Primavera de 2006

Interacción oportuna con los yacimientos

Yacimientos de gas condensado

Monitoreo de fracturas hidráulicas

Mediciones sónicas durante la perforación

Oilfield Review

SCHLUMBERGER

OILFIELDREVIEW

PRIMAVERA

DE2006

VOLUMEN

17N

UMERO

4

06_OR_001_S

Hace diez años, Oilfield Review publicó un artículo sobremonitoreo permanente que documentaba los primeros benefi-cios aportados por la disponibilidad permanente de datos en elmanejo de los yacimientos.1 En ese momento, la idea de posibi-litar el control remoto de los sensores y lograr que desde cual-quier oficina del mundo se pudiera acceder a datos de superfi-cie o de fondo de pozo en forma continua, era toda unanovedad. Desde entonces, ha habido una verdadera revoluciónen lo que respecta al grado y sofisticación de los sensores dis-ponibles, además de un rápido desarrollo tecnológico en unaamplia variedad de áreas clave tales como análisis, automa-tización, optimización, tecnología de la información y comuni-caciones. Un artículo del Oilfield Review de 2002 resumíaparte de este avance en materia de manejo de yacimientos entiempo real.2 En síntesis, el sector de upstream de la industriadel petróleo y el gas ha experimentado un cambio importanteen cuanto a la utilización de los datos, que ha dejado de ser cir-cunstancial para convertirse en continua.

La visión de un campo petrolero digital es la del monitoreo,análisis y control en tiempo real para lograr un manejo óptimodel yacimiento. Un componente clave de esta visión es la adop-ción de un enfoque integrado que posibilite un mayor controlen tiempo real del manejo de los activos. Los recientes avancestecnológicos han comenzado a proporcionar datos para facili-tar este cambio y el campo petrolero digital está captando rápi-damente la atención de la industria. Campos Inteligentes,Campo Petrolero Digital, Campo Petrolero de Próxima Genera-ción, Campo del Futuro, campo electrónico (e-field), campoasistido por Internet (i-field), Campo Instrumentado y EnergíaInteligente son algunos de los nombres utilizados para describiresta tendencia. Numerosas compañías operadoras y de serviciosestán dejando atrás la etapa de concepción y abstracción paraimplementar proyectos que crean un valor medible.

La evolución del concepto del campo petrolero digital de losúltimos años, condujo a la publicación de numerosos ejemplosexcelentes de soluciones puntuales que involucran una soladisciplina. Éstos incluyen historias exitosas sobre convalidaciónde datos, pozos inteligentes, monitoreo de avanzada, actualiza-ción rápida de modelos numéricos, tecnología de optimizacióny visualización. Últimamente, se han publicado ejemplos de unenfoque más integrado que comprende diversas disciplinas,incluyendo el uso más generalizado de centros operacionalesen tierra firme que ofrecen soporte para las actividades enáreas marinas. A diferencia de los centros de visualizacióngeológica y geofísica, estos centros operacionales apoyan losprocesos de las operaciones de perforación o producción entiempo real, visualizando tanto datos espaciales como datostemporales.

A pesar de los esfuerzos continuos del sector de upstream,aún es preciso realizar mejoras sustanciales en lo que hace al

Progresos en el manejo de yacimientos en tiempo real

desempeño de los activos. Con el desarrollo de los nuevos sen-sores de fondo de pozo y de superficie, nuestra capacidad paramedir supera nuestra capacidad para utilizar los datos. Lavisión se acerca un paso más a la realidad cuando los compo-nentes físicos y los datos recolectados se conectan a modelos dedesempeño de campos petroleros, en los que la información seanaliza continuamente y las reacciones se optimizan para ali-nearse con una estrategia dada, tal como la maximización de laproducción de petróleo. Una oportunidad interesante es latransferencia de tecnología del sector de downstream al deupstream. El primero siempre ha sido un sector rico en datos,con sensores, mediciones, controles y optimizaciones como con-ceptos bien establecidos. El incremento del número de sensoresy controles en los campos de petróleo y gas permite la introduc-ción de la práctica de implementación de alarmas, análisis yoptimización permanentes y la transferencia de conocimientosde nuestros colegas del downstream.

Para algunos, el campo petrolero digital es un conceptofuturista. Sin embargo, es posible lograr un mejoramiento sus-tancial del desempeño de los activos de las compañías median-te la integración y despliegue de la tecnología disponible hoy endía. Para lograr una mayor captación de las prácticas relacio-nadas con el campo petrolero digital, es preciso contar conhistorias de éxito precisas que documenten el valor de la tec-nología nueva y la tecnología existente. Esto incrementará lasoportunidades para una implementación más generalizadaentre los operadores. Como parte de este esfuerzo, un caminonatural a seguir consiste en iniciar estudios piloto y de factibi-lidad, además de desarrollar herramientas para determinar elvalor de las tecnologías de monitoreo y control. El deseo decompartir dichas historias de éxito entre las compañías consti-tuye un factor importante en el logro de un despliegue másrápido de la tecnología de tiempo real dentro de la industria.

Evidentemente, ésta ha sido una década de avances asom-brosos en el área de monitoreo, análisis y control permanentes.No obstante, el aprovechamiento máximo del potencial delcampo petrolero digital seguirá siendo un desafío importantepara nuestra industria en los próximos años.

Trond UnnelandGerente Nacional de Chevron NoruegaOslo, Noruega

Trond Unneland maneja las actividades de Chevron en Noruega. Previamente,fue gerente nacional de Chevron Dinamarca en Copenhague y gerente de cuen-tas tecnológicas en San Ramón, California. Antes de ingresar en Chevron en elaño 2000, ocupó posiciones de ingeniería y dirección en exploración, operacio-nes marinas y manejo de yacimientos en Statoil Noruega durante 16 años.Trond posee una maestría en ingeniería de yacimientos de la Universidad deStavanger y un doctorado en ingeniería de petróleo de la Universidad Noruegade Ciencia y Tecnología, en Trondheim. Ha publicado varios artículos de la SPEsobre manejo de yacimientos, control de la producción de arena y desempeñode pozos, y ha participado en numerosos comités y foros de la SPE.

1

1. Baker A, Gaskell J, Jefferey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T: “PermanentMonitoring Systems—Looking at Lifetime Reservoir Dynamics,” Oilfield Review 7,no. 4 (Otoño de 1995): 32–46.

2. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J,Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J y Stephenson K: “Avancesen materia de vigilancia de pozos y yacimientos” Oilfield Review 14, no. 4(Primavera de 2003): 14–37.

Schlumberger

Oilfield Review4 Actuar a tiempo para maximizar el

aprovechamiento de los hidrocarburos

Una condición previa para satisfacer en forma eficaz la crecientedemanda de petróleo y gas consiste en adquirir y actuar en basea los datos de pozos y de yacimientos a tiempo para incidir en lasdecisiones. La interacción oportuna con pozos y equipos—y enúltima instancia con el yacimiento—incrementa la eficiencia,acelera la producción y maximiza la recuperación final. En esteartículo examinamos los beneficios que se pueden obtenercuando las compañías adoptan tecnología en tiempo real.

16 Revisión de los yacimientos de gas condensado

El líquido se separa de la fase gaseosa cuando la presión en uncampo de gas condensado cae por debajo de la presión de supunto de rocío, dejando valiosos componentes líquidos atrapadosen el yacimiento y reduciendo la productividad de los pozos.Este artículo describe cómo estos mecanismos impactan elmanejo de los yacimientos y se ilustra con algunos ejemplos de campo de Rusia, EUA y el Mar del Norte.

En la portada:

Un grupo de geocientíficos y un ingeniero especialista en colocación depozos rastrean datos de perforación enfunción de un modelo de un área pros-pectiva desde un centro de soporte deHouston. Múltiples pantallas permiten a los equipos a cargo de los activos delas compañías optimizar la colocación de pozos en forma remota mediante elmonitoreo del avance de la perforación y la ejecución de mediciones de navegación del pozo en tiempo real.

2

Editor ejecutivo y editor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editores seniorMark E. TeelMatt Garber

EditoresDon WilliamsonRoopa GirMatt Varhaug

ColaboradoresRana RottenbergJoan Mead

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.

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

TraducciónAdriana RealEdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego Sánchez

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

Dirigir las consultas de distribución a:Jesús Mendoza RuizTeléfono: (52) 55 5263 3010Facsímile: (52) 55 5263 3191E-mail: jesus@mexico-city.oilfield.slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

30 Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozos

Desde las operaciones de re-entrada de perforación y estimu-lación de yacimientos hasta las operaciones de reterminaciónde pozos, los avances registrados recientemente en la tecnologíade tubería flexible han mejorado las capacidades y eficienciade las operaciones de reparación de pozos ejecutadas a travésde la tubería de producción, también conocidas como opera-ciones concéntricas. Este artículo presenta cuatro aplicacionesespeciales que utilizan nuevos sistemas o combinaciones singulares de herramientas y técnicas para reducir el costototal, el período de ejecución y el riesgo de las operacionescon fines de remediación.

Primavera de 2006Volumen 17

Número 4

86 Colaboradores

91 Nuevas Publicaciones y Próximamente en Oilfield Review

94 Índice Anual

3

46 La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas

Los métodos microsísmicos proveen información crucial acercade las fracturas hidráulicas. La geometría de las fracturas y el comportamiento de su propagación pueden monitorearsepara ayudar a los ingenieros a mejorar los tratamientos deestimulación de yacimientos, aumentar la producción y mejorarlas estrategias de desarrollo de campos petroleros. Este artículodescribe el monitoreo de las fracturas hidráulicas y presentaalgunos ejemplos de campo que demuestran su utilización enEUA y Japón.

N

Down

0 ft 2,000

Hydraulic Fracture Data

Time

LegendEvent rateTreating pressure, psiSlurry rate, bbl/min

0 ft 2,000

Perforation Stage 1

Perforation Stage 2

Perforation Stage 3

Perforation Stage 4

Treatment wellboreMonitoring well

N

Pozo de observación

Pozo de tratamiento

62 Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo

La minimización de los problemas y de las fallas de las herra-mientas constituye una prioridad máxima para los operadoresy las compañías de servicios por igual. Para ello, las innovadorastecnologías de campos petroleros se someten a pruebas engran escala, bajo condiciones reales de pozos antes de llegar alcampo. El conocimiento adquirido con esta evaluación rigurosaayuda a crear herramientas que se desempeñan conforme a loproyectado, aún en las condiciones más exigentes.

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

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

Roland HampWoodside Energy, Ltd.Perth, Australia

George KingBPHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Y.B. SinhaConsultor independienteNueva Delhi, India

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review tiene el agrado de dar labienvenida a Roland Hamp como nuevointegrante de su Panel de Asesoramiento.Roland es Coordinador de ReservasCorporativas para Woodside Energy Ltd.,en Perth, Australia Occidental. Sus res-ponsabilidades incluyen presentación deinformes de reservas, procesos y normasde manejo de reservas, y planeación eimplementación de programas de asegu-ramiento de las reservas. Antes de ingre-sar en Woodside en 1996, trabajó paraNorth Sea Sun Oil y Enterprise Oil.Actualmente es presidente del Consejode la SPE para Australia, Nueva Zelanday Papúa Nueva Guinea, y ha presidido elcomité editorial para la publicación SPENews y la Sección de la SPE correspon-diente a Australia Occidental. Roland segraduó con mención honorífica superioren el Imperial College de Londres en1987, con un diploma ME en ingenieríade petróleo.

Figure–03

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.

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

© 2006 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.

74 Un método de perforación acertado

Las herramientas de adquisición de registros sónicos durante laperforación (LWD, por sus siglas en inglés) de nueva generaciónestán proporcionando datos que ayudan a reducir la incertidum-bre y permiten a los ingenieros tomar decisiones de perforaciónefectivas, acertadas y oportunas. Las herramientas sónicas LWDproveen datos acústicos precisos que, a su vez, están siendo pro-cesados para determinar con exactitud la presión de poro. Lacombinación de esta información con datos sísmicos y con otrosdatos obtenidos durante la perforación, ayuda a los geocientíficosa prever lo que está delante de la barrena hasta el siguientehorizonte geológico y más allá del mismo.

4 Oilfield Review

Actuar a tiempo para maximizar el aprovechamiento de los hidrocarburos

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Andrew Carnegie, Pekín; Chip Corbett, KarenSullivan Glaser, Alex Kosmala, David Rossi, Melissa Symmondsy Ian Traboulay, Houston; Charles Cosad y Stephen Pickering,Gatwick, Inglaterra; Go Fujisawa, Sagamihara, Kanagawa,Japón; Gretchen Gillis, Sugar Land, Texas, EUA; LeonardoGiménez, Ahmadi, Kuwait; Judson Jacobs, CambridgeEnergy Research Associates, Cambridge, Massachusetts,EUA; Caroline Kinghorn, Aberdeen, Escocia; Marc Pearcy,Oklahoma City, Oklahoma, EUA; y Trond Unneland, Chevron,Oslo, Noruega.DecisionPoint, espWatcher, InterACT, Litmus, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PeriScope 15, ProductionWatcher y StethoScope son marcas de Schlumberger.Q, Q-Marine y Q-Xpress son marcas de WesternGeco.

La maximización de la recuperación de hidrocarburos y la aceleración de la produc-

ción son sólo dos de los beneficios que se obtienen por actuar en base a los datos

apropiados y en el momento adecuado. El acceso inmediato a los datos de fondo de

pozo y de superficie, posibilitado por los desarrollos tecnológicos recientes, está

mejorando la eficiencia y la rentabilidad, tanto en los campos nuevos como en los

campos maduros.

Hoy, la industria del petróleo y el gas se ve obli-gada a proveer un volumen creciente dehidrocarburos y al mismo tiempo optimizar larecuperación final, incrementar la eficacia delas operaciones de exploración y producción enmateria de costos y mejorar el desempeño conrespecto a la seguridad y el medio ambiente.Para lograr tales objetivos será necesario contarcon una nueva generación de procesos, nuevasmediciones y acceso oportuno a toda la in-formación necesaria que facilite la toma demejores decisiones.

Diversas expresiones han sido acuñadas paradescribir el nivel de prontitud requerido para quelos datos produzcan un impacto sobre una deci-sión. “Tiempo real, a tiempo, oportuno, tiempointeractivo y justo a tiempo,” son todas expresio-nes que connotan el marco temporal en el que losingenieros y geocientíficos pueden utilizar losdatos y la tecnología para tomar una decisión. Ladecisión puede consistir en ajustar la trayectoriade un pozo, modificar la densidad del lododurante la perforación, revisar los programas deadquisición de registros (perfilaje), ajustar lasválvulas de estrangulamiento de producción,detectar fallas de funcionamiento en los equiposde fondo de pozo o en las bombas de levanta-miento artificial, interrumpir la inyección de aguao ejecutar cualquier número de acciones rutina-rias o excepcionales en busca de hidrocarburos.

Cualesquiera sean las palabras que se uti-licen para transmitir la idea de esta nuevainteracción acelerada con un pozo o con un ya-cimiento, el objetivo es aumentar el réditoeconómico a través del incremento de la eficien-cia, la reducción del riesgo, la aceleración de laproducción y la maximización de la recupera-ción. Este artículo comienza con una revisión delos marcos temporales de los procesos de deci-sión comunes a muchas de las operaciones deexploración y producción (E&P). Luego, paracomprender qué beneficios pueden obtener lascompañías de petróleo y gas, examinamos el casode la adquisición y el análisis de datos a tiempopara generar cambios en una amplia gama deactividades asociadas con pozos y yacimientos.Además, presentamos algunos ejemplos queponen de relieve ciertas tecnologías disponiblespara facilitar un proceso de toma de decisionesmás rápido y más preciso. Por último, analizamoslas limitaciones que se deben superar para pro-mover nuestras capacidades de interacción conel yacimiento en tiempo real.

Tiempo de decisiónPor cada medida adoptada para optimizar unactivo de petróleo o gas o para responder a unsuceso imprevisto, existe una ventana de oportu-nidad en la que la información nueva puedeproducir un impacto. La ventana se define en tér-

Primavera de 2006 5

minos generales como el tiempo transcurridoentre la grabación de los datos y la decisión deactuar en base a las implicancias de esos datos.Los datos deben ser adquiridos, procesados einterpretados y luego integrados con el conoci-miento existente, antes de tomar la decisión deadoptar medidas; todo esto dentro de la escala detiempo pertinente. La escala puede ser corta, delorden de unos segundos, o muy larga, incluso devarios años, dependiendo de la decisión de E&Pen cuestión (arriba).

Las acciones más rápidas son habitualmenteprocesos automatizados que cierran pozos oponen equipos fuera de servicio cuando la presión,la temperatura, la tensión u otros factores exce-den un límite preestablecido. En el pasado, estosepisodios de cierre, tales como la activación de lasválvulas de seguridad de fondo de pozo, solíanimplicar demoras entre el suceso y la reacción; sinembargo, hoy en día el proceso tiene lugar sin quemedie decisión o interacción humana alguna.1

Muchos otros incidentes que afectan la saludocupacional, la seguridad, el medio ambiente ylas actividades de perforación, requieren deci-siones rápidas. Dentro de esta escala de tiempo

sumamente breve, que oscila entre segundos yhoras, se encuentran las decisiones asociadascon el control de pozos, tales como el incre-mento de la densidad del lodo para evitarreventones o su reducción para prevenir el frac-turamiento de la formación y la pérdida decontrol del pozo. Las decisiones relacionadascon las trayectorias de los pozos, tales como eldireccionamiento de una barrena para maximi-zar el contacto del pozo con las formacionesproductivas, tienen lugar en una escala detiempo similar. Para sacar provecho de ladisponibilidad de equipos de perforación yherramientas, la interpretación preliminar delos registros e imágenes adquiridos durante laperforación (LWD, por sus siglas en inglés) y delos obtenidos con herramientas operadas acable, debe realizarse a las pocas horas de laadquisición de los registros para determinar sise requieren carreras de adquisición de registroso de muestreo adicionales. Una vez que un pozoes puesto en producción, las decisiones relacio-nadas con la seguridad, tales como el cierreinmediato del equipo rotativo, demandan unflujo oportuno de datos de monitoreo clave.

Muchas de las medidas adoptadas en este marcotemporal han sido automatizadas a través de lossistemas de supervisión, control y adquisición dedatos (SCADA, por sus siglas en inglés). Otrasdecisiones asociadas con la producción impac-tan los regímenes de flujo de producción einyección. Para las decisiones correspondientesa este marco temporal de “optimización del ope-rador,” los datos deben estar disponibles en eltérmino de segundos, minutos u horas y amenudo necesitan actualizarse con la misma fre-cuencia.

Optimización del operador Optimización de la producción Optimización del campo petrolero Optimización de larecuperación de yacimientos

Escalas de tiempo para las decisiones de E&P

1 día 3 meses 2 años1 segundo 10 años

Interpretación detalladade registrosPruebas de pozosModelos geológicosAjuste de estranguladores y válvulas de producciónDiagnóstico de los sistemas de levantamiento artificialLevantamientos sísmicos adquiridoscon la técnica de repetición

Integración de datosde pozos múltiplesSimulaciónde yacimientos

Ubicaciones de pozos de relleno y pozos vecinos

ReterminacionesOperaciones de remediación de pozos

Optimizaciónglobal de las inversionesProgramas derecuperación secundaria

Empalme de campos satélites

Control de pozo

Geonavegación

Interpretacióntemprana de registrosAutomatización de la producción y los procesos

1. Hansen H, Salaber A, Meyers S, Redd E y Shannon R:“Pursuing the Case for Safety,” Oilfield Review 5, no. 4(Octubre de 1993): 36–45.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.Garner J, Martin K, McCalvin D y McDaniel D: “Válvulasde seguridad listas para operar,” Oilfield Review 14, no. 4(Primavera de 2003): 54–67.

> Escalas de tiempo para las decisiones de exploración y producción (E&P). Desde las operaciones de perforación y adquisición de registros hasta las ope-raciones de terminación y producción, el marco temporal de las decisiones cambia pero la necesidad de obtener datos, tomar decisiones e implementarmedidas se mantiene consistente en las distintas etapas.

En la escala de tiempo siguiente, que oscilaentre aproximadamente un día y algunos meses,se debe realizar una interpretación detallada delos registros de pozos para poder diseñar e im-plementar las operaciones de terminación yestimulación o para que pueda abandonarse elpozo. Las pruebas de pozos o de producción, quellevan días o semanas, proveen información depresión y fluidos para evaluar descubrimientos,registrar reservas y desarrollar o revisar modelosde yacimientos. La información estratigráfica ytextural de los registros de imágenes es incorpo-rada junto con los datos sísmicos en los modelosgeológicos, formando la base para la selección dela ubicación de pozos vecinos. La optimizaciónde la producción tiene lugar en esta escala detiempo; por ejemplo, a través de la modificaciónde los ajustes de las válvulas y los estrangulado-res de producción y de la adopción de medidasen base al diagnóstico de los sistemas de levanta-miento artificial. Y, dentro de esta escala detiempo, una nueva generación de pozos inteligen-tes puede modificar sus configuraciones de fondoen respuesta a las mediciones de producción defondo de pozo y de superficie.

En el período que fluctúa entre uno y dosaños, los equipos a cargo de los activos de lascompañías operadoras toman las decisiones rela-cionadas con la optimización de los campospetroleros. Los geocientíficos e ingenieros inte-gran datos de pozos múltiples para construir ycalibrar modelos y corren simuladores numéricoscon el fin de optimizar el desarrollo de los cam-pos. Los esfuerzos por optimizar el drenaje de losyacimientos incluyen la selección de la posiciónde pozos de relleno, las operaciones de remedia-ción y reterminación de pozos, así como tambiénotras intervenciones programadas.

En la escala de tiempo más larga, las decisio-nes guían la optimización integral de activos yportafolios para maximizar la recuperación. Seproponen e implementan programas de recupe-ración secundaria y asistida. Puede tomarse ladecisión de desarrollar o empalmar campos mar-ginales o satélites, o de utilizar la infraestructuraexistente para explotar objetivos más profundos opasados por alto. La mayoría de las decisiones aso-ciadas con la optimización de yacimientos, que setoman dentro de este marco temporal, utilizan losdatos adquiridos durante un período de variosaños. No obstante, cuando llegue el momento deejecutar planes a largo plazo, será vital contar condatos e interpretaciones en el tiempo pertinentepara lograr una optimización exitosa.

El tiempo es dineroLa utilización de datos de campos petroleros enforma oportuna posee diversos beneficios econó-micos. Las evaluaciones recientes del valor de latecnología en tiempo real mencionan la ob-tención de numerosas mejoras cuando lascompañías de petróleo y gas aplican rápidos pro-cedimientos de toma de decisiones a los activosnuevos y maduros, en todos los entornos de cos-tos.2 Estas mejoras adoptan la forma deminimización de pérdidas y maximización deoportunidades de incremento de la recuperación:• Mejoramiento de la seguridad—La utiliza-

ción de datos LWD y datos sísmicos de pozosadquiridos durante la perforación se traduceen operaciones de construcción de pozos másseguras (véase “Un método de perforaciónacertado,” página 74). El acceso a los datos depozos en forma remota implica menos visitas ala localización del pozo, lo que significa expo-ner menos trabajadores a riesgos.

• Prevención de penalidades—Ciertos eventos,tales como derrames, pérdidas, fallas de equi-pos y otras faltas de cumplimiento, puedenimplicar costos instantáneos y costos sosteni-dos significativos. La vigilancia continua(monitoreo) en tiempo real agrega valor por-que permite reducir el riesgo que planteanestos eventos.

• Minimización de pérdidas o atrasos de laproducción—Las secuencias de tareas queincorporan el monitoreo de la producción pue-den mitigar los efectos graduales, tales comoel incremento del factor de daño y la irrupciónprematura de agua, y los eventos eventuales,tales como la falla de los equipos, eliminandoasí los factores que mantienen la producciónpor debajo de los niveles planificados.

• Mejoramiento de la eficiencia—Los beneficiosen términos de eficiencia incluyen los ahorrosrelacionados con la ejecución de tareas congastos operativos más bajos y el mejoramientode la utilización de las instalaciones. La vali-dación del comportamiento de la fracturahidráulica durante el tratamiento puedepermitir que se efectúen ajustes durante laoperación, mejorando la estimulación e impi-diendo el crecimiento vertical no deseado de lafractura (véase “La fuente para la caracteriza-ción de fracturas hidráulicas,” página 46). Elmejoramiento de la eficiencia del equipo deproducción reduce los costos de desgaste yreparación, protegiendo los activos y minimi-zando las pérdidas de producción.

• Aceleración de la producción—La optimiza-ción proactiva puede ayudar a las compañíasoperadoras a superar sus objetivos de produc-ción originales. La revisión de las trayectoriasde pozos subóptimas durante la perforación

6 Oilfield Review

Categoría de CERA Estimación de CERA

Mejorar la recuperación final

Acelerar la producción

Reducir el tiempo inactivo

1% a 7%

1% a 6%

1% a 4%

Mejorar la eficiencia 3% a 25%

5% a 15%Reducir el costo de perforación

Categoría de Chevron Experiencia de Chevron

Reducir la declinación de la producción 3.5% a 12%

4% a 18%

5% a 10%Reducir el tiempo improductivo del pozo

Reducir el tiempo improductivo del sistema de vapor

8% a 10%

Reducir la frecuencia de las operaciones de reparación de pozos

30%

Aumentar el tiempo activo de la instalación a través de la reducción de la producción de arena

33%

25%

50%

Reducir los costos de combustibles

Reducir los eventos regularorios

Acelerar la producción

> Valor del manejo de los activos en tiempo real. Cambridge Energy Research Associates (CERA) y Chevron proveen estimacionesdel valor potencial que se puede incorporar a través de la aplicación de técnicas de manejo de activos en tiempo real. (Datosobtenidos de CERA, referencia 2, y de Unneland y Hauser, referencia 2).

Primavera de 2006 7

puede acelerar la producción. La actualizaciónde los planes de cementación durante la perfo-ración y la verificación de las operaciones decementación inmediatamente después de su eje-cución pueden agilizar la producción.

• Incremento de la recuperación—La utiliza-ción de tecnología en tiempo real para dirigirlos pozos hacia los intervalos altamente pro-ductivos mejora la recuperación. Lassecuencias de tareas que diagnostican proble-mas en los equipos o predicen el influjo defluidos no deseados en forma prematura, per-miten la ejecución de ajustes oportunos quepueden prolongar la producción rentable. Elmonitoreo y la optimización de la producciónen tiempo real pueden extender la vida pro-ductiva del campo petrolero mediante lamodificación de los límites económicos esta-blecidos para el abandono del campo.

En un estudio reciente de las prácticas de lascompañías de petróleo y gas, Cambridge EnergyResearch Associates (CERA) recogió la opiniónde las compañías para cuantificar los ahorros olos beneficios que eran dable de esperar mediantela aplicación de tecnología en tiempo real, en unavariedad de escenarios de pozos y yacimientos.3

Según los entrevistados representantes del sectorindustrial, el manejo de los activos en tiempo realpodía mejorar la recuperación final en un 1% a un7%, acelerar la producción entre 1% y 6%, reducirel tiempo inactivo entre 1% y 4% y reducir los cos-tos de perforación entre 5% y 15%.

Estos beneficios propuestos, documentadospor CERA, quizás son excesivamente conservado-res; un informe sobre entrevistas internasrealizadas a los equipos a cargo de los activos deChevron estima que la implementación de lassecuencias de tareas que aprovechan el envío dedatos y la toma de decisiones oportunas puedelograr mayor valor agregado que las estimacio-nes de CERA. La declinación de la producciónpodría reducirse entre 3.5% y 12%; la producciónpodría acelerarse entre 4% y 18% y la frecuenciade las reparaciones podría reducirse un 30%(página anterior).4

El valor obtenido por otras compañías depetróleo y gas dependerá de los niveles de eficien-cia vigentes y del grado de implementación demedidas en tiempo real. En las secciones siguien-tes, describimos cómo algunas compañías estánmejorando el manejo de sus activos mediante laadopción de medidas utilizando los datos dentrode la escala de tiempo adecuada.

La esencia del tiempoLos tres elementos esenciales para la toma dedecisiones oportunas y exitosas son la tecnología,los procesos y la gente. La tecnología es claveporque posibilita la adquisición, transmisión eintegración de los datos en forma oportuna. Losprocesos también desempeñan un rol fundamen-tal porque el volumen de datos recibidos puedeser abrumador y los procesos proveen la informa-ción a la gente que corresponde y en el momentoapropiado. Además, el elemento final y esenciales la gente, que aprende a tomar decisiones enmarcos de tiempo acelerados.

Un aspecto de la tecnología que constituye unfacilitador fundamental de la toma de decisionesen tiempo real es la tecnología de la información(TI). Para muchos profesionales del petróleo y elgas, y a los fines de este artículo, se asume que laTI está presente y funciona perfectamente; loque no es poco decir. La industria del petróleo yel gas ha sido líder en la aplicación de TI deavanzada para la adquisición y comunicaciónsegura de datos desde localizaciones rigurosas yremotas. Son estos conocimientos técnicos espe-ciales relacionados con la infraestructura deconectividad los que posibilitaron la interacciónde los yacimientos en tiempo real, desde cual-quier lugar del mundo.

Dado que para el éxito del manejo de yacimien-tos en tiempo real se requiere una infraestructurade conectividad altamente confiable, se deduceque una infraestructura imperfecta puede ser res-ponsable de la existencia de fallas en laimplementación de las secuencias de tareas demanejo de yacimientos en tiempo real. El éxito esmás probable cuando la infraestructura y la

secuencia de tareas se diseñan en forma alta-mente integrada. No obstante, muchas compañíasposeen instalaciones en funcionamiento cuyos cos-tos de modificación o reemplazo resultan muyelevados, de manera que es necesario que los pro-veedores desarrollen sistemas flexibles y abiertos.

La forma en que la gente se conecta a susdatos es importante para el manejo oportuno delos activos de las compañías. El método más con-fiable y universalmente aceptado de acceso a losdatos en tiempo real es la implementación de unportal en la Red; un sitio en la Red que actúacomo punto de acceso a otros sitios.

