Terminaciones de vanguardia en pozos marinos

Nuevos métodos de sísmica marina

Avances en pruebas de pozos

Verano de 2007

Oilfield Review

07-OR-002-S

En un año, un medidor de presión permanente, que registradatos a cada segundo, puede registrar más de 31 millones demediciones de presión. Considerado en forma individual, cadapunto de datos medidos carece virtualmente de valor. El valorproviene del análisis de la presión transitoria obtenida comoconsecuencia de un cambio en la tasa de flujo inducido. Losmejores datos se obtienen mientras el pozo está cerrado, inde-pendientemente de que el cierre se lleve a cabo por razonesoperacionales o para inducir una presión transitoria interpre-table. En definitiva, esto puede constituir una verdadera minade oro de datos para el análisis de presiones transitorias(PTA), siempre que se disponga de datos sobre el régimen deproducción.

En muchos pozos, los datos de tasas de flujo se recolectanesporádicamente, en forma diaria o mensual, y con muchomenos rigurosidad. Las tasas de flujo de petróleo, gas y aguadel pozo suelen calcularse en forma inversa, tomando comobase la producción de diversos pozos acoplados a un sistemade separación común. Sin embargo, los pozos inteligentes pueden poseer la capacidad para medir las tasas de flujo y lapresión continuamente con sensores instalados en forma permanente. Los pozos con datos de tasas de flujo y presiónconfiables, obtenidos en forma continua, ofrecen la opción del análisis de datos de producción (PDA).

Mientras el análisis PTA provee una ventana de informaciónbreve sobre el pozo y la caracterización del yacimien to, el análisis PDA puede proveer información en un marco temporalmucho más largo. Un pozo rara vez permanece cerrado más deun día, pero los datos de producción son recolectados a lo largode meses o incluso años. Como resultado, un análisis PTA de in -cremento de presión típico revela solamente el comportamientodel yacimiento detectado por el avance de la perturbación depresión producido durante un período de unos pocos días.

Dependiendo de las propiedades del yacimiento, especial -mente la permeabilidad, la zona percibida durante un díapuede oscilar entre decenas de pies para un yacimiento debaja permeabilidad, hasta miles de pies para un yacimiento dealta permeabilidad. Este marco temporal puede revelar muchainformación acerca de la terminación del pozo; si ha sidodañado o estimulado, y de qué forma, o proveer evidencias delos límites del área de drenaje del pozo o del yacimiento en sí(véase “Nuevos alcances en pruebas de pozos,” página 44).

Una sucesión de incrementos de presiones transitoriaspuede revelar información importante sobre los cambios producidos con el tiempo en la terminación del pozo o en elyacimiento, tales como un incremento del factor de daño delempaque de grava, una reducción de la conductividad de lafractura hidráulica o una formación en proceso de compactación.En lugar de un desborde de puntos de datos, los operadoresnecesitan información procesable. Por ejemplo, los operadoresdeberían ser alertados cuando la productividad del pozo está

Sensores permanentes: ¿Inundación de datos o la mejor y más reciente oportunidad?

declinando. Con esa información, se pueden tomar medidastendientes a evitar la degradación posterior del desempeño del pozo o, en el peor de los escenarios, su pérdida.

Por otro lado, la obtención de datos para el análisis PDAcomienza después de un día y puede extenderse varios meses oaños. Los datos de producción perciben el comportamien to delyacimiento lejos del pozo y suelen estar dominados por lo quese conoce como comportamiento seudoestacionario, queacompaña al agotamiento del fluido y la presión en el volumen de drenaje del pozo.

La perspectiva de unificar estas dos técnicas de análisis esatractiva. Un paso tendiente a la consecución de esa perspec-tiva se encuentra disponible a través de lo que en la literaturase conoce como deconvolución. No obstante, si bien los datossubyacentes son complementarios en cuanto a cobertura temporal, los programas de interpretación de los análisis PTA y PDA separan los análisis, lo que impide la obtención de resultados consistentes.

Se necesitan procesos de automatización adicionales paraconvertir el desborde de puntos de datos adquiridos en una re -flexión coherente y válida de las características preponderantesdel pozo y del yacimiento. Claramente, existe un gran potencialen relación al procesamiento de los datos para mostrar el com-portamiento PTA de etapa temprana, junto con la respuestaPDA de etapa tardía proveniente de un flujo virtualmente continuo, a una tasa de producción constante. Una respuestacombinada de ese tipo podría revelar la caracterización comple -ta de la región vecina al pozo, incluyendo las respuestas de largaduración, tales como las de una fractura hidráulica masiva o deun pozo horizontal largo, combinada con las heterogeneidades olos límites lejanos de los yacimientos.

Christine Ehlig-EconomidesCatedrática de la Fundación Albert B. Stevens,Universidad A&M de Texas

Christine Ehlig-Economides se desempeña como docente del Departamento deIngeniería Petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station, EUA,desde el año 2004 y es Catedrática de la Fundación Albert B. Stevens. Previa-mente, dirigió el Departamento de Ingeniería Petrolera de la Universidad deAlaska, en Fairbanks, EUA. Ingresó en Schlumberger en 1983 como ingenierode yacimientos, y asumió responsabilidades crecientes hasta su regreso alámbito académico en el año 2003. Christine posee un diploma BA en matemá-tica y ciencia de la Universidad de Rice, en Houston; una maestría en ingenieríaquímica de la Universidad de Kansas, en Lawrence, EUA; y un doctorado eningeniería de petróleo de la Universidad de Stanford, en California. Entre susnumerosos premios se destacan el de Ingeniero Petrolero del Año de Alaska(1982), el Premio al Cuerpo Docente Destacado de la SPE (1982), el premio delsector de Evaluación de Formaciones de la SPE (1995), el premio al MiembroIlustre de la SPE (1996) y el Premio Lester Uren de la SPE (1997). Christine seincorporó a la Academia Nacional de Ingeniería de EUA en el año 2003.

1

Schlumberger

Oilfield Review4 Manejo de proyectos de terminación de pozos marinos

Los pozos marinos, particularmente los de aguas profundas, se han convertido en una fuente clave de petróleo y gas y suimportancia crecerá en los próximos años. La superación delos numerosos desafíos que presentan estos pozos requiere lacolaboración estrecha entre los operadores, las compañías deservicios y los fabricantes de equipos, especialmente durantelas operaciones de terminación de pozos. Este artículo presentados casos reales que ilustran cómo un enfoque integradopuede conducir a resultados exitosos.

14 Sistemas de fluidos óptimos para las operaciones de disparos

Las estrategias de disparos optimizados comprenden numerososelementos claves. Entre éstos se encuentran las herramientasy técnicas para maximizar el desempeño de las pistolas de dis-paros y la obtención de disparos limpios y de un fluido para lasoperaciones de disparos correctamente diseñado. Hasta hacepoco, tales fluidos eran poco conocidos y se encontrabanpobremente investigados. Este artículo describe un proceso deinvestigación extensivo que demuestra cómo la eficiencia delos disparos puede mejorarse en forma asombrosa cuando losfluidos para las operaciones de disparos se optimizan y combi-nan con técnicas de disparo en condiciones de sobrebalance.

26 Reducción del riesgo exploratorio

Las mejoras introducidas recientemente en la adquisición y elanálisis de datos sísmicos están reduciendo el riesgo de perforarpozos de exploración y desarrollo secos. Este artículo describelas innovaciones en materia de iluminación sísmica, que hansido posibles a través de la investigación de los objetivos sísmicosdesde distintos ángulos, y analiza las nuevas configuraciones defuentes y receptores, alineadas verticalmente, que están incre-mentando la calidad de la señal en áreas en las que la generaciónde imágenes resulta difícil. Algunos ejemplos del Golfo de México,el Oeste de las Islas Shetlands, y el área marina de Méxicomuestran cómo las mejoras en la tecnología sísmica están re du -ciendo el riesgo que plantean las operaciones de perforación.

Dirigir la correspondencia editorial a:Oilfield Review1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.com

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Editor ejecutivo y editor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editores seniorMatt Garber Don Williamson

EditoresMatt VarhaugRick von FlaternVladislav Glyanchenko

ColaboradoresRana RottenbergJudy JonesErik B. Nelson

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

E-mail: info@linced.com;http://www.linced.com

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

Verano de 2007Volumen 19

Número 1

70 Colaboradores

74 Próximamente en Oilfield Review

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100 µm

44 Nuevos alcances en pruebas de pozos

Durante mucho tiempo, los operadores dependieron de lasmediciones de presión y flujo obtenidas de las pruebas depozos para cuantificar la producción. Con los años, se handesarrollado herramientas y estrategias de pruebas cada vezmás sofisticadas para caracterizar las propiedades del yaci-miento y el desempeño del pozo. Este artículo describe losavances producidos en los equipos de pruebas de fondo depozo y de superficie. Algunos ejemplos de Medio Oriente y elGolfo de México demuestran la confiabilidad y el desempeñomejorados que ofrecen los métodos de pruebas de pozos denuestros días.

60 Un mundo pequeño pero prometedor

Los sistemas microelectromecánicos diminutos, o MEMS, seestán convirtiendo en una parte cada vez más importante denuestra cotidianeidad. Las características de los sistemasMEMS, como sensores y accionadores, los hace atractivos parala industria de E&P. Pero, ¿es posible que estos dispositivospequeños sobrevivan en los ambientes rigurosos de los campospetroleros? Este artículo cubre la teoría básica detrás de lossistemas MEMS y su fabricación. Además, analiza las ventajasy las desventajas de los dispositivos MEMS y sus aplicacionesen el campo petrolero.

Syed A. AliChevron Energy Technology Co.Houston, Texas, EUA

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Dilip M. KaleONGC Energy CentreNueva Delhi, India

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingBPHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

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

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

© 2007 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

En la portada:

Un grupo de ingenieros inspecciona undispositivo inteligente de terminación depozos en el centro de pruebas de inte-gración de sistemas de Schlumberger enCameron, Texas, EUA. La terminación seensamblará e instalará en un pozo deprueba, y será operada bajo condicionescontroladas a fin de verificar su desem-peño adecuado. El inserto muestra unacolección de componentes del sistemamicroelectromecánico (MEMS) y disposi-tivos MEMS, en las diversas etapas deembalaje, sobre una oblea seccionadaterminada.

60,000

Tierra firme

Aguas someras

50,000

40,000

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20,000

10,000

1950 1960 1970 1980

Año

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2000 2010

Aguas profundas

4 Oilfield Review

Manejo de proyectos de terminación de pozos marinos

Iain CaulfieldSteve DyerY. Gil HilsmanRosharon, Texas, EUA

Kerby DufreneJosé F. GarcíaPuerto España, Trinidad y Tobago

John C. Healy, Jr.ConsultorHouston, Texas

Matthew MaharajJohn PowersBPPuerto España, Trinidad y Tobago

Denis StaderoliLuanda, Angola

Mark StrackeKuala Lumpur, Malasia

Tammy WebbMurphy Oil CorporationKuala Lumpur, Malasia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mary Jo Caliandro, Sugar Land, Texas; y a MarkTeel y Jeremy Walker, Rosharon, Texas.e-Fire, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación), GeoMarket, PURE, QUANTUM maX, RST (Herramienta de Control de Saturación del Yacimiento), SenTREE, TripSaver y WellWatcher son marcas de Schlumberger. Alternate Path es una marca de ExxonMobil; Schlumbergerposee la licencia exclusiva de esta tecnología.

La proporción global de la producción de petróleo y gas proveniente de pozos marinos

se está incrementando rápidamente. A medida que los proyectos marinos avanzan hacia

aguas más profundas, el diseño, la prueba y la instalación eficientes de las operaciones

de terminación de pozos son clave para la viabilidad económica de los mismos. La cola -

boración estrecha entre los operadores, las compañías de servicios y los fabricantes

de equipos adquiere valor como lo demuestran dos casos de Trinidad y Malasia.

El consumo energético global anual se ha incre-mentado más de tres veces en los últimos 50años, debido fundamentalmente al crecimientode la demanda en los países en desarrollo. Estospaíses utilizarán más energía a medida que suspoblaciones aumenten y mejoren sus estándaresde vida. La falta de oportunidades disponiblesen tierra firme para satisfacer el crecimiento dela demanda ha obligado a las compañías de E&Pa intensificar el desarrollo de los campos depetróleo y gas marinos. Como resultado, la pro-ducción marina está aumentando rápidamente y

se espera que su volumen se duplique en los pró-ximos cinco años (abajo). La mayor parte de lasreservas se encuentran alojadas en aguas pro-fundas y ultraprofundas. En este momento, losprincipales campos de aguas profundas se sitúanen el Golfo de México, la región marina de Bra-sil, África Occidental, el Sudeste Asiático y elmargen del Atlántico Norte.1

Desde la perforación hasta el abandono, eincluso hasta la puesta fuera de servicio, lospozos marinos plantean un sinfín de desafíostécnicos; particularmente en aguas profundas.

1. Según el Servicio de Administración de Minerales de EUA (MMS), los pozos de aguas profundas seencuentran ubicados en tirantes de agua (profundidadesdel lecho marino) de 305 m [1,000 pies] o mayores. Laregión de aguas ultraprofundas comienza enprofundidades de 1,520 m [5,000 pies] o mayores. Paraobtener más información sobre proyectos de producciónen aguas profundas, consulte: Robertson S, Westwood Ry Smith M: “Deep Water Enjoys Growth Surge,” Hart’sE&P 79, no. 5 (Mayo de 2006): 50–52.Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B,Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D,Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativaspara los pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 38–53.

> Producción de petróleo histórica y proyectada, proveniente de campos te -rrestres, de aguas someras y de aguas profundas. Los especialistas estiman quela proporción de petróleo marino producido desde los campos de aguas profun -das crecerá hasta un 25% para el año 2015. La publicación del Servicio Geológicode los Estados Unidos, World Petroleum Assessment, estima que aún quedan pordescubrir en las áreas marinas más de 300,000 millones de bbl [48,000 millones de m3] de petróleo. [Adaptado a partir de Robertson S: The World Offshore Oiland Gas Forecast. Canterbury, Inglaterra: Douglas-Westwood Ltd. (2006).]

Verano de 2007 5

La gran productividad e inaccesibilidad de estospozos requieren diseños de terminación robustos,aseguramiento del flujo, confiabilidad de los equi-pos y longevidad. La viabilidad económica exige lamaximización de los regímenes de producción y larecuperación final, en forma segura y lógica desdeel punto de vista ambiental. Las embarcacionesde perforación en aguas profundas actualmentedemandan tarifas que oscilan entre US$ 250,000 y750,000 por día; en con se cuencia, las terminacio-nes de pozos deben instalarse en forma eficientepara minimizar el tiempo de equipo de perfora-ción. El diseño de las operaciones de terminacióny la confia bilidad de los equipos son particular-mente cruciales porque el costo que implicareingresar en un pozo marino para efectuar ope-raciones de reacondicionamiento o reparaciónpuede ascender a más de US$ 6 millones.

En este artículo, examinamos las operacionesavanzadas de terminación de pozos marinos,desde la etapa de planeación inicial hasta la

manufactura, verificación e instalación de losequipos. Primero, analizamos las técnicas determinación básicas y el proceso de manejo deproyectos en un ambiente de colaboración. Lue go,algunos casos reales de Trinidad y Malasia demos-trarán los beneficios de dicha colaboración.

Introducción a las operaciones de terminación de pozosLa terminación de un pozo está compuesta portubulares, herramientas y equipos que se insta-lan en el pozo para operar, bombear o controlarla producción o la inyección de fluidos.2 Existendiversas maneras de clasificar las operaciones determinación de pozos. Los criterios más comunesson los siguientes:• interfase pozo-yacimiento (agujero descu-

bierto o pozo entubado)• zonas productivas (simples o múltiples)• método de producción (flujo natural o induc-

ción artificial).

6 Oilfield Review

> Ejemplos de terminaciones en agujero descubierto y en pozo entubado a través de una sola zona. Enlas terminaciones en agujero descubierto, la tubería de revestimiento de producción o la tubería derevestimiento corta (liner) se coloca y cementa en la roca sello del yacimiento, dejando el pozo abiertoa lo largo del yacimiento (izquierda y centro). El pozo del medio incluye una tubería de revestimientocorta ranurada, a través del yacimiento, que excluye los sólidos de formación de la corriente de pro -ducción. En las terminaciones en pozo entubado (derecha), los disparos proveen un conducto selectivo,desde el yacimiento hasta el pozo, y sirven como portal para la inyección de los fluidos de estimula -ción durante las operaciones de acidificación o de fracturamiento hidráulico.

Tubería derevestimientode producción

Disparos

Las terminaciones en agujero descubiertoson factibles únicamente en yacimientos consuficiente resistencia de la formación paraprevenir desmoronamientos o derrumbes. Laausencia de tubería de revestimiento maximizael contacto de la formación con el pozo. Paraevitar que los sólidos de la formación ingresenen la corriente de producción, se pueden colocarfiltros (cedazos) ranurados o tuberías de revesti-miento cortas (liners) perforadas (cañoneadas,punzadas) en los tramos descubiertos del pozo(izquierda). Las terminaciones en agujero des-cubierto minimizan las inversiones requeridasen materia de terminación de pozos y permitenopciones de tratamientos flexibles si el pozo esprofundizado más adelante.

En una terminación en pozo entubado, la tube-ría de revestimiento se coloca a través delyacimiento productivo y se cementa en su lugar. Elflujo de fluido se establece disparando la tuberíade revestimiento y el cemento, y abriendo y conec-tando de este modo el yacimiento con el pozo. Eltúnel dejado por los disparos (cañoneos, punza-dos) normalmente se extiende más allá del dañode formación causado por la perforación en laregión vecina al pozo, lo que deja expuesta la rocasin dañar y permite que el yacimiento produzca sinobstáculos (véase “Sistemas de fluidos óptimospara las operaciones de disparos,” pá gina 14).

En una operación de terminación simpletípica, sólo hay un conducto o sarta de tuberíade producción, y un empacador establece lasepa ración hidráulica entre la sarta de tuberíade producción y la tubería de revestimiento o latubería de revestimiento corta (próxima página).El empacador se considera a menudo la herra-mienta más importante de una sarta deproducción porque debe proporcionar unabarrera hidráulica a largo plazo que sea compati-ble con los fluidos del yacimiento y el fluidoanular del pozo.

Con frecuencia se instalan diversos acceso-rios por encima y por debajo del empacador. Unaválvula de seguridad, situada habitualmente enel extremo superior de la tubería de producciónpero por debajo de la línea de lodo, es un disposi-tivo de control del flujo del pozo para situacionesde emergencia, destinado a proteger el personal,las reservas y el medio ambiente contra la falladel equipamiento de fondo de pozo o del cabezaldel pozo. Justo por encima del empacador, unacamisa de deslizamiento ubicada en la tubería deproducción permite la circulación del fluido determinación a través del espacio anular existenteentre la tubería de producción y la tubería derevestimiento. El mantenimiento del fluidoanular es necesario para preservar la presión

Verano de 2007 7

hidrostática adecuada por encima del empacadory evitar la corrosión. Los niples de asentamientoson receptáculos perfilados en los que se puedeninstalar tapones o estranguladores para controlarel flujo de fluido, o dispositivos de registro insta-lados para monitorear la producción. La tuberíade producción, con ranuras u orificios, permiteque los hidrocarburos ingresen en la sarta deproducción. Una guía de entrada operada concable asegura la fácil recuperación de las herra-mientas operadas con cable y su reintroducciónen la sarta de producción.

Las terminaciones múltiples están diseñadaspara permitir la producción desde más de unintervalo. Existen muchas configuraciones posi-bles que permiten la producción simultánea detodas las zonas o la producción selectiva de cier-tas zonas. Las zonas productivas múltiples sonseparadas por tres razones principales: las regu-laciones gubernamentales a menudo requierenque los operadores monitoreen la producciónproveniente de cada zona; las zonas de alta ybaja presión se aíslan para prevenir el flujotransversal; y los crudos de diferentes zonas pue-den ser químicamente incompatibles, formandosedimentos o precipitados si se permite que semezclen.

Los pozos terminados en yacimientos que pue-den producir sin asistencia son habitualmentemás económicos. No obstante, en aplicaciones dealta presión y alta temperatura (HPHT), serequiere ingeniería y diseño de equipos especiali-zados para lograr la producción en forma segura.En muchos casos, los pozos pueden fluir pormedios naturales al principio, con la asistenciasubsiguiente provista mediante métodos deextracción artificial a medida que el yacimientose agota. Estas consideraciones se incluyen habi-tualmente como parte del proceso de planeacióninicial para evitar gastos innecesarios y la inte-rrupción de la producción. Las terminaciones conmétodos de extracción artificial involucran técni-cas de extracción artificial por gas, o bombassumergibles especiales, accionadas en formaeléctrica o mecánica.3

2. Para obtener más información sobre la tecnología determinación de pozos, consulte: Allen TO y Roberts AP:Production Operations, 4ta edición. Tulsa: Oil & GasConsultants International, Inc. (1997).Economides MJ, Watters LT y Dunn-Norman S: PetroleumWell Construction. Ciudad de Nueva York: Wiley (1998).

3. El método de extracción por gas es un método deextracción artificial en el que se inyecta gas en la tuberíade producción para reducir la presión hidrostática de lacolumna de fluido, permitiendo que el pozo produzca enforma normal con su propia presión de formación. Paraobtener más información sobre extracción artificial porgas, consulte: Bin Jadid M, Lyngholm A, Opsal M, VasperA y White TM: “La presión aumenta: Innovaciones ensistemas de levantamiento artificial por gas,” OilfieldReview 18, no. 4 (Primavera de 2007): 50–59.

> Operaciones de terminación de pozos en una zona sola y en múltiples zonas. En la terminación depozos en una sola zona (izquierda), un empacador forma un sello en el interior de la tubería de reves -timiento de producción que aísla hidráulicamente la sarta de producción de la región situada porencima del empacador, conocida como “parte posterior.” La parte posterior contiene un fluido determinación con inhibidores de corrosión para prevenir la corrosión de la tubería de revestimiento. Pordebajo del empacador, se encuentran diversos dispositivos para controlar el flujo de fluido y permitirla fácil recuperación de las herramientas operadas con cable. La terminación de pozos en múltipleszonas del centro emplea dos empacadores que separan las zonas productivas, pero se permite quelos fluidos provenientes de ambas zonas se mezclen durante la producción. La terminación en múltipleszonas de la derecha emplea un empacador especial de sarta dual que mantiene la separación de losfluidos de cada zona productiva. El empacador de sarta simple aísla la zona inferior y permite la co -municación con la superficie, a través de la sarta de tubería de producción larga. El empacador desarta dual aísla la zona superior del espacio anular, a la vez que permite la comunicación con lasuperficie, a través de la sarta de tubería de producción corta.

Tubería de revestimiento de superficie

Presión anular

Tubería de revestimiento de producción

Empacador Empacador

Empacador de sarta dual

Empacador

Niple de asentamiento

Presión de la formación

Disparos

Guía de entrada operada con cable

Tubería de producción disparada

Empacador de sarta simple

Equipo de proyectos del operador

Líder de proyecto

Soporte técnico de laterminación inferior

Coordinador SIT

Ingeniero depetróleo senior

Coordinadoroperacional

Ingenieros operacionales

Ingeniero decontrol de calidad

Soporte técnico de laterminación superior

Equipo de proyectos de Schlumberger

Gerente de proyecto

Ingeniero de proyecto de la terminación inferior

Ingeniero de proyectos de pruebasde integración de sistemas (SIT)

Gerente de proyectosde telemetría

Gerente de serviciosde campo

Coordinadorde ingeniería

Coordinador de envíos

Supervisores marinos

Ingeniero de controlde calidad

Ingeniero de proyecto dela terminación superior

Ingeniería

Manufactura

Equipo de proyectosde telemetría

Soporte deGeoMarket

Conexiónlateral de

ahogo

Válvula lateral para ahogar

(matar el pozo)

Retornosde lodo

Armadura decontrol anular

Esclusas de corte

Línea de ahogo Estrangulador

Rectificador

Piso de maniobras

Obturadoresde cierretotal

Casquete y medidor del árbol

Cabezal de inyector

Adaptador del árbolVálvula de suaveo (pistoneo)

Válvula maestra superiorVálvula maestra inferior

Adaptador de cabezade tubería de producciónSarta de producción

Válvula de producción lateral

Estrangulador de superficie

A las instalaciones de producción

Conjunto de preventores de reventón

En el extremo superior de todas las termi -naciones de pozos se encuentra colocado unensamblaje de válvulas, bobinas, medidores depresión y estranguladores, a los que se aludecomúnmente como árbol de producción (arriba).El árbol de producción impide la descarga depetróleo y gas del pozo en el medio ambiente, ydirige y controla el flujo de fluido proveniente delpozo. Además, el árbol contiene los componentesque permiten la inserción en el pozo de equipostales como las herramientas operadas con cable.

Otro dispositivo vital del cabezal del pozo, du -rante las operaciones de terminación, es elpreventor de reventones (BOP); una válvula quepuede cerrarse para evitar la pérdida de controldel pozo. Muchos BOP pueden accionarse enforma remota y su importancia es crucial para laseguridad de la brigada, el equipo de perforacióny el pozo.

En las áreas marinas, la localización y el dise-ño del árbol de producción son una función deltirante de agua (profundidad del lecho marino) y

la disponibilidad de las plataformas. En tirantesde agua inferiores a 1,830 m [6,000 pies], los árbo-les pueden instalarse sobre una pla ta forma mari-na o spar.4 Estos “árboles de producción secos”son ventajosos porque permiten el acceso al pozopor herramientas operadas con cable durante laproducción. Cuando la profundidad del fondomarino excede los 6,000 pies, la tecnología actualno permite las instalaciones de plataformasmarinas, por lo que debe colocarse un “árbol deproducción sumergido (o húmedo)” sobre elfondo del mar. Los árboles de producción sumer-gidos habitualmente son más complejos que lasterminaciones con plataformas convencionales, ynormalmente incluyen disposiciones para el moni-toreo de la presión y la temperatura, y hardwaresofisticado para el control automático del flujo defluido. Debido al costo elevado para ingresar conherramientas operadas con cable a través de losárboles submarinos, los ingenieros instalan equi-pos de fondo de pozo para el monitoreo perma-nente de la presión, la temperatura y el flujo conel fin de anticipar o evitar problemas.5

8 Oilfield Review

> Árbol de producción y preventor de reventones (BOP). El árbol controla el flujo de fluidos fuera delpozo y permite la inserción controlada de equipos tales como las herramientas operadas con cableen el pozo (izquierda). El BOP previene la pérdida de control del pozo durante las operaciones deperforación y terminación (derecha).

> Árboles de producción submarinos. Los árbolesverticales (extremo superior) son bajados en elpozo después de que la tubería de producciónse encuentra en su lugar. Los árboles horizon ta -les (extremo inferior) son más compactos y pue -den instalarse antes de finalizada la terminacióndel pozo. Los árboles son construidos para tole -rar la alta presión hidrostática del agua ejercidaen el fondo marino y los efectos corrosivos delagua de mar. (Fotografías, cortesía de FMCTechnologies Inc.).

> Organización integrada de los equipos de operaciones de terminación de pozos marinos. La colabora -ción estrecha entre Schlumberger y el personal del cliente es esencial para garantizar un flujo de infor -mación oportuno, estable cer procedimientos de manejo de proyectos y definir los objetivos del proyectopara todas las partes. Entre los asuntos a considerar se encuentran la programa ción de los equipos deperforación para satisfacer los requerimientos de la primera producción de petróleo, el diseño detalladode la ingeniería de los componen tes y la terminación, las localizaciones geográficas de los miembros delos equipos y la participación de los clientes en el diseño de ingeniería y la manufactura.

Verano de 2007 9

Los árboles de producción submarinos puedenser verticales u horizontales (página anterior, arri-ba a la derecha). En general, los árboles verticalesse instalan después de bajar la tubería de produc-

ción en el pozo. Por lo tanto, si se re quiere unareparación, el árbol puede recuperarse sin remo-ver la terminación. Su principal limitación es ladificultad que implica la intervención del pozo

después de la instalación. Por el contrario, losárboles horizontales están diseñados para permi-tir que los ingenieros finalicen una operación determinación después de instalado el árbol. Enconsecuencia, la tubería de producción y otrosdispositivos pueden bajarse en el pozo despuésde instalar el árbol en su lugar. Se pueden efec-tuar operaciones de reacondicionamiento sinremover el árbol, reduciendo el tiempo y las ero-gaciones, a la vez que se mejora la seguridad.Además, los árboles de producción horizontalesson más compactos.

Planeación y ejecución de operaciones de terminación de pozos marinosEl éxito de una operación de terminación de unpozo marino requiere de un equipo de manejo deproyectos, multidisciplinario y estrechamenteintegrado, compuesto por personal de la compa-ñía operadora, de las compañías de perforacióny de servicios, y de los fabricantes de los equipos(página anterior, abajo). Una vez firmados loscontratos, normalmente se requieren al menosdos años para que el grupo de trabajo analice losparámetros técnicos y los obstáculos, determinela estrategia de terminación, diseñe y fabriquelos equipos de terminación, efectúe pruebasminuciosas y finalmente instale la terminaciónen el pozo (izquierda).

El diseño y la instalación de terminacionesde pozos marinos incluyen diversas etapas.Antes de pasar de una etapa a la siguiente, todoslos miembros del grupo de trabajo deben apro-bar el trabajo realizado hasta la fecha. Desde unpunto de vista económico, la eficiencia de esteproceso es tan importante como la tecnología.

Durante la etapa de planeación, los ingenie-ros evalúan la envolvente de condiciones dentrode las cuales debe operar la terminación. Losparámetros principales incluyen la geología, lapresión, la temperatura, las propiedades de losfluidos producidos, los regímenes de producciónanticipados, los asuntos relacionados con el ase-guramiento del flujo y la vida productiva previstapara el pozo. Una vez finalizado el análisis, elequipo técnico genera un diseño de terminaciónrobusto y confiable que puede ser instalado enforma eficaz. Después de la aprobación deldiseño, comienza la compra y manufactura delos componentes de la terminación.

Antes del envío de los componentes de la ter-minación a la localización del pozo para suinstalación, es importante efectuar pruebas de

4. Carré et al, referencia 1.5. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,

McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Solucionessubmarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de2000): 2–19.

> Organización típica de proyectos de terminación de pozos marinos. Después de firmados los contratos,se requiere normalmente un mínimo de dos años para finalizar todas las tareas y comenzar la produc ción(extremo superior). Los proyectos se dividen en nueve pasos discretos, desde la planeación inicial hastala producción y el mantenimiento (extremo inferior). Una vez finalizada cada etapa, se realizan revisio -nes, y se requiere el acuerdo pleno entre Schlumberger y el cliente antes de proceder a la etapa si -guiente. Definición de siglas: BOD: base de diseño; CWOP: terminar el pozo en los papeles; EOWR: findel informe del pozo; FMEA: análisis de los modos de falla y sus efectos; HAZOP: análisis funcional deoperabilidad; ITT: llamado a licitación; PO: orden de compra; PP: plan del proyecto; Sub-Assys: subcon -juntos; TPS: terceros proveedores; SIT: pruebas de integración de sistemas.

Planeación Ingenieríay compras

Instalación y puestaen servicio preliminar

Aprobaciónde la

ingeniería

Aprobación dela ingeniería

finalAceptacióndel cliente Archivado

Finalizacióndel contratoAprobación

Firma delcontrato

Equipoprincipal y plan

del proyectoimplementado

Captura deoportunidades

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Finalizacióndel proyecto

Iniciodel proceso

Selección,clasificación y

priorización

Planeacióndel alcance

del ITT

Preparaciónpara la

negociacióndel contrato

Preparacióndel plan del

proyectoSITControl

de calidad

Planeaciónpreliminar

de laoperación

Cierre delcontrato

Ingenieríapreliminar ysolicitación

Revisión yaprobación

Preparación ycompilaciónde ofertas

Negociacióndel contrato

Revisión yaprobacióndel plan del

proyecto

Instalación,puesta enservicio

preliminar y aceptacióndel cliente

Verificación del alcance

y aceptaciónfinal

Puesta enmarcha ypuesta enservicio

Revisiónposterior

al proyecto

Ingenieríade detalle

Revisión yaprobación del

diseño final

BOD Diseño POs

PP

RiesgoCWOP

Trán

sito

del

pro

yect

o a

prod

ucci

ón y

man

teni

mie

nto

Despacho Instalar

Terminación superior

Sistemas de aislamiento

Equipo de terminación frente a la formación

Interfaces cabezal del pozo/árbolde producción submarino

Cierre del proceso

Inicio delproyecto

Equipo en lalocalización

PrimerPozo

Cierre

SIT de cabezal del pozo

Línea de controlPlan STI

Establecer el equipo de manejo del proyecto y construir la infraestructura local, proveer la capacitación y la experiencia operacional

Superficie

Subconjuntos

HAZOP EOWR

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Revisión yaprobación Contratar TPS

Transporte yrecepción del

equipo

Transportey recepcióndel equipo

Archivado Operación ymantenimiento

Validación deproductosprototipo

3 a 9 meses 3 a 6 meses6 a 24 meses

Aprobación preliminar

Preparaciónde ofertas

Negociacióndel contrato

Transición yplaneación ManufacturaIngeniería

y compras

Instalación ypuesta enservicio

preliminar

Cierre Operación ymantenimiento

Desarrollode negocios

Manufactura Despacho Cierre

FMEA

InstalarProcedimientos

Manejode riesgos

Revisión de riesgos

integración de sistemas (SIT) exhaustivas paraverificar si el desempeño de la terminación satis-fará o excederá las especificaciones acordadas, eidentificar cualquier problema imprevisto decompatibilidad entre las interfaces. Las pruebasSIT proveen además una “carrera por vía seca”para los diseños de terminación potenciales, loque permite que los ingenieros desarrollen pro-cedimientos de instalación más eficientes,prueben opciones para situaciones imprevistas yen última instancia reduzcan el tiempo no pro-ductivo.

Las pruebas SIT se efectúan bajo condicionessimuladas, equivalentes a las existentes en elpozo real. Para satisfacer este requerimiento deejecución de pruebas, Schlumberger inauguró elCentro de Pruebas de Cameron (CTF) (Texas) enel año 2004.6 El centro, que cuenta con la certi -ficación ISO-9001, permite que los ingenierosrealicen el ensamblaje de la terminación, exacta-mente como se planifica para un pozo específico,y que instalen la terminación en un pozo equiva-lente y verifiquen el desempeño correcto de loscomponentes del sistema (arriba).7

El diseño, la manufactura y las pruebas SITde la terminación son guiados por el análisis delos modos de falla y sus efectos (FMEA); unmétodo para identificar los modos de fallaspotenciales para un producto, proceso o sistema,evaluar los riesgos asociados con los modos defallas, clasificar los temas por su importancia, eidentificar y ejecutar acciones correctivas paraencarar las inquietudes más serias. Ampliamentegeneralizado en muchas industrias, particular-mente en los sectores automotriz y aeroespacial,el análisis FMEA permite que los ingenierosarmen una lista de ítems críticos (CIL), que com-prende modos de fallas que producirían un efec-to catastrófico. En el contexto de las operacionesde terminación de pozos, la lista CIL identificalos ítems de alta prioridad que requieren unaevaluación durante el proceso SIT.8

Las principales partes interesadas en las ope-raciones de terminación de pozos supervisanpersonalmente o en forma remota las pruebasSIT y todos deben estar satisfechos con el desem-peño del sistema total. Después de aseguradastodas las aprobaciones, el hardware de termina-

ción se envía a la localización del pozo para supreparación, instalación y puesta en servicio.Los siguientes casos reales ilustran cómo esteenfoque de manejo de proyectos estrechamenteintegrado condujo al éxito de las operaciones determinación de pozos marinos.

Terminación de pozos de gas a alto régimen de producción en TrinidadBP Trinidad and Tobago (BP) desarrolló elCampo Cannonball, en el área marina de Trini-dad, como fuente para las plantas de gas naturallicuado (LNG). Ubicada a 35 km [22 millas] deGaleota Point, en una profundidad de agua de70 m [231 pies], la arenisca productiva conocidacomo arena 33 posee un espesor de aproximada-mente 85 m [280 pies], con una permeabilidadde 185 mD y una porosidad del 19%. La tempera-tura del yacimiento es de 104°C [220°F], a unaprofundidad vertical total (TVD) de 3,764 m[12,350 pies]. Para satisfacer el crecimiento dela demanda de GNL, BP y Schlumberger colabo-raron en la construcción y la terminación de trespozos con desviaciones de 21° a 34°.9

Bajo circunstancias normales, la resistenciade la roca de la formación productiva, superior a2,000 lpc [13.8 MPa], sería suficientemente altacomo para permitir una terminación frente a laformación, sin control de la producción de arena.No obstante, se esperaba que esta formaciónfuera prolífica y, con un régimen de producciónanticipado de 300 MMpc/d [8.5 millones de m3/d]por pozo, el análisis FMEA indicó que hasta unpequeño volumen de producción de arena causa-ría daños catastróficos a los componentes de laterminación del pozo y al equipo de superficie. Porlo tanto, para prevenir la producción de arena, elgrupo de trabajo optó por la tecnología AlternatePath, un sistema de filtros (cedazos) y tubos dederivación, para colocar un empaque de gravacompleto y homogéneo.10 Además, seleccionó elempaque con agua a alto régimen de inyección,como método de emplazamiento de la grava.

En campos gasíferos similares de Trinidad,BP logró éxito con las terminaciones frente a laformación, con empaque de grava en agujerodescubierto (OHGP) y sin empacador de produc-ción adicional. Este enfoque simple garantizóvalores de daño mecánico mínimos y altas efi-ciencias de flujo; por lo tanto, el grupo a cargode las operaciones de terminación optó por lamisma estrategia para los tres pozos nuevos.11 Noobstante , en vista de los altos regímenes de pro-ducción, BP decidió que los empacadores paraagujero descubierto debían poseer la certifica-ción V0, el índice de resistencia a la fuga másalto posible para un empacador de acuerdo conla Norma ISO 14310. En el momento de la selec-

10 Oilfield Review

> Pruebas de integración de sistemas (SIT) llevadas a cabo en el Centro de Pruebas de Cameron (CTF) en Texas. El centro CTF, que cubre varioscientos de acres, fue puesto en funcionamiento en el año 2004. Está provisto de un equipo de perforación de capacidad máxima que puede producirpozos de más de 6,000 pies de alcance horizontal. El equipo de perforación estámontado sobre rieles para el acceso conveniente a las bocas de los huecos deplataforma de perforación marina desde los cuales se realiza la perforación (slots)de los pozos, equipados para las pruebas en agujero descubierto y en pozo en -tu bado. Cameron es una localización de pruebas ideal porque las formacionespe netradas por los pozos del centro CTF exhiben diversas porosidades, permea -bi lidades y mineralogías, lo que permite la ejecución de pruebas realistas a lolargo de una amplia gama de condiciones.

EmpacadorQUANTUM maX

Herramientade comando

Herramienta FIV

HerramientaTrip Saver abierta

FIV cerrada

Acoplamiento deflujo cruzado

Niple

Válvula de seguridad

Filtros de controlde arena

Herramienta decomando accionada

Verano de 2007 11

ción del equipo, en el año 2004, Schlumbergeracababa de lanzar un sistema de empaque degrava QUANTUM maX, de 103⁄4 pulgadas por 6 pul-gadas, para condiciones de HPHT, un empacadorasentado hidráulicamente que satisfacía la pautaV0. Por lo tanto, los técnicos decidieron incorpo-rarlo en el diseño de la terminación primaria(abajo).

Además, el nuevo empacador tenía que serhabilitado para utilizarse con el sistema de empa-que de grava. En consecuencia, la ejecución deuna prueba SIT exitosa constituía una necesidadantes de que el sistema OHGP pudiera ser apro-bado para su utilización en el Campo Cannonball.Se efectuaron dos pruebas SIT, entre fines de

2005 y comienzos de 2006. Durante la primeraprueba se observaron ciertos problemas, que con-dujeron a la utilización de una sarta de limpiezade pozo nueva durante la segunda prueba. Ade-más, se incluyó una Válvula de Aislamiento de laFormación FIV, por debajo del empacador, paraproteger el ensamblaje de control de la produc-ción de arena contra el daño de los fluidos determinación. La segunda prueba resultó exitosa, yel diseño de la operación de terminación fueaprobado para su instalación en Trinidad.

En el primer pozo, CAN-01, se presentaronpro blemas al intentar asentar el empacador, demanera que se lo extrajo del pozo para suinspección . A las 48 horas, el equipo de investi-

gación determinó que un tapón de carbonatopresente en el tubo lavador impedía el asenta-miento del empacador. Los ingenieros corrieronun ensamblaje auxiliar y finalizaron el trabajocon éxito, según lo diseñado, después de limpiardetenidamente el pozo.

El programa de terminación fue modificadopara incluir un proceso de limpieza más exhausti-vo del intervalo terminado en agujero descubierto,con el fin de evitar la recurrencia del problema detaponamiento. El equipo decidió además bajar lasherramientas de adquisición de registros, talescomo la herramienta de Control de Saturación delYacimiento RST, para proporcionar datos de reso-lución de problemas valiosos sobre todos losempaques de grava futuros. Además, el equipoobservó la activación del tubo de derivación, alfinal de la operación de empaque de grava en elprimer pozo, lo que confirmó la importancia de latecnología Alternate Path en el diseño de la ter-minación.

En el segundo pozo, CAN-02, la tecnologíaAlternate Path pagó dividendos, completándosecasi el 50% de la operación de bombeo de gravaa través de los tubos de derivación. Durante laperforación, se dejó una ratonera grande pordebajo de la tubería de revestimiento. Durantela operación de empaque de grava, se produjo unarenamiento prematuro al formarse una duna dearena en el pozo piloto, que colapsó después dealcanzar la masa crítica. Afortunadamente, lostubos de derivación se desempeñaron según lodiseñado y el pozo fue terminado cinco díasantes de lo programado.

> Diseño de terminación final para el Campo Cannonball (izquierda). El pozo es terminado en agujerodescubierto, a lo largo de la zona productiva con los filtros de empaque de grava Alternate Path, queproveen control de la producción de arena. En dirección a la superficie, un empacador QUANTUM maX,asentado hidráulicamente, que cuenta con la certificación V0 (extremo superior derecho), provee elaislamiento que puede tolerar regímenes de producción de gas altos. El empacador se despliega conuna herramienta de servicio de empaque de grava, asentado con la presión diferencial existente entrela tubería de producción y el espacio anular, y puede recuperarse con la columna de perforación. Ade -más, una Válvula de Aislamiento de la Formación FIV (extremo inferior derecho) protege el ensam bla jede control de la producción de arena contra el daño producido por los fluidos de terminación. La he rra -mienta FIV es una válvula esférica mecánica de apertura total, que se abre y cierra mecánica mentesegún las necesidades, utilizando una herramienta de comando. La herramienta Trip Saver, activadacon nitrógeno comprimido que posibilita una operación en un solo viaje, permite que el operador abrala válvula sin las técnicas de intervención convencionales.

6. Para obtener más información sobre el centro CTF,consulte: Arena M, Dyer S, Bernard LJ, Harrison A,Luckett W, Rebler T, Srinivasan S, Borland B, Watts R,Lesso B y Warren TM: “Pruebas de tecnologías paraoperaciones de pozos,” Oilfield Review 17, no. 4(Primavera de 2006): 58–67.

7. Las normas ISO son desarrolladas por la OrganizaciónInternacional de Normalización. Para obtener másinformación, visite http://www.iso.org (se accedió el 19 de marzo de 2007).

8. Para obtener más información sobre el análisis FMEA,consulte: Stamatis DH: Failure Mode and EffectAnalysis: FMEA from Theory to Execution. Milwaukee,Wisconsin, EUA: Sociedad Americana de Calidad (1995).

9. Powers J, Maharaj M, Garcia JF y Dufrene K: “Win,Place, Flow Works in Trinidad,” Hart’s E&P 79, no. 11(Noviembre de 2006): 49–50.

10. Para obtener más información sobre la tecnologíaAlternate Path, consulte: Ali S, Norman D, Wagner D,Ayoub J, Descroches, J, Morales, H, Price P, ShepherdD, Toffanin E, Troncoso J y White S: “Método combinadode estimulación y control de la producción de arena,”Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 32–53.

11. El factor de daño es adimensional e indica la eficienciade la producción de un pozo mediante la comparaciónde las condiciones reales con las condiciones teóricas o ideales. Un factor de daño positivo indica la existenciade daño de formación o de influencias que estándeteriorando la productividad del pozo. Un factor de dañonegativo indica un mejoramiento de la productividad, queresulta habitualmente de la estimulación.

El tercer pozo, CAN-03, experimentó los dosproblemas observados en los dos primeros pozos;taponamiento del tubo lavador y arenamientoprematuro. No obstante, con las lecciones apren-didas, las mejores prácticas y un diseño generalrobusto del proyecto, el Pozo CAN-03 fue termi-nado ocho días antes de lo programado.

El proyecto de terminación del CampoCannonball finalizó con una erogación inferior a lapresupuestada y el tiempo no productivo fue sólo de16.2%. La terminación eficaz de los pozos CAN-02 y CAN-03 generó un ahorro de US$ 1.25 millón yUS$ 2 millones, respectivamente. Además, dadoque los empacadores que cuentan con la certifi-cación V0 permitieron que los tres pozosprodujeran a plena capacidad, BP ahorró otrosUS$ 800,000 al eliminar el empacador de produc-ción y las uniones, ensamblaje, pruebas y tiempode equipo de perforación asociados. La plata-forma de gas del Campo Cannonball comenzó suproducción en marzo de 2006, y actualmente pro-duce 800 MMpc/d [22.7 millones de m3/d] de lostres pozos; los más productivos del portafolio depozos marinos de BP.

Desarrollo de recursos en el área marina de MalasiaMalasia cuenta con algunas de las reservas dehidrocarburos más abundantes de Asia. Con untotal de reservas probadas de 4,000 millones de bbl[640 millones de m3] de petróleo, y 87 Tpc [2.5 tri-llones de m3] de gas natural, el país posee desdehace mucho tiempo el perfil de exportador netode ambos productos. No obstante, con la tasa deconsumo actual, Malasia tendrá que comenzar aimportar petróleo para el año 2015, a menos queaumente su producción. PETRONAS, la compañíapetrolera nacional de Malasia, está respondiendocon un programa ambicioso para incrementar laproducción en un 3% anual en los próximos 10 años, hasta alcanzar al menos 720,000 bbl/d[114,400 m3/d] para el año 2010. Planteada estameta, PETRONAS aceleró la actividad de ex -ploración y descubrió que la mayor parte delpetróleo nuevo se encuentra en aguas profundas.

En el año 2002, Murphy Oil Corporation, unalicenciataria de PETRONAS, descubrió el CampoKikeh en el área de aguas profundas de Sabah, enMalasia Oriental. El Campo Kikeh se encuentra a1,311 m [4,300 pies] por debajo del Mar del Surde China, y se estima que sus areniscas producti-vas contienen varios millones de barriles de petró-leo recuperable. Las formaciones se encuentranlevemente sobrepresionadas, con temperaturas defondo de pozo inferiores a 93°C [200°F], y sus per-meabilidades oscilan entre 300 mD y 1,000 mD.

Para desarrollar el campo, los planes contem-plan la perforación de hasta 19 pozos submarinosy otros 20 pozos con árboles de producción secos,desde una plataforma tipo spar asistida por unabarcaza de servicio; un método más eficiente quele permitirá a Murphy Oil comenzar a producirpetróleo a tan sólo cinco años del descubrimiento.Estando previsto el inicio de la producción para elaño 2007, el Campo Kikeh finalmente producirámás de 100,000 bbl [15,900 m3] de petróleo pordía, lo que dará cuenta de casi un 17% del obje-tivo de producción de Malasia para el año 2010.

Tanto los pozos submarinos como los pozosperforados con plataformas tipo spar incluyenproductores de petróleo, inyectores de agua y uninyector de gas. Para mantener la producción,los pozos inyectores de agua operarán aproxima-damente a razón de 200,000 bbl [31,800 m3] pordía, y el inyector de gas posee una capacidad deproducción de más de 100 MMpc [2.8 millonesde m3] por día.

Después de más de un año de planeación deldiseño de los pozos y del desarrollo, PETRONASadjudicó los contratos principales para las ope -raciones de terminación del Campo Kikeh. Laestrategia de desarrollo consistió en aplicar tec-nologías de terminación de pozos comprobadas,toda vez que fuera posible. No obstante, se ne -cesitaban numerosas herramientas y técnicasnuevas para alcanzar las metas de Murphy: salva-guardar los yacimientos durante las operacionesde terminación, proteger el medio ambiente,maximizar la productividad de los pozos y utilizarlos procedimientos más eficientes y económica-mente efectivos. La consecución del últimoobjetivo implicaba hallar formas de minimizar elnúmero de viajes de los equipos y el número dedías requeridos para efectuar las terminaciones.

