracturar un yaci-miento en forma óptima. La disminución del número y de la longitud de las etapas permite conservar el agua, el apuntalante y otros recur-sos, lo que reduce los costos y el impacto global de las operaciones de estimulación de pozos.

Se ha desarrollado un sistema de adquisición de registros único y económicamente efectivo para ayudar a los operadores a obtener datos de forma-ciones valiosos en pozos de alto ángulo. El sistema, cuyo desarrollo estuvo a cargo de ThruBit LLC, utiliza la presión de las bombas de lodo para trans-portar las herramientas de adquisición de regis-tros de pequeño diámetro por el centro de la sarta de perforación y fuera de ésta, a través de una barrena especial, para registrar el agujero descu-bierto que se encuentra más allá de la barrena.

Viajando por este conducto de la columna de per-foración hasta la profundidad final (TD), las herramientas se bombean a través de la apertura de la barrena donde examinan la formación a medida que la columna de perforación se extrae del pozo. Schlumberger adquirió ThruBit LLC en el año 2011.

Este artículo proporciona un panorama gene-ral de los equipos y el sistema de despliegue que hacen posible la técnica de adquisición de regis-tros ThruBit. Los conjuntos de datos obtenidos con este sistema ayudan a demostrar su calidad y utilidad.

Fundamentos de la adquisición de registrosEl concepto de adquisición de registros a través de la barrena se centra en dos requisitos: herra-mientas de adquisición de registros suficiente-mente pequeñas para atravesar la sarta de perforación y una barrena diseñada para permitir su pasaje hacia el interior del agujero descubierto. El sistema de adquisición de registros ThruBit utiliza herramientas de adquisición de registros especialmente diseñadas que combinan diáme-tros pequeños con capacidades de alta presión y alta temperatura. Con un diámetro de 21/8 pulga-das, todas las herramientas del conjunto SureLog son suficientemente pequeñas para atravesar el centro de la mayor parte de las columnas de per-foración, martillos (tijeras) de perforación, colla-res y barrenas (arriba). Las herramientas toleran temperaturas de hasta 150°C [300°F] y presiones

de hasta 15 000 lpc [103 MPa] y pueden correrse en combinación para obtener un conjunto com-pleto de mediciones durante una sola carrera de adquisición de registros.

El dispositivo de telemetría, almacenamiento en memoria y rayos gamma SureLog es operado como la herramienta de adquisición de registros de nivel superior para proporcionar comunicaciones y la funcionalidad de almacenamiento en memo-ria para toda la sarta de adquisición de registros. El detector de rayos gamma mide los rayos gamma naturales presentes en la formación para brindar una evaluación cualitativa del contenido de lutita. Un acelerómetro de múltiples ejes ins-talado en la herramienta monitorea la orientación, el movimiento y la vibración de la herramienta de fondo de pozo. Además, la herramienta mide la inclinación y la temperatura del pozo.

La herramienta de inducción de arreglo posee cinco profundidades de investigación medianas y tres resoluciones verticales. En ciertas configura-ciones, se corre una herramienta combinable de potencial espontáneo (SP) inmediatamente por debajo de la herramienta de inducción. La medi-ción SP provee una indicación cualitativa de la permeabilidad y del contenido de lutita (arcillo-sidad) de la formación y puede ser utilizada para determinar la resistividad del agua de formación equivalente. Además, la herramienta tiene incor-porado un sensor de resistividad del lodo para las correcciones de los datos de inducción de arreglo y el análisis de los fluidos del pozo.

> Especificaciones de la herramienta SureLog. Cualquiera de estas herramientas puede combinarse para permitir que los operadores corran una sarta de adquisición de registros de tipo triple-combo o quad combo. Los diámetros de todas las herramientas son suficientemente pequeños como para ser corridos en pozos de 4 pulgadas.

Mediciones

Diámetro

Longitud

Temperatura

Presión

Velocidad de adquisición de registros

Resolución vertical

Profundidad de investigación

Tamaño del pozo

Rayos gamma, temperatura de pozo, aceleración de la herramienta

2 1/8 pulgadas

74 pulgadas [188 cm]

300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

1 800 pie/h [550 m/h]

12 pulgadas a 24 pulgadas[30 cm a 61 cm]

12 pulgadas [30 cm]

4 pulgadas a 14 pulgadas

Resistividad de inducción, potencial espontáneo,resistividad del lodo

2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

3 600 pie/h [1 100 m/h]

1 pulgada, 2 pulgadas y 4 pulgadas[3 cm, 5 cm y 10 cm]

10 pulgadas, 20 pulgadas, 30 pulgadas,60 pulgadas y 90 pulgadas[25 cm, 51 cm, 76 cm, 152 cm y 228 cm]


Densidad volumétrica, factor fotoeléctrico, tamaño del pozo

Velocidad de ondas de corte y compresionales

2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

1 800 pie/h [550 m/h]


4 pulgadas [10 cm]


2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

3 600 pie/h [1 100 m/h]


3 pulgadas [7 cm]


Porosidad-neutrón

2 1/8 pulgadas


300°F [150°C]

15 000 lpc [103 MPa]

1 800 pie/h [550 m/h]


10 pulgadas [25 cm]


Herramienta detelemetría,almacenamiento enmemoria, rayos gamma

Herramientade inducción

Herramientaneutrón

Herramienta dedensidad

Herramientasónica

Volumen 24, no.2 49

La herramienta neutrónica SureLog opera tanto en ambientes de pozo entubado como en ambientes de agujero descubierto y utiliza una fuente de californio [Cf] para obtener mediciones de porosidad y neutrones termales. Además de las correcciones por la temperatura y la presión del pozo, la medición de porosidad neutrón puede ser corregida por los factores ambientales, tales

como el tamaño del pozo, el tipo de lodo, la densi-dad del lodo, el espesor del revoque de filtración, la salinidad y la separación entre la herramienta y la pared del pozo.

La herramienta de densidad mide la densidad volumétrica de la formación (ρb), el factor fotoeléctrico (Pe) y el tamaño del pozo. El proce-samiento de las mediciones crudas incluye un algoritmo de corrección que preserva la precisión general de la medición de densidad a través de una amplia gama de tamaños de pozos, tipos y densida-des de lodo. Los detectores de centelleo de la herramienta se encuentran alojados en un patín articulado para un mejor contacto con la forma-ción, que mejora la calidad general de las medicio-nes en los pozos desviados y rugosos (izquierda). La herramienta de densidad utiliza un calibrador de un solo brazo para medir el tamaño del pozo y presionar la herramienta contra la formación.

La herramienta sónica de registro de formas de ondas SureLog posee un transmisor monopo-lar y un arreglo de seis receptores. Las formas de ondas registradas en cada uno de los seis recep-tores son procesadas subsiguientemente, utili-zando una técnica de coherencia-tiempo-lentitud para obtener las velocidades de las ondas compre-sionales (Vp) y de corte (Vs). La velocidad de las ondas de corte monopolares puede ser determi-nada a partir de la medición sónica en las forma-

ciones cuyas velocidades de ondas compresionales y de corte son mayores que la velocidad acústica en el lodo (Vmud).

La barrena de PDC Portal está diseñada para permitir que las herramientas de adquisición de registros pasen a través del extremo de la sarta de perforación sin que sea necesario remover la barrena. Esta barrena es hueca en el centro y posee una apertura de 21/2 pulgadas [63,5 mm] en su corona; el centro de la cara de la barrena (arriba). El diseño de la barrena es adaptable a casi cual-quier modelo de barrena de PDC con un diámetro comprendido entre 57/8 pulgadas y 121/4 pulgadas. Las barrenas son fabricadas con una diversidad de configuraciones de hojas y cortadores para dar cabida a los requerimientos en materia de perfo-ración y litología.

Un colgador, posicionado por encima de la barrena Portal, permite que los sensores de adquisi-ción de registros se extiendan inmediatamente por debajo de la barrena cuando se adquieren registros en modo de almacenamiento en memoria. En este modo, el cable se desengancha de la sarta de herra-mientas y se lleva a la superficie. Las herramientas se alimentan a batería y los datos derivados de los registros se almacenan en la memoria de abordo. El colgador posiciona las herramientas de adquisi-ción de registros con precisión a medida que se extienden a través de la apertura de la barrena.

> Herramienta de densidad SureLog. Los detectores de centelleo, alojados en un patín que se articula desde la herramienta principal, miden tanto la densidad volumétrica de la formación como el factor fotoeléctrico. La herramienta utiliza un calibrador de un solo brazo para incrementar el contacto total del patín con la formación mientras mide el tamaño del pozo.

Calibrador

Patín de la herramienta de densidad

> Barrena Portal. Esta barrena especializada está diseñada para satisfacer los requerimientos de perforación aplicables a una diversidad de tipos de rocas. La característica principal de esta barrena de PDC (vista lateral, izquierda) es que posee un orificio central (vista en planta, derecha) para permitir el pasaje de una sarta de herramientas de adquisición de registros (perfilaje) de diámetro reducido. (Figura, cortesía de Smith Bits, una compañía de Schlumberger.)

50 Oilfield Review

> Secuencia de adquisición de registros ThruBit. Se utiliza una barrena Portal para la rectificación del pozo hasta la TD como preparación para la adquisición de registros (1). El perforador extrae la barrena del fondo, dejando espacio suficiente para dar cabida al conjunto de herramientas de adquisición de registros SureLog. La sarta de herramientas de adquisición de registros se bombea a través de la columna de perforación (2). Con las herramientas posicionadas debajo de la barrena, el ingeniero especialista en adquisición de registros ThruBit verifica la función de la herramienta, y luego desconecta el cable y lo vuelve a llevar a la superficie (3). A medida que la brigada de perforación extrae la tubería del pozo, las herramientas de adquisición de registros examinan y registran los datos de la formación (4). El proceso de adquisición de registros se completa cuando las herramientas se introducen en la tubería de revestimiento (5). Con la barrena y las herramientas dentro de la tubería de revestimiento, la brigada de adquisición de registros baja la herramienta de recuperación con cable, traba las herramientas y las lleva a la superficie (6). Una vez que las herramientas de adquisición de registros se recuperan de la sarta de perforación, el perforador tiene libertad para proceder a la rectificación hasta el fondo del pozo o reanudar las otras operaciones como preparación para la fase de perforación siguiente (7).

1

2

3

4

5

6

7

Volumen 24, no.2 51

Este dispositivo limita el movimiento de un collar de restricción interior colocado cerca del extremo superior de la sarta de herramientas de adquisi-ción de registros, impide que el collar se desplace más hacia el fondo del pozo y a la vez permite que los sensores de adquisición de registros sobresal-gan en el agujero descubierto, más allá de la cara de la barrena.

El equipo de control de presión de superficie ThruBit está diseñado para controlar el pozo en caso de producirse un golpe de presión imprevisto. Este equipo permite que el perforador haga rotar y dé movimiento alternativo a la sarta de perfora-ción, y que ejecute el proceso de circulación durante el despliegue de las herramientas de adquisición de registros.3 Además, se puede ins-talar una válvula de flotador en el conjunto de fondo (BHA) para proporcionar una medida adi-cional de control del pozo. Esta válvula de flota-dor a charnela permite que las herramientas de adquisición de registros y el equipo auxiliar la atraviesen en ambas direcciones.4

Despliegue en el fondo del pozoEl sistema de despliegue ThruBit utiliza la barrena Portal para rectificar y acondicionar el pozo como preparación para la adquisición de registros. Una vez que el BHA alcanza la profundidad de adquisición de registros, la brigada de perfora-ción extrae el BHA del pozo para instalar una barrena Portal y el colgador. Cuando la barrena Portal y el colgador vuelven a ser bajados en el pozo, el perforador utiliza la barrena Portal para sortear, mediante el proceso de rectificación, los resaltos y puntos estrechos (angostamientos) presentes en el trayecto hacia la TD. Una vez que el pozo se encuentra acondicionado para la ope-ración de adquisición de registros, el perforador posiciona la barrena justo por encima de la base del intervalo inferior extremo a registrar, dejando sólo un tramo suficiente de agujero descubierto para que los sensores de adquisición de registros se extiendan más allá de la barrena.

Con la barrena Portal en la profundidad obje-tivo, la brigada de adquisición de registros inserta la sarta de herramientas SureLog en la columna de perforación, instala el equipo de control de pre-sión y baja el conjunto de herramientas SureLog

con cable. La conexión del cable permite al inge-niero especialista en adquisición de registros ThruBit generar un registro descendente y moni-torear la funcionalidad de la sarta de herramien-tas desde el momento en que las herramientas de adquisición de registros dejan la superficie hasta que se cambian al modo de almacenamiento en memoria. La columna de perforación protege las herramientas de adquisición de registros y el cable a medida que bajan en el pozo.