Cuando Kuwait Oil Company (KOC) resolvióproporcionar a sus empleados un acceso rápidoa sus bases de datos corporativos de E&P, deci-dió trabajar con Schlumberger con el fin decrear un portal seguro en la Red para ingenierosde petróleo, ingenieros de yacimientos, geo-científicos, líderes de equipos, supervisores ygerentes.5

El resultado del proyecto, el GeoPortal deKOC, proporciona un marco de referencia y unlugar de trabajo para 1,500 usuarios de KOC.Además de acceder a una página predetermi-nada creada para cada comunidad de usuarios,los usuarios pueden personalizar sus propiossitios con los componentes del portal GeoPortalque elijan. El portal GeoPortal facilita la colabo-ración entre las diversas comunidades de KOC,incrementando la productividad personal, acele-rando la navegación a través de los datos paraextraer toda la información crítica y mejorandola capacidad de monitorear las medidas de nego-cios clave.

Para poder visualizar los datos desde cual-quier portal, éstos deben cargarse o enviarse enforma segura al sitio del usuario. Uno de los siste-mas de carga y visualización de datos máspoderosos de la industria de E&P es el sistemade monitoreo y envío de datos en tiempo realInterACT de Schlumberger. Mediante la utiliza-ción de un navegador de Red estándar y unaconexión a la Internet o a intranets, el sistemaconecta múltiples especialistas con sitios de tra-

2. Unneland T y Hauser M: “Real-Time Asset Management:From Vision to Engagement—An Operator’s Experience,”artículo de la SPE 96390, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 deoctubre de 2005.

Para obtener más información sobre el campo petrolerodigital del futuro (DOFF, por sus siglas en inglés), consulte:Cambridge Energy Research Associates: “Making theLeap Toward DOFF Adoption,” informe oficial, enero de 2005.

3. Cambridge Energy Research Associates, referencia 2.4. Unneland y Hauser, referencia 2.

5. “Case Study: DecisionPoint Solution Integrates withMyKOC Corporate Portal,” http://www.slb.com/content/services/resources/casestudies/im/cs_decisionpoint_koc.asp (Se accedió el 3 de enero de 2006).Giménez L: “En Route to the e-Field: Effective DecisionMaking Assisted by E&P Web Portal Solutions,” artículode la SPE 93668, presentado en la 14a Muestra yConferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente,Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.

bajo remotos de todas partes del mundo (arriba).Los especialistas que están fuera de las áreasoperativas pueden colaborar con los miembrosde las brigadas en sitio, reduciendo los viajes alugares remotos y permitiendo que el númerolimitado de especialistas disponibles participende tareas múltiples, lo que se traduce en unmejoramiento de la eficiencia y los resultados.

El sistema InterACT se utiliza en numerosasaplicaciones, incluyendo el monitoreo y la optimi-zación de las operaciones de perforación y LWD,la adquisición de registros con herramientasoperadas a cable, las operaciones de prueba ymuestreo, los servicios de cementación, los servi-cios de tubería flexible, los tratamientos deestimulación y las operaciones de producción.

Los datos provenientes de la localización del pozose comunican por transmisión satelital de bajalatencia y gran ancho de banda al servidor segurode Red de InterACT, y luego a los usuarios a tra-vés de la Internet, de intranets o por teléfonocelular.6 Los usuarios pueden visualizar sus datosa los pocos segundos de haber sido adquiridos.

En un ejemplo de las tantas operaciones rea-lizadas recientemente con el sistema InterACT,los ingenieros de yacimientos de Schlumbergeren Medio Oriente se encontraban probando en elcampo una nueva herramienta diseñada paracaracterizar las propiedades químicas del aguade formación. El sensor de pH Litmus para elProbador Modular de la Dinámica de la Forma-ción MDT mide el pH del fluido de la línea de

flujo, que debe ser medido en el fondo del pozobajo condiciones de yacimiento porque el pH delas muestras recolectadas para el análisis delaboratorio puede cambiar irreversiblementecuando las muestras llegan a la superficie. A lacompañía petrolera le interesaba utilizar laherramienta con el fin de facilitar la identifica-ción de un contacto agua/petróleo (CAP), para locual era importante diferenciar el agua de forma-ción del filtrado de lodo a base de agua cuyo pHera diferente.7

La interpretación de los datos de pH mien-tras el fluido fluye en cada estación MDT es vitalpara las aplicaciones que distinguen las variacio-nes en las propiedades de los fluidos con laprofundidad, tales como la delineación de los

8 Oilfield Review

Socio

Servidor de InterACT

Arreglo satelital

Intercambio de informacióny colaboración

Cliente

Datos de producción ycontrol en tiempo real

Recalibración de modelosen tiempo real

Datos de perforaciónen tiempo real

Visualizadores dedatos en tiempo real

> Sistema de monitoreo y envío de datos en tiempo real InterACT. El sistema InterACT permite la supervisión de las operaciones en tiempo real desde cual-quier ubicación y en cualquier momento. Los usuarios pueden recuperar datos y visualizar registros, imágenes y mediciones efectuadas en la localizacióndel pozo conforme se van adquiriendo. El sistema se encuentra activo en aproximadamente 1,800 pozos y al mismo acceden más de 11,000 usuarios de 800organizaciones mundiales.

Primavera de 2006 9

CAPs y la caracterización de zonas de transiciónagua-petróleo. Esto implica determinar la profun-didad más somera en la que sólo fluye agua deformación y la profundidad más profunda en laque fluye petróleo. Este procedimiento requiereel análisis del pH mientras la herramienta seencuentra disponible para su reposicionamientoen las nuevas profundidades requeridas por ellevantamiento.

Al cabo de algunos días, tanto en sus oficinascomo en sus lugares de residencia respectivos,un equipo de especialistas de compañías petro-leras y el principal ingeniero de yacimientos deSchlumberger, utilizaron la Internet para moni-torear toda la operación de análisis de fluidos defondo de pozo con el sistema InterACT. El móduloLitmus barrió los fluidos en 15 profundidadesdiferentes para definir el CAP y caracterizar lazona de transición sin tener que recolectar unasola muestra.8

El monitoreo en tiempo real ayudó a que laspruebas de formaciones dejaran de ser un servi-cio de adquisición de registros de rutina paraconvertirse en un método nuevo y altamenteefectivo de ejecución de pruebas de pozos. Unequipo virtual de especialistas de compañíaspetroleras y compañías de servicios, que puedenestar en diferentes lugares del mundo, interpre-tan los datos y dirigen las operaciones de unasofisticada sarta de herramientas, mientras lamisma verifica los fluidos, las presiones, la pro-ductividad de los yacimientos y las propiedadesgeomecánicas de las formaciones objetivo.

Respuestas de perforación a tiempoLos geocientíficos e ingenieros utilizan tecnolo-gía a tiempo en las diferentes etapas de cada unode los proyectos de E&P. La interacción con elproceso de perforación para la construcción yposicionamiento de pozos fue una de las prime-ras aplicaciones de la tecnología en tiempo realque logró gran aceptación en la industria de E&P.

Algunas compañías están construyendo insta-laciones especiales en tierra firme, dedicadas almanejo remoto, en tiempo real, de las operacio-nes de perforación marinas. En el Mar del Norte,el manejo de las operaciones marinas desde tie-rra se ha convertido en una práctica común.Sense Intellifield, una compañía especializada encentros de operaciones de perforación remotasconstruidos con fines específicos, ha construidomás de 85 de estos centros, principalmente en elMar del Norte, pero también en Brunei y China.9

A través de la concentración del manejo delas operaciones de perforación en tiempo real enuna localización, las compañías pueden tomarmejores decisiones en forma más rápida y redu-

cir la necesidad de que el personal se traslade alas áreas marinas. ConocoPhillips, en Noruega,informa que ahorra US$ 20 millones por año através de su centro de perforación en tierra.10

Schlumberger opera actualmente 27 centrosde operaciones de perforación internos en todoel mundo y además provee soporte técnico en los

centros de colaboración y operaciones de lascompañías petroleras (arriba). Por ejemplo, elcampo Åsgaard de Statoil recibe asesoramientotécnico las 24 horas del día, vinculando el centrode soporte de operaciones de perforación deStatoil en Stjørdal, Noruega, con los centros deSchlumberger en Aberdeen y Stavanger.11

6. Latencia es el tiempo que demora un paquete de datosen ir desde el punto de origen hasta el punto de destino.La latencia y el ancho de banda juntos caracterizan lavelocidad y la capacidad de transmisión.

7. Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L,Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi Ay Ruefer S: “Downhole pH Measurement for WBMContamination Monitoring and Transition ZoneCharacterization,” artículo de la SPE 95785, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

8. Carnegie AJ, Raghuraman B, Xian C, Stewart L,Gustavson G, Abdou MK, Al Hosani A, Dawoud A, El

Mahdi A y Ruefer S: “Applications of Real-TimeDownhole pH Measurements,” artículo IPTC 10883,presentado en la Conferencia Internacional deTecnología del Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 denoviembre de 2005.

9. “E-Field Demand Spreading Beyond Norway,” Offshore65, no. 8 (Agosto de 2005): 109.

10. Referencia 9.11. “Schlumberger and Sense Intellifield Sign Agreement to

Collaborate on Interactive Drilling Operation Centers,”http://newsroom.slb.com/press/newsroom/index.cfm?PRID=19502 (Se accedió el 2 de enero de 2006).

> Centro de Soporte de Operaciones de Aberdeen (OSC). El OSC provee unlugar de trabajo en un ambiente de colaboración para los procesos deplaneación de pozos y modelado, así como para el manejo y visualizaciónde datos en tiempo real.

Para las operaciones de perforación querequieren sólo un montaje provisorio, se puedetrasladar un centro de soporte de operacionesmodular a cualquier oficina (véase la portada).Este montaje provee instalaciones temporariaspero con una gama completa de servicios, para elmonitoreo en tiempo real de las operaciones deperforación y LWD.

Durante años, los equipos a cargo de lasoperaciones de geonavegación utilizaron lasmediciones LWD como ayuda para dirigir lospozos hacia los intervalos ricos en hidrocarbu-ros.12 Pero las mediciones LWD convencionalesson demasiado someras para alertar acerca de laaproximación de límites de capas y contactos defluidos a tiempo para evitar desviaciones con res-pecto a la zona productiva.

El servicio direccional de generación deimágenes profundas durante la perforaciónPeriScope 15 puede detectar la presencia ydirección de contactos y límites a una distanciade hasta 15 pies [4.6 m].13 Esta detección tem-prana de los cambios que se aproximan en laspropiedades de las formaciones permite unmanejo de los activos de las compañías másefectivo y en tiempo real, a lo largo de toda lavida productiva del campo petrolero.

En un ejemplo, ConocoPhillips buscabamaximizar la exposición de los pozos producti-vos a través de las areniscas Forties del CampoCallanish, ubicado en el sector británico del Mardel Norte. Las respuestas crudas de las herra-mientas de adquisición de mediciones durante

10 Oilfield Review

< Resultados de la sísmica de repetición en elCampo Norne. Una sección de impedancia acús-tica (IA) relativa del levantamiento de control porvía rápida, registrado en el Campo Norne en2003 (extremo superior), muestra la trayectoriadel pozo planificada como una línea negra deguiones. Los cilindros verticales son representa-ciones de la IA en las localizaciones de pozoscercanos. La superficie de color pardo corres-ponde a una arenisca prospectiva casi basal. Lazona de agotamiento de petróleo (centro, azuloscuro) interpretada a partir de las diferenciasentre levantamientos se encuentra en una posi-ción más alta de lo esperado, cerca de la trayec-toria del pozo planificada. En consecuencia, serevisó y elevó la trayectoria del pozo (extremoinferior, línea negra sólida) para evitar la produc-ción de agua.

Trayectoria del pozo planificadaTrayectoria del pozo revisada

Contacto agua/petróleo

Contacto agua/petróleo

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la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) yLWD eran transmitidas a la superficie por siste-mas de telemetría de pulsos a través del lodopara su decodificación. Desde el equipo de perfo-ración, los datos MWD y PeriScope 15 seenviaban a través del servicio InterACT a unasala de control de geonavegación dedicada,ubicada en las oficinas de ConocoPhillips enAberdeen. Allí, los especialistas de Schlumbergerdescargaban y procesaban los datos para que losgeólogos de ConocoPhillips los interpretaran, loque daba como resultado nuevas instruccionesde geonavegación para el equipo de perforación.

Las mediciones obtenidas durante la perfora-ción ayudaron a ConocoPhillips a lograr unarelación neto/total del 98%.14 Estos resultados, y loscorrespondientes a los otros tres pozos perforadosen el campo con el servicio PeriScope, condujerona un mejoramiento de aproximadamente un 15%con respecto a los resultados de la relaciónneto/total proyectados por ConocoPhillips.

En otro caso de toma de decisiones rápidasutilizando datos LWD, en el año 2004 Shell inicióel redesarrollo del Campo Ram Powell, en aguasprofundas del Golfo de México. El acceso a nue-vos objetivos requería pozos complicados queplanteaban el riesgo de encontrar intervalosagotados luego de siete años de producción.15

Shell utilizó el servicio de medición de lapresión de formación durante la perforaciónStethoScope para optimizar el diseño de las ope-raciones de terminación de pozos y validar losmodelos de yacimientos dinámicos. La adquisi-ción de la presión de formación durante laperforación eliminó la necesidad de contar conservicios de probadores de formaciones opera-dos con cable, reduciendo el costo y los tiemposde exposición del pozo.

Los puntos de medición de la presión se se-leccionaron luego del análisis en tiempo real delos registros de densidad-neutrón LWD. Losresultados mostraron un buen soporte de lapresión dentro del yacimiento objetivo, pero tam-bién indicaron que las bajas resistividadesobservadas en la base de las areniscas objetivoprovenían de un CAP más elevado de lo espe-rado. Con este conocimiento adquirido a tiempo,los ingenieros de Shell decidieron desviar la tra-yectoria del pozo echado (buzamiento) arriba.Las mediciones adicionales obtenidas con elservicio StethoScope confirmaron la buenaconectividad de la presión dentro del yacimiento,de modo que el pozo se entubó hasta la profundi-dad final.

Shell estima que la adquisición de la presiónde formación durante la perforación y las medi-ciones asociadas posibilitaron un ahorro de másde US$ 1 millón, gracias a la eliminación de lanecesidad de efectuar dos carreras convenciona-les de mediciones de presión con la columna deperforación.

Imágenes sensibles al tiempoCon el esfuerzo adecuado, cualquier tipo de datopuede ser puesto a disposición a tiempo paraimpactar las decisiones asociadas con el manejode los activos de las compañías; incluso los datossísmicos adquiridos con la técnica de repetición(técnica de lapsos de tiempo).16

Los levantamientos sísmicos adquiridos conla técnica de repetición son producidos mediantela comparación de los datos o atributos sísmicosadquiridos antes y después de que la producciónde hidrocarburos o la inyección de agua o gashayan inducido cambios en las condiciones delyacimiento. El primer levantamiento, o levanta-miento de base, se registra normalmente antesde que comience la producción; sin embargo, unlevantamiento adquirido después del inicio de laproducción puede servir como punto de referen-cia con el cual comparar los levantamientossubsiguientes. Para obtener el valor potencial dela información sísmica adquirida con la técnicade repetición para las decisiones de planeaciónde pozos y desarrollo de yacimientos subsi-guientes, se debe contar con los resultadosinmediatamente después de la finalización delsegundo levantamiento, o levantamiento demonitoreo.

Cuando comenzaron a adquirirse los prime-ros levantamientos con la técnica de repetición,en la década de 1980, el procesamiento de los

datos demoraba varios meses. La comparaciónde levantamientos efectuados en distintasfechas insumía gran cantidad de tiempo; tiempoen el cual las condiciones del yacimiento podíanvariar significativamente. Ahora, gracias a la tec-nología de adquisición y procesamiento sísmicoscon sensores unitarios Q de WesternGeco, sepuede lograr la repetibilidad de los levantamien-tos, de manera que el procesamiento de losdatos se simplifica y se puede realizar durante laadquisición. La diferencia entre los levanta-mientos puede ser interpretada a los pocos díasde finalizada la adquisición.

Statoil pronto decidió utilizar los levanta-mientos sísmicos adquiridos con la técnica derepetición para optimizar el desarrollo delCampo Norne, ubicado en el Mar de Noruega.17

Con un volumen de mil millones de barriles [160millones de m3], este campo produce petróleodesde 1997 y gas desde 2001, con un yacimientoindependiente que fue puesto en producción enel año 2001. Statoil tiene expectativas de incre-mentar la recuperación del Campo Norne del40% al 60% y extender su vida productiva másallá de 2015.

Se han adquirido levantamientos sísmicosrepetidos múltiples para monitorear los cambiosproducidos en la saturación y en la presión, entodo el campo. Luego de un levantamiento debase realizado en el año 2001 con la tecnologíasísmica marina de sensores unitarios Q-Marine,en junio de 2003 se adquirió un levantamientode monitoreo. Los resultados serían utilizadospara planear la trayectoria de un pozo horizontalprevisto para agosto de 2003.

El levantamiento de junio de 2003 fue compa-rado rápidamente con el levantamiento de basedel año 2001, justo a tiempo para incidir en ladecisión relacionada con la localización del pozo.El procesamiento de los datos Q por vía rápida, abordo de la embarcación para adquisición sís-mica Topaz de WesternGeco, produjo un volumensísmico diferencial en tan sólo 10 días despuésde finalizado el levantamiento. Dos días más deprocesamiento generaron la diferencia en laimpedancia acústica relativa que, cuando secorrelacionó con la saturación, mostró un CAPmás elevado que el indicado por el modelo desimulación de yacimientos (página anterior). Latrayectoria del pozo se modificó para sortear lazona de agua e intersectar las reservas sin explo-tar, generando un ahorro de US$ 29 millones enel costo de un pozo de re-entrada horizontal per-forado con fines de remediación.

12. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M,Kienitz C, Lesage M, Rasmus J, Roulet C y Wraight P:“Logging While Drilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril de1989): 4–17.

13. Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, HartN, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, WatsonK y Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,”Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71.

14. La relación neto/total compara la sección de zonaproductiva con la sección de pozo horizontal perforado.

15. Barriol Y, Glaser KS, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO,Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM,Terrazas Romero M y Volokitin Y: “Las presiones de lasoperaciones de perforación y producción,” OilfieldReview 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 26–47.

16. Los datos sísmicos adquiridos con la técnica derepetición (técnica de lapsos de tiempo) a veces seconocen como datos sísmicos de cuatro dimensiones o4D. Tres de las cuatro dimensiones son las dimensionesespaciales del levantamiento. El tiempo agrega la cuartadimensión.

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

Al año 2004, Statoil había utilizado levanta-mientos sísmicos adquiridos con la técnica derepetición para identificar reservas valoradas enUS$ 750 millones y seleccionar 34 localizacionesde pozos adicionales.18 Statoil ahora registra unlevantamiento de control por año en el CampoNorne y extrae beneficios de las reduccionesadicionales del tiempo de ejecución de levanta-mientos sísmicos, posibilitadas por la nuevasecuencia de tareas integradas de adquisición yprocesamiento de datos sísmicos Q-Xpress parael análisis de datos sísmicos casi en tiempo real.Un levantamiento reciente fue procesado y elvolumen sísmico diferencial se produjo a bordosólo 2 días y 7 horas después de la adquisición.En la misma embarcación, 12 horas más tarde seobtuvo la impedancia acústica relativa mediantela aplicación de técnicas de inversión a dichovolumen.

Monitoreo de la producciónUna vez que un pozo ha sido terminado y puestoen producción, la necesidad de tomar decisionesen forma oportuna sigue vigente. Muchos pozosproductores presentan oportunidades para la

reducción de los costos operativos y el incre-mento de la producción. Por ejemplo, al año2003, más de un 90% de los pozos productores depetróleo requerían algún tipo de sistema delevantamiento artificial.19 En más de 100,000pozos, el levantamiento artificial se realiza consistemas eléctricos sumergibles (ESP, por sussiglas en inglés).

Los operadores dependen del monitoreo,diagnóstico y control activos del desempeño delos sistemas ESP para agregar valor a los activosproductivos de las compañías. Los datos de sen-sores de fondo de pozo, la conectividad y losconocimientos técnicos especiales en materia deinterpretación ayudan a las compañías operado-ras a evaluar el desempeño de las bombas,predecir sus fallas, identificar problemas depozos y controlar las bombas a distancia. Estasnuevas capacidades ayudan a las compañías ope-radoras a reducir los costos de operación eincrementar la producción y el flujo de efectivo.El análisis de más de 600 instalaciones de moni-toreo de los sistemas ESP de todo el mundoindica que la implementación de secuencias detareas de optimización de la producción en

tiempo real puede conducir a aumentos de pro-ducción inmediatos de hasta un 50%, conincrementos habituales del 3% al 8% en el largoplazo.20

Los sensores de fondo de pozo pueden adqui-rir datos de temperaturas y presiones deadmisión (entrada) y descarga de los sistemasESP, temperaturas de motores, vibraciones yfugas de corriente eléctrica en forma perma-nente. Estos datos deben convertirse eninformación y entregarse a los especialistas enproducción en forma oportuna y segura para quese puedan ajustar las bombas, si fuera necesario,antes de que las condiciones existentes produz-can pérdidas de equipos o de producción.

La abundancia de datos disponibles consti-tuye en sí un problema. Algunos operadoresmanifiestan que los usuarios de datos pasan un80% de su tiempo buscando y organizando datos yel restante 20%, realizando análisis de utilidad.Los procesos automatizados ayudan a recolectary controlar la calidad de los datos y permitencomparar los resultados con los valores espera-dos.21 La cantidad de datos que pueden generarsea partir de un pozo productor está urgiendo laimplementación de un cambio en la forma enque se adquieren los datos. El enfoque tradicio-nal de adquisición de datos se divide en doscategorías. Un criterio consiste en adquirir loque se pueda adquirir, para luego resolver cómoutilizarlo. Esto se traduce en enormes volúmenesde datos cuyo valor es prácticamente imposiblede explotar. Un enfoque alternativo implica lautilización de los datos disponibles en elmomento, aunque puedan archivarse para aplica-ciones a más largo plazo. La mayoría de lossistemas de recolección de datos SCADA existen-tes funcionan de estas dos formas. Un estudioindica que de los 380 MB de datos que puedenrecolectarse por mes mediante el monitor de unsistema ESP, sólo 9 kB son relevantes para eva-luar las maniobras esenciales de la bomba.22

El enfoque preferido en lo que respecta a laadquisición de datos consiste en considerar quédatos son necesarios para posibilitar un determi-nado proceso en curso o el cumplimiento exitosode una tarea. La adquisición de datos desde elpunto de vista de la secuencia de tareas permitela ejecución de procesos de monitoreo y toma dedecisiones simplificados.23

Schlumberger ha desarrollado el sistema desupervisión y control espWatcher para que lasbombas eléctricas sumergibles conecten losequipos de producción con sus datos de pozos atiempo para la toma de decisiones relacionadascon la optimización de la producción.24 Lascomunicaciones bilaterales seguras permiten la

12 Oilfield Review

> Sistema de supervisión espWatcher para el monitoreo de las bombas eléctricas sumergibles. Concomunicaciones bilaterales seguras, el servicio espWatcher posibilita la transmisión de datos desdelos pozos y retransmite las instrucciones de los operadores nuevamente a la bomba. Este servicioincluye alarmas y alertas reguladas según límites definidos por el usuario y permite el monitoreo decientos de bombas en forma remota. Con la codificación en color, resulta fácil ver qué bombas estánfuncionando dentro o fuera de los rangos aceptables: bombas que funcionan dentro de un rangoespecífico (verde), bombas con alguna medición funcionando fuera de rango (amarillo) y bombas queno están funcionando (rojo).

Primavera de 2006 13

transmisión a la bomba de datos provenientes delos pozos e instrucciones impartidas por especia-listas fuera de sitio. El servicio espWatcherposee alarmas y alertas reguladas según límitesdefinidos por el usuario, que pueden ser monito-readas por el sistema InterACT en tiempo real,en múltiples sistemas ESPs y en cientos depozos simultáneamente (página anterior).

El servicio espWatcher puede ser utilizadopara modificar la velocidad de bombeo, detectarel mal funcionamiento de la bomba antes de quese produzca su falla total y destacar las bombasque operan a presiones anómalas. Por ejemplo,Signal Hill Petroleum explotó las capacidades decomando a distancia del servicio espWatcher paradetectar bombas con estranguladores dañados ymodificar las prácticas operativas que inadverti-damente perturbaban el rendimiento. El sistemaespWatcher y la tecnología asociada al mismoayudaron a Signal Hill a incrementar la produc-ción de los pozos de su Campo Wilmington,situado en California, EUA, en un 70%.25

Otro tipo de información de producción im-portante que ayuda a los ingenieros de lascompañías de petróleo y gas a optimizar el ren-dimiento de los yacimientos es la informaciónproveniente de los medidores de presión perma-nentes de fondo de pozo. Estos medidores depresión proveen un monitoreo continuo y entiempo real de la respuesta del yacimiento a laproducción. Un ejemplo de la utilización deinformación de presión al minuto corresponde al

Golfo de México, en donde Westport Resources(ahora Kerr-McGee) poseía un descubrimientoen el Bloque 316 del área Timbalier Sur.26

El yacimiento está compuesto por areniscasno consolidadas, altamente sobrepresionadas.Los programas de terminación de pozos de estecampo contemplan fracturas anchas y cortas paramaximizar la producción y minimizar la presióndiferencial con el fin de prevenir la producción dearena.27 Dado que la alta presión diferencial pre-sente en la formación podía fomentar el influjo dearena, causando la falla prematura del equipo defondo de pozo, era importante monitorear y con-trolar la presión diferencial. Por lo tanto, en elPozo A3 se instaló un medidor de presión decuarzo permanente por encima de los disparos(punzados) para monitorear la presión de flujo defondo de pozo. Para obtener la presión diferen-cial, la presión de flujo de fondo de pozo medidadebe compararse con la presión del yacimientoen la zona vecina al pozo, que no pudo ser medidapero sí modelada mediante técnicas de simula-ción de yacimientos.

Cada 15 segundos, los datos eran enviadosdesde el medidor de presión permanente defondo de pozo hasta una computadora de almace-namiento temporario en la superficie y luego, víasatélite, a una terminal terrestre (arriba). El ser-vicio de supervisión remota en tiempo realProductionWatcher proporcionaba el monitoreopermanente de los datos utilizando gráficas talescomo la ventana segura de presión diferencial de

la producción. Las alarmas automatizadas permi-tieron al operador maximizar el régimen deproducción, evitando al mismo tiempo el influjode arena.

18. Aronsen et al, referencia 17.19. Spears and Associates, Inc.: “Oilfield Market Report 2005,”

Tulsa, Oklahoma, EUA: 7, http://www.spearsresearch.com/OMR/OMRMain.htm (Se accedió el 3 de enero de 2006).

20. Theuveny B, Nieten J, Kosmala A, Sagar R, Donovan M yCosad C: “Web-Based Hosting of Multiassets andMultiusers Production Workflows,” artículo de la SPE91041, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

21. Oberwinkler C y Stundner M: “From Real-Time Data toProduction Optimization,” SPE Production & Facilities 20,no. 3 (Agosto de 2005): 229–239.Theuveny B, Kosmala A, Cosad C, Pulido F y Destarac P:“The Challenge of Federation of Information forAutomated Surveillance of ESPs: Field Examples,”artículo de la SPE 95129, presentado en la Conferenciade Ingeniería de Petróleo de Latinoamérica y del Caribede la SPE, Río de Janeiro, 20 al 23 de junio de 2005.

22. Theuveny et al, referencia 20.23. Theuveny et al, referencia 20.24. . Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S,

Romero G y Shanmugam V: “Examinando los pozosproductores: Supervisión de los sistemas ESP,” Oilfield Review 16, no 2 (Otoño de 2004): 19–29.

25. Bates et al, referencia 24.26. Corbett C: “Advances in Real-Time Simulation,” The

Leading Edge 23, no. 8 (Agosto de 2004): 802–803, 807.Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proano E, Heim RN,Isakson C y Paddock D: “Construction of GeologicModels for Analysis of Real-Time Incidental Transients ina Full-Field Simulation Model,” presentado en laConferencia y Exhibición Internacional de la AAPG,Cancún, México, 26 de octubre de 2004.

27. Presión diferencial es la diferencia entre la presión delyacimiento y la presión de flujo de fondo de pozo, justoen el interior del pozo.

Medidor de presión de fondo de pozo

Almacenamiento temporario en el equipo de perforación

Transmisiónsatelital

Control de calidad y almacenamiento de datos

Actualizacióndel modelo

de simulación

> Flujo de transmisión de datos ProductionWatcher. Los datos se envían desde el medidor de presión permanente hacia la superficie, donde se almacenan enforma temporal en el disco duro de una computadora del equipo de perforación. Desde allí, los datos son transmitidos vía satélite al Centro de Manejo deDatos de Schlumberger, donde se editan, verifican y transmiten, a través de un portal seguro en la Red, a las computadoras personales de los usuariosautorizados. El equipo de ingeniería actualiza el modelo de simulación con la frecuencia necesaria; normalmente una vez por semana después de estabili-zada la producción, y con mucha más frecuencia durante las primeras etapas de la vida productiva del yacimiento.

Los medidores de presión permanentes tam-bién pueden capturar otros datos tales como laspresiones transitorias. Las perturbaciones produ-cidas en el flujo de producción crean presionestransitorias que alcanzan un límite o una barrerade permeabilidad en el yacimiento y retornan alpozo, donde son registradas por el medidor depresión. Esta información puede utilizarse pararestringir y actualizar las interpretaciones delalcance del yacimiento. En este caso, los datosde presiones transitorias transmitidos desde elmedidor de presión permanente de fondo del

Pozo A3 se incorporaron nuevamente en elmodelo de simulación del yacimiento. El modelode yacimiento actualizado se entregó al cliente alos pocos días de la perforación. Este modeloindicó una extensión del yacimiento no antici-pada que podía explotarse desviando latrayectoria del Pozo A3 con el equipo de perfora-ción que aún se encontraba en la localización. Encomparación con la producción proveniente delPozo A3 principal, el pozo de re-entrada produjoun mejoramiento sustancial de la recuperación.