Los departamentos de Terminación e Inge-niería de Yacimientos Subterráneos de Murphyefectuaron estudios extensivos de resistencia delas rocas antes de seleccionar los diseños básicosde terminación de pozos frente a la formación.Los resultados de las pruebas indicaron que serequería el control de la producción de arena enlas dos secciones superiores de las tres zonasproductivas principales. Los ingenieros deMurphy especificaron la utilización de filtros dearena expansibles en pozos entubados para losinyectores, y en agujeros descubiertos para losproductores (izquierda).

Los ingenieros de Schlumberger y Murphyseleccionaron además el sistema de disparosPURE para disparos limpios, con el fin de lograrfactores de daño inferiores a 2.0.12 La combina-ción de un empacador QUANTUM maX, una

12 Oilfield Review

Colgadorpara tubería

de producción

EmpacadorQUANTUM maX

Mandril demedidor de

cuarzo deinstalación

permanente

Válvula deaislamiento de

la tubería deproducción (TIV)

EmpacadorQUANTUM

Mandrilesduales de

inyección dequímicos DCIN

EmpacadorQUANTUM

Válvula deaislamiento

de laformación FIV

> Diagrama esquemático de un pozo productor depetróleo del Campo Kikeh (izquierda). Los empa -cadores QUANTUM maX, la herramienta FIV y lossistemas de cabezales de disparo electrónicoeFire, operados con la tubería de producción, per -miten a los ingenieros disparar los pozos, efec tu arel análisis de yacimientos y aislar los disparos delos fluidos de terminación durante un solo viaje.La terminación cuenta además con la tecnologíade monitoreo de yacimientos y producción en tiem -po real WellWatcher, incluyendo los medi do resde cuarzo de instalación permanente, diseñadospara operar durante 10 años sin mantenimiento(extremo inferior derecho). Para dar cabida a lasinyecciones periódicas de químicos, que se rea li -zan para prevenir la acumulación de incrus ta cio -nes, hidratos o parafinas, los Mandriles Dualesde Inyección de Químicos (DCIN) se instalan enlugares estratégicos (extremo superior derecho).Los mandriles son dispositivos de una pieza, fa bri -cados con una aleación resistente a la corro sión.Las válvulas duales proveen un sello confiable, aprueba de fugas, tanto para los líquidos como paralos gases.

Verano de 2007 13

herramienta FIV y los sistemas de cabezales dedisparo electrónicos eFire, operados con la tube-ría de producción, permite disparar los pozos,efectuar análisis de yacimientos con programasde pruebas de inyección, y aislar los disparos delos fluidos de terminación; todo, en un solo viaje.Para lograr un nivel de confiabilidad máxima, elsistema de disparos cuenta con el soporte de unsistema de detonación independiente, activadopor presión. Esta técnica ahorra un tiempo va lio so,ofreciendo al mismo tiempo la máxima protec-ción y explotación del yacimiento.

Además de las tecnologías de disparos y FIVmás modernas, las terminaciones del Campo Kikehincluyen empacadores con orificios y líneas decontrol múltiples, asentados con un sistema deválvula de aislamiento de la tubería de producción(TIV), sin intervención, que nuevamente ofrecenahorros de tiempo de equipo de perforación y per-miten a la vez la verificación y confirmación totalde la integridad de la terminación. La combina-ción de los sistemas TIV y FIV permite a losingenieros efectuar una prueba completa de laintegridad del colgador para la tubería de produc-ción submarina y de la herramienta de serviciopara la instalación de la terminación en aguas pro-fundas, sin operaciones de intervención o pruebasde superficie que requieren mucho tiempo.

Para evitar intervenciones costosas, o al menosminimizar su magnitud, Murphy Oil no sólo debemanejar las operaciones de producción e inyec-ción de pozos sino además detectar los problemaspotenciales en forma temprana. Por lo tanto, lasterminaciones del Campo Kikeh incluyen la tec-nología de monitoreo de yacimientos y producciónen tiempo real WellWatcher, que incluye medido-res de cuarzo de instalación permanente y siste-mas de adquisición y transmisión de datos deárboles submarinos y superficiales. Estos compo-nentes están diseñados para operar durante 10 añossin mantenimiento.

Para proteger el medio ambiente y la infraes-tructura de los campos de Murphy Oil durante lasoperaciones de terminación y producción, losingenieros optaron por las válvulas de seguridadde fondo de pozo TRC-II. Las válvulas presentandos sistemas de pistón independientes y comple-tos, conectados por líneas de control individua-les, que ofrecen redundancia y confiabilidad a

largo plazo.13 Con esto se evitará la acumulaciónde depósitos porque las válvulas se pueden colocaren profundidades de más de 3,858 m [12,000 pies],bien por debajo de las zonas de depositación dehidratos o parafinas. En el Campo Kikeh, los in -genieros instalaron las válvulas TRC-II a una pro-fundidad de 1,765 m [5,790 pies] por debajo delnivel del mar. No obstante, las terminaciones delCampo Kikeh aún requieren inyecciones de quí-micos para inhibir la acumulación potencial deincrustaciones, parafinas e hidratos. El MandrilDoble de Inyección de Químicos (DCIN) proveeesta capacidad.

Todas las tecnologías de terminación des -criptas en este artículo dependen de equiposconfiables para la instalación del hardware determinación de pozos, muy por debajo de la su -perficie del océano. Para maximizar la seguridaddurante estas operaciones, Murphy decidió insta-lar un sistema de control de pozos submarinosSenTREE 7 modificado para los pozos inyectores.Los pozos productores submarinos utilizan el sis-tema SenTREE 7 de capacidad máxima, con losmódulos de las válvulas de los árboles de pruebapara el acceso y el control de pozos. Si surgendificultades durante la instalación de los pozosproductores submarinos, el sistema de controlprovee un tiempo de respuesta de 15 segundospara cerrar el pozo y desconectar la sarta de ser-vicio. Conforme los diversos componentes de laterminación son bajados en el pozo, el operadorposee control hidráulico directo de las válvulas defondo de pozo y del sistema de terminaciónincluso antes de finalizada la instalación. Esta fle-xibilidad no sólo reduce los costos de operaciónsino que ofrece opciones en caso de que surjansituaciones imprevistas.

Antes de enviar los componentes de las ope-raciones de terminación a Malasia, se llevó acabo un programa SIT exhaustivo. Los resultadosfueron exitosos, lo que reforzó la seguridad deSchlumberger y Murphy en el plan de termina-ción. Al cabo de menos de un año, comenzaron allegar los primeros equipos. A los seis meses, seinstalaron las primeras terminaciones, un logroimportante que hizo posible la estrecha cola -boración entre los grupos de perforación yterminaciones de Murphy Oil y el personal determinaciones, operaciones de disparos, áreassubmarinas y pruebas de Schlumberger.

Durante el año 2006, el desempeño inicial delos pozos validó la arquitectura de la operaciónde terminación seleccionada por Murphy ySchlumberger , y no fueron necesarios cambiosde diseño importantes para lograr los objetivos

de la terminación. No obstante, se han imple-mentado medidas de colaboración y optimizaciónadicionales para acortar el tiempo de desarrollode los campos petroleros y mejorar las opera -ciones. Por ejemplo, la presencia de diversasunidades TIV y FIV operadas a presión requiereel monitoreo cuidadoso de todas las presionesaplicadas al pozo, sin importar la presión real,para predecir y prevenir activaciones inespera-das de las herramientas. Esto permite que elpersonal especialista en operaciones de termina-ción de pozos realice los ajustes necesarios antesde comenzar una operación de servicio.

El enfoque combinado de pozo con plata-forma tipo spar y pozo submarino del CampoKikeh es único. Los pozos submarinos permitenel empleo de una plataforma tipo spar de di -mensiones pequeñas, lo que reduce los costos deinfraestructura y el tiempo de instalación. Elenfoque dual permite además la simultaneidaden la perforación de pozos con plataforma tipospar y pozos submarinos, la instalación de líneasde conducción y la construcción de otras instala-ciones. Esta última filosofía de desarrollo hareducido asombrosamente el tiempo de arribo almercado del producto de Murphy, maximizandoa la vez la eficiencia del desarrollo a través de laparticipación en los recursos y técnicas adecua-das con fines específicos. En realidad, eldesarrollo del Campo Kikeh constituirá uno delos pocos casos de campos de aguas profundasen que se procederá del descubrimiento a la pro-ducción de petróleo en cinco años.

Desarrollo continuo de operaciones integradas de terminación de pozos marinosLos casos reales presentados en este artículoilustran la complejidad y los desafíos técnicos delas operaciones de terminación de pozos marinosde nuestros días, especialmente en aguas profun-das. La integración estrecha entre la compañíade servicio y el operador es crucial para lograr eléxito en forma oportuna y económica. Además,los ingenieros de Schlumberger han respondido alos desafíos de desarrollo mediante la intro -ducción de un abanico integral y versátil detecnologías de terminación que permiten que losoperadores produzcan petróleo y gas en formasegura y eficiente. Conforme continúa acelerán-dose el desarrollo de campos en aguas profundas,las lecciones aprendidas durante el desarrollo delos campos analizados en este artículo serán apli-cadas a los campos futuros, y la colaboraciónestrecha entre todas las partes interesadas seconvertirá en lugar común. —EBN

12. Para obtener más información sobre el sistema dedisparos PURE, consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G,Kusumadjaja A, Manalu D, Sobirin M, Martin A,Robertson DI y Stenhouse A: “Nuevas prácticas paramejorar los resultados de las operaciones de disparos,”Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006): 18–35.

13. Garner J, Martin K, McCalvin D y McDaniel D: “Válvulasde seguridad de fondo de pozo listas para operar,”Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): 54–67.

14 Oilfield Review

Sistemas de fluidos óptimos para las operaciones de disparos

Larry BehrmannIan C. WaltonRosharon, Texas, EUA

Frank ChangDhahran, Arabia Saudita

Alfredo FayardHouston, Texas

Chee Kin KhongShekou, Shenzhen City, China

Bjørn LangsethStavanger, Noruega

Stephen MasonSugar Land, Texas

Anne-Mette MathisenHydroBergen, Noruega

Italo Pizzolante Tian Xiang Grupo de Operaciones CACTShekou, Shenzhen City

Grete SvanesMI-SWACOStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Nils Kågeson-Loe, MI-SWACO, Stavanger; y aCharlie Svoboda, MI-SWACO, Houston.PLT (herramienta de Adquisición de Registros de Producción),PURE y SPAN (Programa de Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger) son marcas de Schlumberger. CLEANPERF es una marca de MI-SWACO.

Los recientes avances producidos en materia de fluidos para las operaciones de

disparos están ayudando a los operadores en las operaciones de limpieza, tanto en

sentido literal como financiero. Combinados a la vez con los avances observados en

el desempeño de las pistolas y de la tecnología de disparos en condiciones de bajo

balance dinámico, estos nuevos fluidos producen mejoras significativas en la

productividad de los pozos.

El proceso de limpieza, luego de cualquieroperación de pozo, es crucial. Durante las opera-ciones de perforación, la roca se afloja por elimpacto de la barrena y por la energía hidráulicadel fluido de perforación. El lodo de perforacióntransporta estos escombros de rocas a la superfi-cie. Incluso antes de que el lodo de circulaciónremueva los escombros de perforación flojos, laformación ha estado expuesta a la presencia desólidos, líquidos y químicos en solución que aveces dañan la roca yacimiento reduciendo lapermeabilidad en la región vecina al pozo. Estareducción se conoce a menudo como daño de laformación y es uno de los componentes del dañomecánico.

De un modo similar, durante las operacionesde disparos (cañoneos, punzados), un chorro dealta energía proveniente de una carga hueca(premoldeada) explosiva se proyecta a través dela tubería de revestimiento y el cemento y pene-tra la formación, creando un trayecto conductivodentro de la roca yacimiento. Inmediatamentedespués de la detonación de las pistolas, el fluidodel pozo llena los túneles dejados por los dis -paros. Como sucede con la perforación, estecontacto inicial entre el fluido del pozo y laformación puede reducir adicionalmente la per-meabilidad y la eficiencia de los disparos. Estoocurre particularmente en las operaciones dedisparos en condiciones de sobre balance, en lasque la presión hidrostática del pozo es mayor quela presión de la formación. Un fluido para lasoperaciones de disparos correctamente diseñadopuede ayudar a evitar este daño y mejorar sus-tancialmente la productividad de los pozos.

Si bien las operaciones de disparos modernasdisponen de muchas tecnologías, tres elementosfundamentales son críticos para la maximizaciónde la recuperación de hidrocarburos. Juntos,constituyen la base para una estrategia de opera-ciones de disparos optimizada. En primer lugar,los disparos deben orientarse correctamente; ensegundo término, los escombros de los túneles(dejados por los disparos) deben ser removidosen forma efectiva y, en tercer lugar, durante elproceso, se debe minimizar el daño de forma-ción. Los escombros incluyen no sólo el materialsuelto que queda en los túneles sino, más impor-tante aún, los granos de arena triturados querevisten los túneles y constituyen lo que seconoce como daño causado por los disparos.

En yacimientos proclives a la producción dearena, la orientación de los disparos es crucialpara el logro de una producción sostenida. Estoresulta particularmente cierto en pozos desvia-dos y horizontales. La producción excesiva dearena es un problema común que erosiona loscomponentes del equipo de fondo, tapona elpozo y finalmente obstruye el flujo de fluido. Enel año 2001, BP observó que el 60% de su produc-ción mundial, o aproximadamente 2 millones debarriles [317,800 m3] de petróleo equivalentepor día, provenían de campos que requeríancierto nivel de manejo de la producción dearena.1 Valores como éste refuerzan la necesidadde contar con una estrategia de disparos optimi-zada para asegurar que los mismos se ubiquencon la orientación y la fase correctas, a fin deminimizar el flujo de arena y maximizar la pro-ducción de hidrocarburos.2

Verano de 2007 15

Después de ejecutar los disparos, se debenremover los escombros existentes en los túneles.Los túneles largos y los presentes en formacionesduras y de baja permeabilidad pueden ser difíci-les de limpiar. Las operaciones de disparos encondiciones de bajo balance se utilizan a vecespara ayudar a despejar los escombros de estostúneles y minimizar el daño producido por losdisparos.3 No obstante, más recientemente, losingenieros reconocieron que la generación de unbajo balance dinámico, momentos después de ladetonación de las pistolas, facilita efectivamenteuna mejor limpieza de los disparos que la ejecu-ción de disparos en condiciones de bajo balancey, en ciertos casos, se adecua mejor al diseño delas operaciones de terminación y a las condicio-nes de pozo.4 En general, se puede crear un bajo

balance dinámico a partir de un estado inicialque se encuentra en condiciones de bajo balanceo de sobre balance.

El sistema de disparos PURE, para la crea-ción de túneles limpios, genera un bajo balancede presión dinámica, o transitoria, inmediata-

mente después de la ejecución de los disparos.5

Esta descompresión instantánea de los fluidos deyacimiento en torno a un disparo contribuye conla remoción del material triturado existente enlos túneles, mientras que el resto del pozo puedehallarse en una condición de sobre balance

1. Morton N: “Screening Out Sand,” BP Frontiers, edición 2(Diciembre de 2001): 18–22.

2. Para obtener más información sobre la orientación de losdisparos, consulte: Bersås K, Stenhaug M, Doornbosch F,Langseth B, Fimreite H y Parrott B: “Disparos sobre elobjetivo,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 30–39.Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, AndersenG, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, NishiM, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y TwynamA: “Métodos prácticos de manejo de la producción dearena,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004):10–29.

3. Para obtener más información sobre las operaciones dedisparos en condiciones de bajo balance, consulte:Bakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G,

Salsman A, Walton I, Stutz L y Underdown D: “La nuevadinámica de operaciones de disparos en condiciones debajo balance,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 56–69.

4. Chang FF, Kågeson-Loe NM, Walton IC, Mathisen AM ySvanes GS: “Perforating in Overbalance—Is It ReallySinful?,” artículo SPE 82203, SPE Drilling & Completion19, no. 3 (Septiembre de 2004): 173–180.

5. Para obtener más información sobre la tecnología PURE,consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G, Kusumadjaja A,Manalu D, Sobirin M, Martin A, Robertson DI yStenhouse A: “Nuevas prácticas para mejorar losresultados de las operaciones de disparos,” OilfieldReview 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 18–35.

estático (izquierda). En la mayoría de los casos,la técnica PURE produce un factor de dañomecánico menor que el observado después deejecutar los disparos en condiciones de bajobalance convencionales.

Una vez que las pistolas han detonado con laorientación requerida, y un bajo balance diná-mico ha ayudado a limpiar los túneles, la presiónhidrostática de los disparos vuelve a ser la delpozo. Si el estado inicial del pozo es de bajobalance, los fluidos del pozo tienen pocas posibili-dades de infiltrarse en la formación a través delos túneles. No obstante, según la configuracióndel pozo y las características de la formación,durante las operaciones de disparos en condicio-nes de sobre balance, el fluido del pozo puedellenar de inmediato los túneles, proporcionandomayor potencial para dañar la formación.

Los ingenieros reconocen que las operacio-nes de disparos efectuadas con un sobre balanceinicial son potencialmente dañinas y, a veces,inevitables. No obstante, las operaciones de dis-paros en condiciones de sobre balance suelenser el proceso más económico y eficaz, fun -damentalmente cuando el operador necesitaremover el conjunto de pistolas del pozo despuésde dispararlas. El operador posee básicamentetres opciones:• Soltar las pistolas inmediatamente después de

dispararlas. Esta operación requiere un conec-tor especial, conocido como adaptador que sepuede soltar, suficiente espacio por debajo delos componentes de fondo de pozo (ratonera),una desviación del pozo inferior a aproximada-mente 60 grados y la instalación previa de laterminación superior. En estas circunstancias,se puede disparar el pozo con un bajo balanceinicial, soltar las pistolas y poner en pro -ducción el pozo de inmediato. Se trata de laopción que produce menos daño de las tres.

• Efectuar los disparos con un bajo balance ini-cial y luego recuperar las pistolas a través deun adaptador que permite extraer las herra-mientas a través del cabezal de pozo mientrasse encuentra bajo presión. Este método pro-duce poco daño a la formación, pero el empleode estas herramientas especializadas no siem-pre constituye una opción práctica oeconómicamente efectiva.

• Efectuar los disparos en condiciones de sobrebalance de manera de poder recuperar las pis-tolas en forma segura e instalar los equipos dela terminación superior con el pozo bajo con-trol. En este caso, el fluido utilizado en lasoperaciones de disparos, a menudo una píl-dora de ahogo (píldora para matar el pozo)cargada con sólidos, se hace circular fuera delpozo antes de ponerlo en producción.

16 Oilfield Review

> Dinámica de la presión PURE. Transcurrido 0.1 segundo de la detonación delas pistolas de disparos (cañones), la presión (azul) en los disparos (cañoneos,punzados) y sus adyacencias se reduce sustancialmente. En un pozo abierto ala superficie, la presión se recupera hasta alcanzar el valor de la presión hi -dro s tática, a aproximadamente 0.15 segundos. Esta acción ayuda a eliminarlos restos de la formación fracturada de los disparos y mejora la eficiencia dela producción. Para minimizar el daño de los disparos a medida que se recu -pera la presión hidrostática, el fluido utilizado debe generar rápidamente unbuen revoque de filtración, o sello, sobre la formación recién expuesta.

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

–500

–1,000

–1,500

–2,000

–2,5000 0.1 0.2 0.3 0.4

Tiempo, segundos

0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Sobr

e ba

lanc

e, lp

cBa

jo b

alan

ce, l

pc

> Filtración en la formación. En una condición de sobre balance, en la que lapresión hidrostática del pozo es mayor que la presión de la formación, la carade la formación dentro del disparo actúa como un filtro. A medida que el fluidodel pozo es impulsado hacia la formación por el diferencial de presión, los só -lidos son filtrados en la cara de la roca dejando sólo el líquido y las sustanciasen partículas finas para que vuelvan a migrar hacia la roca permeable (inserto).El tamaño de las partículas que pasan la zona de filtración inicial es, en sumayor parte, una función del tamaño de las gargantas de poros de la roca y delas dimensiones y características de los materiales en fase sólida conte nidosen el fluido. Habitualmente, los materiales sólidos son depositados dentro dela formación y en la superficie, formando un revoque de filtración interno yexterno. La profundidad, espesor, elasticidad y otras características mecá ni -cas del revoque de filtración determinan su facilidad de remoción durante laproducción.

Daño deformacióncausado

durante la perforaciónTú

nel d

ejad

o po

r el d

ispa

ro

Formación no dañada

Zona de baja permeabilidad y escombros de losdisparos, expulsados por el flujo instantáneo del

fluido de formación

Cemento

Tubería derevestimiento

Superficiede filtración

Revoque defiltración interno

Zona de invasión de líquido

Revoque de filtración externo

Fluido Fluido base Agente espesanteDensidad,

g/cm3 Sólidos

Lodo a base de petróleo

Formiato de cesio, lodo a base de aceite con bajo contenido de sólidos

Bromuro de calcio, lodo a base de aceite con bajo contenido de sólidos

Píldora de ahogo de formiato de potasio

Píldora de ahogo de formiato de potasio-cesio

Píldora de ahogo de bromuro de calcio

Emulsión externa al petróleo

Emulsión externaal petróleo

Emulsión externa al petróleo

Formiato de potasio

Formiato depotasio-ceso

Bromuro de calcio

1.65

1.67

1.34

1.63

1.63

1.65

Barita

Formiato de cesio/carbonato de calcio

Bromuro de calcio/carbonato de calcio

Formiato de potasio/carbonato de calcio

Formiato de potasio/formiato de cesio/ carbonato de calcio

Bromuro de calcio/carbonato de calcio

Barita

Carbonato de calcio

Carbonato de calcio

Carbonato de calcio

Carbonato de calcio

Carbonato de calcio

Verano de 2007 17

En este artículo, nos concentramos en el ter-cer elemento de una estrategia de disparosoptimizada: el fluido para las operaciones de dis-paros. Describimos extensivas pruebas delaboratorio que constituyen el fundamento parael desarrollo de un nuevo sistema de fluidos paraestas operaciones. Luego, demostramos cómo unoperador del Mar del Sur de China utilizó estosconceptos teóricos para mejorar la eficiencia dela producción.

Evaluación de fluidos para operaciones dedisparos en condiciones de sobre balanceA medida que el fluido se pierde en una forma-ción después de ejecutar los disparos, puedeocasionar daño a la permeabilidad en sentidoradial con respecto a los mismos. La magnituddel daño a la permeabilidad radial está determi-nada por numerosos factores, incluyendo lapermeabilidad inicial de la formación, el diferen-cial de presión entre el pozo y el yacimiento, lacantidad y tipo de arcilla y los otros escombrospresentes en las gargantas de poros de la for -mación, los componentes químicos de la faselíquida, y las características físico-químicas de lafase sólida.

El fluido de pozo más común para las operacio-nes de disparos es la salmuera de terminación.Cuando las pérdidas de salmuera de terminaciónson significativas, medidas en función del volumende fluido o del costo del fluido que se está per-diendo, en el intervalo disparado se coloca unsistema de fluido secundario, habitualmente cono-cido como píldora de control de pérdida de fluido(FLCP), o píldora de ahogo, para sellar los disparosante la posibilidad de pérdidas ulteriores. Con

mucha frecuencia, estas píldoras FLCP posterioresa los disparos contienen una mezcla de líquidos ysólidos, estando éstos últimos constituidos porpolímeros y sustancias en partículas, tales como elcarbonato de calcio [CaCO3], dimensionados paraminimizar la pérdida de fluido en la formación.Dado que la pérdida se produce dentro de los túne-les, las fases líquida y sólida de estos fluidos seseparan a medida que se filtran a lo largo de la for-mación (página anterior, abajo).

La pérdida de fluido en la formación puedereducir la permeabilidad a través de diversosmecanismos. Las sustancias contenidas en elfluido perdido pueden reaccionar con las arcillaspresentes en las gargantas de poros de la forma-ción, haciendo que se dilaten o se movilicen, yreduciendo de este modo la permeabilidad efec-tiva. Los compuestos tales como los sufactantes ypolímeros que migran hacia el yacimiento pue-den modificar la mojabilidad de las gargantas deporos y su diámetro efectivo, alterando de estemodo las caídas de presión por fricción y limi-tando posiblemente el flujo de hidrocarburos.

A medida que la fase líquida se pierde en laformación, los sólidos y polímeros del fluido de lasoperaciones de disparos se depositan en los túne-les dejados por los disparos y en la formación,formando un revoque de filtración de baja perme-abilidad, o sello, entre la pared del túnel y laformación. En las rocas permeables, la velocidadcon que se forma este sello, junto con las caracte-rísticas de los materiales que actúan como sello,determina la tasa de pérdida de fluido, el volu-men total de fluido perdido en la roca yacimientoe, inevitablemente, el nivel de daño de la forma-ción posterior a los disparos.

Conscientes de la importancia de minimizarel daño de formación creado durante la pérdidade fluido, en el año 2001 los ingenieros de Hydro,Schlumberger y MI-SWACO pusieron en marchaun proyecto de investigación destinado a desa-rrollar un fluido optimizado para operaciones dedisparos, con el objetivo de ayudar a minimizarel daño de formación posterior al disparo de laspistolas en ambientes de sobre balance.6 Paraestablecer un punto de referencia para el dañoproducido por los fluidos utilizados durante laejecución de los disparos, los ingenieros evalua-ron primero los fluidos de terminación de pozosa base de agua y a base de aceite utilizados habi-tualmente para las operaciones de disparos encondiciones de sobre balance. Las formulacionesiniciales de los fluidos fueron diseñadas en ellaboratorio de Hydro en Bergen, Noruega, con lacolaboración estrecha de Hydro Oil & Energy yMI-SWACO. Los fluidos de prueba fueron mezcla-dos y enviados al laboratorio de MI-SWACO enHouston para la verificación de sus propiedades.Luego, las muestras fueron llevadas al Centro deTecnología de Terminaciones de Yacimientos deSchlumberger (SRC) en Rosharon, Texas, dondese efectuaron las pruebas de disparos.

En el centro de Rosharon, se evaluaron seistipos de fluidos en una celda de prueba, utili-zando diversas configuraciones (izquierda). Dadoque las cargas huecas revestidas con zinc demos-traron ser incompatibles con ciertos fluidos determinación a base de agua, muchos de los flui-dos de prueba fueron evaluados con materialesde revestimiento de zinc y también de acero.7 Laprimera serie de pruebas se efectuó utilizandonúcleos de arenisca Castlegate con permeabili-dades de entre 600 y 1,000 mD.

En el laboratorio, los ingenieros secaron losnúcleos para las pruebas, sometiéndolos a tempe-raturas de 149°C [300°F] durante 16 horas. Estosnúcleos fueron drenados y saturados con quero-sén, midiéndose una porosidad inicial. Lostécnicos establecieron la permeabilidad tanto enla geometría de flujo axial, como en la geometríade flujo diametral, a presión y temperaturaambiente, para simular la presión de sobrecarga.Los núcleos se cargaron luego en el recipiente depruebas de disparos que incluye un tramo detubería de revestimiento y una placa de cemento

6. Chang et al, referencia 4.7. Javora PH, Ali SA y Miller R: “Controlled Debris

Perforating Systems: Prevention of an UnexpectedSource of Formation Damage,” artículo SPE 58758,presentado en el Simposio Internacional sobre Controlde Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana,EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.

> Pruebas de diferentes tipos de fluidos para operaciones de disparos. Los fluidos de la primera serie depruebas incluyeron fluidos a base de aceite y fluidos elaborados a partir de salmueras de terminación.La densidad de cada uno de los fluidos fue aproximadamente la misma, siendo densificados en su mayo -ría con carbonato de calcio [CaCO3].

18 Oilfield Review

Muestras de núcleos deyacimientos simulados

Conductosde disparo

Diferencial entre la presión del

pozo y la de poroPresión del pozo

Válvula micrométrica

Cámara de confinamiento

Acumulador de 30 galones

Placa de disparo que simula la tuberíade revestimiento y el cemento

Acumulador de 5 galonesconectado al pozo

Pozo simulado

Muestra de núcleo

Dato

s de

pre

sión

de

conf

inam

ient

o

Dato

s de

pre

sión

del

poz

o

Disparo

Fluido para lasoperacionesde disparos

Acero para simularla tubería derevestimiento

Cemento

Núcleo

Pistola con carga hueca

> Perfil de presión de cierre típico. Se adquirió un perfil de presióndel pozo durante un periodo de cierre de 72 horas. Los picos depresión tuvieron lugar cuando los técnicos incrementaron la presiónhidrostática simulada para dar cuenta de la pérdida de fluido en elnúcleo. La tasa de pérdida de fluido se obtiene de la pendiente de lacurva de pérdida de fluido (inserto).

100

80

60

40

20

00 5 10 15

Raíz cuadrada del tiempo, s1/2

Dife

renc

ial d

e pr

esió

n (P

pozo

– P

poro

), lp

c

20

5,000

6,000

3,000

2,000

0 12 24 36 48 60 72

1,000

0

4,000

5,000

4,000

Pres

ión,

lpc

Tiempo, horas

> Tasa de pérdida de fluido. El diferencial de presión entre la presiónhidrostática del pozo y la presión de poro inmediatamente despuésde estabilizada la presión del pozo se representa gráficamente en fun -ción de la raíz cuadrada del tiempo. Normalizada por las varia cio nesproducidas en la superficie de las paredes de los túneles, la pendientede la línea indica la velocidad con que se forma el revoque de filtra -ción. Este valor también puede ser interpretado como la tasa de pér -dida de fluido, indicando el volumen de fluido que se pierde dentro, o a través, del núcleo con el tiempo.

(izquierda). Se aplicó el esfuerzo de sobrecarga alnúcleo, se instaló el conjunto de pistolas y sellenó el recipiente con el fluido de prueba. Lamayoría de las pruebas implicaron la rotación dela celda de prueba para que las pistolas fuerandisparadas verticalmente a fin de simular los dis-paros orientados en un pozo horizontal. Una vezque la celda de prueba alcanzó los valores detemperatura de yacimiento deseados, se aplicópresión de poro, esfuerzo de sobrecarga y presión

> Instrumental de pruebas de disparos en tamaño real. Se muestra la celda de prueba (izquierda) con el núcleo alojado en una camisa elasto mérica. Unavez sellado el instrumento, la presión y temperatura se controlan en condiciones de fondo de pozo simuladas. Los acumuladores pequeños y grandesproveen presiones de campo lejano, o hidrostáticas (diagrama inferior). Durante las pruebas, la pistola de disparos (rojo) se hace detonar a través de una placa de acero sostenida con cemento en el núcleo de formación, simulando de este modo las condiciones de pozo (inserto).

Númerode

prueba

Permeabilidadinicial, mD

Porosidad derivadade los datos de

núcleos, %Fluido del pozo,densidad, g/cm3Axial Diametral

Dirección de losdisparos (carga)

Pérdida defluido HPHT a

1 minuto, ml

Tasa de pérdidade fluido,

lpc/s1/2/pulg2 CFE NPPR

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

Agua

Petró

leo

Agua

Agua

Agua

CFEAg

ua

Petró

leo

Agua

Petró

leo

Petró

leo

Prue

ba 9

Prue

ba 4

Prue

ba 8

Prue

ba 1

0

Prue

ba 5

Prue

ba 6

Prue

ba 1

Prue

ba 7

Prue

ba 3

Prue

ba 2

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

Pérdida de fluidopor golpe de presión

Pérdidade fluido

CFE NPPR

Zinc

Acero

24.8

25.7

24.9

24.9

24.6

25.0

24.4

24.7

24.1

24.6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

550

768

750

575

1,030

1,040

600

990

940

920

450

510

500

675

715

720

530

680

670

720

Lodo a base de aceite (1.65)

Lodo a base de aceite (1.65)

Lodo a base de aceite, con bajo contenido desólidos y bromuro de calcio (1.34)

Lodo a base de aceite, con bajo contenido de sólidos y formiato de cesio (1.67)

Píldora de ahogo con bromuro de calcio (1.65)

Píldora de ahogo con bromuro de calcio (1.65)

Píldora de ahogo con formiato de cesio (1.63)

Píldora de ahogo con formiato de cesio (1.63)

Píldora de ahogo con formiato de cesio-potasio (1.63)

Píldora de ahogo con formiato de cesio-potasio (1.63)

Horizontal (zinc)

Ascendente (zinc)

Ascendente (zinc)

Ascendente (zinc)

Ascendente (zinc)

Ascendente (acero)

Ascendente (zinc)

Ascendente (acero)

Ascendente (zinc)

Horizontal (zinc)

0.2

0.2

4.0

3.5

2.1

2.1

0.7

0.7

1.3

1.3

0.32

0.22

0.38

0.62

0.65

0.46

0.39

0.09

0.25

0.28

0.67

0.90

0.82

0.52

0.55

0.57

0.74

0.53

0.47

0.54

51.70

1,150.00

169.00

0.67

1.10

1.90

22.00

7.85

4.42

7.40

Verano de 2007 19

de pozo para crear un sobre balance de 450 lpc[3.1 MPa]. Una vez estabilizadas todas las presio-nes, los ingenieros dispararon las pistolas ydejaron que se reestabilizaran las lecturas de pre-sión de pozo y de poro. Los técnicos cerraron elsistema y mantuvieron una condición de sobrebalance durante tres días.

En ciertas pruebas, la pérdida de fluido conti-nuó durante el período de cierre, haciendo que lapresión del pozo se redujera y se aproximara a lapresión del yacimiento (página anterior, extremoinferior izquierdo). Si la presión caía hasta unnivel predeterminado, los técnicos la incrementa-ban para mantener un sobre balance de 450 lpc.Este procedimiento simula las operaciones decampo en las que la columna hidrostática del

pozo se completa periódicamente para mantenerla presión hidrostática. En algunas de las prue-bas, este ciclo de inyección y admisión de fluidotuvo lugar varias veces a lo largo del período decierre, a fin de evaluar la capacidad del fluidoutilizado para controlar la pérdida de fluidodurante la ejecución de los disparos.

Después de tres días, se dejó enfriar el sis-tema y la presión se redujo hasta alcanzar lapresión atmosférica. La productividad posterior ala ejecución de las operaciones de disparos semidió a temperatura ambiente, haciendo circularquerosén a través del núcleo en la direcciónaxial. Partiendo de una tasa de flujo baja, la pro-ducción continuó hasta que se estableció un flujoestable. Luego se incrementó la tasa de flujo

para medir la limpieza incremental como unafunción de la tasa de flujo.

Para comparar las características de controlde pérdida de los diversos fluidos probados, losingenieros determinaron la velocidad con que seforma el revoque de filtración, la cual puedeinterpretarse como una tasa de pérdida de fluido(página anterior, extremo inferior derecho). Lostécnicos captaron además los datos obtenidos delas pruebas de pérdida de fluido de alta presión yalta temperatura (HPHT) convencionales. Elvolumen de filtrado captado durante el primerminuto de la prueba, o pérdida de fluido por golpede presión, también ayudó a comparar las carac-terísticas de la creación del revoque de filtraciónde los diferentes fluidos (abajo).

> Resultados iniciales de la primera serie de 10 pruebas (extremo superior). Durante las Pruebas 1 y 2 se compararon los disparos realizados con fluidos abase de aceite con los disparos efectuados en dirección horizontal y en dirección vertical. Se observó una mejora significativa de la eficiencia del flujo enlos núcleos (CFE) con las pistolas orientadas verticalmente. En las Pruebas 5 y 6, los fluidos generados a partir del bromuro de calcio [CaBr2], se probaroncon cargas revestidas con acero y zinc, conformando el impacto negativo del bromuro y del zinc en solución (extremo inferior izquierdo). Las cargas re ves -tidas con acero mejoraron la relación disparo/permeabilidad normalizada (NPPR). Cabe destacar además la comparación, en términos de CFE, entre los flui -dos a base de agua y a base de aceite. Con excepción de la Prueba 4, las operaciones de disparos con fluidos a base de aceite produjeron el menor nivelde daño (extremo inferior derecho). Los ingenieros sospechan que el lodo a base de aceite con bajo contenido de sólidos, utilizado para la Prueba 4 expe -rimentó un rompimiento de la emulsión y, en consecuencia, generó valores de CFE pobres respecto de los otros fluidos a base de aceite probados. El altovalor de CFE producido en la Prueba 7, con fluido a base de agua, no se comprende totalmente. Dado que valores de CFE con fluidos a base de agua tanaltos son inconsistentes con todas las demás pruebas de fluidos a base de agua, los ingenieros consideraron esta prueba como una anomalía.

Los datos obtenidos de la serie de pruebasindicaron que la mayoría de los fluidos retarda-ban la salida del filtrado que se introducía en elnúcleo. Sin embargo, la salmuera a base de bro-muro de calcio [CaBr2] y el lodo a base de aceitecon bajo contenido de sólidos (LSOBM), formu-lado con salmuera a base de formiato de cesio[CsCOOH], fueron las excepciones.

Las pruebas previas habían demostrado queentre los escombros de zinc y la salmuera concontenido de calcio se produce una reacción quí-mica durante las operaciones de disparos concargas revestidas con zinc. Habitualmente, estohace que el uso de CaBr2 pierda su capacidad decontrol de pérdida de fluido, como lo demuestrala ecualización inmediata entre la presión delpozo y la presión de poro (arriba).8 No obstante,el control de pérdida de fluido se mantiene si seutilizan cargas revestidas con acero.

El lodo LSOBM a base de CsCOOH demostróposeer menos capacidad de control de pérdidade fluido. Se observó una gran pérdida de fluidoinicial, e ingresó más fluido en la formación, par-ticularmente durante la fase inicial de pérdidapor golpe de presión.

Al examinar los núcleos después de las prue-bas, el equipo de investigación observó que lostúneles estaban llenos de material, y en ciertoscasos, se encontraban empacados en forma com-pacta con sólidos del fluido utilizado durante laejecución de los disparos y con granos de arenade formación. Este material pudo haber actuadocomo medio poroso en túneles que de lo con -trario habrían tenido una conductividad casiinfinita. Para comprender el potencial de lim-pieza de los diversos fluidos en forma másexhaustiva, los ingenieros calcularon un valor depermeabilidad para los disparos que toma en

cuenta el empaque del material del revoque defiltración presente en los mismos.

El equipo utilizó un simulador numérico paracalcular la permeabilidad de los disparos, en basea la productividad medida y a las dimensiones delos túneles. Una vez obtenida la permeabilidad delos disparos, se definió una relación normalizadaentre los disparos y la permeabilidad (NPPR),que se obtuvo dividiendo la permeabilidad de losdisparos por el valor cuadrático medio de la per-meabilidad axial y diametral de los núcleos.9

La relación NPPR provee una medida decuán permeable es el disparo en comparacióncon la permeabilidad original de la roca. Estamedición es independiente de la longitud y eldiámetro del túnel dejado por el disparo. Losdatos obtenidos de los cálculos de la relaciónNPPR confirmaron que el empleo de fluidos abase de aceite para las operaciones de disparos,produce disparos más limpios (próxima página).Además, proporcionaron una herramienta paraayudar a evaluar la eficiencia en la limpieza delos fluidos a base de agua, no definida de otromodo por los cálculos de la eficiencia del flujoen los núcleos (CFE).10 Los datos demostraronademás la relación directa existente entre elcontrol de pérdida de fluido y el deterioro de laproductividad. Con cuanto menos efectividad unfluido forme el revoque de filtración, más dañocreará; esto se observa particularmente en losfluidos a base de agua.

En general, cuanto mayor es el volumen depérdida de fluido en la formación, más concen-trado y deshidratado se vuelve el revoque defiltración interno y externo. En consecuencia, elrevoque de filtración es más difícil de removerdurante la producción y causa más daño a lostúneles. Cuando en las operaciones de disparos

se utilizan fluidos a base de agua, el logaritmode la relación NPPR declina linealmente con latasa de pérdida de fluido, demostrando la inefi-ciencia de la remoción del revoque de filtración,además del efecto adverso de la permeabilidadrelativa causado por los fluidos a base de agua.

Las pruebas de los fluidos LSOBM indicaronvolúmenes de pérdida más grandes, que podríandeteriorar la productividad. Sin embargo, a pesarde su tasa de pérdida de fluido más alta y de losvalores de presión y temperatura más elevados,los fluidos LSOBM probados no deterioran signi-ficativamente la permeabilidad, en la medidaque los fluidos a base de aceite sean estables ymantengan sus emulsiones externas al petróleo através de todo el proceso de ejecución de los dis-paros.

La capacidad para medir las presiones simu -ladas de formaciones y pozos, ayudó a losingenieros a comprender la dinámica del procesode pérdida de fluidos y el daño potencial causadopor las operaciones de disparos. Los resultados deesta primera serie de pruebas indican que, confluidos a base de agua o bien a base de aceite, laclave para la minimización del daño a la permea-bilidad es la creación rápida de un revoque defiltración de alta calidad dentro de los túneles. Sibien los fluidos a base de aceite demuestransuperioridad para reducir el daño de la formacióncon respecto a los fluidos a base de agua, la mini-mización de la pérdida de fluido debería ayudar areducir el deterioro de la productividad.

Simulación de las condiciones de campoSi bien la primera serie de pruebas esclareció laeficacia de los diversos fluidos en el laboratorio,quedaron preguntas sin responder acerca de lasestrategias de las operaciones de disparos en el

20 Oilfield Review

> Interferencia del revestimiento de las cargas con los aditivos para pérdidas de fluido. Los ingenieros sospechan que el zinc fraccionado de las cargasrevestidas con zinc reacciona con las sales de los fluidos a base de salmuera. Estos productos de la reacción afectan negativamente los polímeros utili -zados para el control de pérdida de fluido durante las operaciones de disparos y de ahogo. Los datos de presión de pérdida de fluido demuestran la faltade control de pérdida de fluido con las cargas revestidas con zinc (izquierda); la presión del pozo (verde) y la presión de poro de campo cercano (azul) ylejano (naranja) son iguales, lo que indica la ausencia de un revoque de filtración y de control de pérdida de fluido. Con las cargas revestidas con acero(derecha), el fluido es capaz de formar un revoque de filtración; la presión del pozo (verde) y la presión de poro (naranja y azul) se diferen cian fácilmente.

6,000

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Tiempo, horas

Carga revestida con acero

Pres

ión,

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Presión del pozoPresión de poro de campo lejanoPresión de poro de campo cercano

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1,000

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Tiempo, horas

Carga revestida con zincPr

esió

n, lp

c

48 60 72

Presión del pozoPresión de poro de campo lejanoPresión de poro de campo cercano

Verano de 2007 21

campo. Dado que los procedimientos de disparosvarían entre un proyecto y otro, ¿todo lo que senecesita para garantizar un nivel mínimo dedaño a la permeabilidad, es el simple empleo deun fluido de disparos con baja pérdida de fluido?¿Es preciso disparar los pozos con salmuera purao con un fluido especialmente diseñado con finesespecíficos? Para responder a estas preguntas,los investigadores diseñaron una segunda seriede pruebas destinadas a evaluar el desempeño delos fluidos a base de aceite y a base de agua,simulando varias condiciones de campo.

Se diseñaron diversos escenarios de simula-ción para reproducir las condiciones que podíanexistir en el campo; por ejemplo, efectuando lasoperaciones de disparos en un pozo abierto, enun agujero aislado, y con un fluido puro.11 En elprimer caso, el proceso para “matar rápido,” sedisparó un pozo abierto a la superficie mientrasse lo llenaba con un fluido especialmente diseña-do y cargado con sólidos. La presión hidrostáticasimulada del fluido de pozo de campo lejano, pro-porcionó la fuente de energía para incrementarrápidamente la presión de fondo de pozo hastaalcanzar el estado de sobre balance deseado.

En el segundo escenario, el del proceso para“matar lento,” se disparó un pozo en condicionesde sobre balance, pero aislado por debajo de losempacadores. Después de ejecutar los disparos,el efecto de la presión dinámica de la detonaciónde las pistolas redujo de inmediato la presión delpozo después de la penetración de las cargas. Sinembargo, sin acceso a la columna hidrostáticacompleta, la sección aislada del pozo no puederetornar a un estado de sobre balance de presiónhasta que los empacadores se liberan manual-mente. Por último, y para variar, en un proceso

conocido como “matar después,” la celda deprueba fue configurada para simular una opera-ción de disparos en condiciones de sobre balance,dentro de un fluido de terminación puro. Despuésde los disparos, el fluido puro fue desplazado conun fluido para matar el pozo (fluido de ahogo),similar a los fluidos utilizados en las pruebas pre-vias. El peso del fluido de ahogo bombeó, o forzóefectivamente bajo presión al fluido puro hacia elinterior de la formación, hasta que el fluido deahogo alcanzó los disparos para formar un revo-que de filtración.

Los ingenieros simularon estos procesos en ellaboratorio. Los acumuladores de fluidos con cas-quetes de gas actuaron como la columnahidrostática que proveía los efectos de la presiónde campo lejano por encima de la zona disparada.Un volumen de acumulador grande representabala operación de disparos en un pozo abierto, demodo que se disponía de suficiente fluido de pozoy energía para suplir el déficit de presión en tornoa la sección disparada, después de detonar laspistolas. Por el contrario, un volumen de acumu-lador pequeño representaba la operación dedisparos en un agujero aislado, en el que seextendió el período de bajo balance dinámico por-que la energía existente era insuficiente parasuplir el déficit de presión inmediatamente des-pués de la penetración de la carga.

En la prueba de tipo “matar después,” sellenó la celda de prueba con un fluido de termi-nación puro. Un acumulador tipo pistón, llenocon el fluido de ahogo, fue conectado a la celdade prueba pero aislado con una válvula en posi-ción cerrada. La presión del acumulador seincrementó hasta alcanzar la presión del pozo,de manera que no hubiera pérdida de presión en

la celda de prueba cuando se abriera la válvula;este procedimiento estableció de inmediato unestado de sobre balance.

Una vez disparadas las pistolas, la presión delpozo y la presión de poro se equilibraron. La vál-vula existente entre el acumulador de fluido deahogo y la celda de prueba se abrió y se aplicó unsobre balance para desplazar el fluido puro a tra-vés de la muestra de núcleo. Una vez formado unrevoque de filtración, cesó la pérdida de fluido yse mantuvo un sobre balance estable. Durante elproceso de ahogo se introdujo un gran volumende fluido puro en el núcleo, lo que produjo unincremento de la presión de poro. Una válvula depurga, ubicada en el lado posterior del núcleo,permitió que los técnicos mantuvieran una pre-sión de poro relativamente constante.

Los cálculos de CFE para cada estrategia dedisparos indicaron que cuanto menor era la pérdi-da de fluido durante el período de cierre—comolo muestran los comportamientos de las presiones

10. La eficiencia de flujo en los núcleos (CFE) es definidamediante la relación entre el índice de productividad (PI)medido (después de que el núcleo es penetrado por unacarga hueca) y un PI ideal teórico (como si el túneldejado por el disparo y la formación adyacenteestuvieran libres de todo daño producido por losdisparos).

11. Chang FF, Mathisen AM, Kågeson-Loe N, Walton IC,Svane G, Midtbø RE, Bakken I, Rykkje J y Nedrebø O:“Recommended Practice for Overbalanced Perforatingin Long Horizontal Wells,” artículo SPE 94596, presentadoen la Conferencia Europea sobre Daño de la Formaciónde la SPE, Scheveningen, Países Bajos, 25 al 27 de mayode 2005.

8. Chang et al, referencia 4.

9. NPPR = donde k = permeabilidad.

> Cálculo de la permeabilidad de los disparos. La relación disparos/permeabilidad normalizada (NPPR) ayuda a los ingenieros a comparar la permeabilidadde la formación verdadera con la de la roca después de la ejecución de los disparos. Además, es útil para diferenciar los diversos fluidos probados. El ob -jetivo es lograr una relación NPPR alta. Los fluidos a base de aceite (diamante azul, cuadrado rojo y triángulo marrón) muestran una clara ventaja con res -pecto a los fluidos a base de agua evaluados.

10,000

1,000

100

10

1

0.10 0.1 0.2 0.3

Tasa de pérdida de fluido, lpc/s1/2/pulg2

Línea de tendencia para los fluidosa base de agua

NPP

R

0.4 0.60.5 0.7

OBM

Píldora de ahogo (KP) de CaBr2

KCOOH KP

(K/Cs)COOH KP

CaBr2 LSOBM

CsCOOH LSOBM

de cierre—mayor era el valor de CFE (arriba).Es dable de esperar que una operación de dispa-ros correctamente diseñada en un pozo abierto ala presión hidrostática, cause menos daño a laformación que una operación de disparos con elmismo fluido en un agujero aislado de la presiónhidrostática. Además, la práctica de efectuar losdisparos con salmuera pura y luego desplazarlacon un fluido más pesado capaz de matar el pozo,lo que se conoce comúnmente como píldora deahogo, parece causar el mayor nivel de daño.Esto debido, probablemente, a la pérdida excesi-va de salmuera hacia la formación.