En el punto en el que la inclinación del pozo impide el descenso por acción de la gravedad, se accionan las bombas de lodo del equipo de perfora-ción para bombear las herramientas hasta el extremo inferior de la sarta de perforación. La columna de perforación posibilita un pozo parejo que asegura el despliegue de las herramientas de pequeño diámetro hasta la cara de la barrena. La presión de bombeo y el flujo del lodo hacen que los sensores de adquisición de registros pasen a través de la apertura de la barrena Portal. Las herramientas se detienen una vez que el dispositivo de restricción interior, situado cerca del extremo superior de la sarta de herramientas, llega hasta el colgador.

El ingeniero especialista en adquisición de registros efectúa una prueba final del funciona-miento de la sarta de herramientas antes de abrir el calibrador de la herramienta de densidad. Los ace-lerómetros situados en el interior de la herra-mienta verifican que el patín de la herramienta de densidad se encuentre orientado contra el lado bajo del pozo. Luego, el ingeniero transmite ins-trucciones a la sarta de herramientas para que se libere el cable. El cable y el extremo superior de un arreglo de bajada y recuperación de herramien-tas se llevan de regreso a la superficie y se remue-ven de la sarta de perforación, lo que hace que quede un cuello de pesca expuesto en el extremo superior de las herramientas de adquisición de registros para permitir la fácil recuperación de las herramientas y de las fuentes de densidad y neu-trón a través de la columna de perforación en cualquier momento; de este modo se elimina la necesidad de efectuar maniobras con la tubería.

Operando en el modo de almacenamiento en memoria, las herramientas de adquisición de registros examinan la formación y registran los datos a medida que la columna de perforación se extrae del pozo. Después de registrar la zona de interés, la brigada de adquisición de registros puede bajar una herramienta de recuperación con cable para retraer las herramientas de adquisición de registros de regreso a través de la barrena Portal y la columna de perforación. Una vez recupe-rada la sarta de herramientas en la superficie, el perforador queda libre para reanudar las operacio-

nes normales como preparación para la fase de actividad siguiente en el pozo (página anterior). Como alternativa, las herramientas pueden ser lle-vadas sencillamente a la superficie con la tubería. No obstante, la recuperación temprana permite descargar, verificar y transmitir los datos mien-tras la tubería aún está siendo extraída del pozo; lo que proporciona más tiempo para que el opera-dor planee las operaciones de terminación.

Este sistema de despliegue puede incidir positivamente en una operación de adquisición de registros. El tiempo de equipo de perforación invertido en la adquisición de registros se reduce porque el despliegue y la adquisición pueden efectuarse durante el viaje de acondicionamiento del pozo. Dado que no se despliegan hasta que la barrena se encuentra en su posición cerca de la TD, las herramientas reciben menos exposición a los golpes, las vibraciones y las altas temperaturas. El riesgo se minimiza porque las herramientas son recuperables y el sistema proporciona al per-forador un control absoluto del pozo. Por consi-guiente, si las condiciones del pozo se deterioran y la columna de perforación se atasca, las herra-mientas de adquisición de registros y las fuentes de densidad y neutrón pueden ser recuperadas antes de activar los martillos de perforación o implementar otros procedimientos para el atas-camiento de las tuberías. Con la sarta de adquisi-ción de registros sobre la rampa de manipulación, el perforador puede martillar la sarta de perfora-ción sin temor a dañar las herramientas.

La flexibilidad de este sistema está abriendo el camino para su utilización en otras situaciones desafiantes de adquisición de registros.

Aplicaciones de campoLa geometría de los pozos de alcance extendido los vuelve inherentemente difíciles de registrar. Las extensiones productivas de lutitas, explotadas generalmente mediante pozos horizontales, han generado una demanda de técnicas especializadas de operación de herramientas. La proliferación de las extensiones productivas en EUA proporcionó un terreno de pruebas para la tecnología de adqui-sición de registros ThruBit. Desde entonces, el uso de esta tecnología se expandió a otras exten-siones productivas no convencionales en las que los pozos de alto ángulo dificultan la obtención de registros.

En Dakota del Norte, EUA, Oasis Petroleum, Inc. utilizó el sistema de adquisición de registros ThruBit para evaluar un pozo de la lutita Bakken perforado hasta 6 330 m [20 766 pies] de profundi-dad medida (MD) con un tramo lateral de 3 050 m [10 000 pies]. El pozo tenía un radio de curvatura

3. En algunos pozos, la capacidad de circulación durante la adquisición de registros puede ayudar a reducir la temperatura del pozo cuando la temperatura del fondo del pozo se aproxima al límite de la temperatura de operación de la herramienta.

4. Reischman RL y Porter RC: “An Innovative New System for Obtaining Open Hole Logs in Difficult Wells,” artículo AADE-11-NTCE-67, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE, Houston, 12 al 14 de abril de 2011.

52 Oilfield Review

de 29,5°/30 m [29,5°/100 pies] y se encontraba desviado 91° respecto de la vertical (arriba). Oasis utilizó una barrena Portal durante la carrera de rectificación para preparar el pozo para la adquisición de registros antes de bajar la tubería de revestimiento corta (liner) de producción. El sistema ThruBit permitió al perforador mantener la circulación a medida que las herramientas de adquisición de registros se desplegaban alrededor de la curva y a través del tramo lateral extendido. El conjunto de herramientas de adquisición de registros SureLog pasó en forma segura a través de la columna de perforación y fuera de la barrena para registrar datos de evaluación de la forma-ción a medida que se extraía la tubería del pozo. En una sola carrera de adquisición de registros, los geocientíficos de Oasis obtuvieron los datos petrofísicos que necesitaban para evaluar la sec-ción de la lutita Bakken.

En el Condado de Barber, en Kansas, EUA, Osage Resources, LLC buscaba optimizar el empla-zamiento de los disparos y la longitud de las etapas de fracturamiento en un pozo horizontal perfo-rado en la extensión productiva Mississippi Lime. Esta extensión productiva, descubierta y explo-tada inicialmente mediante la perforación de pozos verticales, está siendo revitalizada con pozos horizontales y tratamientos de estimulación por

fracturamiento de múltiples etapas. La formación Mississippi Lime es altamente variable y está compuesta por caliza, dolomía y depósitos silí-ceos de tripolita, creta y espiculita. Para evaluar correctamente el pozo, Osage necesitaba más que un registro de rayos gamma MWD.

La brigada de adquisición de registros ThruBit armó una sarta de herramientas de tipo quad combo SureLog, consistente en herramien-tas de rayos gamma, calibrador, resistividad, neu-trón, densidad y sónicas. La sarta fue bombeada a través de la columna de perforación de 4 pulgadas y los registros se registraron en el modo de almace-namiento en memoria al extraer la columna de perforación del pozo. Una vez que las herramien-tas de adquisición de registros llegaron a la tube-ría de revestimiento, fueron llevadas a la superficie con cable. Con la barrena Portal de 61/8 pulgadas todavía en el fondo del pozo, el perforador pudo proceder a la rectificación nuevamente hasta la TD para efectuar un viaje de limpieza final como preparación para la bajada de la tubería de reves-timiento subsiguiente.

Los datos derivados de los registros revelaron cambios litológicos significativos a lo largo del tramo lateral (próxima página). Esta información instó a los ingenieros de Osage a reevaluar su estrategia de estimulación inicial y a desplazar el

enfoque hacia el tratamiento de la punta del pozo, donde existían mejores condiciones de yacimiento. Los datos sónicos fueron utilizados para compu-tar una curva de fragilidad. Esta curva propor-cionó una base para dividir la operación de estimulación en intervalos separados de acuerdo con el tipo de roca, lo que ayudó al operador a opti-mizar las longitudes de las etapas, los tamaños de los patines y los grupos de disparos. Los datos de formas de ondas sónicas indicaron dónde la forma-ción se encontraba naturalmente fracturada a lo largo del pozo, lo que ayudó a los ingenieros de Osage a diseñar un programa de fracturamiento hidráulico que minimizara el riesgo de arenamiento prematuro durante la estimulación. Los ingenieros agregaron al plan otra etapa de fracturamiento y concluyeron con éxito el programa de estimula-ción revisado. La producción del pozo es signifi-cativamente mejor que la de otros pozos del área perforados en la formación Mississippi Lime.

El área de Texas Sur, en EUA, ha sido testigo de un resurgimiento de las operaciones de perfora-ción que acompaña la búsqueda de nuevas exten-siones productivas de lutitas por parte de las compañías de petróleo y gas. En el Condado de Gonzales, Forest Oil Corporation ha perforado numerosos pozos con el objeto de desarrollar la lutita Eagle Ford de edad Cretácico. Para explotar

> Registro de un pozo de alcance extendido. Oasis Petroleum utilizó el sistema ThruBit para registrar un pozo perforado en la lutita Bakken. El pozo de 20 766 pies, con un tramo lateral de 10 000 pies, fue desviado hasta formar un ángulo de 91°. El colgador, la batería y la herramienta de recuperación (inserto) permiten registrar los registros en modo de almacenamiento en memoria a medida que se extrae la tubería del pozo. Las herramientas pueden ser recuperadas en cualquier momento después de liberar el cable. (Adaptado de Reischman y Porter, referencia 4.)

Sarta deperforación

Tubería de revestimiento intermedia

Radio perforado,29,5°/100 pies

Conjunto defondo (BHA) Sarta de adquisición de registros SureLog

Herramienta debajada y recuperación

con cable

Collar de restricción interior

Herramienta dearreglo de inducción

Herramienta de telemetría,memoria y rayos gamma

Herramientade densidad

Calibrador

Columna deperforación Colgador

BarrenaPortal

Baterías Herramientade neutrón

Longitud total: 19,4 m [63,7 pies]

Volumen 24, no.2 53

> Evaluación de un tramo lateral en la caliza Mississippi. Después de correr una sarta de adquisición de registros de tipo quad combo SureLog en un pozo horizontal, los ingenieros de Osage Resources determinaron que las propiedades de la formación variaban considerablemente a lo largo de todo este intervalo horizontal. La porosidad (carril 3) varía entre el 4% y el 16%. Las curvas de semblanza de las ondas de corte y de las formas de ondas sónicas indican la presencia de fracturas naturales (carril 4, amarillo) a través de ciertos intervalos. El cálculo de la fragilidad (carril 5), que se utiliza para generar una curva de vista rápida relacionada con el perfil de esfuerzo, también indica la presencia de contrastes en la fragilidad. En base a estas curvas, además de las resistividades elevadas (carril 2), Osage Resources pudo seleccionar las zonas óptimas para los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico (Carril 4, amarillo).

Calibrador

pulgadasProfundidad,

pies166

Inducción de 10 pulgadas

ohm.m 2 0000,2

Cruce

Rayos gamma

Correlación Profundidad Resistividad Porosidad Sónico Fragilidad

°API 2000

Semblanza de ondas de corte

–11

altabaja Fragilidad

1000Inducción de 20 pulgadas

ohm.m%

2 0000,2

Factor fotoeléctrico

200


ohm.m 2 0000,2

Porosidad del registro de densidadAmplitud de onda sónica

% –1030


ohm.m 2 0000,2

Porosidad neutrón

% –1030


ohm.m 2 0000,2

Corrección de la densidad

g/cm3 0,25– 0,75

Posibles fracturasIncremento dela fragilidad

X 050

X 100

X 150

54 Oilfield Review

>Montaje de registros de Forest Oil. Esta interpretación de la evaluación de la lutita Eagle Ford combina los datos ThruBit con el análisis de recortes de perforación y las propiedades computadas de las rocas para determinar el emplazamiento óptimo de las etapas de fracturamiento en un pozo del Sur de Texas. Si bien se observan picos de gas (carril 5, rojo) en todo este intervalo, el área óptima de desarrollo en este pozo horizontal se extiende aproximadamente desde W 700 hasta Z 400 pies de profundidad medida (MD). El análisis geoquímico en sitio de los recortes de perforación obtenidos a través de este intervalo muestra un marcado incremento del carbono orgánico total (carril 2, puntos negros) y del S2; los hidrocarburos generados por la descomposición térmica de los kerógenos (carril 2, curva púrpura), indicadores clave de la calidad de la roca generadora. Los datos sónicos (carril 7) muestran un cambio claro de las propiedades elásticas de la formación en esta zona. Mientras que la onda P mantiene una lentitud constante (negro sólido) a lo largo de todo el intervalo, la onda S se divide en dos arribos diferentes. La extensión entre las lentitudes de las ondas S rápidas (curva negra de guiones) y lentas (curva negra punteada) es un indicador de la anisotropía, posiblemente atribuida a las fracturas. Mediante la utilización de todos los datos juntos, Forest Oil optó por dividir el programa de estimulación en 19 etapas. Después del tratamiento de estimulación, los registros de trazadores (carril 6) ayudaron a verificar que las modificaciones del programa de estimulación creaban fracturas más complejas a lo largo de cada etapa, abriendo más cara de roca para la producción. Esta optimización de la estrategia de terminación se tradujo en incrementos de la producción respecto de los pozos vecinos, que habían utilizado tratamientos simples de fracturamiento geométrico.