Servicios de especialistas en operaciones de producciónAlgunas compañías están comenzando a crearvalor a través de la oferta de servicios de espe-cialistas en operaciones de producción en unalocalización, en forma similar a los centros deoperaciones de perforación analizados previa-mente. Por ejemplo, ConocoPhillips en Noruegaestá generando importantes ahorros a través desu centro de perforación terrestre y está ex-tendiendo el concepto con un centro deproducción en tierra, recientemente inaugurado.28

14 Oilfield Review

> Supervisión de la producción en el Centro de Excelencia en Producción (PCoE). En uno de los pozos, la reducción de la presión de admisión de la bomba(izquierda) disparó una alarma amarilla espWatcher, alertando al personal acerca de un problema de producción. El análisis de presiones transitorias seefectuó mediante el ajuste de la gráfica de diagnóstico con curvas tipo (parte central superior) y a través de la simulación de la presión (parte central inferior).Los resultados de estas interpretaciones indican una permeabilidad de 197 mD y un incremento del factor de daño en la zona vecina al pozo, de 2.2 a 4.0. Elrégimen de producción aumentó después de la estimulación (derecha) y finalmente se estabilizó en 550 bbl/d.

600

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lpc 800

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esió

n, lp

c, y

der

ivad

a de

la d

ifere

ncia

de

pres

ión

0.1

1

10

100 Diferencia de presión medidaDerivada de la diferencia de presión medidaDiferencia de presión modeladaDerivada de la diferencia de presión modelada

Tiempo, h1,000 2,0000

Pres

ión,

lpc

Tasa de flujo = 474 bbl/d en condiciones de tanque0

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Presiones medidasPresiones modeladasTasa de flujo

3/4/04Fecha

Prod

ucci

ón, b

bl/d

200

100

0

300

400

500

600

700

4/23/04 6/12/04 8/1/04 9/20/04 11/9/04

Estimulación realizada

Primavera de 2006 15

Shell construyó su Centro de Manejo de Opera-ciones de Producción en Nueva Orleáns paramonitorear la producción proveniente de todaslas operaciones del Golfo de México.29

Con características similares, Schlumbergerabrió el primer Centro de Excelencia en Produc-ción (PCoE) en Oklahoma City, Oklahoma, EUA,en el año 2005. El centro PCoE ayudará a las com-pañías operadoras a mejorar sustancialmente laforma en que operan sus negocios mediante laentrega de soporte para la tecnología en tiemporeal y la provisión de servicios de supervisión,diagnóstico y optimización de pozos productoresde todo el mundo. Los especialistas del centro seconcentran en tres actividades principales relati-vas a los servicios de producción:• supervisión y optimización de pozos y campos

petroleros con sistemas de levantamiento arti-ficial

• optimización de los métodos de estimulaciónen todo el campo, con potencial para la super-visión en tiempo real

• pruebas de producción, análisis avanzado depresiones transitorias, química de fluidos, ini-cio de la producción de pozos y asignación dela producción.

Los ingenieros de PCoE trabajaron reciente-mente con una compañía petrolera de TexasOeste y Oklahoma central que posee más de 200pozos bajo supervisión mediante el sistema esp-Watcher. En uno de sus pozos, la reducción de lapresión de admisión disparó una alarma amarilla,alertando al ingeniero de supervisión acerca deldesempeño potencialmente deficiente de un pozo(página anterior). El análisis de tendencias de losdatos indicó una reducción del régimen de flujo yde la presión de admisión, manteniéndose cons-tante el resto de los parámetros. Para evaluar elpotencial del yacimiento, se examinó la respuestade la presión de admisión y se identificaron doseventos transitorios en la respuesta de la presiónregistrada con el tiempo. Se examinaron amboseventos y se llevó a cabo la interpretación de las

presiones transitorias. El análisis indicó unapermeabilidad de 197 mD y un incremento delfactor de daño en la zona vecina al pozo de 2.2 a4.0, que provocó una caída de presión de 350 lpc[2.4 MPa].

Utilizando un software de modelado de laproducción, se validó el modelo derivado delanálisis de presiones transitorias y se pudo pre-decir qué producción se obtendría si seeliminaba el efecto de daño mecánico en la zonavecina al pozo mediante estimulación. Este aná-lisis demostró que la producción podíaincrementarse de 450 a 640 bbl/d [72 a 102 m3/d].Después de la estimulación, se reinstaló labomba y se volvió a poner en producción el pozo,lo que condujo a un régimen de producción esta-bilizado de 550 bbl/d [87 m3/d], a una presión deadmisión mucho más alta.

Adopción de prácticas de manejo de activos oportunasAlgunas compañías, o sus unidades operativas,han adoptado prácticas de manejo de activos entiempo real agresivas; sin embargo, otras se man-tienen cautelosas. Estas diferencias en lo querespecta a aceptación son habituales en cual-quier industria cuando se introducen nuevastecnologías.

Algunos de los obstáculos que dificultan laadopción de prácticas de manejo de activos entiempo real son específicos y evidentes y estánrelacionados con la TI y los datos. La infraestruc-tura de TI, si no está normalizada, resulta costosade construir, modificar y soportar. Para ser utiliza-dos en forma eficaz, los volúmenes masivos dedatos requieren procesos de normalización, con-trol de calidad y análisis automatizados.

Los demás factores inhibitorios son quizásmás generales y menos obvios. En su recienteinforme sobre tecnología en tiempo real, CERAobservó que la adopción de las prácticas entiempo real está siendo aplazada por tres fac-tores: el amplio rango operacional que las

compañías están intentando abordar, los proce-sos de trabajo y las estructuras mentalesoperacionales profundamente arraigados y lostemas relacionados con la integración técnica einstitucional.30

Para acelerar la adopción de nuevas tecnolo-gías, el informe de CERA propone cuatro pasos:publicitar el caso de negocio, fomentar losesfuerzos ínter industriales, comprometer a losniveles directivos superiores y minimizar las per-turbaciones operacionales a través de lamodificación de las prácticas de trabajo y latrascendencia de los objetivos a corto plazo paramaximizar los beneficios potenciales.

El campo petrolero del futuro sacará prove-cho de los avances técnicos en tiempo real y delas secuencias de tareas eficientes para optimi-zar continuamente su desempeño. A medida queeste concepto se vuelva realidad en más campos,la industria y los consumidores podrán gozar demás eficiencia y mayor recuperación final amenor costo. –LS

28. Referencia 9.29. Henderson G y Kapteijn P: “Smarter Business,” Offshore

Engineer (14 de marzo de 2005), http://www.oilonline.com/news/features/oe/20050314.Smarter_.17395.asp (Seaccedió el 4 de enero de 2006).

30. Cambridge Energy Research Associates, referencia 2.

16 Oilfield Review

Revisión de los yacimientos de gas condensado

Li FanCollege Station, Texas, EUA

Billy W. HarrisWagner & Brown, Ltd.Midland, Texas

A. (Jamal) JamaluddinRosharon, Texas

Jairam KamathChevron Energy Technology CompanySan Ramon, California, EUA

Robert MottConsultor IndependienteDorchester, Reino Unido

Gary A. PopeUniversidad de TexasAustin, Texas

Alexander ShandryginMoscú, Rusia

Curtis Hays WhitsonUniversidad Noruega de Ciencia y Tecnología y PERA, A/STrondheim, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Syed Ali, Chevron, Houston; y a JeromeManiere, Moscú. ECLIPSE 300, LFA (Analizador de Fluidos para la herramientaMDT), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación) y PVT Express son marcas de Schlumberger.CHEARS es una marca de Chevron. Teflón es una marca deE.I. du Pont de Nemours and Company.

¿Cómo optimiza una compañía el desarrollo de un campo de gas condensado, cuando

el proceso de explotación deja valiosos fluidos líquidos en un yacimiento y la forma-

ción de un bloque de condensado puede provocar la pérdida de la productividad del

pozo? Los campos de gas condensado presentan este desafío. El primer paso para

enfrentar este reto consiste en conocer los fluidos y cómo fluyen en el yacimiento.

Un yacimiento de gas condensado puede obs-truirse con sus componentes más valiosos. Lasaturación del líquido condensado puede incre-mentarse en la región vecina al pozo como con-secuencia de la caída de presión por debajo delpunto de rocío, restringiendo en última instanciael flujo de gas. La restricción en la zona vecina alpozo puede reducir la productividad de un pozoen un factor de dos o más.

Este fenómeno, conocido como formación debloque o banco de condensado, es el resultado deuna combinación de factores, incluyendo las pro-piedades de las fases de fluidos, las característicasdel flujo de la formación y las presiones existentesen la formación y en el pozo. Si estos factores no secomprenden en las primeras instancias del desa-rrollo de un campo petrolero, tarde o temprano elrendimiento de la producción se verá afectado.

Por ejemplo, la productividad de los pozos delCampo Arun, situado en Sumatra del Norte,Indonesia, declinó significativamente unos 10años después de que comenzara la producción.Se trataba de un problema serio, ya que la pro-ductividad de los pozos resultaba crítica parasatisfacer las obligaciones contractuales deentrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendolas pruebas de presiones transitorias, indicaronque la pérdida era causada por la acumulaciónde condensado cerca del pozo.1

El Campo Arun es uno de los tantos yaci-mientos de gas condensado gigantes que en con-

junto contienen un recurso global significativo.El Campo Shtokmanovskoye, situado en el Marde Barents en Rusia, el Campo Karachaganak enKazajstán, el Campo Norte en Qatar que se con-vierte en el Campo Sur Pars en Irán, y el CampoCupiagua en Colombia, son otros de los grandesrecursos de gas condensado que existen en elmundo.2

Este artículo analiza la combinación de la ter-modinámica de los fluidos y la física de las rocas,que resulta en la segregación de condensado y enla formación de bloques de condensado. Se exa-minan las implicancias para la producción y losmétodos de manejo de los efectos de la segrega-ción de condensado, incluyendo el modelado deyacimientos, para pronosticar el desempeño delos campos petroleros. Algunos ejemplos deRusia, EUA y el Mar del Norte describen las prác-ticas y los resultados de campo.

Formación de gotas de rocíoUn gas condensado es un fluido monofásico encondiciones de yacimiento originales. Está com-puesto principalmente de metano [C1] y de otroshidrocarburos de cadena corta, pero tambiéncontiene hidrocarburos de cadena larga, denomi-nados fracciones pesadas. Bajo ciertas condicio-nes de temperatura y presión, este fluido se sepa-rará en dos fases, una fase gaseosa y una faselíquida, lo que se conoce como condensado retró-grado.3

1. Afidick D, Kaczorowski NJ y Bette S: “ProductionPerformance of a Retrograde Gas Reservoir: A CaseStudy of the Arun Field,” artículo de la SPE 28749,presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas delPacífico Asiático de la SPE, Melbourne, 7 al 10 denoviembre de 1984.

2. Para ver un ejemplo del Campo Karachaganak, consulte:Elliott S, Hsu HH, O’Hearn T, Sylvester IF y Vercesi R: “TheGiant Karachaganak Field, Unlocking Its Potential,”Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 16–25.

3. Los fluidos de gas condensado se denominanretrógrados porque su comportamiento puede ser lainversa de los fluidos que comprenden componentes

puros. A medida que la presión de yacimiento declina yatraviesa el punto de rocío, se forma líquido y el volumende la fase líquida aumenta con la caída de la presión. Elsistema alcanza un punto en un condensado retrógradoen el que, conforme la presión continúa declinando, ellíquido se re-evapora.

4. La inyección de fluidos fríos o calientes puede modificarla temperatura del yacimiento; sin embargo, estoraramente ocurre cerca de los pozos de producción. Elfactor dominante para el comportamiento de los fluidosen el yacimiento es el cambio de presión. Como seanalizará más adelante, esto no sucede una vez que elfluido es producido dentro del pozo.

T emperatura

Pres

ión

Condición inicialdel yacimiento Punto crítico

Condición del separador

Cricondenterma

Región bifásica

60%

70%

80 %

90 %

100% vapo r

Lín

ea de

l pun

to de burbujeo

Línea del punto de rocío

Primavera de 2006 17

> Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de larelación presión-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento mo-nofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas corres-pondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas desaturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el puntocrítico. Los números indican la saturación de la fase vapor. En un yacimien-to de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra enel área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la pre-sión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquidase separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentarnuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondentermaes la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los sepa-radores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presióny baja temperatura.

Durante el proceso de producción del yaci-miento, la temperatura de formación normalmen-te no cambia, pero la presión se reduce.4 Lasmayores caídas de presión tienen lugar cerca delos pozos productores. Cuando la presión de unyacimiento de gas condensado se reduce hasta uncierto punto, denominado presión de saturación opresión del punto de rocío, una fase líquida ricaen fracciones pesadas se separa de la solución; lafase gaseosa muestra una leve disminución de lasfracciones pesadas (derecha). La reducción con-tinua de la presión incrementa la fase líquidahasta que alcanza un volumen máximo; luego elvolumen de líquido se reduce. Este comporta-miento se puede mostrar en un diagrama de larelación presión-volumen-temperatura (PVT).

El volumen de la fase líquida presente depen-de no sólo de la presión y la temperatura, sino tam-bién de la composición del fluido. Un gas seco, pordefinición, tiene insuficientes componentes pesa-dos como para generar líquidos en el yacimientoaunque se produzca una gran caída de presióncerca del pozo. Un gas condensado pobre generaun volumen pequeño de fase líquida—menos de561 m3 por millón de m3 [100 bbl por millón depies3] —y un gas condensado rico genera un volu-men de líquido más grande, generalmente supe-

rior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millónde pies3] (arriba).5 No existen límites establecidosen las definiciones de pobre y rico, y descripcionesadicionales—tales como muy pobre—también seaplican, de modo que estas cifras deben tomarsecomo meros indicadores de rangos.

La determinación de las propiedades de losfluidos puede ser importante en cualquier yaci-miento, pero desempeña un rol particularmentevital en los yacimientos de gas condensado. Porejemplo, la relación gas/condensado juega un

papel importante en lo que respecta a la estima-ción del potencial de ventas tanto de gas como delíquido, necesarias para dimensionar las instala-ciones de procesamiento de superficie. La canti-dad de líquido que puede encontrarse inmovili-zado en un campo, también es un aspecto econó-mico esencial. Éstas y otras consideraciones,tales como la necesidad de contar con tecnologí-as de levantamiento artificial y estimulación depozos, dependen de la extracción precisa demuestras de fluido. Los errores pequeños produ-cidos en el proceso de toma de muestras, talescomo la recolección de un volumen de líquidoincorrecto, pueden traducirse en errores signifi-cativos en el comportamiento medido, de modoque la extracción de muestras debe hacerse consumo cuidado (véase “Extracción de muestraspara la determinación de las propiedades de losfluidos,” próxima página).

Una vez que los fluidos del yacimiento ingre-san en un pozo, tanto las condiciones de tempera-tura como las condiciones de presión puedenvariar. El líquido condensado puede producirsedentro del pozo; sin embargo, también puede acu-mularse en el fondo como resultado de los cam-bios producidos en las condiciones imperantes enel pozo. Si el gas no tiene suficiente energía comopara transportar el líquido a la superficie, se pro-duce la carga o retorno del líquido en el pozo por-que el líquido es más denso que la fase gaseosaque viaja con él. Si el líquido retorna por el pozo,el porcentaje de líquido aumentará pudiendofinalmente restringir la producción. Es de hacernotar que las tecnologías de levantamiento artifi-cial por gas y bombeo que se utilizan para contra-rrestar este comportamiento no se abordarán eneste artículo.6

18 Oilfield Review

Cond

ensa

ción

del

líqu

ido,

%

Presión, lpc

1,0000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,0000

5

10

15

20

25

Gas condensado pobre

Gas condensado rico

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Gas condensado pobre

Gas condensado rico

Ppromedio/Ppunto de rocío

Rela

ción

de

prod

uctiv

idad

, J/J

o

Punto crítico

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Temperatura, K

Temperatura del yacimiento

98.5 % 99 %

99.5 %

Pres

ión,

lpc

Gas condensado pobre

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

100 0 200 300 400 500 600 700 800 900

Temperatura, K

Pres

ión,

lpc

Punto crítico

Temperatura del yacimiento

75% 80%

85% 90%

95%

Gas condensado rico

5. En este artículo, los volúmenes de gas se dan en lascondiciones que se consideran estándar en el punto demedición, lo que no sucede alrededor del pozo. Lasconversiones entre unidades métricas y unidades decampos petroleros son volumétricas.

6. Para obtener más información sobre sistemas delevantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson yLekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.

> Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presión disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico (extremo su-perior izquierdo) forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (extremo superior derecho). El gas rico produce la condensación de más con-densado que el gas pobre (extremo inferior izquierdo). La curva de condensación de líquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen encontacto entre sí. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas móvil; la saturación del líquido en la región vecina al pozo aumenta hasta quetambién se vuelve móvil. Como resultado, la formación de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contienen tanto gaspobre como gas rico y el índice de productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente impactado (extremo inferior derecho).

Primavera de 2006 19

La composición de los fluidos se determinaobteniendo una muestra representativa defluido de yacimiento. Las muestras de super-ficie pueden obtenerse en forma relativamentefácil a través de la recolección de muestras delíquido y gas desde separadores de prueba ode producción. Luego, las muestras se recom-binan en un laboratorio. Sin embargo, elresultado puede ser no representativo de lascondiciones del yacimiento, particularmentecuando se extraen muestras de un yacimientode gas condensado. La recombinación demuestras de gas y líquido en una relaciónincorrecta, cambios en las condiciones deproducción existentes antes o durante laextracción de las muestras, y la mezcla defluidos de zonas con diferentes propiedades,son algunos ejemplos de problemas potencia-les. Si el contenido de líquido es bajo cuandose toman las muestras de superficie, unapequeña pérdida del líquido en los tubulareso en los separadores de producción podríahacer que la muestra de condensado resulta-ra no representativa del fluido de formación.

Las muestras de fluidos de los yacimientosde gas condensado también pueden tomarseen el fondo del pozo. Esto resulta práctico yconveniente si la presión de flujo del pozo essuperior a la presión del punto de rocío; sinembargo, en general no se recomienda si lapresión, en cualquier punto de la tubería deproducción, es menor que la presión del puntode rocío. En esa condición, el flujo en el pozoes bifásico. Cualquier líquido que se forme enla tubería de producción durante o antes delproceso de extracción de muestras puede se-gregarse en el extremo inferior de la sarta deproducción—donde un tomador de muestrasde fondo de pozo recoge los fluidos—lo que

puede conducir a una muestra no representa-tiva con demasiados componentes más pesados.

Los probadores de formación operados concable han mejorado significativamente en laúltima década. El Probador Modular de laDinámica de la Formación MDT recolecta losfluidos insertando una probeta en las paredesde un pozo sin entubar y extrayendo los fluidosde una formación.1 El Analizador de FluidosVivos LFA de la herramienta mide la limpiezade la contaminación producida por los fluidosde perforación a base de aceite o por losfluidos de terminación de pozos, minimizandoel tiempo de espera y asegurando la calidad delas muestras.2 El detector LFA proporcionaademás una indicación de la cantidad demetano, de otros componentes livianos y delíquidos. A partir de estos datos, la relaciónmetano/líquido provee una medida de larelación gas/condensado; consideraciónimportante para la evaluación económicainicial de un área prospectiva. El análisistambién puede mostrar zonas con diferentescomposiciones o gradientes composicionales.

Los datos medidos con la herramienta MDTse transmiten a la superficie de inmediato,para poder tomar decisiones relacionadas conla extracción de muestras en base al conoci-miento de la composición aproximada y lapresión del yacimiento, otro parámetro medido.En cada profundidad de prueba deseada es po-sible tomar muestras de fluido antes de despla-zarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.

En lo que respecta al gas condensado quese encuentra a presiones superiores al puntode rocío en el yacimiento, es importanterecolectar y conservar el fluido en estadomonofásico. Si la presión del fluido cae pordebajo del punto de rocío, puede llevar mucho

tiempo recombinar la muestra. Peor aún,algunos cambios que se producen en unamuestra durante su traslado a la superficiepueden ser irreversibles. Con evidenciasacerca de cuándo un fluido atraviesa su puntode rocío, la medición LFA puede indicarcuándo la caída de presión es demasiadogrande y debiera reducirse antes de laextracción de las muestras, a fin de mantenerla presión por encima del punto de rocío.

Una muestra obtenida en estado monofásicodebe mantenerse en dicho estado cuando se lalleva a la superficie. Para ello se dispone debotellas de muestreo MDT especiales. Unabotella monofásica utiliza un colchón denitrógeno para incrementar la presión en elfluido muestreado.3 La muestra se enfríacuando se la lleva a la superficie, pero elcolchón de nitrógeno de la muestra mantienesu presión por encima del punto de rocío.

En la mayoría de los casos, el servicio deanálisis de fluidos en la localización del pozoPVT Express puede proveer datos de laspropiedades de los fluidos en el sitio del pozoen unas 24 horas, lo que ahorra las semanas omeses que demanda la obtención de resultadosen un laboratorio.4 Los sistemas PVT Expresspueden medir la relación gas/líquido, lapresión de saturación—presión del punto deburbujeo o presión del punto de rocío—lacomposición hasta C30+, la densidad del fluidodel yacimiento, la viscosidad y la contamina-ción producida por el lodo a base de aceite.5

Estas mediciones son críticas porque unacompañía operadora puede utilizarlas en formainmediata para tomar la decisión de terminar oprobar un pozo. La ejecución rápida resultacrucial si se perfora un pozo de exploración ode desarrollo con un costoso equipo deperforación marino. Más adelante se puedenobtener análisis más completos evaluandomuestras enviadas a un laboratorio.

Con el conocimiento básico del lugar y laforma en que el condensado se separa de lafase gaseosa, los ingenieros pueden concebirformas de optimizar la producción de gas ycondensado.

Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos

1. 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, RylanderE y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,”Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

2. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A,Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, JaramilloAR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en elpozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):60–69.

3. Jamaluddin AKM, Ross B, Calder D, Brown J y HashemM: “Single-Phase Bottomhole Sampling Technology,”

Journal of Canadian Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 2002): 25–30.

4. Jamaluddin AKM, Dong C, Hermans P, Khan IA,Carnegie A, Mullins OC, Kurkjian A, Fujisawa G,Nighswander J y Babajan S: “Real-Time and On-SiteReservoir Fluid Characterisation Using SpectralAnalysis and PVT Express,” Australian PetroleumProduction & Exploration Association Journal (2004):605–616.

5. La nomenclatura “composición hasta C30+” indica quelos compuestos que poseen hasta 29 átomos decarbono son diferenciados por separado, combinándoseel resto en una fracción indicada como C30+.

Gotas de rocío en un yacimientoCuando se forma por primera vez en un yaci-miento de gas, el líquido condensado es inmóvildebido a las fuerzas capilares que actúan sobrelos fluidos. Es decir, una gota microscópica delíquido, una vez formada, tenderá a quedarseatrapada en los poros o gargantas de poros pe-queñas. Incluso en el caso de los gases conden-sados ricos, con una condensación sustancial delíquido, la movilidad del condensado, que es larelación entre la permeabilidad relativa y la vis-cosidad, sigue siendo insignificante lejos de lospozos. En consecuencia, el condensado que seforma en la mayor parte del yacimiento se pierdeen la producción a menos que el plan de explota-ción del yacimiento incluya el reciclaje del gas.El efecto de esta condensación sobre la movili-dad del gas es habitualmente despreciable.

Cerca de un pozo productor, la situación esdiferente. Cuando la presión de fondo de pozocae por debajo del punto de rocío, se forma unsumidero en la región vecina al pozo. A medidaque el gas ingresa en el sumidero, el líquido secondensa. Luego de un breve período transitorio,se acumula suficiente líquido como para que su

movilidad se vuelva significativa. El gas y el líqui-do compiten por las trayectorias de flujo, como lodescribe la relación entre sus correspondientespermeabilidades relativas. La formación de unbloque de condensado es el resultado de lareducción de la movilidad del gas en las adya-cencias de un pozo productor por debajo delpunto de rocío (izquierda).

La caída de la presión del yacimiento pordebajo del punto de rocío tiene dos resultadosprincipales, ambos negativos: la producción degas y condensado declina debido a la formaciónde un bloque de condensado en la región vecinaal pozo y el gas producido contiene menos frac-ciones pesadas valiosas debido a la condensacióna través de todo el yacimiento, donde el conden-sado tiene una movilidad insuficiente como parafluir en dirección hacia el pozo.

Grandes pérdidas de productividad han sidoreportadas en pozos de campos de gas condensa-do. En el Campo Arun, operado por Mobil, ahoraExxonMobil, la pérdida en ciertos pozos era supe-rior al 50%.7 En otro ejemplo, Exxon, ahoraExxonMobil, reportó el caso de dos pozos ahoga-dos debido a la formación de un bloque de con-densado.8 Shell y Petroleum Development Omanreportaron una pérdida de productividad del 67%en los pozos de dos campos petroleros.9

En otro campo, se reportó la inversión de ladeclinación de la productividad inicial. La produc-tividad de los pozos en el yacimiento de gas con-densado moderadamente rico declinó rápidamen-te cuando las presiones de fondo de pozo cayeronpor debajo del punto de rocío. Esta declinacióncontinuó hasta que la presión en todo el yaci-miento cayó por debajo del punto de rocío, por loque la productividad del gas comenzó a incremen-tarse. El modelado composicional indicó que lasaturación del condensado aumentaba cerca delos pozos hasta un 68% aproximadamente, redu-ciéndose la permeabilidad del gas y, en conse-cuencia, su productividad. No obstante, al caer lapresión en todo el yacimiento por debajo delpunto de rocío, algo de líquido se condensaba entodas partes. El gas que se desplazaba en direc-ción al pozo era más pobre y tenía menos conden-sado para acumular en la región vecina al pozo, loque se tradujo en una reducción de la saturacióndel condensado a un 55% aproximadamente y con-dujo a un aumento de la productividad del gas.10 Elbloque de condensado se redujo al aumentar lamovilidad del gas en la región vecina al pozo.

Bloque de condensadoNo todos los yacimientos de gas condensadoestán limitados por presión debido a la forma-ción de un bloque de condensado en la regiónvecina al pozo, aunque todos estos campos expe-

rimentarán este fenómeno. El grado en que lasegregación de condensado constituye un proble-ma para la producción, depende de la relaciónentre la caída de presión experimentada dentrodel yacimiento y la caída de presión total que seproduce desde las áreas lejanas del yacimientohasta un punto de control en la superficie.

Si la caída de la presión del yacimiento es sig-nificativa, la caída de presión adicional debida a lasegregación de condensado puede ser muy impor-tante para la productividad del pozo. Esta condi-ción es típica en formaciones con un valor bajo dela capacidad de flujo, que es el producto de la per-meabilidad por el espesor neto de la formación(kh). Contrariamente, si en el yacimiento se pro-duce una pequeña fracción de la caída de presióntotal, lo que es habitual en formaciones con valo-res de kh altos, la caída de presión adicional pro-ducida en el yacimiento como consecuencia delbloque de condensado tendrá probablementepoco impacto sobre la productividad de los pozos.Como pauta general, se puede asumir que el blo-que de condensado duplica la caída de presión enel yacimiento para la misma tasa de flujo.

Conceptualmente, el flujo en los yacimientosde gas condensado puede dividirse en tres regio-nes de yacimiento, aunque en ciertas situacionesno están presentes las tres (próxima página).11

Las dos regiones más próximas a un pozo puedenformarse cuando la presión de fondo de pozo estápor debajo del punto de rocío del fluido. La terce-ra región, que se forma lejos de los pozos produc-tores, existe sólo cuando la presión del yacimien-to está por encima del punto de rocío.

Esta tercera región incluye la mayor parte delárea del yacimiento que se encuentra alejada delos pozos productores. Dado que está por encimade la presión del punto de rocío, sólo existe y fluyeuna fase de hidrocarburo: el gas. El límite interiorde esta región tiene lugar donde la presión igualaa la presión del punto de rocío del gas de yaci-miento original. Este límite no es fijo sino que sedesplaza hacia afuera a medida que el pozo produ-ce hidrocarburos y la presión de formación cae,desapareciendo finalmente cuando la presión en ellímite exterior cae por debajo del punto de rocío.

En la segunda región, la región de segrega-ción de condensado, el líquido se separa de lafase gaseosa, pero su saturación continúa siendosuficientemente baja como para que se manten-ga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofá-sico. La cantidad de líquido que se condensaqueda determinada por las características de lafase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.La saturación del líquido aumenta y la fase gase-osa se vuelve más pobre a medida que el gas fluyehacia el pozo. Esta saturación en el límite inte-rior de la región usualmente se aproxima a la

20 Oilfield Review

Distancia al pozo

k ro

S o

Perm

eabi

lidad

rel

ativ

a

0

0.5

1.0

0 0.5 1.0Saturación de condensado

krokrg

krg

Canal de flujo decondensado

Grano dearenisca

Canal de flujode gas

> Formación del bloque de condensado. Cuandola presión de fondo de pozo cae por debajo delpunto de rocío, el condensado se separa de lafase gaseosa. Las fuerzas capilares favorecen elcontacto del condensado con los granos (inserto,a la derecha). Luego de un breve período transi-torio, la región alcanza una condición de flujo enestado estacionario con el gas y el condensadofluyendo (inserto, extremo superior). La satura-ción de condensado, So, es mayor cerca del pozoporque la presión es más baja, lo que implicamás condensación de líquido. La permeabilidadrelativa al petróleo, kro, aumenta con la satura-ción. La reducción de la permeabilidad relativa al gas, krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de laformación del bloque. El eje vertical, represen-tado por un pozo, es sólo esquemático.

Primavera de 2006 21

saturación crítica del líquido para el flujo, que esla saturación residual de petróleo.