Los ingenieros realizaron pruebas similaresutilizando la arenisca Castlegate para evaluar eldesempeño de los fluidos a base de aceite. Encomparación con los fluidos a base de agua, losfluidos a base de aceite mostraron en general lamisma tendencia, pero con valores de CFE máselevados, lo que indica menor daño de formación.Los datos demuestran que la operación de dispa-

ros con un fluido a base de aceite en un pozoabierto a la superficie, produce el menor nivel dedaño de todos los fluidos y metodologías proba-dos. Los ingenieros observaron que la práctica deefectuar las operaciones de disparos con fluidos abase de aceite y matar el pozo posteriormentecausaba más daño, lo que demuestra nuevamenteque es necesaria la formación rápida de un revo-que de filtración para minimizar el ingreso desólidos y fluidos dañinos en la formación.

Para todas las pruebas se observó una tenden-cia consistente, la cual demostró que la dinámicade la presión de los disparos incide en el compor-tamiento del control de pérdida de fluido paratodos los tipos de fluidos de ahogo. El perfil de lapresión de cierre para las operaciones de dispa-ros en un pozo abierto mostró un buen revoque defiltración. El perfil de la presión de cierre en unagujero aislado indicó un revoque de filtración demenor calidad, como lo indica la necesidad derestituir la presión con más frecuencia durante el

período de cierre. Cuando el pozo simulado fuedisparado con un fluido puro y ahogado posterior-mente, se observó un control de pérdida de fluidopobre. Finalmente, durante las pruebas de dispa-ros sin bajo balance dinámico, se logró el controlde pérdida de fluido mediante la obturación conescombros. Si bien se obtuvo un control de pér-dida de fluido adecuado sin bajo balancedinámico, la permeabilidad de retorno fue afec-tada por los escombros remanentes en el túneldejado por el disparo (próxima página, arriba).

Una vez finalizadas todas las pruebas, losingenieros y científicos del Centro de Inves -tigaciones de Hydro Oil & Energy, en Bergen,realizaron estudios petrográficos en las seccionesdelgadas de los núcleos y observaron los cambiosproducidos en las estructuras de granos y porosentre la zona triturada cerca del túnel y la matrizde arenisca inalterada lejos del túnel. Además,estudiaron algunas muestras impregnadas conresinas epoxi pulidas con un microscopio de

22 Oilfield Review

> Eficiencias del flujo en los núcleos. La arenisca Castlegate fue disparada utilizando los procesos para matar rápido (ahogo rápido), matar lento (ahogolento) y matar después (ahogo posterior). Para las pruebas de ahogo rápido y ahogo lento, la pistola fue detonada con fluido a base de aceite en la celdade prueba. Para el proceso de ahogo posterior, la detonación se realizó con querosén puro en la celda, que fue posteriormente desplazado con fluido deahogo a base de aceite. La presión (verde) para el proceso de ahogo rápido, muestra una tasa de pérdida de fluido baja y un número mínimo de ciclos deinyección (extremo superior izquierdo). El proceso de ahogo lento requirió ajustes de presión más frecuentes (extremo inferior izquierdo), mientras que enel proceso de ahogo posterior, no pudo lograrse el control de pérdida de fluido hasta que el fluido a base de querosén puro fue desplazado con una píldorade ahogo a base de aceite (extremo superior derecho). Los cálculos de la eficiencia del flujo en los núcleos (CFE) indican que el proceso de ahogo rápido,que utiliza un fluido a base de aceite, produce un nivel mínimo de daño a la permeabilidad (extremo inferior derecho).

6,000

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Tiempo, horas

Ahogo rápidoPr

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c

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Ahogo lento

Pres

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lpc

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3,000

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1,000

00 12 24 36

Tiempo, horas

Ahogo posterior

Pres

ión,

lpc

48 60 72

CFE,

PI m

easu

red/

PIid

eal

Ahogo rápido Ahogo lento Ahogo posterior

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

CFE

Verano de 2007 23

barrido electrónico (SEM) y analizaron las mi -cro grafías de las imágenes retrodispersadas.

Las imágenes de las secciones delgadas de laroca adyacente a la pared de los túneles revela-ron el efecto de la dinámica de la presión sobrela limpieza de los disparos (derecha). Clara-mente, las cargas huecas creaban una zonatriturada cerca de las paredes de los túneles.Tanto para el proceso de matar rápido como parael de matar lento, se logró el bajo balance diná-mico y se removió la zona triturada. Los estudiosde laboratorio mostraron poca diferencia de gra-nulometría entre los dos casos. No obstante, enel caso correspondiente al ahogo lento, los nive-les más elevados de pérdida de fluido puedenhaber incrementado el nivel de daño observado.En el caso sin bajo balance dinámico, la zona tri-turada no fue removida. El resultado fue laretención de una cantidad significativa de mate-rial de grano fino en los túneles, lo que redujo elvalor de CFE.

Sobre la base de los datos recolectados y lasobservaciones petrográficas, el equipo de inves-tigación llegó a la conclusión de que existe undelicado equilibrio entre el grado de limpieza delos disparos y la susceptibilidad de los mismos a

> La importancia del bajo balance. En esta prueba, la areniscaCastlegate fue disparada sin alcanzar un estado de bajo balancedinámico (extremo superior izquierdo). Si bien el perfil de presiónde pérdida de fluido (extremo inferior izquierdo) muestra la presióndel pozo (verde) muy por encima de la presión de poro (naranja),lo que indica la existencia de un buen control de pérdida de fluido,la tasa de pérdida de fluido baja es atribuida a la falta de remociónde los escombros de los túneles dejados por los disparos. Las imá -genes obtenidas por tomografía axial computarizada (CAT) o barri -do (arriba) muestran una masa sólida, de alta densidad (blanco),en el túnel. Con fines comparativos, se disparó un núcleo similarutilizando el mismo diseño de fluido, pero se alcanzó el estado debajo balance dinámico con un valor más elevado de eficiencia delflujo en los núcleos (arriba a la derecha). La coloración grisácea enel túnel indica que quedan muchos menos escombros en el mismo.

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

–500

–1,000

–1,500

–2,000

–2,5000 0.2 0.4 0.80.6

Tiempo, segundos

Sin bajo balance

Pres

ión

de s

obre

bal

ance

y b

ajo

bala

nce,

lpc

1.0

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

00 12 24 36

Tiempo, horas

Sin bajo balance

Pres

ión,

lpc

48 60 72

Sin bajo balance Disparado con bajo balance

> Cambios producidos en la porosidad. Los conjuntos de imágenes A, B y C (extremo inferior) son mues -tras de secciones delgadas extraídas de núcleos de arenisca Berea de baja permeabilidad (extremosuperior). Los núcleos fueron disparados utilizando fluidos a base de aceite. Las imágenes A y Bmuestran un bajo contenido de material fino, en comparación con la Imagen C, lo que indica que lazona triturada fue removida con el bajo balance dinámico logrado durante la operación de disparos.La muestra A exhibe un mayor grado de daño debido a la mayor pérdida de fluido resultante del pro -ceso de ahogo lento. La muestra B indica la presencia de un volumen un poco mayor de material finoen la sección delgada; no obstante, el proceso de ahogo rápido ayudó a limpiar el túnel dejado por eldisparo. La imagen C muestra un alto contenido de material fino y ausencia de remoción de la zonatriturada del túnel porque no se logró la condición de bajo balance dinámico. Los resultados de estaspruebas fueron consistentes con los de las pruebas efectuadas en la arenisca Castlegate de permea -bilidad más alta.

ORSPR07_Don_ThinSec_1

A. Ahogo lento B. Ahogo rápido C. No se logró bajo balance

BR7-25-11 BR7-18-12 BR7-22-12

BR7-18-7

BR7-18-2BR7-33-8

BR7-22-2BR7-25-4

la invasión del fluido utilizado durante la ejecu-ción de los disparos. La creación de un túnel losuficientemente limpio para permitir que seforme un revoque de filtración efectivo puede sermás beneficiosa para la prevención del daño engeneral, que tratar de crear un disparo suma-mente limpio, lo que posiblemente se traduzca enuna mayor pérdida de filtrado en la formación. Elexamen de las muestras SEM impregnadas conresinas de epoxi pulidas, proporcionó evidenciasadicionales acerca de que es necesario lograr unbajo balance dinámico durante las operacionesde disparos efectuadas en condiciones de sobrebalance, a fin de minimizar el daño a la permea-bilidad.

Los datos obtenidos de estos estudios exten-sivos indican que en condiciones de sobrebalance, las características del fluido, el métodoutilizado para ahogar y aislar la zona de losdisparos , y el logro de una condición de bajobalance dinámico durante la ejecución de los

disparos, inciden considerablemente en laproductividad final del pozo (arriba). Una estra-tegia optimizada de operaciones de disparos encondiciones de sobre balance debe incluir unfluido adecuado, capaz de formar rápidamenteun revoque de filtración, logrando al mismotiempo una condición de bajo balance dinámicodurante el proceso.

En el campo con un fluido de ahogo rápidoChina National Offshore Oil Corporation(CNOOC), Chevron y Eni, la compañía opera-dora, son socios en el desarrollo de los camposde petróleo y gas de HZ, y operan como el Grupode Operadores CACT en el Mar del Sur de China.Los campos de HZ están compuestos básica-mente por areniscas delgadas, apiladas, en lasque se puede lograr suficiente productividad conun solo pozo mezclando la producción de arenis-cas múltiples, mediante la perforación de pozoshorizontales, o con ambas opciones juntas.

Tradicionalmente, las operaciones de dispa-ros con sistemas de pistolas bajados con latubería de producción (TCP) han sido efectuadaspreferentemente en zonas de producción de granespesor. Sin embargo, los ingenieros del grupoCACT descubrieron que las pistolas bajadas den-tro de la tubería de revestimiento y operadas concable, constituyen una alternativa económicapara las zonas de producción más delgadas, dis-persadas a lo largo de un intervalo grande.12 Enestos pozos, las operaciones múltiples con dichaspistolas suelen efectuarse con un leve sobrebalance porque es más fácil y más seguro desdeel punto de vista operacional.

Las operaciones de disparos previas, queincluyen métodos de disparos en condiciones debajo balance y utilizan sistemas de pistolas baja-dos con la tubería de producción y bajo balancede presión estática de pozo, requerían tiempo deequipo de perforación adicional, aumentando sucomplejidad. En muchos casos, las operacionesde disparos efectuadas en condiciones de bajobalance de presión estática han dado como re -sultado pozos con desempeños deficientes,probablemente porque el daño mecánico indu-cido por los disparos no ha sido adecuadamenteremovido. Además, cuando se utilizan los siste-mas TCP, a menos que se perfore suficiente pozoextra (ratonera) para permitir que las pistolascaigan hasta el fondo del pozo, éste debe matarsepara poder recuperar las pistolas, lo que genera elriesgo de daño por invasión del fluido de termina-ción posterior a los disparos. Para minimizar elcosto, simplificar las operaciones y minimizar eldaño de los disparos, el grupo CACT optó por dis-parar la mayoría de los pozos nuevos y redispararlos pozos existentes en condiciones de sobrebalance, utilizando pistolas bajadas dentro de latubería de revestimiento y operadas con cable.

Después de estudiar los pozos candidatos, eldepartamento de yacimientos y producción delgrupo CACT, trabajando con los ingenieros deSchlumberger y MI-SWACO, optó por probar dosnuevas tecnologías de terminación para las ope-raciones de disparos en condiciones de sobrebalance: el sistema PURE y el fluido CLEANPERF,un fluido para operaciones de disparos no inva-sivo. Se esperaba que estas tecnologías mejoraranla eficiencia de las operaciones de terminación depozos.

24 Oilfield Review

> Selección de un fluido para la operación de disparos. La eficiencia del flujo en los núcleos para cadafluido probado, está indicada por el proceso y se clasifica según la eficiencia del flujo en los núcleos(CFE). En la arenisca Castlegate (extremo superior) y en la arenisca Berea (extremo inferior), un fluidoa base de aceite, combinado con el proceso de ahogo rápido (púrpura) y el bajo balance dinámico,produjo los resultados más favorables; los valores CFE más elevados indican el menor grado de dañoproducido por los disparos. El proceso de ahogo posterior (azul) y las pruebas en las que no se logróun bajo balance dinámico (amarillo) produjeron el mayor grado de daño.

1.0

1.2

0.8

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CFE,

PI m

edid

o/PI

idea

l

KCOOHKP

KCOOHKP

KCOOHKP

OBM OBM OBM OBM Saldimensionada

Saldimensionada

0.7

0.8

0.9

0.6

0.5

0.3

0.4

0.2

0.1

0

CFE,

PI m

edid

o/PI

idea

l

OBM OBM OBM

Arenisca Berea

Arenisca Castlegate

Saldimensionada

Saldimensionada

Ahogo rápido con bajo balance dinámicoAhogo lento con bajo balance dinámicoAhogo posterior con bajo balance dinámicoAusencia de bajo balance dinámico

12. Pizzolante I, Grinham S, Xiang T, Lian J, Khong CK,Behrmann LA y Mason S: “Overbalanced PerforatingYields Negative Skin Values in Layered Reservoir,”artículo SPE 104099, presentado en la Conferencia yExhibición Internacional del Petróleo y del Gas, China,Pekín, 5 al 7 de diciembre de 2006.

Verano de 2007 25

Para probar el diseño del nuevo sistema de dis-paros, los ingenieros planificaron comparar losresultados de las operaciones de reterminación enel Pozo 1, utilizado como pozo de referencia, conlos obtenidos en el Pozo 6 recién terminado. No sedisponía de datos de incremento de presión delPozo 1 de referencia, de manera que se analizó elíndice de productividad (PI) para estimar su fac-tor de daño de terminación. Se corrió una herra-mienta de Adquisición de Registros de ProducciónPLT en el pozo después de la terminación, paradeterminar las tasas de flujo de todas las capascuando el corte de agua se encontraba en su puntomás bajo. La evaluación PLT del pozo de referen-cia para las cuatro capas disparadas con pistolasbajadas con cable y el sistema PURE, con un sobrebalance de aproximadamente 1.3 MPa [188 lpc],indicó que las permeabilidades variaban de 9.4 a1,605 mD, y los factores de daño, entre 0 y –0.97.

Si bien el Pozo 1 de referencia y el Pozo 6fueron disparados utilizando el sistema PURE,en cada uno se utilizó un fluido diferente. En elPozo 1 de referencia, los ingenieros utilizaron elsistema de fluidos CLEANPERF, mientras que elPozo 6 fue disparado utilizando una píldora deahogo típica a base de polímero.

M-I SWACO diseñó el sistema de fluidosCLEANPERF para utilizarlo con el sistema dedisparos PURE de Schlumberger, fundamental-mente para operaciones de disparos efectuadasen condiciones de sobre balance. El fluido proveeuna barrera de baja permeabilidad que limita lainvasión profunda de sólidos y de fluidos dentrodel yacimiento, a lo largo de los túneles, inmedia-tamente después de ejecutados los disparos. Paraayudar a minimizar aún más el daño posterior ala ejecución de los disparos, el sistema refluyefácilmente sin necesidad de tratamiento confines de remediación durante la producción.

Los fluidos CLEANPERF están diseñadospara cada aplicación específica en base a diver-sos criterios, incluyendo las características delas formaciones y los diferenciales de presiónesperados. La provisión de la densidad adecuadapara el logro del sobre balance requerido; elestablecimiento rápido de un sello delgado, debaja permeabilidad, a través de la formación;permitir el desarrollo de fuerzas de adhesión ycohesión mínimas dentro del sello para facilitarla liberación uniforme desde la formación y laremoción durante el contraflujo; el manteni-miento de la estabilidad termal durante elperíodo en que el sistema se encuentra en elpozo antes de las operaciones de producción; yla compatibilidad química con las cargas utiliza-das en los disparos, son elementos crucialespara cada diseño.

Los datos obtenidos de los análisis de seccio-nes delgadas del material de núcleos, provistospor el grupo CACT, ayudaron a los ingenieros adiseñar una mezcla adecuada de agentes de obtu-ración para sellar efectivamente todo el rango deporos presentes en la formación. Los ingenierosoptaron por utilizar un sistema CLEANPERF abase de agua para el Pozo 1. El fluido para lasoperaciones de disparos fue formulado uti -lizando un 4.21% por volumen de agentes deobturación dimensionados, y dos aditivos deinhibición de arcillas diferentes. Para asistir enla limpieza del revoque de filtración, se agrega-ron químicos con el fin de reducir la adhesióndel revoque de filtración a la pared de los túne-les. El fluido contenía además un viscosificadorbiopolimérico, un aditivo de control de filtracióna base de almidón, y estabilizadores para el pH yla actividad microbiana.

En el campo, los ingenieros dispararon elPozo 1 utilizando el sistema PURE y el fluidoCLEANPERF, y luego compararon los resultadosde la eficiencia de los disparos con los del Pozo 6.Los factores de daño de terminación medidosfueron evaluados en función de los factores dedaño de terminación modelados utilizando elsoftware de análisis de las operaciones de dispa-ros SPAN de Schlumberger. Se estableció elpunto de referencia en el límite técnico para laeficiencia de los disparos, definida mediante elmodelado del factor de daño de terminación-dis-paros de una zona triturada, totalmente limpia.Los ingenieros compararon el factor de daño determinación medido para el Pozo 1 de referencia,obtenido de la ecuación del PI, con el del Pozo 6obtenido de las pruebas de yacimientos de capasmúltiples. El valor ideal del factor de daño determinación modelado para el Pozo 1 de referen-cia fue de aproximadamente –1.38, mientras queel factor de daño de terminación simulado,basado en los resultados de campo, fue de –1.37;valor cercano al ideal. El valor ideal del factor dedaño de terminación modelado para el Pozo 6(Capa A – 40) fue de aproximadamente –1.85,mientras que el factor de daño de terminaciónsimulado, basado en los resultados de campo, fuede –0.97, lo que indica que el factor de daño determinación fue un 48% menor que los resultadosóptimos modelados (arriba, a la derecha).

Los datos de ambos pozos fueron clasificadosy analizados cuidadosamente. Teniendo encuenta la importancia de los datos de laboratorio(analizada anteriormente en este artículo), losingenieros llegaron a la conclusión de que dadoque ambos pozos fueron disparados utilizando elsistema PURE, y todos los demás parámetroseran relativamente iguales, existía una gran pro-

babilidad de que el mejoramiento de la eficienciade terminación del Pozo 1 se debiera a la utiliza-ción del fluido no invasivo CLEANPERF.

El tercer elemento del diseño de las operaciones de disparosSi bien los datos de campo siguen siendo algolimitados, la investigación presentada en esteartículo indica que los ingenieros cuentan ahoracon las herramientas necesarias para formularuna estrategia de disparos optimizada. Comosucede con muchas actividades de la industriade E&P, los fluidos creados por el hombre, pre-sentes en el pozo durante las operaciones determinación, poseen un efecto directo sobre laeficiencia y productividad finales.

Los fluidos para las operaciones de disparosadecuados con fines específicos, correctamentediseñados, se muestran muy prometedores paraayudar a los operadores a mejorar el retorno de susinversiones relacionadas con las operaciones dedisparos. Es casi indudable que los elementos deuna estrategia de disparos optimizada: orientaciónóptima de las pistolas de disparos, disparos en con-diciones de bajo balance dinámico y nuevos fluidos,crecerán a medida que transcurra el tiempo. Pero,por ahora, la incorporación de fluidos diseñadoscon fines específicos representa un cambio radical,fácil de adoptar, en el diseño y la ejecución de lastécnicas de disparos modernas. —DW

> Mejoramiento del daño mecánico con un fluidoadecuado con fines específicos. Los datos obte -nidos de la prueba de campo y de los cálculos delPI indican que para el Pozo 1 de referencia, dis -parado con el fluido CLEANPERF, los resulta dosreales (púrpura) se equipararon con las estima cio -nes de la planeación (verde). Comparativa mente,los resultados del Pozo 6 disparado con un fluidode ahogo convencional, fueron un 48% más bajosque los resultados óptimos modelados.

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Pozo 1 dereferencia Pozo 6

Resultados óptimos modelados

Resultados de campo reales

48%

26 Oilfield Review

Reducción del riesgo exploratorio

José Camara AlfaroPemexTampico, México

Chris Corcoran Shell Exploration and ProductionHouston, Texas, EUA

Kevin DaviesChevronLondres, Inglaterra

Francisco González PinedaPemexReynosa, México

Gary HampsonChevronSan Ramón, California, EUA

David HillGatwick, Inglaterra

Mike HowardBHP BillitonHouston, Texas

Jerry KapoorNick MoldoveanuHouston, Texas

Ed KraghCambridge, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Robert Balaguer y Mario Kieling, Río deJaneiro; Andy Coutts, Patricia Marçolla, Raúl Terán y David Wilson, Houston; Alberto De Anda, Ciudad deMéxico; Richard Harding, BHP Billiton, Houston; y Richard Salter, Kuala Lumpur.Q-Fin y Q-Marine son marcas de Schlumberger.

Con el incremento de la demanda energética y la producción de los campos maduros

en declinación, las compañías de petróleo y gas están expandiendo sus actividades de

exploración a áreas cada vez más desafiantes; aguas profundas, debajo de estructuras

salinas y basaltos, y yacimientos carbonatados. Estos ambientes a menudo producen

imágenes sísmicas sombrías; sin embargo, la moderna tecnología de sísmica marina

ahora puede proporcionar resultados de alta calidad para reducir el riesgo en estos

ambientes.

Verano de 2007 27

La exploración en busca de petróleo y gas es unnegocio riesgoso. Los levantamientos de sísmica3D, probablemente, han hecho más aportes quecualquier otra tecnología moderna para mitigaresta realidad, incrementando la probabilidad deéxito de las operaciones de perforación. En lasdécadas de los años 1970 y 1980, antes de la utili-zación de los levantamientos 3D, el índice de éxitode las operaciones de perforación de pozos explo-ratorios en EUA era de aproximadamente 25%.Cuando las compañías de E&P comenzaron autilizar los levantamientos 3D en forma generali-zada, el índice de éxito de los pozos exploratoriosse incrementó hasta alcanzar casi un 50% en elaño 2005, y para los pozos de desarrollo, eseíndice llegó al 88%.1 Si bien los avances registra-dos en otras tecnologías, tales como perforación,LWD, visualización y envío de datos en tiemporeal, también han contribuido al logro de estosíndices de éxito, los exploracionistas atribuyen elmayor impacto a los métodos de sísmica 3D.

Si bien las aplicaciones de sísmica 3D condu-jeron a un mejoramiento del éxito general de lasoperaciones de perforación de pozos explorato-rios, en ciertas situaciones el índice de éxitosigue siendo bajo. Por ejemplo, en el año 2006,de 119 pozos de exploración perforados en aguasprofundas del Golfo de México—a profundida-des de agua de más de 300 m [1,000 pies]—sólo11 fueron descubridores.2 Este índice de éxitodel 10% es típico de las operaciones de perfora-ción exploratoria en aguas profundas del Golfode México de la última década.3 Con un costopor pozo de aguas profundas de hasta US$ 100millones, no sorprende que las compañías depetróleo y gas procuren hallar maneras de redu-cir el número de pozos secos.

Muchas compañías consideran inaceptableel nivel de riesgo actual. Entre 1996 y 2000, lascompañías operadoras adquirieron 3,000 conce-siones en el Golfo de México, de las cuales sólose perforó el 8%.4 En virtud de que la gran de -manda de equipos de perforación impedirá quelos costos de perforación disminuyan en elfuturo cercano, los operadores aguardan avancestecnológicos adicionales para incrementar suprobabilidad de éxito.

Los levantamientos de sísmica 3D que tantohicieron para mejorar los índices de éxito de lasoperaciones de perforación en tierra y en aguassomeras, no siempre son adecuados para laexploración en aguas profundas y en otras áreasproblemáticas, tales como debajo de fondosmarinos duros, o debajo de capas salinas, basál-ticas y carbonatadas. La geología compleja y lapresencia de capas altamente refractivas produ-cen el fenómeno de curvatura de rayos que haceque las ondas sísmicas no alcancen ciertas por-

ciones del subsuelo. Además, el ruido causadopor los reflectores cercanos a la superficie puedeenmascarar las señales débiles que retornandesde las formaciones profundas.

Las imágenes de áreas prospectivas subsalinasde aguas profundas han sido particularmentedifíciles de generar correctamente. Si bien en laúltima década se descubrieron numerosos cam-pos petroleros en el Golfo de México utilizandotecnología de sísmica 3D—Atlantis, Mad Dog,Neptune, Puma, Shenzi y Tahiti son algunos deesos campos que en conjunto alojan varios milesde millones de barriles de petróleo—sólo unapequeña parte de esos recursos se encuentra endesarrollo (arriba). En algunos casos, la calidadde los datos sísmicos puede haber servido paralos propósitos de exploración, pero quizás no seasuficientemente buena para crear modelos pre-cisos para el desarrollo de los yacimientos.

Las mejoras producidas recientemente en laadquisición y análisis de datos sísmicos puedenconstituir la respuesta para el logro de imágenessísmicas suficientemente buenas para reducir elriesgo de perforar pozos en estas áreas com -plejas. Este artículo explica cómo las nuevas

prácticas relacionadas con la adquisición delevantamientos y el análisis de datos estánmejorando la información obtenida con loslevantamientos marinos de sísmica 3D. Describi-mos las innovaciones en materia de iluminaciónsísmica, posibilitadas a través de la investigaciónde los objetivos sísmicos desde diversos ángulos yanalizamos las nuevas configuraciones de fuentesy receptores, alineadas verticalmente, que estánincrementando la calidad de la señal sísmica enáreas en las que resulta difícil obtener represen-taciones del subsuelo. Los avances producidos enmateria de representación del subsuelo tambiénhan ayudado a reubicar los pozos de desarrollo enun yacimiento carbonatado marino y en un campode petróleo pesado de aguas profundas. Algunosejemplos del Golfo de México, el Oeste de las IslasShetlands, y el área marina de México demues-tran cómo las mejoras en la tecnología de sísmicamarina están reduciendo el riesgo de perforación.

Levantamientos marinos de sísmica típicosUn levantamiento marino de sísmica 3D típico esadquirido con una embarcación que remolca unaserie de fuentes sísmicas, constituidas por caño-

1. Crude Oil and Natural Gas Exploratory Wells (PozosExploratorios de Petróleo Crudo y Gas Natural), Selected Years (Años Seleccionados) 1949–2005,http://www.eia.doe.gov/emeu/aer/pdf/pages/sec4_13.pdf(Se accedió el 25 de febrero de 2007).Crude Oil and Natural Gas Exploratory and DevelopmentWells (Pozos Exploratorios y Pozos de Desarrollo dePetróleo Crudo y Gas Natural), Selected Years (AñosSeleccionados) 1949–2005, http://www.eia.doe.gov/emeu/aer/pdf/pages/sec4_11.pdf (Se accedió el 25 defebrero de 2007).Farris A: “Guest Editorial: Emerging Technology and ItsImpact on the Industry,” JPT Online (Octubre de 2006),http://www.spe.org/spe/jpt/jsp/jptmonthlysection/0,2440,1104_11038_5742058_5742529,00.html (Se accedióel 26 de febrero de 2007).

2. Paganie D: “Deepwater GoM Key with 50 Bboe of Undis-covered Reserves,” Offshore 67, no. 1 (Enero de 2007): 46,

http://www.offshore-mag.com/display_article/283060/9/ARCHI/none/none/Deepwater-GoM-key-with-50-Bboeof-undiscovered-reserves/ (Se accedió el 29 de marzo de 2007).

3. “Deepwater Gulf of Mexico 2006: Interim Report of 2005Highlights,” Departamento del Interior de EUA, Serviciode Administración de Minerales, Región OCS del Golfo deMéxico, http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/techann/2006/2006-022.pdf (Se accedió el 27 de febrerode 2007).“Deepwater Gulf of Mexico 2005: Interim Report of 2004Highlights,” Departamento del Interior de EUA, Serviciode Administración de Minerales, Región OCS del Golfo deMéxico, http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/techann/2005/2005-023.html (Se accedió el 27 de febrerode 2007).

4. Paganie, referencia 2.

> Descubrimientos subsalinos recientes en el Golfo de México, que contienen miles de millones debarriles de petróleo.

Nueva OrleánsHouston

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HidrófonoBrújulaFlotación

Cable sísmicoFuente

Celda

nes de aire, y cables sísmicos marinos o cablesinstrumentados con receptores. La embarcación“navega” en una dirección predeterminada porencima de un objetivo del subsuelo, los cañonesde aire emiten la energía sísmica y los receptoresregistran las señales que se propagan desde lasfuentes hasta los reflectores del subsuelo yregresan a la superficie. El proceso se repite conincrementos espaciales definidos, hasta haberregistrado el número de trazas sísmicas requeri-das (abajo).

Los estándares actuales de la adquisición sís-mica han evolucionado, pasando del remolque deun solo cable sísmico marino en la década de1970, con tiempos de espera de 10 minutos entrelos puntos de disparo con dinamita, a las opera-ciones altamente eficientes de los levantamientosmodernos.5 Ahora, las embarcaciones remolcansimultáneamente entre ocho y diez cables sísmi-cos, separados por una distancia de 50 a 150 m[160 a 490 pies]. Cada cable sísmico puede tener

entre 6 y 8 km [4 y 5 millas] de longitud. Lafuente consiste de un conjunto de 12 a 18 caño-nes de aire y puede ser disparada cada 10 a 20segundos. Estos valores generales son válidospara muchos levantamientos 3D, pero los pará-metros de adquisición exactos variarán según elplan del levantamiento, que equilibra los objeti-vos geofísicos con las restricciones económicas.6

El plan del levantamiento especifica ademásla profundidad a la cual deberían remolcarse lasfuentes y los cables sísmicos para minimizar elruido y maximizar la señal. El hecho de remolcarlos cables sísmicos a profundidad somera—menos de 8 m [26 pies]—permite preservarmejor el contenido de alta frecuencia de la señalsísmica, pero afecta el contenido de baja frecuen-cia y además incrementa el ruido producido porel oleaje y las condiciones climáticas. El remol-que a mayor profundidad permite retener mejorel contenido de baja frecuencia, incrementandode ese modo la profundidad de penetración, pero

a expensas de sacrificar el contenido de alta fre-cuencia. La profundidad de remolque habitualpara los cables sísmicos marinos es de menos de10 m [33 pies].

Para la determinación de la profundidad deremolque de la fuente se deben tener en cuentacompensaciones similares. Los conjuntos decañones de aire son remolcados habitualmente auna profundidad de entre 5 y 10 m [16 y 33 pies],dependiendo del ancho de banda de frecuenciasrequerido.

Otro aspecto del proceso de adquisición sís-mica marina típico es la recolección de lasseñales de un grupo de receptores para formaruna sola traza registrada. Los cables sísmicosestándar arrastran cientos de grupos de recepto-res de 12 a 24 hidrófonos, espaciados entre 0.5 y1 m [1.6 y 3.3 pies] uno respecto del otro, quealimentan un canal de registro único. En princi-pio, la suma de las trazas para formar un grupoantes de efectuar el registro mejora la relación

28 Oilfield Review

> Adquisición de un levantamiento marino de sísmica 3D típico. Una embarcación que remolca fuentes y cables receptores navega por encima del objetivo,en una dirección especificada por el plan del levantamiento (extremo inferior). La longitud de cada enlace incluye una distancia adicional para permitir queel cable sísmico se enderece después de cada viraje. El objetivo se subdivide en “celdas” o áreas pequeñas que son tratadas como puntos de reflexión conel fin de procesar los datos. La mayoría de los proyectos sísmicos marinos adquieren datos con una cobertura azimutal que depende del desplazamiento,o la distancia entre la fuente y el receptor. El azimut (extremo superior) es el ángulo formado, en el conjunto de fuente, entre la línea de navegación y ladirección con respecto a un receptor dado. Para algunos receptores cercanos a la parte delantera de los cables sísmicos, los desplazamientos son cortosy los azimuts son grandes, pero dado que la longitud de los cables sísmicos es mucho más grande que el ancho cubierto por los cables, la mayoría de losrayos sísmicos viaja con un azimut pequeño o casi paralelo a la línea de navegación.

Verano de 2007 29

señal-ruido. Pero este proceso puede dañar demanera irreparable la fidelidad de la señal yreducir la eficacia de los pasos de procesa-miento destinados a atenuar el ruido.

Las dos ventajas principales de este conjuntode fuentes y receptores son la eficiencia deadquisición de datos en la mayoría de los objeti-vos del subsuelo—la industria sísmica marina seha erigido en torno a este método—y la capaci-dad para obtener imágenes adecuadas a travésde los pasos de procesamiento estándar. Las des-ventajas se vuelven claras cuando se realizanlevantamientos en áreas problemáticas o bajocircunstancias no tan óptimas. Las imágenespueden ser tenues o imposibles de interpretar. Elruido generado en los cables sísmicos por lascondiciones climáticas y el estado del mar, puedecontaminar el registro sísmico en todos los ni -veles . Para complicar aún más las cosas, lasplataformas y demás estructuras marinas puedenobstruir el trayecto de las embarcaciones sísmi-cas, creando discontinuidades en la coberturaque deben ser compensadas con disparos ytiempo de levantamiento adicionales. Y la alinea-ción estrecha entre los conjuntos de fuentes yreceptores limita la cobertura azimutal , lo quesignifica que el yacimiento es ilu minado desdeuna dirección solamente.7

El sistema de sísmica Q-Marine que incorporasensores unitarios calibrados, introducido en elaño 2000, ha superado varias de estas limitacio-nes.8 En lugar de registrar señales provenientesde la formación de grupos analógicos, el sistemaQ-Marine registra señales de receptores indivi-duales. Esta característica mejora el muestreoespacial tanto del ruido como del campo de ondadeseado, lo que se traduce en diversas ventajascon respecto al método de adquisición convencio-nal. Los levantamientos Q-Marine han ampliadoel ancho de banda en un valor promedio del 40%,en comparación con la tecnología de formaciónde grupos analógicos, incrementando de estemodo la resolución de las imágenes sísmicas. Elruido del cable sísmico puede muestrearse ade-cuadamente, permitiendo que las técnicas deprocesamiento de señales sísmicas lo suprimansin dañar el ancho de banda de la señal. Esto per-mite adquirir datos sísmicos de alta calidad,incluso en condiciones climáticas adversas,reduciendo de este modo el tiempo inactivo rela-cionado con el clima.

Las mejoras adicionales, tales como la dispo-nibilidad de fuentes repetibles y calibradas, y lacapacidad para posicionar y orientar los cablessísmicos con alta precisión y repetibilidad, sehan traducido en representaciones de subsuelode mayor resolución. No obstante, en ciertasáreas, aún se requieren mejoras adicionales.

Nuevas direcciones en levantamientos marinosLa mayoría de los levantamientos marinos de sís-mica—incluyendo los levantamientos Q-Marine—adquieren datos a lo largo de corredores queincluyen una cobertura azimutal estrecha, y porende iluminan el objetivo esencialmente desdeuna dirección. Si todas las capas del subsuelofueran planas y uniformes, los levantamientoscon cobertura azimutal estrecha proporcionaríanimágenes adecuadas. No obstante, en las áreas deinterés de la industria de E&P, los objetivos delsubsuelo y de los estratos de sobrecarga rara vezson planos y uniformes. En estos casos, la desven-taja de la iluminación con cobertura azimutalestrecha puede demostrarse por analogía. Si sedirige un rayo de luz sobre un paisaje irregular seproducen sombras detrás de las montañas y den-tro de las depresiones. Pero, si la luz es dirigidadesde una dirección diferente, las áreas que seencontraban en sombra se iluminan.

Si bien estos levantamientos se conocencomo levantamientos con cobertura azimutalestrecha, la mayoría de los levantamientos mari-nos adquieren datos sísmicos con rangos deazimut que dependen del desplazamiento o dis-tancia entre fuentes y receptores. Para algunosdesplazamientos cortos, el rango de azimutpuede ser amplio, pero para la mayoría de losdesplazamientos, los azimuts caen dentro de unrango estrecho—de aproximadamente 10° aambos lados de la línea de navegación. Dado quelas trazas con cobertura azimutal amplia y des-plazamientos cortos no son adquiridas en grannúmero, no contribuyen demasiado a la imagencomputada utilizando el procesamiento están-dar. Por lo tanto, un objetivo cubierto con unlevantamiento de este tipo es iluminado bási -camente por los rayos provenientes de una

cobertura azimutal estrecha, lo que genera unarelación señal-ruido deficiente y una resoluciónsísmica subóptima. La mayoría de los diseños delevantamientos con cobertura azimutal estrechaintentan compensar la falta de cobertura azimu-tal a través del muestreo redundante del mismopunto del subsuelo o celda.9 Incrementando elnúmero de trazas por celda, es posible mejorarla relación señal-ruido.

Un tipo especial de ruido que invade todoslos levantamientos de sísmica se conoce con elnombre de “múltiple.” Las múltiples son rever-beraciones presentes entre las interfaces conaltos contrastes de impedancia acústica, comosucede entre la superficie del mar y el fondo delmar, o entre la superficie terrestre y la base deuna capa de roca no consolidada (arriba). Apa-recen en una sección sísmica como arribosposteriores y, por ende, son fáciles de confundircon reflexiones profundas. Dado que las múlti-ples poseen velocidades que pueden ser máslentas, iguales, o más rápidas que la de la señaldeseada, son difíciles de suprimir a través delfiltrado y el apilamiento.10 Los esfuerzos signi -ficativos realizados para eliminar múltiples

5. “Why Norwegian Seismic Is Still Running in AndersFarestveit’s Direction,” First Break 24 (Diciembre de2006):11–14.

6. Vermeer GJO: 3–D Seismic Survey Design. Tulsa: Sociedad de Geofísicos de Exploración, 2002.

7. Azimut es el rumbo entre la fuente y el receptor. 8. Christie P, Nichols D, Özbek A, Curtis T, Larsen L, Strudley

A, Davis R y Svendsen M: “Elevación de los estándaresde calidad de los datos sísmicos Oilfield Review 13, no. 2(Otoño de 2001): 16–31.

9. Una celda (bin) es el área de la superficie del objetivo,habitualmente de 25 m por 25 m [82 pies por 82 pies], a la que se asignan las trazas sísmicas de acuerdo con su punto medio común (CMP).

10. Apilamiento (stacking) es la suma de las señales sísmicasy se realiza para mejorar la relación señal-ruido.

> Reflexiones múltiples o múltiples. Después de dejar la fuente, la energía sís -mica se puede reflejar varias veces antes de arribar al receptor. A diferenciade las otras, la múltiple fantasma viaja en forma ascendente antes de refle -jarse. La energía de las múltiples agrega ruido a los registros sísmicos.

Reflexiónprimaria

Reflexiónfantasma

Múltiples cercanasa la superficie

Múltiple detrayecto largo

relacionadas con la superficie (SRME) se tradu-jeron en técnicas de procesamiento que mejoranla calidad de los datos, pero el modelado hademostrado que se pueden lograr mejoras supe-riores en la atenuación de múltiples mediante elincremento de la cobertura azimutal.11

La cobertura azimutal de un levantamientopuede incrementarse de distintas maneras. Unaforma es repetir un levantamiento estándar, enuno o más azimuts, creando un levantamientocon cobertura azimutal múltiple (arriba). Loslevantamientos con cobertura azimutal múltipleadquiridos de esta forma incrementan tanto elapilamiento (fold) como la cobertura azimutal.Un levantamiento de este tipo ha sido adquiridoen el Delta del Nilo, en el Mar Mediterráneo.12

Levantamientos con cobertura azimutal ampliaOtra forma de incrementar la cobertura azimutalen un corredor más amplio por encima del obje-tivo, consiste en desplazar la fuente sísmica conrespecto a la línea de navegación de la embarca-ción que remolca los cables sísmicos; esto seconoce como levantamiento con cobertura azi-mutal amplia (WAZ). Los levantamientos concobertura azimutal amplia requieren al menos dosembarcaciones fuente, además de la embarcaciónque remolca el o los cables sísmicos, y algunos

pueden adquirirse con embarcaciones múltiplespara mejorar la eficiencia de la adquisición.

El mejoramiento que aporta la adquisiciónde levantamientos WAZ a la iluminación de lasestructuras subsalinas puede verse en un ejem-plo de modelado en el que un objetivo horizontalplano, situado por debajo de una estructurasalina compleja, es investigado mediante levan-tamientos con cobertura azimutal estrecha yamplia (próxima página). En el caso del levanta-miento con cobertura azimutal estrecha, elnúmero de aciertos o veces que la energía sís-mica alcanza un punto en el objetivo, es en todaspartes menor que en el caso de los levantamien-tos con cobertura azimutal amplia. En amboscasos, algunas porciones del objetivo nunca sonalcanzadas por la energía, pero se observanmenos desaciertos en el caso de los levanta-mientos de cobertura azimutal amplia. Ademásde este método de trazado de rayos básico, enlos estudios de iluminación se utilizan técnicasde modelado de la ecuación de onda y por dife-rencias finitas.

En el año 2001, en el sector noruego del Mardel Norte, BP y Petroleum Geo-Services (PGS)probaron el concepto de cobertura azimutal am -plia, incluyendo un apilamiento alto y uti lizandoembarcaciones múltiples; en los levantamientos

previos se habían adquirido datos en direccionesmúltiples.13 Los resultados del levantamiento de2001 indicaron un mejoramiento de la atenua-ción del ruido con el incremento de la coberturaazimutal. Desde entonces, el método creció encomplejidad y halló aplicación práctica. BP efec-tuó el primer levantamiento WAZ del Golfo deMéxico con la contratista de servicios de sísmicaVeritas, en el Campo Mad Dog, en los años 2004 y2005.14

En el año 2006, Shell Exploration adquirió conWesternGeco un levantamiento WAZ con cablesísmico remolcado en un objetivo profundoubicado por debajo de una estructura salina com-pleja en un área de aguas profundas del Golfo deMéxico.15 El área prospectiva se encuentra en untirante de agua (profundidad del lecho marino)de 1,160 m [3,800 pies], y el pozo descubridor fueperforado hasta una profundidad total de 8,965 m[29,414 pies].

El propósito del diseño del levantamiento erasatisfacer diversos objetivos aparentemente incom-patibles: iluminación completa, supresión óptimadel ruido y procesamiento fácil y económico. Ellogro de estos objetivos requería una coberturaazimutal amplia para iluminar los objetivos situa-dos por debajo de la sal, un proceso de muestreorelativamente uniforme, la minimización de las

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Cobertura azimutal estrecha Cobertura azimutal múltiple Cobertura azimutal amplia Cobertura azimutal rica

> Geometrías de adquisición tradicionales y nuevas (extremo inferior) y gráficas de distribución por azimut y desplazamiento (extremo superior). Una formade graficar la distribución por azimut y desplazamiento es a través de un “diagrama de roseta.” El número de trazas registradas en una pareja de azimut-desplazamiento en particular se grafica en color, correspondiendo el desplazamiento a la distancia desde el centro y el azimut, al ángulo con respecto a laparte superior del círculo. Los colores varían del púrpura y el azul oscuro para un número escaso de trazas, al verde, el amarillo y el rojo para un número detrazas considerable. De izquierda a derecha: los levantamientos marinos tradicionales se adquieren en un azimut y producen datos con una distribuciónpor azimut y desplazamiento estrecha. Los levantamientos con cobertura azimutal múltiple se adquieren en múltiples direcciones, y poseen distribucionespor azimut y desplazamiento agrupadas a lo largo de los azimuts asociados con las líneas de navegación del levantamiento. Los levantamientos con cober -tura azimutal amplia se adquieren en una sola dirección pero con embarcaciones fuente adicionales, lo que incrementa el azimut para muchos desplaza -mientos. Los levantamientos con cobertura azimutal rica combinan los conceptos y las ventajas de los levantamientos con cobertura azimutal múltiple ycon cobertura azimutal amplia. (Adaptado a partir de Kapoor et al, referencia 21.)

Verano de 2007 31

ineficiencias—tales como sobre-redundancia enel muestreo—y la consideración de las li mi -taciones prácticas, tales como el número deembarcaciones disponibles para el levantamientoy el número de pasadas del cable sísmico.

Existen cuatro parámetros críticos para eldiseño de un levantamiento WAZ. El primero esel máximo desplazamiento en la direcciónperpendicular a la dirección de la adquisición(crossline offset), que es la mayor separaciónentre la fuente y el receptor en la dirección per-pendicular a la dirección de la adquisición, o ladirección del cable sísmico (inline). El segundoes el intervalo entre las líneas emisoras, que esla distancia entre las líneas emisoras adyacen-tes. El tercero y el cuarto son las dimensionesdel levantamiento y el número de embarca -ciones. El desplazamiento máximo en ladirección crossline y el intervalo entre las líneasemisoras son determinados a partir del modela -do sintético y la migración de los datos sintéticos.16

11. Regone C: “Using 3D Finite-Difference Modeling toDesign Wide Azimuth Surveys for Improved Subsalt Imaging,” Resúmenes Expandidos, 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns, (1° al 6 de octubre de 2006): 2896–2900.

12. Keggin J, Benson M, Rietveld W, Manning T, Cook P y Page C: “Multi-Azimuth 3D Provides RobustImprovements in Nile Delta Seismic Imaging,” First Break 25 (Marzo de 2007): 47–53.Michell S, Summers T, Shoshitaishvili E, Etgen J, RegoneC, Barley B, Keggin J, Benson M, Reitveld W y ManningT: “Multi-Azimuth and Wide Azimuth Towed StreamerAcquisition for Subsalt Imaging in the Gulf of Mexicoand Egypt,” artículo OTC 18829, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007.

13. Widmaier M, Keggin J, Hegna S y Kios E: “The Use ofMulti-Azimuth Streamer Acquisition for Attenuation ofDiffracted Multiples,” Resúmenes Expandidos, 72aReunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, SaltLake City, Utah, EUA (6 al 10 de octubre de 2002): 89–93.Houllevigue H, Delesalle H y de Bazelaire E: “EnhancedComposite 3D Cube Derived from Multi-azimuth 3DMarine Acquisition,” Resúmenes expandidos,61a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europeade Geociéntificos e Ingenieros, Helsinki, Finlandia (7 al 11 de junio de 1999).French WS: "Circular Seismic Acquisition System," US Patent No. 4,486,863 (4 de diciembre de 1984).

14. Threadgold IM, Zembeck-England K, Aas PG, FontanaPM, Hite D y Boone WE: “Implementing a Wide AzimuthTowed Streamer Field Trial: The What, Why and MostlyHow of WATS in Southern Green Canyon,” ResúmenesExpandidos, 76a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de2006): 2901–2904.

15. Corcoran C, Perkins C, Lee D, Cook R, Kapoor J yMoldoveanu N: “Wide-Azimuth Streamer Acquisition for Gulf of Mexico Subsalt Imaging,” artículo OTC 19071,presentado en la Conferencia de Tecnología Marina,Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007.Corcoran C, Perkins C, Lee D, Cattermole P, Cook R yMoldoveanu N: “A Wide-Azimuth Streamer AcquisitionPilot Project in the Gulf of Mexico,” The Leading Edge26, no. 4 (Abril de 2007): 460-468.

16. Corcoran C, Perkins C, Lee D, Cattermole P, Cook R yMoldoveanu N: “Wide-Azimuth Streamer Acquisition for Gulf of Mexico Subsalt Imaging,” ResúmenesExpandidos, 76a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 2910–2914.

> Efecto de la adquisición de levantamientos con cobertura azimutal estrecha y amplia sobre la ilu mi -nación de las estructuras subsalinas. Un cuerpo salino complejo pero realista (extremo superior), de -finido por su tope (dorado) y su base (rosa), sobreyace un horizonte al que se apunta como objetivo(púrpura). Las estructuras salinas se muestran en verde. Los puntos de disparo para ambos levan ta -mientos se encuentran en el rectángulo negro. El mapa de aciertos de la adquisición del levanta mien -to con cobertura azimutal estrecha (centro) muestra el número de trazas que alcanzan el horizonteobjetivo. El mapa de aciertos de la adquisición del levantamiento con cobertura azimutal amplia (ex -tremo inferior) muestra más trazas sísmicas que llegan al horizonte objetivo, con menos áreas siniluminación (blanco).

Puntos de disparo

Prof

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dad,

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020

4060

80100X, km

Y, km

Número de aciertos0 625 1,250 1,875 2,500 3,125 3,750 4,375 5,000

Y, km

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100X, km

40

45

35

30

25

20

15

10

5

0

Y, km

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100X, km

40

45

35

30

25

20

15

10

5

0

La iluminación del objetivo y la atenuación exi-tosa de múltiples son los criterios principalespara la evaluación de los resultados del mode-lado, que deben incluir además el deterioro dela imagen causado por las discontinuidadescreadas cuando los cables sísmicos evitan obs-trucciones de superficie, y la estela o desviacióndel cable sísmico, causada por la intensidad delas corrientes.