Etapa 1

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 6

Etapa 7

Etapa 9

Etapa 12

Etapa 13

Etapa 15

Etapa 16

Etapa 18

Etapa 19

Etapa 10

Etapa 2

Etapa 5

Etapa 8

Etapa 11

Etapa 14

Etapa 17

U 000

V 000

W 000

X 000

Y 000

Z 000

Profundidadmedida

(MD), pies TVD

Etapaspies U 200V 200

Lentitud de ondas sísmicasde corteµs/pie 40440

Lentitud de ondas sísmicascompresionales

µs/pie 40140

Porosidad neutrón% –1545

TVDpies U 200V 200

altabaja

Gas total en el registro de lodo 5000

Semblanza de ondas de corte 0,51

TVDpies U 200V 200

altabaja

Estroncio como trazador°API 2 0000

Escandio como trazador°API 2 0000

Iridio como trazadorLentitud de ondas de

corte rápidas

Lentitud de ondas sísmicascompresionales

°API 2 0000

Amplitud de onda sónica

Lentitud de ondas decorte lentas

µs/pie %24040

µs/pie 24040 TVD

Fragilidad 1000

pie U 200V 200

µs/pie 24040

SemblanzaTVD

Litología de los recortes Prof. Fractura Sónico Forma de onda sónica Propiedades mecánicasTrazadoresResistividad, S2, TOC Densidad, neutrón, sónico

pies U 200V 200

Recortes: S2mg/g 250

Carbono orgánico total 100

Carbono orgánico total 100

S2mg/g

%

%

250

TVDpies U 200V 200

Densidad volumétricag/cm3 2,951,95

Inducción de 10 pulgadasohm.m 2 0000,2



Porosidad

Carbono orgánico total

Pirita

Carbonato

Cuarzo

Arcillas totales

Volumen 24, no.2 55

una ventana un tanto estrecha de petróleo, la com-pañía perfora pozos de alto ángulo que apuntan como objetivo a un área óptima de desarrollo de 6 m [20 pies] de espesor situada en una sección pros-pectiva oscilante entre 24 y 34 m [80 y 110 pies]. Estos pozos son perforados habitualmente hasta unos 3 660 m [12 000 pies] MD y son desviados entre 87° y 92° con tramos laterales de unos 1 675 m [5 500 pies] a través de la lutita Eagle Ford.

Mediante el trabajo basado en los datos sísmi-cos 3D obtenidos en el área de la concesión, los geocientíficos de Forest identificaron numerosas localizaciones susceptibles de desarrollo poste-rior en la lutita Eagle Ford. Estas localizaciones fueron perforadas con datos de entrada obteni-dos con una herramienta de rayos gamma MWD para el proceso de geonavegación. Una vez perfora-dos, los primeros pozos se estimularon utilizando un enfoque geométrico consistente en dividir el tramo lateral en etapas de 90 m [300 pies] para luego proceder a disparar y fracturar, bombeando 109 000 kg [240 000 lbm] de arena en cada etapa. Para ejecutar esta estrategia, los ingenieros de Forest utilizaron el método de “taponamiento y disparos,” que consiste en colocar un tapón puente entre las etapas de fracturamiento para aislar los grupos de disparos.

Después de terminar varios de estos pozos, los petrofísicos e ingenieros de Forest habían adqui-rido suficientes datos para evaluar la producción en la lutita Eagle Ford. Los ingenieros observaron que, si bien se habían perforado y terminado varios pozos en forma similar, la producción variaba de manera considerable una vez que los pozos eran puestos en producción. Algunos pro-ducían cantidades sustanciales de agua de alta salinidad, lo cual no era común en la lutita Eagle Ford ni en la formación Austin Chalk adyacente y suprayacente. Esta agua se atribuía a la forma-ción Buda o caliza Edwards e indicaba que las fracturas hidráulicas habían penetrado por debajo de la lutita Eagle Ford, lo cual proporcio-naba un trayecto para la migración de agua hacia las formaciones infrayacentes.

Los ingenieros y geocientíficos de Forest Oil organizaron un estudio para determinar porqué ciertos pozos se destacaban —ya sea como bue-nos o bien como malos productores— y para ajus-tar sus técnicas de perforación y terminación en esta formación. El objetivo de sus investigaciones fue lograr los siguientes resultados:• optimizar la sección de aterrizaje en los pozos

horizontales futuros• mejorar las eficiencias de los grupos de fractu-

ras y la iniciación de las fracturas• prevenir la producción de agua desde las for-

maciones infrayacentes

• reducir los costos de estimulación y termina-ción de pozos.

El elemento esencial de su estudio era la capacidad para adquirir y analizar los datos de registros de los pozos horizontales; por consi-guiente, estos profesionales consideraron cuida-dosamente las opciones existentes en materia de operación de herramientas. A Forest le preocu-paba la recuperabilidad con línea de acero de los componentes MWD, necesarios para la geonavega-ción, en caso de utilizar herramientas LWD para evaluar la formación; los otros métodos de opera-ción con tubería para la adquisición de registros consumían tiempo de equipo de perforación extra. Debido a la necesidad de evaluar las zonas produc-tivas, Forest utilizó el sistema de adquisición de registros ThruBit para obtener un conjunto de registros en los pozos horizontales previstos para una próxima campaña de perforación.

A medida que se perforaban estos pozos, el perforador efectuó una serie de viajes cortos para eliminar las capas de recortes de perforación de la sección horizontal. Una vez acondicionado el pozo, el perforador extrajo el BHA direccional y volvió al pozo con una barrena Portal y un colga-dor, sorteando, mediante rectificación, los puntos estrechos encontrados en el trayecto hacia la TD. Luego, se bombeó el cable con el conjunto de herramientas de adquisición de registros de tipo quad combo SureLog hasta la TD a través de la columna de perforación. Las herramientas de adquisición de registros se bombearon a través de la barrena Portal. Una vez que el ingeniero de adquisición de registros verificó la operabilidad de la sarta de herramientas, éstas fueron libe-radas del cable y el cable volvió a enrollarse en la superficie. Las herramientas de adquisición de registros registraron los datos de la formación en el modo de almacenamiento en memoria a medida que la columna de perforación se extraía del pozo. Después de llegar hasta la zapata de la tubería de revestimiento, la sarta de herramientas se recu-peró con cable y se descargaron los datos. Si era necesario, el perforador podía efectuar luego otro viaje de acondicionamiento de regreso hasta la TD antes de desarmar la sarta de perforación para una bajada de la tubería de revestimiento. Mediante la combinación de la carrera de adqui-sición de registros con un viaje de acondiciona-miento, el operador ahorró más de 24 horas de equipo de perforación en comparación con el tiempo necesario para los métodos convenciona-les de operación a través de la tubería.

Los petrofísicos de Forest Oil utilizaron los datos de densidad y sónicos para derivar las pro-piedades de las rocas, tales como el módulo de Young y la relación de Poisson. La anisotropía de

las ondas de corte derivada de la herramienta sónica SureLog permitió que los geofísicos de Forest compararan los atributos de las fracturas naturales del pozo con los observados en los datos sísmicos 3D. Esta información resultó esen-cial para el mapeo de los nuevos objetivos de exploración y para conocer mejor los atributos sísmicos necesarios para evaluar su posición den-tro de una vasta superficie con miras a la selec-ción futura de la localización del pozo.

Forest pudo capitalizar un procedimiento de fracturamiento más selectivo. Los datos referen-tes a las propiedades mecánicas, procesados a partir del conjunto de herramientas SureLog, demostraron ser cruciales para el agrupamiento de las etapas de fracturamiento hidráulico ya que resaltaban las rocas con propiedades similares (página anterior). Esta información fue utilizada en los programas de diseño de las fracturas 3D para optimizar y confinar las fracturas a la lutita Eagle Ford y a la formación productiva supraya-cente Austin Chalk. Sobre la base de estos datos derivados de los registros, la compañía ahora plani-fica etapas de fracturamiento de 67 m [220 pies] y ha generado ahorros de costos de los tratamientos de estimulación mediante la reducción de un tercio del volumen de arena bombeada en cada etapa. Los pozos estimulados de esta manera están exhi-biendo una producción significativamente mejor que los fracturados utilizando el enfoque geomé-trico previo, y ninguno produjo agua de alta salini-dad asociada con las formaciones más profundas. En total, Forest Oil redujo el costo de termina-ción de los pozos por etapa en aproximadamente 60% y a la vez incrementó el número de etapas por tramo lateral. Además, la producción de petróleo promediada a lo largo de un período de 30 días se duplicó en comparación con la produc-ción de los pozos previos.

Herramientas de evaluaciónPara incrementar la exposición del pozo a los yacimientos de gas de lutitas, los operadores nor-malmente necesitan perforar pozos horizontales. Estas lutitas generalmente exhiben una alta acti-vidad de rayos gamma naturales, de modo que los registros de rayos gamma son útiles para distinguir las lutitas de otras litologías. Aunque efectivas como herramientas de correlación, las mediciones de rayos gamma no son suficientes para distinguir las zonas productivas de las no productivas, y mucho menos para diseñar programas de estimulación.5

5. Kok J, Moon B, Han SY, Tollefsen E, Baihly J y Malpani R: “The Significance of Accurate Well Placement in the Shale Gas Plays,” artículo SPE 138438, presentado en la Conferencia sobre Terminaciones de Yacimientos de Gas en Areniscas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 2 al 3 de noviembre de 2010.

56 Oilfield Review

En lugar de basarse en un enfoque geomé-trico para el desarrollo de estos pozos, los opera-dores que corren un conjunto integral de registros en la zona objetivo pueden basar sus programas de terminación en la calidad y las pro-piedades geomecánicas del yacimiento. Con esta información, los operadores pueden apuntar selectivamente a las mejores zonas a estimular y a la vez eliminar de su programa de terminación las zonas no productivas. Las mediciones de la velocidad de las ondas compresionales y de corte obtenidas con la herramienta sónica monopolar de múltiples receptores SureLog proporcionan datos de entrada para que el programa de análi-sis ThruBit Geo-Frac compute las propiedades de las rocas, la relación de Poisson, el módulo de Young estático y el gradiente de esfuerzo horizon-tal mínimo. Los datos de esfuerzos y los indicado-res de la calidad del yacimiento, tales como el contenido de arcilla y la porosidad, sirven para seleccionar las zonas de terminación de pozos óptimas para los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Mediante la utili-zación del análisis Geo-Frac, el operador puede identificar las zonas del tramo lateral con más probabilidades de ser productivas (arriba).

Los datos del programa Geo-Frac también pueden ser importados en el software de mode-lado de las operaciones de estimulación Mangrove, que fue desarrollado por Schlumberger para abordar el diseño de las fracturas hidráulicas no convencionales. El sistema Mangrove genera un puntaje basado en la calidad del yacimiento y de la terminación para clasificar los intervalos con pro-

piedades de rocas similares a lo largo de un pozo. Los intervalos con un puntaje alto en lo referente a la calidad del yacimiento y la calidad de la ter-minación son candidatos excelentes para los tra-tamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Esta evaluación facilita la selección de localizaciones para las etapas de terminación y los grupos de disparos óptimos.

El portal de la oportunidadLos pozos de alto ángulo y de alcance extendido han sido esenciales para el desarrollo de nuevas extensiones productivas en yacimientos compactos y en rocas generadoras (rocas madre) arcillosas. Para incrementar la exposición del pozo a las zonas productivas de estas extensiones, muchos operadores perforan pozos horizontales; pero la perforación es sólo una parte de la historia: la estimulación de los pozos es otra de las claves para desentrañar los recursos provenientes de forma-ciones previamente consideradas no producibles. La estimulación de estas formaciones compactas requiere habitualmente tratamientos de fractura-miento hidráulico y se han desarrollado nume-rosos programas avanzados para ayudar a los operadores a optimizar dichos tratamientos para cada pozo. Todos estos programas se basan en datos petrofísicos.

Los registros de pozos son vitales para la identificación de los intervalos con más probabi-lidades de beneficiarse con los tratamientos de estimulación. Los operadores que utilizan este método guiado por los datos para seleccionar los intervalos de fracturamiento pueden reducir la

cantidad de arena, agua y potencia consumida. Sin los datos de registros, podría no caberles otra alternativa que estimular toda la longitud de la sección horizontal; lo que restaría importancia a la calidad del yacimiento y de la terminación.