En la primera región, la más cercana a unpozo productor, fluye tanto la fase gaseosa comola fase de condensado. La saturación del conden-sado en esta región es mayor que la saturacióncrítica. Las dimensiones de esta región oscilanentre decenas de pies para los condensados po-bres y cientos de pies para los condensados ricos.Su tamaño es proporcional al volumen de gas dre-nado y al porcentaje de condensación de líquido.Dicha región se extiende más lejos del pozo paralas capas con una permeabilidad más alta que lapermeabilidad promedio, ya que a través de esascapas ha fluido un mayor volumen de gas. Inclusoen los yacimientos que contienen gas pobre, conbaja condensación de líquido, el bloque de con-densado puede ser significativo porque las fuer-zas capilares pueden retener un condensado quecon el tiempo desarrolla alta saturación.

Esta región correspondiente al bloque de con-densado en la zona vecina al pozo controla la pro-ductividad del mismo. La relación gas/condensadocirculante es básicamente constante y la condi-ción PVT se considera una región de expansión acomposición constante.12 Esta condición simplifi-ca la relación existente entre la permeabilidadrelativa al gas y la permeabilidad relativa al petró-leo, lo que hace que la relación entre ambas seauna función de las propiedades PVT.

No obstante, en la región vecina al pozo seproducen efectos de permeabilidad relativa adi-cionales porque la velocidad del gas, y en conse-cuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relaciónentre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se deno-mina número capilar.13 Las condiciones del gra-diente de presión producidas por la alta veloci-dad o la baja tensión interfacial poseen númeroscapilares altos, lo que indica que predominan lasfuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa

al gas es mayor que el valor que se registra contasas de flujo más bajas.

A velocidades de flujo aún más altas, en la zonamás cercana al pozo, el efecto inercial o efecto deForchheimer reduce de alguna manera la permea-bilidad relativa al gas.14 La base de este efecto esel arrastre inicial que se produce cuando el fluidose acelera para atravesar las gargantas de poros yluego disminuye la velocidad una vez que ingresaen un cuerpo poroso.15 El resultado es una perme-abilidad aparente más baja que la que podríaesperarse a partir de la ley de Darcy. Este efecto seconoce normalmente como flujo no darciano.

El impacto global de los dos efectos produci-dos por la alta velocidad es usualmente positivo,lo que reduce el impacto del bloque de conden-sado. Se necesitan experimentos de impregna-ción de núcleos de laboratorio para medir elefecto inercial y el efecto del número capilarsobre la permeabilidad relativa.

Si bien la primera indicación de la presenciade un bloque de condensado es habitualmenteuna declinación de la productividad, su presenciaa menudo se determina mediante pruebas de pre-sión transitoria. Se puede interpretar una pruebade incremento de presión para mostrar la distri-bución del líquido antes de cerrar el pozo. El com-portamiento a corto plazo en la prueba de presióntransitoria refleja las condiciones existentes en laregión vecina al pozo. El bloque de condensado seindica por la existencia de un gradiente de pre-sión más pronunciado cerca del pozo. Con tiem-pos de prueba más prolongados, la permeabilidadefectiva del gas lejos del pozo domina la respues-ta; la permeabilidad puede determinarse a partirde la curva de la derivada del cambio de presiónen un gráfico doble logarítmico de los cambios depseudo-presión y tiempo de cierre. Si la prueba seprolonga suficiente tiempo—y ese tiempo deprueba de cierre depende de la permeabilidad dela formación—las propiedades del flujo lejos delpozo serán evidentes.

Manejo de yacimientos de gas condensadoHistóricamente, los líquidos condensados hansido significativamente más valiosos que el gas,situación que se mantiene en algunos lugaresalejados de los mercados de gas o de los sistemasde transporte. El diferencial de precios motivóque el reciclaje del gas se convirtiera en unapráctica común. La inyección de gas seco en unaformación para mantener la presión del yaci-miento por encima del punto de rocío desplazalentamente las valiosas fracciones pesadas queaún se encuentran en solución en el gas del yaci-miento. Con el tiempo, el yacimiento es purgado;es decir, el gas seco o pobre es producido a unapresión de fondo de pozo baja.

7. Afidick et al, referencia 1.8. Barnum RS, Brinkman FP, Richardson TW y Spillette AG:

“Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity andRecovery Reduction Due to Condensation,” artículo de laSPE 30767, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de1995.

9. Smits RMM, van der Post N y al Shaidi SM: “AccuratePrediction of Well Requirements in Gas CondensateFields,” artículo de la SPE 68173, presentado en laExhibición del Petróleo de Medio Oriente de la SPE,Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.

10. El-Banbi AH, McCain WD Jr y Semmelbeck ME:“Investigation of Well Productivity in Gas-CondensateReservoirs,” artículo de la SPE 59773, presentado en elSimposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI,Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.

11. Fevang Ø and Whitson CH: “Modeling Gas-CondensateWell Deliverability,” SPE Reservoir Engineering 11, no. 4(Noviembre de 1996): 221–230.

12. En una condición de expansión a composición constante,el fluido se expande con la declinación de la presiónpudiéndose formar dos fases, pero no se remueve ningún

componente. Esto contrasta con la segunda región, quese considera una región de agotamiento del volumenconstante, porque la fase líquida que se forma se separade la fase gaseosa y queda atrapada.

13. Henderson GD, Danesh A, Tehrani DH y Al-Kharusi B:“The Relative Significance of Positive Coupling andInertial Effects on Gas Condensate RelativePermeabilities at High Velocity,” artículo de la SPE 62933,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.Whitson CH, Fevang Ø y Sævareid A: “Gas CondensateRelative Permeability for Well Calculations,” artículo dela SPE 56476, presentado la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de1999.

14. Forchheimer PH: “Wasserbewegung durch Boden,”Zeitschrift ver Deutsch Ingenieur 45 (1901): 1782–1788.

15. Barree RD y Conway MW: “Beyond Beta Factors: AComplete Model for Darcy, Forchheimer, and Trans-Forchheimer Flow in Porous Media,” artículo de la SPE89325, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

Pres

ión

P D

P BH

r 1

Presión del punto de rocío

Presión del yacimiento

Distancia

2 3 Po

zo

1

> Tres regiones de yacimiento. El comportamiento de los campos de gascondensado puede dividirse en tres regiones cuando la presión de fondode pozo, PBH, cae por debajo de la presión del punto de rocío, PD. Lejos deun pozo productor (3), donde la presión del yacimiento es mayor que PD,sólo hay una fase de hidrocarburo presente: gas. Más cerca del pozo (2),existe una región entre la presión del punto de rocío y el punto, r1, en laque el condensado alcanza la saturación crítica para iniciar el flujo. Enesta región de segregación de condensado, se encuentran presentesambas fases, pero sólo fluye gas. Cuando la saturación del condensadoexcede la saturación crítica, ambas fases fluyen hacia el pozo (1).

El precio del gas ha subido hasta alcanzar unvalor que hace que el proceso de re-inyección seconvierta en una estrategia menos atractiva,salvo que el fluido sea muy rico en fraccionespesadas. El proceso de inyección de gas ahora seutiliza más comúnmente como actividad tempo-raria, hasta que se construye una línea de con-ducción u otro mecanismo de transporte, o comoactividad estacional durante períodos de escasademanda de gas.

Los operadores trabajan además, para supe-rar los problemas que traen aparejados los blo-ques de condensado. Algunas técnicas son lasmismas en un campo de gas condensado que enun campo de gas seco. El fracturamiento hidráu-lico es la tecnología de mitigación más común-mente utilizada en los yacimientos siliciclásticosy la acidificación en los yacimientos carbonata-dos. Ambas técnicas aumentan el área de con-tacto efectivo con una formación. La producciónpuede mejorarse con menos caída de presión enla formación. Para ciertos campos de gas con-

densado, una menor caída de presión significaque la producción en estado monofásico por enci-ma de la presión del punto de rocío, puede exten-derse por más tiempo.

No obstante, el fracturamiento hidráulico nogenera un conducto que se extienda más allá delárea de incremento de la saturación de conden-sado, al menos no por mucho tiempo. Cuando lapresión en la formación descienda por debajo delpunto de rocío, la saturación aumentará alrede-dor de la fractura como lo hizo alrededor del pozo.

Los pozos horizontales o inclinados tambiénse están utilizando para aumentar el área de con-tacto dentro de las formaciones. El condensadose sigue acumulando en torno a estos pozos máslargos pero su acumulación demanda más tiem-po. La productividad de los pozos permanece altadurante más tiempo; sin embargo, el beneficiodebe considerarse en función del incremento delcosto del pozo.

Algunos operadores han probado cerrar lospozos para dar tiempo a que el gas y el conden-

sado se recombinen, pero el comportamiento defase de fluidos generalmente no favorece esteprocedimiento. La separación de un fluido enuna fase gaseosa y una fase líquida en la regiónbifásica del diagrama de fases sucede rápida-mente y luego las fases tienden a segregarse, yasea dentro de los poros o en una escala más gran-de. Esta separación de fases retarda notable-mente el proceso inverso de recombinación degas y líquido. Esta inversión requiere el contactoinmediato entre la fase gaseosa y la fase líquida.

Otra alternativa, el método de inyección cícli-ca y producción de un pozo, a veces conocidocomo inyección intermitente, utiliza gas secopara vaporizar el condensado acumulado alrede-dor de un pozo y luego producirlo. Esto puedeaportar beneficios en términos de incremento dela productividad a corto plazo, pero el bloqueretorna cuando la producción comienza nueva-mente y la presión de formación cae por debajode la presión del punto de rocío de la mezcla degas que se tenga en ese momento.

En una prueba efectuada en el CampoHatter’s Pond, situado en Alabama, EUA se inyec-tó metanol como solvente. En este campo, la pro-ducción de gas condensado proviene principal-mente de la arenisca Norphlet inferior, pero elcampo también produce de la dolomíaSmackover. Los pozos del Campo Hatter’s Pondtienen una profundidad de aproximadamente5,490 m [18,000 pies], con unos 60 a 90 m [200 a300 pies] de espesor productivo neto. La produc-tividad del gas ha declinado en un factor de tres

22 Oilfield Review

16. Al-Anazi HA, Walker JG, Pope GA, Sharma MM yHackney DF: “A Successful Methanol Treatment in aGas-Condensate Reservoir: Field Application,” artículode la SPE 80901, presentado en el Simposio deProducción y Operaciones de la SPE, Oklahoma City,Oklahoma, EUA, 22 al 25 de marzo de 2003.

17. En un desplazamiento miscible, un solvente permite quelos fluidos se mezclen libremente en una mezcla homo-génea. La miscibilidad con contactos múltiples requieresuficiente transferencia de masa entre el solvente y loshidrocarburos para lograr la miscibilidad.

18. Al-Anazi et al, referencia 16.19. Zhabrev IP (ed): Gas and Gas-Condensate Fields—Libro

de referencia. Moscú: Nedra, 1983 (en Ruso).Ter-Sarkisov RM: The Development of Natural Gas Fields.Moscú: Nedra, 1999 (en Ruso).La conversión de masa a volumen se basa en unadensidad de condensado de 8.55 bbl/ton.

20. Vyakhirev RI, Gritsenko AI y Ter-Sarkisov RM: TheDevelopment and Operation of Gas Fields. Moscú:Nedra, 2002 (en Ruso).

21. Ter-Sarkisov RM, Gritsenko AI y Shandrygin AN:Development of Gas Condensate Fields UsingStimulation of Formation. Moscú: Nedra, 1996 (en Ruso). Vyakhirev et al, referencia 20.

22. Para obtener más información sobre el rol del propanoen la reducción del punto de rocío de un campo de gascondensado, consulte: Jamaluddin AKM, Ye S, Thomas J,D’Cruz D y Nighswander J: “Experimental andTheoretical Assessment of Using Propane to RemediateLiquid Buildup in Condensate Reservoirs,” artículo de laSPE 71526, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.

0

4 0 km

mi 4

N

Komi

R U S I A

Componente Composiciónmolar, %

C 2

C 1

C 3

C 4

C 5 +

N 2

74. 6 8. 9 3. 8 1. 8 6. 4 4. 5

Porosidad, % Permeabilidad, mDLitotipoPorosidad fina, microvacuolas,microfracturadoPoroso, microvacuolas, microfracturadoFracturado, microvacuolas, poroso 0.1 a 4513

0.01 a 0.1

<0.1 0.1 a 3

3 a 6>6

> Campo Vuktyl, Rusia. El Campo Vuktyl, situado en la República de Komi en el oeste de Rusia (extremosuperior), corresponde a un anticlinal de 80 km [50 mi] de largo y hasta 6 km [3.7 mi] de ancho (extremoinferior). Los números romanos denotan las áreas de recolección de las instalaciones de procesamientode gas. El fluido predominante es el metano [C1], pero con una cantidad significativa de componentesde hidrocarburos intermedios y nitrógeno (tabla, a la derecha). El campo posee tres litotipos (tabla, a laizquierda).

Primavera de 2006 23

a cinco, debido a la presencia de bloques de con-densado y agua. El operador, Texaco (ahoraChevron), bombeó 160 m3 [1,000 bbl] de metanolpor la tubería de producción a un régimen de 0.8a 1.3 m3/min [5 a 8 bbl/min] en las formaciones debaja permeabilidad.16 El tratamiento con metanolremueve tanto el petróleo como el agua, a travésde un desplazamiento miscible con contactosmúltiples.17 Como resultado del tratamiento, laproducción de gas aumentó en un factor de tresinicialmente y luego se estabilizó en 14,160 m3/d[500,000 pies3/d]; un factor de dos con respectoal régimen previo al tratamiento. La producciónde condensado se duplicó, alcanzando 25 m3/d[157 bbl/d]. Tanto el régimen de producción degas como el de producción de condensado persis-tieron durante más de 10 meses después del tra-tamiento.18

Se han sugerido métodos de tratamiento pararemover los bloques de condensado a través de lainyección de surfactantes mezclados con solven-tes para alterar la preferencia de la mojabilidaden el yacimiento. Este tema será analizado másadelante en este artículo.

Removilización del condensado inmovilizadoEl campo de gas condensado Vuktyl, situado en laRepública de Komi, en Rusia, ha estado en pro-ducción desde el año 1968. Si bien la productivi-dad no fue severamente impactada por la pre-sencia de bloques de condensado en el campo, unvolumen significativo de condensado se ha acu-mulado en el yacimiento carbonatado. En estecampo se implementaron varios proyectos pilotode recuperación de condensado.

El campo corresponde a un largo anticlinal ysu producción proviene de las secuenciasMoscow y Bashkir del Carbonífero Medio (páginaanterior). La estructura, de 1,440 m [4,724 pies]de espesor, está compuesta por una alternanciade capas de caliza y dolomía cuyo espesor pro-medio entre capas es de 1.5 m [5 pies]. Si bienlas propiedades del yacimiento varían considera-blemente a lo largo del campo, éste ha sido divi-dido en siete secuencias productivas de tres tiposbásicos. Los tres tipos poseen microfracturas yporosidad microvacuolar. Los poros finos, la bajapermeabilidad y la baja porosidad caracterizan elprimer tipo. El tercer tipo posee fracturas sufi-cientemente grandes como para contribuir a lapermeabilidad. El otro tipo es intermedio.

En el momento del descubrimiento, las con-diciones del yacimiento correspondían a una pre-sión de 5,200 lpc [36 MPa] y una temperatura de61°C [142°F], con una saturación de gas inicialdel 77.5% y un pequeño borde con petróleo livia-no. El volumen de gas inicial en sitio era de apro-ximadamente 430 x 109 m3 [15 x 1012 pies3] y el

volumen de condensado inicial, de unos 142millones de toneladas métricas [1,214 millonesde barriles].19 La relación inicial estable de pro-ducción de gas/condensado era de 360 g/m3 [87.1bbl por millón de pies3].20 El campo posee unacuífero subyacente, pero el empuje de agua erainsignificante y lateralmente cambiante.

La compleja geología del campo, incluyendolas zonas de alta permeabilidad que podríanhaber actuado como zonas de pérdida de circula-ción, condujo al operador, Gazprom, a desarro-llarlo sin reciclaje del gas, utilizando la expan-sión como mecanismo de producción primaria.

Aproximadamente 170 pozos verticales, con unespaciamiento típico de 1,000 a 1,500 m [3,280 a4,920 pies], se colocaron en una reticulado trian-gular irregular. La mayoría de los pozos de produc-ción poseían tubería de revestimiento intermediade 10 pulgadas y tubería de revestimiento de pro-ducción de 65⁄8 pulgadas. En varios pozos prolíficosse utilizó tubería de revestimiento de producciónmás grande, de 75⁄8 pulgadas, admitiendo tuberíade producción de 45⁄8 pulgadas. Las terminacionesde pozos típicas en la zona productiva de 500 a800 m [1,640 a 2,625 pies] involucraron tubería derevestimiento disparada, pero en algunos pozos seutilizaron terminaciones con filtro o terminacio-nes a agujero descubierto. Los pozos productoresmás profundos se perforaron entre aproximada-mente 100 y 150 m [328 y 492 pies] por encima delcontacto agua-gas. Un tratamiento con ácido clor-hídrico en dos etapas fue el principal método deestimulación de pozos utilizado.

Al cabo de nueve años, la meseta de produc-ción fue de 19 x 109 m3/año [671 x 109 pies3/año].Durante el sexto año de desarrollo se registróuna producción estable máxima de condensado

de 4.2 millones de toneladas/año [36 millones debarriles/año].

Actualmente, el Campo Vuktyl se encuentraen su fase de desarrollo final. La presión del yaci-miento oscila entre 508 y 725 lpc [3.5 y 5 MPa].Las recuperaciones aproximadas del campocorresponden a 83% del gas y 32% del condensa-do, de manera que aproximadamente 100 millo-nes de toneladas [855 millones de barriles] decondensado permanecen en el campo.

Especialistas de Severgazprom, una parte dela corporación de gas rusa Gazprom, y los institu-tos VNIIGAZ y SeverNIPIgaz llevaron a cabo unaserie de proyectos piloto en el Campo Vuktyl pararecuperar condensado adicional. En 1988, lacompañía puso en marcha el primer experimen-to piloto, utilizando un solvente para recuperarel condensado inmovilizado.21 El proyecto pilotoincluyó seis pozos productores, un pozo de inyec-ción y tres pozos de observación (arriba). El sol-vente, 25,800 toneladas [293,000 bbl en condicio-nes de formación] de una mezcla de propano[C3] y butano [C4], se inyectó en la formaciónseguido de 35 millones de m3 [1.24 x 109 pies3] degas separador.22 El objetivo era recuperar el con-densado a través del desplazamiento miscible delbanco de solvente.

Las observaciones geofísicas realizadasdurante el experimento indicaron que el solven-te y el gas inyectado ingresaron en los intervalosproductivos del pozo de inyección en forma irre-gular. Los análisis de componentes de las mues-tras tomadas en los pozos de producción y deobservación indicaron que el solvente y el gasinyectado irrumpieron sólo en los dos pozos deobservación más cercanos y en ninguno de lospozos de producción. En estos pozos de observa-

2 ,3 0 0

2,400 2,500 2,600

2,700 2,800

2,900 3,000 m

64

90

95

101 102 15

159

66 93

257 38

103

104

256

105

92

91 86

12

19

264

106

GPF -1

Área piloto Pozo productor

Pozo inyector Pozo de observación

> Vista en planta a la profundidad del tope de la formación, en un proyectopiloto de inyección de solvente cerca de la instalación de procesamientode gas número 1 (GPF-1). Se inyectó propano y butano en el Pozo 103,seguidos de gas del separador. El área de estudio piloto está compuestapor seis pozos productores—designados con los números 91, 92, 93, 104,105 y 106—y tres pozos de observación—designados con los números 38,256 y 257. Sólo se observó y se produjo solvente de los dos pozos deobservación más cercanos: 38 y 256.

Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene

93 94 94

94

94

95

95

95

95

96

96

96

96

97

97

97

97

98

Com

posi

ción

mol

ar, %

0

1

2

3

4 40

30

20

10

0

Frac

ción

de

gas,

%

Fecha

Componente a partir del:Gas de

formación, millón de m3

Gas de formación, miles

de toneladas

Condensado inmovilizado,

miles de toneladasGas seco,

millón de m3

5,9731,996380

238208

Gas producidoGas inyectado

C2 a C4 producidosC5+ producido

10,0357,366

130

270 129

269 7

195

158

273

133

254 151

128

127

100

2,700 m 2,600 2,500 2,400 2,300

2,200 2,100

2,100 2,200 2,300

131/150 132

Pozo inyector Pozo productor Área piloto

ción se notaron dos episodios, un cambio en larelación gas/condensado de 43 a 65 g/m3 [10.4 a15.7 bbl por millón de pies3] con una declinaciónhasta alcanzar la relación inicial, seguida de unsegundo incremento de 43 a 54 g/m3 [a 13 bbl pormillón de pies3].

Los registros de producción de los pozos deobservación revelaron la presencia de flujo bifási-co—gas y solvente—sólo en la porción inferior dela sección productiva. En general, 95% del solven-te fue producido desde los dos pozos de observa-ción, pero la recuperación de condensado fue desólo 0.4% aproximadamente. La conclusión delestudio piloto fue que el banco de propano y buta-

no como solvente no demostró ser suficientemen-te efectivo en la recuperación del condensado.

En el año 1993, se implementó un método derecuperación diferente en el Campo Vuktyl: lainyección de gas seco. El gas, proveniente de unalínea de conducción troncal que parte del distri-to de Tyumen, se inyecta bajo una presión degasoducto que oscila entre 780 y 1,070 lpc [5.4 y7.4 MPa], sin compresión local.23 El gas de for-mación, que se encuentra en equilibrio con elcondensado retrógrado, es reemplazado por el gasseco inyectado. Los componentes C2 a C4 livianosy las fracciones C5+ intermedias se evaporan enel gas seco.24 De este modo, se mejora la recupe-

ración tanto a través de la producción de más gasde formación, que sigue conteniendo componen-tes distintos del metano, como mediante la vapo-rización de los líquidos inmovilizados y su pro-ducción junto con el gas inyectado. Además, elgas inyectado no causa ningún problema a las ins-talaciones de producción en el momento de suirrupción. No obstante, se debe inyectar un volu-men significativo de gas seco para producir canti-dades tangibles de condensado.

Los ingenieros monitorearon el proceso tantoen los pozos de inyección como en los pozos deproducción, utilizando cromatografía gas-líquidoy cromatografía de adsorción de gas (izquierda).25

Dado que el gas de inyección no contenía nitró-geno, se utilizó el contenido de nitrógeno comoindicador de la presencia de gas de formación.26

El programa de prueba piloto de 1993 seexpandió a otras localizaciones piloto en 1997,2003 y 2004. Para mediados del año 2005, el ope-rador había inyectado 10 x 109 m3 [354 x 109 pies3]de gas seco en los pozos piloto, recuperando unvolumen significativo de líquido. La comparaciónde la recuperación con estimaciones de la produc-ción obtenida a través del mecanismo de expan-sión solamente, indicó que el área piloto produjo785 mil toneladas [9.45 millones de bbl] de C2 a C4

y 138 mil toneladas [1.22 millón de bbl] de C5+adicionales.27

Los operadores también implementaron pro-yectos piloto compuestos de un solo pozo en elCampo Vuktyl. Si bien el bloque de condensadono era suficientemente severo para causar unacaída alarmante de la productividad de estecampo, el operador intentó hallar alternativaspara contrarrestar el incremento de la satura-ción producido en torno a los pozos. El trata-miento incluyó la inyección de solvente—unamezcla de etano y propano—en un pozo, seguidode gas seco. Luego de un suficiente volumen deinyección, el pozo fue puesto en producción nue-vamente.

Cuando el solvente entra en contacto con elcondensado atrapado, el solvente, el gas de for-mación y el condensado se mezclan librementepara formar una sola fase. El gas seco que siguepuede mezclarse libremente con la mezcla desolvente. De este modo, cuando el pozo vuelve aproducir, el gas inyectado, el solvente y el con-densado son producidos como un fluido simple.Como resultado, la saturación del condensado enla zona tratada es nula o casi nula. Cuando el gasde formación siga nuevamente a la mezcla a tra-vés de la zona tratada, se volverá a formar unazona de incremento de la saturación del conden-sado, pero la productividad del pozo se podrámejorar mediante tratamientos periódicos.

24 Oilfield Review

> Proyecto piloto de inyección de gas seco. El gas del separador inyectado en tres pozos—designa-dos con los números 269, 270 y 273—vaporizó el condensado inmovilizado para lograr la producciónde los pozos adyacentes (extremo superior). El gas seco (azul) irrumpió a los pocos meses de lapuesta en marcha del proyecto piloto (centro). El nitrógeno presente en el gas producido (verde) seredujo gradualmente, lo que indicó que se estaba produciendo menos gas de formación. La fracciónde C5+ líquida (rojo) indica una declinación lenta después de la irrupción de gas. Los resultadosmuestran una producción significativa de gas de formación y de componentes livianos (C2 a C4) eintermedios (C5+), tanto a partir del gas de formación producido como del condensado inmovilizadoque ha sido removilizado (tabla, extremo inferior).

Primavera de 2006 25

Los volúmenes de tratamiento oscilaron entre900 y 2,900 toneladas [10,240 y 33,000 bbl] de sol-vente y entre 1.2 y 4.2 millones de m3 [42 y 148millones de pies3] de gas seco.28 Si bien la eficien-cia varió entre un pozo y otro, los tratamientos engeneral arrojaron buenos resultados. La producti-vidad de cuatro de los pozos aumentó en un 20% aun 40% a lo largo de un período de 6 meses a 1.5años, seguido por un período de declinación hastaalcanzar los niveles de producción originales(arriba).

Modelado del bloque de condensadoNormalmente se utilizan modelos numéricos desimulación de yacimientos para pronosticar eldesempeño de los campos de gas condensado.Estos modelos incorporan las propiedades de lasrocas y de los fluidos para estimar la influenciadinámica del bloque de condensado sobre la pro-ducción de gas y condensado. No obstante, el blo-que de reticulado típico de un modelo de campocompleto (FFM, por sus siglas en inglés) puedeser mucho más grande que la zona del bloque decondensado, de manera que un modelo con reti-culado convencional puede sobrestimar significa-tivamente la productividad de los pozos.

La forma más exacta de determinar el com-portamiento de un campo de gas condensado enla región vecina al pozo es recurrir a un simula-dor con retículas de menor tamaño. Esto sepuede hacer de dos formas: utilizando un modeloFFM con refinamientos locales del reticulado(LGR, por sus siglas en inglés ) o empleando unmodelo compuesto de un solo pozo, con un reti-culado de alta resolución (retículas pequeñas)cerca del pozo.

Los simuladores modernos, tales como el pro-grama de simulación de yacimientos ECLIPSE300, poseen capacidad para incorporar LGRs. Sepueden utilizar bloques de reticulado pequeñoscerca de los pozos o de otros rasgos—tales comofallas—que pueden incidir significativamente enel flujo local. A mayor distancia de esos rasgos, eltamaño de los bloques del reticulado aumentahasta alcanzar las dimensiones habituales de unmodelo FFM. El costo de utilizar LGRs puedeimplicar un incremento significativo del tiempocomputacional en ciertos casos.

Otra forma de examinar los efectos del bloquede gas condensado consiste en utilizar un modelocompuesto de un solo pozo. En muchos casos, lasimetría radial permite tratar un pozo en unmodelo bidimensional, utilizando las dimensio-nes de altura y distancia radial. Los bloques delreticulado más cercanos al pozo son pequeños yaque miden nominalmente medio pie [unos 15 cm]en la dirección radial. La dimensión radialaumenta con cada bloque del reticulado a medidaque se incrementa la distancia al pozo, hasta quealcanza un tamaño máximo que se utiliza para elresto del modelo. El reticulado de alta resoluciónprovee buena definición donde el flujo es máximoy el comportamiento de la saturación de la for-mación es más complejo. Las fuerzas capilares,viscosas e inerciales pueden modelarse correcta-mente. Lejos del pozo, las condiciones de presióny flujo pueden tomarse de un modelo FFM y apli-carse como condiciones de borde.

A veces, las operaciones de simulación deyacimientos de gas condensado pueden realizar-se utilizando un modelo de petróleo negro. Este

tipo de modelo asume que sólo hay dos compo-nentes de hidrocarburos en el fluido; es decirpetróleo y gas, y permite cierto grado de mezcladel gas en el petróleo que depende de la presión.Este modelo resulta inadecuado cuando las com-posiciones cambian significativamente con eltiempo, por ejemplo, a través de la inyección degas o cuando el gradiente composicional es signi-ficativo. En esos casos, es necesario un modelocomposicional con varios componentes de hidro-carburos. Además, algunos modelos de petróleonegro no incluyen los efectos del número capilar,que son importantes para determinar la produc-tividad de los pozos.

Otra forma de dar cuenta de la presencia deun bloque de condensado en un modelo decampo completo es a través de la utilización depseudo-presiones. La ecuación para el flujo degas desde un yacimiento hacia un pozo puedeexpresarse en términos de una pseudo-presión.Mediante el tratamiento independiente de lastres regiones descriptas anteriormente—flujobifásico cerca del pozo, flujo de gas seguido desegregación de condensado y flujo de gas mono-fásico lejos del pozo—es posible calcular la pseu-do-presión a partir de la relación gas/petróleo deproducción, las propiedades PVT del fluido y laspermeabilidades relativas al gas y el petróleo.29

Como se analizó previamente, la condición deexpansión de la composición constante en la pri-mera región simplifica las relaciones entre laspermeabilidades relativas. Este método que utili-za pseudo-presiones agrega poco tiempo a lacarrera de un modelo FFM.

23. Ter-Sarkisov RM, Zakharov FF, Gurlenov YM, Levitskii KOy Shirokov AN: Monitoring the Development of Gas-Condensate Fields Subjected to Dry Gas Injection.Geophysical and Flow-Test Methods. Moscú: Nedra,2001 (en Ruso).Dolgushin NV (ed): Scientific Problems and Prospects ofthe Petroleum Industry in Northwest Russia, Part 2: TheDevelopment and Operation of Fields, ComprehensiveFormation and Well Tests and Logs, A Scientific andTechnical Collection. Ukhta: SeverNIPIgaz, 2005 (enRuso).Vyakhirev et al, referencia 20.Ter-Sarkisov et al, referencia 21.Ter-Sarkisov, referencia 19.