Después de evaluar diversas geometrías delevantamiento, Shell seleccionó un programa con-sistente en dos embarcaciones que operan comofuentes duales y una embarcación sísmica queremolca ocho cables receptores espaciados 150 muno con respecto al otro, para lograr un corredorefectivo de 1,200 m [3,937 pies].17 Una embarca-ción navegó al costado de la embarcación queremolcaba los cables, pero a una distancia de 100 m[328 pies] respecto del cable sísmico externo,mientras que la segunda embarcación fuente lohizo detrás de los cables sísmicos, desplazada450 m [1,476 pies] con respecto a la primeraembarcación fuente (arriba). Luego, mientras lasembarcaciones fuente repetían las mismaslíneas emisoras, la embarcación que remolcabalos cables realizaba pasadas adicionales con des-plazamientos de 1,400 m y 2,600 m [4,593 pies y

8,530 pies] respecto de la línea emisora original,repitiendo nuevamente esos desplazamientos, alotro lado de la línea emisora. Cada línea emisorafue adquirida seis veces. Una vez finalizada estacobertura para una línea emisora, el proceso en -tero se desplazó 900 m [2,952 pies] hasta la líneaemisora siguiente, y se reiteró. La gráfica de dis-tribución por azimut y desplazamiento, para estelevantamiento con cobertura azimutal amplia,exhibe una distribución mucho más amplia que lacorrespondiente a un levantamiento con cober-tura azimutal estrecha (próxima página, arriba).

Los datos de este levantamiento piloto concobertura azimutal amplia fueron sometidos aun procesamiento inicial, que consistió única-mente en la atenuación del ruido coherente y lamigración de registro de fuente común, utili-zando un modelo de velocidad preexistente.18

Este conjunto de datos, al que sólo se le aplicó elprocesamiento básico, fue comparado con losdatos de levantamientos con cobertura azimutalestrecha de WesternGeco, procesados en formamás completa, obtenidos de un levantamientode múltiples clientes que cubría la misma área(próxima página, abajo).19 El procesamiento dellevantamiento con cobertura azimutal estrechaincluyó la atenuación del ruido coherente, la

supresión de múltiples SRME y la misma mi -gración utilizando la ecuación de onda que ellevantamiento WAZ. Aún sin la supresión adicio-nal de múltiples, el levantamiento WAZ produjouna imagen más clara de la estructura subsalinaque el levantamiento con cobertura azimutalestrecha, lo que se tradujo en una conclusión mássegura de que las reflexiones provenían de capassubsalinas en lugar de tratarse de múltiples.

El mejoramiento de la claridad es más obvioen el lado izquierdo de la sección, donde los se -dimentos se truncan contra la estructura salinade tipo quilla (salt keel), en la porción central dela sección. Los datos WAZ convencieron a losintérpretes acerca de la presencia de eventos

32 Oilfield Review

17. Corcoran et al, referencia 16.18. La migración por ecuación de onda utiliza un modelo de

velocidad y varias soluciones de la ecuación de onda,que describen la propagación de las ondas a través dela roca. El objetivo es redistribuir la energía sísmicareflejada desde su posición asumida en el punto medioentre la fuente y el receptor hasta su posición verdadera.

19. Los levantamientos de múltiples clientes sonlevantamientos adquiridos por contratistas de serviciosde sísmica en áreas aún no dadas en concesión, queluego se ponen a disposición de múltiples clientes. Parte de los fondos para estos levantamientos puede ser provista por una o más compañías de E&P.

20. Un estructura salina de tipo quilla es lo que queda de la raíz de un cuerpo salino intrusivo, después de que la raíz se separa de la capa salina madre.

Pasada 1

Pasada 2

Pasada 3

Pasada 4

Pasada 5

Pasada 6

Línea emisora 1

Pasada 1

Pasada 2

Pasada 3

Pasada 4

Pasada 5

Pasada 6

Línea emisora 2

Línea emisora 1

Pasada 1 Pasada 2 Pasada 3

Pasada 4 Pasada 6Pasada 5

> Adquisición del levantamiento con cobertura azimutal amplia de Shell.Con dos embarcaciones que actúan como fuentes duales, y una em -barcación que remolca ochos cables receptores, se realizaron seispasadas con desplazamientos variables para cada línea emisora(extremo superior). Para la primera pasada, la embarcación fuenteanterior navegó a lo largo de la línea emisora, mientras que la em bar -cación que remolcaba los cables navegó con el cable sísmico máscercano a una distancia de 100 m. La embarcación fuente posteriornavegó a 450 m de la línea emisora. Para la segunda pasada, las em -barcaciones fuente repitieron la misma línea emisora, y la embarca ciónque remolcaba los cables realizó otra pasada con un desplazamientode 1,400 m con respecto a la línea emisora original y una tercera pasa -da con un desplazamiento de 2,600 m. Las embarcaciones repitieronluego el patrón, al otro lado de la línea emisora (Pasada 4, Pasada 5 yPasada 6). La combinación de esas seis carreras constituyó la adqui -sición de una línea emisora. Después de la adquisición de esa líneaemisora, las embarcaciones pasaron a la línea emisora siguiente, conun desplazamiento de 900 m (extremo inferior izquierdo).

Verano de 2007 33

subsalinos significativos que continúan echado(buzamiento) arriba, hacia la estructura salinade tipo quilla, y que no son múltiples.20

La conclusión de Shell fue que si bien no seiluminaban todas las áreas por debajo de la sal, ellevantamiento WAZ mejoraba la imagen de laestructura sedimentaria subsalina en la mayoríade los lugares. Las múltiples dominantes fueronremovidas sin ningún procesamiento específico.Las pruebas de despoblación, realizadas paradeterminar si podían obtenerse resultados ade-cuados con menos datos, indicaron que en las

áreas subsalinas profundas, las imágenes adquiri-das mediante la remoción de líneas de emisiónalternadas eran casi tan buenas como el conjunto de datos completo. Estas pruebas indicaron ade-más que los datos adquiridos de las fuentes situa-das frente a los cables sísmicos proporcionabanmejores imágenes de las estructuras subsalinasque los datos provenientes de las fuentes situa-das detrás de la embarcación, donde la desvia-ción del cable sísmico posee un mayor impactonegativo. Esta información podría asistir en eldiseño de los levantamientos WAZ futuros.

El levantamiento con cobertura azimutalamplia, consistente en dos fases, fue diseñadopara demostrar el valor de la tecnología WAZ enla exploración de ambientes subsalinos comple-jos. Luego de los resultados exitosos de la primerafase, en cuanto a la representación del subsuelomediante imágenes sísmicas, la segunda fase secanceló y Shell Exploration propuso asegurar laadquisición de un levantamiento de exploraciónWAZ para múltiples clientes en el Golfo de México.

> Distribución por azimut y desplazamiento (izquierda), y parámetros de levantamiento (derecha) para el levantamiento con cobertura azimutalamplia de Shell. El levantamiento se realizó con una cobertura azimutal más amplia que el correspondiente a los levantamientos con coberturaazimutal estrecha.

Núm

ero

de tr

azas

, mile

s

2,643

3,161

2,074

1,297

676

55

Desp

laza

mie

nto,

m

Desplazamiento, m

Azimut

0

5,000

10,000

–5,000

–10,000

–10,000 –5,000 0 5,000 10,000

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Intervalo entre puntos de disparo

Muestreo de puntos de disparo

Separación entre cables sísmicos

Longitud del cable sísmico

Número de cables sísmicos por embarcación

Intervalo entre receptores

Intervalo entre líneas emisoras

Desplazamiento máximo en la dirección inline

Desplazamiento máximo en la dirección crossline

8

9,000 m

150 m

12.5 m

2

2

37.5 m

900 m

150 m x 450 m

9,300 m

4,150 m

6

0.44

Parámetros de adquisición del levantamiento

Número de fuentes en la embarcación fuente anterior

Número de fuentes en la embarcación fuente posterior

Número de pasadas

Relación de anamorfosis (forma)

> Comparación entre las imágenes adquiridas con cobertura azimutal estrecha (izquierda) y con cobertura azimutal amplia (derecha). Los datos del levan -tamiento con cobertura azimutal estrecha fueron procesados completamente con pasos de atenuación de ruido, supresión de múltiples y migración. Losdatos con cobertura azimutal amplia sólo fueron migrados, y tratados con el mismo modelo de velocidad que los datos con azimut estrecho. La imagen co -rrespondiente al levantamiento con cobertura azimutal amplia muestra reflexiones de estructuras subsalinas más claras, especialmente en el lado izquierdode la sección. [Adaptado a partir de Corcoran et al, referencia 15 (Abril de 2007).]

Estructura salina de tipo quilla

Base de la salBase de la sal

Cobertura azimutal amplia y procesamiento básico

Sal Sal

Cobertura azimutal estrecha y procesamiento completo

Sal Sal

Utilizando el conocimiento adquirido delmodelado y de los levantamientos WAZ previos,WesternGeco ha diseñado y adquirido dos levan-tamientos WAZ grandes para ser utilizados pormúltiples clientes (izquierda). Estos levanta-mientos incorporaron mejoras de diseño, talescomo reciprocidad en la dirección crossline—líneas de navegación en direcciones opuestas—yembarcaciones fuente en el extremo anterior, envez del extremo posterior, de los cables sísmicos.21

Además utilizan desplazamientos más grandes enla dirección crossline para una mejor relaciónseñal-ruido, mejor atenuación de múltiples ymejor iluminación.

El primer levantamiento, finalizado en el año2006, cubrió 222 bloques del Golfo de México, o5,183 km2 [2,002 mi2], y desplegó tres embarcacio-nes que operaron como fuente unitaria. Se utiliza-ron diez cables sísmicos de 7,000 m [22,967 pies] enun tendido de 1,200 m [3,936 pies] de ancho, y laslíneas de navegación se corrieron en direccionesrecíprocas. El segundo levantamiento, terminadoen el año 2007, cubrió 252 bloques, o 5,895 km2

[2,278 mi2], y desplegó cuatro embarcaciones queoperaron como fuentes unitarias, incluyendo lasfuentes unitarias de dos embarcaciones remolca-doras de cables sísmicos, con intercalaciones endos direcciones opuestas.

El primer levantamiento WAZ para múltiplesclientes provee imágenes mejoradas, en compa-ración con los levantamientos con cobertura azi-mutal estrecha adquiridos en la misma área. Conun procesamiento mínimo, las nuevas imágenesmuestran mayor claridad y mejor iluminación,especialmente en las áreas situadas por debajode las estructuras salinas (abajo).

34 Oilfield Review

> Dos levantamientos grandes para múltiples clientes con cobertura azimutal amplia, adquiridos porWesternGeco en el Golfo de México. Estos levantamientos incorporan las lecciones aprendidas enlevantamientos previos. El levantamiento correspondiente a la Fase 1, concluido en 2006, fue ad qui -rido con dos embarcaciones fuente y una embarcación para remolcar los cables (extremo superior).La Fase 2, concluida en 2007, utilizó dos embarcaciones fuente y dos embarcaciones para remolcarlos cables (extremo inferior). Tanto en la Fase 1 como en la Fase 2, cada embarcación remolcadora de cables transportaba además una fuente unitaria.

G O L F O D E M É X I C O

Nueva OrleánsHouston

Fase 1: julio a diciembre de 2006

Fase 2: diciembre de 2006 a abril de 2007

Fase 2

Fase 1

Garden Banks

Green Canyon

Keathley Canyon

Walker Ridge

> Comparación entre el primer levantamiento con cobertura azimutal amplia para múltiples clientes y un levantamiento con cobertura azimutal estrecha.El levantamiento con cobertura azimutal estrecha (izquierda) fue sometido a un procesamiento completo con supresión de múltiples, mientras que el le -vantamiento con cobertura azimutal múltiple (derecha) fue sometido a un procesamiento básico de migración. La imagen del levantamiento con coberturaazimutal múltiple muestra mejor iluminación por debajo de las estructuras salinas y en los sedimentos profundos.

Núm

ero

de tr

azas

, mile

s

1,747

2,154

1,320

855

429

41

Líneas de navegación del levantamiento del Campo Shenzi

Desp

laza

mie

nto,

pie

s

Desplazamiento, pies

Azimut

0

5,000

10,000

–5,000

–10,000

–10,000 –5,000 0 5,000 10,000

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Distribución por azimut y desplazamiento

Yosemite

MightyJoe Young

Mad Dog

Shenzi

Marco Polo

Atlantis

K2 /Timon

Verano de 2007 35

La tercera y cuarta fase del proyecto WAZ delGolfo de México para múltiples clientes cubriránmás de 10,000 km2 [4,000 mi2] y se pondrán enmarcha en mayo de 2007. El objetivo es producirun volumen de vista rápida, migrado utilizandola ecuación de onda mediante el procesamientoa bordo, permitiendo que los clientes cumplancon los plazos de venta de sus concesiones.

Levantamientos con cobertura azimutal ricaLa cobertura azimutal puede ser mejorada másaún combinando los conceptos de cobertura azi-mutal múltiple y cobertura azimutal amplia en loque se denomina levantamiento con coberturaazimutal rica (RAZ). BHP Billiton implementópor primera vez este tipo de adquisición en el año2006 en el Campo Shenzi del Golfo de México, undescubrimiento efectuado en el año 2002 entirantes de agua de hasta 1,300 m [4,300 pies], aaproximadamente 190 km [120 millas] de la costade Luisiana (derecha).22

El campo abarca los Bloques 609, 610, 653 y654 del área de Green Canyon. Las operacionesde perforación de pozos de desarrollo evaluaránlas reservas recuperables, que se estiman en elorden de 350 a 400 millones de bbl [56 a 64 mi -llones de m3].23 Los socios del proyecto son HessCorporation y Repsol YPF.

El pozo descubridor del Campo Shenzi fueperforado hasta un objetivo identificado consísmica 3D; sin embargo, el primer pozo deevaluación encontró capas a profundidades ines-peradas. Era necesario disponer de datos

sísmicos nuevos, con mejores valores de la re -lación señal-ruido y de la resolución, paraconstruir un modelo del subsuelo más confiableque reduciría el riesgo de las operaciones deperforación futuras. Un estudio de diseño y eva-luación de levantamientos ayudó a los geofísicosde BHP Billiton y WesternGeco a decidir que unlevantamiento con cobertura azimutal rica era lamejor opción para el yacimiento Shenzi. Entrelos factores importantes que intervinieron enesta decisión se encuentran la complejidad

21. Kapoor S, O’Briain M, Desta D, Atakishiyev I y Tomida M:“Subsalt Imaging—The RAZ/WAZ Experience,”presentado en la 77a Reunión y Exposición InternacionalAnual de la SEG, San Antonio, Texas, 23 al 28 deseptiembre de 2007.

22. Howard MS y Moldoveanu N: “Marine Survey Design for Rich-Azimuth Seismic Using Surface Streamers,”

Resúmenes Expandidos, 76a Reunión y ExposiciónInternacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (1º al 6 de octubre de 2006): 2915–2919.

23. BHP Billiton to Develop Shenzi Oil and Gas Field in Gulf ofMexico, http://www.bhpbilliton.com/bb/investorsMedia/news/2006/bhpBillitonToDevelopShenziOilAndGasFieldInGulfOfMexico.jsp (Se accedió el 2 de marzo de 2007).

> Localización del levantamiento del Campo Shenzi (izquierda) y parámetros de adquisición para ellevantamiento con cobertura azimutal rica (derecha).

CampoShenzi

Nueva Orleáns

km

millas

150

150

0

0

G O L F O D E M É X I C O

Profundidad del cable sísmico

Separación entre cables sísmicos

Longitud del cable sísmico

Número de cables sísmicos

Profundidad de la fuente

Intervalo entre puntos de disparo

Muestreo de puntos de disparo

Embarcaciones

10

7,000 m

120 m

12 m

10 m

38.5 m

115.5 m x 600 m

1 embarcación para remolcar loscables, 2 embarcaciones fuente

Parámetros de adquisición del levantamiento del Campo Shenzi

> Plan de levantamiento para el primer levantamiento con cobertura azimutal rica del mundo, adquirido en el Campo Shenzi (izquierda). Se dibujan laslíneas de navegación y las obstrucciones de las plataformas (puntos rosas) para ilustrar el concepto general, difiriendo del levantamiento real. El cua -drado violeta representa la cobertura de fuente desde las líneas E-O, y el hexágono negro representa la cobertura de fuente desde tres direcciones.Durante el levantamiento se adquirieron los datos con una distribución por azimut rico y desplazamiento (derecha).

estructural del yacimiento, la intensidad de lascorrientes, la actividad de los equipos de perfo-ración y de las plataformas.

El levantamiento RAZ, el primer levanta-miento de este tipo en el mundo, fue adquiridocon una embarcación de remolque de los cablessísmicos, provista de una fuente, y dos embarca-ciones fuente que disparaban a lo largo de tresvalores de azimut: 30°, 90° y 150° (abajo). El plandel levantamiento permitió que cada localizaciónde disparo se repitiera al menos tres veces.

Radio de 1,500 mFinalizar disparos

Iniciar disparos

Análisis de cambios de líneaspara la opción con una sola embarcación

Vista de la pista de carrera

Derecho DerechoViraje

mento en que la embarcación vuelve a traspasarel límite. Esta práctica suma tiempo a la adquisi-ción del levantamiento; dos horas extra porviraje (abajo). Normalmente, durante la manio-bra de viraje no se adquieren datos porque loscables sísmicos no se mantienen alineados entorno al viraje y las posiciones de los receptoresno se calculan con precisión. Además, el remol-que a través de una curva genera demasiadoruido, lo que impide la adquisición de datos deutilidad.

Con el sistema Q-Marine, los cables sísmicospueden posicionarse y orientarse de manera quemantengan su espaciamiento a lo largo de todo elviraje. Además, el hecho de registrar los datos uti-lizando hidrófonos individuales, en vez de formar grupos antes de efectuar el registro, permitesuprimir el ruido producido por el viraje, que seasemeja al ruido generado por las in clemenciasclimáticas. Estas características fomentan laadquisición de datos valiosos durante períodosque normalmente serían no productivos. Laadquisición de datos adicionales sobre los bordesdel levantamiento Shenzi in crementó el área quepodía representarse efectivamente y mejoró lasimágenes del objetivo cerca del límite del áreadel levantamiento.

La comparación con un levantamiento concobertura azimutal estrecha convencional, total-mente procesado, demostró que el levantamientoQ-Marine con cobertura azimutal rica, sometido aprocesamiento básico, redujo las transformacio-nes artificiales ocasionadas por el ruido y produjouna iluminación más clara de la base de la sal yde las reflexiones de las estructuras subsalinas,que el levantamiento con cobertura azimutalestrecha totalmente procesado (próxima página,arriba).24 Las reflexiones pudieron identificarseincluso dentro de la estructura salina. No obs-tante, la mejora más importante tuvo lugar en lasreflexiones situadas muy por debajo de la sal. Losgeofísicos de BHP Billiton ahora pueden interpre-tar las estructuras en zonas que están mejoriluminadas.

De acuerdo con el plan del levantamiento, ellevantamiento RAZ habría insumido 105 días, encomparación con un levantamiento convencionalque habría requerido 72 días para cubrir la mismazona. En la forma en que se registró, el levan -tamiento RAZ del Campo Shenzi insumiósolamente 88 días, más 12 días de movilización, yproporcionó seis veces más datos que un levanta-miento convencional. El ahorro de tiempo fuegenerado por diversos factores. El hecho de dis-parar en tres direcciones con el método deadquisición con cobertura azimutal amplia, eli-minó los disparos por debajo de los obstáculos yminimizó el tiempo requerido para registrar laslíneas de relleno. Las tripulaciones de las embar-caciones prácticamente no tuvieron tiempoinactivo por inclemencias climáticas puesto quelos cables sísmicos fueron remolcados profunda-mente, a 12 m [39 pies], y el sistema de registrocon sensores unitarios Q-Marine permitiómuestrear adecuadamente cualquier ruido rela-cionado con las condiciones climáticas. Luegodel éxito del primer levantamiento RAZ, BHPBilliton se está preparando para adquirir otrolevantamiento.

36 Oilfield Review

> Operaciones de disparo y registro durante el viraje para incrementar la eficiencia operacional. En loslevantamientos tradicionales (extremo superior izquierdo), cada línea de navegación (línea de guio nes)se extiende para asegurar que los cables sísmicos se mantengan derechos durante todos los disparos.Este largo de línea adicional, al comienzo y al final de cada viraje, suma horas al tiempo de viraje. Elsistema Q-Marine permite que los cables sísmicos permanezcan en su posición a lo largo de toda lamaniobra de viraje (línea verde), de manera que es posible la adquisición de datos durante su eje cu -ción. La calidad de los datos adquiridos durante el viraje es comparable con la de los datos adquiri dosa lo largo de las líneas de navegación (extremo superior derecho). Los datos adquiridos en los virajescontribuyen a la imagen global de los reflectores del subsuelo y se ajustan sin problemas a los datosadquiridos con los cables sísmicos rectos (extremo inferior).

En otro levantamiento, también primero en elmundo, la embarcación de remolque de los cablessísmicos continuó efectuando el registro durantelos virajes cerrados de la embarcación. Las ope-raciones de disparo y registro durante el virajemejoran la eficiencia operacional y reducen eltiempo no productivo. Habitualmente, las embar-caciones extienden sus líneas de navegación yviran bien lejos del límite del levantamiento, demanera que los cables sísmicos se mantienenderechos y con la separación correcta en el mo -

Verano de 2007 37

La experiencia de WesternGeco con loslevantamientos WAZ y RAZ demostró los diversosbeneficios de la adquisición de levantamientoscon cobertura azimutal amplia y cobertura azi-mutal rica. La atenuación mejorada de múltiplesy de otro tipo de ruido coherente provee unamejor relación señal-ruido de los eventos delsubsuelo. Las trayectorias de rayos desde dife-rentes azimuts producen una mejor iluminacióndel yacimiento, y la repetibilidad de los disparosen la misma localización hace altamente efi-ciente el procesamiento de migración. Además,la adquisición de datos durante el viraje incre-menta la eficiencia y constituye una prácticaque WesternGeco espera extender a los levanta-mientos Q-Marine 3D convencionales.

Compensaciones por la profundidad de remolqueUn enfoque completamente diferente para elmejoramiento de la señal sísmica consiste endesplegar las fuentes y los cables sísmicos enformas diferentes para muestrear de maneramás completa tanto el ruido como los campos deenergía deseados. Como se expuso a grandes ras-gos precedentemente, la adquisición de datossísmicos marinos implica habitualmente elremolque de las fuentes y los cables receptores aprofundidades constantes, especificadas en eldiseño del levantamiento. La selección de lasprofundidades requiere la consideración dediversos factores. Uno de estos factores es el

efecto limitador de las profundidades de lasfuentes y los receptores sobre el contenido defrecuencia de la energía sísmica que puederegistrarse. Para comprender la manera en quela geometría de las fuentes y receptores afectael nivel de la relación señal-ruido y del conte-nido de frecuencia, es necesario que se examinela forma en que se propaga la energía desde lafuente remolcada hasta el cable receptor, y, enespecial, el modo en que las múltiples cercanas

a la superficie agregan ruido y reducen la señal(arriba).

La energía se irradia desde la fuente sísmicaen todas las direcciones; no sólo hacia abajo sinotambién hacia arriba. El contraste de impe -dancia acústica negativo, que se produce en la

24. Howard M: “Marine Seismic Surveys with EnhancedAzimuth Coverage: Lessons in Survey Design andAcquisition,” The Leading Edge 26, no. 4 (Abril de 2007):480–493.

> Una imagen del levantamiento con cobertura azimutal rica del Campo Shenzi, que muestra la claridad mejorada de los eventos subsalinos con respectoa un levantamiento con cobertura azimutal estrecha procesado en forma más completa. El levantamiento con cobertura azimutal estrecha (izquierda)muestra algunas indicaciones de la presencia de capas inclinadas por debajo de la sal, pero la imagen con cobertura azimutal rica (derecha) ilumina lascapas subsalinas claramente. Las configuraciones correspondientes a cada levantamiento se encuentran contiguas a las imágenes sísmicas. (Adaptadoa partir de Howard, referencia 24.)

Cobertura azimutal estrecha, Procesamiento completo Cobertura azimutal rica, Procesamiento básico

Base de la sal Base de la sal

> Múltiples o reflexiones fantasmas en la cara inferior de la superficie del mar.La energía que se propaga en forma ascendente desde la fuente se reflejaen la superficie del mar con un cambio de polaridad e interfiere des tructi va -mente con la energía que emana desde la fuente en sentido descendente. Deun modo similar, la energía reflejada que se propaga en forma ascendentedesde el subsuelo puede reflejarse en la superficie del mar antes de ser re -gistrada en el cable sísmico como un receptor fantasma. Estas reflexio nestambién interfieren destructivamente con la energía reflejada en la direcciónascendente, lo que hace que la amplitud registrada caiga a cero en ciertasfrecuencias que dependen de las profundidades de la fuente y del receptor.

Fondo marino

FuenteReceptorfantasma

Fuentefantasma

Cable receptor

xión fantasma de cable perdida y la frecuenciamínima está limitada por el filtro de adquisición,que es habitualmente de 3 Hz.

Dado que el objetivo es adquirir datos delmayor ancho de banda y la frecuencia más altaposibles, la fuente y el cable sísmico suelen serremolcados a profundidad somera, lo que hacemás alta la primera frecuencia perdida distintade cero. No obstante, el remolque a profundi -dades someras plantea ciertas desventajas. Elviento, el oleaje y las corrientes someras agreganruido a la señal adquirida y la necesidad de mi -nimizar el nivel de ruido puede restringir elproceso de adquisición a las estaciones con bue-nas condiciones climáticas. Además, el remolquea profundidades someras atenúa las frecuenciasextremadamente bajas necesarias para la inver-sión sísmica, una técnica de procesamiento queextrae la impedancia acústica y otras propieda-des de las rocas a partir de los datos sísmicos.26

Otra desventaja de la falta de bajas fre -cuencias es la reducción de la capacidad deinvestigación de las ondas sísmicas. Dado que laprofundidad de penetración está relacionadacon la longitud de onda sísmica, la falta de bajasfrecuencias limita la profundidad hasta la que sepropaga la energía sísmica.

El incremento de la profundidad de remolqueposibilita la adquisición de datos en un ambientemás calmo, prolonga la etapa de adquisición, yextiende el ancho de banda hasta las frecuen-cias más bajas. Esto permite la generación deimágenes a mayor profundidad, pero reduce lafrecuencia máxima de los datos que puedenregistrarse y, en consecuencia, deteriora la reso-lución general de la imagen.

Hasta hace poco, los responsables de la plane-ación de los levantamientos debían sacrificarresolución y altas frecuencias por profundidad depenetración y un ambiente de adquisición calmo,o viceversa. Estaban obligados a optar entreremolcar a profundidad somera, a profundidadprofunda, o a alguna profundidad intermedia. Noobstante, una tecnología resurgente, que se cono-ce como tecnología de adquisición “por encima ypor debajo” (over/under), permite que las compa-ñías disfruten de las ventajas del remolque tantosomero como profundo sin inconvenientes.27

Por encima y por debajoLa idea de remolcar un cable sísmico marinosomero junto con un cable sísmico marino pro-fundo—uno por encima y otro por debajo— existedesde hace más de 50 años.28 La aplicación prác-tica del método se intentó en la década de 1980para reducir el ruido y el tiempo inactivo rela -cionados con las condiciones climáticas.29 Unbeneficio clave del método de adquisición porencima y por debajo es el incremento del ancho

38 Oilfield Review

> Modelado del efecto de la profundidad del cable sísmico sobre el contenidode frecuencia de la señal registrada. Remolcar los cables sísmicos a unaprofundidad somera, de 8 m (línea de guiones rojos), produce señales dehasta 93 Hz antes de que la primera reflexión fantasma superficial perdidadistinta de cero reduzca la amplitud de la señal a cero. Remolcar los cablessísmicos profundamente, a 30 m (verde), produce señales de hasta 25 Hzantes de que la primera reflexión perdida reduzca la amplitud de la señal a cero. (Adaptado a partir de Moldoveanu et al, referencia 27.)

Profundidad del cable sísmico, 30 m

Profundidad del cable sísmico, 8 m

Ampl

itud,

dB

Frecuencia, Hz93 Hz

1000 25 50 75 125

Prof

undi

dad,

m 0

51015202530

360 m

> Configuración de los cables sísmicos en un levantamiento tipo “por encima y por debajo” para laad quisición de datos 2D de Chevron en el Golfo de México. Se remolcó un par de cables sísmicosseparados verticalmente (azul más oscuro); uno a 18 m y otro a 25.2 m de profundidad, junto con loscables sísmicos de monitoreo de la posición, a ambos lados y a una profundidad de 18 m, y un cablesísmico para control experimental a 7.2 m de profundidad. Las fuentes se desplegaron a 5 y 10 m.

superficie del mar, hace que el campo de ondaascendente se refleje en sentido descendentecon una polaridad inversa.25 Los levantamientoscon cobertura azimutal múltiple adquiridos deesta forma incrementan tanto el apilamiento(fold) como la cobertura azimutal.

Debido a esta inversión de polaridad, la ondareflejada en la superficie del mar, denominadareflexión fantasma superficial (source ghost), y laonda directa descendente, interfieren destructi-vamente al punto que, en ciertas frecuencias, lasamplitudes se cancelan. El resultado es un campode ondas que se propaga en sentido descendente,cuya energía es deficiente en ciertas frecuencias.Las frecuencias en las que se producen estas de -ficiencias—y en las que la amplitud decae acero—se conocen como reflexiones fantasmas su -perficiales perdidas (source-ghost notches) yestán relacionadas con la profundidad de la fuen-te. Cuanto mayor es la profundidad de la fuente,menor es la primera reflexión fantasma perdidadistinta de cero.

De un modo similar, la energía que retornadesde un reflector profundo se propaga en formaascendente, hacia el cable receptor, y tambiénse refleja fuera de la superficie del mar interfi-riendo destructivamente con la energía que sepropaga directamente desde el reflector pro-fundo hasta el receptor. Esta interferenciaproduce reflexiones fantasmas de cable perdidas(cable-ghost notches) a distintas frecuencias(arriba a la derecha). La combinación de refle-xiones fantasmas superficiales perdidas y dereflexiones fantasmas de cable perdidas con-duce a un espectro de amplitud complejo queproduce discontinuidades en la señal sísmicadisponible. La frecuencia máxima utilizada en elprocesamiento normalmente está limitada a lafrecuencia correspondiente a la primera refle-

Verano de 2007 39

de banda obtenido gracias a la capacidad parasu plantar las frecuencias fantasmas perdidas dis-tintas de cero, a través de la combinación decables sísmicos colocados por encima y por de -bajo, a la vez que se mantiene el beneficio decaptar las bajas frecuencias derivado de remol-car los cables sísmicos a profundidad. Además,en teoría, la separación vertical de dos arregloslineales de receptores permite que el campo deonda sísmico ascendente se separe de las ondasdescendentes, facilitando la supresión de múlti-ples relacionadas con la superficie.30

No obstante, el éxito de esta geometría deadquisición para remover las frecuencias fantas-mas de los datos sísmicos consiste en mantenerun cable sísmico directamente debajo del otro,en un plano vertical, a lo largo de toda la longi-tud del cable sísmico. La concreción de estaconfiguración no era factible con la tecnología decables sísmicos remolcados de la década de 1980,por lo que la idea no se puso en práctica durantemuchos años. A pesar de estas limitaciones prác-ticas, los científicos continuaron desarrollandotécnicas de separación del campo de onda parauna aplicación futura.31

Recientemente, la tecnología de adquisiciónlogró ponerse a la par de los avances de proce -samiento. El sistema Q-Marine es capaz deorientar los pares de cables sísmicos en un planovertical, con precisión suficiente para garantizarel éxito del método de adquisición por encima ypor debajo. Para demostrar la factibilidad y laesperanza que ofrece el método, en el año 2004Chevron y WesternGeco realizaron un experi-mento 2D en el Campo Génesis del Golfo deMéxico.32

El plan de adquisición para la línea 2D exigíaque los cables sísmicos fueran remolcados a 18y 25.2 m [59 y 82.7 pies] de profundidad. Noobstante , para calcular las posiciones de los

receptores con exactitud, se desplegaron otrosdos cables sísmicos, uno a cada lado de los ca -bles sísmicos del par por encima y por debajo, auna profundidad de 18 m (página anterior, abajo).Además, se remolcó un cable sísmico adicional a7.2 m [23.6 pies], directamente arriba del par porencima y por debajo para adquirir datos Q-Marineconvencionales como control experimental. Loscinco cables sísmicos estaban provistos de los dis-positivos de direccionamiento del cable sísmicomarino Q-Fin y de una red acústica completa parapermitir el posicionamiento exacto de los cablessísmicos centrales. El ancho de banda de registrose incrementó con el fin de registrar entre 1.5 y200 Hz para incluir la respuesta en baja frecuen-cia anticipada.

Durante todo el proceso de adquisición, elmonitoreo de las separaciones verticales y hori-zontales de los cables sísmicos demostró que lavariación de la separación vertical de 7.2 m eraen promedio inferior a 10 cm [4 pulgadas], y quela separación horizontal, o en la dirección cross-line, era de menos de 6 m [20 pies]; valor que seconsideraba adecuado para la separación de loscampos de ondas ascendente y descendente.

La comparación entre el conjunto de datosde control y el campo de onda ascendente de lalínea de adquisición por encima y por debajo,muestra un mejoramiento de la respuesta enbaja frecuencia y una relación señal-ruido másalta para los datos obtenidos con el método deadquisición por encima y por debajo (arriba).Los sedimentos profundos, presentes en lascuencas limitadas por fallas y diapiros salinos,son mucho más claros en la línea de adquisiciónpor encima y por debajo, al igual que los flancoscasi verticales de la sal y los rasgos intensa-mente inclinados a lo largo de toda la sección.La extensión del ancho de banda hasta las fre-cuencias más bajas permite una penetración

más profunda de la energía sísmica y la genera-ción de mejores imágenes de las reflexionesprofundas, que en el caso del conjunto de datosde control.

El análisis espectral de los datos adquiridoscon los tres cables sísmicos centrales demuestraque el campo de onda ascendente también poseemejor respuesta de alta frecuencia que los datos

25. La polaridad de una señal sísmica se refiere a la direcciónde su amplitud en una traza sísmica registrada. Lasamplitudes negativas y positivas poseen polaridad opuesta.

26. La información de baja frecuencia es necesaria para lainversión de los datos sísmicos porque habitualmentelos datos sísmicos en sí proveen sólo información dealta frecuencia, tal como cambios relativos en lareflectividad o en la impedancia acústica en cada bordede capa. La información de baja frecuencia, obtenidahabitualmente de los tiros de pruebas de velocidad o losregistros sónicos integrados, constituye el punto departida a partir del cual varían los datos de altafrecuencia. Mediante la combinación de la informaciónde baja y alta frecuencia, es posible calcular loscambios absolutos producidos en las propiedades de lasrocas. Dado que la inversión sísmica requiere unacombinación de datos sísmicos y datos de pozos,normalmente no puede realizarse en forma confiable enausencia de pozos. No obstante, si los datos sísmicospudieran adquirirse con el contenido de baja frecuenciaintacto, la inversión podría realizarse en más áreas.

27. Moldoveanu N, Combee L, Egan M, Hampson G, Sydora Ly Abriel W: “Over/Under Towed-Streamer Acquisition: AMethod to Extend Seismic Bandwidth to Both Higher andLower Frequencies,” The Leading Edge 26, no. 1 (Enerode 2007): 41–42, 44–46, 48, 50–54, 56–58.

28. Haggerty PE; “Method and Apparatus for CancelingReverberations in Water Layers,” Patente de EUA No.2,757,356, 21 de julio de 1956.

29. Brink M y Svendsen M: “Marine Seismic ExplorationUsing Vertical Receiver Arrays: A Means for Reductionof Weather Downtime,” Resúmenes Expandidos, 57aReunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,Nueva Orleáns (11 al 15 de octubre de 1987): 184–187.

30. Sonneland L, Berg LE, Eidsvig P, Haugen R, Fotland B y Vestby J: “2-D Deghosting Using Vertical ReceiverArrays,” Resúmenes Expandidos, 56a Reunión yExposición Internacional Anual de la SEG, Houston (2 al 6 de noviembre de 1986): 516–519.

31. Posthumus BJ: “Deghosting Using a Twin StreamerConfiguration,” Geophysical Prospecting 41, no. 3 (Abril de 1993): 267–286.

32. Moldoveanu et al, referencia 27.

> Contenido de baja frecuencia mejorado y penetración de la señal de los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (derecha),comparado con un levantamiento de control adquirido en forma tradicional (izquierda). Los datos migrados del campo de onda ascendente de la línea porencima y por debajo muestran mejores imágenes de las interfaces de inclinación pronunciada y un contenido de baja frecuencia mejorado en las señalesprovenientes de las capas de sedimentos profundos. (Adaptado a partir de Moldoveanu et al, referencia 27.)

Tiem

po, s

1

2

3

4

5

6

Tiem

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1

2

3

4

5

6

de cualquiera de los cables sísmicos individuales,y que la respuesta de baja frecuencia es similar ala del cable sísmico más profundo (arriba).

Otra innovación que se probó en este levanta-miento realizado por el método de adquisiciónpor encima y por debajo fue el concepto de lasfuentes colocadas por encima y por debajo.33 Los

conjuntos emisores de cañones de aire se remol-caron a profundidades de 5 y 10 m, y sus señalesfueron registradas con el cable sísmico remolcadoa una profundidad de 7.2 m. Después de procesarlos datos adquiridos por encima y por debajo paraseparar el campo de onda ascendente del campode onda descendente, la comparación entre la

40 Oilfield Review

> Comparación de los espectros de amplitud entre los datos obtenidos con el método de adquisiciónpor encima y por debajo, y el conjunto de datos de referencia obtenido con el cable sísmico somero.Los espectros de amplitud del campo de onda ascendente, derivados de los datos adquiridos con elmétodo de adquisición por encima y por debajo (negro), muestran un ancho de banda más amplio quelos datos de referencia provenientes del cable sísmico somero (verde), que los datos obtenidos con elcable sísmico ubicado “por encima” (rojo) y que los datos provenientes del cable sísmico ubicado “pordebajo” (azul). El campo de onda ascendente posee además una mejor respuesta en alta frecuenciaque cualquiera de los cables sísmicos individuales y su respuesta en baja frecuencia es similar a ladel cable sísmico más profundo. (Adaptado a partir de Moldoveanu et al, referencia 27.)

Ampl

itud,

dB

Frecuencia, Hz200 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Profundidad del cable sísmico: 25 m

Profundidad del cable sísmico: 7 m

Profundidad del cable sísmico: 18 m

Campo de onda ascendente con elmétodo de adquisición por encima y por debajo

> La región marina del Reino Unido, al oeste delas Islas Shetland, una región petrolífera ubicadaen aguas profundas, con tirantes de agua de másde 1,000 m. Diversas compañías han tenido éxitosexploratorios en esta región, descubriendo pe tró -leo en los Campos Clair, Schiehallion y Foinaven,entre otros (verde y rojo). Muchas áreas de for ma -ciones petrolíferas potenciales yacen por debajode estructuras de basalto, lo que obstaculiza lapenetración profunda de la energía sísmica.

E S C O C I A

IslasOrkney

IslasShetland

IslasFaroe

Clair

km 100

millas 60

0

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Canal Faroe-S

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7.4

> Imágenes obtenidas con el método de adquisición por encima y por debajo e imágenes convencionales del levantamiento de Chevron en el Oeste de lasIslas Shetlands. Este levantamiento adquirido con el método de adquisición por encima y por debajo remolcó pares de fuentes y pares de cables sísmicos.La imagen producida a partir del campo de onda ascendente resultante (extremo superior derecho) muestra mucha más información de baja frecuenciapor debajo del basalto que la imagen convencional (extremo superior izquierdo). El tope del basalto se indica con la flecha amarilla. La generación de bajasfrecuencias no reduce el contenido de alta frecuencia de la señal, como se observa en una vista de primer plano (en los cuadros amarillos) de una sec ciónsomera por encima del basalto. La sección somera de la imagen obtenida con el método de adquisición por encima y por debajo (extremo inferior derecho)muestra un contenido de alta frecuencia similar al observado en la sección somera de la imagen adquirida en forma convencional (extremo inferiorizquierdo). [Adaptado a partir de Hill et al, referencia 34 (Junio de 2006).]

0

–10

–20

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–40

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Ventana de análisis somera,de 2.9 a 4.0 segundos

20 dB

Ventana de análisis profunda,de 4.7 a 5.7 segundos

Frecuencia, Hz0 10 20 30 40 50 60 70

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Frecuencia, Hz0 10 20 30 40 50 60 70

Verano de 2007 41

imagen ascendente migrada, obtenida a partir dela combinación de fuentes colocadas por encimay por debajo y de la imagen migrada desde lafuente superior sola, mostró un mejoramiento delcontenido de baja frecuencia y de la relaciónseñal-ruido en los reflectores profundos.

Luego del éxito de estas pruebas, Chevrondecidió aplicar la tecnología de cables sísmicos yfuentes colocados por encima y por debajo en unproyecto grande implementado en el noreste delAtlántico, al este de las Islas Faroe, y al oeste delas Islas Shetland.34 El tirante de agua en el CanalFaroe-Shetland excede los 1,000 m [3,300 pies], ylas condiciones climáticas pueden ser rigurosas.También conocida como el Oeste de las She-tlands, esta región marina del Reino Unido haexperimentado un nivel significativo de éxitoexploratorio (página anterior, arriba a la derecha).Sin embargo, algunas áreas prospectivas aguar-dan una mejor delineación con la tecnología deimágenes sísmicas que pueden ver a través delas capas de basalto que oscurecen la estructurasubyacente.

El basalto es un medio altamente atenuativoy, si bien se han propuesto numerosos métodosgeofísicos para mejorar la generación de imáge-nes a través del mismo, en muchas áreas siguesiendo un obstáculo para la exploración de hi -drocarburos.35 Su alta velocidad sísmica curvalos rayos e impide la penetración de toda laenergía sísmica salvo la de frecuencia más baja.

En el año 2005, la embarcación Western Prideconcluyó en esta área un levantamiento regional2D adquirido con el método de adquisición porencima y por debajo.36 El objetivo del levanta-miento era mejorar la imagen de la estructurasub-basáltica, con respecto a la imagen que podíaproducirse a partir de una configuración de adqui-sición con una sola fuente y un solo cable sísmico.Las dos profundidades de la fuente fueron de 12 y20 m [39 y 66 pies], y las dos profundidades delcable sísmico, 20 y 30 m [66 y 98 pies]. La combi-nación de la fuente colocada “por encima,” a 12 m,y el cable sísmico ubicado “por encima,” a 20 m,

fue considerada equivalente a lo que se habríaregistrado en la adquisición convencional.

En comparación con la imagen obtenida conla adquisición convencional, la imagen obtenidacon el método por encima y por debajo muestrauna información de baja frecuencia mucho másrica por debajo del basalto (página anterior,abajo). Esto permite la interpretación de laestructura sub-basáltica con un mayor grado deseguridad. Además, las frecuencias bajas depenetración profunda no se generan a expensasde las frecuencias altas. Una comparación de lasimágenes someras muestra que el método deadquisición por encima y por debajo producefrecuencias suficientemente altas como paracrear imágenes de los objetivos más someros.

El mejoramiento del ancho de banda aso-ciado con la adquisición por encima y por debajopuede observarse en una comparación de losespectros de amplitud, tanto para la señal comopara el ruido, extraídos de una ventana somera yuna ventana profunda de los conjuntos de datosobtenidos con el método por encima y por debajo(abajo). En la ventana somera por encima del

basalto, estos datos exhiben un ancho de bandade la señal, que oscila entre 2 y 60 Hz, mientrasque el ancho de banda de los datos convenciona-les varía de 5 a 37 Hz, donde puede verse laeliminación de las frecuencias. En la ventanaprofunda, por debajo del basalto, los datos obte-nidos con el método por encima y por debajoposeen una frecuencia pico más baja que losdatos adquiridos en forma convencional. Engeneral, estos datos poseen mayor ancho debanda y más separación entre la señal y el ruido.

La técnica de adquisición por encima y pordebajo también ha sido probada en 3D, con re -sultados igualmente positivos.37 En este caso, seadquirió un levantamiento de 173 km2 [67 mi2]con cuatro pares de cables sísmicos colocados porencima y por debajo, en un play subsalino delGolfo de México. El experimento 3D de mostróque el ancho de banda de 3 a 55 Hz, obtenible conla adquisición convencional, podía incrementarsecon el método de adquisición por encima y pordebajo para obtener un ancho de banda de 2 a63 Hz. Las imágenes migradas resultantes demos-traron que la extensión aparentemente pequeña

33. Moldoveanu N: “Source Array for Use in Marine Seismic Exploration,” Patente de EUA No. 6,961,284, 1° de noviembre de 2005.Moldoveanu N: “Vertical Source Array in MarineSeismic Exploration,” Resúmenes Expandidos, 70aReunión y Exposición Internacional Anual de la SEG,Calgary (6 al 11 de agosto de 2000): 53–56.

34. Hill D, Combee L y Bacon J: “Imaging Beneath BasaltUsing an Over/Under Towed-Streamer Configuration,”World Oil 227, no. 5 (Mayo de 2006): 55–61.Hill D, Combee L y Bacon J: “Over/Under Acquisition andData Processing: The Next Quantum Leap in SeismicTechnology?” First Break 24, no. 6 (Junio de 2006): 81–95.

35. Kumar D, Bastia R y Guha D: “Prospect Hunting BelowDeccan Basalt: Imaging Challenges and Solutions,” FirstBreak 22, no. 7 (Julio de 2004): 35–39.

36. Hill et al, referencia 34 (Mayo de 2006).37. Moldoveanu et al, referencia 27.

> Comparación de los espectros de amplitud de la señal y del ruido derivados de los datos obtenidoscon la técnica de adquisición por encima y por debajo (extremo superior) y los datos adquiridos enforma convencional (extremo inferior), en el Oeste de las Islas Shetlands. El análisis espectral de losdatos someros, en una ventana que abarca de 2.9 a 4.0 segundos, demuestra el mayor ancho de bandade los datos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (extremo superior iz -quierdo) con respecto a los datos del levantamiento convencional (extremo inferior izquierdo). Losdatos obtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo exhiben un ancho de bandade la señal que abarca de 2 a 60 Hz, mientras que los datos convencionales contienen una señal de 5 a 37 Hz. Comparando el contenido de la señal a mayor profundidad, por debajo del basalto, los datosobtenidos con el método de adquisición por encima y por debajo (extremo superior derecho) mues -tran un pico en una frecuencia más baja que los datos convencionales (extremo inferior derecho). El mayor ancho de banda y la mayor separación existente entre la señal (azul) y los niveles de ruido(negro) ayudan a producir imágenes de mayor resolución con una penetración más profunda. [Adap -tado a partir de Hill et al, referencia 34 (Junio de 2006).]

del ancho de banda produjo resultados signi -ficativos en las imágenes de las reflexionespresentes por debajo y en el interior de la sal.

Más recientemente, por motivos similares, seadquirieron levantamientos con el método porencima y por debajo en otros lugares. En el Marde Barents, la sal que aflora en el fondo marinocrea un alto contraste de impedancia acústicaque atenúa la energía sísmica. En el área marinade la India, el fondo marino duro y el basaltoprofundo dificultaron en el pasado la generaciónde imágenes. El método de adquisición porencima y por debajo se muestra prometedorpara crear imágenes por debajo y en el interiorde los carbonatos y en otras regiones potencial-mente salinas, tales como el área marina deÁfrica Occidental.

La porosidad de los carbonatos como objetivoLos carbonatos plantean otro desafío para lasimágenes sísmicas 3D. Al igual que los basaltos,sus altas velocidades sísmicas curvan los rayos,lo que oculta tanto su propia estructura internacomo la estructura interna de las formacionessubyacentes.

Luego del descubrimiento del Campo Lobina,ocurrido en el año 2003 en el área marina delnoreste de México, Pemex necesitaba un levanta-miento 3D de alta resolución para evaluar yclasificar las localizaciones de perforación poten-ciales. El Campo Lobina se encuentra adyacenteal Campo Arenque, un descubrimiento de 1968que también se beneficiaría con la descripción

mejorada de los yacimientos. La baja resolucióncausada por el contenido de frecuencia insufi-ciente limitaba la utilidad de un levantamiento3D de 1996.