El sistema de operación de herramientas ThruBit ayuda a las compañías de E&P a obtener datos valiosos de formaciones a lo largo de todo el pozo y constituye una alternativa económicamente efectiva y operacionalmente eficiente con res-pecto a la operación estándar con cable o la adqui-sición de registros LWD y a la vez permite ahorrar tiempo de maniobra. Con una barrena Portal para acondicionar el pozo antes de correr las herra-mientas de adquisición de registros de diámetro reducido, el sistema ThruBit puede adquirir datos petrofísicos en los pozos desafiantes de alta des-viación y alcance extendido que son comunes en las extensiones productivas no convencionales. Mediante la utilización de la sarta de perforación como conducto de protección para las herramien-tas de adquisición de registros y el cable, este sis-tema reduce la exposición de dichas herramientas al ambiente de agujero descubierto. El proceso de adquisición de registros ThruBit incrementa la probabilidad de adquirir registros de la calidad del yacimiento en el primer intento, especial-mente cuando las condiciones del pozo amena-zan el éxito de los métodos convencionales de operación de herramientas. Si la barrena puede acceder al objetivo, también pueden hacerlo las herramientas de adquisición de registros. —MV

> Evaluación Geo-Frac de un pozo horizontal en la lutita Bakken. Los datos sónicos de ondas compresionales y de corte SureLog (carriles 4 y 5) se utilizan para computar la relación de Poisson (carril 6, rojo). El módulo de Young (carril 6, verde) se deriva de los datos de densidad volumétrica y sónicos. La curva de fragilidad (carril 7), que se estima a partir del módulo de Young y la relación de Poisson, indica cuán fácilmente se fracturará la roca bajo la presión hidráulica. El gradiente de fracturamiento (carril 8) puede ser utilizado como un indicador del esfuerzo presente, mostrando los contrastes a lo largo de todo el tramo lateral con los esfuerzos menores (rojo y blanco) y los esfuerzos mayores (azul). Utilizadas en conjunto con los otros datos presentados, las curvas de fragilidad y de gradiente de fracturamiento ayudan a los operadores a determinar los intervalos más adecuados para la iniciación de las fracturas (carril 7, rojo).

Calibradorpulgadas

Profundidad,pies155

Rayos gammaºAPI 1500

Fragilidad 1000 %

Gradiente defracturamiento

10 lpc/pieResistividad de inducción

60 pulgadasLentitud de ondascompresionales

Semblanza de ondascompresionales

ohm.m µs/pie200 2400,2 0

altabaja

Resistividad de inducción90 pulgadas

ohm.m 2000,2

Módulo de Young estático 100

Relación de Poisson 10

psi × 106

Factor fotoeléctrico

200

Porosidad densidad% –1030

Porosidad neutrón% –1030

Corrección de la densidadg/cm3 0,25– 0,75

Lentitud de ondasde corte

Semblanza deondas de corte

µs/pie 2400

altabaja

Incremento dela fragilidad

Gradiente defracturamiento

X 250

Víctor Aarre se desempeña como asesor de geofísica para el Centro de Tecnología de Noruega de Schlumberger Information Solutions, donde trabaja en estrecha colaboración con los equipos de ingeniería, comercialización y portafolios de la aplicación Petrel* con base en Stavanger. Desde su ingreso en Schlumberger en el año 1995, ocupó diversas posiciones de investigación e ingeniería. Sus actividades de investigación se centran en las tecnologías de caracterización de yacimientos e interpretación aplicadas a fallas y fracturas. Víctor posee una maestría en ciencias informáticas de la Universidad de Bergen, en Noruega.

James Aivalis fue hasta recientemente gerente general de ThruBit Logging Solutions en Houston, cuenta con más de 30 años de experiencia en la industria de los servicios de campos petroleros, y actualmente se encuentra retirado. Previo a la adquisición de ThruBit LLC por parte de Schlumberger, se desempeñó como director, presidente y miembro del directorio para ThruBit LLC. Antes de ingresar en ThruBit, fue director ejecutivo de TenarisConnection, a cargo de la línea de productos Premium Connections de la compañía y de los servicios relacionados para los materiales tubulares petroleros. Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 1981 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable y posteriormente ocupó posiciones de asesoramiento y gestión en diversos segmentos de negocios de Schlumberger, tanto en EUA como en el resto del mundo. Jim es titular de múltiples patentes y obtuvo una licenciatura en ingeniería oceánica del Instituto de Tecnología de Florida en Melbourne, EUA.

Taha Nasser Ali Al Dayyni se desempeña como geólogo de yacimientos senior para Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Actualmente, está a cargo del desarrollo de un campo petrolero gigante para ADCO. Taha es socio de la SPE y de la Sociedad de Geociencias de los Emiratos.

Walt Aldred se desempeña como director de investigación y asesor científico para perforación en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra. Previamente, trabajó en el Mar del Norte y África Occidental como analista de registros de lodo, monitoreando las operaciones de perforación en tiempo real y evaluando la presión de poro y la geología. Desde principios de la década de 1980, en que comenzó a trabajar para Schlumberger, ha desarrollado procesos de monitoreo de la perforación en tiempo real y la evaluación de nuevos sistemas de perforación, incluido el desarrollo inicial de la geonavegación. En Houston, trabajó en ingeniería y mercadeo, y ocupó numerosas posiciones de campo, lo que incluyó la instalación y operación del Centro de Ingeniería de Perforación de Port Harcourt en Nigeria. Es socio fundador de la Sección Técnica de Automatización de Sistemas de Perforación de la SPE. Walt posee una licenciatura conjunta (con mención honorífica) en química y geología de la Universidad de Durham en Inglaterra.

Donatella Astratti se desempeña como investigadora y asesora geológica para el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Stavanger y cuenta con más de 25 años de experiencia en estudios integrados como geofísica de interpretación y especialista en construcción de modelos. Ingresó en ENI S.p.A. en Italia, en el año 1985, y trabajó como parte de los equipos de desarrollo de campos petroleros a cargo de los activos de la compañía en Italia y Nigeria. En 1997, pasó a integrar el grupo de investigación y desarrollo 4D y de caracterización de yacimientos de Western Geophysical y trabajó en proyectos llevados a cabo en el Mar del Norte y Medio Oriente. Durante los últimos 15 años en Schlumberger, su principal foco de atención fue la aplicación de tecnologías innovadoras e investigación en la caracterización y el modelado de yacimientos carbonatados y naturalmente fracturados de Medio Oriente, maximizando la utilización de datos sísmicos 3D. Donatella obtuvo una maestría en geología de la Universidad de Bolonia, en Italia. Es socia de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros (EAGE), la AAPG, la SPE, la SEG y la SPWLA, y presidente, para el período 2012–2013, del comité de la División de Geociencias del Petróleo y el Gas de la EAGE.

Zdenko Augustinovic trabaja para DONG E&P en Hoersholm, Dinamarca. Es ingeniero químico senior especialista en manejo de la corrosión y de la integridad. Zdenko obtuvo una licenciatura en química de la Universidad Técnica de Dinamarca en Copenhague.

Øystein Birketveit es gerente de productos y líder de disciplinas en tecnologías de producción para M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, en Bergen, Noruega. En los últimos 14 años, se especializó en el campo de la corrosión. Antes de ingresar en M-I SWACO, Øystein trabajó para Statoil y para Det Norske Veritas. Obtuvo su maestría en materiales y electroquímica de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología en Trondheim.

Jacques Bourque es vicepresidente de tecnología de Schlumberger en Gatwick, Inglaterra. Cuenta con 32 años de experiencia en la industria, principalmente en ingeniería y operaciones de perforación en Europa y África, América del Norte y América del Sur y el Lejano Oriente. Su experiencia abarca desde las operaciones de perforación de gran volumen hasta los pozos HPHT profundos. Su enfoque actual es la automatización de la perforación. Jacques posee una licenciatura en ingeniería civil de la Université de Moncton, en New Brunswick, Canadá.

Clinton Chapman es el arquitecto del programa de automatización de la perforación de Schlumberger, en Sugar Land, Texas, EUA. Allí, pasó los últimos 15 años desempeñando diversos roles relacionados con la creación de la aplicación de soporte de ingeniería de perforación y los datos de perforación obtenidos en tiempo real. Es vicepresidente de la Sección Técnica de Automatización de la Perforación de la SPE y posee un doctorado en ingeniería aeroespacial de la Universidad A&M de Texas en College Station.

Andrew Clark se desempeña como geólogo de desarrollo principal en Shell International, adscripto desde el año 2011 a Petroleum Development Oman (PDO) en Muscat, Sultanato de Omán. Su carrera de 30 años en la industria del petróleo también incluye puestos de trabajo en Premier Oil plc, Woodside Energy y ADCO. Obtuvo una maestría en geología de la Universidad de Auckland, en Nueva Zelanda.

Kayli Clements es gerente de servicios de tratamientos ambientales del Departamento de Asuntos Ambientales de M-I SWACO en Houston. Provee soporte global para los problemas de manejo de residuos en tierra firme a través de sus actividades de investigación del efecto invernadero, sus conocimientos técnicos y su compromiso con el cliente. Sus áreas de concentración incluyen la reutilización ventajosa de los recortes de perforación, el reciclado del agua y el desarrollo de pruebas de ecotoxicidad para habilitar los fluidos y aditivos para las operaciones de perforación terrestres. Se ha desempeñado como asesor de proyectos de biorremediación de campos petroleros en varios países y cuenta con amplios conocimientos en materia normativa y experiencia en diseños relacionados con los procedimientos de eliminación en tierra firme y el tratamiento de los residuos de perforación. Kayli trabaja para M-I SWACO desde el año 2006 y obtuvo una licenciatura en ingeniería biológica de la Universidad Estatal de Luisiana, en Baton Rouge, EUA.

Benjamín W. Crouch es cofundador, vicepresidente ejecutivo y director de operaciones de Osage Resources, LLC. Cuenta con 18 años de experiencia en la industria y comenzó su carrera profesional como investigador geológico en la Universidad Estatal de Kansas, en Manhattan, EUA, luego trabajó un lapso breve como geólogo para el estado de Kansas antes de ingresar en Petroglyph Energy, Inc. en Boise, Idaho, EUA, donde se desempeñó como gerente de geología y operaciones, supervisando proyectos en Colorado, Texas y Utah, EUA. Luego de adquirir experiencia en la exploración y el desarrollo de extensiones productivas convencionales y no convencionales, formó la compañía Osage Resources. Ben ha presentado diversos artículos sobre yacimientos carbonatados y siliciclásticos, es socio de la AAPG y la SPE, y es geólogo profesional registrado en Kansas. Benjamin obtuvo una licenciatura de la Universidad de West Georgia, en Carrollton, EUA, y una maestría de la Universidad Estatal de Kansas, ambas en geología.

Geoff Downton reside en Stonehouse, Inglaterra, donde se desempeña como asociado de Schlumberger y asesor de perforación senior del presidente del grupo de perforación de dicha compañía. Comenzó su carrera en Inglaterra en el año 1976 como ingeniero en sistemas en Sperry Gyroscopes, compañía que se convirtió en British Aerospace. En British Aerospace, pasó de desempeñarse como ingeniero principal senior a trabajar como jefe de proyectos en sistemas de navegación inercial y seguimiento óptico, referencias verticales y desarrollo de sensores giroscópicos.

Colaboradores

57Volumen 24, no.2

Oilfield Review

En el año 1989, se incorporó en la industria nuclear como oficial de investigación y nueve años después ingresó en Camco (posteriormente adquirida por Schlumberger) como gerente de ingeniería para el sistema de perforación rotativa direccional PowerDrive*. Geoff sigue participando activamente en el manejo de la tecnología de perforación direccional. Posee una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería mecánica de la Universidad de Birmingham, una maestría en ingeniería de sistemas de control de la Universidad de la Ciudad de Londres y un doctorado en cibernética de la Universidad de Brunel, en Uxbridge, todas en Inglaterra.

Bertrand du Castel es asociado de Schlumberger y su enfoque es la utilización de la neurociencia para la automatización del proceso de perforación centrado en los seres humanos. Es coautor de Computer Theology: Intelligent Design of the Worldwide Web (Midori Press, 2008) y tiene publicaciones sobre inteligencia artificial, lingüística, ingeniería lógica e informática, además de tecnología de perforación, modelado del subsuelo y geotérmica. Bertrand, residente en Sugar Land, Texas, obtuvo un doctorado en informática de la Universidad de París y un diploma de ingeniero de la École Polytechnique, en Francia.