24. Para ver un estudio de laboratorio de inyección demetano en núcleos con saturación de condensado,consulte: Al-Anazi HA, Sharma MM y Pope G:“Revaporization of Condensate with Methane Flood,”artículo de la SPE 90860, presentado en la ConferenciaInternacional del Petróleo de la SPE, Puebla, México, 8 al 9 de noviembre de 2004.

25. Dolgushin, referencia 23.26. Vyakhirev et al, referencia 20.27. Dolgushin, referencia 23.28. Gritsenko AI, Ter-Sarkisov RM, Shandrygin AN y Poduyk

VG: Methods of Increase of Gas Condensate WellProductivity. Moscú: Nedra, 1997 (en Ruso).Vyakhirev et al, referencia 20.La densidad de la mezcla de solvente es 553 kg/m3.

29. Fevang y Whitson, referencia 11.

> Cambios producidos en la productividad del pozo como resultado de lainyección de etano y propano, seguidos de gas seco. La diferencia de loscuadrados de la presión del yacimiento, PYacimiento, y la presión de fondo depozo, PFondo de pozo, a medida que aumenta la tasa de flujo (gasto) propor-ciona una medida de la productividad. Antes del tratamiento (azul), el pozorequería para producir una diferencia de presión mayor que la necesariadespués del tratamiento (rojo). A los cuatro meses del tratamiento, laproductividad se había reducido levemente (verde), pero seguía siendosignificativamente mejor que antes del mismo.

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Producción mixta de gas condensado, miles de m3/d

Los métodos que emplean pseudo-presionestambién han sido implementados en formato dehoja de cálculo.30 Estas hojas de cálculo asumenun yacimiento homogéneo y un modelo de petró-leo negro simple y proveen predicciones rápidasque pueden utilizarse cuando se necesitan mu-chas carreras de sensibilidad. Un método semi-analítico similar se combinó con los efectos delflujo no darciano y la estratificación de la perme-abilidad. Las comparaciones realizadas utilizan-do un simulador composicional con un reticuladode alta resolución demostraron que el métodosemianalítico capturaba con precisión todos losefectos de la región vecina al pozo y resultaba

fácil de encastrar en un modelo FFM sin incre-mentar básicamente el tiempo computacional.31

Modelado del comportamiento en las adyacencias de una fracturaPara determinar la efectividad de un tratamientode fracturamiento en el Campo SW Rugeley, situa-do en el sur de Texas, EUA, se recurrió a una simu-lación de yacimientos. Este campo produce gascondensado de la arenisca Frío de baja permeabi-lidad—aproximadamente 1 mD. Uno de sus pozos,perforado y terminado por Wagner & Brown, fuefracturado inicialmente en forma hidráulica perouna rápida declinación de la productividad condu-

jo a la compañía a refracturar la formación unostres meses más tarde, en junio de 2002. La pro-ductividad luego continuó declinando en losmeses siguientes. La presión de flujo en las mejo-ró, pero inmediaciones del pozo era inferior a lapresión del punto de rocío, de manera que la com-pañía investigó la acumulación de la saturación decondensado en las adyacencias de una fractura.

Los ingenieros de Schlumberger desarrolla-ron un modelo compuesto de un solo pozo, radial-mente simétrico y homogéneo. Este modelo sim-ple demostró que el bloque de condensado podíaconducir a una rápida caída de la productividad.Además constituyó una forma de controlar rápi-damente el impacto de la reducción de la perme-abilidad, debida a la compactación causada porla declinación de la presión.

Con estos resultados a mano, Wagner &Brown solicitó que Schlumberger desarrollara unmodelo de yacimiento más detallado, utilizandoel programa de simulación de yacimientosECLIPSE 300 (arriba). El modelo se refinómediante un ajuste histórico con el régimen de

26 Oilfield Review

Fractura Pozo

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5Datos de campoSimulación

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Historia de producciónModelo sin fractura

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> Ajuste histórico del modelo del Campo SW Rugeley con una fractura hidráulica. El modelo ECLIPSE 300 de un pozo en la arenisca Frío posee pequeñasretículas alrededor del pozo y a lo largo de la fractura (extremo superior izquierdo). También se colocaron retículas más pequeñas en los extremos de lafractura. La historia de producción de gas del campo se ajustó con la simulación (extremo superior derecho), proveyendo buenos resultados para la pro-ducción de condensado (extremo inferior derecho). Los cambios producidos en la producción después de la operación de fracturamiento hidráulico sedebieron a la limpieza de la fractura y a los cambios de presión en las líneas de flujo. El modelo indicó que la presión de yacimiento promedio cayó pordebajo de la presión del punto de rocío de 6,269 lpc durante este período de producción (extremo inferior izquierdo).

> Efecto de la fractura hidráulica. La nueva carrera del modelo del pozo dela arenisca Frío sin fractura generó una curva simple de declinación de laproducción, lo que indicó que un incremento significativo de la productivi-dad podía atribuirse a una fractura inducida.

30. Mott R: “Engineering Calculations of Gas-Condensate-Well Productivity,” SPE Reservoir Evaluation &Engineering 6, no. 5 (Octubre de 2003): 298–306.

31. Chowdhury N, Sharma R, Pope GA y Sepehrnoori K: “ASemi-Analytical Method to Predict Well Deliverability inGas-Condensate Reservoirs,” artículo de la SPE 90320,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

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Primavera de 2006 27

< Formación del bloque de condensado alrededorde una fractura en la arenisca Frío. Para cadaincremento de tiempo, los resultados del modeloindican la declinación de la presión (extremosuperior), la saturación del condensado (centro)y la permeabilidad relativa al gas (extremo infe-rior). Los primeros dos incrementos de tiempo, enjulio de 2002 (izquierda), se centran en la proxi-midad inmediata de la fractura y los últimos tresincrementos de tiempo (abajo) muestran una vistamás amplia de todo el área del modelo. Lapresión declina rápidamente a lo largo de lafractura (extremo superior izquierdo). El perfil depunto de rocío aproximado (curvas ovales) seexpande hacia afuera de la fractura. La bajapermeabilidad del gas alrededor de la fracturaen los incrementos de tiempo posteriores indicala formación del bloque de condensado.

producción de gas, que además proporcionó unabuena correlación con la producción de conden-sado. La caída de presión en la fractura indujo elincremento de la saturación del condensado a lolargo de la fractura (izquierda). La presión deyacimiento promedio cayó por debajo de la pre-sión del punto de rocío de 6,269 lpc [43.22 MPa]durante el período modelado.

Con un buen ajuste histórico, Wagner &Brown pudo determinar si la fractura proporcio-naba beneficios significativos en términos deproductividad. El modelo volvió a correrse sin lafractura, lo que se tradujo en una curva de pro-ducción que continuó la tasa de declinación pre-via (página anterior, abajo). La diferencia entre

el caso no fracturado y la producción medidaindica el éxito de la operación de fracturamiento.A lo largo de un período de siete meses, la pro-ducción acumulada atribuida a la operación defracturamiento fue de 7.25 millones de m3 [256millones de pies3] de gas y 2,430 m3 [15,300 bbl]de condensado. Este estudio de modelado verifi-có el éxito de una aplicación de campo.

Aplicación de las mejores prácticasChevron finalizó recientemente un estudio decinco yacimientos de gas condensado que seencuentran en distintas fases de desarrollo. Elobjetivo era transferir las mejores prácticasentre los distintos equipos de desarrollo.

Uno de los campos del estudio, un yacimientodel Mar del Norte, corresponde a una turbiditamarina con un intervalo productivo total de másde 120 m [400 pies] de espesor. La permeabilidadpromedio del yacimiento oscila entre 10 y 15 mD,con una porosidad promedio del 15%. La presiónde yacimiento original de 6,000 lpc [41.4 MPa]está unos cientos de lpc [algunos Mpa] por enci-ma de la presión del punto de rocío, si bien elpunto de rocío varía de este a oeste.32

La presión de fondo de pozo se encontrabapor debajo del punto de rocío desde el comienzode la producción. La relación gas/condensadooscilaba entre 393 m3 por millón de m3 [70 bbl

por millón de pies3] en el este y 618 m3 por millónde m3 [110 bbl por millón de pies3] en el oeste.Algunos pozos experimentaron una reducción dela productividad de aproximadamente 80%, pro-ducida en su mayor parte al comienzo de la pro-ducción.

Chevron adoptó un procedimiento gradualpara comprender el comportamiento del gas con-densado del campo y realizar un ajuste históricodel mismo. El operador seleccionó los núcleosque abarcaban el rango de permeabilidad y poro-sidad del campo y los fluidos que simulaban elcomportamiento de los fluidos de yacimiento—ellíquido se condensa como una función de la pre-sión, la viscosidad y la tensión interfacial—atemperatura más baja. La compañía midió la per-meabilidad relativa a lo largo de un rango de con-diciones de flujo y ajustó esos datos a variosmodelos de permeabilidad relativa para utilizar-los en los simuladores.

Se utilizó una hoja de cálculo en la que seaplicó un método analítico de pseudo-presionespara calcular la productividad. El cálculo demos-tró que el índice de productividad (IP) se redujode aproximadamente 33 a aproximadamente 6mil m3/d/kPa [80 a 15 mil pies3/d/lpc], con lapoca diferencia basada en la presión de fondo depozo hasta las últimas etapas de la vida producti-va del campo (arriba).

Se realizó una operación detallada de simula-ción del flujo composicional, compuesta de unsolo pozo, utilizando el simulador de yacimientosCHEARS de Chevron con geología realista. Lascondiciones de borde de campo lejano se obtu-vieron de un modelo de campo completo. Lasimulación respetó las prácticas de producciónde pozos y el agotamiento diferencial del campo.Las predicciones proporcionaron un buen ajustecon los resultados de tres pozos verticales y unpozo inclinado (próxima página).

Este estudio condujo a la implementación devarias iniciativas en el campo. El tratamiento defracturamiento hidráulico para mejorar la pro-ductividad constituye un esfuerzo activo en estecampo, de manera que se están utilizando estosmodelos para comprender mejor la efectividadde las fracturas. Además, las lecciones aprendi-das en este campo en lo referente al impacto delbloque de condensado, han sido utilizadas exten-sivamente en la planeación de pozos de nuevosproyectos en otros campos de gas condensado.

Una alteración fundamentalEl alto precio registrado por el gas natural en losmercados de todo el mundo en los últimos añosha despertado interés en el desarrollo de los yaci-mientos de gas. Las compañías procuran hallarnuevas formas de optimizar sus recursos de gascondensado.

Los tratamientos de fracturamiento hidráuli-co pueden mitigar el efecto del bloque de con-densado, pero no eliminan la acumulación decondensado en áreas en las que la presión en laformación está por debajo del punto de rocío. Lainyección de gas seco y solvente permite movili-zar cierto condensado, pero el perfil de satura-ción de líquido cerca de un pozo productor sevuelve a formar y el efecto del bloque aparecenuevamente.

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32. Ayyalasomayajula P, Silpngarmlers N y Kamath J: “WellDeliverability Predictions for a Low Permeability GasCondensate Reservoir,” artículo de la SPE 95529,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

33. Fahes M y Firoozabadi A: “Wettability Alteration toIntermediate Gas-Wetting in Gas/Condensate Reservoirs at High Temperatures,” artículo de la SPE96184, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

34. Kumar V, Pope G y Sharma M: “Improving Gas andCondensate Relative Permeability Using ChemicalTreatments,” artículo de la SPE 100529, a ser presentadoen el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE, Calgary,15 al 18 de mayo de 2006.

> Resultados de un modelo de hoja de cálculo para un pozo del Mar del Norte. Un modelo homogéneode un solo pozo, construido con la ayuda de una simple hoja de cálculo, proporcionó una forma deexaminar rápidamente diferentes efectos. Por ejemplo, la presión de fondo de pozo produjo pocoefecto sobre el índice de productividad (IP) del gas.

Primavera de 2006 29

Se están examinando nuevas alternativas enlos laboratorios. Por ejemplo, algunos estudios sehan concentrado en descubrir formas de preve-nir la acumulación de fluidos mediante la altera-ción de la mojabilidad de la roca yacimiento.

Si bien las superficies de minerales talescomo el cuarzo, la calcita y la dolomía exhibenmayor mojabilidad a los líquidos que al gas; haysólidos que muestran mojabilidad al gas. En par-ticular, los compuestos fluorinados tales como lassuperficies de teflón son humedecidas por el gas.Por ese motivo, se han utilizado solventes fluori-nados para alterar la mojabilidad de los núcleos.Los resultados reportados recientemente en con-diciones de alta temperatura—140°C [284°F]—típicas de los yacimientos de gas condensado,indicaron una marcada inversión de la mojabili-dad en un sistema de gas-agua-roca yacimiento,pero el éxito fue menor en un sistema de gas-petróleo-roca yacimiento.33

Los investigadores de la Universidad de Texasen Austin realizaron pruebas de laboratorio utili-zando surfactantes a base de fluorocarburo 3M.34

Los resultados en núcleos de yacimientos blo-queados con condensado indican que los valoresde permeabilidad relativa al gas y el condensadoprácticamente se duplicaron después del trata-miento. En base a estos prometedores datos delaboratorio, es probable que Chevron pruebe estetratamiento en un pozo bloqueado con gas con-densado en algún momento del año 2006. Los tra-tamientos de este tipo deben comprobarse en elcampo bajo una diversidad de condiciones paradesarrollar y comprobar la tecnología completa-mente. Si la tecnología resulta finalmente exito-sa, los costos de los surfactantes utilizados en eltratamiento serán muy pequeños comparadoscon los beneficios de incrementar los regímenesde producción de gas y condensado.

La alteración que estos solventes producenen la roca encara una de las causas fundamenta-les de la formación de bloques de condensado: laacumulación capilar de líquido debido a la prefe-rencia de la roca en términos de mojabilidad. Laprevención de la acumulación de líquido reduceel problema de restricción de la producción, demanera de lograr un régimen de producción ele-vado. —MAA

> Resultados de una operación de simulación de un solo pozo. El simuladorarrojó un buen ajuste tanto con el IP del gas (extremo superior) como con lapresión de fondo de pozo (centro) para determinar el comportamiento en unpozo del Mar del Norte. Las diferentes propiedades de las capas se tradu-jeron en diferentes grados de incremento de la saturación de condensado(extremo inferior).

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Abderrahmane Boumali Sonatrach Argel, Argelia

Mark E. Brady Doha, Qatar

Erik Ferdiansyah Santhana Kumar Stan van Gisbergen Petroleum Development OmanMuscat, Omán

Tom Kavanagh Sharjah, Emiratos Árabes Unidos

Avel Z. Ortiz Sugar Land, Texas, EUA

Richard A. Ortiz BP Sharjah Oil CompanySharjah, Emiratos Árabes Unidos

Arun Pandey Muscat, Omán

Doug Pipchuk Calgary, Canadá

Stuart Wilson Moscú, Rusia

Muchas compañías operadoras se están vol-cando a efectuar operaciones a través de latubería de producción, u operaciones concéntri-cas, para resolver problemas de produccióncomplejos y satisfacer los exigentes desafíos queplantean las operaciones de intervención oreterminación de pozos. La pronunciada decli-nación de los volúmenes de producción y elreemplazo insuficiente de las reservas de pe-tróleo y gas han obligado a los operadores areexaminar las estrategias de desarrollo de cam-pos y los esfuerzos de manejo de yacimientos.Los responsables del manejo de los activos delas compañías necesitan cada vez más optimizarel desempeño tanto de los pozos nuevos como delos pozos existentes para satisfacer la demandaglobal de petróleo.

Las sartas largas de tubería de acero de diá-metro relativamente pequeño, o tubería flexible,pueden movilizarse rápidamente para perforarpozos nuevos o pozos de re-entrada a través delos tubulares existentes. Esta tecnología tam-bién se utiliza para realizar operaciones determinación iniciales, operaciones de inter-vención y reparación de pozos con fines deremediación, u operaciones de reterminación.En comparación con la perforación rotativa con-vencional, los equipos de reparación de pozos ylas unidades para entubar pozos presurizados, latubería flexible enrollada en un carrete para sutransporte y el equipo de superficie necesariopara su despliegue e inserción en el pozo, ofre-cen numerosas ventajas.

El incremento de la eficiencia es el resultadodel despliegue y recuperación continuos de la

tubería en pozos presurizados o “activos” sin nece-sidad de controlar o matar el pozo. Además, no esnecesario extraer los tubulares de producción delpozo y ejecutar operaciones de fondo de pozo vol-viendo a bajar los tramos individuales de una sartade servicio convencional con conexiones roscadas.

La flexibilidad de poder trabajar con el pozopresurizado y la capacidad única de bombear flui-dos en cualquier momento, independientementede la profundidad o de la dirección de viaje de latubería flexible en un pozo, ofrecen ventajas cla-ras y versatilidad operacional. En comparacióncon las operaciones con cable o línea de acero, latubería flexible provee capacidades de carga rela-tivamente grandes en pozos verticales másprofundos y de alto ángulo y mayor capacidad detracción, o sobretracción, en el fondo del pozo.

Estas capacidades facilitan las operacionesde limpieza de pozos; las operaciones de limpiezapor chorro, o la extracción de fluidos de pozoscon gases inertes o fluidos más livianos; los trata-mientos de estimulación ácida o de estimulaciónpor fracturamiento hidráulico; los tratamientosde consolidación o de control de la producciónde arena, las operaciones de cementación, pescao fresado y las operaciones de perforación direc-cional tanto como las de perforación de pozos encondiciones de bajo balance. La instalación delíneas eléctricas, cables de transmisión de datos,o cables de alimentación en el interior de las sar-tas de tubería flexible permite la adquisición deregistros de pozos en tiempo real, el monitoreo ycontrol de fondo de pozo, la adquisición de medi-ciones durante la perforación y la operación debombas eléctricas sumergibles.1

Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozos

Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, las operaciones de re-entrada de per-

foración, estimulación de yacimientos y reterminación de pozos a menudo deben

ejecutarse sin equipos de perforación rotativos o equipos de reparación de pozos

convencionales. La utilización de tubería flexible permite que se lleven a cabo ope-

raciones de remediación de pozos presurizados o “activos” sin extraer los tubulares

del pozo. La cooperación entre los operadores y los proveedores de esta tecnología

continúa aportando herramientas y técnicas que mejoran la productividad tanto en

campos nuevos como en campos maduros.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Fardin Ali Neyaei, Ruwi, Omán, y a AllanLesinszki, Talisman Energy Company, Calgary, Alberta,Canadá.Blaster MLT, CoilFLATE, DepthLOG, Discovery MLT, Jet Blaster, NODAL y Secure son marcas de Schlumberger.

Primavera de 2006 31

Utilizando sistemas de fondo de pozo específi-cos para cada aplicación, las operacionesconcéntricas con tubería flexible están ayudandoa los operadores a incrementar la productividadde los pozos y los campos petroleros a lo largo detodo el ciclo de vida de los yacimientos producti-vos. Incluso en condiciones económicas adversasy en ambientes operativos subterráneos riguro-sos, el empleo de tubería flexible facilita la

ejecución de operaciones de intervención efica-ces desde el punto de vista de sus costos quepermiten optimizar la producción de hidrocarbu-ros, incrementar la recuperación de reservas delos yacimientos y mejorar sustancialmente larentabilidad de los campos petroleros.

La tubería flexible constituye una alternativaviable para maximizar la rentabilidad en muchasaplicaciones demandantes que deben llevarse a

1. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y StephensD: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,no. 4 (Octubre de 1994): 9–23.Ackert D, Beardsell M, Corrigan M y Newman K: “TheCoiled Tubing Revolution,” Oilfield Review 1, no. 3(Octubre de 1989): 4–16.Blount CG: “La revolución de la tubería flexiblecontinúa,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 1.Afghoul AC, Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, LimaJ, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tuberíaflexible: La próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1(Verano de 2004): 40–61.

cabo sin equipos de perforación rotativos o equi-pos de reparación de pozos. Los nuevos sistemasintegrados y las innovadoras combinaciones deherramientas y técnicas han sido la clave del éxitoobtenido recientemente con el empleo de tuberíaflexible en diversas aplicaciones especiales.

Este artículo comienza con una revisión delos equipos de tubería flexible y las prácticas quese realizan con dichos equipos para efectuar ope-raciones de perforación en condiciones de bajobalance en Medio Oriente. Luego presentamosun nuevo sistema de fondo de pozo que se utilizópara localizar y estimular los ramales lateralesindividuales de diversos pozos multilaterales deCanadá. A continuación de ese análisis se pre-senta un ejemplo de Argelia que demuestra elaislamiento y estimulación selectivos de interva-los estrechamente espaciados. El artículoconcluye con la presentación de una metodologíade ejecución de operaciones múltiples a travésde la tubería de producción mediante una solaoperación de montaje en la localización del pozo.

Re-entrada de perforación en condiciones de bajo balanceEl Campo Sajaa de los Emiratos Árabes Unidos(UAE) produce de un yacimiento carbonatadoprofundo de baja presión. Amoco, ahora BP, per-foró los primeros pozos de este prolífico campode gas a comienzos de la década de 1980. Laactividad de desarrollo inicial implicó la perfora-ción de unos 40 pozos verticales en condicionesde sobrebalance, utilizando equipos de perfora-ción rotativos convencionales. Posteriormente,muchos de estos pozos fueron reterminados contuberías de revestimiento cortas de 7 pulgadasconectadas a la superficie y tuberías de produc-ción de 5 pulgadas sin empacadores de fondo(izquierda).

Durante la década de 1990, BP Sharjah deci-dió desviar la trayectoria de algunos de estospozos utilizando equipos de perforación rotati-vos y técnicas de perforación aptas paracondiciones de bajo balance. En forma másreciente, esta experiencia resultó de utilidaddurante la planeación e implementación de unanueva campaña de perforación de pozos derelleno. Ante la declinación de la presión delyacimiento y la productividad de los pozos, BPdecidió ir tras las reservas almacenadas en áreasque no estaban siendo drenadas efectivamentepor los pozos originales.

Un equipo de profesionales de BP a cargo delas operaciones del Talud Norte de Alaska y gru-pos de ingeniería y operaciones de HoustonEngineering Technical Practices (ETP), UK ETP,Sunbury Research y Sharjah evaluaron diversosmétodos de perforación mediante re-entradas en

32 Oilfield Review

ÁFRICA

EUROPA

ARABIA SAUDITA

QATAR

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

Dubai

Campo Sajaa

IRÁN

OMÁN

Tub. de revest. de30 pulg a 100 pies

Tub. de revest. de133⁄4 pulg a 6,000 pies

Tub. de revest. de95⁄8 pulg. a 11,000 pies

Empacador de7 pulgadas a 12,000 pies

Tub. de prod. de 5 pulg

Cuña de desviación de 7 pulgBarrena de6 pulgadas

Motor de43⁄4 pulgadas

Sarta de perf. de 31⁄2 pulg

Tub. de revest. de7 pulg a 14,000 pies

Tub. de revest. de20 pulg a 600 pies

> Configuración de pozo típica en el campo de gas Sajaa situado en MedioOriente. BP Sharjah Oil Company inició operaciones de re-entrada de perfora-ción en condiciones de bajo balance con tubería flexible en pozos del campode gas Sajaa situado en los Emiratos Árabes Unidos (extremo superior). La ma-yoría de estos pozos habían sido reterminados con tuberías de revestimiento de 7 pulgadas cementadas y conectadas a la superficie y tubería de producciónde 5 pulgadas (extremo inferior izquierdo). En la década de 1990, se reingresóen algunos pozos para perforar desviaciones laterales con equipos de perfo-ración rotativos convencionales y técnicas de perforación en condiciones debajo balance (extremo inferior derecho).

Primavera de 2006 33

condiciones de bajo balance, llegando a la conclu-sión de que la tubería flexible representaba lamejor opción. En marzo de 2003, BP Sharjahcomenzó a perforar pozos de re-entrada multila-terales desde los pozos existentes utilizandotubería flexible para las operaciones en condicio-nes de bajo balance.2

El equipo de BP optó por una tubería flexiblede 23⁄8 pulgadas de diámetro exterior (OD, por sussiglas en inglés) con una línea eléctrica internacomo medio de transmisión continua de datos ymediciones de fondo de pozo a la superficie. Ini-cialmente, BP utilizó un tubo cuya pared teníaun espesor uniforme, su límite elástico era de80,000 lpc [552 MPa] y cuyos extremos podíanintercambiarse, o invertirse, en el carrete paraprolongar la vida útil de la sarta. El diseño deesta sarta evolucionó para convertirse en untubo de espesor variable, con un límite elásticoalto de 90,000 lpc [620 MPa] y suficiente resis-tencia al ácido sulfhídrico [H2S]. La profundidaden pies que podía perforarse con estas sartas deespesor variable se consideraba aceptable, sibien las sartas de este tipo no podían invertirse.

Las sartas de espesor variable minimizan lascargas sobre el cabezal del inyector de superfi-cie, reducen los pesos de la sarta al levantardurante el desarrollo de las operaciones norma-les y aumentan la sobretracción disponible, en elfondo del pozo, en situaciones de atascamientode tuberías. En comparación con las sartas deparedes uniformes, se dispone de menos pesosobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés)para las operaciones de perforación; sinembargo, esto no ha constituido una desventajadebido a la presencia de formaciones relativa-mente blandas en esta área y gracias al éxito delos esfuerzos de optimización del desempeño delas barrenas.

La mayoría de los pozos laterales son de lon-gitud limitada porque el peso de la sarta allevantar en la profundidad final (TD, por sussiglas en inglés) se vuelve demasiado grande, nopor el WOB limitado. Además, la perforación depozos laterales más largos puede ser restringidadebido al incremento de las caídas de presiónpor fricción que tiene lugar durante la perfora-ción, lo que produce una densidad de circulaciónequivalente más elevada y un grado de sobre-balance en la barrena que las formaciones nopueden tolerar.

Una torre de perforación con tubería flexible,construida específicamente para las operacionesdel Campo Sajaa, soportaba el inyector de latubería flexible; la cabeza de pozo y el conjunto

de preventores de reventón (BOP, por sus siglasen inglés) soportaban el peso de la sarta detubería flexible (abajo).

2. Kavanagh T, Pruitt R, Reynolds M, Ortiz R, Shotenski M,Coe R, Davis P y Bergum R: “Underbalanced CoiledTubing Drilling Practices in a Deep, Low-Pressure GasReservoir,” artículo IPTC-10308-PP, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 10 al 12 de octubre de 2005.

Preventor de corte/sello de 23⁄8 pulg

Preventor anular de 71⁄16 pulg

Preventor de tubería/desplazamiento invertido de 3 pulg

Preventor de tubería/desplazamiento de 3 pulg

Preventor de tubería/desplazamiento de 23⁄8 pulg

Válvulas

Preventor de tubería/desplazamiento de 23⁄8 pulg

Preventor de corte/sello de 23⁄8 pulg

> Equipo de superficie para tubería flexible en el Campo Sajaa. Schlumbergerconstruyó una torre de perforación con tubería flexible de cuatro piezas, es-pecíficamente diseñada para el proyecto Sajaa (extremo superior). Esta estruc-tura modular soporta sólo el cabezal del inyector. Si bien fue diseñada paratolerar los vientos más intensos asociados con las tormentas de arena, supeso es liviano para facilitar su transporte y montaje. El conjunto de preven-tores de reventón (BOP) (extremo inferior)—que asegura barreras de presiónduales en todo momento—y la cabeza de pozo, soportan el peso de la sartade tubería flexible.

Los pisos de maniobras de la torre se ubica-ron de modo de facilitar el acceso a los sistemasBOP, que proveen barreras dobles durante eldespliegue de las herramientas en pozos presu-rizados y en operaciones de perforación encondiciones de bajo balance. El sistema BOPofrece además dos barreras mecánicas durantela ocurrencia de eventos no rutinarios, talescomo fallas del sello del elastómero o fugas enlas esclusas de las válvulas BOP, y otras eventua-lidades secundarias.

Un múltiple (manifold) de estranguladoresaccionado hidráulicamente, ubicado en la líneade retorno del fluido de perforación, controla elflujo del pozo y la presión de fondo durante lasoperaciones de perforación. Este múltiple estáprovisto de válvulas de aislamiento redundantespara que cada uno de los dos estranguladoresmantenga un flujo constante aunque uno de loslados se obture o se vuelva inoperable. Todas lascontingencias de perforación y las situacionesde control de pozos comunes que se produjeron,fueron manejadas en forma segura utilizandoestos sistemas de superficie.

Si el gas se dirigía directamente a la línea deconducción, la alta presión presente en la líneapodía impedir la ejecución de operaciones encondiciones de bajo balance en muchos de lospozos del Campo Sajaa. En consecuencia, el gasproducido en los fluidos de retorno se envía a unsistema de antorcha vertical o a un sistema decompresión. El envío del gas a la planta de pro-

34 Oilfield Review

< Conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus siglasen inglés) con tubería flexible para las operacio-nes de perforación en condiciones de bajo ba-lance llevadas a cabo en los Emiratos ÁrabesUnidos. El BHA utilizado para las operaciones dere-entrada de perforación en condiciones debajo balance en el Campo Sajaa incluye dos vál-vulas esféricas superiores y dos válvulas esfé-ricas inferiores para aislar tanto la presión delpozo como la presión de la tubería flexible. Estoelimina la necesidad de purgar la presión internade la tubería flexible cada vez que se arma odesarma el BHA. Además, incluye sensores paraadquirir mediciones de presión interna y externa,temperatura externa, peso sobre la barrena(WOB, por sus siglas en inglés), vibraciones late-rales y vibraciones por atascamiento-desliza-miento, mediciones del detector de collarines dela tubería de revestimiento (CCL, por sus siglasen inglés), azimut direccional e inclinación yrayos gamma. Baker Hughes Inteq coloca loscomponentes electrónicos en el BHA, lo máslejos posible del motor de perforación con aire(ADM, por sus siglas en inglés) de fondo, de 27⁄8 pulgadas. Además, BP utiliza ahora unabarrena de un compuesto policristalino de dia-mante (PDC, por sus siglas en inglés) de 33⁄4 pul-gadas en lugar de una barrena de PDC bicéntricade 41⁄8pulgadas para reducir las vibraciones defondo de pozo y las fallas del BHA relacionadas.