Por lo tanto, se implementó un nuevo le -vantamiento, utilizando el sistema Q-Marine,diseñado para captar un mayor ancho de banday preservar las amplitudes verdaderas para lainversión de las propiedades de los yacimien-tos.38 Las obstrucciones y las aguas somerasubicadas entre 30 y 80 m [100 y 260 pies] de pro-fundidad, planteaban desafíos de diseño; sinembargo, la adquisición del levantamiento de320 km2 [124 mi2] fue concluida en sólo dos meses.

El procesamiento inicial indicó que el nuevolevantamiento duplicaba la frecuencia regis-trada máxima, comparado con el levantamientode 1996, registrando hasta 60 Hz, frente al valormáximo de 30 Hz registrado en 1996. El in -cremento del contenido de frecuencia mejorósignificativamente la capacidad de los intérpre-tes para mapear las capas prospectivas clave.

El objetivo era identificar zonas de alta po -rosidad en dos capas carbonatadas; en primerlugar, una caliza de edad Jurásico, y en segundotérmino, un objetivo carbonatado Cretácico, mássomero. Las capas carbonatadas en sí son capasde alta velocidad, pero en ciertas zonas, la altaporosidad produce una reducción marcada de lavelocidad sísmica.

La inversión de los datos sísmicos apiladospermitió a los geofísicos obtener una medidacuantitativa de la impedancia acústica, traza por

traza.39 Después de la calibración con las impe-dancias acústicas obtenidas de los registrossónicos y de densidad de 40 pozos del área dellevantamiento, las secciones sísmicas de impe-dancia acústica se convirtieron en secciones deporosidad, utilizando una relación impedanciaacústica-porosidad derivada de los pozos.

La volumetría de porosidad derivada de lasísmica mostró la arquitectura interna de lasmejores unidades prospectivas y permitió aPemex optimizar las localizaciones de perfora-ción en los campos Lobina y Arenque (arriba, ala izquierda). El mapeo de la porosidad máximaentre el tope y la base del yacimiento permitió aPemex calcular el volumen de puntos óptimos.En este ejemplo, en la localización propuestapara el Pozo B del Campo Arenque, la alta poro-sidad del yacimiento inferior hizo que éste fueraun objetivo de alta prioridad.

Otra forma de priorizar las localizaciones deperforación potenciales es a través de la compa-ración del producto de la porosidad por la alturatotal de los intervalos prospectivos (arriba, a laderecha). La comparación del producto de laporosidad por la altura, computado en diversospozos, con el producto de la porosidad por la

42 Oilfield Review

38. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D,Moldoveanu N, González Pineda F y Camara Alfaro J:“Using High-Resolution Seismic for Carbonate ReservoirDescription,” World Oil 227, no. 3 (Marzo de 2006): 57–66.

39. Salter R, Shelander D, Beller M, Flack B, Gillespie D,Moldoveanu N, Pineda F y Camara J: “The Impact ofHigh-Resolution Seismic Data on Carbonate ReservoirDescription, Offshore Mexico,” presentado en laExposición Internacional y en la 75a Reunión Anual de la SEG, Houston, 6 al 11 de noviembre de 2005.

> Sección de porosidad producida mediante la inversión calibrada condatos del pozo de los datos sísmicos Q-Marine en los campos Arenque yLobina del área marina de México. La codificación en color destaca laszonas de alta porosidad en dos yacimientos carbonatados, lo que permiteque Pemex optimice las localizaciones de los pozos de desarrollo. Estosresultados indicaron que la localización propuesta para el Pozo B, en elCampo Arenque, encontraría altas porosidades en el carbonato inferior,elevando la prioridad de este pozo. Los otros pozos se indican con líneasnegras. Los nombres de los horizontes guía se exhiben a la izquierda.(Adaptado a partir de Salter et al, referencia 38.)

Pozo B

Dmi

Kti

Jpi

Jsa

Bas

Porosidad0 0.32

> Correlación entre el producto de la porosidad por la altura, derivado de lainversión de los datos sísmicos, y el obtenido de la interpretación de medi -ciones efectuadas en los pozos. En general, el producto de la porosidad porla altura derivado de las mediciones sísmicas (púrpura) se ajusta con elcalculado de los registros (azul). Estos resultados aumentan la confiabilidaden los valores de porosidad obtenidos por métodos sísmicos. (Adaptado apartir de Salter et al, referencia 38.)

Poro

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Arenqu

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Arenqu

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Arenqu

e 104

Mediciones obtenidas de los registros

Mediciones sísmicas

Verano de 2007 43

altura computado a partir de los datos sísmicos,en las localizaciones de pozos, muestra unabuena correlación. Estos pozos no se utilizaronen la inversión de los datos sísmicos para obte-ner la porosidad, por lo que la comparaciónconstituye una prueba excelente de la capacidadcualitativa de la inversión.

Utilizando el atributo de porosidad por alturay los mapas de porosidad máxima, Pemex redujola prioridad de dos localizaciones de perforación yasignó mayor prioridad a otras dos localiza ciones.Los resultados sísmicos estuvieron disponibles atiempo para que un equipo de perforación que sedirigía a una localización fuera desviado haciaotra localización preferida. El Pozo B del CampoArenque, perforado con los resultados de porosi-dad derivada de la sísmica como guía, produjopetróleo a razón de 2,000 bbl/d [318 m3/d] en laspruebas. Los resultados de porosidad, obtenidospor métodos sísmicos, muestran una excelentecorrelación con la porosidad medida en el pozo(derecha).

La reducción del riesgo en las operacionesde perforación de desarrollo constituye una apli-cación en la que los datos sísmicos de altacalidad desempeñan un rol esencial. Muchoscampos que fueron descubiertos con la ayuda delevantamientos 2D o 3D de exploración, han sidocaracterizados ulteriormente mediante levanta-mientos 3D adicionales diseñados paraidentificar localizaciones de pozos de desarrolloóptimas. Cuando los datos 3D son de calidadsuperior, pueden ser utilizados para mapear laspropiedades presentes en los yacimientos, in -crementando la seguridad en los planes deperforación de pozos de relleno.

Un futuro ricoEl levantamiento marino de sísmica 3D básico,que revolucionó la exploración en la década de1990, ha avanzado en muchos sentidos. Los nue-vos métodos de adquisición que mejoran lacobertura azimutal, tales como los levanta -mientos con cobertura azimutal amplia y concobertura azimutal rica, constituyen una mejoraradical en los ambientes subsalinos complejos.Estos levantamientos producen un incremento dela relación señal-ruido y una iluminación mejo-rada del yacimiento. Los ejemplos de este artículodemuestran las mejoras que posibilita el procesa-miento básico solamente. El procesamientocompleto de los datos de cobertura azimutalamplia está avanzando y se espera que mejoresignificativamente los resultados, mediante laaplicación de procesos de atenuación de múlti-ples y un modelo de velocidad optimizado parala generación de imágenes. A través de la aplica-

> Resultados de los registros corridos en el Pozo B del Campo Arenque, per -forado para explotar la zona de alta porosidad identificada mediante la in -versión de los datos sísmicos. La codificación en color indica la porosidadderivada de los datos sísmicos en dos yacimientos carbonatados. El Pozo Bapuntó como objetivo a la zona de alta porosidad del carbonato inferior (na -ranja y amarillo), ubicada justo por debajo del horizonte guía Csa (puntoazul-verde). La porosidad calculada de los registros de pozos se proyecta alo largo de la trayectoria del pozo, y muestra buena correlación con los va -lores de porosidad derivada de la sísmica en ambos yacimientos. Durantelas pruebas, el pozo produjo petróleo a un régimen de 2,000 bbl/d. (Adapta doa partir de Salter et al, referencia 38.)

Kti

Jpi

Jsa

Bas

N

Poro

sida

d

ción y la experimentación posteriores, los geofí-sicos esperan extraer más beneficios de loslevantamientos WAZ y RAZ, tales como la exten-sión a la exploración de carbonatos y estructurassub-basálticas. Otros beneficios potenciales sonlos modelos de velocidad mejorados para lageneración de imágenes, especialmente dondeexiste anisotropía, la mejor caracterización delos yacimientos fracturados, los estudios geome-cánicos en torno a las localizaciones de pozos deaguas profundas, y la generación de imágenes dealta resolución de los peligros de perforaciónsomeros.

El mejoramiento del ancho de banda de laseñal y la tasa de penetración que trae aparejadoel método de remolque de cables sísmicos y fuen-tes alineados verticalmente, por encima y pordebajo, ha ayudado a iluminar las estructurasprofundas que previamente permanecían ocul-tas. La técnica constituye una solución geofísicaviable para incrementar la resolución y el conte-nido de baja frecuencia en las áreas en las quelos métodos sísmicos convencionales fallan. Undesafío futuro, para el método de adquisición porencima y por debajo, es el remolque de máscables sísmicos. En levantamientos recientes, lasembarcaciones han remolcado cuatro pares decables sísmicos. Teóricamente, algunas embarca-ciones de WesternGeco pueden remolcar ochopares, pero esto aún no se ha intentado. Los

investigadores están investigando incluso otrasformas de disposición de los cables sísmicos parala tecnología de adquisición por encima y pordebajo de próxima generación.

La capacidad de adquirir datos sísmicos dealta fidelidad con la tecnología de sensores uni-tarios garantiza que las compañías cuenten conlos datos de entrada óptimos para las rutinas deinversión sísmica diseñadas para obtener laspropiedades de los yacimientos, tales como laimpedancia acústica, la porosidad y otras carac-terísticas de las rocas y los fluidos. Esto permiteque los intérpretes observen el interior de los ya -cimientos y determinen dónde ubicar los pozosde desarrollo con más seguridad. No obstante, amedida que los métodos de adquisición sísmicade superficie—tales como la técnica de adquisi-ción por encima y por debajo—incrementan elcontenido de baja frecuencia de la señal, la in -versión sísmica podrá resultar de utilidad enáreas alejadas de los pozos existentes.

A medida que más compañías obtengan elfruto de los avances producidos recientementeen la tecnología de sísmica marina, descubriránno sólo más petróleo y gas sino cómo utilizar losdatos sísmicos para reducir el riesgo, reemplazarlas reservas, reducir los costos de descubrimien -to, disminuir el número de pozos de desarrollo,optimizar la ubicación de pozos y acelerar losprogramas de desarrollo. –LS

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Nuevos alcances en pruebas de pozos

Hani Aghar In Salah Gas (Asociación, en participación, de las empresas Sonatrach, BP y Statoil)Hassi-Messaoud, Argelia

Mark CarieNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Hani ElshahawiShell International Explorationand ProductionHouston, Texas, EUA

Jaime Ricardo GómezJawaid SaeediClay YoungHouston, Texas

Bruno PinguetClamart, Francia

Keith SwainsonChevron CorporationHouston, Texas

Elie TaklaHassi-Messaoud, Argelia

Bertrand TheuvenyCambridge, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Corey Aures y David Harrison, Houston.ArchiTest, CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos),CHDT (Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado), CleanSep, CleanTest, CQG (Medidor de Cristal deCuarzo), eFire, E-Z Tree, InterACT, IRIS (Sistema de Implementación Remota Inteligente), LFA (Analizador de Fluidos Vivos para la herramienta MDT), MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), MFE (Herramientade Evaluación de Fluidos Múltiples), OFA (Analizador Óptico deFluidos), Oilphase-DBR, PCT (Probador Controlado a Presión),PhaseTester, PIPESIM, PLT (herramienta de Adquisición deRegistros de Producción), PowerFlow, PVT Express, PVT Pro,Quicksilver Probe, SenTREE y UNIGAGE son marcas de Schlumberger. PhaseWatcher y Vx son marcas conjuntas de Schlumberger y Framo.

Las pruebas de pozos han recorrido un largo camino desde la primera prueba de

formación efectuada a través de la columna de perforación en 1926. Comenzando

simplemente con un empacador compuesto y una válvula operada con la sarta de

perforación, el alcance de las pruebas de pozos se ha expandido para convertirse

en una amplia serie de tecnologías sofisticadas de fondo de pozo y de superficie.

Todas las compañías de E&P quieren saber quétipos de fluidos producirá su pozo, qué tasas deflujo (régimen de producción, velocidad de flujo,gasto, caudal, rata) arrojará, y por cuánto tiempopodrá mantenerse la producción. Con la planea-ción, la tecnología y la implementación correctas,las pruebas de pozos pueden proveer numerosasrespuestas a estas importantes preguntas. Deuna forma u otra, las pruebas de pozos han sidoutilizadas para determinar las presiones delyacimiento, la distancia hasta las barreras deflujo, la extensión areal, las propiedades de losfluidos, la permeabilidad, las tasas de flujo, lascaídas de presión, las heterogeneidades de lasformaciones, la estratificación vertical, la capa-cidad de producción, el daño de la formación, el

índice de productividad, la eficiencia de las ope-raciones de terminación y otros datos.

Mediante la determinación de los fluidos y delas condiciones en sitio de los yacimientos amedida que los fluidos fluyen desde la forma-ción, el proceso de pruebas de pozo permite quelas compañías de E&P accedan a una diversidadde mediciones dinámicas y a menudo únicas.Dependiendo de la escala de una prueba, algu-nos parámetros se miden en puntos múltiples alo largo del trayecto del flujo, lo que permite quelos ingenieros comparen las presiones de fondode pozo, las temperaturas y las tasas de flujo conlas mediciones de los mismos parámetros obte-nidas en la superficie (abajo). A través de laspruebas de pozos, los operadores pueden extraer

> Puntos de medición de datos. Dependiendo de la escala de la prueba, se puede obtener una diver si -dad de mediciones en el fondo del pozo, en la superficie, y en diferentes puntos a lo largo del tra yec -to del flujo. Además de establecer relaciones de tasas de flujo y presión importantes, la informaciónobtenida de estas mediciones ayuda a los ingenieros de proyectos a rastrear los cambios producidosen los fluidos de limpieza, comprender el flujo térmico y las condiciones de formación de hidratos enel sistema, y evaluar el desempeño de sus componentes.

Adquisición en la superficie

Cabezal de pozo Presión y temperatura de la tubería de producción y la tubería de revestimiento

Colector múltiple de estrangulamiento (choke manifold) Presión y temperatura

Calentador Presión y temperatura

Separador Presión y temperatura; presión diferencial a través de la placa orificio en el flujo de gas; tasas de flujo de petróleo, gas y agua; contracción del petróleo; sedimento básico y agua; densidades del petróleo y el gas; muestras de fluidos

Tanques de almacenamiento Temperatura y contracción

Árbol de pruebas submarino Presión anular y temperatura

Adquisición en el fondo del pozo

Registro en el fondo de pozo Presión y temperatura DST; muestras de fluidos recuperadas cuando la sarta de pruebas es llevada a la superficie

Lectura de superficie Datos de presión y temperatura de fondo de pozo almacenados en memoria

Herramientas operadas con cable Presión, temperatura, tasas de flujo, muestras y otras varias mediciones, dependiendo de la serie de herramientas

Puntos de medición de datos

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muestras de fluidos de yacimientos—tanto en elfondo del pozo como en la superficie—paraobservar los cambios producidos en las propie-dades y la composición de los fluidos entre losdisparos (perforaciones, cañoneos, punzados) yel cabezal del pozo. Esta información es vitalpara la predicción del comportamiento futuro deun yacimiento o de la terminación del pozo.

En su forma más básica, una prueba de pozoregistra los cambios producidos en la presión defondo de pozo después de un cambio inducido enla tasa de flujo. A menudo, se obtienen las pre-siones y las temperaturas de fondo de pozo, lastasas de flujo de superficie y las muestras de flui-dos producidos. Con regularidad se llevan a cabovariaciones con respecto a este esquema básico.

Para reconciliar las diferentes necesidades yestrategias de las pruebas, las compañías deservicios han desarrollado una amplia gama deherramientas y técnicas de pruebas innovadoras.Este artículo describe los avances registrados enuna gama de equipos de pruebas de fondo depozo y de superficie. Además, se analizan las

razones de las pruebas de pozos, las estrategiasaplicadas en las diferentes etapas de la vida pro-ductiva de un yacimiento, y las respuestas quepueden proporcionarse mediante la ejecución depruebas correctamente planeadas, preparadas yejecutadas. Algunos ejemplos de un campo degas de Medio Oriente y de una operación delGolfo de México, que batió récords (marcas),demuestran la versatilidad y el alto desempeñoprovistos por los métodos de pruebas de pozosde nuestros días.

El porqué de las pruebasHoy, la mayoría de las áreas prospectivas sonexploradas y luego explotadas sobre la base dedatos geológicos y sísmicos, datos de registrosgeofísicos (perfiles) de pozos, y luego, datos depruebas de pozos. Antes de perforar un áreaprospectiva, los datos sísmicos sirven inicial-mente para delinear la profundidad y el alcancede un yacimiento potencial. Durante la perfora-ción, los datos de registros de pozos se utilizanpara determinar los parámetros estáticos del

yacimiento, tales como porosidad, litología, tipode roca, saturación, y profundidad, espesor yechado (buzamiento) de la formación. Las pro-piedades dinámicas del yacimiento se midenmediante las pruebas de pozos. La presión y lasperturbaciones inducidas en las tasas de flujodurante la prueba proveen indicios importantescon respecto a la naturaleza de un yacimiento ysus fluidos.

Los pozos se prueban para determinar losparámetros de los yacimientos que no puedenmedirse correctamente a través de otras técni-cas, tales como el uso de registros de inyección,la extracción de núcleos, la adquisición de regis-tros geofísicos y los levantamientos sísmicos. Seadmite, en ciertos casos, que podemos obtenermediciones similares a través de estas técnicas,pero la calidad o el alcance probablemente nosean suficientes para satisfacer los objetivos deloperador. Las mediciones de presión y tempera-tura, las tasas de flujo y las muestras de fluidosson clave para comprender y predecir el compor-tamiento del yacimiento y las capacidades de

producción. Los datos de pruebas de pozosproveen información para el modelado de losyacimientos, el diseño de las operaciones de ter-minación de pozos, el desarrollo de estrategiasde producción de campos petroleros y el diseñode las instalaciones de producción.

Los resultados de las pruebas de pozos tam-bién son cruciales para las estimaciones de lasreservas. Muchos países requieren pruebas depozos, con los fluidos llevados a la superficie,para clasificar las reservas como comprobadas.Además de estimar las reservas, estas pruebasproveen una forma de medir directamente larespuesta global de los yacimientos, en grandesescalas, y para detectar los límites de los yaci-mientos.

Uno de los parámetros de yacimientos másimportantes es la permeabilidad. La comprensiónde la permeabilidad y su variabilidad direccionales esencial para el desarrollo de estrategias dedisparos, la evaluación de la conectividad de lasfracturas o las fallas, la predicción del desempeñode los pozos y el modelado del comportamientodel yacimiento bajo mecanismos de producciónprimaria, secundaria o terciaria. La permeabilidades una propiedad tensorial sensible a la escala demedición; su valor depende de la escala y de ladirección a través de la cual se mide. Y comootras propiedades de los yacimientos, la permea-bilidad puede ser heterogénea. En con secuencia,sus características son difíciles de reescalar, de laescala del núcleo a la del ya ci miento, y las me -diciones obtenidas en una posición quizás nocaracterizan correctamente la propiedad en otrolugar del mismo yacimiento. Las pruebas depozos, mediante la medición física de las presio-nes y las tasas de flujo, proveen una mediciónglobal de la permeabilidad de gran escala. Por lotanto, constituyen el recurso final para evaluarla capacidad de transmisión de fluidos de unyacimiento.

Objetivos y estrategias de las pruebasLos objetivos de las pruebas de pozos cambiancon cada etapa de la vida productiva de un pozo ysu yacimiento. Durante la fase de exploración yevaluación, las pruebas de pozos ayudan a lascompañías de E&P a determinar el tamaño de unyacimiento, su permeabilidad y las característi-cas de los fluidos. Esta información, junto con laspresiones y los regímenes de producción, se uti-liza para evaluar la capacidad de producción y laviabilidad comercial de un área prospectiva, y escrucial para los valores en libros de reservas. Lascaracterísticas de los fluidos son particularmenteimportantes durante las primeras etapas de laevaluación de un área prospectiva, en las que lascompañías de E&P necesitan determinar el tipo

de equipo que deben instalar para tratar y trans-portar los fluidos desde el pozo hasta la refinería.

Durante el desarrollo, el enfoque del operadorpasa de la evaluación de la capacidad de pro -ducción y el tipo de fluido, a la evaluación de lapresión y el flujo y la comprobación de la compar-timentalización presente dentro del yacimiento.Esta información es necesaria para refinar elplan de desarrollo de campos petroleros y opti-mizar la ubicación de los pozos subsiguientes.

Durante la fase de producción, las pruebas depozos se efectúan para evaluar la eficiencia de laterminación del pozo y diagnosticar cambios ines-perados en la producción. Estas pruebas ayudan adeterminar si las declinaciones de la producciónson causadas por el yacimiento o por la termina-ción. Más adelante, durante la vida productivadel yacimiento, estos resultados serán crucialespara la evaluación de las estrategias de recupe-ración secundaria subsiguientes.

Las pruebas de pozos pueden clasificarse engeneral como pruebas de productividad o bienpruebas descriptivas. Las pruebas de producti -vidad se llevan a cabo para obtener muestrasrepresentativas de los fluidos de yacimientos ypara determinar la capacidad de flujo de fluidos,con presiones estáticas y de flujo de yacimientosespecíficas. Por otra parte, las compañías de E&Pprograman las pruebas descriptivas cuando nece-sitan estimar la capacidad de flujo y el tamañode un yacimiento, analizar la permeabilidad hori-zontal y vertical, y determinar los límites delyacimiento (arriba). Las pruebas de productividadhabitualmente buscan obtener presiones de fondode pozo estabilizadas para un rango de tasas deflujo diferentes. Las tasas de flujo se cambiansucesivamente mediante el ajuste del tamaño delestrangulador (orificio), pero este paso no seejecuta hasta que las mediciones continuasdeterminan que las presiones y las temperaturasde fondo de pozo se han estabilizado.

A diferencia de las pruebas que se efectúanpara obtener mediciones de fondo de pozo esta-bilizadas, las pruebas descriptivas requierenmediciones de presiones transitorias. Las pre -siones transitorias son inducidas por cambiosradicales en los regímenes de producción desuperficie y pueden medirse con sensores depresión de fondo de pozo, instalados en formatemporal o permanente. Los cambios producidosen la producción causan perturbaciones en lapresión que se propagan desde el pozo hasta laformación adyacente. Estos pulsos de presiónestán afectados por los fluidos y las característi-cas geológicas del yacimiento. Si bien podríanpropagarse directamente a través de una for -mación homogénea, estos pulsos pueden serobstaculizados por zonas de baja permeabilidad odesaparecer por completo cuando ingresan en uncasquete de gas. Mediante el registro de la res-puesta de la presión del pozo conforme avanza eltiempo, el operador puede obtener una curva depresión que es influida por la geometría de losrasgos geológicos y los fluidos especiales conte-nidos dentro del yacimiento.

Las pruebas de pozos pueden llevarse a caboantes o después de terminado un pozo, y en dife-rentes etapas durante la vida productiva delyacimiento; por lo tanto, sus dimensiones y modosson variados (véase “El espectro de las pruebas,”página 48). Los objetivos de un operador dictami-nan el modo y la escala de la prueba (próximapágina). Los modos de las pruebas van desde laspruebas efectuadas con cable en agujero descu-bierto con un Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT, hasta las pruebas realiza-das en pozo entubado con un Probador de laDinámica de Formación de Pozo Entubado CHDT;o desde los levantamientos de la presión de fondode pozo efectuados con línea de acero en pozosen producción hasta el simple monitoreo de lapresión de cierre en boca de pozo.1

46 Oilfield Review

> Objetivos de las pruebas de pozos. El objetivo determina qué tipo de pruebase efectuará y, con frecuencia, se debe alcanzar más de un objetivo.

Pruebas de productividad

Obtener y analizar muestras representativas de los fluidos producidos

Medir la presión y la temperatura del yacimiento

Determinar la curva de rendimiento del pozo y la capacidad de producción

Evaluar la eficiencia de la operación de terminación

Caracterizar el daño del pozo

Evaluar los tratamientos de reparación o de estimulación

Pruebas descriptivas

Evaluar los parámetros del yacimiento

Caracterizar las heterogeneidades del yacimiento

Evaluar el alcance y la geometría del yacimiento

Evaluar la comunicación hidráulica entre los pozos

Objetivos de las pruebas de pozos

Verano de 2007 47

Si bien algunos objetivos de las pruebas depozos se logran a través de pruebas extensivasque insumen varios días o semanas, otros objeti-vos pueden alcanzarse a través de nuevas técni-cas en cuestión de horas. Los nuevos desarrollostecnológicos están cambiando radicalmente laspruebas de pozos, sobre todo en el área de medi-ción del flujo.

Schlumberger desarrolló su capacidad demedición de flujo multifásico a lo largo de muchosaños, probándola en circuitos cerrados de pruebasde flujo y campos de todo el mundo. Una de esasprimeras pruebas fue realizada con el soporte deSonatrach en los pozos del Campo Hassi-Messaoudde Argelia. Los resultados se utilizaron para cali-brar y verificar el desempeño del medidor de flujoantes de su comercialización en el año 2001, comoel equipo portátil de pruebas periódicas de pozosmultifásicos PhaseTester. En el año 2002, fue en -viado al Campo Hassi-Messaoud, y desde entoncesha sido utilizado en otras operaciones de campode Sonatrach.

La tecnología de pruebas de pozos multi fásicosPhaseTester Vx fue probada en forma extensivaen el proyecto In Salah Gas (ISG). Un proyectode desarrollo conjunto de Sonatrach, Statoil y BP,el proyecto ISG comprende el desarrollo de sietecampos de gas en el sector centro-meridional deArgelia y representa uno de los proyectos de gasmás grandes del país. Los servicios de pruebas depozos para los campos Krechba, Teguentour yReg comenzaron con los siguientes objetivos: • limpieza del pozo—reducir el potencial de

daño de la formación entre la terminación delpozo y su conexión con la instalación de pro-ducción y reducir el daño de la instalación,causado normalmente por la producción desólidos durante la puesta en marcha del pozo

• capacidad de producción de flujo—probar laproductividad de los pozos de re-entrada y delos pozos recién perforados

• corrosivos—obtener información sobre el con-tenido de dióxido de carbono [CO2] y ácidosulfhídrico [H2S]

• presión del pozo—adquirir datos de presiónde fondo de pozo durante la producción inicialen cada campo

• productividad del pozo—descargar el pozo yefectuar una prueba a una sola tasa de flujopara determinar la capacidad de producciónglobal.

1. Una línea de acero es un alambre utilizado para lacolocación selectiva y la recuperación de lasherramientas y el equipo de control de flujo en un pozo.Este alambre pasa a través del equipo de control depresión montado en el cabezal del pozo, permitiendo que se efectúen, en forma segura, diversas operacionesde fondo de pozo en los pozos activos.

Proporción de la muestra

MacroescalaPrueba de cámara cerrada

Radio de investigación < 1,000 pies

Escala de yacimientoPruebas de formación efectuadas a través de lacolumna de perforación y pruebas de producción

Proporción de la muestraRadio de investigación < 1,000 pies

Proporción de la muestra

MicroescalaPrueba de presión (caída e incremento) con elprobador de la formación operado con cable

Radio de investigación < 10 pies

Proporción de la muestra

Micro a macroescalaGrandes volúmenes extraídos a través

de la probeta o los empacadores, utilizandobombas de fondo de pozo

Radio de investigación < 100 pies

(continúa en la página 52)

> Modos y escalas de las pruebas. La escala de una prueba es una función del tiempo. Laspruebas en pequeña escala se llevan a cabo con un probador de la formación operado concable, en una cuestión de minutos u horas, obteniendo muestras de fluidos cuyo volumenoscila entre centímetros cúbicos y litros, y produciendo pequeñas perturbaciones de presiónque investigan un radio de varios pies más allá del pozo. En el otro extremo, las pruebas depozos extendidas pueden durar varios meses, producen varios miles de barriles de fluido, ycrean perturbaciones de presión grandes que pueden propagarse a miles de pies del pozo.

48 Oilfield Review

La diversidad de herramientas y servicios rela-cionados con las pruebas de pozos es enorme.Una colección variada de herramientas y téc-nicas ha evolucionado para satisfacer lasnecesidades de las pruebas de pozos de lascompañías de E&P. En esta secuencia evolu-tiva, las pruebas de formación efectuadas através de la columna de perforación (DST)constituyen un eje central a partir del cual sedesarrollaron otras herramientas y técnicas depruebas. La secuencia de productos resultan-tes siguió una progresión natural, que pasó debásica a sofisticada, y se ramificó para incluirdispositivos de superficie, de muestreo, opera-dos con línea de acero y operados con cable.

En 1926, los hermanos E.C. Johnston y M.O.Johnston efectuaron su primera prueba DSTcomercial. Para esta operación se utilizó unempacador compuesto y una válvula bajadosen agujero descubierto con el fin de crear unaterminación temporaria y controlar el flujo.Para el año 1933, Johnston Well Testers habíamodificado sus propuestas para incluir unmedidor de presión destinado a complemen-tar la información de tasas de flujo con lasmediciones de presión de formación.1 Desdeentonces, el negocio de las pruebas de pozosse ha expandido a través de las numerosasinnovaciones realizadas en los dispositivos ymétodos de pruebas.

Los ingenieros especialistas en pruebaspronto reconocieron que se necesitaban equi-pos de superficie para manipular los fluidos deformación producidos a través de la termina-ción temporaria establecida por la sarta DST.Como resultado, un separador de prueba trifá-sico y un tanque amortiguador se convirtieronen el equipo estándar en muchas configura-ciones de pruebas de pozos. El separador deprueba se coloca aguas abajo del colector múl-tiple de estrangulamiento (choke manifold),que se utiliza para controlar el flujo de losfluidos producidos en la superficie.

Un separador recibe los fluidos producidospor un pozo y utiliza la fuerza de gravedad ylas diferencias de densidad de los fluidos para

separarlos en las fases agua, petróleo y gas(abajo). Una vez separadas, las fases indivi-duales se miden cuando salen del recipiente.La fase gas se envía a una línea de gas inde-pendiente o se quema en una antorcha.2 Lasfases líquidas se mezclan y se hacen retornara una línea de flujo o se envían a un tanque dealmacenamiento. En localizaciones remotas,que no pueden dar cabida al almacenamientoy transporte de los líquidos producidos, es pro-bable que los líquidos deban tambiéneliminarse por quemado.

Un tanque amortiguador, colocado aguasabajo del separador, provee un recipiente enel que pueden fluir los líquidos separados para

neutralizar los golpes de presión repentinos.Con una reducción de la presión del petróleoen el tanque amortiguador, el gas se separaráde la solución, produciendo una reducción delvolumen de petróleo. Esta contracción puedeser medida en el tanque amortiguador. Ade-más pueden requerirse equipos auxiliares,tales como un intercambiador de calor convapor o un calentador a fuego indirecto. Elcalentador se coloca aguas arriba del separa-dor para calentar los fluidos producidos y paraimpedir la formación de hidratos, reducir laviscosidad del fluido y romper las emulsiones.Un quemador instalado aguas abajo del tan-que amortiguador elimina el gas producido y,

El espectro de las pruebas

> Separador de prueba. Un separador trifásico portátil (extremo superior) se encuentraalojado en un armazón estructural diseñado para su protección y para soportar las ope -raciones de montaje. La vista recortada (extremo inferior) muestra los deflectores y laspantallas utilizadas para separar los fluidos producidos. Estos fluidos ingresan por la en -trada y contactan una serie de placas, haciendo que los líquidos se condensen despren -diéndose de la corriente de flujo, donde son separados por la fuerza de gravedad en baseal contraste de densidad.

Válvula de aliviode presión

Segundaválvula de

alivio de presiónPlacas de

coalescencia

Placa deflectoradel rompedorde espuma

Salida del gas almedidor (placa orificio)

Extractor de vapores

Puertade acceso

Regulador del nivelde petróleo

Cortador de vórtice

Cortadorde vórtice

Salida del petróleo almedidor mecánico

Placa deflectora de vertedero

Salida del aguaal medidor mecánico

Regulador delnivel de agua

Placasdeflectoras

Salidaadicional

Entrada de efluente

Verano de 2007 49

bajo ciertas circunstancias, elimina tambiénlos líquidos producidos.

En el fondo del pozo, pueden obtenersemediciones de presión y temperatura conherramientas operadas con línea de acero. Enel pasado, los levantamientos adquiridos conlínea de acero utilizaban registradores gráfi-cos mecánicos para medir las presiones defondo de pozo, mientras que un termómetrode máxima medía la temperatura de fondo depozo (BHT). Con la introducción de la tecno-logía de sensores de cristal de cuarzo, losmedidores de presión y temperatura de fondode pozo se han vuelto cada vez más confiablesy precisos. Hasta esta tecnología ha evolucio-nado. Ahora, un solo cristal mide latemperatura y la presión en el mismo punto,eliminando los retrasos en la obtención de latemperatura u otras discrepancias observadasanteriormente, cuando se utilizaba unsegundo cristal para las correcciones terma-les. Los sensores, tales como el Sensor deCristal de Cuarzo CQG y los medidores de pre-sión UNIGAGE, son altamente versátiles ypueden registrar la presión de fondo de pozoen levantamientos con líneas de acero, enoperaciones DST y en sistemas de disparosbajados con la tubería de producción (TCP).En las operaciones DST y TCP, las medicionesse obtienen ya sea por encima o por debajodel empacador y los medidores pueden insta-larse dentro o fuera de la sarta de pruebas.Los datos se registran en el fondo del pozo obien se transmiten a la superficie para su lec-tura en tiempo real.

Las válvulas de los probadores, que consti-tuyen el núcleo de la sarta de pruebas depozos, también han evolucionado. Desde laválvula simple pero efectiva del Probador deFormación Johnston original, el diseño de lasherramientas de pruebas evolucionó para con-vertirse en la herramienta alternativa deciclos múltiples, conocida como herramientade Evaluación de Flujo Múltiple MFE en 1961.Esta herramienta de pruebas MFE fue utili-zada en miles de pruebas DST efectuadas en

agujero descubierto, y todavía se emplea enaplicaciones DST tradicionales en ciertaszonas de rocas duras.

En la década de 1970, la actividad de explo-ración marina se incrementó asombrosamentey, con ese incremento, surgió la necesidad decontar con una válvula de prueba más ade-cuada para la ejecución de pruebas en pozosentubados mucho más profundos y con presio-nes más altas, y en operaciones llevadas acabo desde equipos de perforación (taladros)flotantes. La válvula del Probador Controladoa Presión PCT estableció su nicho en esteámbito, eliminando la necesidad de desplazarla tubería hacia arriba y hacia abajo para ope-rar manualmente la válvula; una inquietudpotencial a la hora de efectuar pruebas desdeequipos de perforación flotantes. En cambio,la herramienta PCT era operada mediante laaplicación de presión en el espacio anularexistente entre la sarta de pruebas y la tube-ría de revestimiento. Los pozos de altorégimen de producción instaron al desarrollode la herramienta PCT de diámetro completoen el año 1981.

En 1989, se introdujo la primera de unanueva generación de herramientas de prueba“inteligentes,” con el desarrollo del Sistemade Implementación Remota Inteligente IRIS.Este sistema de válvula dual combina la vál-vula de prueba con la válvula de circulaciónen una sola herramienta. Los sensores ymicroprocesadores integrales permiten la pro-gramación de la herramienta, lo que proveeflexibilidad en las operaciones de prueba. Lapotencia mecánica para abrir y cerrar tanto laválvula de prueba como la válvula de circula-ción está contenida dentro de la herramienta,en lugar de ser suministrada desde la superfi-cie a través de la manipulación de la tubería ola presión anular.

Ahora, los pulsos de presión codificados,enviados desde la superficie, proporcionan loscomandos a la herramienta en el fondo delpozo. Estos pulsos de presión de baja intensi-dad se transmiten a lo largo del espacio

anular y son detectados en el fondo del pozopor el regulador inteligente de la herra-mienta. El microprocesador analiza cadapulso para diferenciar los comandos de otroseventos de presión producidos durante la ope-ración. Los pulsos reconocidos comocomandos del sistema IRIS son implementa-dos utilizando la presión hidrostáticadisponible en el fondo del pozo para abrir ocerrar la válvula correcta, o incluso para eje-cutar las operaciones de la válvula en formasecuencial. Por ejemplo, la válvula del proba-dor puede ser regulada para cerrarse si seproduce sobrepresión anular, y puede rea-brirse una vez solucionado el problema. Elmicroprocesador almacena un archivo dedatos de presión y enumera todos los coman-dos ejecutados para el posterior análisis de laoperación.

Las áreas prospectivas de aguas profundasson perforadas y terminadas con embarcacio-nes de perforación o equipos de perforaciónsemisumergibles; las pruebas de pozos efec-tuadas desde esas embarcaciones flotantesrequieren una medición adicional de controlde pozo, más allá de la provista por el preven-tor de reventones (BOP) de perforación. Esterequerimiento generó el desarrollo del sis-tema de control de pozo recuperable E-Z Treede Johnston-Schlumberger en 1975. En 1997,se desarrolló otro sistema para proveer másseguridad durante las urgencias, permitiendoel cierre de la tubería y los preventores de cie-rre total con el árbol de pruebas en su lugar.El sistema de control de pozo submarino Sen-TREE provee control hidráulico desde lasuperficie hasta un módulo dual de válvulaesférica y válvula a charnela, a prueba de

1. Johnston Well Testers fue adquirida porSchlumberger en 1956.

2. Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Connort G, Lowe T,McDiarmid A, Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G yWilliamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones deflujo multifásico,” Oilfield Review 16, no.4 (Primaverade 2005): 58–70.

fallas (arriba). El sistema SenTREE sirve ade-más como punto de desconexión para la sartade pruebas en caso de que la posición delequipo de perforación (taladro) quede fuerade tolerancia, obligando al equipo de perfora-ción a desplazarse fuera del BOP submarino.

En la superficie, se ha adoptado un nuevoprocedimiento de mediciones multifásicas. Elequipo de pruebas de pozos periódicas multi-fásicas PhaseTester fue desarrollado paramedir con precisión las tasas de flujo de lasfases petróleo, gas y agua sin necesidad deseparar la corriente de flujo en fases indivi-duales. El dispositivo puede medir cada fasecon precisión, en flujos tipo tapón, en flujoscon espuma y con emulsiones estables.3 Habi-tualmente, durante las pruebas DST, estemedidor de flujo se instala inmediatamenteaguas abajo del cabezal del pozo y aguasarriba del separador de superficie (derecha).

Utilizando la tecnología de pruebas depozos multifásicos Vx, desarrollada por FramoEngineering AS y Schlumberger, la unidadPhaseTester combina un medidor tipo venturi

con un sistema de detección de rayos gammade alta velocidad de energía dual. La presiónse mide cuando el fluido ingresa en el estran-gulamiento de la garganta tipo venturi. Unafuente química radioactiva pequeña, situada aun costado del medidor venturi, emite rayosgamma a lo largo de un rango discreto de nive-les de energía, y la atenuación de los rayos

gamma causada por el fluido se mide en dosniveles diferentes. En sentido transversaldesde la fuente, un detector de centelleo, com-binado con un fotomultiplicador, detecta losrayos gamma que no han sido absorbidos porla mezcla de fluido a medida que fluye a travésdel medidor tipo venturi. La obtención deestas mediciones a razón de 45 veces porsegundo asegura su precisión, sin importar laturbulencia presente en los regímenes de flujo.

La velocidad de conteo de los rayos gammade baja energía está relacionada con la com-posición del fluido; respondiendo por ende ala relación agua-líquido. La velocidad de con-teo de los rayos gamma de alta energía estárelacionada fundamentalmente con la densi-dad de la mezcla. Una computadoradetermina las fracciones relativas de cadafase presente en la tubería. La combinaciónde la densidad de la mezcla y el diferencial depresión existente en el medidor tipo venturida como resultado un flujo másico totalrobusto y de alta resolución. La computadoracombina las propiedades volumétricas PVT delfluido con las fracciones y el flujo másico paraofrecer tasas volumétricas instantáneas depetróleo, gas y agua cada 10 segundos.

Además, se ha desarrollado un programa deinterpretación Vx especial para medir el flujoen los pozos de gas con fracciones de volumende gas (GVF) que varían entre 90% y 100%. Elprograma de interpretación del modo de gasVx permite que el medidor de flujo PhaseTester mida las tasas de flujo de gas entodo el espectro de gases, desde el gas secohasta el gas extremadamente húmedo y el gas

50 Oilfield Review

> Medidor de flujo portátil. El medidor de flujo multifásico PhaseTester se en -cuentra alojado en una estructura modular (izquierda). Con 1,705 kg [3,750 lbm]de peso, el medidor de flujo PhaseTester es lo suficientemente compactocomo para ser transportado por un camión mediano (derecha).

3. Atkinson et al, referencia 2.

> Árbol de pruebas submarino. El árbol de pruebas SenTREE fue diseñado para mejorar el controldel pozo durante las pruebas de pozos efectuadas desde embarcaciones de perforación y semi -sumergibles. Se asienta dentro del conjunto de preventores de reventón en el fondo marino.

Tuboascendente

Embarcación deperforación

Líneade lodo

Unión spanner

Válvula de retención

Adaptador de corteConjunto de cierre

Conjunto de válvula

Unión deslizante

Colgador acanaladoajustable

Válvula de purgaPreventores

de cierre total

Empaquetadoresde cierre total

Obturadoresde cierre sobre

la tubería

Conjunto depreventoresde reventón

Obturadoresde cierre sobre

la tubería

BOP anular

Líneade lodo

Verano de 2007 51

rico en condensado. Con flujos GVF de hastaun 98%, el programa del medidor Vx activadoen modo gas también puede lograr la medi-ción precisa de las tasas de flujo de agua.

Algunos de los conceptos descriptos prece-dentemente han sido integrados en unpaquete liviano y compacto de pruebas depozos para adquirir datos de tasas de flujo pre-cisos durante el procesamiento de los grandesvolúmenes de efluente del pozo producidosdurante las pruebas. El servicio de pruebas depozos CleanTest utiliza un medidor de flujomultifásico, un separador de superficie dise-ñado especialmente para este propósito, unaunidad de tratamiento de agua colocada aguasabajo del separador, y, si se necesita, un que-mador de alta eficiencia para la eliminacióndel efluente sin humo (arriba).

El medidor de flujo PhaseTester Vx insta-lado en la superficie, entre el cabezal del pozoy el separador, monitorea continuamente losfluidos producidos durante la prueba de pozo,eliminando la dependencia del proceso deseparación para las mediciones de flujo. Esto esparticularmente importante durante el períodode limpieza, en el que el pozo se abre inicial-mente al flujo y la zona invadida de la formacióndescarga los filtrados de lodo, las salmueras yotros fluidos bombeados en el fondo del pozodurante la perforación o terminación del pozo.Utilizando el medidor de flujo multifásico paramonitorear las tasas de flujo en la superficie, eloperador puede determinar de inmediato el ins-tante en que el pozo se ha limpiado.

En la plataforma CleanTest, se coloca unseparador de pruebas de pozos ajustable,

aguas abajo del medidor de flujo, para mane-jar los efluentes. Mediante la instalación delmedidor de flujo PhaseTester de alta precisiónaguas arriba, se despoja al separador del ins-trumental que se utiliza normalmente paramedir las fracciones de las fases en la superfi-cie. Esto permite que el separador sea puestoen línea en el momento en que se abre el pozopara el flujo de retorno; la corriente de flujoya no se desvía para sortear el separadordurante el período de limpieza con el fin desalvaguardar el instrumental. Este enfoqueahorra el tiempo de equipo de perforacióninsumido en los programas de pruebas quehabitualmente requieren entre dos y tres díasde ajustes progresivos del estrangulador a finde que el grado de limpieza alcanzado seasuficiente para permitir que los fluidos produ-cidos se envíen a través del separador.

El separador utiliza un vertedor controladoen forma remota que se desplaza hacia arribao hacia abajo con las fluctuaciones producidasen las fracciones de las fases petróleo y agua.Dentro del separador, las fases gas, petróleo yagua de la corriente de producción se separanen sus respectivas fracciones antes de ser des-cargadas.

El agua que sale del separador se envía auna unidad de tratamiento de agua móvil.Esta unidad combina la técnica de separacióncoalescente con la técnica de separación poratracción gravitacional para reducir las con-centraciones de petróleo en agua. Porejemplo, el agua que ingresa en la unidad con20,000 ppm de petróleo disperso contendrámenos de 20 ppm de petróleo en la salida,incluso con petróleos densos de baja densidadAPI. El contenido de petróleo en agua es con-firmado cuando las muestras tomadas en launidad se hacen pasar por un analizador local.Mediante la remoción del petróleo contenidoen el agua, la unidad asiste en el cumpli-miento de las estrictas normas sobre vertidoambiental que permiten la eliminación delagua directamente en el mar. Dicho cumpli-miento proporciona al operador unaalternativa económicamente efectiva con res-pecto al almacenamiento, el transporte y laeliminación del agua. El petróleo se recolectaen una cámara atmosférica de recuperaciónde petróleo, y se dispone de una bomba incor-porada para enviar el petróleo recuperado aun tanque de almacenamiento o al quemador.

> Esquema de corrientes de flujo. Los fluidos del yacimiento son manipulados por la plataformaCleanTest. Los fluidos llevados a la superficie son medidos a través del medidor de flujo multi fá -sico PhaseTester antes de ser enviados aguas abajo a un separador especialmente diseñadopara dicho propósito. Mediante el monitoreo del medidor de flujo, el operador puede afinar losajustes de flujo y calor en el separador, optimizando de ese modo el desempeño del manipuleode los fluidos. El agua que sale del separador pasa a través de una unidad de tratamiento pararemover el petróleo remanente antes de la descarga. Los quemadores de alta eficiencia eliminancualquier fluido para cuyo almacenamiento o transporte el operador no dispone de instalaciones.

Separador

Medidor de flujo

Cabezal del pozo Antorcha

Tanque dealmacenamiento

de petróleo

Unidad de tratamiento de agua

Se esperaba una tasa de flujo promedio de50 MMpc/d [1.4 millón de m3/d]; por lo tanto,por razones de seguridad el equipo debía manipu-lar en forma segura hasta 70 MMpc/d [2 millonesde m3/d]. Durante las pruebas de producción de24 horas, además del gas seco, se esperaban hastaun 9% de CO2, 11 ppm de H2S, y cantidades varia-bles de gas condensado, petróleo, lodo, sedimentoy agua. Por otro lado, se esperaba el contraflujodel diesel utilizado para determinar la presióndiferencial ejercida contra la sarta de pruebas.

Originalmente, el proyecto se basó en la tec-nología convencional, tal como los separadoreshorizontales gravitacionales, los tanques amorti-guadores, los colectores múltiples, las bombasde transferencia y los quemadores. En el año2004, Schlumberger introdujo el modelo de in ter -pretación del modo de gas PhaseTester Vx. Lascapacidades multifásicas del modelo de inter-pretación del modo de gas extendieron el rangocompleto de mediciones de flujo a las condi -ciones de gas húmedo o gas seco. El medidor de

flujo multifásico PhaseTester también propor-cionó lecturas precisas de la tasa de flujo de gasen condiciones estándar y obtuvo los valores dela tasa de flujo de líquido y del corte de agua.

El medidor de flujo PhaseTester simplificó enforma asombrosa la configuración de campo por-que ya no era necesaria la separación de fases, yla extracción de muestras no constituía un obje-tivo crucial (arriba). Esta nueva estructuracióndemostró ser intrínsecamente más segura quelas pruebas de pozos previas. Los tiempos demontaje, transporte y desmontaje del equipo deperforación también generaron un ahorro pro-medio de 11.5 días. La necesidad de personal,camiones y vehículos de soporte se redujo consi-derablemente, lo que se tradujo en un ahorroestimado de costos del 28%, en comparación conlas pruebas de pozos previas.

En otra prueba de pozo, al operador le preo-cupaba la capacidad para resolver las incerti-dumbres asociadas con la producción de la faselíquida. Durante la campaña del Campo Krechba,

en el año 2005, el sistema PhaseTester Vx logródelinear claramente las tasas de flujo de gas ylíquido (próxima página, extremo superior dere-cho). Estas tasas fueron confirmadas subsiguien-temente utilizando la herramienta de Adquisiciónde Registros de Producción PLT. Utilizando la tec-nología PhaseTester Vx, el operador obtuvo datosde alta calidad, incrementando al mismo tiempola seguridad y reduciendo el costo asociado con lalogística, el personal y el tiempo de operación.