Ian Falconer ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo en el año 1981. Residente actual en Houston, es gerente de mercadeo y tecnología para el grupo de perforación de Schlumberger. Trabajó prin-cipalmente en la línea de negocios de perforación direccional y LWD, en diversos roles de operaciones, mercadeo e ingeniería. Previamente, Ian fue gerente de mercadeo para los servicios de Schlumberger IPM, vicepresidente de mercadeo para Schlumberger Oilfield Services en Medio Oriente y Asia, y vicepresidente de asuntos industriales y director de cuentas globales responsable del manejo global de la cuenta de Shell. Ian posee una licenciatura (con mención honorífica) en geología de la Universidad de Cardiff en Gales.

Fred Florence reside en Cedar Park, Texas. Ingresó en National Oilwell Varco en el año 1996 y actualmente integra el equipo de ingeniería corporativa como campeón de producto para la automatización y optimización de la perforación. Antes de ingresar en National Oilwell Varco, trabajó para Sedco-Forex, ahora Transocean, donde ocupó diversos cargos de ingeniería y operaciones. Fred posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad Metodista del Sur, en University Park, Texas, una maestría en gestión internacional y una maestría en mercadeo de la Universidad de Texas en Dallas.

Mike Freeman se desempeña como asesor científico para M-I SWACO en Houston. Trabaja con clientes y organizaciones de la industria y es campeón de tecnología, trabajando para proyectos tan diversos como los de mejoramiento de la ROP durante la perforación de carbonatos y el análisis químico en tiempo real de los fluidos de perforación. Mike comenzó su carrera profesional en el año 1985

en Exxon como investigador químico e ingresó en M-I Drilling Fluids en 1993. Durante su carrera profesional, publicó numerosos artículos relacionados con la industria.

Elizabeth Godinez Zurita reside en Villahermosa, México, donde se desempeña como ingeniera de pozos para Schlumberger; actualmente, se encuentra trabajando en Río de Janeiro, donde ofrece soporte de operaciones para un proyecto con OGX Petróleo e Gás Participações SA. Sus responsabilidades incluyen el seguimiento y soporte de las operaciones en tiempo real y el monitoreo de los parámetros de perforación. Comenzó su carrera profesional en la compañía en el año 2008 como ingeniera de campo pasante en México. Elizabeth obtuvo una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad del Valle de México, en Ciudad de México.

Santosh Gopi es gerente de desarrollo de negocios para M-I SWACO Production Technologies. Ingresó en la compañía en el año 2008. Previamente, trabajó en proyectos conjuntos para Henkel Oilfield Chemicals y Antico Chimie, ahora Scomi Anticor SA, en Nigeria, donde recibió entrenamiento en la formulación y aplicación de químicos de producción y en proyectos de biorremediación. Santosh cuenta con más de 18 años de experiencia en la industria y posee un postgrado en ingeniería petrolera del Instituto de Petróleo y Química de Azerbaiyán, en Bakú.

Randy Hansen se desempeña como gerente del programa de automatización de la perforación de Schlumberger en Sugar Land, Texas, desde el año 2010. Su responsabilidad principal es lograr la optimización de las operaciones de perforación a través de un proceso de automatización que utiliza datos de fondo de pozo y del subsuelo para controlar los parámetros de perforación, a fin de lograr un desempeño consistente y mejor en su clase. Comenzó su carrera en la compañía hace más de 30 años como ingeniero de campo general en el sur de Texas y desde entonces ocupó diversas posiciones en varios continentes y en distintos segmentos de negocios de Schlumberger. Randy obtuvo una licenciatura en física de la Universidad de Kansas, en Lawrence.

Richard Harmer es campeón de producto para problemas de desempeño de la perforación de Schlumberger Drilling & Measurements en Stonehouse, Inglaterra. Su rol se centra en el mercadeo y la dirección del desarrollo de productos relacionados con la mecánica y la dinámica de las ope-raciones de perforación y la optimización de la ROP. En su posición previa, se desempeñó como ingeniero en perforación, planeación y ejecución para el sistema mundial de soporte en línea y gestión del conocimiento InTouchSupport.com*. Richard cuenta con 11 años de experiencia en Schlumberger y comenzó como ingeniero MWD y LWD en Alaska, EUA. Obtuvo una maestría en ingeniería mecánica de la Universidad de Loughborough, en Leicestershire, Inglaterra.

Thomas Ishoey es director de tecnología de Glori Energy, Inc. Previamente, fue vicepresidente de hidrocarburos del subsuelo en Synthetic Genomics, Inc. en La Jolla, California, EUA. Thomas, especialista en investigación y desarrollo de microbiología aplicada y biotecnología, preparó el camino para el uso de la micromanipulación de las células de tamaño microbiano para la amplificación del genoma y el análisis genómico, y aplicó la tecnología para el descubrimiento de microbios no cultivados de ambientes tan diversos como el subsuelo, los sedimentos marinos, el suelo, los biorreactores y las biopsias de los seres humanos. Su experiencia incluye además el diseño, construcción y operación de biorreactores utilizando microbios anaeróbicos y aplicando estos métodos para los estudios cuantitativos del metabolismo anaeróbico. Fue investigador visitante en la Universidad de California, en Los Ángeles, y posee una maestría en ingeniería química y un doctorado en biotecnología, ambos de la Universidad Técnica de Dinamarca, en Copenhague.

Graham Jackson se desempeña como ingeniero de planta senior en Husky Energy Inc., en Calgary, donde trabajó durante nueve años. Antes de ingresar en Husky, Graham trabajó para Dome Petroleum, Amoco, Crestar Energy y Newport Petroleum, todas en Calgary. Es socio de la Asociación de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos de Alberta, la Asociación de Ingenieros Profesionales y Geocientíficos de Saskatchewan y la SPE. Graham posee un diploma en tecnología de yacimientos del Instituto de Tecnología de Alberta del Sur, en Calgary, y una licenciatura en ingeniería petrolera del Colegio de Ciencias Minerales y Tecnología de Montana, en Butte, EUA.

Gregory Kubala es gerente especialista en química para el segmento de bombeo a presión y química (Pressure Pumping and Chemestry) de Schlumberger, donde comenzó su carrera profesional en el año 1982. Durante los últimos 30 años, estuvo involucrado en el desarrollo de más de 65 productos químicos, desempeñando diversos roles en investigación y desarrollo, ingeniería, manufactura y sustentación. Además, ocupó posiciones de gestión ambiental y manejo de personal. Como gerente especialista, trabaja dentro de la comunidad técnica para identificar nuevas tecnologías para el desarrollo de productos, incrementar las competencias dentro de la comunidad técnica y mejorar el proceso de desarrollo de productos. Gregory obtuvo una licenciatura y un doctorado en química de la Universidad de Rochester, en Nueva York, EUA, y de la Universidad A&M de Texas, en College Station, respectivamente. Publicó 18 artículos y ha sido designado inventor o co-inventor de 25 patentes.

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Jan Larsen se desempeña como químico de producción senior en Maersk Oil en Copenhague, donde trabaja desde el año 1983. Sus principales áreas de interés son el fenómeno de agriamiento de los yacimientos, los conceptos de los tratamientos químicos para combatir la producción de H2S, el modelado de la producción de H2S, el secuestro de H2S y la corrosión influida microbiológicamente, así como la implementación de técnicas moleculares para el monitoreo microbiano mejorado del agriamiento y la corrosión. Jan obtuvo una maestría en química de la Universidad Técnica de Dinamarca, en Copenhague.

Sabry Lotfy Mahmoud se desempeña como geofísico senior para ADCO en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, donde está a cargo del desarrollo de un campo de petróleo gigante en los Emiratos. Cuenta con una amplia experiencia multidisciplinaria en la industria del petróleo en el procesamiento de datos sísmicos, manejo de datos de geociencias, TI y soporte de aplicaciones, interpretación sísmica y caracterización de yacimientos. Trabajó para la división de E&P de Gulf of Suez Petroleum Company en El Cairo durante los primeros 10 años de su carrera profesional. Sabry posee una licenciatura de la Universidad de El Cairo y una maestría y un doctorado de la Universidad Al-Azhar, en El Cairo, todas en geofísica. Es socio de la SPE y de la Sociedad de Geociencias de los Emiratos.

Mike Mannering es presidente del segmento de manejo de equipos de perforación de Schlumberger y reside en Gatwick, Inglaterra. Cuenta con 38 años de experiencia en la industria, principalmente en ingeniería de perforación, operaciones de pozos y contratación de servicios de perforación en Europa, África Septentrional y Occidental, Medio Oriente y el Lejano Oriente. Su enfoque actual se centra en los equipos de perforación de tecnología avanzada, adecuados con fines específicos, y en la automatización de la perforación. Mike obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Southampton, en Inglaterra.

Brian W.G. Marcotte es presidente y director de Titan Oil Recovery, Inc., una compañía proveedora de servicios que se especializa en recuperación de petróleo asistida microbiológicamente. Antes de ingresar en Titan, ocupó diversas posiciones técnicas y ejecutivas en Unocal Corporation, donde fue presidente de Unocal Netherlands, Unocal Indonesia y Unocal Thailand. Es ingeniero petrolero registrado en Alaska y fue reconocido como socio distinguido de la SPE en el año 2005. Brian obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad del Sur de California, en Los Ángeles, y cursó estudios para postgraduados en gestión de la ingeniería en la Universidad de Alaska, en Anchorage.

Tony Meszaros es gerente de negocios de ThruBit LLC en Houston y además vicepresidente del directorio de ThruBit LLC. Tony comenzó su carrera profesional en Schlumberger Wireline como ingeniero de campo en el

año 1995 y desde entonces se ha desempeñado como ingeniero de ventas, gerente de operaciones e integración, campeón para desarrollo de gestión de personal e ingeniero general de campo. Antes de ocupar su posición actual, fue gerente global de desarrollo del negocio para operaciones de disparos del Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas. Tony posee una licenciatura en ingeniería civil de la Escuela de Minas y Tecnología de Dakota del Sur en Rapid City, EUA.

Claudio Nieto es gerente a cargo de los activos del campo Burgos para Petróleos Mexicanos (PEMEX), con base en Villahermosa, México.

Robert Porter ingresó en ThruBit LLC en el año 2006 como gerente de operaciones con base en Houston. Previamente, trabajó para Halliburton en operaciones en África Occidental y para el grupo de manufactura y tecnología en Houston. Cuenta con 14 años de experiencia en la industria del petróleo e inicialmente estuvo involucrado en el diseño y la comercialización de los equipos y técnicas de adquisición de registros ThruBit. Posee una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería mecánica del Colegio Militar Real de Ciencias, en Shrivenham, Oxfordshire, Inglaterra.

Taylor L. Reid reside en Houston, donde se desempeña como director, vicepresidente ejecutivo y director de operaciones de Oasis Petroleum, Inc. desde la iniciación de la compañía en marzo de 2007. Cuenta con 25 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas. Previamente, fue gerente de activos para las operaciones de la cuenca del Pérmico y el área del Panhandle en ConocoPhillips. Antes de ingresar en ConocoPhillips, se desempeñó como gerente general de operaciones en América Latina y Asia, y como gerente general de adquisiciones y cesiones corporativas en Burlington Resources, en Houston. Taylor obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Stanford en California.

Rick Reischman reside en Houston, donde proporciona soporte de ventas técnicas y se desempeña como asesor petrofísico para ThruBit LLC. Su experiencia laboral incluye 32 años en Schlumberger desempeñando diversas posiciones, que incluyen operaciones con cable, petrofísica, análisis de imágenes y ventas. Rick posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Texas en Austin. Es socio de la SPE, la SPWLA y la AAPG.

Robin Ridley se desempeña como gerente de ventas y mercadeo para ThruBit LLC en Houston. Antes de ocupar esta posición, fue gerente de desarrollo de negocios para la compañía. Previamente, Robin trabajó en Halliburton como líder de cuentas senior. Cuenta con 35 años de experiencia en la industria y obtuvo una licenciatura en ciencias del comportamiento de la Universidad Estatal Sam Houston, en Huntsville, Texas, EUA.

59Volumen 24, no.2

Jan Scheie se desempeña como coordinador de servicios de campo senior en el Centro de Operaciones y Servicios Técnicos de M-I SWACO en Stavanger, Noruega, donde atiende a los clientes de Escandinavia. Además, se ha desempeñado como gerente de cuentas para tecnologías de producción, gerente de ventas internacionales y gerente de área para productos químicos de producción en Stavanger. Trabajó para M-I SWACO en el desarrollo del mercado para el Hemisferio Este, como gerente técnico en Medio Oriente y la ex Unión Soviética (CIS), como gerente de ventas del Sur de Asia y como ingeniero principal para el desarrollo de una estrategia de ventas en Europa continental. Jan posee una maestría en ingeniería química de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, en Trondheim, y una maestría en administración de empresas de la Escuela de Gestión Global de Thunderbird en Glendale, Arizona, EUA. Es socio de TEKNA, la Sociedad Noruega de Profesionales Técnicos y Científicos Graduados, la SPE, y la Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión.