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cesamiento del Campo Sajaa durante la perfora-ción minimiza el volumen de producción perdidao diferida.

El conjunto de fondo de pozo (BHA, por sussiglas en inglés) para las operaciones de perfora-ción en condiciones de bajo balance es unarreglo de instrumentos cableados con un OD de3 pulgadas, alimentado con energía desde lasuperficie a través de una línea eléctrica quepasa por el interior de la tubería flexible (páginaanterior). Este BHA incluye dos válvulas esféri-cas superiores y dos válvulas esféricas inferioresque pueden aislar tanto la presión del pozocomo la presión de la tubería flexible. Las válvu-las superiores eliminan la necesidad de purgar

la presión de la tubería flexible cada vez que searma o desarma un BHA.

Un sistema de transmisión de datos de fondode pozo efectúa mediciones de presión, tempera-tura, WOB, vibraciones laterales y vibracionespor atascamiento-deslizamiento, rayos gamma,detección de collarines de la tubería de revesti-miento, azimut e inclinación. BP también hautilizado una herramienta de adquisición deregistros de resistividad con múltiples profundi-dades de investigación durante la perforación dealgunos pozos.

Para reducir las fallas relacionadas con lasvibraciones, Baker Hughes Inteq trasladó loscomponentes electrónicos del BHA fuera del

motor de fondo y reemplazó las barrenas bicéntri-cas de un compuesto policristalino de diamante(PDC, por sus siglas en inglés) de 41⁄8 pulgadas porbarrenas de PDC de 33⁄4 pulgadas. Las nuevasbarrenas proporcionaron mayor velocidad depenetración (ROP, por sus siglas en inglés) ymenos vibración sin impactar adversamente eltamaño y la productividad del pozo. Los ingenie-ros también monitorearon atentamente lasvibraciones laterales y axiales y redujeron losregímenes de inyección para minimizar lasvibraciones del BHA durante los viajes de lim-pieza del pozo.

Estas medidas redujeron las fallas del BHA,causadas por el exceso de vibraciones durante laperforación con flujo bifásico gas-líquido. Ahora,un BHA puede operar entre varios días y más deuna semana por vez. BP utiliza un motor de per-foración con aire (ADM, por sus siglas en inglés)de 27⁄8 pulgadas con excelentes antecedentes dedesempeño, de manera que las fallas del motor sonexcepcionales. BP y Baker Hughes Inteq optimi-zaron el espacio entre el rotor y el estator y losmateriales utilizados en estos motores paraextender la vida operativa del motor ADM bajocondiciones de pozo rigurosas. La carrera delmotor más larga registrada hasta la fecha durómás de 12 días y se perforaron 2,975 m [9,763 pies].

BP perfora en condiciones de bajo balanceutilizando nitrógeno [N2] y agua dulce con unreductor de fricción biodegradable para reducirlos pesos de la sarta al levantar y las presionesde bombeo. Habitualmente, BP, mediante opera-ciones de re-entrada en pozos existentes,perfora tres o más tramos laterales de aproxima-damente 914 m [3,000 pies] de longitud cadauno, a través de una sola ventana de salida cor-tada en la tubería de revestimiento (izquierda).

El fresado de las ventanas con cuñas de des-viación inflables bajadas a través de la tubería deproducción constituyó la parte más desafiante deeste proyecto y la que experimentó más mejoras.Las técnicas de fresado optimizadas se tradujeronen mejores ventanas de salida cortadas en latubería de revestimiento para facilitar el pasajede las barrenas de PDC de 33⁄4 pulgadas. BP desa-rrolló también una cápsula de resina moldeada,que se desintegra a los pocos minutos de iniciadala perforación para guiar las barrenas a través dela ventana de la tubería de revestimiento.

El BHA para este proyecto fue diseñado paraperforar en agujeros descubiertos y no podríasobrevivir por mucho tiempo bajo las vibracionesseveras producidas por el fresado de las venta-nas utilizando líquido y gas. Por lo tanto, BPinicialmente realizaba las operaciones de fre-sado con líquidos monofásicos; sin embargo, estoa menudo producía la pérdida de grandes volú-

Pozo principal

Lateral 1

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Lateral 2

Lateral 3

Tubería de producción de 5 pulg

Tubería flexible de 23⁄8 pulg

BHA de 3 pulg

ADM de 27⁄8 pulg

Barrena dePDC de 33⁄4 pulg

Empacador de 7 pulg

Cuña de desviaciónexpansible bajada a travésde la tubería de producción

> Re-entrada de perforación de tramos laterales en el Campo Sajaa. BP colocóuna cuña de desviación por encima de los disparos o de las secciones deagujero descubierto existentes para permitir el fresado de una ventana de sa-lida en la tubería de revestimiento de 7 pulgadas del pozo principal, por debajodel extremo de la tubería de producción. Los planes demandaban la perfora-ción de al menos tres tramos laterales horizontales en cada pozo, mediantela utilización de técnicas de tubería flexible y perforación en condiciones debajo balance.

menes de agua en la formación. En algunos pozos,las pérdidas excesivas dificultaban el restableci-miento del flujo del pozo y de las condiciones debajo balance a la hora de iniciar la perforación depozos de re-entrada porque la formación adya-cente estaba saturada, o cargada, de agua.

En los pozos que no toleran pérdidas defluido excesivas, BP fresa las ventanas en lastuberías de revestimiento utilizando fluidos deperforación bifásicos gas-líquido y barrenas dePDC diseñadas específicamente para procesosde fresado sin componentes electrónicos en elBHA. BP ha fresado con éxito cinco ventanas de3.8 pulgadas en condiciones de bajo balance, uti-lizando fluidos bifásicos sin sensores de presiónde fondo de pozo.

BP cierra los pozos antes de movilizar la uni-dad de tubería flexible para permitir que seincremente la presión en la zona vecina al pozo.Los intervalos de presión extremadamente bajarequieren períodos de cierre más prolongadospara que se alcancen y mantengan las condicio-nes de bajo balance. De esta manera, la presióndel yacimiento disponible se conserva el mayortiempo posible durante la perforación. Conformeavanza la perforación lateral y se incrementanlas caídas de presión por fricción, se debeencontrar presión de yacimiento adicional paragarantizar las condiciones de bajo balance.

En zonas del yacimiento con presiones másaltas, BP mantiene las condiciones de perfora-ción de bajo balance mediante la manipulación

del múltiple de estranguladores en la superficie.No obstante, en cierto momento la presión defondo de pozo supera la presión del yacimiento yla operación de perforación pasa a realizarse encondiciones de sobrebalance a partir de esemomento. Si la permeabilidad de la formación essuficientemente baja como para tolerar ciertogrado de sobrebalance, la operación de perfora-ción puede continuar para extender los ramaleslaterales lo más lejos posible.

Durante la perforación con un leve sobreba-lance de presión, los ingenieros limitan la ROP,realizan viajes de limpieza más cortos pararemover el exceso de recortes, reducen los regí-menes de inyección de fluidos y minimizan oeliminan los barridos con espuma de N2 para evi-tar incrementos de presión adicionales. BPcontinúa perforando hasta que el sobrebalancese vuelve demasiado elevado, los pesos de lasarta al levantar se aproximan demasiado allímite elástico de la tubería flexible o no existepenetración adicional hacia adelante.

Utilizando estas técnicas, BP Sharjah hareingresado en 37 pozos y ha perforado más de150 pozos de re-entrada laterales con un avancede la perforación combinado que excede 91,440m [300,000 pies]. El tramo lateral más largo per-forado hasta la fecha es de 1,326 m [4,350 pies]y la mayor cantidad de pies perforados en unasola re-entrada es de 14,487 pies [4,416 m] conocho laterales. El acceso a las reservas que noestaban siendo drenadas por los pozos originales

redujo la declinación de la producción en elCampo Sajaa, extendiendo significativamente lavida productiva de este campo.

Desde el punto de vista de la salud, la seguri-dad, el costo y el cuidado del medio ambiente,este programa también resultó extremadamenteexitoso. Durante más de dos años y medio deperforación, que abarcaron más de 1 millón dehoras hombre de trabajo, no se registró ningunapérdida de días de trabajo.

En las primeras fases de este proyecto, BPdebió enfrentar problemas de montaje, equipos yoperaciones debido a los cuales la terminación delprimer pozo demandó 79 días. Actualmente, lospozos se perforan en un período que oscila entre20 y 30 días. Las movilizaciones del equipo de per-foración, que en un comienzo insumían casi nuevedías completos, ahora sólo requieren 2.5 días.

BP mantiene una extensiva base de datosque facilita el intercambio de conocimientos y elmejoramiento continuo a través de la captaciónde las prácticas operacionales y la experienciade cada contratista. Esta base de datos incluyetodo, desde el desmontaje, transporte y montajedel equipo de perforación hasta el fresado de lasventanas de salida en las tuberías de revesti-miento y la perforación de los laterales.

Los pozos multilaterales maximizan el con-tacto del pozo con un yacimiento, aumentan laproductividad del pozo y contribuyen a optimizarla recuperación de las reservas. No obstante, elmejoramiento de la producción y el manteni-miento de la productividad del pozo en este tipode terminaciones requieren la implementaciónde métodos de ejecución de tratamientos deestimulación eficaces desde el punto de vista desus costos. Además de la perforación de pozos dere-entrada, la tubería flexible desempeña un rolesencial en las operaciones de remediación depozos y en los tratamientos de estimulación deyacimientos para pozos multilaterales.

Tratamientos de estimulación en pozos multilateralesLos pozos que perfora Talisman Energy en elCampo Turner Valley de Alberta, Canadá, consis-ten en un pozo principal y dos o más tramoslaterales horizontales terminados a agujero des-cubierto, cuyo objetivo son los niveles geológicosporosos, superior e inferior, de la formación dolo-mítica Rundle. Las operaciones de remediaciónllevadas a cabo en estos pozos demostraron sertradicionalmente inefectivas, ineficaces y costo-sas. Los ingenieros necesitaban una formaefectiva de transferir el ácido a los ramales indivi-duales de los pozos para optimizar la producciónde los diversos tramos laterales.3

36 Oilfield Review

Cabezarotatoria

Boquillade chorro Incrustación

Anillo de derivación

Pared del pozo

> Remoción mecánica de incrustaciones. La herramienta Jet Blaster está com-puesta por una cabeza rotativa, un anillo de derivación y boquillas opuestas,en ángulo, que remueven el daño de formación y las incrustaciones de lasparedes del pozo o de los tubulares.

Primavera de 2006 37

Con los métodos previos consistentes en labúsqueda a ciegas y el acceso errático a los late-rales, Talisman y otras compañías operadoras deesta área a menudo sentían incertidumbre acercade la efectividad de las operaciones de limpieza ylos tratamientos ácidos. Schlumberger integródos tecnologías—la herramienta multilateralDiscovery MLT y el servicio de remoción de in-crustaciones por chorro Jet Blaster—paraacceder y estimular los ramales laterales indivi-duales sin necesidad de disponer del complejoequipo de terminación de pozos en forma per-manente.

Inicialmente, las compañías productoras deesta área realizaban los tratamientos de estimu-lación de pozos multilaterales en varios pasos yefectuaban carreras independientes con dosconfiguraciones de BHA diferentes, con la espe-ranza de poder acceder en forma errática a cadalateral. El servicio Jet Blaster se utilizó durantela primera carrera para lavar la pared del pozocon un chorro de fluido de alta energía y resti-tuir la permeabilidad de la matriz de roca(página anterior).

Luego se realizó una segunda carrera con unBHA flexible que poseía ángulos de curvaturadiferentes que la curvatura natural del extremoinferior de la tubería flexible. La desventaja de latécnica “buscar y esperar” era que los operadoresno tenían ningún control sobre el lateral en elque ingresaría el BHA, de manera que un mismoramal del pozo quizás se trataba dos veces.

Aunque se aplicara en forma reiterada, estemétodo no mejoraba en forma sustancial la pro-ductividad del pozo. Subsiguientemente, lascompañías comenzaron a utilizar una herra-mienta de limpieza por chorro sólo en la primeracarrera, seguida por una segunda carrera sin laherramienta de limpieza por chorro, en la que seutilizaba únicamente una herramienta DiscoveryMLT para localizar y tratar los laterales indivi-duales (arriba a la derecha).

Con esta técnica se accedía rutinariamenteal segundo lateral en una carrera pero sólo elprimero era tratado en forma óptima con laherramienta rotativa de limpieza por chorro dealta energía. Los operadores consideraron elbeneficio de remover el daño en forma mecánicacon un chorro de fluido de alta energía en unsolo ramal que ameritaba el costo y el riesgo deefectuar carreras múltiples.

En pozos con laterales estrechamente espa-ciados, aún persistía cierta incertidumbre encuanto a qué lateral se había accedido, especial-mente si las profundidades medidas eran delorden de 15 m [50 pies] o si se producía el atas-camiento, o flexión helicoidal, de la tuberíaflexible. También existía la posibilidad de que unlateral fuera tratado dos veces o no recibieratratamiento alguno. Para encarar estos proble-mas y facilitar la estimulación efectiva de lospozos multilaterales, Schlumberger desarrollóuna herramienta integrada de localización delaterales y limpieza por chorro rotativa.

Este nuevo sistema multilateral de estimula-ción de pozos de re-entrada y remoción deincrustaciones Blaster MLT combina las capacida-des de una herramienta Discovery MLT con las deuna herramienta Jet Blaster. Este sistema únicopuede acceder a todos los ramales laterales de unpozo para transferir el ácido y lavar el pozo con unchorro de fluido de alta energía. Se pueden tratarvarios laterales en un solo viaje, lo que reduce eltiempo de la operación en la localización del pozo.

Las pruebas de calificación y la verificaciónde las capacidades del sistema Blaster MLT sellevaron a cabo en el Centro de Terminacionesde Yacimientos de Schlumberger en Rosharon,Texas. Se realizaron varias pruebas para deter-minar los parámetros operativos, desarrollar losprocedimientos de tratamiento y correlacionarun modelo teórico que ayuda a predecir eldesempeño de la herramienta frente a tasas deflujo específicas. Los ingenieros corrieron elsistema en un pozo de prueba de 2,134 m[7,000 pies] para comparar los resultados de laprueba de superficie con los datos de desem-peño de fondo de pozo reales y lograron predecirlas tasas de flujo operativas con una precisiónrazonable.

Schlumberger también realizó una serie depruebas en circuitos cerrados de flujo, con unaduración de 10 a 12 horas, para evaluar la dura-bilidad de este sistema. A lo largo de losprolongados períodos operativos, se incrementa-ron y redujeron los regímenes de inyeccióndurante el bombeo de agua dulce, N2 o fluidos

3. Lesinszki A, Stewart C, Ortiz A, Heap D, Pipchuk D yZemlak K: “Multilateral/High-Pressure Jet Wash ToolSystem Successfully Employed in Multilateral Wells,”artículo de la SPE 94370, presentado en la Conferencia yExhibición sobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, TheWoodlands, Texas, EUA, 12 al 13 de abril de 2005.

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> Intervenciones de pozos multilaterales y acceso a los ramales laterales. La herramienta multilateralDiscovery MLT, resistente a la corrosión, incluye un empalme acodado ajustable y un dispositivo deorientación controlable para hacer rotar la herramienta. Los ramales laterales del pozo son localiza-dos moviendo la herramienta, que es accionada por el flujo de fluido, en forma ascendente y descen-dente, a lo largo de un intervalo objetivo (1). Cuando el flujo de fluido excede el umbral de velocidad,la sección inferior de la herramienta cambia su configuración de derecha a acodada (2). Cada ciclode accionamiento hace rotar la herramienta 30°, produciendo un perfil de presión desplegado en lasuperficie que confirma la orientación del lateral (3). Este sistema permite que la tubería flexibleacceda selectivamente a cualquier tipo de unión lateral para llevar a cabo operaciones de limpieza,adquisición de registros, disparos, estimulación y cementación (4 y extremo inferior derecho).

energizados con N2. El sistema Blaster MLT operódentro de los parámetros de diseño iniciales sinque se produjera falla alguna de la herramienta.

Talisman Energy realizó tratamientos de esti-mulación en dos pozos similares del CampoTurner Valley, uno con una herramienta Jet Blas-ter seguida por una herramienta Discovery MLTy el otro con la nueva herramienta multilateralintegrada de limpieza por chorro. El sistemaBlaster MLT fue corrido en un pozo multilateralpara realizar tratamientos ácidos independien-tes en cada ramal lateral, durante un solo viajedentro del pozo.

Esta terminación a agujero descubiertorecién perforada consistió en un pozo principal ydos pozos de re-entrada laterales. La profundi-dad vertical verdadera (TVD, por sus siglas eninglés) de este pozo fue de 2,709 m [8,888 pies].El tramo lateral más largo se extendió hasta3,471 m [11,387 pies] de profundidad medida(MD, por sus siglas en inglés). La herramientamultilateral de limpieza por chorro se corrió encada lateral terminado a agujero descubierto.

El mecanismo de localización de laterales nofue necesario para ingresar en el primer ramaldel pozo. No obstante, se activó la herramienta

Blaster MLT para localizar y penetrar los otrosdos ramales. El acceso a los laterales y la loca-lización de la herramienta se verificaroncorrelacionando la TVD y la MD de cada ramal,lo que confirmó la funcionalidad del sistemaBlaster MLT (arriba).

Después de alcanzar el fondo de cada lateral,se extraía lentamente el BHA en dirección haciael punto de entrada, mientras el componente delimpieza por chorro de alta energía lavaba lapared del pozo. Los incrementos abruptos de lapresión de circulación confirmaron la continui-dad de la acción de limpieza por chorro a lo

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HerramientaDiscovery MLT

HerramientaJet Blaster

> Sistema multilateral de lavado por chorro en un pozo con tres ramales laterales (extremo superior). La herramienta multi-lateral integrada Blaster MLT combina las capacidades de acceso a los laterales del sistema Discovery MLT con la acciónrotativa de limpieza por chorro de alta energía de la herramienta Jet Blaster. En un solo viaje, esta singular herramienta trans-fiere una corriente de ácido u otro fluido de estimulación de alta energía directamente sobre la pared del pozo para lavar laformación con chorro. En comparación con las combinaciones de herramientas y técnicas previas, este método aseguró elacceso a cada uno de los tramos laterales de un pozo y posibilitó la aplicación más efectiva de los fluidos de tratamiento pararestituir la permeabilidad de la matriz no dañada de la Formación Rundle del Campo Turner Valley, situado en Alberta,Canadá (extremo inferior).

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largo de cada lateral. Las presiones de inyeccióny las tasas de flujo indicaron que el desempeñodel sistema era el esperado. Los fluidos de trata-miento fueron transferidos efectivamente a laformación sin que se registrara tiempo inactivo.

En el tope de cada lateral, el régimen deinyección de fluido se redujo a cero para ecuali-zar la presión interna de la herramienta con lapresión del pozo. Después de tratar los tres late-rales, el BHA se introdujo en la tubería derevestimiento intermedia para purgar la herra-mienta y la tubería de producción, y limpiar elpozo con N2. Schlumberger no observó indicaciónalguna de falla o desgaste de la herramientacuando se inspeccionó el sistema en la superficie.

El sistema Blaster MLT aseguró el acceso alos laterales y redujo el número de viajes dentrode este pozo, de tres a uno, lo que se tradujo enuna reducción del 50% del tiempo requerido enla localización del pozo. Luego de tratar conéxito otros cuatro pozos, Talisman Energy consi-dera que el sistema multilateral de limpieza porchorro contribuirá con los esfuerzos de optimi-zación de la producción en el Campo TurnerValley y en otros campos del área. Cada una deestas operaciones, incluyendo el montaje y des-montaje del equipo de perforación, se ejecutó en48 horas.

Los pozos multilaterales nuevos pueden sertratados efectivamente y es posible reingresaren los pozos existentes que exhiben desempeñosdeficientes para mejorar la producción y recupe-ración de hidrocarburos. Los pozos exploratorioscon re-entradas en agujeros descubiertos y lasterminaciones de pozos multilaterales en forma-ciones de baja permeabilidad ahora pueden serestimulados en forma más efectiva para evaluar,caracterizar y producir mejor un yacimiento.

La combinación de herramientas y técnicasde tubería flexible también provee solucionesnovedosas en otras aplicaciones de estimulacióny remediación de pozos, incluyendo el aisla-miento zonal selectivo y la divergencia de lostratamientos ácidos o los tratamientos por frac-turamiento hidráulico.

Aislamiento zonal precisoSonatrach necesitaba una técnica confiable sinequipo de perforación para aislar y estimularselectivamente una serie de intervalos dispara-dos, estrechamente espaciados, del CampoHassi-Messaoud, situado en Argelia.4 Este campode África del Norte produce de una arenisca degran espesor situada a aproximadamente 3,300 m[10,827 pies] de profundidad, con cuatro inter-valos de yacimiento característicos y una zonade transición. La mayor parte de los pozos

poseen tuberías de revestimiento cortas cemen-tadas, con múltiples intervalos disparados.

Tradicionalmente, Sonatrach hacía circularfluidos a base de aceite para controlar estos pozosantes de ejecutar cualquier operación de interven-ción, lo que a menudo producía daño de formaciónen la zona vecina al pozo. Esta compañía opera-dora realiza unos 50 tratamientos de estimulaciónácida por año para remover el daño y restituir uoptimizar la productividad de los pozos.

El Pozo MD 264 producía de dos intervalosdisparados: una zona superior fracturada hidráu-licamente y dos zonas de baja permeabilidadmás profundas que exhibían desempeños defi-cientes (derecha). Sólo se disponía de 3 m [10pies] de tubería de revestimiento sin disparar,entre 3,430 y 3,433 m [11,253 y 11,263 pies]; esdecir, entre el intervalo superior y el intervaloinferior que exhibían desempeños deficientes.

Este pozo, que se perforó hasta 3,503 m[11,493 pies] y fue terminado a agujero descu-bierto a fines de la década de 1970, produjoinicialmente 329 m3/d [2,069 bbl/d].

A mediados de la década de 1990, Sonatrachinstaló una tubería de revestimiento corta cemen-tada de 41⁄2 pulgadas y disparó el intervalo superior,entre 3,406 y 3,418 m [11,175 y 11,214 pies].

A pesar de haber sido sometida a un trata-miento de estimulación por fracturamiento conapuntalante, la zona no produjo en forma renta-ble. Sonatrach agregó disparos entre 3,421 y3,464 m [11,224 y 11,365 pies], lo que produjo unvolumen de 57 m3/d [359 bbl/d] luego de un tra-tamiento de estimulación ácida. Una prueba deincremento de presión y un análisis NODAL delsistema de producción indicaron la existencia deun alto factor de daño mecánico y una producti-vidad potencial sin daño de 94 m3/d [592 bbl/d].Sonatrach deseaba tratar selectivamente losintervalos disparados inferiores, situados entre3,433 y 3,464 m [11,263 y 11,365 pies], con ácidoorgánico fluorhídrico [HF].

Para evitar daños ulteriores como resultadode haber matado el pozo, los ingenieros decidie-ron realizar este tratamiento a través de latubería de producción existente utilizando tube-ría flexible y un empacador inflable para aislarel intervalo superior fracturado hidráulica-mente. El éxito del tratamiento dependía de lacolocación exacta del empacador.

Si el empacador se colocaba demasiado alto,el fluido de tratamiento podía tomar el caminoque ofrecía menos resistencia y desviarse haciala zona superior previamente estimulada porfracturamiento; si se colocaba demasiado bajo,una gran porción del intervalo disparado inferiorpodía quedar sin tratar, aumentando el riesgo de

daño de los elementos externos del empacador ydel hule interno, lo que podía impedir el inflado.

El empacador inflable debía tolerar las altaspresiones diferenciales presentes en el mismosin que se produjeran pérdidas o fallas, porquelos intervalos de baja permeabilidad más profun-dos podían requerir presiones de inyección detratamiento de hasta 3,500 lpc [24 MPa], inclusocon velocidades de bombeo mínimas. Sonatrachutilizó el empacador inflable operado con tube-ría flexible a través de la tubería de producciónCoilFLATE, que fue diseñado para tolerar condi-

4. Boumali A, Wilson S, Amine DM y Kinslow J: “CreativeCombination of New Coiled Tubing Technologies forStimulation Treatments,” artículo de la SPE 92081,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al13 de abril de 2005.

> Aislamiento zonal concéntrico y estimulaciónselectiva. Sonatrach deseaba aislar una zonasuperior fracturada hidráulicamente en el PozoMD 264 del Campo Hassi-Messaoud, situado enArgelia, sin matar el pozo. Esto permitiría la esti-mulación selectiva de un intervalo disparadoinferior, con ácido orgánico fluorhídrico [HF]. Eléxito del tratamiento realizado a través de latubería de producción dependía de la utilizaciónde tubería flexible para colocar un empacadorinflable en una sección de tubería de revestimien-to sin disparar de 3 m [10 pies], entre los dosintervalos.

Tubería derevestimientode 41⁄2 pulg

EmpacadorCoilFLATEinflado

10 pies

Tratamientocon ácidoorgánico

ciones de fondo de pozo rigurosas y químicospara tratamientos corrosivos a lo largo de perío-dos de exposición prolongados, a temperaturasde hasta 191°C [375°F] (arriba).

Un intento inicial de colocación e inflado delempacador sin correlación de la profundidad defondo de pozo en tiempo real falló, lo que reforzóla necesidad de contar con correlaciones de pro-fundidad precisas. Sonatrach no podía inyectarfluido después de colocar el empacador en basea mediciones de la longitud de la tubería flexiblede superficie, que sólo poseen una precisión deunos 3 m/3,048 m [10 pies/10,000 pies]. El daño

observado en el empacador después de su recu-peración indicó que el mismo había sidocolocado en un intervalo disparado.

Sonatrach consideró dos métodos de correla-ción de la profundidad en fondo de pozo y deposicionamiento del empacador. Un método con-sistía en el empleo de tubería flexible con uncable interno para la transmisión de datos desdelas herramientas de adquisición de registros defondo de pozo y el otro era un registro almace-nado en la memoria de la herramienta. Latubería flexible con cable provee correlacionesde profundidad en tiempo real pero suma com-

plejidad operacional, riesgo y costo. Además, nose pueden realizar tratamientos de estimulaciónácida a menos que se instale un cable blindadocon un revestimiento plástico especial.

La adquisición de registros almacenados enla memoria de la herramienta requiere un viajeextra para recuperar los datos de la memoria defondo de pozo y no provee correlaciones de pro-fundidad en tiempo real. Además, depende delmodelado por computadora para estimar la lon-gitud de la tubería flexible porque la entrada ysalida del pozo en forma plástica deforma yestira la tubería flexible. Para lograr un mayor

40 Oilfield Review

> Empacadores inflables para tubería flexible. Las aletas cónicas para servicio exigente, un sistemade fijación de la carcaza de alta resistencia, un hule de inflado compuesto y un elemento elastomé-rico químicamente resistente, anclan los empacadores de alta presión y alta temperatura CoilFLATEHPHT en su lugar y proveen un sello de alta presión incluso con relaciones de expansión altas; unapresión diferencial de 5,000 lpc [34.5 MPa] con una relación de expansión de 2 a 1 y una presión dife-rencial de 2,000 lpc [13.7 MPa] con una relación de expansión de 3 a 1. Estos empacadores toleranuna exposición extendida a temperaturas de hasta 191°C [375°F], prácticamente en cualquier entornoquímico. El empacador CoilFLATE HPHT de 21⁄8 pulgadas de diámetro externo (OD, por sus siglas eninglés) puede expandirse hasta más de tres veces con respecto a su OD inicial y se puede colocar entuberías de revestimiento de hasta 75⁄8 pulgadas de OD. Después de su expansión, estos empacadorespermiten que la inyección se realice por encima o por debajo de los mismos o en ambas posiciones.Luego de un tratamiento de estimulación, y mientras sigue conectado a la tubería flexible, el empaca-dor se puede volver a desinflar hasta alcanzar aproximadamente su OD original de 21⁄8 pulgadas parasu recuperación a través de restricciones de pozos de aproximadamente 2.205 pulgadas.

Válvula de retención doble

Elemento elastomérico

Empacador de tratamiento inflable

Aletas cónicas

Sistema de fijación de la carcasa

Válvula universal

Herramienta de liberación

Herramienta CCLinalámbrica DepthLOG CT

Herramienta de orificio de circulación/inflado CIOT

Primavera de 2006 41

nivel de precisión en el segundo intento, Sona-trach utilizó el registro de correlación de laprofundidad DepthLOG CT (derecha).

Este sistema de detector de collarines de latubería de revestimiento (CCL, por sus siglas eninglés) inalámbrico, con capacidad de bombeocontinuo, provee mediciones de profundidad entiempo real precisas, permite el bombeo de fluidoscorrosivos y es compatible con el empacador dealta presión y alta temperatura CoilFLATE HPHT.

La herramienta envía pulsos de telemetría ala superficie a través del fluido que se encuentraen el interior de la tubería flexible y da comosalida un registro CCL instantáneo y continuosin necesidad de disponer de una línea eléctricainstalada en el interior de la tubería flexible. Unregistro de correlación de la profundidad entiempo real hizo posible que Sonatrach posicio-nara el empacador con precisión entre los dosintervalos disparados.

La combinación de estas dos tecnologías inno-vadoras en una sarta de herramientas modularespermitió satisfacer todos los objetivos operaciona-les de esta exigente aplicación. Durante una solabajada de la tubería flexible dentro del pozo,Sonatrach pudo adquirir un registro CCL para lacorrelación precisa de la profundidad y la coloca-ción óptima del empacador en la sección detubería de revestimiento de 3 m. Además, en lamisma bajada, pudo colocar e inflar el empacadorCoilFLATE HPHT, bombear el tratamiento deácido HF, desinflar el empacador e iniciar el flujodel pozo mediante la inyección de nitrógeno.