Muestreo de fluidos Más allá de la presión, la temperatura y la tasade flujo, el operador también necesita conocer lanaturaleza precisa de los fluidos producidos porel yacimiento. El futuro de un área prospectivadepende del conocimiento que posea el opera-dor de los fluidos contenidos en un yacimiento(próxima página, extremo inferior derecho). Lasconsideraciones económicas importantes, talescomo el factor de recuperación del yacimiento,las estimaciones de reservas y los pronósticos deproducción, están afectadas por las propiedadesde los fluidos. Además de obtener informaciónacerca de la composición química, la densidad,la viscosidad y la relación gas-petróleo (GOR) delfluido, a los operadores les interesa especial-mente determinar las condiciones bajo las cualeslos fluidos producidos formarán parafinas, hidra-tos y asfaltenos. Por lo tanto, el conocimiento delas propiedades de los fluidos es esencial paraevaluar la rentabilidad de un pozo o de un áreaprospectiva.

Las pruebas de pozos ofrecen una oportu -nidad única para la recolección de muestrasrepresentativas de fluidos de yacimientos. Lasmuestras se consideran representativas de losfluidos del yacimiento cuando son monofásicas yhan sido recolectadas en condiciones de presiónde saturación y temperatura crítica, por encimade las cuales los sólidos orgánicos se separaríande la muestra. Los criterios de presión-tempera-tura deben ser observados estrictamente paraque las muestras sean representativas.

Los análisis de muestras representativas cons-tituyen datos de entrada vitales para el diseño yla simulación de los procesos de producción quetienen lugar entre la formación y los ductos deventa. Estas simulaciones se basan en datos deanálisis de la relación presión-volumen-tempera-tura (PVT) y comienzan con la hipótesis de queun yacimiento se desempeña bajo las condicio-nes iniciales antes de ser explotado. Una vezexplotado, las propiedades de sus fluidos cam-bian inevitablemente conforme se reducen laspresiones a lo largo de su vida productiva.

No siempre es posible obtener una muestrarepresentativa del fluido original del yacimiento.

52 Oilfield Review

> Esquema simplificado. Una comparación entre la estructuración de la prueba original (extremo su -perior) y la configuración de una prueba de pozo posterior (extremo inferior) muestra una reducciónsignificativa en cuanto a tuberías y complejidad, obtenida mediante la inclusión del medidor de flujomultifásico PhaseTester.

Cabezal del pozo

Cabezal del pozo

Colector múltiple de derivación Medidor de flujo PhaseTester

Válvula de aislamiento

Colector múltiplede estrangulamiento

Bomba neumáticaColector múltiplede petróleo

A la pileta de lodo

Arrestallamas

Estrangulador

Unidad de bombeoVálvula de aislamiento

SeparadorSeparador

vertical

A la pileta de aguaTanque de

recuperacióndel diesel

Colectormúltiple de

estrangulamiento

Calentador

Quemador

Tanqueamortiguador

Tanqueamortiguador

Tanquemedidor

Fosa de quemado

Compresor de aire

Línea de alivio

Fosa de quemado

Bomba de transferencia

Arrestallamas

Tanquemedidor

Verano de 2007 53

Cuando la presión del yacimiento cae por debajode la presión de burbujeo del petróleo, las frac-ciones más livianas del petróleo se evaporan paraformar una fase gaseosa independiente.2 Se ob -serva el efecto opuesto cuando la presión en unyacimiento de gas condensado cae por debajo desu punto de rocío.3 El líquido se forma a medidaque el gas se condensa. Las composiciones deestos fluidos de yacimientos serán alteradas luegocomo consecuencia de la correspondiente pér-dida de las fracciones livianas o pesadas.

La secuencia cronológica es crucial para laobtención de una muestra representativa delfluido original del yacimiento. Las muestrasdeben tomarse en la etapa más temprana posi-ble de la vida productiva de un yacimiento paraevitar la condición bifásica causada por la caídade presión a medida que el pozo produce. Poreste motivo, los pozos descubridores a menudoson muestreados en forma extensiva, utilizandoprobadores de formación operados con cabledespués de perforar un intervalo, y, nuevamente,mediante pruebas de formación efectuadas através de la columna de perforación (DST).

Además de la presión, un operador debeconsiderar cuán representativa puede ser unamuestra si se extrae de un yacimiento de granextensión areal. Es decir, una sola muestra,tomada en una posición dada, probablemente noincorpore las variaciones o la compartimentali-zación existente en un yacimiento. Del mismomodo, una sola muestra tampoco da cuenta delas gradaciones de los fluidos que se observanentre el tope y la base de las secciones produc -tivas extensas. En consecuencia, los fluidos deyacimientos a menudo son muestreados a medidaque se perforan otros pozos en un yacimiento. Lasmuestras se toman además a distintas profundi-dades en el yacimiento, utilizando habitualmenteun probador de formación operado con cable.

Los fluidos muestreados en la superficie pue-den diferir considerablemente de los fluidosmuestreados en el fondo del pozo. Los asfaltenospueden separarse de los fluidos del yacimientocon la caída de presión que se produce a medidaque los fluidos son llevados desde los disparos ala superficie. Las parafinas también puedensepararse de la solución con una caída de tem-

peratura que acompaña a los fluidos a medidaque son llevados a la superficie. La diferenciaentre las propiedades de los fluidos de fondo depozo y de superficie resulta de gran interés paraun operador y se ha desarrollado una diversidadde técnicas para obtener cada tipo de muestra.

Las muestras de superficie se recolectan en elcabezal del pozo o en el separador. Las muestrasdel separador requieren que se tomen muestrasindividuales de las fases petróleo y gas, ademásde mediciones precisas de sus respectivas tasasde flujo, presiones y temperaturas. Las muestrasde petróleo y gas se combinan luego en un labora-torio para formar una muestra representativa.Estas muestras se extraen cuando el análisisespecial requiere volúmenes que exceden lacapacidad de las herramientas de muestreo con-vencionales o cuando no es posible recolectarmuestras de fluidos de yacimientos en el fondodel pozo. Tales volúmenes pueden requerirsepara los análisis utilizados en los estudios de lasrefinerías o en los estudios de recuperación me -jorada de petróleo.

Las muestras tomadas en el fondo de pozo,normalmente aludidas como muestras de fondode pozo, son las más representativas del fluido deformación original porque se recolectan tan cercade la presión y la temperatura del yacimientocomo lo permiten las condiciones del pozo. Lasmuestras de fondo de pozo se extraen con dispo-sitivos desplegados con cable o con línea deacero, o como parte integrante de la sarta deherramientas DST. Se utilizan cuando la presiónde flujo de fondo de pozo es mayor que la presiónde saturación de petróleo del yacimiento. Lasmuestras de fondo de pozo son esenciales para el

análisis PVT y para la evaluación de los proble-mas potenciales de aseguramiento del flujo, talescomo la precipitación y la depositación de asfal-tenos y parafinas.

Diversos factores inciden en la elección de latécnica de muestreo: las propiedades del yaci-miento, el volumen de muestra requerido, el tipo

2. El punto de burbujeo está definido por la temperatura yla presión a las que parte de un líquido comienza aconvertirse en gas. De este modo, si un volumenconstante de líquido se mantiene a una temperaturaconstante mientras la presión se reduce, el punto en elcual comienza a formarse el gas es el punto de burbujeo.

3. El punto de rocío está definido por la temperatura y lapresión a las que un gas comienza a condensarse. Si semantiene una presión constante sobre un volumen de gasdado mientras la temperatura se reduce gradualmente, elpunto en el cual comienzan a formarse pequeñas gotitasde líquido, es el punto de rocío del gas a esa presión.

> Determinación de los fluidos durante una operación de limpieza del pozo. Este pozo del Campo Krechbafue monitoreado con el medidor de flujo PhaseTester durante un período de limpieza de 24 horas. Luegode cada incremento del tamaño del estrangulador (orificio), prescripto por el programa de limpieza, semidieron la presión en boca de pozo y las tasas de líquido y gas. Los resultados de la herramientaPhaseTester muestran mesetas bien definidas para cada fase, que corresponden a ajustes del tamañodel estrangulador. La curva de presión en boca de pozo indica cuándo se modificó el estrangulador.

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

Tasa

de

flujo

(gas

to) d

e ag

ua, b

bl/d

Pres

ión

en b

oca

de p

ozo,

lpc

Fecha / hora

Tasa de flujo de gas

Tasa de flujo de agua

Presión en boca de pozo

08/24/05–12:00 08/24/05–18:00 08/25/05–0:00 08/25/05–6:00 08/25/05–12:00 08/25/05–18:00

50

40

30

20

10

0

Tasa

de

flujo

de

gas,

MM

pc/d

> Demanda de muestras de fluidos producidos.Se requieren muestras de fluidos repre senta ti -vas y sus análisis, aguas arriba y aguas abajodel cabezal del pozo.

Ingenieros de terminación y producción de pozos

Geólogos

Ingenieros de yacimientos

Ingenieros de instalaciones

Diseños de terminación de pozos

Especificaciones de materiales

Cálculos relacionados con los procesos delevantamiento artificial

Interpretaciones de los registros de producción

Pronósticos de producción

Mitigación del aseguramiento del flujo

Separación y tratamiento de los fluidos producidos

Opciones de medición

Estrategias de transporte

Interpretaciones de pruebas de pozos

Estimaciones de reservas

Cálculos de balances de materiales

Análisis del mecanismo natural de drenaje

Simulaciones de yacimientos

Correlaciones de yacimientos

Estudios geoquímicos

Estudios del origen de los hidrocarburos

¿Quién necesita muestras de fluidos?

de fluido de yacimiento a muestrear, el grado deagotamiento del yacimiento, y el tipo de equipode superficie y subsuelo requerido. Cada modode muestreo requiere su propio equipo especial,aunque ciertos componentes son comunes a lamayoría de los modos de muestreo. El rango delos modos de muestreo puede agruparse enforma aproximada en cinco técnicas básicas:• Extracción de muestras del cabezal del pozo:

Se utiliza un colector múltiple de cabezal depozo, construido a tal efecto, para recolectarmuestras en la superficie (arriba). Estas mues -tras pueden ser recolectadas sólo cuando lapresión de flujo en boca de pozo y la tempera-tura se encuentran por encima de la presiónde saturación del fluido del yacimiento, demanera que el fluido se mantiene en estadomonofásico en el cabezal del pozo. Tales condi-ciones no son habituales pero a veces existen;por ejemplo, en ciertos pozos submarinos enlos que los fluidos producidos pueden mante-nerse monofásicos durante todo el trayectohasta el colector múltiple de estranguladores(manifold) de superficie.

• Extracción de muestras de superficie DST: Lasmuestras de petróleo y gas suelen obtenerse enel separador de prueba. Con mediciones preci-sas de las tasas de flujo, presiones y temperatu-ras del petróleo y el gas, estas muestras puedenrecombinarse en un laboratorio para aproximar-se a la composición de un fluido representativoen profundidad. Tales muestras requieren laexistencia de condiciones de flujo estables den-tro del separador. Las muestras de superficiedeberían recolectarse siempre, como medidaprecautoria, debido a que problemas imprevis-tos podrían impedir la recuperación exitosa delas muestras de fondo de pozo.

• Extracción de muestras de fondo de pozo DST:Las muestras representativas de fluidos seextraen en el fondo del pozo al final del períodode flujo principal de la prueba DST. Se transmi-ten comandos desde la superficie para abrir unacámara para muestras, tal como un tomador demuestras de yacimientos monofásicos (SRS),que se incorpora en un lastrabarrenas (porta-mecha) especial en la sarta DST (derecha).Utilizando un transportador de fondo de pozoSCAR, se pueden obtener hasta ocho muestrasmonofásicas SRS. La herramienta de extracciónde muestras SCAR es activada por un disco deruptura o por transmisión de pulsos de presióna través del lodo de perforación hasta un dispa-rador IRIS. La extracción de muestras de fondode pozo DST se lleva a cabo a la presión y tem-peratura del yacimiento, de modo que el fluidomonofásico se recupera si la presión del yaci-miento se encuentra por encima de su punto deburbujeo.

• Extracción de muestras con línea de acero:Habitualmente corridos en pozos productores,los dispositivos de muestreo SRS pueden sersuspendidos en una línea de acero y bajarse através de la tubería de producción hasta el topede los disparos. Un temporizador instalado en elSRS permite que la cámara para muestras seabra y admita los fluidos después de transcurridoun tiempo suficiente para que la herramientaalcance la profundidad deseada.

• Extracción de muestras con el probador de laformación operado con cable: Las herramientasoperadas con cable, tales como la herramientaMDT, son corridas rutinariamente en agujerodescubierto para medir las presiones del yaci-miento, y con frecuencia miden las presionesen distintas profundidades, abarcando todo elyacimiento para obtener un gradiente de pre-sión del yacimiento, además de recolectarmues tras de fluidos del mismo. La capacidad deextracción de muestras múltiples de la he rra -mienta MDT permite tomar muestras a distin-tas profundidades de un yacimiento para deli-near gradaciones complejas de la columna defluidos. Los resultados del probador de la for-mación operado con cable a menudo se utilizanpara guiar las pruebas de formación subsi-guientes, efectuadas a través de la columna deperforación.

Dentro de la herramienta MDT, la calidad de lamuestra es monitoreada con un Analizador Ópticode Fluidos OFA, un Analizador de Fluidos VivosLFA, o los módulos del Analizador de la Composi-ción de los Fluidos CFA. Estos módulos puedendeterminar si un fluido ha atravesado su presiónde saturación; como sucede cuando una muestrade petróleo cae por debajo de su punto de burbu-

jeo, o cuando una muestra de gas cae por debajode su punto de rocío. Además, ayudan a verificarque el fluido muestreado posea valores suficien -temente bajos de contaminación con filtrado.4

Las muestras adquiridas con la herramientaMDT se almacenan en una cámara para muestrasmúltiples monofásicas (SPMC) para garantizarque los fluidos se mantengan a la presión de for-mación a medida que se llevan a la superficie. Enlos pozos de exploración, las muestras MDT obte-nidas en agujero descubierto a menudo sirvencomo indicador preliminar del tipo de fluido delyacimiento, antes de que se efectúe la prueba depozo en pozo entubado. En ciertos pozos, lasmediciones de presión y la extracción de mues-tras MDT reemplazan a la prueba DST.

54 Oilfield Review

> Tomador de muestras de fluidos de fondo depozo. El tomador de muestras de yacimientosmonofásicas (SRS) utiliza un pistón cargado connitrógeno para ejercer presión sobre la cámarapara muestras de fluidos, de 600 cm3, mante -niendo el fluido por encima de su presión desaturación y en estado monofásico cuando lacámara para muestras es llevada a la superficie.El hecho de mantener la presión alta tambiénimpide que el fluido precipite asfaltenos, lo quepuede hacer que las muestras se tornen norepresentativas.

Temporizador de encendido

Cámara de aire

Válvula del regulador

Dispositivo de cierre

Pistón flotante

Orificios de muestreo

Pistón fijo

Válvula a correa

> Colector múltiple de muestreo del cabezal delpozo. Esta unidad, de fácil transporte, provee loscilindros de muestreo, las válvulas y los medi do resnecesarios para captar los fluidos producidos enel cabezal del pozo.

Verano de 2007 55

Para los lodos a base de aceite (OBM), se hadesarrollado un sistema de muestreo enfocadoespecial para reducir la contaminación de lamuestra de fluido de hidrocarburo con filtrado defluido de perforación miscible a base de aceite.La herramienta de muestreo operada con cableQuicksilver Probe utiliza dos áreas de flujo dife-rentes para guiar al fluido de formación limpio alinterior de la herramienta MDT.5 Un aro perime-tral, o aro “de protección,” que rodea la parteexterna de la probeta, capta el filtrado, mientrasque un aro central aspira el fluido del yacimientolimpio desde el centro del cono de flujo. Sin em -bargo, esta herramienta no se limita al OBM; lamisma probeta de protección provee una opera-ción de muestreo más rápida y más limpia en lospozos perforados con cualquier tipo de lodo.

La extracción de muestras de fondo de pozotambién puede efectuarse en pozo entubado, uti-lizando la herramienta CHDT; una variante de laherramienta MDT. Este probador perfora un agu-jero de 0.28 pulgada de diámetro a través de latubería de revestimiento, el cemento y la forma-ción, luego inserta una probeta para obtenermediciones de presión y muestras. Después deextraída la probeta, se inserta un sello bidirec-cional de 10,000 lpc [69 MPa] para taponar elagujero creado en la tubería de revestimiento.6

Análisis de fluidosLas relaciones de presión-volumen-temperatura(PVT) y la composición de los fluidos producidosson de gran interés para las compañías de E&P yresultan esenciales para la evaluación de la ren-tabilidad de un pozo o un área prospectiva. Lacomposición y las propiedades físicas de losfluidos producidos inciden en los diseños de ter-minaciones críticas y en los diseños de la línea de

flujo y las estaciones de separación y bombeo, eincluso en las plantas de procesamiento y refina-ción; especialmente cuando se producen CO2, H2Su otros elementos corrosivos. El análisis composi-cional provee datos de entrada claves para lasimulación de yacimientos.

El análisis de fluidos se efectúa en los labora-torios PVT, algunos de los cuales pueden serllevados a la localización del pozo. El servicio deanálisis de fluidos de pozos en sitio PVT Expressofrece un laboratorio de análisis PVT dedicadopara la localización del pozo (arriba). Los espe-cialistas del servicio de muestreo y análisis defluidos de Oilphase-DBR realizan los análisis PVTno bien se recolectan las muestras. En su labora-torio independiente, los analistas PVT miden lapresión de saturación, el punto de burbujeo y elpunto de rocío, la relación gas-petróleo, la com-posición del gas hasta C12 y la composición dellíquido hasta C36, la densidad atmosférica y laviscosidad del líquido.7 Los resultados del análi-sis de fluidos específicamente diseñado se envíanal cliente a las pocas horas, posibilitando la tomade decisiones cruciales relacionadas con laspruebas y terminaciones de pozos.

En una prueba de un pozo marino reciente,los especialistas del servicio PVT Express anali-zaron las muestras de fluidos de yacimientosrecolectadas en el cabezal del pozo, junto con lasmuestras de gas y líquidos del separador. El in -geniero de Oilphase-DBR midió la presión desaturación de las muestras de fluidos del cabezaldel pozo, a la temperatura de muestreo y a la tem-peratura del fluido de yacimiento, y la relacióngas-petróleo del fluido y su composición. Estainformación fue transferida al sistema de monito-reo y envío de datos en tiempo real InterAct yluego se transmitió al centro de Análisis de Flui-

dos de Oilphase-DBR en Houston, donde se con-troló la calidad de los datos. Los resultados secargaron luego en el software de simulación PVTPro (que utiliza una ecuación de estado) para elmodelado ulterior. La matriz de presión-tempera-tura resultante se envió nuevamente al equipoperforador, donde fue descargada en un archivode datos PhaseTester. Los datos permitieron quelos ingenieros de pruebas crearan una identi -ficación de fluidos orientada a optimizar lasmediciones del medidor de flujo PhaseTesterobtenidas durante la prueba del pozo.

Planeación de las pruebas de pozosCon la introducción de las aplicaciones de pla-neación asistidas por computadoras, las pruebasde pozos por reglas generalizadas han recorridoel mismo camino que el nomograma. Estas prue-bas requieren objetivos claramente definidos yuna planeación cuidadosa. La mayoría de laspruebas de pozos son diseñadas en torno a obje-tivos tales como la extracción de muestras defluidos para análisis de laboratorio, la mediciónde la presión y la temperatura del yacimiento, ladeterminación de la productividad de los pozos,la evaluación de la eficiencia de las operacionesde terminación de pozos, o la determinación deltamaño, los límites y otros parámetros de losyacimientos. Para alcanzar estos objetivos, elingeniero especialista en pruebas de pozos debeconcebir una secuencia de mediciones dinámi-

4. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,” OilfieldReview 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.Para obtener más información sobre el módulo Analizadorde la Composición de los Fluidos CFA, consulte:Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, DongC, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR yTerabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.

5. Para obtener más información sobre la herramienta demuestreo Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R,Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S,Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J,Weinheber P, Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiadoy análisis de fluidos en el fondo del pozo,” OilfieldReview 18, no.4 (Primavera de 2007): 4–21.

6. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougallT, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R ySiegfried R: “Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos a través del revestimiento,” OilfieldReview 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.

7. Oilphase-DBR es la división de muestreo y análisis defluidos de Schlumberger. Oilphase fue fundada enAberdeen, en 1989, con la introducción de la primeraherramienta monofásica de muestreo de fondo en pozoentubado. Oilphase fue adquirida por Schlumberger en1996. DBR fue fundada en 1980 en Edmonton, Alberta,Canadá, por Donald Baker Robinson, coautor de laecuación de estado de Peng-Robinson. DBR diseñó yfabricó el equipo del laboratorio de análisis PVT, libre demercurio y de aseguramiento del flujo, el software queutiliza la ecuación de estado y los servicios de análisisde fluidos de petróleo pesado. En el año 2002, DBR fueadquirida por Schlumberger y se fusionó con Oilphase.

> Laboratorio portátil de análisis de fluidos. El servicio de análisis móvil PVTExpress puede proveer información sobre las características físicas, la com po -sición y el comportamiento de los fluidos de yacimientos. Al disponer del labo -ratorio en la localización del pozo, el operador puede obtener rápi da mente unanálisis detallado de la composición de los fluidos, la presión de burbujeo ola presión de rocío, la compresibilidad, la viscosidad y otros parámetrosimportantes.

cas y seleccionar el equipamiento correcto pararealizar el trabajo. Cualesquiera sean los objeti-vos del operador, todas las pruebas de pozos denuestros días son diseñadas considerando laseguridad y la protección del medio ambientecomo prioridades máximas.

El primer paso del diseño de una prueba depozo efectiva implica la comprensión detalladade los objetivos de la prueba de pozo propuesta.Todas las decisiones relacionadas con el manipu-leo de las tasas de flujo, las duraciones de losperíodos de pruebas, la frecuencia de muestreode los medidores de presión y el protocolo demuestreo de fluidos, requieren una comprensiónsólida de lo que se espera que demuestre laprueba. En ciertos casos, la recolección de lasmuestras constituye una prioridad; algunasrequieren una tasa de flujo o una caída de pre-sión máxima; y otras buscan evaluar la eficienciade las operaciones de terminación o investigarlos límites del yacimiento. Para cada objetivo, sedebe efectuar un análisis cuidadoso y deliberadode costos versus beneficios.

Los objetivos de las pruebas se desarrollandespués de un análisis detallado de la informa-ción geofísica, petrofísica y de perforación. Estosobjetivos deben priorizarse luego para asistir enel proceso de toma de decisiones subsiguiente, enel que deben considerarse los factores económi-cos y operacionales. A partir de este análisis, losgeólogos e ingenieros determinarán qué zonasprobar, el tipo de datos de pruebas que necesitanadquirir para satisfacer los objetivos planteados,y, en consecuencia, el tipo de prueba de pozo quenecesitan efectuar.

Para determinar la gama de objetivos quepueden ser satisfechos por una prueba de pozo,los ingenieros especialistas en pruebas modelanla respuesta del yacimiento a los cambios produ-cidos en el régimen de producción durante laprueba. Las simulaciones efectuadas con com -putadoras permiten que los responsables deldiseño de las pruebas de pozos consideren losefectos de un amplio rango de presiones y tasasde flujo sobre el yacimiento y el sistema de prue-bas. La simulación ayuda además a identificarlos tipos de sistemas capaces de medir la pre-sión, la temperatura y los rangos de tasas deflujo esperados, además de los equipos de prue-bas de fondo de pozo y de superficie que seránrequeridos para ejecutar físicamente el pro-grama de pruebas de pozos.

Los resultados de las simulaciones se revisanpara determinar cuándo aparecerán las caracte-rísticas clave de las presiones transitorias, talescomo el fin de los efectos del almacenamiento ode las operaciones de terminación de pozos, o elinicio y la duración del flujo radial durante el

cual el yacimiento se comporta como si fuera ili-mitado en extensión.8 Estos resultados tambiénpermiten que el personal responsable de laspruebas anticipe la aparición de los efectos delos límites exteriores, causados por las fallas olos límites de presión. Los análisis de sensibili-dad determinan los efectos de los parámetros deyacimientos potenciales sobre la duración de losperíodos de flujo y cierre. En esta etapa, puedeser necesaria una revisión de los objetivos priori-zados de las pruebas de pozos. No es inusualobservar que el tiempo de flujo o de cierre re -querido para lograr un objetivo en particular esprohibitivo a la luz del costo asociado. Estascompensaciones recíprocas constituyen unaparte muy real del proceso de planeación de laspruebas de pozos.

Con los parámetros de las pruebas en lamano, los ingenieros especialistas en pruebas depozos pueden seleccionar los sistemas de adqui-sición de datos y el equipo de pruebas de pozosque se adecuan a la operación. Entre otras con-sideraciones importantes se encuentran lassiguientes:• asegurar que los datos de las pruebas de pozos

requeridas sean suficientes para validar laprueba

• requerir lecturas de superficie para visualizarlas mediciones de datos de presión y tempera-tura de fondo de pozo para tomar decisionesen tiempo real, o simplemente valerse de re gis -tradores de fondo de pozo

• utilizar medidores de alta resolución cuandolos objetivos de las pruebas exigen una descrip -ción detallada del yacimiento

• asegurar la redundancia de las mediciones• requerir la redundancia de las herramientas

de fondo de pozo durante todas las operacio -nes en los pozos marinos para garantizar elcontrol de pozo, en el fondo del pozo y en elfondo marino

• seleccionar el equipo de superficie para ma ni -pular las tasas de flujo y las presiones esperadasen forma segura y eficiente

• eliminar los fluidos producidos sin afectar elmedio ambiente.

El diseño y la especificación del equipo deflujo de superficie poseen una participación muyimportante. Para llevar los fluidos a la superficieen forma segura, los ingenieros especialistas enpruebas de pozos deben diseñar un sistema quepueda tolerar y controlar los flujos intensos delíquidos y gases, desde el cabezal del pozo hastael separador y hasta los tanques de almacena-miento, o, más adelante, hasta la antorcha. Paraprevenir la erosión potencialmente devastadorade la tubería, de los empalmes y del equipo,dichos ingenieros deben tener en cuenta la velo-

cidad del fluido, el arrastre y las caídas de pre-sión, entre un componente y el siguiente.

Una herramienta de planeación importantees el diagrama de disposición del equipo. Estediagrama esquemático muestra el equipo depruebas a utilizar, la disposición general de lastuberías y la ubicación específica de cada equipoen la localización del pozo. Teniendo en cuentalas tasas de flujo y las presiones de boca de pozoesperadas, los responsables del diseño de laspruebas de pozos pueden determinar el tamañoy los rangos operativos de presión para la tube-ría, el cabezal del pozo, el colector múltiple deestrangulamiento, el calentador y el separadorde prueba. El tamaño correcto de la tubería esimportante, en particular, para prevenir veloci-dades de fluido excesivas, pérdidas de presióngrandes y la sobrepresurización del equipo.

Las tasas de flujo altas constituyen una preo-cupación especial con respecto al separador deprueba de superficie. La presencia de demasiadofluido puede abarrotar rápidamente el equipo,provocando el arrastre del líquido hacia la líneade gas del separador, o la formación de espumaen su línea de petróleo. Mediante el diseño deun sistema en el que se tengan en cuenta lostiempos de retención y los perfiles de presión,los ingenieros especialistas en pruebas de pozospueden evitar esos problemas.9 Sus diseños depruebas deben garantizar además el manteni-miento de un régimen de presión y temperaturaque evite la formación de hidratos; de lo con -trario, deben planificar la inyección de glicol ometanol aguas arriba del colector múltiple deestrangulamiento.

El diseño de la prueba considera la seguridaddesde un extremo al otro del sistema. Todo elequipo de pruebas de superficie debe estarconectado a tierra. Las tuberías, las líneas deflujo y las líneas de venteo se codifican en colorpara identificar la presión de operación de latubería y cada una de las líneas debe estaranclada. La disposición se diseña además paradar cabida o combatir los efectos del ruido y elcalor. Las mediciones del ruido, obtenidasdurante las pruebas de pozos, muestran unincremento correlativo de los decibeles en elseparador y la línea de gas conforme aumentan

56 Oilfield Review

8. Conforme se difunde en una formación, la presióntransitoria deja de ser afectada por los efectos del pozoy de la región vecina al pozo, y se vuelve más indicativade las propiedades de la formación. Este período seconoce comúnmente como régimen de flujo radialdurante el cual el yacimiento se comporta como si fuerainfinito, porque la presión transitoria no es afectada porlos límites externos y, en consecuencia, actúa como sisu extensión areal fuera infinita.

9. La tasa de flujo (régimen de producción, velocidad deflujo, gasto, caudal, rata) con que un fluido pasa a travésde un componente es una función de su tiempo deretención.

Verano de 2007 57

las tasas de flujo. La disipación del calor es unapreocupación para el personal y el equipo, demanera que el plan de conjunto del equipo debecontemplar las distancias de aislamiento ade-cuadas entre los diferentes equipos, tales comoel cabezal del pozo, el intercambiador de vapor,el separador o la antorcha. Estas distancias que-dan dictaminadas por las clasificaciones de lasnormas industriales asignadas a cada compo-nente para reducir la probabilidad de que seproduzca combustión accidental.

El software de diseño de pruebas de pozospuede ser de utilidad para especificar el equipode superficie y decidir su disposición. El softwarede diseño de pruebas de pozos ArchiTest fun-ciona con el software de análisis del sistema deproducción PIPESIM para llevar a cabo un análi-sis nodal del sistema de superficie, creando unasimulación realista, en régimen estacionario, delos procesos de superficie. Esta aplicación tieneen cuenta todo el equipo de pruebas de pozos desuperficie; desde el estrangulador, hasta el se -parador y el quemador (derecha). Con datos deentrada tales como la presión de flujo en boca depozo, la temperatura, la tasa de flujo, la composi-ción del fluido, la densidad API del petróleo, y elpeso específico del gas, este software permitemodelar los fluidos a medida que son producidosa través del equipo de superficie; comenzandocon los fluidos de perforación o de terminación ypasando a los fluidos del yacimiento.

La salida de la simulación predice las presionesy tasas de flujo en función del tiempo, y des taca losequipos inadecuados para las condiciones pre -vistas. El sistema puede utilizarse luego paradeterminar la sensibilidad del sistema a los cam-bios producidos en las variables, que van desde lapresión del separador hasta el tamaño del estran-gulador de superficie o de la línea de flujo. Estesoftware se utiliza además para determinar laerosión, a diferentes velocidades, y para calcularlos tiempos de retención requeridos para proce-sar los fluidos a través del separador.

Si el pozo no está conectado a las instala cionesde producción y el cliente requiere la eliminaciónde los fluidos producidos, el software ArchiTestpuede predecir los patrones de ruido y radiacióntérmica que emanan de la antorcha. El softwarepermite además anticipar los riesgos de forma-ción de hidratos, emulsiones o espumas.

La planeación de las pruebas de pozos, losequipos de alto desempeño y el cumplimiento delos requerimientos de seguridad y medio am bienteson sometidos a su prueba más desafiante en elambiente de aguas profundas. Una prueba de pozoreciente destaca algunas de las complejidadesinvolucradas en el proceso de planeación e imple-mentación de una prueba de pozo extendida.

Prueba extendida en aguas profundasEn el Golfo de México (GOM), el 99% de las re -servas comprobadas de petróleo son producidasde rocas de edad Mioceno o más modernas. Enlos últimos años, se han descubierto ya ci mien tos potenciales en formaciones más antiguas, lo queha generado nuevas tendencias en exploración yha abierto corredores más amplios del GOM paralas operaciones de perforación. A medida que lascompañías de E&P se aventuran en aguas másprofundas en busca de estos yacimientos, esnecesario desarrollar nuevas tecnologías y modi-ficar las tecnologías antiguas para adaptarlas alos desafíos que plantea este riguroso ambienteoperativo.

Las incursiones exploratorias en aguas pro-fundas y ultraprofundas destacan la importanciade las pruebas de pozos. Para obtener resultadosválidos, la planeación de estas pruebas de pozoscomplejas y extendidas puede insumir variosmeses, y las pruebas en sí pueden durar variassemanas. Los datos de flujo, presión y propiedadesde los fluidos, obtenidos a través de las pruebasde pozos, son esenciales para desarrollar estrate-gias adicionales de perforación, terminación yproducción de pozos. Estos datos pueden determi-nar si el operador coloca la tubería o abandona unárea prospectiva. Si el operador opta por terminarel pozo, los datos de las pruebas servirán de guíapara el tamaño y el tipo de equipamiento reque-rido para procesar los fluidos producidos.

Para lograr éxito en estas áreas de frontera deaguas profundas, las compañías de exploracióndeben emplear una diversidad de tecnologíassofisticadas que las ayuden a determinar la natu-raleza de sus áreas prospectivas; que puedenencontrarse en tirantes de agua (profundidad dellecho marino) de 1,500 m [5,000 pies], o a una pro -fundidad superior, y quizás a 6,100 m [20,000 pies],o a una profundidad superior, por debajo delfondo del océano. Inicialmente, las ondas de pre-sión en forma de energía sísmica penetran lasprofundidades para definir el área prospectivacon la mayor claridad posible. No obstante, unavez perforado un pozo, se utiliza una onda de pre-sión completamente diferente para determinarsus contenidos.

Chevron Corporation, junto con sus sociosDevon Energy y Statoil ASA, ha estado explo-rando las formaciones de edad Eoceno, másprofundas, del Golfo de México. En el proceso, elPozo Jack 2 de Chevron, perforado en el BloqueWalker Ridge 758, estableció varios récords,logrando al mismo tiempo la prueba exitosa másprofunda de un pozo del Golfo de México. Elpozo se encuentra ubicado a 280 km [175 millas]en el área marina, a unos 435 km [270 millas] alsudoeste de Nueva Orleáns, en una profundidadde agua de 2,123 m [6,965 pies]. Apuntando a lasareniscas Wilcox como objetivo, el Pozo Jack 2

> Esquema de distribución automatizado. El programa ArchiTest asiste en el diseño de la distribuciónareal del equipo de pruebas de superficie. La longitud, el diámetro y las presiones de operación decada componente del diseño se verifican en función de las tasas de flujo, las caídas de presión y lastasas de erosión calculadas para asegurar que el equipo sea capaz de manipular los fluidos produ ci -dos. Los componentes de las pruebas de superficie, que no son aptos para la operación, se resaltanen rojo para su fácil identificación.

File Edit View

Properties

Name ��������Length ��� ��Diameter ���� ��Weir type �����Weir distance ��� ��Minimum working ���� ����Maximum working ��� ����

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Working pressure ������� !�Maximum gas flow ���� ""�#�$�Maximum liquid flo �%������ &&�$�Lcv oil #���'�� (��)� *+�

Pcv gas #���'�� (��)� ,- �

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Valve diameter �� ��

Valve diameter ��� ��

Flow character �23�� �'4������

Flow character 5����'

Cv Max ��6

Cv Max �+���Enter name

Minimum work ��� ����Maximum work ����� ����Working press ������� !�

Chemical injection

Flowhead

Surface safety valve

Choke

Cyclone sand controlHeater

SeparatorPhase tester

Tank

Pump

Pressuresafety

valve skid

Pressurecontrol valve

Oil manifold

Gasmanifold

Burner

fue perforado hasta una profundidad total de8,588 m [28,175 pies] (derecha).

Propuesto inicialmente sobre la base de losdatos sísmicos, este yacimiento subsalino debióser exhaustivamente registrado y probado paradeterminar el alcance y la calidad de los hidro-carburos contenidos en el mismo. El programa deevaluación de formaciones en agujero descu-bierto de Chevron, para el Pozo Jack 2, incluyóuna serie LWD consistente en servicios de adqui-sición de registros de rayos gamma, resistividad,presión y direccionales. Chevron requirió ademásuna serie integral de herramientas operadas concable, incluyendo herramientas de adquisiciónde registros de inducción, densidad, neutrón,espectroscopía de captura elemental, espectros-copía de rayos gamma naturales, el generador deimágenes sónicas, la herramienta de resonanciamagnética nuclear, el generador de imágenessísmicas , el probador de la formación y una he -rramienta rotativa de extracción de núcleoslaterales (muestras de pared, testigos laterales).

Si bien la adquisición de registros ayudaría aresponder preguntas sobre profundidad, poro -sidad, y espesores totales y netos de zona produc-tiva presente en el yacimiento, a los ingenieros deproducción les preocupaba particularmente elpotencial petrolero de las areniscas Wilcox debaja permeabilidad, baja densidad API del petró-leo y baja relación GOR, y el impacto de estos fac-tores sobre la capacidad de producción o el poten-cial comercial de esta área prospectiva. Debido aestas inquietudes, se programó una prueba deflujo de larga duración para este yacimiento deareniscas Wilcox, con el fin de definir exhaustiva-mente la capacidad de producción del yacimiento.

Chevron armó un equipo de proyectos respon-sable de planificar y llevar a cabo la prueba depozo. La obtención de resultados de pruebas váli-dos de un yacimiento subsalino ubicado unos20,000 pies por debajo del fondo marino, requirió14 meses de planeación y coordinación extensivasentre Chevron, Schlumberger y otros proveedoresde servicios técnicos. El núcleo del equipo depro yectos de Chevron estaba constituido poringenieros de yacimientos, de operaciones y determinación de pozos, además de asesores deoperaciones de terminación y pruebas de pozos,quienes reportaban al superintendente de prue-bas de pozo del pozo Jack de Chevron.

Para coordinar los esfuerzos de los ocho servi-cios individuales de Schlumberger y los serviciosde otros contratistas de pruebas, se contrató elGrupo de Soporte de Proyectos de Pruebas y Ter-minación de Pozos de Schlumberger. El gerentede proyectos de Schlumberger se instaló con elequipo de pruebas de pozos de Chevron en Hous-ton, y sirvió como único punto de contacto para

todos los servicios de pruebas de Schlumberger.En la base de pruebas de Schlumberger , enHouma, Luisiana, un coordinador de operacionessenior manejó el aspecto logístico y supervisó lapreparación, prueba y calificación de las cantida-des masivas de equipos destinados al Pozo Jack.Este mismo coordinador de operaciones actuaríacomo supervisor de pozo de Schlumberger durantela fase de ejecución de la prueba del Pozo Jack,coordinando los esfuerzos de los 25 miembros delpersonal de servicios de Schlumberger y los 10miembros del personal de servicios de terceros.

Este proceso de planeación integral identificóvarias áreas problemáticas, especialmente conrespecto a las altas presiones de fondo de pozoencontradas en esas grandes profundidades.Schlumberger realizó numerosas modificacionesen sus equipos de terminación y pruebas depozos para permitir una operación extendida conaltas presiones. Hasta este momento, la mayorparte del equipo de fondo de pozo es apto paraoperar con 15,000 lpc [103 MPa]. Entre los equi-pos de fondo de pozo desplegados en el PozoJack se encontraban las herramientas de prue-bas de fondo de pozo IRIS y los registradores depresión y temperatura de alta resolución. Un sis-tema especialmente modificado de pistolas dedisparo bajadas con la tubería de producciónpara agujeros grandes, libres de tapones, Power-Flow de 7 pulgadas, complementó un sistema decabezal de disparo electrónico eFire, diseñadopara esta operación. Todo este equipo fue mejo-rado para tolerar las presiones de trabajo de25,000 lpc [172 MPa]. En la prueba del pozo,estas herramientas se espaciarían por debajo delárbol de control de pozos submarinos de alta pre-sión SenTREE, que se asentó con precisión en elconjunto de preventores de reventón de fondomarino. En la superficie, se proveyó un medidorde flujo multifásico Vx y los servicios de muestreoy análisis de fluidos en sitio PVT Express paraaumentar la serie tradicional de herramientas depruebas de pozos basadas en el separador.

El pozo fue perforado hasta la profundidadtotal (TD), se entubó y disparó utilizando técni-cas de disparo operadas con la tubería de produc-ción (TCP). Se utilizó una secuencia mejorada dedisparo eFire para asegurar que no se produjeraningún error de disparo como consecuencia de lasfluctuaciones de presión producidas en el espacioanular mientras se bajaban las herramientas enel pozo. El pozo fue terminado utilizando tecnolo-gía de fracturamiento y empaque. Posteriormente,se bajó la sarta de pruebas de pozo. Durante laprimera semana de la prueba, un ingeniero deyacimientos de Schlumberger permaneció en lalocalización del pozo para integrar las corrientesde datos e identificar los problemas de comunica-ción entre las líneas de servicio de las herramien-tas suministradas por Schlumberger, Halliburton,ClampOn AS e iicorr Ltd.

La prueba de pozo, de 33 días, consistió en dosperíodos de flujo que totalizaron 23 días y dos perí-odos de cierre que alcanzaron un total de 10 días.Durante la prueba, el personal de Oilphase-DBRrecolectó muestras monofásicas de alta presión,aguas arriba del estrangulador, y muestras delseparador de baja presión. El análisis de los flui-dos se efectuó en tiempo real con el servicio deanálisis PVT Express, y los resultados de este aná-lisis se utilizaron localmente para mejorar lascorrelaciones de fluidos del medidor de flujo Vx.Con la ayuda de los datos de entrada del análisisde fluidos PVT Express, el medidor de flujo multi-fásico Vx proporcionó mediciones de tasas deflujo precisas y discretas, que resultaron vitalespara diversos análisis en tiempo real claves, eje-cutados por el personal de ingeniería de Chevron.

La prueba del Pozo Jack no era una pruebade pozo normal. Bajo condiciones de pruebas depozos normales, la medición y el análisis de pre-sión en tiempo real son ventajosos, pero concostos diarios superiores a US$ 750,000 para estepozo, resultaban indispensables. Las decisionescríticas, asociadas con la regulación del tiempo yla planeación futura, se encaraban en forma

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> Preparativos para la prueba. El Pozo Jack 2, perforado originalmente con la embarcación de perfo -ración Discoverer Deep Seas, fue entubado y suspendido antes de instalar el equipo de perforaciónsemisumergible Cajun Express para efectuar la prueba de pozo extendida. Las barcazas fueron lleva -das al lugar por anticipado para recolectar los fluidos producidos durante la prueba.

Verano de 2007 59

regular en base a la lectura de las presiones defondo de pozo realizada en la superficie. Sinestos datos en tiempo real, se hubieran emple-ado enfoques conservadores, lo que se habríatraducido en una cantidad de días considerable-mente mayor en la localización del pozo.

Una incógnita importante en relación con elPozo Jack era el valor máximo seguro de la caídade presión. A través de estudios preliminares, seestableció un objetivo agresivo, y este objetivo sebasó en el comportamiento de la prueba de pre-sión real obtenido de las lecturas de presión defondo de pozo. Sin esas lecturas de presión, nose habría podido llevar a cabo la representacióngráfica del diagnóstico en tiempo real. La faltade esas lecturas habría obligado a ejecutar unprograma de pruebas más conservador, que sehubiera traducido en tasas probadas más bajas yperíodos de prueba más prolongados.

Un flujo casi constante de presiones de fondode pozo posibilitó además el análisis de presio-nes transitorias en tiempo real. Este análisis eracrucial, no sólo durante las partes de la pruebacorrespondientes al incremento de presión, sinotambién durante los períodos de flujo. Con laspresiones de fondo de pozo obtenidas en tiemporeal y los datos de tasas de flujo instantáneo delmedidor de flujo multifásico Vx, los ingenieros deChevron pudieron correlacionar los cambios pro-ducidos en las tasas de flujo con las lecturas depresión y llevar a cabo el análisis preciso de losdatos utilizando el método de superposición concurvas tipo. Al observar las respuestas de las pre-siones transitorias asociadas con la terminacióndel pozo, resultó útil notar el desarrollo de estastendencias durante los períodos de flujo, comoprecursoras de los incrementos de presión entiempo real. Chevron considera que las duracio-nes de los incrementos se redujeron en un totalde 27 días gracias a la disponibilidad de los datosde presión de fondo de pozo en tiempo real.

Si bien Chevron probó sólo un 40% de los 107 m[350 pies] de zona productiva estimada, el pozoprodujo a razón de 6,000 barriles [954 m3] por día.La prueba de 33 días fue la prueba DST más largarealizada en estas condiciones severas con el equi-po de pruebas en profundidad. En rea lidad, duran-te la prueba del Pozo Jack, se estableció más demedia docena de récords mundiales de presión,profundidad y duración del equipo de pruebas enaguas profundas. Por ejemplo, las pistolas de dis-paro fueron detonadas a profundidades y presio-nes récord a nivel mundial. Además, el árbol depruebas submarino y otras herramientas DST

establecieron récords mundiales, ayudando aChevron y a los copropietarios a efectuar la prue-ba DST extendida más profunda de la historia delárea de aguas profundas del Golfo de México, yofreciendo al mismo tiempo mayores posibilida-des de nuevos descubrimientos en el sector deaguas profundas.

Integración e interpretación de datosEl comportamiento de los fluidos de yacimientos ysus interacciones con la roca yacimiento y los sis-temas de terminación y producción de pozos debenser caracterizados en forma exhaustiva para explo-tar un yacimiento eficientemente. Esta caracteri-zación se realiza a través del modelado de yaci-mientos, y los datos de pruebas de pozos proveenun impulso para correr los modelos de simulación.

Los modelos de yacimientos son desarrolladossobre un marco conceptual de datos geofísicos,geológicos y petrofísicos. Los datos de las pruebasdinámicas de pozos se integran en este marcoconceptual estático para simular y predecir elcomportamiento del yacimiento. Los datos de laspruebas descriptivas de pozos son particularmen-te útiles para la detección de heterogeneidades,barreras de permeabilidad, límites estructurales,fracturas, contactos y gradientes de fluidos, quepueden ser incorporados en el modelo.

Una vez construido, un modelo de yacimientose calibra mediante la comparación de los resulta-dos de una simulación de prueba con los datosmedidos, con el fin de verificar sus parámetros.Para lograr una buena correlación entre los datosreales y los datos modelados, el operador puedenecesitar ajustar ciertas suposiciones del mode-lo, acerca del pozo y su yacimiento, tales como lapermeabilidad o la distancia existente hasta unafalla u otros parámetros de ese tipo.

Las historias de producción de los pozos deeste campo se ingresan luego en el modelo. Otrasi mulación se lleva a cabo para modelar laspresio nes presentes en el pozo y a lo largo delyacimiento. Las relaciones entre los fluidos y laspresiones del pozo, obtenidas de las simulacio-nes, se corren a través de un proceso de ajustehistórico para su comparación con las relacionesy las presiones de producción medidas. No esinusual que los resultados iniciales difieran entresí, en cuyo caso los parámetros del modelo secambian nuevamente. Este procedimiento ite -rativo continúa hasta que se obtiene un buenajuste entre los resultados reales y los resultadossimulados. El modelo de yacimiento puede utili-zarse luego para predecir la producción futura,la ubicación de los pozos futuros y los escenariosde las operaciones de terminación.

Las presiones de las pruebas de pozos, lastasas de flujo y las composiciones de los fluidos

también son criterios importantes para el análisisnodal. Estos datos pueden ayudar al operador aanalizar el movimiento de los fluidos, desde ellímite externo de la producción hasta la formaciónprospectiva, a través de los disparos y de la sarta deproducción, más allá del estrangulador y hasta elseparador. Utilizando el análisis nodal, un operadorpuede evaluar la tasa de flujo en función de la caídade presión a través de cada nodo del sistema, ydeterminar si la producción del pozo es restringidapor el yacimiento, por la terminación de fondo depozo o por el sistema de producción de superficie.

Pero quizás una de las aplicaciones más útilesde los datos de pruebas de pozos se concreta a tra-vés del análisis de presiones transitorias. Mediantela generación de una gráfica doble logarítmica delos cambios de presión medidos en función deltiempo, junto con la derivada de dichos cambios,los analistas pueden estudiar las respuestas depresión en gran detalle. La derivada del cambio depresión provee una respuesta característica de lapresión frente a las pruebas de pozos, que puedeinterpretarse en términos de regímenes de flujo,límites, permeabilidad, daño de la formación, hete-rogeneidades y volúmenes de yacimientos.

Los datos de las pruebas de pozos, si se inte-gran con éstas y otras técnicas de interpretaciónde avanzada, ayudan a los equipos de produccióna conocer sus yacimientos y lograr sus objetivosde ingeniería y de negocios.10

Concepción del futuroEl campo de las pruebas de pozos ha cambiadoasombrosamente desde sus primeros días en ladécada de 1920, y se sigue trabajando con pron-titud en las nuevas técnicas de extracción demuestras y obtención de mediciones.

Con la llegada de la tecnología de pruebas depozos multifásicos Vx, de alta precisión, introdu-cida en el medidor de flujo portátil PhaseTester yel dispositivo fijo de monitoreo de la producciónde pozos multifásicos PhaseWatcher, está comen-zando a cambiar la evaluación dinámica de losyacimientos. Y estos cambios están incidiendo enel resultado final de las pruebas de pozos, a tra-vés de la reducción de los períodos de limpieza yel mejoramiento de la separación y el procesa-miento de efluentes. La tecnología Vx incremen-tará indudablemente el rango de aplicaciones delos medidores de flujo multifásico. Esto abrirá elcamino hacia las diferentes secuencias de prue-bas y el software de interpretación para explotartodo el conjunto de datos adquiridos mediante lanueva tecnología.