Gary A. Simpson se desempeña como asesor petrofísico senior para Forest Oil Corporation en Houston y trabaja con los equipos a cargo de los activos, actualmente enfocados en proyectos de desarrollo implementados en la lutita Eagle Ford. Además, trabajó para Shell y ConocoPhillips en yacimientos convencionales, no convencionales y en areniscas gasíferas compactas. Previamente, trabajó en el sector de servicios de campos petroleros ocupando posiciones en Halliburton, Computalog Inc., que ahora forma parte de Weatherford International, y Perf-O-Log, Inc., que ahora forma parte de Schlumberger. Durante su carrera profesional de 33 años, fue campeón global de producto para herramientas de neutrones pulsados y trabajó en las áreas de ingeniería de campo, ventas, desarrollo de interpretación, petrofísica y mercadeo técnico. Es autor de más de 20 documentos y artículos técnicos, relacionados principalmente con el desarrollo de métodos de interpretación y técnicas de perfilaje para la obtención de mediciones con herramientas de neutrones pulsados, relación carbono/oxígeno y espectroscopía de rayos gamma. Gary es socio de la SPWLA, la AAPG y la SPE.

Torben Lund Skovhus trabajó como consultor en la industria del petróleo y el gas durante los últimos 10 años y actualmente trabaja en el Instituto Tecnológico Danés (DTI) como líder de equipo para DTI Oil & Gas en Aarhus, Dinamarca. Preside el Comité Técnico y Científico del Simposio Internacional sobre microbiología aplicada y biología molecular en sistemas petroleros y es socio de la SPE, la Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión y el comité de microbiología del Instituto de Energía de Londres. Torben es autor de diversos artículos científicos y técnicos y coeditor de Applied Microbiology and Molecular Biology in Oilfield Systems (Springer, 2011). Obtuvo un doctorado en microbiología molecular de la Universidad de Aarhus.

60

Rob Stauder trabajó para Helmerich & Payne, Inc. durante 28 años y actualmente se desempeña como vicepresidente senior e ingeniero principal. Con base en Tulsa, ocupó una diversidad de posiciones de campo e ingeniería en la compañía, incluidas las de peón de perforación, perforador, ingeniero de perforación, gerente de proyectos, gerente de operaciones y gerente de ingeniería de aguas profundas. Rob posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Oklahoma, en Norman.

Michael J. Stellas se desempeña como asesor técnico senior en Spectra Energy Corporation en Houston, donde está a cargo de todos los aspectos del trabajo subterráneo en la preparación de los yacimientos de hidrocarburos agotados para el almacenamiento de gas. Es geólogo petrolero y cuenta con 36 años de experiencia de E&P en localizaciones de todo el mundo. Además, tiene experiencia adicional en desarrollo de negocios, sistemas integrados de aplicaciones de exploración, manejo de datos, proyectos integrados de desarrollo de campos petroleros y sistemas de almacenamiento de gas natural. Michael obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Tennessee, en Knoxville, EUA, y una maestría en geología de la Universidad Rutgers, en Newark, Nueva Jersey, EUA.

Jack W. Stringer reside en Houston, donde es gerente de diseño de instalaciones de almacenamiento para Spectra Energy Corporation. Está a cargo de los diseños de todos los proyectos nuevos de almacenamiento subterráneo en EUA, incluidos los proyectos en yacimientos y en estructuras salinas. Además, su grupo está a cargo de los esfuerzos de perforación y terminación de pozos para los proyectos de almacenamiento. Cuenta con 36 años de experiencia en ingeniería y construcción, trabajando tanto con almacenamiento de líquidos como con almacenamiento de gas. Jack obtuvo su licenciatura en ingeniería civil de la Universidad A&I de Texas en Kingsville, EUA.

Egil Sunde trabajó en la industria petrolera durante 31 años, 27 de los cuales transcurrieron en Statoil. Durante ese tiempo, ocupó una diversidad de posiciones técnicas y actualmente se desempeña como especialista en tecnología de yacimientos en Stavanger. Egil posee una maestría en microbiología marina de la Universidad de Bergen, en Noruega.

Brian Toelle se desempeña como asesor en geociencias e ingeniería petrolera de Schlumberger en temas de exploración y geofísica. Con base en Denver, está a cargo del manejo de proyectos, es conferenciante y ha prestado asesoramiento en proyectos de todo el mundo. Cuenta con más de 31 años de experiencia en la industria, especializándose en la utilización de

métodos geológicos y geofísicos. Ingresó en Schlumberger en el año 1997 y pasó la mayor parte de su carrera profesional en la compañía dedicado a los servicios de consultoría, dirigiendo un equipo de geociencias en Pittsburg, Pensilvania, EUA. Brian está terminando su doctorado en geofísica aplicada en la Universidad de Virginia Occidental, en Morgantown, EUA.

Ole V. Vejbæk es asesor geofísico en Hess Corporation en Copenhague, Dinamarca. Antes de ingresar en Hess, donde trabajó durante cuatro años, se desempeñó como investigador senior y profesor investigador en el Servicio Geológico de Dinamarca y en Groenlandia. Ole obtuvo un doctorado en geociencias de la Københavns Universitet en Copenhague, Dinamarca.

Peter Wells reside en Houston. Fue el primer empleado de ThruBit LLC. En su rol como vicepresidente de ingeniería y manufactura senior de ThruBit, implementó el equipo de desarrollo que creó el conjunto de herramientas de perfilaje SureLog* y supervisó su manufactura y soporte. Antes de ingresar en ThruBit, fue director de una compañía privada de servicios de datos de petróleo y gas y ocupó varias posiciones en Schlumberger, incluida la de gerente de ingeniería en el centro de desarrollo de herramientas de fondo de pozo, gerente de operaciones e ingeniero de campo. Obtuvo una maestría en ciencias de la ingeniería de Merton College, Universidad de Oxford, Inglaterra, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad Heriot-Watt, en Edimburgo, Escocia.

Gillian White es líder del equipo de geociencias de Hess Corporation en Copenhague, Dinamarca, donde trabajó durante cuatro años. La carrera profesional de Gillian en la industria del petróleo abarca 20 años de trabajo en geociencias de exploración, desarrollo y producción en el noroeste de Europa. Antes de trabajar para Hess en Dinamarca, se desempeñó para Shell Expro y para Hess en Londres. Gillian posee una licenciatura en geología de la Universidad de Newcastle, en Newcastle-Upon-Tyne, Inglaterra. Además, posee una maestría de la Universidad de Reading, en Inglaterra, y un doctorado de la Universidad de Keele, en Inglaterra, ambos en sedimentología.

Mario Zamora reside en Houston, donde se desempeña como gerente de ingeniería aplicada para M-I SWACO, posición que ocupa desde el año 1987. Comenzó su carrera profesional en el año 1967 como ingeniero de perforación en Shell, donde trabajó durante cuatro años. Mario obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Texas en Austin.

Oilfield Review

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

Próximamente en Oilfield Review

La tectónica de placas en exploración. En la última década, los exploracionistas han tenido éxito en el descubrimiento de petróleo y gas en sistemas de fallas de márgenes pasivos y márgenes de transformación. El concepto de extensión productiva de márgenes pasivos ha sido importante para los descubrimientos presalinos frente a la costa de América del Sur y la aplicación de la teoría de tectónica de placas permitió a los exploracionistas aplicar el concepto en las áreas marinas del sur de África. Los operadores también han tenido éxito en la extensión productiva de abanicos turbidíticos de edad Cretácico superior de márgenes de transformación de África Occidental y en los últimos años, utilizando los principios de la tectónica de placas, han extendido la extensión productiva a Guyanas en América del Sur. Este artículo describirá cómo los exploracionistas utilizan la tectónica de placas para explorar los sistemas de márgenes pasivos y márgenes de transformación.

Captación y almacenamiento de carbono. El Panel Intergubernamental de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático propone limitar el cambio global de la temperatura impidiendo que los gases de efecto invernadero ingresen en la atmósfera. Una de las estrategias en la búsqueda de ese objetivo es el proceso de captación y almacenamiento de carbono, que remueve el CO2 de las emisiones generadas por la combustión de los hidrocarburos. Este artículo examina el rol que desempeñan los conocimientos técnicos del sector de exploración y producción de la industria petrolera en este proceso y cómo se está aplicando actualmente en proyectos implementados en el sector continental de EUA.

Las propiedades térmicas de las rocas. Las técnicas de recuperación asistida que utilizan la estimulación térmica dan cuenta de más de la mitad de la producción mundial de petróleo. La rentabilidad de los proyectos puede depender del pronóstico preciso de esta producción adicional con técnicas de simulación de yacimientos, lo que a su vez requiere del conocimiento exacto de las propiedades térmicas de los fluidos y las rocas yacimiento. Sin embargo, las propiedades térmicas de las rocas yacimiento raramente se miden. Este artículo examina las mediciones de las propiedades térmicas de las rocas y describe una técnica óptica nueva y eficiente para su obtención.

Esta obra ofrece un tratamiento unificado del modelado multiescalar, que proporciona un marco para la construcción de modelos matemáticos e informáticos a través del análisis de las conexiones existentes entre los modelos a diferentes escalas. El autor hace hincapié en las dos aplicaciones principales del modelado multiescalar: la captación del comportamiento macroescalar y la resolución de los eventos locales. En esta obra, también se analizan los problemas específicos asociados con las escalas de tiempo múltiples.

Contenido:

• Introducción

• Métodosanalíticos

• Algoritmosmultiescalaresclásicos

• Lajerarquíadelosmodelosfísicos

• Ejemplosdemodelosmultifísicos

• Lacaptacióndelcomportamientomacroescalar

• Laresolucióndeeventoslocalesodesingularidades

• Ecuacioneselípticasconcoeficientesmultiescalares

• Problemasconescalasdetiempomúltiples

• Eventospococomunes

• Otrasperspectivas

• Índice

Escrita por un experto en matemática aplicada moderna, la obra Losprincipiosdelmodeladomultiescalar se presenta como una síntesis unificada y organizada de las ideas físicas y técnicas matemáticas que subyacen al método multiescalar, para la comprensión de los fenómenos físicos… Losprincipiosdelmodeladomultiescalar refleja el interés y experiencia del autor en el campo de la física, del análisis matemático y del cálculo científico. Esta obra resulta ambiciosa por su alcance y por su insistencia respecto de la seriedad con la que deben abordarse todas las fases del modelado multiescalar, desde los modelos físicos fundamentales hasta los algoritmos computacionales eficientes, a través de un riguroso análisis matemático. No conozco obra alguna que logre abordar tal diversidad de cuestiones con la misma atención y rigurosidad.

• Lapercepcióndelasbacterias

• LasbacteriasylaHumanidad

• Grandespreguntassobrepequeñascuestiones

• Labiologíasintética

• Lasbacterias,elPlanetaTierraymásallá

• Glosario,Bibliografía,Índicedegénerosyespeciesdebacterias,Índicedetemas

La Dra. Trudy Wassenaar, creadora y encargada del Museo Virtual de las Bacterias… concibe a esta obra como un antídoto contra las malas noticias relacionadas con las bacterias y la dosis consiste en [numerosas] páginas que llevarán al lector en un paseo por la historia de las bacterias. A lo largo de esta obra, la autora celebra la diversidad de las bacterias y explica, con una gran dosis de humor, la manera en que éstas se deleitan con otras especies y el modo en que se mueven y reproducen… [Este libro está] escrito en un tono que resulta cómico y único. El uso de cierto lenguaje específico resulta inevitable, pero los conceptos están bien explicados y el libro incluye un glosario de términos… Las bacterias son pequeñas y fascinantes criaturas merecedoras de las historias que narra esta obra. Probablemente, la perspectiva del lector cambiará tras su lectura.

DoranC:“BookReview,”New York Journal

of Books(13dediciembrede2011),

http://www.nyjournalofbooks.com/review/

bacteria-benign-badand-beautiful(Seaccedió

el19dejuniode2012).

Bacterias: Las inofensivas, las nocivas y las bellasTrudy M. WassenaarJohn Wiley & Sons, Inc.111 River StreetHoboken, Nueva Jersey 07030 EUA2012. 232 páginas. USD 39,95ISBN:978-1-118-10766-9

Esta exhaustiva guía sobre la vida y el comportamiento de las bacterias analiza sus orígenes y evolución y el modo en que han conformado el mundo. El autor realiza una descripción de las bacterias propias del ser humano y de aquellas halladas en condiciones ambientales extremas, desde los hielos del Ártico hasta las reservas de hidrocarburos. Este manual incluye además numerosas ilustraciones y láminas a color.