El sistema DepthLOG CT requirió un régimende fluido mínimo de 0.08 m3/min [0.5 bbl/min]para producir una señal de presión positiva en lasuperficie. Fue necesario agregar un volumen de0.5 bbl/min para mantener la tubería flexible con-tinuamente llena de fluido. Las pruebas desuperficie verificaron que los pulsos de presión ylas tasas de flujo requeridas para generar señalesCCL inalámbricas no producirían el inflado pre-maturo del empacador CoilFLATE.

En la localización del pozo, la primeracarrera de la tubería flexible utilizó la herra-mienta Jet Blaster de alta presión para bombearfluidos energizados con nitrógeno y limpiar lostubulares de producción. Esta operación con-firmó el pasaje libre hasta la profundidad decolocación del empacador, limpió los disparospara garantizar la penetración óptima del ácidoy removió toda posible acumulación de detritos eincrustaciones de las paredes de la tubería derevestimiento donde se colocaría el empacador.

Schlumberger adquirió dos registros de corre-lación DepthLOG para posicionar el empacadorCoilFLATE con precisión dentro de la sección de

3 m de la tubería de revestimiento. Sonatrachconfirmó el inflado y el anclaje del empacadorcolocando el peso de la tubería flexible sobre elempacador y realizó una prueba de inyecciónpara confirmar la presencia de un sello positivoantes de bombear 19.1 m3 [120 bbl] de ácido HFenergizado con N2. El tratamiento de estimula-ción se bombeó en dos etapas, cada una de lascuales consistió en un colchón de prelavado deácido clorhídrico [HCl], una etapa de ácido HF yuna etapa de sobredesplazamiento de HCl, conun sistema de divergencia química entre cadaetapa.

El empacador inflable fue diseñado para tole-rar altas presiones diferenciales y de inyección,de modo de poder bombear este tratamiento auna presión de 3,500 lpc [24 MPa] y así y todomantener un margen de seguridad para evitar lafalla del empacador. La capacidad de inyecciónde la formación aumentó de 0.03 a 0.16 m3/min[0.2 a 1 bbl/min], manteniendo al mismo tiempouna presión de boca de pozo constante, lo queindicó que no existían pérdidas en el empacadory confirmó que el ácido estaba disolviendo eldaño de formación, abriendo los disparos y redu-ciendo el daño mecánico.

> Control de la profundidad. La herramienta inalámbrica DepthLOG CT utiliza undetector de collarines de la tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas eninglés) tradicional para detectar las variaciones magnéticas producidas en loscollarines de las tuberías de revestimiento enroscadas (izquierda). El sistemade telemetría de pulsos de presión hidráulica transmite datos a la superficie através del fluido que se encuentra dentro de la tubería flexible, eliminando lanecesidad de una línea eléctrica interna. La capacidad de flujo continuo proveeuna sarta de tubería flexible sin obstrucciones para los servicios de bombeo decemento y los tratamientos de estimulación. Se puede agregar un reforzador deseñal para la correlación de la profundidad cuando se pasa de una tubería deproducción más pequeña a tuberías de revestimiento de más de 7 pulgadas dediámetro (derecha).

Señalizador

Procesador

Reforzadorde señal

Alimentación debatería para elprocesador de señales

Detector de collarinesde la tubería derevestimiento

120

100

80

60

40

20

0Antes Después

Régi

men

de

prod

ucci

ón, m

3 /d

38 m3/d

120 m3/d

Petróleo

Una vez que Sonatrach finalizó este trata-miento, se aplicó sobretracción a la tuberíaflexible, en la superficie, para desinflar el empa-cador CoilFLATE. Luego, se hizo circularnitrógeno a través de la tubería flexible para rei-niciar el flujo del pozo con la mayor rapidezposible. Esto ayudó a recuperar el ácido consu-mido, que puede provocar daños severos sipermanece en la formación durante un tiempoprolongado.

Después de recuperar el empacador Coil-FLATE, se efectuó una inspección visual delelemento externo que reveló la ausencia demuescas o daño en las aletas metálicas o en elsello de hule por acción de los disparos o de loscollarines de la tubería de revestimiento, lo queverificó que el empacador había sido colocadoen la tubería de revestimiento entre las zonasdisparadas.

La reparación propuesta requería sólo unviaje dentro del pozo y sin necesidad de recupe-rar la tubería de producción. La correlación dela profundidad, la acidificación y la iniciación dela producción se efectuaron en la misma carreraque la de colocación del empacador, lo que posi-bilitó el ahorro de dos carreras. Después deltratamiento de estimulación, la producción depetróleo se incrementó en más de tres veces, de38 m3/d [239 bbl/d] a 120 m3/d [755 bbl/d](derecha).

Durante más de un año después del trata-miento, la producción se mantuvo en el mismonivel de mejoramiento. El empleo del empacadorde anclaje inflable y de la herramienta CCL ina-lámbrica acortó la operación con equipo deperforación convencional que extraía la tuberíade producción antes de efectuar cualquier trata-miento de estimulación selectivo. Esta operaciónde reparación fue el comienzo de una campañaplanificada para el tratamiento de pozos adi-cionales en el mismo campo, que poseíaterminaciones de pozos similares y requería tra-tamientos de estimulación.

La experiencia de campo que se realizó utili-zando un empacador de anclaje inflableCoilFLATE de 21⁄8 de OD demostró que existenzonas en pozos con intervalos de terminaciónmúltiples que pueden ser aisladas y estimuladasen forma confiable utilizando tubería flexible. Lostiempos de ejecución rápidos y la colocación pre-cisa de los fluidos permiten el mejoramiento de laproducción en pozos que previamente no podíanser tratados en forma satisfactoria o económicacon otras técnicas y métodos de intervención.

El aislamiento zonal selectivo y el tratamientode intervalos individuales bajo condiciones depozo extremas proveen nuevas opciones y alter-

nativas para la construcción de pozos y la eva-luación de yacimientos, incluyendo operacionesbasadas en equipos de perforación u operacio-nes sin equipos de perforación, tales comopruebas de pozos de zonas individuales, monito-reo de la presión y temperatura, y pruebas dedeclinación de la presión. La combinación deherramientas y operaciones concéntricas múlti-ples también ha ayudado a mejorar la eficienciageneral de las operaciones de reparación confines de remediación y las operaciones de reter-minación de pozos en todo un campo de MedioOriente.

Operaciones múltiples con un solo montajePetroleum Development Oman (PDO) y Schlum-berger colaboraron en el desarrollo de unanovedosa metodología para facilitar las opera-ciones de reterminación de pozos en un campomaduro del norte de Omán. Esta técnica nuevacombinaba una serie de operaciones en una solaintervención, eliminando los viajes múltipleshasta la localización del pozo y la necesidad demovilizar tanto las unidades de tubería flexiblecomo los equipos de reparación convencionales(próxima página).5

La mayoría de los pozos de este campo produ-cen de la formación carbonatada Shuaiba y sonterminados con tuberías de revestimiento cortashorizontales de 41⁄2 pulgadas de OD, cementadas ydisparadas. La producción de agua actualmenteexcede el 90% del rendimiento total del campo, demodo que estos pozos son producidos por métodosde levantamiento artificial; levantamiento artifi-cial por gas o bombeo eléctrico sumergible. Lasaltas caídas de presión frente a la formación, pro-ducen acumulación de incrustaciones, lo querequiere operaciones de limpieza de pozos antesde proceder a las operaciones de reparación.

Las intervenciones de pozos incluyen ademásla adquisición de un registro de neutrón pulsadopara medir las saturaciones de fluidos y priorizarlos posibles intervalos de terminación, de acuerdocon el contenido de petróleo y la productividadpotencial. Estas evaluaciones son seguidas por lasoperaciones de disparo y estimulación de losintervalos seleccionados.

Inicialmente, PDO realizaba estas interven-ciones utilizando dos unidades de tuberíaflexible, una con y otra sin cable interno. El ope-rador también efectuaba operaciones con dosunidades de tubería flexible y un equipo de repa-

42 Oilfield Review

> Resultados de un tratamiento de estimulación con tubería flexible en el Campo Hassi-Messaoud deArgelia. La producción proveniente del Pozo MD 264 se incrementó más de tres veces, de 38 m3/d[239 bbl/d] a 120 m3/d [755 bbl/d], después del bombeo de un tratamiento de estimulación con ácidoorgánico fluorhídrico [HF] a través de la tubería flexible utilizando un empacador de anclaje inflablepara aislar el intervalo objetivo inferior de un intervalo superior, que previamente había sido some-tido a un tratamiento de fracturamiento hidráulico.

Primavera de 2006 43

ración de pozos. No obstante, ambos métodoseran costosos.

Las operaciones sin equipos de reparación depozos requerían como mínimo cuatro carreras detubería flexible separadas. Durante la primeracarrera, PDO utilizó tubería flexible convencio-nal para limpiar las tuberías de revestimiento

cortas del pozo. En la segunda carrera, la compa-ñía utilizó tubería flexible con un cable internopara adquirir un registro de neutrón pulsado.

En las carreras subsiguientes, PDO disparólos intervalos nuevos utilizando tubería flexibleconvencional con un cabezal de disparo hidráu-lico y estimuló cada intervalo de terminaciónnuevo durante una serie de entradas dentro delpozo, que implicaron la bajada y recuperaciónde los cañones de disparo en pozos presurizados.

Desde la limpieza del pozo y la adquisiciónde registros de neutrón pulsado hasta la ejecu-ción de los disparos y el tratamiento deestimulación, estas operaciones requirieronunos 10 días en la localización del pozo y unmínimo de tres meses para cumplimentarse,aunque no se registraron problemas significati-vos durante la intervención.

En comparación con estas intervencionescon tubería flexible múltiples, las operacionesque implicaban dos intervenciones con tuberíaflexible y una intervención con equipo de repa-ración de pozos requerían más tiempo en lalocalización del pozo; unos 12 días, pero menostiempo total, aproximadamente dos meses. Noobstante, los costos eran más elevados. Durantela primera operación, PDO utilizó tubería flexi-ble convencional para limpiar el pozo. En lasegunda operación, se corrió un registro de neu-trón pulsado utilizando tubería flexible con uncable eléctrico interno.

Los procesos de disparo y estimulación serealizaron durante las operaciones con equipode reparación de pozos. Las operaciones de lim-pieza y adquisición de registros no se efectuaroncon el equipo de reparación de pozos porque losregistros de neutrón pulsado necesitaban seradquiridos bajo condiciones de pozos “activos” oen condiciones de flujo.

Con este enfoque se evitaba que los fluidosdel pozo invadieran la región vecina al pozo bajocondiciones de presión estática o presión desobrebalance, lo que puede generar lecturas desaturación falsas en zonas de alta permeabilidaddisparadas y en zonas naturalmente fracturadas.PDO observó además que los resultados de lasoperaciones de estimulación con un sistemadivergente a base de polímeros no eran óptimosen esta formación naturalmente fracturada, aúncuando se combinaran con sistemas de divergen-cia mecánica tales como los empacadores deintervalo inflables.

PDO evaluó algunos métodos alternativos deadquisición de registros de neutrón pulsado y lautilización inmediata de esta información paraidentificar oportunidades de optimización de laproducción y reterminación de pozos. Se consi-deraron diversos métodos para maximizar laproductividad de los pozos y reducir los costos,incluyendo un sistema de ácido autodivergentebasado en tecnología de surfactantes que noproducen daños.6

PDO y Schlumberger propusieron una solu-ción innovadora para estos pozos conlevantamiento artificial por gas: una interven-ción con un solo montaje de herramientasutilizando tubería flexible. Durante una opera-ción continua, se utilizaría una sola unidad detubería flexible para las operaciones de limpiezade pozos, adquisición de registros, disparos y tra-tamientos de estimulación. Schlumbergerdesarrolló una sarta de tubería flexible especialy arreglos de fondo de pozo modulares para eje-cutar estas operaciones y adquirir perfiles de

5. Kumar PS, Van Gisbergen S, Harris J, Al Kaabi K,Ferdiansyah E, Brady M, Al Harthy S y Pandey A:“Eliminating Multiple Interventions Using a Single Rig-UpCoiled-Tubing Solution,” artículo de la SPE 94125,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al13 de abril de 2005.

6. Kumar PS, Van Gisbergen S, Harris JM, Al-Naabi AM,Murshidi A, Brady ME, Ferdiansyah E, El-Banbi A y AlHarthy S: “Stimulation Challenges and Solutions inComplex Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE93413, presentado en la Muestra y Conferencia dePetróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12al 15 de marzo de 2005.

> Intervenciones de pozos en el norte de Omán. PDO ha realizado reparacio-nes de pozos utilizando una unidad de tubería flexible con un cable eléctricointerno para las operaciones de adquisición de registros y disparos (extremosuperior) y una unidad sin cable eléctrico interno para las operaciones delimpieza y los tratamientos de estimulación (extremo inferior derecho). Estasoperaciones también se han efectuado con dos unidades de tubería flexible yun equipo de reparación de pozos o una unidad liviana de extracción de tube-rías (extremo inferior izquierdo). No obstante, ambos métodos eran costososy requerían múltiples operaciones y viajes a la localización del pozo.

producción con el fin de evaluar la necesidad deaislar la producción de agua (derecha).

Esta sarta de tubería flexible incluye un cableeléctrico modificado con una envoltura externablindada, o camisa, que provee estabilidad bajocondiciones de carga inestables y fuerzas decompresión repentinas dentro de la tubería flexi-ble. Un revestimiento plástico especial protege elcable de los fluidos de tratamiento corrosivosque podrían deteriorar su rendimiento mecánicoo eléctrico.

El sistema es compatible con el detonadorSecure que requiere más de 200 voltios paraactivar e iniciar el tiro de las cargas de disparo,es seguro frente a la presencia de voltaje pará-sito o estático y no requiere que se suspendanlas radioemisiones en las localizaciones. Lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance también pueden realizarse duranteestas intervenciones mediante la activación delsistema de levantamiento artificial por gas o através del desplazamiento de fluidos más livia-nos en el pozo.

PDO aplicó por primera vez este sistema enel Pozo A para llevar a cabo los procesos de dis-paros y estimulación en una sola operación, conla misma unidad de tubería flexible. Este pozoproducía 430 m3/d [2,705 bbl/d] de fluido total,29 m3/d [182 bbl/d] de petróleo y aproximada-mente 93% de agua antes de efectuar estaintervención con fines de remediación, quehabría de incrementar la producción en 30 m3/d[189 bbl/d].

El operador disparó los intervalos nuevos entres carreras. Después de los disparos, la produc-ción del pozo aumentó a 500 m3/d [3,145 bbl/d],con 57 m3/d [359 bbl/d] de petróleo y aproximada-mente 89% de agua. Luego de la estimulación delos dos intervalos disparados superiores con unsistema de ácido autodivergente basado en tecno-logía de surfactantes, el pozo produjo 572 m3/d[3,598 bbl/d] de fluido total con 63 m3/d [396bbl/d] de petróleo; es decir, el incremento de laproducción de petróleo fue de 34 m3/d [214 bbl/d].

Durante la segunda aplicación, PDO efectuóuna operación de reparación en el Pozo B conun solo montaje de herramientas utilizandotubería flexible, para aislar los disparos existen-tes y disparar los intervalos nuevos que exhibíanuna saturación de petróleo superior al 65%. PDOrealizó una carrera de prueba para tocar la TDseguida de una operación de limpieza del pozo yuna carrera de adquisición de registros de neu-trón pulsado.

En base a la evaluación de los registros deneutrón pulsado, los ingenieros decidieron aislarlos disparos existentes con un tapón puente ydisparar 41 m [135 pies] cerca del extremo de la

sección horizontal. Durante la misma operación,PDO estimuló estos disparos con el sistema deácido autodivergente basado en tecnología desurfactantes. Los ingenieros esperaban una pro-ducción de petróleo adicional de 24 m3/d [151bbl/d]. El pozo produjo 523 m3/d [3,290 bbl/d] defluido total con 25 m3/d [157 bbl/d] de petróleo.

PDO evaluó los objetivos, los procedimientos,los riesgos y los resultados en estos primeros dospozos para optimizar la eficiencia operacional yreducir aún más los requisitos de tiempo y loscostos de estas operaciones. Como resultado deestas evaluaciones, PDO eliminó la carrera deprueba en los trabajos subsiguientes. Estemétodo integrado de intervención de pozosrequería aproximadamente seis días en la locali-zación durante un período de 15 días. Encomparación con los 10 a 12 días totales, a lo

largo de dos a tres meses, requeridos para losmétodos de entradas múltiples previos, esto sig-nificó un ahorro de US$ 60,000 a US$ 100,000 porpozo para PDO (próxima página, arriba).

PDO aplicó esta nueva técnica de remedia-ción de pozos para adquirir los valores desaturación de fluidos e identificar rápidamentelas oportunidades de reterminación en 10 pozos,lo que se tradujo en una reducción del diferi-miento de la producción y en un retornotemprano sobre la inversión realizada en técnicasde reparación de pozos. Utilizando este enfoquepara realizar varias combinaciones de operacio-nes de remediación, PDO superó los objetivos deproducción para este campo y logró un ahorro demás de US$ 1 millón en el año 2004. PDO actual-mente está evaluando la aplicación de estatécnica en otras áreas.

44 Oilfield Review

Estimulación

Tubería flexible

Conector de tubería flexible

Cabezal de sobretracción y deadquisición de registros y operacionesde disparos con mecanismo doble dedesconexión y válvula deretención interna

Desconexiónmecánica

Disparos

Cañonesde disparo

Desconexiónmecánica

Barra dedespliegue

Boquillade chorro

Desconexiónmecánica

Filtro de fondode pozo

Herramienta deunión giratoriaJet Blaster

Conjunto deboquillasJet Blaster

Limpiezade pozos Adquisición de registros

Herramientasde adquisiciónde registros

> Intervenciones de pozos con tubería flexible y un solo montaje. PDO ySchlumberger desarrollaron una sarta de tubería flexible especial y conjuntosde herramientas modulares específicamente para efectuar operaciones de lim-pieza de pozos, adquisición de registros, operaciones de disparos y tratamien-tos de estimulación. El cabezal de adquisición de registros y disparos requiereel bombeo simultáneo de fluido a un régimen dado y con una sobretracciónpredeterminada para desconectar el cabezal. Este mecanismo doble de des-conexión impide la desconexión accidental del cabezal.

Pozo principal

Primerare-entradaAgosto de 2003

Segundare-entradaDiciembre de 2004

Primavera de 2006 45

Tubería continua, mejoramiento continuoLa confiabilidad de los equipos de tubería flexi-ble y de las prácticas operacionales continúamejorando. Desde las aplicaciones más básicashasta las más complejas, los avances registrados

en las herramientas, técnicas y operaciones con-céntricas con tubería flexible aseguran laejecución de operaciones cotidianas más segu-ras y más eficientes. Como resultado de ello, latecnología de tubería flexible se ha establecido

firmemente en diversas áreas de la actividadrelacionada con el petróleo y el gas que no pue-den encararse adecuadamente utilizandooperaciones, técnicas y servicios de intervenciónde pozos convencionales.

La naturaleza modular de los sistemas detubería flexible, las operaciones sin equipos deperforación, los tiempos de ejecución de pozosmás rápidos y la colocación de fluidos o los trata-mientos de estimulación selectivos y precisosestán ayudando a las compañías de producción aoptimizar el desempeño de los pozos. Cada vezcon más frecuencia, los operadores están reva-luando los campos y pozos individuales paraejecutar operaciones de intervención de pozoscon fines de remediación u operaciones de reter-minación con tubería flexible, incluyendomuchos pozos que previamente se considerabandemasiado riesgosos incluso para las operacionesconvencionales (izquierda, extremo inferior).

Sin embargo, no todas las operaciones concén-tricas requieren tecnología nueva u obligan a losequipos y técnicas de tubería flexible existentes atraspasar sus límites actuales. Los operadores yproveedores de servicios de tubería flexible tam-bién están colaborando para desarrollarcombinaciones de herramientas innovadoras y sis-temas integrados, mejores prácticas operacionalesy nuevos enfoques que pueden mejorar la produc-tividad de los pozos y aumentar la recuperación dereservas tanto en campos nuevos como en camposmaduros. En base a estos esfuerzos de colabora-ción, Schlumberger está mejorando y expandiendolos servicios concéntricos a través de los procesosde desarrollo y optimización de equipos, procedi-mientos y técnicas de tubería flexible en curso.

El mejoramiento de los materiales y las prác-ticas de fabricación, los avances registrados entérminos de programas de diseño asistidos porcomputadoras y las prácticas de monitoreo ycontrol en tiempo real han reducido signifi-cativamente la frecuencia de las fallas de losequipos de tubería flexible y han aumentado eléxito de las operaciones implementadas a travésde la tubería de producción. Algunas compañíasoperadoras aún no han olvidado las limitacionesy problemas asociados con las primeras sartas yequipos de tubería flexible. No obstante, a travésdel intercambio de conocimientos y el estable-cimiento de mejores comunicaciones, máscompañías petroleras utilizan equipos de tuberíaflexible con tranquilidad para intervenir pozoscon operaciones concéntricas. —MET

Cost

o, U

S$ 1

,000

400350

300250200

150100

500

0 1 2 3 4 5 6Días

Limpieza

Limpieza

Adquisiciónde registros

Adquisiciónde registros

Operaciones de disparos y estimulación

Operaciones de disparos y estimulación con grúa

Menos producción diferida Retorno de la inversión más rápido

Ahorro entre US$ 60,000 y US$ 100,000

Limpieza

Sistema 1

Sistema 2

Sistema 3 Adquisiciónde registros

$228,000

$287,000 $327,000

Operacionesde disparos Estimulación

7 8 9 10 11 12

> Expansión de la aplicación de las operaciones de re-entrada de perforación con tubería flexible. Lascompañías productoras están adquiriendo más confianza en la ejecución de intervenciones con finesde remediación o reterminaciones a través de los tubulares de producción existentes. Durante el mesde diciembre de 2004, BP Sharjah Oil Company reingresó en un pozo del Campo Sajaa por segunda vez yperforó cuatro laterales adicionales utilizando técnicas de bajo balance y tubería flexible. BP habíareingresado inicialmente en este pozo con tubería flexible, perforando tres laterales en agosto de 2003.

> Mejoramiento de la rentabilidad de las operaciones concéntricas. Las operaciones de remediacióncon entradas múltiples, sin equipo de reparación de pozos, requirieron que PDO ejecutara como mí-nimo cuatro carreras de tubería flexible separadas, lo que insumió aproximadamente 10 días en lalocalización del pozo, con un período total de tres meses (rojo). Las intervenciones de pozos consis-tentes en dos operaciones con tubería flexible y una operación con equipo de reparación de pozosrequirieron menos tiempo total, aproximadamente dos meses, pero 12 días totales en la localizacióndel pozo con costos más elevados (azul). El método de un solo montaje integrado que utiliza unasarta de tubería flexible especial y una unidad de tubería flexible sólo requirió unos seis días en lalocalización del pozo durante un período de 15 días (negro).

46 Oilfield Review

La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas

Les BennettJoël Le CalvezDavid R. (Rich) SarverKevin TannerCollege Station, Texas, EUA

W.S. (Scott) BirkGeorge WatersOklahoma City, Oklahoma, EUA

Julian DrewGwénola MichaudPaolo PrimieroSagamihara, Kanagawa, Japón

Leo EisnerRob JonesDavid LeslieMichael John WilliamsCambridge, Inglaterra

Jim GovenlockChesapeake Operating, Inc.Oklahoma City, Oklahoma

Richard C. (Rick) KlemSugar Land, Texas

Kazuhiko TezukaJAPEXChiba, Japón

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Gilles Le Floch, Montrouge, Francia; y a BillUnderhill, Houston.DataFRAC, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), HFM (Monitoreo de Fracturas Hidráulicas),StimMAP y VSI (herramienta de generación de ImágenesSísmicas Versátil) son marcas de Schlumberger. PS3 es unamarca de Vetco Gray, ahora propiedad de Schlumberger.SAM43 es una marca de Createch. Primacord es una marcade Dyno Nobel Incorporated.

Un adecuado conocimiento de la geometría y el comportamiento de las fracturas

hidráulicas permite a los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras

aumentar la efectividad de los tratamientos de estimulación, la productividad de

los pozos y la recuperación de los hidrocarburos. Si bien los métodos sísmicos de

caracterización de fracturas hidráulicas existen desde hace varios años, los nuevos

equipos y técnicas de procesamiento sísmico hacen que este tipo de monitoreo sea

hoy más efectivo que en el pasado.

Muchos de los grandes yacimientos de alta per-meabilidad del mundo se están acercando al finde sus vidas productivas. Cada vez con másfrecuencia, los hidrocarburos que abastecencombustible a las diferentes naciones y econo-mías del mundo provendrán de yacimientos debaja permeabilidad y esas formaciones compac-tas requieren tratamientos de estimulación porfracturamiento hidráulico para producir a regí-menes económicos.

En EUA solamente, las compañías operado-ras invirtieron aproximadamente USD 3,800millones en tratamientos de fracturamientohidráulico en el año 2005.1 Está previsto que estaerogación enorme se incremente en el futurocercano y se difunda por todo el mundo. Lascompañías necesitan herramientas que les ayu-den a determinar el grado de éxito de lasfracturas hidráulicas relacionado con la produc-ción de los pozos y el desarrollo de los campospetroleros. Para ello es preciso que estas herra-mientas provean información sobre laconductividad, geometría, complejidad y orienta-ción de las fracturas hidráulicas.

Si bien rutinariamente se utilizan métodosindirectos de respuestas de pozos—modelado defracturas utilizando análisis de la presión neta,pruebas de pozos y análisis de datos de produc-ción—para inferir la geometría y productividadde las fracturas hidráulicas, ahora es factibleobtener mediciones de la respuesta de la forma-ción al fracturamiento para cuantificar lageometría, complejidad y orientación de las frac-turas.2 Este artículo analiza la importancia decaracterizar las fracturas hidráulicas a la horade intentar optimizar los regímenes de produc-

ción y la recuperación de hidrocarburos de uncampo. En particular, se destaca un método demonitoreo de las fracturas hidráulicas que utilizatecnologías sísmicas, incluyendo la adquisición,procesamiento e interpretación de datos, y algu-nas complejidades asociadas. La técnica demonitoreo microsísmico de las fracturas hidráuli-cas se ilustra utilizando algunos ejemplos decampo de EUA y Japón, que representan dosambientes de fracturamiento diferentes.

Estimulación por fracturamiento hidráulicoDesde la primera operación intencional de esti-mulación de un yacimiento por fracturamientohidráulico, ejecutada a fines de la década de1940, los ingenieros y científicos han procuradocomprender la mecánica y geometría de las frac-turas creadas hidráulicamente.3 Si bien elincremento de la productividad o inyectividadde un yacimiento estimulado puede implicar eléxito de un tratamiento, no necesariamentesignifica que los modelos de yacimiento y fractu-ramiento hayan pronosticado correctamente elresultado.

Siempre deben considerarse las caracterís-ticas del yacimiento a la hora de diseñar lostratamientos de fracturamiento hidráulico. Enyacimientos de permeabilidad moderada a alta, elobjetivo de las fracturas es mejorar la producciónsorteando el daño de formación en la regiónvecina al pozo.4 En estos yacimientos, la caracte-rística más importante de la fractura es suconductividad adimensional; una función queincluye el ancho, la permeabilidad y la longitud dela fractura, además de la permeabilidad de lamatriz de la formación. En yacimientos permea-

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1. Spears R: “Oilfield Market Report 2005,” Spears &Associates, Inc., http://www.spearsresearch.com/ (Se accedió el 14 de octubre de 2005).

2. Barree RD, Fisher MK y Woodroof RA: “A Practical Guideto Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies,” artículode la SPE 77442, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.Cipolla CL y Wright CA: “Diagnostic Techniques toUnderstand Hydraulic Fracturing: What? Why? andHow?” artículo de la SPE 59735, presentado en elSimposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI,Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.

3. Brady B, Elbel J, Mack M, Morales H, Nolte K y Poe B:“Cracking Rock: Progress in Fracture Treatment Design,”Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 4–17.

4. Meng HZ: “Design of Propped Fracture Treatments,” enEconomides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation.Servicios Educacionales de Schlumberger: Houston,1987.

5. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–53.

6. Meng, referencia 4.7. Peterman F, McCarley DL, Tanner KV, Le Calvez JH, Grant

WD, Hals CF, Bennett L y Palacio JC: “Hydraulic FractureMonitoring as a Tool to Improve Reservoir Management,”artículo de la SPE 94048, presentado en el Simposio deOperaciones de Producción de la SPE, Oklahoma City,Oklahoma, 16 al 19 de abril de 2005.

8. Aly AM, El-Banbi AH, Holditch SA, Wahdan M, Salah N,Aly NM y Boerrigter P: “Optimization of Gas CondensateReservoir Development by Coupling Reservoir Modelingand Hydraulic Fracturing Design,” artículo de la SPE68175, presentado en la Muestra y Conferencia delPetróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain,17 al 20 de marzo de 2001.

bles pero débilmente consolidados, los métodosde fracturamiento se utilizan en conjunto con lostratamientos de empaque de grava para reducir lacaída de presión y las velocidades del flujo en lasadyacencias de un pozo durante la producción, yde este modo mitigar la producción de arena.5

En yacimientos de baja permeabilidad, sinlugar a dudas el tipo de yacimiento más co-múnmente estimulado por fracturamientohidráulico, los especialistas de la industria han

establecido que la longitud de la fractura es elfactor decisivo en lo que respecta al incrementode la productividad y la recuperación.6 Desde elpunto de vista del desarrollo de los yacimientos,contar con un conocimiento razonable de lageometría y la orientación de las fracturashidráulicas es crucial para determinar el espa-ciamiento entre pozos y concebir estrategias dedesarrollo de campos petroleros concebidas paraextraer más hidrocarburos.7 Además, el mode-

lado de yacimientos se mejora con un profundoconocimiento de las fracturas hidráulicas efec-tuadas en un campo.8

Las fracturas naturales, que a menudo consti-tuyen el mecanismo primario para el flujo defluido en yacimientos de baja permeabilidad, com-prometen severamente la capacidad parapredecir la geometría de las fracturas hidráulicasy el efecto de las operaciones de estimulaciónsobre la producción y el drenaje. La comprensiónde la forma en que las fracturas creadas hidráu-licamente interactúan con los sistemas defracturas naturales—abiertos y con rellenos deminerales—requiere el conocimiento de los tiposde fracturas tanto hidráulicas como naturales.