La forma y el alcance de las pruebas de pozosseguirá evolucionando a medida que la tecno -logía pugne por satisfacer los objetivos de lasnuevas pruebas. — MV

10. Para obtener más información sobre pruebas de pozos einterpretación de datos de pruebas, consulte: Schlumberger:Fundamentals of Formation Testing. Sugar Land, Texas:Schlumberger Marketing Communications, 2006.

60 Oilfield Review

Un mundo pequeño pero prometedor

Dan E. AngelescuChristopher HarrisonRonald van HalJoyce WongCambridge, Massachusetts, EUA

Eric DonzierOlivier VancauwenbergheElancourt, Francia

Anthony R. H. GoodwinSugar Land, Texas, EUA

María ManriqueCambridge, Inglaterra

Yu-Chong TaiInstituto de Tecnología de CaliforniaPasadena, California, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Andrew Meredith, Cambridge, Inglaterra; y aVincent Loccisano y Ram Shenoy, Cambridge, Massachusetts.Se agradece además a Philip Dryden, Gale Gustavson,Bhavani Raghuraman, Robert Schroeder y Jagdish Shah,Cambridge, Massachusetts, por sus contribuciones aldesarrollo de los instrumentos Diver para el monitoreo alargo plazo de los parámetros de calidad del aguasubterránea y del agua superficial. También deseamosexpresar nuestro reconocimiento a Mike Douglass, deTexas Instruments Incorporated, Plano, Texas.Axia, Diver, LFA (Analizador de Fluidos Vivos para el MDT) yMDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación)son marcas de Schlumberger. Digital Light Processing yDLP son marcas comerciales de Texas Instruments.

En la década de 1980, los primeros sistemas microelectromecánicos y microfluídicos

se originaron a partir de la tecnología de circuitos integrados. Desde entonces, los

desarrollos producidos en el mundo de las microtecnologías han sido sorprendentes.

Ahora, las microtecnologías poseen aplicaciones significativas en ambientes de

campos petroleros exigentes.

Los pequeños dispositivos que integran loselementos electrónicos y mecánicos, como lossensores y accionadores, se convertirán en algocomún; si acaso se note su presencia. Hoy en día,estos dispositivos ya operan como elementosimportantes en la industria automotriz, médica yelectrónica.

La evolución de la electrónica demuestra losbeneficios de la miniaturización. Los tubos devacío de principios de la década de 1900 cedieronsu lugar al primer transistor en la década de 1950y a los circuitos integrados (IC) en la década de1960. Los pequeños microprocesadores de nues-tros días, introducidos en el año 1971, desarrollanvelocidades computacionales increíbles, y lascomputadoras personales, ahora provistas deenorme capacidad de memoria, son suficiente-mente económicas para que los con sumidores lastengan en sus hogares. Las comunidades de in -vestigadores y fabricantes anticipan avancesimportantes similares en el pequeño mundo delas tecnologías de los sistemas microelectromecá-nicos (MEMS) y microfluídicos.1

¿Pero cuán pequeño es lo pequeño? La Fun -dación Nacional de Ciencias define las escalas detamaño de las piezas de fabricación de la si -guiente manera: el rango de la “escala micromé-trica” oscila entre 1 µm y 1 mm [0.00004 pulgaday 0.04 pulgada], y el rango de la “escala nano -métrica” es de menos de 1 µm.2 A modo de compa-ración, el diámetro de un cabello humano oscilahabitualmente entre 50 y 100 µm [0.002 y 0.004 pul -gada] y el diámetro de un átomo de carbono es deaproximadamente 0.1 nm [4 x 10-9 pul gadas]. Lafabricación a escala micrométrica procura laminiaturización de las máquinas, haciendo uso a

menudo de los efectos mecánicos, tales como lavibración de una capa delgada de material. Por elcontrario, la producción a escala nanométrica,tiene lugar a nivel molecular e implica efectosmoleculares, pero trasciende el alcance de esteartículo. Entre el mundo de la escala nanométri-ca y el de la escala micrométrica, se encuentra elmundo de los dispositivos mesoscópicos, en elque los efectos cuánticos y clásicos se entremez-clan en formas fascinantes y poco comunes.

En la mayoría de los casos, los dispositivosMEMS combinan los componentes microelec -trónicos a base de silicio, que funcionan como elcerebro del sistema, con las micromáquinas queactúan como sus ojos y brazos. Estos dispositivosdetectan y controlan su ambiente de diversasmaneras. Los sensores detectan los cambios ter-males, mecánicos, químicos y ópticos, mientrasque los accionadores se desplazan físicamente auna posición, miden y regulan diversos elemen-tos presentes en su ambiente.

En general, los dispositivos microfluídicoscontrolan volúmenes de fluidos increíblementepequeños—microlitros y nanolitros—para dirigirel flujo de los fluidos, medir las propiedades de unfluido o ejecutar un sinfín de tareas diversas conprecisión. Desarrollados por primera vez acomienzos de la década de 1990, estos dispositi-vos se fabrican con silicio, vidrio, metal, plástico oelastómero, y poseen muchos de los mismos com-ponentes utilizados en los dispositivosma crofluídicos, incluyendo bombas, válvulas, fil-tros y separadores.3 Las tendencias recientes sehan desplazado hacia la aplicación de métodos defabricación de tipo litografía de bajo relieve, quese basan en la impresión y el moldeo de dispositi-

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vos elastoméricos para construir sistemas mi -crofluídicos, especialmente para la investigaciónen el ámbito de las aplicaciones médicas y bio -médicas. Estos métodos trasladan los sistemasmicrofluídicos de las salas blancas a los laborato-rios comunes, y proveen mayor flexibilidad paralos usuarios de dispositivos microfluídicos.4

A muchos quizás les sorprenderá enterarseque los sistemas MEMS ya desempeñan un papelimportante en sus vidas cotidianas. Por ejemplo,los acelerómetros MEMS se emplean comosensores de activación en los sistemas de accio-

namiento de las bolsas de aire de los automóviles.Los dispositivos microfluídicos ejecutan ademáslas funciones precisas de manipuleo de fluidosque se encuentran en los cabezales de las impre-soras de chorro de tinta. Los sistemas MEMS hansido fabricados para efectuar el monitoreo de lafatiga estructural de los componentes críticos,tales como los que se encuentran en las estruc -turas de alto valor como las aeronaves y handemostrado ser promisorios en el campo petro-lero.5 Los sistemas micro-ópticos se utilizancomúnmente en las comunicaciones por fibra

óptica. En términos de electrónica para consu-midores, Texas Instruments ha desarrollado latecnología de Procesamiento de Luz Digital y elchip DLP para los televisores digitales de panta-lla grande, los proyectores de pantalla y losproductos para cine digital.6 La tecnología DLPconsiste en un arreglo de hasta 2,000,000 deespejos microscópicos montados en bisagras,orientados en forma independiente. Cada espejomide aproximadamente 15 µm [0.0006 pulgada]de ancho y produce un pixel de la imagen desalida (arriba).

1. En este artículo, la sigla “MEMS” se utiliza tanto paraexpresar el singular como el plural del término sistemamicroelectromecánico.

2. http://www.nsf.gov/mps/dmr/nanotech.pdf (Se accedió el 15 de marzo de 2007).

3. Ouellette J: “A New Wave of Microfluidic Devices,” The Industrial Physicist 9, no. 4 (2003): 14–17.Stone HA, Stroock AD y Ajdari A: “Engineering Flows inSmall Devices: Microfluidics Toward a Lab-on-a-Chip,”Annual Review of Fluid Mechanics 36 (Enero de 2004):381–411.

4. Una sala blanca es un lugar que se utiliza para proce di -mientos de fabricación o investigación científica, en elque se controlan los niveles de contaminantes ambien -tales, tales como polvo, microbios suspendidos en elaire, partículas de aerosoles y vapores químicos. Existendiversos sistemas de clasificación para establecer losniveles de contaminación de las salas blancas, que seexpresan como el número de partículas por unidad devolumen, con un tamaño de partícula especificado. Lassalas blancas emplean sistemas extensivos y sofistica -dos de filtrado, circulación de aire y bloqueo neumático,y aseguran el cumplimiento de procedimientos meticu -

losos por parte del personal, a fin de mantener nivelesde contaminación bajos. Estas instalaciones a menudoutilizan contadores de partículas para monitorear la efec -tividad de los esfuerzos de descontaminación del aire.

5. Morse J, Laskowski B y Wilson AR: “MEMS-BasedCorrosion and Stress Sensors for Non-DestructiveStructural Evaluation,” artículo SPE 71464, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

6. http://www.dlp.com/dlp_technology/dlp_technology_overview.asp#1 (Se accedió el 28 de febrero de 2007).

> Millones de microespejos. Esta fotografía muestra una porción del chip DLP fabricado por Texas Instruments. Este chip seutiliza en productos de video digital para consumo hogareño. El objeto “grande,” a la izquierda de la fotografía, es la punta deuna pinza de uso doméstico, lo que provee una escala de referencia llamativa. Este dispositivo MEMS especial está compuestopor un arreglo de hasta 2,000,000 espejos microscópicos montados en bisagras. (Fotografía, cortesía de Texas Instruments.)

Los científicos están explorando las tecnolo-gías MEMS y microfluídicas en forma crecientepara crear aplicaciones minúsculas de tipo“laboratorio en un chip” en el campo de la medi-cina. Por ejemplo, se están desarrollandomicro tec no logías para separar las fibras de DNAcomple mentario y producir múltiples idénticosde la misma fibra, a través del calentamientocíclico del DNA. Se utiliza una tecnología similarpara identificar tipos de virus.7 Según se informó,los ingresos que genera la utilización de los siste-mas MEMS en medicina solamente ascendierona US$ 1,000 millones en el año 2005.8

Los ingenieros y científicos que trabajan en laindustria de E&P se adhieren al mundo de lasmicrotecnologías. A pesar de ciertos escollos, elmovimiento hacia lo microscópico continúa; enciertos casos, en forma rápida y en otros, con máscautela. Este artículo introduce los conceptosbásicos de los sistemas MEMS, incluyendo lasventajas y desafíos que implica su utilización.Además, se examina la fabricación de los siste-mas MEMS y sus aplicaciones en el campo petro-lero.

Lo microscópico: ¿Magnífico o mal encaminado?No es sorprendente que en el núcleo de los argu-mentos que giran en torno a la utilización de latecnología MEMS en el negocio de E&P se en -cuentre su tamaño. Siendo ventajosos por serdiminutos, los dispositivos MEMS se adecuan aespacios confinados—como los pozos y lasherramientas de fondo de pozo—y ocupan muypoco lugar en los ambientes en los que el espa-cio disponible es muy difícil de conseguir. Susrequerimientos de potencia son comparablescon los de los componentes microelectrónicosde silicio y más bajos que los de los macrodispo-sitivos que ejecutan tareas similares. Además,una vez que se concibe una metodología defabricación de dispositivos MEMS y se demues-tra su eficacia, la producción en masa de losdispositivos MEMS puede ser eficaz desde elpunto de vista de sus costos. En la industria, losdispositivos MEMS han demostrado su confiabi-lidad y facilidad de integración dentro de lossistemas a los que están destinados.

La industria de IC ha hecho del silicio unma terial bien conocido. En la micro escala, las

propiedades del silicio son ideales, debido a suestructura reticular cristalina a base de diamantecon una unidad primitiva cúbica; o su bloque derepetición más pequeño. El silicio se adecuamecánicamente a la fabricación de los dispositi-vos MEMS, y con procesos de impurificación odopado con impurezas—práctica utilizada en lafabricación de IC—puede ajustarse eléctrica-mente a requerimientos de diseño específicos.

La comprensión de la forma cristalina del sili-cio es crucial en los procesos de micromaquinado(izquierda). La simetría en torno a sus tres ejesprincipales y la relación entre los tres planos cris-talográficos, pueden dictaminar las geo metrías degrabado y, en última instancia, la funcionalidadde los sistemas MEMS. La forma cristalina, launidad preconfigurada y reutilizable fundamen-tal de los sistemas MEMS, es producida en formade oblea a un costo relativamente bajo. Lasformas policristalinas y amorfas del silicio sedepositan usualmente como películas delgadas yson comunes en la producción de MEMS. El sili-cio policristalino, o polisilicio, se ha convertidoen un material particularmente útil para lacreación de estructuras micromecánicas y la pro-visión de interconexiones eléctricas dentro de losdispositivos MEMS.9

Desde los conceptos iniciales hasta la fabri-cación de los dispositivos, las herramientas dediseño asistido por computadora (CAD) son clavepara el diseño, análisis y fabricación de dispositi-vos MEMS de alto desempeño. Se dispone dediversas versiones del software CAD comercial,incluyendo las de COMSOL, SoftMEMS, Coventor,CFDRC e Intellisense Software. En la etapa ini-cial del proceso de diseño, las herramientas CADproveen a los usuarios una plantilla 2D, una basede datos con propiedades de materiales y proce-sos, y capacidades de generación de modelos 3D.Para el análisis, además de las dependencias conrespecto a los materiales y los procesos, la mayo-ría de las herramientas CAD incorporan modelosmultifísicos que dan cuenta de los parámetrosmecánicos, termales, electrostáticos, magnéticosy fluídicos para proporcionar una imagen másprecisa del comportamiento del dispositivoMEMS antes de la fabricación. Todas estas carac-terísticas ayudan a acortar el ciclo de desarrolloa la hora de optimizar el desempeño del disposi-tivo MEMS final.

En el proceso de fabricación, los materiales deconstrucción, que incluyen además óxidos de sili-cio, nitruros, carburos y diversos metales—alumi-nio, titanio, tungsteno, oro, platino y cobre—sedepositan como películas delgadas. A través deuna diversidad de procesos de micromaquinado,que involucran la depositación en capas, la lito-

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> Planos de cristales en semiconductores. En el extremo superior se encuen -tran los Índices de Miller, o las descripciones matemáticas de un cristal ba sa -das en una combinación de tres dígitos, consistentes en "0" o "1" que definenplanos específicos denotados con "( )," y direcciones, denotadas con "[ ]." Unconjunto de planos cristalográficos equivalentes se identifica utilizando “{ }.”Un diagrama esquemático de una oblea de silicio típica {100} (extremo inferior)muestra las orientaciones de los planos cristalográficos, información cruciala la hora de desarrollar los procedimientos de micromaquinado MEMS. Losfabricantes de materiales cortan las obleas de lingotes de silicio. El planosuperior se denomina plano de corte. Los planos chatos definen la orienta -ción de la estructura cristalina y, en muchos casos, proveen la informaciónsobre las propiedades eléctricas que necesitan los fabricantes.

[001]

[010]

[100](100)

[001] (110) (110)

[010]

[100](110)

[001]

[010]

[100](111)

{100} planos

{100} oblea típica

{100} planos{110} planos

{110} plano primario

45°

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grafía, el grabado y la ligadura, se crean lospequeños dispositivos mecánicos y electromecá-nicos por lotes.

Los efectos debilitadores de la temperaturaelevada son particularmente pertinentes aldiseño de los componentes electrónicos de lossistemas MEMS porque el silicio es un semi -conductor. Por ejemplo, los piezorresistores,ampliamente utilizados en las tecnologíasMEMS para medir la presión, la deformación y laaceleración, dependen considerablemente de latemperatura. Estos efectos de la temperaturadeben ser caracterizados y compensados paraposibilitar una salida constante dentro del rangooperativo requerido.10

Además, los dispositivos MEMS que utilizanestructuras móviles suspendidas, son frágiles ydeben ser protegidos con embalajes diseñadosespecíficamente. Dado que los fluidos corrosivospueden dañar los sistemas MEMS sin protección,la compatibilidad de los fluidos suele ser unaspecto importante de la selección de los mate-riales MEMS. Los carriles metálicos diminutos—con anchos del orden de 30 µm [0.0012 pulga-da]—que transmiten las corrientes eléctricas enlos dispositivos MEMS deben adosarse al cablea-do estándar a través de fijaciones de hilos deconexión notoriamente delicados y proclives a lafalla. Por otra parte, los dispositivos MEMS sondifíciles de reparar una vez dañados. Por sutamaño, los dispositivos MEMS y los dispositivosmicrofluídicos, diseñados para interactuar direc-tamente con fluidos, pueden obstruirse si el flui-do contiene partículas pequeñas, lo que impideque el dispositivo funcione.

Los dispositivos microfluídicos han sido utili-zados exitosamente con fluidos limpios queposeen cantidades mínimas de sustancias en par-tículas, lo que no suele suceder con los fluidos delos campos petroleros. Las propiedades físicas delos fluidos siguen siendo las mismas en la microescala. No obstante, el equilibrio de las fuerzasque actúan sobre el fluido puede cambiar con-

forme la tensión superficial y las fuerzas viscosasse vuelven dominantes en la micro escala, debidoa las tasas de corte y a las relaciones superficie-volumen más altas involucradas.11 Las fuerzaseléctricas también se vuelven importantes en lamicro escala. Como ejemplo, los voltajes aplica-dos se pueden utilizar para manipular el flujo defluidos en los sistemas microfluídicos, en tantoque en las escalas más grandes no producen nin-gún impacto.

En ciertas situaciones, los desafíos económi-cos radican en el costo elevado del diseño inicialy la fabricación, y en los costos fijos, tales comola erogación que implica el mantenimiento delas costosas salas blancas e instalaciones demontaje. En consecuencia, la ventaja de la fabri-cación de los sistemas MEMS por lotes, quereduce el costo unitario de fabricación, desapa-rece rápidamente si el número de unidadesMEMS fabricadas es bajo.

Lo microscópico en preparaciónLa fabricación de los dispositivos MEMS y micro-fluídicos no se relaciona simplemente con suviabilidad económica; la forma en que se elabo-ran define su función. Muchas de las ventajasobservadas en las tecnologías MEMS provienende los materiales utilizados en su construcción.

Como en la fabricación de los IC de los semi -conductores, el silicio se ha convertido en elmaterial preferido para la fabricación de los sis-temas MEMS por diversos motivos. Además desu costo relativamente bajo, la estructura crista-lina del silicio provee propiedades eléctricas ymecánicas casi ideales para la microfabricación.

Muchas tecnologías utilizadas en los pro -cesos de micromaquinado MEMS fuerondesarrolladas originalmente para la industria dela fabricación de IC. No obstante, la fabricaciónde dispositivos MEMS requiere muchas tecnolo-gías nuevas, que apuntan fundamentalmente ala creación de estructuras 3D. Estas técnicas nosuelen ser compatibles con la tecnología de pro-ducción de IC, lo que obliga a los productores desistemas MEMS a abrir sus propios laboratoriosy fundiciones.

La fabricación típica de un dispositivo MEMSconsiste en tres pasos básicos (véase “Fabrica-ción de los sistemas MEMS,” próxima página).Sobre un sustrato adecuado—usualmente desilicio y a veces de zafiro—se colocan o depo -sitan películas delgadas. Este proceso esseguido por un proceso litográfico, para definirun patrón, y por un proceso de grabado paracrear una estructura tridimensional (arriba).

7. http://www.memsinvestorjournal.com/2006/08/biomems_has_bee.html (Se accedió el 16 de marzo de 2007).

http://www.wtec.org/mems1/report/09-Chapter_7.pdf (Se accedió el 16 de marzo de 2007).

8. http://www.researchandmarkets.com/reports/c39504 (Se accedió el 12 de marzo de 2007).

9. Maluf N: “The Sandbox: Materials for MEMS,” en MalufN y Williams K: An Introduction to MicroelectromechanicalSystems Engineering. Boston, Massachusetts: ArtechHouse (2000): 20–34.

10. Siva Prasad MSY, Kumar S y Ravi G: “Modelling andExperimental Verification of Temperature Effects of aPiezo-Resistor and Design of CompensationElectronics,” artículo ISSS-2005/SE-08, presentado en laConferencia Internacional sobre Materiales, Estructurasy Sistemas Inteligentes, Bangalore, India, 28 al 30 dejulio de 2005.

11. Ouellette, referencia 3.

> Pasos básicos típicos en los procesos de micromaquinado de los sistemasMEMS. En primer lugar, el personal de fundiciones deposita capas o pelícu -las delgadas sobre una base de sustrato; usualmente de silicio. En segundolugar, se utiliza una máscara fotolitográfica, definiendo el material que ha deremoverse y el que debe quedar. En tercer lugar, el material se graba y luegose remueve selectivamente o bien se protege de acuerdo con la máscaralitográfica. Se enumeran varios métodos para la consecución de cada unode estos pasos. Estos pasos pueden reiterarse varias veces hasta satis fa cerlos requisitos de diseño.

Creación de patrones• Litografía óptica• Litografía a doble cara

Grabado• Isotrópico húmedo• Anisotrópico húmedo• Isotrópico seco• Anisotrópico seco• Por plasma• Grabado iónico reactivo (RIE)• Grabado iónico reactivo profundo (DRIE)

Depositación• Epitaxia• Oxidación

• Evaporación• Depositación química en fase de vapor (CVD)

• Aplicación de recubrimientos por pulverización catódica

• Método de rotación rápida

Capa fotorresistentePelícula delgada

Sustrato (película de base)

(continúa en la página 66)

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En la fabricación de los sistemas MEMS, ladepositación de las películas delgadas puederealizarse mediante procesos químicos ofísicos.1 Los métodos químicos utilizan com -posiciones gaseosas y líquidas que reaccionancon el sustrato para formar capas delgadas ysólidas de material. Existen varios métodosquímicos comunes.

Depositación química en fase de vapor(CVD)—Este método implica reaccionessuperficiales a alta temperatura—habi tual -mente por encima de 300°C [572°F]—en una atmósfera controlada para producir undepósito de capas dieléctricas o metálicasdelgadas de alta calidad.

Electrodepositación o galvanoplastia—Este proceso tiene lugar cuando el sustrato se coloca en una solución electrolítica, con un potencial eléctrico entre el sustrato y unelectrodo también presente en la solución,con la depositación de capas metálicas decobre, oro o níquel.

Epitaxia—Este método implica el cre ci -miento de capas cristalinas delgadas—de 1 a 100 µm—que poseen la misma orien ta -ción de los cristales que el sustrato cristalino,o el crecimiento de capas policristalinassobre sustratos amorfos.

Oxidación termal—Este procesorelativamente simple implica la oxidación delos materiales para formar una capa aislantedelgada o una capa de sacrificio que ha deremoverse posteriormente. No es sorpren -dente que la capa oxidada más común, creadaen la fabricación de dispositivos MEMS, seade dióxido de silicio [SiO2].

Los métodos de depositación física colocanel material que se pone en capas direc ta -mente sobre el sustrato, sin explotar lasreacciones químicas. Las técnicas físicas máscomunes son la depositación física en fase devapor y la fundición (colada). La depositaciónfísica en fase de vapor tiene lugar en un vacíomediante la evaporación de la materia primay su subsiguiente condensación sobre elsustrato, dentro del mismo vacío, o a través

de un proceso que se conoce como aplicaciónde recubrimientos por pulverización catódica,en el que los iones de alta energía de unplasma gaseoso, tal como el argón, bom bar -dean el material del blanco haciendo que losátomos del blanco sean liberados y deposi -tados sobre la superficie del sustrato. Latécnica de fundición es una técnica simpleutilizada mayormente para la depositación depolímero, en la que la materia prima sedisuelve en un solvente y luego se atomiza ose recubre por centrifugado sobre el materialde la oblea del sustrato.

El segundo paso general en la fabricaciónde los dispositivos MEMS es la transferenciade un patrón fino que utiliza una fuente de

radiación—tal como la luz ultravioleta—sobre una capa fotorresistente. Si se exponena la radiación de una longitud de ondaespecífica, las propiedades físicas de la capafotorresistente cambian. La selección delmaterial fotorresistente dictamina si lasporciones expuestas de la capa se vuelvenmás solubles en un revelador—una capaprotectora positiva—o se polimerizan y sevuelven resistentes al revelador; una capaprotectora negativa (arriba).

Un aspecto extremadamente importante dela definición de patrones en los procesos demicromaquinado MEMS, que incluye habi -tualmente entre 10 y 20 máscaras litográficaspara terminar un dispositivo MEMS, es el

Fabricación de los sistemas MEMS

> Proceso fotolitográfico. La radiación de la luzse bloquea selectivamente con una máscara quecontiene el patrón deseado. Por debajo de la más -cara, el material fotosensible expuesto, o capafotorresistente, se vuelve susceptible o bien re -sistente a la erosión durante el proceso derevelado.

Las propiedades del material fotosensible cambian sólo ante la exposición a la radiación

Sustrato por pulverización con baño revelador

Capa de protecciónpositiva

El baño reveladorremueve el material expuesto

Capa de protección negativa

El baño revelador remueve el material no expuesto

Radiación

Máscara

Material fotosensible

Sustrato

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aseguramiento de la alineación adecuadadurante todos los pasos del proceso. Paralograrlo, las marcas de alineación en la obleaque opera como sustrato deben ajustarse a lospatrones de alineación definidos en lasmáscaras litográficas, conforme se desarrollala exposición. Las marcas de alineaciónsubsiguientes se imprimen luego en la capasuperior para proporcionar capacidad dealineación una vez desvanecidas las capas dealineación originales.

Para lograr una transferencia de patronesexitosa, y la subsiguiente remoción de lacantidad de material requerida, se debesuministrar la cantidad y longitud de ondacorrectas de la radiación. Los factores quedictaminan la dosificación de la radiaciónpor unidad de volumen del materialfotorresistente incluyen el tipo de materialdel blanco, su espesor y el hecho de si lacapa que se encuentra debajo de la capafotorresistente es reflectante o adsorbente.La presencia de luz difusa y difractadapuede hacer que durante la revelación seerosionen zonas no destinadas a serexpuestas—en el caso de la capa deprotección positiva—o a permanecer—en el caso de la capa de protección negativa. La sobreexposición y la subexposiciónpueden comprometer la calidad final delgrabado por haber removido o dejado de ma -siado material, afectando así negativamentela funcionalidad del dispositivo.

El tercer proceso del micromaquinado es elgrabado, o la remoción selectiva del materialen patrones definidos por la capa foto rresis -tente. Este proceso puede llevarse a caboutilizando uno de dos métodos generales,grabado húmedo o grabado seco. La eleccióndepende de numerosos factores, incluyendo elmaterial que se está grabando, el material uti -lizado para las máscaras, el tipo de formas gra -badas requeridas en el diseño MEMS y el costoadmisible del proceso de micromaquinado.

La técnica de grabado húmedo es la mássimple de las dos e implica la exposición delmaterial del blanco a una solución quedisuelve los volúmenes especificados en laforma prescripta por el diseño. Los detallesdel grabado húmedo son significativamentemás complejos. El método depende delbalance entre la plantilla de la máscara foto -rresistente, que no se disuelve o se disuelve auna velocidad mucha más lenta, y el materiala grabar. En general, existen dos tipos detécnicas de grabado: isotrópico, cuando elgrabado puede tener lugar en todas las direc -ciones a la misma velocidad, y aniso tró pico,cuando el grabado se produce más rápi da -mente en una dirección que en las otras.

Para el grabado húmedo del silicio simple ypolicristalino, los ácidos para grabar habi tua -les incluyen una mezcla de ácido fluorhídrico[HF], ácido nítrico [HNO3] y ácido acético[CH3COOH]; para el grabado húmedo delnitruro de silicio y los metales, tales como elaluminio, suelen utilizarse mezclas quecontienen ácido fosfórico. En las aplicacionesen las que se prefieren perfiles anisotrópicosen el silicio, se utilizan habitualmente ácidospara grabar que dependen de la orientación,tales como el hidróxido de potasio (KOH) y elhidróxido de tetrametilamonio (TMAH). Unateoría común que explica porqué el grabadopreferencial se produce en ciertos planoscristalográficos en el silicio, sostiene queexisten ligaduras más débiles en ciertos planos.Otra teoría sugiere que algunas superficiesplanas pueden oxidarse más rápido, lo que las hace más resistentes al grabado.

Cuando el diseño requiere perfiles de gra -bado verticales bien definidos, de rasgos condimensiones laterales reducidas, se prefiereun proceso diferente conocido como grabadoseco. El grabado iónico reactivo (RIE) es unatécnica de grabado seco que utiliza una mezclade plasma gaseoso dentro de un reactor ytanto procesos físicos como químicos pararemover el material con precisión. Los gasesse exponen a un campo eléctrico, creando unplasma e iones; los iones del plasma se ace -

leran luego hacia el material del sustrato. En la superficie del sustrato se produce unareacción química, que asiste al proceso debombardeo físico en el grabado efectivo delmaterial. Los fabricantes deben equilibrar lasinteracciones físicas y químicas—las reac cio -nes químicas para el grabado isotrópico y elbombardeo físico para el grabado aniso tró pi -co—para producir la superficie deseada, porejemplo una pared lateral vertical (arriba).

Una versión más complicada de la técnicaRIE, conocida como grabado iónico reactivoprofundo (DRIE), fue desarrollada a media dosde la década de 1990 para grabar en formarápida profundamente—más de 500 µm [0.02 pulgada]—en el sustrato de silicio.

El proceso RIE, sin el componente físicodel grabado, se conoce como grabado porplasma. Además, un método más simple degrabado seco denominado grabado en fase devapor, utiliza los gases de una cámara dereacción para disolver el SiO2 con ácidofluorhídrico [HF], y el silicio con difluorurode xenón [XeF2]. En general, el grabado secoes más caro que el grabado húmedo perootorga más precisión a los fabricantes dedispositivos MEMS en cuanto a la creación dediseños MEMS cada vez más sofisticados.

1. https://www.memsnet.org/mems/processes/deposition.html (Se accedió el 16 de marzo de 2007).

> Perfiles de grabado isotrópico versus aniso -trópico en procesos de grabado húmedo versusseco. Durante el grabado húmedo, el procesode corte puede ser deficiente, lo que no es con -veniente en ciertos dispositivos MEMS porquepuede afectar el desempeño del dispositivo yla integridad estructural. Cuando se desea ob -tener paredes verticales, especialmente en es -tructuras con dimensiones laterales peque ñas,son preferibles las técnicas de grabado seco.

Grabado húmedo Grabado (seco)por plasma

Isot

rópi

coAn

isot

rópi

co

Estos pasos pueden reiterarse para crear es -tructuras más complicadas. A veces, los pasoscorrespondientes a la depositación o el grabadose omiten y se utiliza una capa fotorresistente—normalmente una emulsión fotosensible o unacapa de polímero—como capa de sacrificio paracrear estructuras suspendidas o como patrónpara producir selectivamente material nuevo.Un cuarto paso posible en la fabricación de lossistemas MEMS es la unión de dos o más obleas.Todos estos procesos deben llevarse a cabo en elmás limpio de los ambientes porque, en estaescala, hasta las partículas más pequeñas pue-den producir imperfecciones que incidirán en eldesempeño del dispositivo (izquierda, arriba).En la mayoría de los casos, se fabrican numero-sos dispositivos sobre una sola oblea. Esta oblease corta luego con precisión, produciendo unlote de dispositivos MEMS (izquierda, abajo).

En Schlumberger, la mayor parte del procesode diseño y prueba de los dispositivos MEMStiene lugar en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger (SDR) en Cambridge, Massa-chusetts, y en el Centro de Tecnología MEMS(MEMS TC) de Schlumberger en Elancourt,Francia. La fabricación de los prototipos de losdispositivos MEMS de Schlumberger se ha lle-vado a cabo en asociación con el Instituto deTecnología de California (Caltech), en EUA, ycon la École Supérieure d’Ingénieurs en Electro-nique et Electrotechnique (ESIEE), en París; sehan efectuado varias carreras de fabricación enla fundición Olympus, situada en Nagano, Japón.

Microtecnologías en el campoDadas las dimensiones internas restringidas deun pozo, parecería que los diminutos dispositivosMEMS y microfluídicos hallarán un hábitat natu-ral en las diversas tecnologías de la industria deE&P. Estos dispositivos utilizan menos espacio,menos fluidos y menos energía, lo que los haceideales para ambientes de fondo de pozo. Enprincipio, resulta atractivo imaginar una herra-mienta en la que se instalan muchos sensoresMEMS pequeños, cada uno de los cuales mideuna propiedad diferente.

En la mayoría de los casos, después de lafabricación, los dispositivos MEMS y los disposi-tivos microfluídicos abandonan la fundicióncomo chips frágiles. El embalaje de los disposi -tivos MEMS es un elemento extremadamenteimportante en relación a la supervivencia y eldesempeño de un dispositivo. Esto resulta par -ticularmente pertinente en los ambientesdesafiantes de los campos petroleros.

66 Oilfield Review

> Escalas en expansión. La fotografía muestra una oblea termi na daque contiene 800 dispositivos, si bien 50 de estos chips corres pon -den a estructuras de prueba no funcionales. Los chips de esta obleaserán parte integrante de los sensores de presión MEMS dise ña -dos por Schlumberger y el Instituto de Tecnología de California(Caltech). El diámetro de la oblea es de 100 mm [4 pulgadas], ycada chip de sensor es de 2 mm por 2 mm [0.08 pulgada por 0.08 pulgada].

> Salas blancas para la fabricación de sensores MEMS. Las salas blancascontrolan los niveles de contaminantes ambientales, tales como polvo, micro -bios suspendidos en el aire, partículas de aerosoles y vapores químicos, quepueden crear problemas durante la fabricación de los dispositivos MEMS.Las salas blancas emplean sistemas extensivos y sofisticados de filtrado,circulación de aire y bloqueo neumático, y aseguran el cumplimiento deprocedimientos meticulosos por parte del personal, a fin de mantener losniveles de contaminación lo más bajo que sea posible.

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Diseñado y probado en los centros SDR, el deTecnología MEMS de Schlumberger en Elan-court, Francia, y el de Tecnología KabushikiKaisha de Schlumberger (SKK) en Sagamihara,Kanagawa, Japón, el embalaje especial de losdispositivos MEMS responde a varias finalida-des. El embalaje permite que el dispositivo seaadosado mecánicamente al sistema para el cualfue concebido, y además provee la conexióneléctrica entre el dispositivo MEMS y los com -ponentes electrónicos del sistema. Además, elembalaje aísla las conexiones eléctricas de losdispositivos MEMS y los protege de la corrosión,la erosión, los golpes y la vibración. A menudo, elembalaje absorbe el esfuerzo causado por lasaltas presiones de operación, permitiendo quelos chips de los dispositivos MEMS y micro fluí -dicos operen en una configuración libre deesfuerzos, con presiones balanceadas en la caraexterna e interna del chip.

La medición de la presión constituye un áreaen la que las tecnologías MEMS ya están pro -duciendo un impacto en el campo petrolero.Schlumberger, en asociación con Caltech, hadesarrollado sensores de presión MEMS queahora poseen una precisión comparable con lade los macrosensores y mantienen una respuestalineal de hasta 25,000 lpc [172.37 MPa] y estabili-dades de menos de 2 lpc [13.8 kPa] por mes, auna temperatura de 150°C [302°F]. El diseño delsensor de presión se basa en diafragmas denitruro de silicio de bajo esfuerzo, con unos pocosmicrómetros de espesor, que utilizan piezorresis-tores de polisilicio y los principios del puente deWheatstone para medir los cambios en la resis-tencia inducidos por la deformación (arriba, a laderecha). Las ecuaciones de respuesta caracteri-zan el voltaje de salida del dispositivo parapermitir la conversión a un valor de presiónabsoluta.

En el embalaje de los sensores de presiónMEMS se utilizan geles y epoxias para proveerprotección a un dispositivo que posee una dura-ción funcional corta a intermedia. Lasaplicaciones para duraciones funcionales largasrequieren embalajes más robustos. Las membra-nas o fuelles, llenos con pequeñas cantidades deaceites compresibles no corrosivos, ayudan a ais-lar los sensores de la presencia de adyacenciasrigurosas. No obstante, este tipo de embalajepuede afectar la respuesta del dispositivo y limi-tar la exactitud, precisión, repetibilidad ydimensiones de los medidores. Así y todo, el

empleo de fuelles ha demostrado ser la formamás efectiva de proteger un sensor de presión dela corrosión y la erosión.

La medición de la presión, junto con muchasotras mediciones, está afectada por la tempera-tura, lo que debe tenerse en cuenta a la hora dedesarrollar los algoritmos para la respuesta deldispositivo. Afortunadamente, la temperaturapuede obtenerse, prácticamente en cualquiersensor MEMS, a través de la medición de laresistencia en los metales o en los piezorresisto-res no metálicos, tales como los de polisilicio. Laresistencia de un material dado cambia con latemperatura, de acuerdo con su coeficiente detemperatura, que es una constante conocida.

Una de las aplicaciones de los sensores de pre-sión MEMS se relaciona con las bombas eléctricassumergibles (ESP). Estos sensores constituyenuna parte vital del servicio de levantamiento delas bombas ESP Axia de Schlumberger, que inclu-ye los servicios de monitoreo, supervisión y diag-nóstico en tiempo real.

Además de la medición de la presión, latendencia hacia lo pequeño probablemente pro-duzca su mayor impacto en la medición de laspropiedades de los fluidos; específicamente, sudensidad y viscosidad. Un diseño prometedor,denominado DV MEMS, utiliza una placa vibra-toria delgada, hecha con la capa superior de unaoblea de silicio sobre aislante (SOI) adheridapor fusión.12 El accionamiento de la placa vibra-toria se logra haciendo pasar una corrienteoscilatoria a través de una bobina montada en laplaqueta mientras el sensor es sometido a uncampo magnético. La fuerza impartida es direc-tamente proporcional al producto del largo del

12. Vancauwenberghe O, Goodwin ARH, Donzier E,Manrique M y Marty F: “Resonant MEMS Microsensorfor the Measurement of Fluid Density and Viscosity,”presentado en Eurosensors XVII, Guimaraes, Portugal,21 al 24 de septiembre de 2003.

> Chip de un manómetro de presión de los centros de Investigaciones Doll de Schlumberger (SDR) yCaltech, con interconexiones de aluminio y zonas de fijación de hilos de conexión. El chip es un cua -drado de 2 mm [0.08 pulgada] de lado (extremo superior a la izquierda). Una vista ampliada de los ele -mentos sensores (extremo inferior a la izquierda) muestra los diafragmas de nitruro de silicio (verde),diseñados para prevenir la rotura en caso de sobrepresión, los resistores de polisilicio (azul) y las in -terconexiones de aluminio (blanco). El dispositivo MEMS se embala para tolerar el ambiente rigu ro sode los sistemas de bombeo de fondo de pozo y es utilizado para el monitoreo de las bombas con losservicios de levantamiento ESP Axia y Axia-XT de Schlumberger (extremo superior a la derecha). Amodo de referencia, se muestra una moneda de un Euro. Las pruebas han demostrado que este sensorde presión responde linealmente (extremo inferior a la derecha).

Presión, lpc0 1,000 2,000 3,000 4,000

0.45

0.50

0.55

0.60

0.65

Volta

je d

e sa

lida,

V

100 µm

conductor perpendicular al campo magnético, laresistencia del campo magnético, y la intensidadde la corriente (derecha).

Como sucede con otras tecnologías de ele-mentos vibratorios, el sensor DV MEMS mide lafrecuencia de resonancia y el factor de calidadutilizando medidores de deformación; en estecaso, piezorresistores configurados en puentesde Wheatstone, cerca del borde engrapado de laplaca. Los fluidos que rodean la placa reducen lafrecuencia de resonancia y el factor de calidadrespecto de los valores de referencia registradosen un vacío. La interacción entre la placa vi -bratoria y los fluidos permite que el usuariodetermine las densidades y viscosidades de losfluidos. Más específicamente, la frecuencia sereduce al aumentar la densidad del fluido debidoa la masa de fluido adicional presente sobre laplaca; a medida que aumenta la viscosidad delfluido, se reduce el factor de calidad porque lavibración de la placa se amortigua cada vez más.

El dispositivo DV MEMS fue calibrado por pri-mera vez de acuerdo con los valores publicadosaceptados de densidad y viscosidad del metilben-ceno—también conocido como tolueno—a unatemperatura dada, y luego se utilizó para deter-minar la densidad y viscosidad del octano atemperaturas de entre 323 y 423K [122 y 302°F].Las mediciones de la densidad del octano difirie-ron de las densidades obtenidas a partir de unacorrelación aceptada de valores publicados enmenos de (±) 0.5%.13 Las viscosidades del octanodeterminadas con el dispositivo DV MEMS tam-bién se compararon con las disponibles en laliteratura.14 A temperaturas inferiores a 423K, losresultados de viscosidad difirieron de los valorespublicados en la literatura en sólo (±) 5%.A 423K, las mediciones de viscosidad del octanoobtenidas con el dispositivo DV MEMS difirieronen menos de (±) 13%. No obstante, las viscosida-des reportadas a partir de las medicionesobtenidas con un viscosímetro de cable vibrato-rio—un método de laboratorio común utilizadopara medir la viscosidad—concuerdan, dentrodel margen de incertidumbre expandida esti-

mada de los resultados DV MEMS, o con una pre-cisión de aproximadamente (±) 6%.

El dispositivo DV MEMS fue probado exhaus-tivamente en los centros SDR, el de Tecnologíade Productos de Sugar Land (SPC) y el de Flui-dos de Yacimientos de Schlumberger (SRFC) enEdmonton, Alberta, Canadá. El objetivo de lastareas de investigación recientes sobre el sensorDV MEMS ha sido el desarrollo de un modeloglobal para una amplia gama de densidades yviscosidades de fluidos, adecuadas para apli -caciones de campos petroleros.15 No obstante,siempre será necesario un proceso de calibracióny, aún así, a menudo es difícil extraer las propie-

dades volumétricas de los fluidos en proceso deprueba. Por ejemplo, en esta escala, desarrollaruna representación matemática de la interacciónde un cuerpo sólido en movimiento con un fluidocompresible es extremadamente desafiante.

Otra serie de microtecnologías que investiganlas propiedades de los fluidos son los dispositivosmicrofluídicos. Las técnicas de fabricación porlitografía de bajo relieve y moldeo plástico, quese han vuelto cada vez más populares en la fabri-cación de los dispositivos microfluídicos, sonapropiadas para ambientes de temperaturas ypresiones moderadas y cuando se trata de probaraguas relativamente limpias. En consecuencia,

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13. Span R y Wagner W: “Equations of State for TechnicalApplications. II. Results for Nonpolar Fluids,”International Journal of Thermophysics 24, no. 1 (Enero de 2003): 41–109.

14. Huber ML, Laesecke A y Xiang HW: “ViscosityCorrelations for Minor Constituent Fluids in Natural Gas:n-Octane, n-Nonane and n-Decane,” Fluid PhaseEquilibria 224, no. 2 (2004): 263–270.

15. Goodwin ARH, Donzier EP, Vancauwenberghe O, Fitt AD,Ronaldson KA, Wakeham WA, Manrique de Lara M,Marty F y Mercier B: “A Vibrating Edge Supported Plate,Fabricated by the Methods of Micro Electro Mechanical

> Una placa vibratoria para medir la densidad y viscosidad del fluido. La fo to -grafía de la superficie superior del dispositivo DV MEMS muestra la bobinade aluminio A, el puente de Wheatstone B, el resistor de silicio policristalinodopado con boro C, que funciona como termómetro, y las zonas de fijaciónde hilos de conexión D. La placa posee un espesor de 20 µm [0.0008 pulgada],a la izquierda de la línea de guiones E. A la derecha de la línea de guiones,el sensor exhibe un espesor adicional de 350 µm [0.014 pulgada] de siliciomonocristalino. Las fotografías del extremo inferior muestran un prototipo deembalaje de bajo costo del Centro de Tecnología MEMS de Schlumbergeren Elancourt, Francia, incluyendo las fijaciones de hilos de conexión intrin -cados (extremo inferior, a la izquierda). Existe una versión más robustecidade SKK (extremo inferior, a la derecha), adaptada a partir de un diseño deKyocera, que puede tolerar temperaturas y presiones extremas, además delmanipuleo de rutina. La placa está centrada en la abertura circular a travésde la cual fluye el líquido.

A

B

E

D

C

System for the Simultaneous Measurement of Densityand Viscosity: Results for Methylbenzene and Octane atTemperatures between (323 and 423) K and Pressures inthe Range (0.1 to 68) MPa,” Journal of Chemical &Engineering Data 51, no.1 (2006): 190–208.

16. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, DongC, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR yTerabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Jamaluddin A,Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen

A: “Cuantificación de la contaminación utilizando elcolor del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13,no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

17. Li M, Tang HX y Roukes ML: “Ultra-Sensitive NEMS-Based Cantilevers for Sensing, Scanned Probe and VeryHigh-frequency Applications,” Nature Nanotechnology 2(Febrero de 2007): 114–120.El recorrido libre medio de las moléculas es la distanciapromedio de desplazamiento de las moléculas entrecolisiones con otras moléculas.

Verano de 2007 69

esta tecnología ha sido utilizada en SchlumbergerWater Services y se encuentra en los instrumen-tos Diver para el monitoreo a largo plazo de losparámetros de calidad del agua subterránea y delagua superficial.

A modo de ejemplo, el método de medicióndel valor del pH utilizado en el Analizador deFluidos Vivos LFA para el Probador Modular de laDinámica de la Formación MDT de Schlumbergerse miniaturizó y automatizó para aplicaciones enel mercado del agua.16 Esto se tradujo en un chipde polímero de 1 por 3 pulgadas, que incluye unaentrada de agua, un depósito de tintura, resisto-res de fluidos, un mezclador pasivo, una zona deinterrogación óptica, una bomba y un filtro desalida; todos conectados mediante canalesmicrofluídicos. No existe ninguna conexión vul-nerable ya que no se utiliza ningún tubo y todose encuentra en el chip o soldado al chipmediante un rayo láser, como es el caso de labomba (derecha).

El sistema utiliza una muestra de 50-μL pormedición, que es suficiente para reponer cincoveces el volumen de los canales del chip, y unvolumen de reactivo de 1-μL para medir el pHcon un método de detección espectrométrico.Todo el sistema está integrado en el instrumentoDiver, incluidas las funciones de manipuleo yalmacenamiento de datos para seis meses deoperación independiente, utilizando solamenteel equivalente a 21⁄2 baterías AA para obtener 600 mediciones. Los volúmenes pequeños utilizadospor los dispositivos microfluídicos constituyeronuna ventaja importante en este desarrollo.

Schlumberger también se ha involucrado enel desarrollo de dispositivos microfluídicos para laejecución de diversas funciones de manipu lacióny control de fluidos, tales como la separación defases y el monitoreo del flujo dentro de los cana-les microfluídicos. Si bien cada uno de estosdispositivos provee una función altamente especí-fica, cuando se combinan varios dispositivos, esosdispositivos se convierten en las unidades precon-figuradas y reutilizables de una fábrica desistemas fluídicos; el “laboratorio en un chip.”

Un mundo pequeño, una gran promesaA lo largo de la historia, la práctica de la integra-ción condujo a ahorros significativos de costos y aun mejoramiento de la eficiencia y el desempeño.El desarrollo de los sistemas MEMS en la indus-tria del petróleo y el gas podría conducir a laintegración de sensores, accionadores y funcio-nalidades computacionales en un solo chip.Actualmente, no existe ninguna otra tecnologíaque integre todas estas características en forma

fluida para los sistemas en sitio. En el campopetrolero, un dispositivo pequeño que monitoree,interprete y controle su entorno en forma remotapodría producir un impacto significativo en laindustria de E&P.

Las fuerzas ejercidas entre las moléculasdominan los procesos químicos y, si se compren-dieran, constituirían una forma sólida de predecirlas propiedades fisicoquímicas de los hidrocarbu-ros que se encuentran en los yacimientos. Granparte de la teoría que se requiere para pasar de lainteracción molecular microscópica a las propie-dades volumétricas macroscópicas de los fluidosse conoce a partir de los métodos de mecánicaestadística. No obstante, para las moléculas noesféricas complejas, las relaciones que unen elmicro mundo con el macro mundo no son bienconocidas. Los avances registrados reciente-mente en los dispositivos de los sistemas MEMSy de los sistemas nanoelectromecánicos (NEMS)pueden cambiar esta situación.

Los dispositivos MEMS y NEMS ofrecen laoportunidad para desarrollar métodos experimen-tales que permitirían el cuestionamiento de lasfuerzas ejercidas entre las moléculas. Estas medi-ciones podrían utilizarse luego como pauta paradefinir el puente de unión entre el mundo micros-cópico y el mundo macroscópico. Actualmente, seestán utilizando placas en voladizo, similares aldispositivo DV MEMS de Schlumberger, pero con

dimensiones aproximadamente 1,000 veces máspequeñas para estudiar las fuerzas adhesivasentre los polímeros y los metales. La utilizaciónde los dispositivos MEMS y NEMS en la cienciafundamental ha comenzado.