Contenido:

• ElPlanetaAzul

• Elárboldelavida:¡Largavidaalastres!

• ¿Cuálessuantigüedad?

• Enmovimiento

• Agujas

• Vivasomuertas

• TrabajosacreedoresdePremiosNobel

• Lasbacteriasylosinsectos

• Toxinasbacterianas

• Enzimas

• LaGenéticaylaGenómica

• Losantibióticosylaresistenciaalosantibióticos

• Lamicrobiologíamarina

• Lasbacteriasyelpetróleo

• Vidaextrema

• Poseedoresderécords

• Lasbacteriasyelarte

• Elacondicionamientodelaire

• Laspestesylapestilencia

• Nuestrasbacterias

Volumen 24, no.2 61

NUEVAS PUBLICACIONES

Debo decir que tengo una pequeña objeción respecto de esta obra. Aparentemente, su costo de producción ha sido modesto y se han utilizado tipos de letra y macros estándar del programa operativo LaTeX; incluso el diseño de la tapa pasa desapercibido.

No obstante, Losprincipiosdelmodeladomultiescalar resulta por demás apropiado para los estudiantes de posgrado avanzados y para los investigadores que procuran un conocimiento acabado de la amplia variedad de ideas físicas, técnicas matemáticas y algoritmos computacionales relacionados con el modelado multiescalar.

KevlahanN:“BookReview,”Physics Today65,

no.6(Juniode2012):56.

Los principios del modelado multiescalarWeinan ECambridge Universidad Press32 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10013 EUA2011. 488 páginas. USD 75,00ISBN:978-1-107-09654-7

La mecánica de fluidos, la transferencia de calor y la transferencia de masa: La práctica de la ingeniería químicaK.S.N. RajuJohn Wiley & Sons, Inc.111 River StreetHoboken, Nueva Jersey 07030 EUA2011. 768 páginas. USD 158,00ISBN:978-0-470-63774-6

Esta obra introduce al lector a las tres áreas principales de la ingeniería química. Raju destaca la práctica sobre la teoría y recurre al formato de preguntas y respuestas para acortar la brecha entre la teoría y la práctica. Esta publicación, que ofrece un análisis de todos los aspectos de la ingeniería química, tiene por destinatario tanto al estudiante como al profesional.

Oilfield Review

Contenido:

• Secciónprimera:Lamecánicadefluidos: Nociones básicas de la mecánica de fluidos; El flujo de fluidos; Tuberías, sellos y válvulas; La medición del flujo; Bombas, Eyectores, Extractores y Compresores; La mezcla de fluidos; Sistemas de flujo bifásico.

• Secciónsegunda:Latransferenciadecalor:Números adimensionales, La medición de la temperatura y La transferencia de calor por conducción; Nociones básicas sobre la transferencia de calor por convección; Intercambiadores de calor de casco y tubo; Equipos de transferencia de calor asociados con la transferencia de fase; Refrigeración, Bombas de calor, Aplicación de calor, Recipientes encamisados y flexibles, Trampas de vapor y Calentadores de inmersión; Intercambiadores de calor compactos, Regeneradores y Recuperadores; La transferencia de calor radiante y Calentadores a fuego.

• Seccióntercera:Latransferenciademasa:Nociones básicas de la transferencia de masa; Equipos de transferencia de masa; Absorción, Destilación y Extracción; Cristalización, Operaciones en tierra y agua, Secado, Adsorción, Separación de membranas y Otros procesos de transferencia de masa.

• Índice

Esta obra es un manual de referencia útil para todo ingeniero en ejercicio de su profesión y asesor en ingeniería química, mecánica, farmacéutica, ambiental y otras disciplinas relacionadas. Raju… ha diseñado su obra utilizando un estilo de preguntas y respuestas que resulta idiosincrásico e inquisitivo… El autor ha implementado un formato de viñetas único que le permite describir cientos de dispositivos y clases de equipos… Si bien es cierto que esta obra no resulta sustitutiva de los manuales tradicionales sobre las nociones básicas de la mecánica de fluidos, la termodinámica química y la transferencia de calor y de masa, definitivamente resultará útil para todo estudiante de ingeniería… que busque familiarizarse rápidamente con los equipos y dispositivos que resultan esenciales para una amplia variedad de aplicaciones de ingeniería… [El autor ofrece] al lector un enfoque lúcido y profundo del tema. Recomendado.

LaoulacheRN:Choice49,no.2(Octubre

de2011):339.

Volcanes del mundo, Tercera ediciónLee Siebert, Tom Simkin y Paul KimberlyUniversidad of California Press2120 Berkeley WayBerkeley, California 94704 EUA2011. 568 páginas. USD 75,00 ISBN:978-0-520-26877-7

La tercera edición de esta obra da cuenta de 10 000 años de actividad volcánica e incluye nuevos estudios y evaluaciones de las eras geológicas de numerosos volcanes y de las múltiples erupciones volcánicas que han tenido lugar desde la publicación de la última edición, a mediados de la década de 1990. Esta última edición incluye nuevas fotografías y datos actualizados sobre los tipos de rocas presentes en los diferentes volcanes y sobre la población humana residente en las zonas aledañas a dichos volcanes.

Contenido:

• Contextoycriteriosdedatos:Introducción, Síntesis de las tablas de datos; Datos de los volcanes; Datos de las erupciones; Registros históricos: Tendencias y precauciones.

• Índicedevolcanes

• Cronologíadelaserupciones

• LasgrandeserupcionesdelHoloceno

• Fatalidadesyevacuaciones

• ListadopreliminardelosvolcanesdelPleistoceno

• ListadopreliminardelasgrandeserupcionesdelPleistoceno

• Seccióndefotografíasacolor

• Diccionariogeográfico

• Referencias

. . . Esta obra abarca cuatro décadas de recolección de datos a través del Programa Global de Vulcanismo del Instituto Smithsonian… En ella, se da cuenta de la actividad volcánica mundial durante la edad Holoceno y, particularmente en esta edición,

el relato se extiende hasta el Pleistoceno. Gran parte de la información contenida en esta obra puede hallarse en el sitio Web del Programa Global de Vulcanismo… Este sitio resulta más interactivo e incluye videos y una mayor cantidad de imágenes. Por el contrario, la obra es más narrativa a la hora de abordar las generalidades del vulcanismo y, al parecer, incluye información más detallada sobre el impacto socioeconómico de eventos específicos. Las dos fuentes, en conjunto, arman el equipo perfecto. Altamente recomendado.

HebblethwaiteCL:Choice48,no.12

(Agostode2011):2342.

• ElPlanetaNegro:Laprimeracortezadebasalto

• ElPlanetaAzul:Laformacióndelosocéanos

• ElPlanetaGris:Laprimeracortezadegranito

• ElPlanetaviviente:Losorígenesdelavida

• ElPlanetaRojo:LafotosíntesisyelGranEventodeOxidación

• Elaburridoperíododeunbillóndeaños:Larevolucióndelosminerales

• ElPlanetaBlanco:Elciclodeenfriamientoycalentamientoterrestre

• ElPlanetaVerde:Elsurgimientodelabiosferaterrestre

• Elfuturo:Escenariosdeunplanetaencambio

• Epílogo,Índice

Miles de millones de años de evolución geológica reunidos en una sola obra es un gran desafío que el geofísico Hazen ha logrado sortear con rotundo éxito.

PerkinsS:“BookReview,”Science News181,no.

10(19demayode2012),http://www.sciencenews.

org/view/generic/id/340424/title/Book_Review__

BOOK_REVIEW__The_Story_of_Earth_The_

First_4.5_Billion_Years,_from_Stardust_to_

Living_Planet_by_Robert_M._Hazen(Seaccedió

el29demayo2012).

. . . Hazen y sus colegas del laboratorio geofísico del Instituto Carnegie (con la colaboración de la NASA) lograron simular las condiciones que habría exhibido el Planeta Tierra nada más y nada menos que 4 500 millones de años atrás y producir, al mismo tiempo, biomoléculas que son los pilares actuales de la vida. El autor sitúa esta evidencia empírica recién obtenida en una serie de descubrimientos sobre la evolución geológica de la Tierra, logrados a partir del análisis de rocas lunares traídas por la tripulación del Apolo. La obra nos presenta una nueva y fascinante teoría sobre los orígenes de la Tierra, narrada con un estilo que resulta vívido y que conjuga con un toque personal.

“BookReview,”Kirkus Reviews(6defebrero

de2012)https://www.kirkusreviews.com/

book-reviews/robert-m-hazen/story-earth/#review

(Seaccedióel29demayode2012).

62

La historia del Planeta Tierra: Los primeros 4 500 millones de años, del polvo de estrellas al planeta vivienteRobert M. HazenViking, división de Penguin Group(EUA) Inc.375 Hudson StreetNueva York, Nueva York 10014 EUA2012. 320 páginas. USD 27,95ISBN:978-0-670-02355-4

Desde la perspectiva de un astrobiólogo, historiador, naturalista y futurista, Robert M. Hazen explica, a través de modificaciones en el nivel atómico, los cambios que experimentó la fisonomía de la Tierra durante sus primeros 4 500 millones de años de vida. El autor presenta una teoría de co-evolución para describir las reacciones entre las moléculas orgánicas y los cristales de roca, que, en su opinión, podrían haber sido los generadores de los primeros organismos de la Tierra. Hazen también relata la historia de los hombres y mujeres que se dedicaron al estudio de las ciencias geológicas descriptas en esta obra. Finalmente, el autor se adentra en el futuro lejano del Planeta.

Contenido:

• Elnacimiento:LaformacióndelaTierra

• Elgrangolpe:Laformacióndelaluna

> Operación de cementación primaria básica con dos tapones. Después de perforar un intervalo de un pozo hasta la profundidad deseada, la columna de perforación se remueve y se baja una sarta de revestimiento hasta el fondo del pozo (extremo superior ) . El extremo inferior de la sarta de revestimiento usualmente está provisto de una zapata de protección, y los centralizadores mantienen la tubería de revestimiento centrada en el pozo. Los ingenieros bombean lavados químicos y fluidos espaciadores por el interior de la tubería de revestimiento, desplazando de ese modo el fluido de perforación (centro a la izquierda). A continuación, insertan un tapón inferior, seguido por un volumen de lechada de cemento que es suficiente para llenar el espacio anular (centro a la derecha). El bombeo continuo de la lechada de cemento hace que el fluido de perforación salga del interior de la tubería de revestimiento, ascienda por el espacio anular y salga del pozo. Cuando el tapón inferior se asienta en el extremo inferior de la sarta de revestimiento, se rompe una membrana que posee el tapón, lo que abre un trayecto para el ingreso de la lechada de cemento en el espacio anular. Los ingenieros insertan un tapón superior después de la lechada de cemento, y luego del tapón superior un fluido de desplazamiento (extremo inferior izquierdo). El bombeo del fluido de desplazamiento empuja el tapón superior hacia abajo hasta que se asienta sobre el tapón inferior, aislando de este modo el interior de la tubería de revestimiento y el espacio anular y rellenando este último con la lechada de cemento (extremo inferior derecho).

Desplazamiento

Fluido de desplazamiento

Lavado químico

Tapón inferior

Lechadade cemento

Fluidoespaciador

Tapón superior

Fluido de perforación circulante

Bombeo del lavado, el espaciador y la lechada de cemento

Desplazamiento Operación concluida

Fluido de perforación

Sarta de revestimiento

Espacio anular

Zapata

Centralizadores

Volumen 24, no.2 63

DEFINICIÓN DE CEMENTACIÓN

Fundamentos de la cementación de pozos

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2012: 24, no. 2. Copyright © 2012 Schlumberger.

Erik B. NelsonEditor colaborador

La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones princi-pales: la cementación primaria y la cementación con fines de remediación. La cementación primaria es el proceso de colocación de una lechada de cemento en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la formación. La cementación con fines de remediación tiene lugar después de la cementación primaria, cuando los ingenieros inyectan cementos en posiciones estratégicas de los pozos con diversos fines, incluidos la repara-ción del pozo y su abandono.

La cementación primaria es un procedimiento crítico dentro del proceso de construcción de pozos. La cementación proporciona un sello hidráulico que establece el aislamiento zonal, lo que impide la comunicación de los fluidos entre las zonas productivas del pozo y bloquea el escape de los fluidos hacia la superficie. Además, la cementación produce el anclaje y la sustenta-ción de la sarta de revestimiento y protege la tubería de revestimiento de acero contra la corrosión producida por los fluidos de formación. Si no se logran estos objetivos, la capacidad del pozo para explotar todo su potencial productivo puede verse severamente limitada.