Por ejemplo, se ha desarrollado un sensorapoyado en voladizo con transductores de despla-zamiento electrónico integrado, de dimensionesnanométricas, que se aproximan al recorridolibre medio de las moléculas a presiónambiente.17 Esto ha posibilitado la obtención demediciones de absorción con una resolución demasa inferior a 1 attogramo, o 10-18 g.

Los científicos de Schlumberger y las universi-dades que operan en asociación están trabajandopara abordar los obstáculos que se presentan enlos ambientes de los campos petroleros cuando seutilizan dispositivos MEMS y dispositivos micro-fluídicos. La expansión de las microtecnologíasen diversas áreas de E&P continúa a pasos ace-lerados. Por ejemplo, se están investigandomicrotecnologías para aplicaciones prácticas enmonitoreo de yacimientos, mediciones LWD,MWD y mediciones obtenidas con herramientasoperadas con cable, terminaciones inteligentes yadquisición de datos sísmicos. En el mundo delpetróleo y el gas, no se necesita un microscopiopara ver que el pequeño mundo de los dispositi-vos MEMS y los dispositivos microfluídicos se estáexpandiendo. —MG

> Dispositivo microfluídico integrado para el análisis de agua limpia.Los instrumentos Diver de Schlumberger, para el monitoreo a largoplazo de los parámetros de cantidad y calidad del agua subte rrá -nea y del agua superficial, se utilizan para medir el valor del pH demuestras muy pequeñas de agua relativamente limpia. El dispo si -tivo contiene una entrada de agua, un depósito de tintura, resisto -res de fluidos, un mezclador pasivo, una zona de interrogaciónóptica, una bomba y un filtro de salida; todos conectados median -te canales microfluídicos, e incluye funciones de manipuleo dedatos y almacenamiento de datos para seis meses de operaciónindependiente. A modo de referencia, se muestra una moneda de US$ 0.25.

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Colaboradores

Hani Aghar se desempeña como ingeniero petrolerosenior de BP, adscripto al emprendimiento conjuntoconocido como Proyecto de Gas In Salah, en Argelia.Previamente, Dowell Schlumberger le asignó diferentesposiciones en todo el mundo. Además, trabajó comoingeniero petrolero en West Australian Petroleum, enPerth, y como ingeniero senior de operaciones petrole-ras en Expro Group Integrated Services. Hani obtuvouna licenciatura en ingeniería química y otra en inge-niería de gas natural, y una maestría en ingeniería degas natural; todas de la Universidad A&I de Texas, enKingsville, EUA (ahora, Universidad A&M de Texas).

Dan E. Angelescu se desempeña como investigadorcientífico senior en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger (SDR) en Cambridge, Massachusetts,EUA. Ingresó en Schlumberger en 2003. Durante susestudios en el Instituto de Tecnología de California(Caltech), en Pasadena, California, EUA, trabajó en unmodelo fundamental de transmisión cuántica del caloren dispositivos mesoscópicos, tales como los nanocablessuspendidos. Posteriormente, en la Universidad dePrinceton, en Nueva Jersey, EUA, trabajó en la física yaplicaciones de las películas delgadas de copolímerosen bloque, creando métodos para dirigir la alineaciónde los patrones periódicos de nanoescala, presentes endichos sistemas. Su enfoque actual se centra en eldesarrollo de sistemas microfluídicos y microelectro-mecánicos (MEMS) para la medición de las propieda-des de los fluidos. Dan posee un doctorado en física dela Universidad de Princeton y una licenciatura enfísica de Caltech.

Larry Behrmann se desempeña como Director deInvestigación de Operaciones de Disparos para elCentro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientosde Schlumberger (SRC) en Rosharon, Texas. Ingresóen SRC en 1982 y subsiguientemente se convirtió engerente de estudios avanzados de operaciones de disparos y asesor de operaciones de disparos. Trabajócomo asesor de soluciones de disparos en MedioOriente y Asia, desde 2004 hasta 2006. Larry posee una maestría en ingeniería mecánica de la Universidadde Lehigh, en Allentown, Pensilvania, EUA.

José Camara Alfaro se desempeña como intérpretegeofísico en el segmento de Coordinación de Diseñopara Explotación de Pemex, en Tampico, México.Obtuvo un diploma de ingeniería de registros geofísicosen el Instituto Tecnológico de Ciudad Madero, enTamaulipas, México. José posee 27 años de experienciaen adquisición e interpretación de datos geofísicos ycaracterización del subsuelo.

Mark Carie es gerente del Grupo de Soporte deProyectos de Pruebas y Terminación de Pozos deSchlumberger, con base en Nueva Orleáns. En calidadde tal, supervisa los proyectos de pruebas y termina-ciones de pozos de la Costa del Golfo de EUA, inclu-yendo proyectos en campos de aguas profundas yultraprofundas. Ingresó en la compañía en el año 1981 como ingeniero de campo de Johnston MaccoSchlumberger y posteriormente ocupó diversas posicio-nes como ingeniero de yacimientos, ingeniero de ven-tas, gerente de distrito y gerente de cuentas del equipoa cargo de los activos de aguas profundas de Amoco.Mark obtuvo una licenciatura en oceanografía delInstituto de Tecnología de Florida, en Melbourne, EUA.

Iain Caulfield es campeón global de producto deSchlumberger para el segmento de Empacadores deAgujero Descubierto y Válvulas Hidráulicas de Controlde Flujo Recuperadas con la Tubería de Producción,incluyendo la próxima generación de productos de ter-minación de pozos. Antes de incorporarse en el Grupode Terminaciones de Pozos en 1999, se desempeñócomo ingeniero de pozos en Camco International UKLtd. En el año 2003, se convirtió en campeón global deproducto para las válvulas de seguridad en el segmentode Terminaciones de Pozos de Schlumberger, y luegofue campeón de producto para accesorios de operacio-nes de terminación en 2004. Iain es graduado de laUniversidad de Aberdeen, y posee un diploma BEng(con mención honorífica) en ingeniería mecánica.

Frank F. Chang se desempeña como gerente delPrograma de Estimulación de Pozos y como ingenieroprincipal en el Centro de Investigación de Carbonatosde Schlumberger, en Dhahran, Arabia Saudita. Está acargo de los programas de investigación para el mejo-ramiento de la productividad mediante operaciones deestimulación y disparos de pozos. Además, realiza acti-vidades de investigación conjuntas con Saudi Aramco ybrinda soporte a las operaciones de estimulación y dis-paros en yacimientos carbonatados de Medio Oriente.Durante su permanencia en Schlumberger diseñó ydesarrolló numerosas aplicaciones técnicas. Comenzósu carrera como ingeniero de desarrollo de Schlumbergeren Sugar Land, Texas, en 1996. Posteriormente, se convirtió en ingeniero principal del centro SRC, enRosharon. Frank obtuvo su doctorado en ingenieríapetrolera de la Universidad de Oklahoma, en Norman,EUA. Además posee una maestría de la Universidad delSuroeste de Luisiana en Lafayette, EUA, y una li cen cia -tura en ingeniería de minerales y de petróleo de laUniversidad Nacional de Cheng-Kung en Tainan, Taiwán.

Chris Corcoran se desempeña como líder de equipopara el área de Tecnología Sísmica Avanzada de ShellE&P Co. desde 2004. Se incorporó en el Centro deInvestigaciones Bellaire de Shell, en Houston, luego detrabajar en el Instituto de Química Teórica de laUniversidad de Wisconsin, en Madison, EUA. Sus es -fuerzos de investigación iniciales en Shell se centraronen la generación de imágenes de onda de corte de loslevantamientos de sísmica marina, y posteriormentedirigió los equipos de investigación enfocados en elestudio de la variación de la amplitud con el desplaza-miento y la inversión sísmica. En 1989, comenzó adesempeñar una serie de funciones relacionadas conla tecnología y el liderazgo en las divisiones terrestresde Shell en EUA. En 1999, retornó al Centro deInvestigaciones de Shell y dirigió la campaña de inves-tigación global de Shell, relacionada con la generaciónde imágenes sísmicas. Chris obtuvo un doctorado enfísico-química de la Universidad de Indiana, enBloomington, EUA.

Kevin Davies se desempeña como geofísico senior enel segmento de Control de Calidad del ProcesamientoSísmico para Chevron Energy Technology Companycon base en Londres. Ingresó en Texaco en 1990 y per-maneció en la compañía después de su fusión conChevron. A lo largo de toda su carrera, trabajó endiversos aspectos relacionados con la adquisición y elprocesamiento de datos geofísicos, incluyendo las

operaciones, el control de calidad y las actividades deinvestigación. Ha publicado numerosos artículos sobrelos efectos del muestreo espacial y la utilización demétodos de adquisición de datos alternativos. En elaño 2000, fue designado profesor honorario en laUniversidad de Birmingham por su labor en la enseñan -za de la geofísica para postgraduados. Kevin posee unalicenciatura en geología y geofísica de la Universidadde Liverpool, y un doctorado en geofísica de laUniversidad de Birmingham, ambas en Inglaterra.

Eric Donzier es gerente general del emprendimientointerno MEMS de Schlumberger. Su enfoque se centraen el desarrollo y la fabricación de una nueva genera-ción de microherramientas basadas en la tecnologíaMEMS, que transformarán el negocio de los serviciosde campos petroleros. Desde 1999 hasta 2001, sedesempeñó como gerente de programas en el Centrode Investigaciones de Schlumberger en Cambridge,Inglaterra. En el año 2001, se trasladó al Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger donde, comodirector de investigación, manejó hasta el año 2003 la tecnología de miniaturización y otras tecnologías,incluyendo los sistemas MEMS. Eric posee una maes-tría en física de la Universidad del Sur de París (ParisXI), en Francia, y un diploma de microelectrónica dela École Supérieure d'Ingénieur en Electronique etElectrotechnique (ESIEE), en Francia.

Kerby J. Dufrene se desempeña como gerente técnicode Schlumberger para el Grupo de Terminaciones dePozos de Trinidad desde el año 2006. Está a cargo detodos los aspectos técnicos relacionados con las opera-ciones de terminación de pozos, incluyendo el diseño,la planeación a largo plazo y la relación con los clien-tes. Comenzó su carrera como ingeniero de campo enDowell Schlumberger, en Maurice, Luisiana, en 1996.Subsiguientemente, se desempeñó como ingeniero ge ne -ral de campo, ingeniero técnico de distrito e in genierode soporte técnico para el grupo de Herramien tas deControl de la Producción de Arena de Schlumberger.En 2001, fue trasladado a Rosharon como ingeniero dediseño senior para el grupo de Terminaciones yProductividad de Pozos (WCP), Terminaciones Frentea la Formación e Ingeniería RapidResponse*. Luego seincorporó al grupo WCP InTouchSupport.com* comoingeniero InTouch para operaciones de terminación depozos y posteriormente se convirtió en gerente InTouchpara el grupo de Terminaciones WCP. Antes de ocuparsu posición actual, fue gerente de sistemas de termina-ción de pozos en Trinidad. Kerby posee una licencia-tura en ingeniería mecánica, con una especializaciónen diseño y fabricación asistidos por computadora(CAD/CAM) de la Universidad del Sureste de Luisianaen Lafayette.

Stephen Dyer es gerente de Proyectos de Terminaciónde Pozos de Schlumberger. Está a cargo del soportetécnico y el soporte de proyectos, el diseño de ingenie-ría y el manejo de proyectos para el centro SRC, enRosharon. Ingresó en Schlumberger en 1991 comoingeniero de campo especialista en pruebas de pozos,trabajando en el Mar del Norte, Noruega y el LejanoOriente. Después de seis años, fue transferido aYakarta como ingeniero especialista en mejoramientode la producción para Schlumberger Oilfield Services,concentrándose nuevamente en el área de las pruebas

de pozos en el año 2000, como instructor en Pau,Francia. Pasó 18 meses como instructor senior de ope-raciones de levantamiento artificial, antes de retornaral centro SRC. Stephen se ha desempeñado comoarquitecto de terminaciones de pozos y gerente en pro-yectos avanzados de terminación de pozos, en el áreamarina de California, y en Nigeria, India y el SudesteAsiático. Posee un diploma de Licenciado en Tecnología(con mención honorífica) en ingeniería mecánica dela Universidad de Loughborough, en Inglaterra.

Christine Ehlig-Economides se desempeña comodocente del Departamento de Ingeniería Petrolera dela Universidad A&M de Texas, en College Station, EUA,desde el año 2004 y es Catedrática de la FundaciónAlbert B. Stevens. Previamente, dirigió el Departa -mento de Ingeniería Petrolera de la Universidad deAlaska, en Fairbanks, EUA. Ingresó en Schlumbergeren 1983 como ingeniero de yacimientos, y asumió res-ponsabilidades crecientes hasta su regreso al ámbitoacadémico en el año 2003. Christine posee un diplomaBA en matemática y ciencia de la Universidad de Rice,en Houston; una maestría en ingeniería química de laUniversidad de Kansas, en Lawrence, EUA; y un docto-rado en ingeniería petrolera de la Universidad deStanford, en California. Entre sus numerosos premiosse destacan el de Ingeniero Petrolero del Año deAlaska (1982), el Premio al Cuerpo Docente Destacadode la SPE (1982), el premio del sector de Evaluaciónde Formaciones de la SPE (1995), el premio al MiembroIlustre de la SPE (1996) y el Premio Lester Uren de laSPE (1997). Christine se convirtió en miembro de laAcademia Nacional de Ingeniería de EUA en el año 2003.

Hani Elshahawi se desempeña como asesor del sectorde Pruebas y Muestreo de Formaciones de ShellInternational Exploration and Production, en Houston,donde su enfoque actual se centra en la planeación,ejecución y análisis de operaciones globales de prue-bas de formación y muestreo de fluidos de fondo depozo de alto perfil. Con más de 20 años de experienciaen la industria petrolera, se ha desempeñado tanto encompañías de servicios como en compañías de opera-ciones, en más de 10 países de África, Asia, MedioOriente y América del Norte, y ha ocupado diversasposiciones en interpretación, consultoría, operaciones,mercadeo y desarrollo de productos. Hani ha dictadonumerosas conferencias relacionadas con las diversasáreas de la petrofísica, las geociencias y la ingenieríapetrolera, es titular de numerosas patentes y haescrito más de 50 artículos técnicos. Obtuvo una licen-ciatura en ingeniería mecánica y una maestría en inge-niería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.

Alfredo Fayard es campeón global de dominio para elsegmento de Operaciones de Disparos de Schlumberger,en Houston, y provee soporte técnico mundial para lasoperaciones de terminación en pozo entubado, conresponsabilidad específica en el área de las operacio-nes de disparos y el mejoramiento de la producción.Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo en1979 y posteriormente se convirtió en ingeniero a cargode las operaciones de los equipos de perforación, en elárea marina de México. Se ha desempeñado comogerente de localización de operaciones terrestres endiversas áreas de México, conferenciante del Centro

de Entrenamiento de Schlumberger en Livingston,Escocia, y gerente de entrenamiento para el sur deEuropa y África. En 1989, se convirtió en gerente deWireline & Testing para el norte de Italia, y luego pasócuatro años como gerente técnico para el norte deÁfrica. En 1996, fue transferido al centro SRC, enRosharon, para manejar el desarrollo del productoRapidResponse para todos los productos de las opera-ciones de disparos. Antes de ocupar su posición actual,fue gerente de sistemas de pistolas de disparos, acargo de la ingeniería y manufactura de los productosutilizados en las operaciones de disparos. Alfredoobtuvo un diploma de ingeniería electrónica y sistemasde control de la Universidad Tecnológica Nacional deBuenos Aires.

José F. García es asesor técnico de operaciones determinación de pozos para la división de Termina cio -nes y Productividad de Pozos (WCP), en Trinidad, eingeniero senior de servicios de diseño y evaluaciónpara clientes DESC* para el Grupo de Terminacionesde Pozos, en Rosharon, Texas. Comenzó su carreracomo ingeniero de campo en Dowell SchlumbergerVenezuela en el año 1991. Trabajó como especialista enoperaciones de terminación con control de la produc-ción de arena en el Mar del Norte e Italia, y luego seconvirtió en gerente de servicios de campo para el seg-mento de Servicios de Terminaciones de Yacimientos yProducción de Pozos en Nigeria. Fue transferido aRosharon en el año 2001, como coordinador de proyec-tos de terminación de pozos y asesor técnico WCP paraÁfrica Occidental y Sudáfrica, y Nigeria. Antes de ocu-par su posición actual en el año 2005, fue campeón deproductos para los sistemas de aislamiento zonal y losproductos de fracturamiento eficientes en yacimientosde capas múltiples. José posee una licenciatura y undiploma MBA de la Universidad Simón Bolívar enCaracas.

Jaime Ricardo Gómez se desempeña como gerenteregional de personal de Schlumberger para el seg-mento de operaciones de levantamiento artificial enAmérica del Norte y reside en Houston. Antes de ocu-par esta posición, trabajó como gerente global de desa-rrollo de negocios para pruebas de pozos, donde estuvoa cargo de la evolución de la tecnología para pruebasde pozos críticas en el área de aguas ultra profundasdel Golfo de México, Brasil, África Occidental y elSudeste Asiático. Además se desempeñó como gerentede operaciones de terminación de pozos; gerente deentrenamiento, desarrollo y dotación de personal; eingeniero de campo, en todo el territorio de Américadel Sur y América Central. Obtuvo una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad de los Andes,en Bogotá, Colombia; actualmente está estudiandopara obtener un diploma Executive MBA, en laUniversidad de Rice, en Houston.

Francisco González Pineda se desempeña comoCoordinador de Áreas Prospectivas para el ActivoIntegral Burgos, en Pemex, Reynosa, México. Posee 24 años de experiencia en exploración petrolera,fundamentalmente en la Cuenca del Río Misantla, enTampico. Francisco obtuvo sus diplomas de geología eingeniería en la Universidad de San Luís Potosí,México.

Anthony R. H. Goodwin trabaja en Schlumbergercomo científico y reside en Sugar Land. Después deobtener su doctorado en el University College deLondres, se incorporó en el centro de Investigacionesde BP en Sunbury, Inglaterra. Posteriormente, se tras-ladó al Instituto Nacional de Normas y Tecnología deGaithersburg, en Maryland, EUA. Antes de ingresar enSchlumberger, trabajó en el Departamento deIngeniería Química y en el Centro de Estudios deTermodinámica Aplicada de la Universidad de Idahoen Moscow, EUA. Su enfoque se centra en la mediciónde las propiedades de los fluidos presentes en los yaci-mientos petroleros, con especial énfasis en los méto-dos para determinar estas propiedades en ambientesde fondo de pozo adversos, y en el empleo de instru-mentos desarrollados con sistemas MEMS. Es autor de más de 100 publicaciones, incluyendo dos libros.

Gary Hampson se desempeña como consultor geofí-sico en Chevron, en San Ramon, California, donde estáinvolucrado fundamentalmente en actividades deinvestigación relacionadas con la adquisición de datos.Después de trabajar para Western Geophysical, Sefel yBritish National Oil Corporation, ingresó en Texaco(ahora Chevron), donde trabajó en procesamiento yadquisición de datos en los últimos 25 años. Gary fuegalardonado con los premios al Mejor Artículo, otorga-dos tanto por la Asociación Europea de Geocientíficose Ingenieros (EAGE) como por la Sociedad deGeofísicos de Exploración (SEG) y es profesor honora-rio de la Universidad de Birmingham, en Inglaterra. Esmiembro veterano de la EAGE y la SEG, para quienesregularmente revisa artículos y preside sesiones técni-cas. Gary posee una licenciatura (con mención honorí-fica) en geología del Instituto Politécnico de Kingstonen Inglaterra.

Christopher Harrison se desempeña como investiga-dor científico senior en el Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger (SDR) en Cambridge,Massachusetts. Sus intereses de investigación incluyenlos sensores para medir las propiedades de transportede los fluidos, tales como el sensor vibratorio de visco-sidad, operado con cable, que está siendo diseñadoactualmente en Schlumberger KK, en Japón. Sus actividades en materia de tecnologías MEMS incluyenuna versión microfluídica de un sensor vibrador tipocantilever para medir la densidad y la viscosidad de los fluidos de los hidrocarburos. Antes de ingresar en Schlumberger, fue becario posdoctoral del ConsejoNacional de Investigación en el Instituto Nacional deCiencia y Tecnología, donde desarrolló un nuevo métodode medición del módulo de películas delgadas, utili-zando la inestabilidad a causa de la flexión. Christopherposee un doctorado en física de la materia condensadade la Universidad de Princeton, en Nueva Jersey.

John C. Healy, Jr. es consultor y se desempeña comoingeniero de terminaciones de pozos para el Grupo deTecnología de Exploración y Producción de BP, enHouston. Actualmente, está involucrado en operacio-nes de alta presión y alta temperatura extremas y en elaseguramiento global de la integridad de los equiposde perforación y terminación de pozos. Comenzó sucarrera en 1984 en Mobil Oil, trabajando como inge-niero de producción, ingeniero de terminación de

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pozos, ingeniero de yacimientos, jefe de producción yanalista de exploración. Ingresó en Sonat Explorationen 1998 como vicepresidente de ingeniería para elGolfo de México. Inició su trabajo como consultor enel año 1999. John obtuvo una licenciatura en ingenie-ría petrolera de la Universidad Tecnológica deLuisiana, en Ruston, y un diploma MBA de laUniversidad de Tulane, en Nueva Orleáns.

David Hill es gerente de geofísica aplicada deWesternGeco en Gatwick, Inglaterra, e ingresó en lacompañía en el año 2000. Está a cargo del soportegeofísico global para WesternGeco. Previamente, tra-bajó en Amoco UK durante diez años, como geofísicode operaciones, y diseñó, adquirió y procesó levanta-mientos de sísmica 2D y 3D para satisfacer los objetivosde los equipos a cargo de los activos de exploración ydesarrollo. Además, ocupó una diversidad de posicio-nes para Western Geophysical, entre 1978 y 1990,adquiriendo experiencia en todos los departamentosrelacionados con el procesamiento de datos y en eldesarrollo de software geofísico. David obtuvo unalicenciatura (con mención honorífica) en física y geo-física de la Universidad de Liverpool, en Inglaterra.

Y. Gil Hilsman se desempeña como gerente de ventasdel sector de Terminaciones de Pozos de Schlumbergerpara el área del Mar Caspio. Ingresó en JohnstonTesters en 1977 como ingeniero de campo junior enShreveport, Luisiana. Después de ocupar posicionesde campo y en sede central, en diversas locaciones de EUA, trabajó en Flopetrol Engineering en Melun,Francia, y en el segmento de Ingeniería y Control dela Producción de Arena de Dowell Schlumberger, enTulsa. Además, ocupó una serie de posiciones directi-vas, incluyendo la dirección del Centro de Cómputosde Midland en Texas. En 1997, dirigió el Centro deEstudios de Tecnologías de Yacimientos de GeoQuest(GRT) en Houston, y posteriormente fue el gerente denegocios de DCS para Europa, los países de ex-UniónSoviética (CIS) y África. En el año 2002, fue transfe-rido a la división de Terminaciones y Productividad dePozos de Schlumberger como gerente de desarrollo denegocios, a cargo de las operaciones de terminacióncon válvulas de seguridad de fondo de pozo y equipos,empacadores y accesorios como la Válvula deAislamiento de la Formación FIV*. Durante su carrerarealizó más de 1,000 interpretaciones de pruebas depozos, a nivel mundial, con especial énfasis en los car-bonatos de la Cuenca Pérmica. Es titular de variaspatentes en operaciones de terminación de pozos ycontrol de la producción de arena. Y. Gil posee unalicenciatura en ingeniería mecánica del Instituto deTecnología de Georgia, en Atlanta, EUA.

Mike Howard se desempeña como especialista engeneración de imágenes sísmicas en BHP BillitonPetroleum (Américas) Inc. en Houston, donde trabajaen proyectos de generación de imágenes y adquisiciónde levantamientos sísmicos con gran cobertura azimu-tal. Ocupa esta posición desde el año 2003. Mike hacoordinado proyectos de desarrollo de generación deimágenes y procesamiento de datos sísmicos paraConoco Inc., en Oklahoma y Luisiana, y se ha desem-peñado como geofísico principal para ConocoPhillipsen Houston. Obtuvo un doctorado en física-matemá-tica de la Universidad de Indiana, en Bloomington.

Jerry Kapoor es gerente de desarrollo de activos ydel equipo de generación de imágenes de avanzada

de América del Norte para WesternGeco. Radicado en Houston, posee varios años de experiencia en elnegocio del procesamiento de datos. Comenzó su ca -rrera en Geophysical Service Inc. (GSI), en Croydon,Inglaterra, y luego ocupó, dentro de GSI y GSI/Statex,diversas posiciones de liderazgo y dirección en Libia,Noruega, Inglaterra y Texas. Además, ocupó posicio-nes relacionadas con el procesamiento de datos enHalliburton Geophysical Services. Desde su ingreso enWestern Geophysical como gerente del grupo de gene-ración de imágenes en escala de profundidad en Houston,en el año 1994, ha dirigido diversos proyectos de pro-cesamiento de datos y generación de imágenes enescala de profundidad en áreas de aguas profundas.

Chee Kin Khong es campeón de dominio para el seg-mento de Yacimientos, Producción y Operaciones deDisparos en el Norte de Asia de SchlumbergerWireline y contribuye con los clientes a fin de identifi-car soluciones técnicas adecuadas. Sus responsabili-dades incluyen la interpretación de datos de pruebasde formación con herramientas operadas con cable,análisis de presiones transitorias, modelado deldesempeño de pozos, adquisición de registros de pro-ducción, monitoreo de yacimientos, y optimización delas operaciones de disparos y la productividad parapozos nuevos y pozos reacondicionados. Desde suingreso en Schlumberger en 1990, se ha desempeñadocomo ingeniero de campo e ingeniero a cargo, enMalasia, Indonesia y Tailandia, y como gerente dedesarrollo de negocios para el segmento de registrosen pozo entubado en Kuala Lumpur. Posee una licen-ciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad deTecnología de Kuala Lumpur y una maestría en inge-niería petrolera de la Universidad de Stanford enCalifornia.

Ed Kragh es gerente de programas para adquisición yprocesamiento de datos del Departamento de Geofísicadel centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge (SCR), Inglaterra. Como investigador cien-tífico principal, supervisa el programa de adquisicióny procesamiento de datos. Antes de ocupar esta posi-ción en 2003, fue gerente de programas para adquisi-ción y procesamiento de datos y estudios de sísmicade pozo en el departamento de geofísica. Ed ingresóen el centro SCR como investigador científico asocia doen 1993 y luego ascendió a la posición de investigadorcientífico senior y a la de investigador científico prin-cipal. Se incorporó en el centro SCR con experienciacomo geofísico de Seismograph Services Ltd y Texaco Ltd,en Londres. Además, se desempeñó como asisten te deinvestigación en el Departamento de Investigacionesde Pozos de la Universidad de Durham, Inglaterra. Edobtuvo su doctorado y maestría en geofísica de laUniversidad de Durham, y una licenciatura en físicade la Universidad de Exeter, en Inglaterra.

Bjørn Langseth es gerente de desarrollo de negociospara los Servicios de Pruebas de Schlumberger, enStavanger, y supervisa el diseño de las operaciones dedisparos bajadas con la tubería de producción, utili-zando el software Sand Management Advisor, el sis-tema de disparos PURE* para la obtención dedisparos limpios y el Programa de Análisis deOperaciones de Disparos de Schlumberger SPAN*.Después de ingresar en Schlumberger como ingenierode campo en Aberdeen, en el año 1980, ocupó diversasposiciones didácticas, de ingeniería, dirección y mer-cadeo en Noruega, Francia, Libia, Nigeria y Houston.

Es coautor de numerosos documentos y artículos, einventor de seis patentes. Bjørn posee un diploma de postgrado en ingeniería marina del Instituto deTecnología Robert Gordon, en Aberdeen.

Matthew Maharaj se desempeña como ingeniero determinación de pozos en el proyecto Mango de BP yactualmente está desempeñando funciones enTrinidad y Tobago. Diseña y ejecuta operaciones determinación de pozos a alto régimen de producción,que constituyen la mayor ganancia neta para BP anivel mundial. Comenzó su carrera en Schlumberger,en 1998, como ingeniero de perforación en MedioOriente. Además, trabajó como ingeniero de opera -ciones de terminación y reparación de pozos deSchlumberger y como ingeniero de operaciones deperforación y terminación de pozos en la plataformacontinental del Golfo de México, antes de trasladarsea BP como auditor interno de BP Upstream, reali-zando auditorías relacionadas con el área de Salud,Seguridad y Medio Ambiente en todo el territorioamericano.

María Manrique se desempeña como investigadoracientífica senior en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra. Actualmente,está trabajando en métodos de recuperación de avan-zada. Ingresó en el Centro de Productos deSchlumberger Riboud, en el año 1998, para integrar elgrupo de Tecnología y Sensores Mecánicos, dondeestuvo a cargo del desarrollo de subconjuntos para lasherramientas operadas con cable. En el año 2000, fuetrasladada a Cambridge para trabajar en actividadesde investigación de los sensores MEMS, involucrán-dose en diferentes áreas, desde el diseño, la fabrica-ción y las pruebas, hasta el modelado. María posee un doctorado en matemática aplicada del ColegioImperial de Londres, y una maestría en ingenieríaoceánica de la École Centrale de Paris. Obtuvo undiploma de ingeniería general de la UniversidadPolitécnica de Cataluña, en Barcelona, España.

Stephen Mason es el actual gerente de tecnología defluidos para el segmento de Servicios de Manejo de laProducción de Arena de Schlumberger, en SugarLand, Texas. De sus 33 años en la industria, ha traba-jado los últimos 8 en Schlumberger. Su experienciaabarca todo tipo de fluidos de perforación y termina-ción de pozos, centrándose en la formulación y aplica-ción de fluidos que no producen daños para laperforación y terminación de yacimientos de areniscas.Se especializa en el área de la remoción del deterioroproducido por el fluido de perforación (revoque de filtración) y las operaciones de empaque de grava.Trabajó como asesor técnico o gerente técnico paravarias compañías de servicios, y como especialista enfluidos y contratista de perforación con contratos llaveen mano. Stephen posee una licenciatura en biologíade la Universidad de Texas, en Arlington.

Anne-Mette Mathisen es asesor para tecnología deproducción en Hydro, con base en Bergen, Noruega.Durante sus 25 años en Hydro ha ocupado diversasposiciones relacionadas con tecnología de producción,tanto en operaciones como en investigación. Obtuvouna maestría de la Universidad de Rogaland, enNoruega.

Nick Moldoveanu está a cargo del diseño de levanta-mientos sísmicos y es asesor técnico en el departa-mento de Soluciones Sísmicas Integradas, enHouston. En 1989 comenzó con Schlumberger

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Geco-Prakla y actuamente trabaja para WesternGeco.Ha ocupado posiciones técnicas en procesamiento dedatos, programación sísmica, adquisición marina y ser-vicios sísmicos de yacimientos. Está involucrado en elsoporte geofísico para la adquisición y el procesamientode datos, la planeación de levantamientos y laintroduc ción de nueva tecnología. Nick obtuvo unamaestría en geofísica y otra en matemática, de laUniversidad de Bucarest, en Rumania.

Bruno Pinguet se desempeña como campeón de domi-nio de flujo multifásico a nivel mundial y trabaja parala Oficina Central de Pruebas de Schlumberger enClamart, Francia. Actualmente, reside en Venezuela.Está a cargo del soporte técnico y comercial global delas tecnologías de mediciones multifásicas en aplica-ciones de pruebas, con especial énfasis en aplicacionesde petróleo pesado. Además, es representante de unacompañía de servicios en la Comisión Directiva delGrupo de Petróleo y Gas del Departamento deComercio e Industrias del Reino Unido. Comenzó sucarrera en Schlumberger en Inglaterra y Francia, dise-ñando nuevos sensores para medir la estructura deflujo en flujos difásicos. Después de ser trasladado aClamart, trabajó en tecnologías de adquisición deregistros de producción y en el modelado de medicionesde flujo multifásico. Participó en las pruebas de campode los primeros prototipos de medidores de flujo multi-fásico en Kuwait en el año 1995, y participó en opera-ciones de campo en Indonesia y Kuwait. Ademástrabajó en Bergen, Noruega, como gerente de desarro-llo de productos para todos los tipos de tecnologías depruebas de pozos multifásicos Vx*. Antes de ocupar suposición actual se desempeñó como asesor técnicopara el grupo de muestreo y análisis de fluidos deSchlumberger Oilphase-DBR*. Bruno obtuvo un docto-rado en mecánica de fluidos, con mención honorífica,de la École Normale Supérieure de París. Además,posee una maestría en física y un diploma DEA enfísica de la Université Pierre et Marie Curie (París VI),en Francia.

Italo Pizzolante está trabajando actualmente en elGrupo de Operadores CACT (China National OffshoreOil Corporation, Chevron, Eni Petroleum) y está acargo del manejo de los activos. Posee 25 años deexperiencia en la industria petrolera, trabajando enEni Petroleum. Ha ocupado diversas posiciones rela-cionadas con el manejo de yacimientos y operacionesen África Septentrional y África Occidental, Kazajstány América Latina. Italo posee un diploma de ingenieríahidráulica de la Universidad de Pavia, en Italia.

John Powers es ingeniero senior de operaciones determinación e intervención de pozos y participa delproyecto Liberty de BP Exploration Alaska. Trabaja enBP desde 1994. Previamente, se desempeñó comoingeniero principal de terminación de pozos en BPTrinidad y Tobago. Además, trabajó como ingenierosenior de terminación de pozos en el Grupo deTecnología de E&P de BP London, y como líder delequipo de operaciones e ingeniero senior de operacio-nes de intervención de pozos, en BP ExplorationAlaska. John obtuvo su licenciatura en ingenieríapetrolera de la Universidad de Tulsa.

Jawaid Saeedi es gerente de ingeniería, interpreta-ción y desarrollo de yacimientos, y provee soporte alsegmento de Servicios de Pruebas de Schlumberger enAmérica del Norte. Posee más de 30 años de experien-cia en la industria, incluyendo compañías petroleras

nacionales y multinacionales. Desde su ingreso enSchlumberger en 1984, ha ocupado diversas posicionestécnicas, de mercadeo y manejo de operaciones envarios países. Posee una maestría en ingeniería petrole -ra de la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá.Autor de numerosos artículos técnicos, Jawaid fuedesignado Miembro Ilustre de la SPE en el año 2006.

Denis Staderoli está radicado en Luanda, Angola, y sedesempeña como gerente de proyectos senior deSchlumberger, dentro del Grupo de Soporte deProyectos Integrados, en Houston. Sus responsabilida-des incluyen la integración de las lecciones aprendidasy las mejores prácticas desarrolladas en proyectos pre-vios, la evolución del sistema de manejo y mentoringde proyectos, dentro de la comunidad de terminacio-nes de pozos de Schlumberger. Ingresó enSchlumberger en 1980 y se desempeñó como ingenierode campo y supervisor de operaciones para los serviciosde adquisición de registros y pruebas de evaluación deyacimientos en África Occidental, el Mar del Norte y elLejano Oriente. Trabajó como ingeniero de ventas ysoporte técnico antes de asumir responsabilidades demanejo operacional en Gabón. Antes de encarar el ma -nejo de proyectos integrados, fue gerente de cuentasdel segmento de Terminaciones y Productividad dePozos para Total, concentrándose en operaciones depruebas en aguas profundas y en proyectos integradosde terminación de pozos. Denis obtuvo un diplomaBrevet de Technicien Supérieur (BTS) en manufacturamecánica y un diploma de ingeniería minera en Francia.

Mark Stracke es gerente de proyectos de terminacióny pruebas de pozos de Schlumberger para el proyectode aguas profundas Kikeh de Murphy, y reside enKuala Lumpur. Comenzó su carrera en Kerr McGee,con responsabilidades que lo convirtieron de ingenierode perforación en superintendente de perforación.Pasó los 12 años siguientes en ARCO, trabajando eningeniería de producción e ingeniería de terminaciónde pozos en el distrito de Houston, y en ingeniería deperforación y terminación de pozos y tecnología demateriales, en el departamento de tecnología de ARCO.Ingresó en Anadrill en 1995 como ingeniero especia-lista en terminación y perforación de pozos. Fue elgerente de negocios multilaterales, en Rosharon,Texas, y formó el grupo de Soporte de Proyectos deSchlumberger, enfocado en la ejecución de terminacio-nes inteligentes y multilaterales. Fue transferido aAbingdon, Inglaterra, en el año 2001 como el especia-lista de dominio WCP. Mark posee una licenciatura enbioingeniería y otra en ingeniería mecánica de laUniversidad A&M de Texas, en College Station.

Grete Svanes ingresó en M-I SWACO Norge en 1995 yactualmente es gerente del laboratorio de fluidos deM-I SWACO en Bergen, Noruega. Además, administra yparticipa activamente en proyectos de aplicacionestécnicas de clientes y provee soporte técnico para lasoperaciones marinas de M-I SWACO. Grete trabajóademás como consultor en análisis PVT para el Centrode Investigaciones de Hydro en Bergen, desde 1989hasta 1995. Graduada en química analítica y física dela Escuela Superior de Ingeniería Técnica de Bergen,posee una licenciatura de la Universidad de Bergen.

Keith Swainson se desempeña como ingeniero petro-lero para la Unidad de Negocios de África Meridionalde Chevron. Radicado en Houston, Keith se encarga delas áreas prospectivas para el Equipo de Desarrollo deNuevos Campos Petroleros del Bloque 0 de Angola.

Posee 16 años de experiencia en ingeniería de produc-ción, ingeniería de yacimientos y pruebas de pozos.Keith obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánicade la Universidad A&M de Texas, en College Station.

Yu-Chong Tai es profesor de ingeniería eléctrica, inge-niería mecánica y bioingeniería, en el Instituto de Tec -nología de California (Caltech), en Pasadena. Además,es el gerente ejecutivo del segmento de IngenieríaEléctrica. Desarrolló el primer micromotor de polisili-cio en la Universidad de California, en Berkeley, y, des-pués de obtener allí su doctorado, ingresó en Caltech.En Caltech, construyó el Laboratorio MEMS deCaltech. Su interés principal en investigación son lossensores y accionadores MEMS, pero recientemente seha concentrado en los sistemas MEMS para aplicacio-nes biomédicas, incluyendo los sistemas de laboratorioen un chip y los bioimplantes. Ha publicado más de300 artículos técnicos sobre MEMS y fue copresidentede la Conferencia MEMS IEEE 2002.

Elie Takla se desempeña como ingeniero de ventas ysoporte técnico para Schlumberger en Hassi-Messaoud,Argelia, donde se especializa en pruebas de pozos ymediciones multifásicas. Previamente, ocupó diversasposiciones como entrenador de calidad de los serviciosde terminación de pozos e ingeniero de campo espe-cialista en pruebas, en todo Medio Oriente. Además,trabajó en Francia como instructor para el equipo por-tátil de pruebas periódicas de pozos multifásicosPhaseTester* y el equipo fijo de monitoreo de la pro-ducción de pozos multifásicos PhaseWatcher* y para latecnología de pruebas de pozos Vx. Elie obtuvo su li cen -ciatura en estudios petroleros y un diploma BA en ad -ministración de empresas de la Universidad Americanade Beirut, en el Líbano. Además, obtuvo una maestríay un diploma en ingeniería petrolera del ColegioImperial de Londres.

Bertrand Theuveny se desempeña como asesor depruebas de pozos de superficie y tiene su base en elCentro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra, donde está a cargo de la inte-gración de las tecnologías de pruebas de superficie,incluyendo las mediciones multifásicas. Ha estadoinvolucrado en el área de las pruebas de pozos desdesu ingreso en Flopetrol en 1985. Ha ocupado diversasposiciones relacionadas con operaciones con cable ypruebas, incluyendo el cargo de ingeniero de pruebas,gerente de servicios de campo, gerente nacional ycoordinador de mercadeo de pruebas en México, Brasil,Argelia y Libia. Bertrand fue transferido a Noruegacomo gerente de soporte para 3-Phase MeasurementsAS, coordinando el despliegue de la tecnología Vx. Enel año 2002, supervisó los productos de respuesta y elsoporte de producción y yacimientos de la infraestruc-tura de producción en tiempo real de Schlumberger.Antes de ocupar su posición actual en 2007, fuegerente de desarrollo de negocios a nivel mundial parala tecnología Vx. Bertrand posee un diploma en inge-niería oceánica de la École Centrale de París, y unamaestría en geofísica y otra en ingeniería petrolera de la Universidad de Alaska, en Fairbanks.

Olivier Vancauwenberghe se desempeña como inge-niero de diseño de sistemas MEMS en el Centro deTecnología MEMS de Schlumberger, en Elancourt,Francia, posición que ocupa desde el año 2004.

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Ingresó en Schlumberger en el año 2001 como investi-gador científico senior para el Programa de NuevosSensores del Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA. Antesde ingresar en Schlumberger, Olivier fue profesoradjunto en la École Supérieure d’Ingénieurs enElectronique et Electrotechnique (ESIEE) en París.Su tarea de investigación se centró en la física y latecnología de los nuevos sensores y sistemas MEMS, a base de silicio, mayormente bajo contratos indus-triales. Posee amplia experiencia en física de micro-sensores, tecnología de modelado y fabricación parael de sarrollo de sistemas MEMS específicos para apli-caciones de campos petroleros. Olivier posee unamaestría en ciencia de los materiales e ingenieríamicro electrónica de la Université Catholique deLouvain en Bélgica y un doctorado en materiales elec-trónicos del Instituto de Tecnología de Massachusetts,en Cambridge.

Ronald van Hal se desempeña como investigadorcientífico senior en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger (SDR) en Cambridge, Massachusetts.Ingresó en Schlumberger en el año 2001 cuandoSchlumberger adquirió Van Essen Instruments, queahora forma parte de Schlumberger Water Services.En el año 2003, fue trasladado al centro SDR para tra-bajar en el desarrollo de un sensor del pH, basado encomponentes microfluídicos. Desde el año 2006, inte-gra el grupo de análisis de fluidos de fondo de pozo,trabajando en operaciones de muestreo de petróleopesado y detección de ácido sulfhídrico. Durante supermanencia en Van Essen, Ronald trabajó en el desa-rrollo de sensores químicos y se desempeñó comogerente a cargo de ingeniería y finanzas. Obtuvo unamaestría en química de la Universidad de Nijmegen, yun doctorado de la Universidad de Twente, enEnschede, ambas en los Países Bajos.

Ian C. Walton se desempeña como asesor científico,en el departamento de Investigaciones de Operacio nesde Disparos del Centro de Tecnología de Terminacio nesde Yacimientos de Schlumberger (SRC) en Rosharon,Texas. Ingresó en Schlumberger en 1987 como investi-

gador científico senior, en el Centro de Investigacio nesde Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, despuésde estar 11 años en el departamento de matemáticadel Colegio Imperial de Londres, y tres años en elCentro de Investigaciones de BP en Sunbury,Inglaterra. En 1991, fue transferido al Centro deTecnología de Dowell en Tulsa, y luego a Rosharon, en1994, para trabajar en aplicaciones de tuberías flexi-bles. Cuatro años después, se le asignó el área deinvestigación de las operaciones de disparos en elcentro SRC. Ian posee una licenciatura del UniversityCollege de Londres y un doctorado de la Universidadde Manchester, ambos en matemática.

Tammy Webb se desempeña como líder del Equipo deOperaciones de Terminación para Murphy Sabah OilCo., en el proyecto de desarrollo de aguas profundasdel Campo Kikeh. Radicada en Kuala Lumpur, lideratodas las actividades de terminación de pozos y lasconexiones para este proyecto. Previamente, Tammypasó 20 años realizando tareas relacionadas con ope-raciones de terminación, producción y yacimientos.Ha trabajado en diversas regiones del mundo, inclu-yendo el Golfo de México, las Montañas Rocallosas deEUA, y Trinidad, y ha participado en numerosos pro-yectos de aguas profundas, incluyendo los proyectosKing, Kings Peak, Nile y Nakika. Autora de numerososartículos sobre temas relacionados con operacionesde terminación de pozos y mecánica de rocas, Tammyes graduada de la Universidad de Montana y poseeuna licenciatura en ingeniería petrolera y otra eningeniería geológica.

Joyce Wong se desempeña como investigadora cientí -fica principal en el programa de Tecnologías de NuevosSensores, en el centro SDR, situado en Cambridge,Massachusetts. Ingresó en Schlumberger en el grupoMEMS del centro SDR, en el año 2000, y ha trabajadoen diversos proyectos relacionados con microtecnolo-gías y nanotecnologías. Inicialmente, estuvo involu-crada en el diseño y la fabricación de los sensoresMEMS de alta presión y alta temperatura, un esfuerzode colaboración entre el SDR y Caltech. Estos senso-res de presión fueron comercializados subsiguiente-

mente por Schlumberger MEMS-TC en Elancourt,Francia, para ser utilizados en los servicios de levan-tamiento Axia* ESP. En el año 2002, comenzó a inves-tigar la microfluídica en Caltech y luego se incorporóen el nuevo equipo de microfluídica en el centro SDR,para la implementación de un prototipo de campopara el análisis del pH en el fondo del pozo, junto conSchlumberger Water Services. Además, ha estudiadolos dispositivos que incorporan tecnologías de micro-maquinado a base de silicio. En el año 2005, puso enmarcha un proyecto conjunto denominado el Futurode la Investigación en Caltech, un esfuerzo en cursopara explorar las aplicaciones de detección únicas delos nanotubos de carbono. Joyce es profesora adjuntavisitante en Caltech, donde obtuvo una licenciatura,una maestría y un doctorado en ingeniería eléctrica.

Tian Xiang se desempeña como ingeniero de yaci-mientos senior en el Grupo de Operadores CACT, alque se incorporó en el año 2002. Realiza tareas deinvestigación y supervisa proyectos relacionados conla ingeniería de yacimientos y la recuperación mejo-rada de petróleo para el grupo CACT. Tian posee unalicenciatura en ingeniería petrolera del JianghanPetroleum Institute, en Hubei, China.

Clay Young es gerente de operaciones para el servicioOilphase-DBR, en Houston, donde supervisa los servi-cios de muestreo de fluidos, y el Centro de Análisis deFluidos de Houston, que efectúa análisis PVT y análisisde aseguramiento del flujo. Ingresó en Schlumbergeren el año 2002 y estuvo a cargo de la comercializacióndel servicio de análisis de fluidos de pozos en sitioPVT Express* en el año 2003. Antes de ingresar enSchlumberger, trabajó para DBR en Lafayette,Luisiana, donde ayudó a desarrollar el negocio de losservicios de análisis en la localización del pozo yextracción de muestras de la compañía. Previamente,pasó 17 años ocupando diversas posiciones técnicas ydirectivas en Pencor, en EUA, Rusia, Angola y Trinidad.Clay posee una licenciatura en geología de laUniversidad de Carolina del Norte en Wilmington, EUA.

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Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

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Geomecánica. Con los avances producidos en la tec-nología de campos petroleros, el enfoque de la activi-dad de E&P se está desplazando cada vez más hacialas áreas de frontera, previamente inaccesibles. Amedida que se desplazan hacia estos plays subsalinos,de gas de lutita, de aguas profundas, o de alta tempe-ratura y alta presión, los operadores se enfrentan connuevos desafíos de perforación y producción de pozos.Este artículo describe cómo las compañías de E&Pestán evitando los problemas de perforación y cómoestán reduciendo las pérdidas de producción, medianteel estudio de la relación entre la geología y los esfuer-zos locales y regionales.

Mojabilidad. La preferencia de las superficies de lasrocas a ser humedecidas con petróleo o con aguaafecta muchos aspectos de la recuperación del petró-leo. La mojabilidad de las rocas incide en la permeabi-lidad relativa, la presión capilar, la saturación de aguainicial, la saturación residual de petróleo, las respues-tas de los registros geofísicos y otras características delas formaciones. Las lecturas de las herramientas deresonancia magnética nuclear poseen un gran poten-cial para la comprensión del estado de mojabilidad deuna formación.

Asfaltenos. La precipitación de asfaltenos prove-niente de los petróleos crudos vivos puede contaminary obturar las formaciones del subsuelo, los pozos y losequipos de superficie. Este artículo analiza los proble-mas asociados con la presencia de asfaltenos: la pre-dicción de las condiciones bajo las cuales seprecipitarán durante la producción para poder evitar laprecipitación; y, cuando la precipitación no pueda evi-tarse, la determinación de las técnicas de remediaciónpara su remoción. Además, analizaremos los nuevosresultados científicos que cuantifican el tamaño, elpeso y la estructura de las moléculas de asfaltenos.