La mayoría de las operaciones de cementación primaria emplean un método de emplazamiento del cemento que incluye dos tapones (derecha). Después de perforar un intervalo hasta una profundidad deseada, una brigada remueve la columna de perforación, dejando el pozo lleno de fluido de perforación. Luego, la brigada baja una sarta de revestimiento hasta el fondo del pozo. El extremo inferior de la sarta de revestimiento está prote-gido con una zapata guía o una zapata flotante. Ambas zapatas son disposi-tivos ahusados, con el extremo en forma de bala, que guían la tubería de revestimiento hacia el centro del pozo para minimizar el contacto con los bordes rugosos o los derrumbes durante la instalación. La zapata guía difiere de la zapata flotante en que la primera carece de una válvula de retención. La válvula de retención impide el flujo inverso, o formación de tubo en U, de los fluidos que pasan desde el espacio anular hacia el interior de la tubería de revestimiento. Los centralizadores se colocan a lo largo de las secciones críticas de la tubería de revestimiento para ayudar a evitar su atascamiento mientras se baja en el pozo. Además, los centralizadores mantienen la tube-ría de revestimiento en el centro del pozo para ayudar a asegurar la unifor-midad de la cementación en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo.

A medida que se baja la tubería de revestimiento en el pozo, el interior de la tubería de revestimiento puede llenarse con fluido de perforación. Los obje-tivos de la operación de cementación primaria son: remover del fluido de per-foración del interior de la tubería de revestimiento y del pozo, colocar una lechada de cemento en el espacio anular y llenar el interior de la tubería de revestimiento con un fluido de desplazamiento, tal como fluido de perfora-ción, salmuera o agua.

Las lechadas de cemento y los fluidos de perforación suelen ser química-mente incompatibles. Su mezcla puede generar en la interfase una masa espe-sada o gelificada difícil de remover del pozo, que posiblemente impida la

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DEFINICIÓN DE CEMENTACIÓN

uniformidad de la cementación en todo el espacio anular. Por consiguiente, los ingenieros emplean medios químicos y físicos para mantener la separación de los fluidos. Los lavados químicos y los fluidos espaciadores pueden ser bom-beados después del fluido de perforación y antes de la lechada de cemento. Estos fluidos presentan la ventaja adicional de limpiar las superficies de la tubería de revestimiento y la formación, lo que ayuda a obtener una buena adherencia del cemento.

Los tapones limpiadores son dispositivos elastoméricos que propor-cionan una barrera física entre los fluidos bombeados dentro de la tubería de revestimiento. Un tapón inferior separa la lechada de cemento del fluido de perforación, y un tapón superior separa la lechada de cemento del fluido de desplazamiento. El tapón inferior posee una membrana que se rompe cuando éste se asienta en la parte inferior de la sarta de revestimiento, gene-rando un trayecto a través del cual la lechada de cemento puede fluir hacia el interior del espacio anular. El tapón superior no posee ninguna membrana; por consiguiente, cuando se asienta sobre el tapón inferior, se anula la comu-nicación hidráulica entre el interior de la tubería de revestimiento y el espa-cio anular. Después de la operación de cementación, los ingenieros esperan que el cemento se cure, fragüe y desarrolle resistencia; proceso que se conoce como esperando fraguado de cemento (WOC). Después del período WOC, que usualmente es de menos de 24 horas, pueden comenzar las opera-ciones adicionales de perforación, disparos y de otro tipo.

El proceso de construcción de pozos habitualmente consiste en la instala-ción de varias sartas de revestimiento, cada una de las cuales requiere una operación de cementación primaria (derecha). A medida que el pozo se pro-fundiza, el diámetro de cada sarta de revestimiento es normalmente más pequeño que el precedente.

Casi todas las operaciones de cementación utilizan cemento portland, consistente principalmente en compuestos de silicato de calcio y aluminato de calcio que se hidratan cuando se agregan al agua. Los productos de la hidra-tación, fundamentalmente los hidratos de silicato de calcio, proveen la resis-tencia y la baja permeabilidad requeridas para lograr el aislamiento zonal.

Las condiciones a las que se expone el cemento portland en un pozo difie-ren significativamente de las condiciones ambiente de superficie asociadas con los edificios, caminos y puentes. Los cementos de los pozos petroleros deben enfrentar un amplio rango de temperaturas; desde temperaturas infe-riores al punto de congelamiento en las zonas de permafrost (pergelisol) hasta temperaturas superiores a 400°C [752°F] en los pozos geotérmicos. En consecuencia, los fabricantes de cemento producen versiones especiales de cemento portland para ser utilizadas en pozos. Además, se dispone de más de 100 aditivos de cemento para ajustar el rendimiento del cemento, lo que permite que los ingenieros adecuen una formulación de cemento para un ambiente de pozo en particular. El objetivo principal es formular un cemento que sea bombeable durante un tiempo suficiente para la colocación en el espacio anular, que desarrolle resistencia a las pocas horas de la colocación y que mantenga su duración a lo largo de toda la vida productiva del pozo.

Los aditivos pueden ser clasificados de acuerdo con las funciones que cumplen. Los aceleradores de fragüe reducen el tiempo de fraguado del cemento e incrementan la velocidad de desarrollo de resistencia a la compresión. Los retardadores demoran el tiempo de fraguado y extienden el tiempo durante el cual una lechada de cemento es bombeable. Los extendedores dismi-nuyen la densidad de la lechada de cemento, reducen la cantidad de cemento por unidad de volumen del producto fraguado, o ambas cosas. Los espesantes incrementan la densidad del cemento. Los agentes de control de pérdida de fluidos controlan las pérdidas de agua de la lechada de cemento a las for-maciones porosas, con lo cual preservan las propiedades de la lechada de cemento diseñada. Los agentes de control de pérdidas de circulación limi-tan el flujo de toda la lechada desde el pozo hacia las formaciones débiles, fisuradas o vugulares, y ayuda a asegurar que la lechada de cemento llene todo el espacio anular. Los dispersantes reducen la viscosidad de la lechada de cemento, lo que hace posible una presión de bombeo más baja durante el emplazamiento. Los aditivos especiales son, entre otros, los agentes anti-espumantes, las fibras y las partículas flexibles. Los aditivos del cemento representan un dominio activo de las actividades de investigación y desarro-llo, y la industria introduce productos nuevos y mejorados con regularidad.

> Programa de entubación habitual. La tubería de revestimiento guía de gran diámetro protege las formaciones someras contra la contaminación con fluido de perforación y ayuda a prevenir los derrumbes que involucran las capas superficiales no consolidadas del terreno y los sedimentos. La tubería de revestimiento de superficie, la segunda sarta, posee un diámetro más pequeño, mantiene la integridad del pozo y previene la contaminación del agua subterránea somera con hidrocarburos, salmueras subterráneas y fluidos de perforación. La tubería de revestimiento intermedia aísla las zonas hidrocarburíferas, anormalmente presionadas, fracturadas y de pérdida de circulación, lo cual provee el control del pozo a medida que los ingenieros avanzan con la perforación. Para acceder a la zona productiva objetivo pueden requerirse múltiples sartas de tubería de revestimiento intermedia. La tubería de revestimiento, o la tubería de revestimiento corta (liner ) de producción es el elemento tubular más pequeño y último del pozo. Esta tubería aísla las zonas que se encuentran por encima y dentro de la zona de producción y tolera todas las cargas anticipadas a lo largo de la vida productiva del pozo.

Tubería de revestimiento guía

Tubería de revestimiento de superficie

Cemento

Tubería de revestimiento intermedia

Tubería de revestimiento corta (liner ) de producción

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Después de ejecutar una operación de cementación y una vez fraguado el cemento, los ingenieros con frecuencia efectúan pruebas para confirmar que la integridad y el desempeño de la cementación satisfacen los criterios de diseño previstos. Las técnicas de evaluación del cemento incluyen las prue-bas hidráulicas y varios métodos de adquisición de registros de pozos.

Las pruebas de presión constituyen el método de prueba hidráulica más común; los ingenieros efectúan este tipo de prueba después de cada operación de cementación de la tubería de revestimiento de superficie o intermedia. Primero, realizan una prueba de presión de la tubería de revestimiento para verificar la integridad mecánica de la sarta de tubulares y luego remueven el cemento residual de la zapata de la tubería de revestimiento. A continuación, llevan a cabo una prueba de integridad de presión mediante el incremento de la presión interna de la tubería de revestimiento hasta que excede la presión que será aplicada durante la fase de perforación siguiente. Si no se detecta pérdida alguna, el sello del cemento se considera exitoso.

Los ingenieros pueden seleccionar una de las diversas técnicas de adqui-sición de registros de pozos para evaluar la calidad del cemento detrás de la tubería de revestimiento. La brigada de adquisición de registros baja los dis-positivos de medición en el pozo y representa gráficamente los datos adquiridos versus la profundidad. Los registros de temperatura ayudan a localizar el tope de la columna de cemento en el espacio anular. La hidratación del cemento es un proceso exotérmico que eleva la temperatura del medio circundante. Los datos obtenidos con las herramientas de adquisición de registros acústi-cos y ultrasónicos ayudan a los ingenieros a analizar las interfases entre el cemento y la tubería de revestimiento, y entre el cemento y la formación. Estas herramientas proporcionan información sobre la calidad de la cementa-ción y acerca de cuán bien se adhiere, o liga, el cemento a la tubería de reves-timiento y a la formación.

El registro de adherencia del cemento presenta la amplitud reflejada de una señal acústica transmitida por una herramienta de adquisición de regis-tros que se encuentra en el interior de la tubería de revestimiento. La integri-dad de la adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento es directamente proporcional a la atenuación de la señal reflejada. Otro registro acústico presenta las formas de ondas de las señales reflejadas, detectadas por el receptor de la herramienta de adquisición de registros, y proporciona conocimientos cualitativos sobre la tubería de revestimiento, la cementa-ción y la formación. Las herramientas de adquisición de registros ultrasóni-

cos transmiten un pulso ultrasónico corto, que produce la resonancia de la tubería de revestimiento. La herramienta mide los ecos resonantes; cuando existe cemento sólido detrás de la tubería de revestimiento, las amplitudes de los ecos se atenúan. Si existe fluido detrás de la tubería de revestimiento, los ecos poseen amplitudes altas.

Cuando las operaciones de adquisición de registros indican que la cementa-ción es defectuosa, ya sea porque la adherencia del cemento es pobre o bien porque existe comunicación entre las zonas, puede implementarse una técnica de cementación con fines de remediación denominada inyección forzada de cemento para establecer el aislamiento zonal. Los ingenieros disparan la tubería de revestimiento en el intervalo defectuoso e inyectan la lechada de cemento en forma forzada a través de los disparos, y hacia el interior del espacio anular, para rellenar los vacíos. Además, la técnica de inyección forzada de cemento puede ser efectiva para reparar las pérdidas de la tubería de revestimiento causadas por su corrosión o su rajadura.

Cuando un pozo alcanza el final de su vida productiva, los operadores normalmente proceden a su abandono mediante la ejecución de una opera-ción de cementación con tapones. Los ingenieros llenan el interior de la tubería de revestimiento con cemento a diversas profundidades, previniendo de este modo la comunicación entre zonas y la migración de fluidos hacia las fuentes subterráneas de agua dulce. El objetivo fundamental es restau-rar la integridad natural de las formaciones que fueron perturbadas por el proceso de perforación.

La tecnología de cementación de pozos tiene más de 100 años; no obs-tante, los químicos e ingenieros continúan introduciendo nuevas formulacio-nes, materiales y tecnología para satisfacer las necesidades en constante cambio de la industria energética. Por ejemplo, la durabilidad del aislamiento zonal durante y después de la vida productiva de un pozo, constituye un tema de investigación y desarrollo importante. Los sistemas de cementación moder-nos pueden contener partículas flexibles y fibras que permiten que el cemento fraguado tolere esfuerzos mecánicos severos. Los sistemas avanzados de cementos autorreparadores contienen materiales “inteligentes” que, si la cementación falla, se dilatan y restablecen el aislamiento zonal cuando entran en contacto con fluidos de formaciones acuosas o hidrocarburíferas. Los objetivos finales de estas tecnologías de cementación son la tolerancia de los rigores de las operaciones de pozos y otras irrupciones que pueden tener lugar con el tiempo y mantener el aislamiento zonal indefinidamente.

Volumen 24, no.2

Volumen 24, no.2

Los microbios en el campo petrolero


Detección sísmica de fracturas


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