Las fracturas hidráulicas tienden a propa-garse de acuerdo con las direcciones de losesfuerzos actuales y los planos de debilidad pre-existentes, tales como las fracturas naturales.Las orientaciones de los sistemas de fracturasnaturales reflejan los regímenes de esfuerzosantiguos y posiblemente localizados.

En yacimientos de baja permeabilidad, losefectos combinados de las fracturas naturales ehidráulicas son en gran medida responsables del

mejoramiento de la productividad de los pozoshorizontales cuando se compara con la produc-ción de pozos verticales.9 Las características deambos tipos de fracturas dictaminan el azimutpreferencial en el que deberían perforarse lospozos altamente desviados y horizontales. Teóri-camente, en un pozo horizontal perforado ensentido paralelo a la dirección del esfuerzo hori-zontal máximo, las operaciones de estimulaciónhidráulica producen una sola fractura longitudi-nal a lo largo del pozo horizontal. Este escenariosimplifica el flujo de fluido fuera del pozo du-rante el tratamiento de estimulación y dentrodel pozo durante la producción. No obstante,dependiendo de las características y orientacio-nes de los sistemas de fracturas naturales, unaestrategia de fracturamiento hidráulico trans-versal puede traducirse efectivamente en unincremento de la productividad, en particularcuando se estimulan zonas múltiples.10

Si bien es posible lograr un buen conoci-miento de los sistemas de fracturas naturalesexistentes, nuestra capacidad para determinar lageometría y las características de las fracturashidráulicas es limitada. Las discontinuidades geo-lógicas, tales como las fracturas y fallas, puedendominar la geometría de las fracturas al punto talde dificultar la predicción del comportamiento delas fracturas hidráulicas. Ciertamente, la indus-tria de exploración y producción (E&P) aún tienemucho por aprender acerca de las fracturashidráulicas.

Caracterización de las complejidadesAlgo más que simple curiosidad impulsa a losingenieros y científicos de la industria del petró-leo y el gas a procurar comprender las fracturashidráulicas. La estimulación por fracturamientoes un proceso costoso, que puede aportar enor-mes ganancias si se realiza correctamente. Sinembargo, para comprender la propagación de lasfracturas hidráulicas se necesitan medicionesprecisas del crecimiento, la geometría y la orien-tación de las fracturas. Estos datos proporcionanun punto de partida para que los equipos a cargode los activos de las compañías evalúen el desem-peño de la producción posterior a la operación deestimulación y optimicen los tratamientos de esti-mulación futuros, a fin de reducir el costo oincrementar la efectividad de la estimulación opara lograr ambos objetivos. Esta información sepuede utilizar luego para guiar las estrategias dedesarrollo de yacimientos.

Las fracturas provenientes de pozos hori-zontales y verticales se pueden propagarverticalmente fuera de la zona a la que estándestinadas, reduciendo la efectividad de la ope-ración de estimulación, desperdiciando

potencia, apuntalante y fluidos, y conectándosepotencialmente con otras etapas de fractura-miento hidráulico o con intervalos de agua o gasno deseados. La dirección de propagación late-ral depende en gran medida del régimen deesfuerzos locales horizontales, pero en áreas enlas que la anisotropía de los esfuerzos localeshorizontales es baja o en yacimientos natural-mente fracturados, el crecimiento de la fracturapuede ser difícil de modelar. En zonas someras,pueden desarrollarse fracturas hidráulicashorizontales porque el componente de esfuerzovertical—el peso de los estratos de sobrecarga—es mínimo. Una fractura hidráulica horizontalreduce la efectividad del tratamiento de estimu-lación porque es muy probable que se forme a lolargo de los planos de debilidad horizontales—presumiblemente entre las capas de laformación—y que se alinee preferentementecon la permeabilidad vertical de la formación,que es habitualmente mucho más baja que lapermeabilidad horizontal.

Después de iniciada una fractura hidráulica,el grado en que crece lateral o verticalmentedepende de numerosos factores, tales como elesfuerzo de confinamiento, la pérdida de fluidode fractura, la viscosidad del fluido, la solidez dela fractura y el número de fracturas naturalespresentes en el yacimiento.11 Todos los modelosde fracturas hidráulicas fallan en lo que respectaa la predicción precisa del comportamiento delas fracturas y, en muchos casos, fallan com-pletamente; en general, como resultado de lainformación y las suposiciones incorrectas utili-zadas en los modelos. Sin embargo, el modeladoes una herramienta necesaria en la ingeniería delas fracturas.

Los ingenieros especialistas en estimulaciónutilizan simuladores de fracturas hidráulicas paradiseñar y pronosticar los tratamientos de estimu-lación por fracturamiento óptimos. Los datos deentrada básicos para estos modelos incluyen laspropiedades de los fluidos y de los apuntalantes,el esfuerzo de cierre, la presión de poro, la per-meabilidad de la formación y las propiedadesmecánicas de las rocas, tales como la relación dePoisson y el módulo de Young. El riesgo de que eltratamiento sea inadecuado aumenta cuando eldiseño se efectúa utilizando parámetros estima-dos y no medidos. Los equipos a cargo de losactivos de las compañías pueden adoptar medidaspara reducir este riesgo, mediante la utilizaciónde mejores modelos y la caracterización másexhaustiva del yacimiento y de los esfuerzos aso-ciados. Estas medidas pueden incluir laestimación de propiedades petrofísicas y mecáni-cas derivadas de los registros, la obtención deinformación de esfuerzos de pozos y fracturas

naturales a partir de imágenes de la pared delpozo, y la medición directa de los esfuerzos a tra-vés de la implementación del servicio dedeterminación de datos de fracturas DataFRAC.

El modelado de las fracturas constituye unaparte necesaria del diseño de los tratamientos deestimulación y del proceso de mejoramiento. Noobstante, hasta los modelos más complejosresultan deficientes en términos de predicciónde la realidad.12 En los últimos 15 años apro-ximadamente, la industria petrolera hacomprendido que las fracturas hidráulicas sonmucho más complejas que las fracturas de un soloplano y dos alas que se ven en los modelos. Losconocimientos actuales de las geometrías realesde las fracturas, obtenidos a partir de exca-vaciones de rocas en zonas hidráulicamentefracturadas en minas o de núcleos cortados a tra-vés de fracturas (minebacks, core-throughs) ymiles de rasgos mapeados, han demostrado com-plejidades casi ilimitadas, que abarcan desde laasimetría de las fracturas hasta la creación defracturas múltiples que compiten entre sí.13

Dadas las complejidades introducidas por lapresencia de los sistemas de fracturas naturales,la heterogeneidad de los yacimientos y la aniso-tropía de los esfuerzos, existen pocos motivospara creer que una fractura inducida hidráulica-mente mantiene la simetría a medida que se

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9. Hashemi A y Gringarten AC: “Comparison of WellProductivity Between Vertical, Horizontal andHydraulically Fractured Wells in Gas-CondensateReservoirs,” artículo de la SPE 94178, presentado en laConferencia Anual de la SPE Europec/EAGE, Madrid,España, 13 al 16 de junio de 2005.

10. Brown E, Thomas R y Milne A: “The Challenge ofCompleting and Stimulating Horizontal Wells,” OilfieldReview 2, no. 3 (Julio de 1990): 52–63.

11. La propagación de la fractura se produce cuando elfactor de intensidad del esfuerzo excede el grado desolidez de la fractura cerca de su extremo. La solidez dela fractura, o el factor de intensidad del esfuerzo crítico,se puede medir en el laboratorio mediante la ejecuciónde pruebas de explosión en núcleos.

12. Barree et al, referencia 2.Wright CA, Weijers L, Davis EJ y Mayerhofer M:“Understanding Hydraulic Fracture Growth: Tricky butNot Hopeless,” artículo de la SPE 56724, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.

13. Peterson RE, Warpinski NR, Lorenz JC, Garber M,Wolhart SL y Steiger RP: “Assessment of the MoundsDrill Cuttings Injection Disposal Domain,” artículo de laSPE 71378, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.Jeffery RG, Settari A y Smith NP: “A Comparison ofHydraulic Fracture Field Experiments, IncludingMineback Geometry Data, with Numerical FractureModel Simulations,” artículo de la SPE 30508,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

14. Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R, Lemp S, Reeves S,Siebrits E, Wisler D y Wolhart S: “Operaciones derefracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 15, no. 3(Invierno de 2003/2004): 42–59.

15. Cipolla y Wright, referencia 2.16. Barree et al, referencia 2.

Primavera de 2006 49

propaga dentro de la formación. Las fracturashidráulicas asimétricas forman esquemas de dre-naje asimétricos que deben considerarse a lahora de planificar las operaciones de perforaciónde pozos de desarrollo y modelar el flujo de fluidodentro del yacimiento. Además, el comporta-miento inesperado de las fracturas hidráulicaspuede producirse en yacimientos agotados odurante las operaciones de refracturamiento.14

Evaluación y monitoreoExisten diversos métodos para evaluar la geome-tría de las fracturas hidráulicas antes, durante ydespués de la creación de la fractura (arriba).15

La precisión de las técnicas indirectas de res-puestas de pozos está relacionada con laprecisión de los modelos de fracturas y yacimien-tos que generan la predicción. Sin lugar a dudas,

la forma más común de juzgar la eficacia de laaplicación del tratamiento y su geometría resul-tante es a través de la realización de un análisisde la presión neta del tratamiento de fractura-miento inmediatamente después, o inclusodurante, el tratamiento. El resultado de este aná-lisis está íntimamente relacionado con la presióndel tratamiento y, en consecuencia, se deterioracuando no se cuenta con datos de presión defondo de pozo reales. Desafortunadamente, en ungran porcentaje de las operaciones, la presión deltratamiento se mide en la superficie—corregidapor la carga hidrostática y las caídas de presiónpor fricción dentro de la tubería. La presión deltratamiento se mide con más precisión en elfondo del pozo; sin embargo, hasta los datos depresión de tratamiento precisos no reflejan nece-sariamente la geometría de la fractura.16

Otra forma indirecta de deducir la geometríade las fracturas hidráulicas es mediante la utili-zación de datos de producción posteriores altratamiento. Este método determina la producti-vidad de los pozos y se representa como unageometría efectiva de las fracturas que refleja laporción de la fractura hidráulica que estáabierta, que se limpia y contribuye a la produc-ción. Realizar el análisis puede requerir entremeses y años de historia de producción, y esposible que la geometría de la fractura que hasido limpiada resulte sustancialmente diferentede la geometría de la fractura creada hidráulica-mente. La geometría de producción efectiva esimportante para la estimación de la producciónpero, en general, subestimará la longitud de lafractura hidráulica.

• No puede resolver dimensiones de fracturas individuales y complejas• La resolución de mapeo se reduce con la profundidad (azimut de la fractura ±3º a una profundidad de 3,000 pies y ±10º a una profundidad de 10,000 pies)

No puede determinarPuede determinarDeterminaTécnicas

Limitaciones principales

Capacidad para estimar

Método dediagnósticode fracturas

Grupo

Capacidades y limitaciones del diagnóstico de fracturas

Long

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Altu

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Asim

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Anch

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Mapeo con inclinómetrode superficie

Mapeo con inclinómetro de fondo de pozo

Mapeo microsísmico

Trazadores radiactivos

Adquisición de registros de temperatura

Adquisición de registros de producción

Adquisición de registros de imágenes de la pared del pozo

Video de fondo de pozo

Análisis de fracturaspor presión neta

Pruebas de pozos

Análisis de producción

• La resolución de la longitud y la altura de la fractura disminuye al aumentar la distancia al pozo de observación

• No se dispone de información sobre distribución del apuntalante y geometría efectiva de la fractura

• Limitado por la disponibilidad de pozos de observación potenciales

• Medición en el volumen de la región vecina al pozo• Provee sólo un límite inferior para la altura de la fractura si la fractura y la trayectoria del pozo no están alineadas

• Limitado por la disponibilidad de pozos de observación potenciales

• No se dispone de información sobre distribución del apuntalante y geometría efectiva de la fractura

• Depende de la corrección del modelo de velocidad

• La conductividad térmica de las diferentes formaciones puede variar, sesgando los resultados de los registros de temperatura• El registro posterior al tratamiento requiere pasos múltiples dentro de las 24 horas posteriores al tratamiento• Provee sólo un límite inferior para la altura de la fractura si la fractura y la trayectoria del pozo no están alineadas

• Sólo se corre en agujero descubierto• Provee la orientación de la fractura sólo cerca del pozo

• Muchos poseen aplicaciones en agujero descubierto

• Se corre mayormente en pozos entubados y provee información sólo sobre zonas o disparos que contribuyen a la producción en aplicaciones en pozo entubado

• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo• Requiere estimaciones precisas de la permeabilidad y de la presión de yacimiento

• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo• Requiere estimaciones precisas de la permeabilidad y de la presión de yacimiento

• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo y de la descripción del yacimiento• Requiere “calibración” con observaciones directas

• Provee información sólo sobre zonas o disparos que contribuyen a la producción en aplicaciones en pozo entubado

> Capacidades y limitaciones de las técnicas de diagnóstico de fracturas hidráulicas indirectas y directas. (Adaptado de Cipolla y Wright, referencia 2).

En forma similar al método de análisis deproducción, la estimación de la geometría de lafractura a partir de métodos de pruebas de po-zos—incremento y caída de presión—define lageometría de producción efectiva mejor que lacreada hidráulicamente.

Se han utilizado métodos referidos a laregión vecina al pozo para investigar la presen-cia de fracturas hidráulicas. Estos métodosincluyen trazadores radioactivos y registros detemperatura y producción. Si bien estas técnicasse utilizan ampliamente para detectar la presen-cia de fracturas hidráulicas y estimar la altura delas mismas, su limitación radica en que obtienenmediciones en una región situada en el pozo ocerca de éste, pudiendo no ser representativasde lo que sucede lejos del pozo.

Los avances registrados en el marcado de isó-topos radioactivos durante los procesos deinyección y en los métodos de interpretación queutilizan cientos de canales espectrales, permiten

a los ingenieros de estimulación diferenciarmejor la colocación de fluidos y apuntalantesdurante los tratamientos de estimulación deetapas múltiples. Los levantamientos de tempera-tura corridos después de los tratamientos deestimulación identifican las zonas de la regiónvecina al pozo que han sido enfriadas mediante lainyección de fluidos de fracturamiento y, por lotanto, proveen una estimación de la altura de lafractura. Los registros de producción—medicio-nes tales como flujo de fluido, densidad del fluidoy temperatura—se utilizan para identificar losintervalos de disparos que están abiertos y contri-buyen al contraflujo o a la producción. Unarespuesta de flujo positiva, desde un intervalo dis-parado, indica que la zona ha sido estimulada,especialmente si se compara favorablemente conregistros de producción obtenidos previo al trata-miento. No obstante, la existencia de flujo haciael interior del pozo desde un grupo de disparos,quizás no signifique que un intervalo específico

haya sido tratado en forma más efectiva porquelos fluidos de yacimiento pueden fluir a través delas fracturas hidráulicas en comunicación de unazona a la siguiente.

En un esfuerzo por caracterizar mejor elcomportamiento y la geometría de las fracturashidráulicas lejos del pozo, dos técnicas de Moni-toreo de Fracturas Hidráulicas (HFM, por sussiglas en inglés) demostraron ser enormementeexitosas. Estos métodos de mapeo de las fractu-ras del campo lejano incluyen los inclinómetrosde superficie y de fondo de pozo y el monitoreomicrosísmico (izquierda). Existentes desde hacemás de una década, los inclinómetros miden lainclinación, o la deformación, inducida por lasfracturas hidráulicas. Mediante la colocación deestos dispositivos en un arreglo de pozossomeros—de 6 a 12 m [20 a 40 pies] de profun-didad—se mide la deformación inducida por lacreación de las fracturas. A partir de estos datosde superficie, se puede construir un mapa de ladeformación en la superficie, lo que permite laestimación del azimut, el echado, la profundidady el ancho de la fractura hidráulica.

Los inclinómetros de fondo de pozo se des-pliegan en los pozos de observación cercanos, auna profundidad similar a la de la fractura cre-ada. Dado que esta técnica permite colocar lossensores mucho más cerca de una fractura quese propaga que el método de superficie, lasmediciones de la geometría de la fractura tien-den a ser más exactas e incluyen el azimut, laaltura, la longitud y el ancho de la fractura.17 Eléxito de los métodos que utilizan inclinómetroscomúnmente depende de la relación espacialexistente entre los inclinómetros—de superficieo de fondo de pozo—y el pozo de tratamiento.

El mapeo con inclinómetros de superficiepresenta limitaciones a la hora de caracterizarlas fracturas hidráulicas de más de 3,050 m

50 Oilfield Review

17. Barree et al, referencia 2.Cipolla y Wright, referencia 2.

18. Albright JN y Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Toolfor Hydraulic Fracture Location: Experience at theFenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22 (Agostode 1982): 523–530.

19. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R,Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C,Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datossísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de2003): 2–23.

20. . Warpinski NR, Wolhart SL y Wright CA: “Analysis andPrediction of Microseismicity Induced by HydraulicFracturing,” artículo de la SPE 71649, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de2001.

21. Le Calvez JH, Bennett L, Tanner KV, Grant WD, Nutt L,Jochen V, Underhill W y Drew J: “MonitoringMicroseismic Fracture Development to OptimizeStimulation and Production in Aging Fields,” TheLeading Edge 24, no. 1 (Enero de 2005): 72–75.

Pozo de tratamiento

Evento microsísmicoReceptores

Yacimiento

Fractura hidráulica

Pozo de observación

Inclinómetros de fondo en el pozo de observación

Depresión angosta inducida por una fractura en la superficie Inclinómetros de superficie

FracturaProf

undi

dad

> Inclinómetro y métodos microsísmicos de monitoreo de fracturas del campo lejano. Los inclinómetros(extremo superior) miden los cambios pequeños producidos en la inclinación de la Tierra. Cuando éstosse mapean, los inclinómetros muestran la deformación producida en respuesta a la creación de frac-turas hidráulicas. Los inclinómetros pueden desplegarse en la superficie o en el fondo de un pozo deobservación. El monitoreo microsísmico (extremo inferior) utiliza sensores multicomponentes sensiblesen pozos de observación, para registrar los eventos microsísmicos, o las emisiones acústicas (EAs),causadas por la ruptura por cizalladura en las rocas durante los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico. Los datos microsísmicos se procesan luego para determinar la distancia y el azimut existentesentre el receptor y la EA y la profundidad de la EA.

Primavera de 2006 51

[10,000 pies] de profundidad. Por regla general,los inclinómetros de fondo de pozo pierden suefectividad cuando la distancia entre la fracturahidráulica y el inclinómetro excede en tres vecesla longitud de la fractura creada. Otro método,investigado por primera vez en 1982, monitoreael crecimiento y la geometría de las fracturas delcampo lejano utilizando receptores sísmicos sen-sibles, tales como el generador de ImágenesSísmicas Versátil VSI de Schlumberger, desple-gado en los pozos cercanos para detectar loseventos microsísmicos.18

Rastreo del fisuramientoLos eventos microsísmicos, o sismos pequeños,tienen lugar cuando el esfuerzo normal se reducea lo largo de los planos de debilidad preexistenteshasta que se produce deslizamiento por cizalla-dura (o esfuerzo de corte). Estos movimientos decizalladura emiten tanto ondas compresionalescomo ondas de corte, que pueden ser detectadaspor geófonos. Sin embargo, muchos consideranque el fisuramiento de la roca debido a la trac-ción que se produce durante las operaciones deestimulación por fracturamiento, posee una con-tribución mínima a la actividad microsísmicadetectable. Dado que esta zona de cizalladuraacompaña al área del extremo de la fractura, lalocalización de la fuente de estas ondas en elespacio y en el tiempo permite a los ingenieros ycientíficos construir, durante el fracturamiento,un mapa de la fractura creada mediante la re-presentación gráfica de la localización de lasemisiones acústicas (EAs) con el tiempo. No obs-tante, también pueden generarse EAs lejos delextremo de la fractura, donde existe pérdida defluido en la matriz o donde los cambios de esfuer-zos producen deslizamiento por cizalladura en lasfracturas naturales.

Para registrar las ondas compresionales y lasondas de corte, se colocan geófonos de com-ponentes múltiples—por ejemplo, de trescomponentes (3C)—en un pozo de observación afin de determinar la localización de los eventosmicrosísmicos. La distancia existente hasta elevento puede calcularse mediante la medición dela diferencia en los tiempos de arribo entre lasondas compresionales o primarias (P) y las ondasde corte o secundarias (S). Además, el análisis dehodogramas que examinan el movimiento de laspartículas de las ondas P, puede determinar elángulo azimutal formado con respecto al evento.La profundidad del evento es restringidamediante la utilización de los retardos de lostiempos de arribo de las ondas P y S entre losreceptores detectados en el pozo de observación(arriba, a la derecha). Esta técnica de localiza-ción requiere un modelo de velocidad preciso a

partir del cual calcular las posiciones de los even-tos, un ambiente con bajo nivel de ruido, geófonosaltamente sensibles para registrar los eventosmicrosísmicos, y un conocimiento de la ubicacióny orientación exactas de los receptores. Si bienpuede parecer simple, el proceso es complejo ydesafiante.

La calidad de la caracterización de las fractu-ras hidráulicas está directamente relacionadacon la calidad del modelo de velocidad, o laestructura de velocidad, sobre la que se basa lainterpretación. Los modelos de velocidad inicia-les habitualmente se construyen utilizandoregistros sónicos de pozos, que describen loscambios de velocidad verticales que se producenen los pozos. No obstante, el tiempo que requiereuna EA para ir desde la fuente—cerca de la frac-tura hidráulica—hasta el receptor y la direccióndesde la cual ingresa en el receptor se ven afec-tados por la geología interpozo. Las medicionessísmicas de pozos, tales como los perfiles sísmi-cos verticales (VSP, por sus siglas en inglés),proveen información de velocidad detallada entorno al pozo de observación. Los levantamientosVSP ayudan a relacionar el dominio del tiempocon el dominio de la profundidad y por lo tantocontribuyen a calibrar el modelo de velocidad.La herramienta VSI utilizada para adquirir los

datos VSP también registra los eventos microsís-micos, asegurando la consistencia en laadquisición, procesamiento e interpretación delos datos.19

El tipo de fluido de yacimiento también puedeimpactar la actividad microsísmica. Los factoresasociados con los fluidos pueden reducir los cam-bios de esfuerzos y de presión de poro que tienenlugar en la formación durante el fracturamiento.El hecho de tener gas en la formación en lugar delíquidos menos compresibles reduce el área deactividad microsísmica. En consecuencia, hayquienes en la industria consideran que los yaci-mientos de gas producen una banda de eventosmicrosísmicos más estrecha, que define más cla-ramente la geometría de la fractura.20

Para localizar las EAs, se despliega una herra-mienta de monitoreo—habitualmente un arreglode ocho geófonos 3C para la herramienta VSI—enun pozo de observación a 610 m [2,000 pies] de dis-tancia del pozo de tratamiento y a una profundidadaproximadamente equivalente a la del intervalo detratamiento. La colocación y geometría óptimas dela herramienta microsísmica dentro del pozo deobservación dependen en gran medida de laestructura de velocidad adyacente, de maneraque los modelos precisos del subsuelo ayudana optimizar la configuración del monitoreo.21

Determinación de la profundidad

4,000 8,000 12,000 16,000

Velocidad, pies/s

6,300

5,300

4,300

Prof

undi

dad,

m

Modelo de velocidad

Pozo de tratamiento Pozo de observación

Determinación de la distancia

Determinacióndel ángulo azimutal

P S

T p T s

∆ T ∆ T = T s – T . p D = ∆ T . V p V s / ( V p – V s )

> Localización de las emisiones acústicas. La distancia (D) existente hasta el evento se puede obte-ner mediante la medición de la diferencia (∆T) entre el tiempo de arribo de la onda compresional oprimaria (P) y el tiempo de arribo de la onda de corte o secundaria (S), Tp y Ts, respectivamente(extremo superior izquierdo). El valor D depende en gran medida del modelo de velocidad (extremoinferior izquierdo), usualmente descripto por las velocidades de las ondas P y S, Vp y Vs, respectiva-mente, de cada capa del modelo. La segunda coordenada, es decir el azimut existente hasta el eventomicrosísmico, se determina examinando el movimiento de las partículas de las ondas P, utilizandohodogramas (extremo superior derecho). La profundidad del evento microsísmico, la tercera coorde-nada, se obtiene examinando los retardos de los arribos de las ondas P y S entre los receptores, ocurvatura, en el pozo de observación (extremo inferior derecho).

Desafortunadamente, la configuración espacialideal entre el pozo de tratamiento y los pozos deobservación potenciales se da sólo en un porcen-taje pequeño de casos. En consecuencia, existeun esfuerzo en curso para posibilitar la registra-ción de las EAs provenientes de los pozos detratamiento, los que representan un ambienteriguroso con altos niveles de ruido.

Los campos de petróleo en producción poseennumerosas fuentes de ruido que pueden tener unimpacto negativo sobre la técnica HFM micro-sísmica, incluyendo el ruido eléctrico, la actividadde perforación y las operaciones de fractu-ramiento hidráulico llevadas a cabo en lasadyacencias, o el fluido que fluye a través de losdisparos en el pozo de observación. Gran parte delruido puede ser eliminado en sitio o mediante fil-trado adaptable, durante el procesamiento de losdatos. Además, se puede lograr un mejoramientode la respuesta sísmica a través de los avancesregistrados en la tecnología de adquisición.

Por ejemplo, la técnica HFM microsísmica deSchlumberger emplea el dispositivo VSI que pro-vee excelente fidelidad vectorial (derecha).22 Laherramienta VSI se despliega con cable eléctricoy utiliza tecnología triaxial en cada paquete desensores, o lanzadera; habitualmente se desplie-gan ocho paquetes de sensores. Los sensores dela herramienta fueron diseñados para estaracústicamente aislados del cuerpo principal dela herramienta pero acústicamente acoplados ala tubería de revestimiento durante la operaciónHFM. Esto ayuda a minimizar el potencial deruido y maximizar la calidad de los datos a lahora de registrar eventos microsísmicos muypequeños. El número de secciones de sensores ysu espaciamiento dentro de la configuración dela herramienta VSI pueden ajustarse según losrequerimientos.23

El posicionamiento óptimo del arreglo de sen-sores debería determinarse utilizando técnicasde diseño de levantamientos de red.24 Una vezque la herramienta VSI se coloca en la profundi-dad adecuada en un pozo de observación, elingeniero HFM debe determinar la orientaciónde la herramienta para hacer uso de los datos delmovimiento de las partículas para la determina-ción del ángulo azimutal. Esto se realizamediante el monitoreo de un tiro o disparo, unacuerda explosiva u otra fuente sísmica en el pozode tratamiento o en otro pozo cercano al pozo detratamiento.25 La utilidad de los disparos o de lascuerdas explosivas para calibrar los modelos develocidad ha sido documentada.26 No obstante,las velocidades basadas en disparos, a menudoson sustancialmente diferentes—a veces másaltas, a veces más bajas—que las velocidadescalculadas a partir de los datos sónicos. Estas

diferencias pueden deberse a problemas en lassecuencias cronológicas de los disparos, a laslocalizaciones imprecisas de los disparos y losreceptores como consecuencia de levantamien-tos de desviaciones de pozos imprecisos oinexistentes, a la heterogeneidad de los yaci-mientos entre los pozos de tratamiento y lospozos de observación, y a las diferencias inheren-tes entre las mediciones de velocidad que seestán comparando; incluyendo los efectos de laanisotropía y la invasión.27

Una vez determinada la orientación de laherramienta, se instala el equipo de superficieque realizará el monitoreo permanente y,cuando se detecta un evento, se registran losdatos intermedios. El procesamiento en sitiolocaliza los eventos microsísmicos, utilizandouna de las diversas técnicas de procesamientodisponibles, y los resultados se transmiten alequipo a cargo de las operaciones de fractura-miento en la localización del pozo. Los datos seenvían además a un centro de procesamientopara una interpretación más detallada.28

52 Oilfield Review

xz

y

Temblorina

Trescomponentes

Resorte deaislamiento

Temblorina

xy

z

Contactos del acoplamiento

Campo de prueba en TexasEn las industrias minera, geotérmica, de manejode residuos y de almacenamiento de gas, losmétodos microsísmicos han sido utilizadosdurante mucho tiempo para ayudar a comprenderla naturaleza de las fracturas creadas hidráulica-mente. Sin embargo, las mejoras introducidasrecientemente en el diseño de las herramientas yla precisión de las técnicas de procesamiento ymapeo, sumadas a la importancia creciente de losyacimientos de baja permeabilidad fracturadoshidráulicamente, han incrementado la utilidad deesta tecnología en la industria del petróleo y elgas. El yacimiento Barnett Shale, situado en laporción central–norte de la Cuenca Fort Worth deTexas—uno de los plays de gas más activos deEUA en la actualidad—resalta la importancia dela caracterización microsísmica directa y opor-tuna de las fracturas hidráulicas.29 Actualmente,los campos que explotan la Formación BarnettShale producen más de 34 millones de m3/d[1,200 millones de pies3/d]; es decir, un 58% de laproducción total de gas de las lutitas gasíferas deEUA (próxima página).30

La Formación Barnett Shale es un yacimientonaturalmente fracturado, de permeabilidad ultra-baja; aproximadamente 0.0002 mD. Debido a estapermeabilidad extremadamente baja, se requiereuna superficie de fractura hidráulica extensapara estimular efectivamente el yacimiento. Enconsecuencia, grandes volúmenes de fluido sonbombeados a altos regímenes durante los trata-mientos de estimulación.

< Medición de las emisiones acústicas. El generador de Imá-genes Sísmicas Versátil VSI de Schlumberger (izquierda) utilizaacelerómetros de geófonos triaxiales (x, y, z) (derecha) que estánacústicamente aislados del cuerpo de la herramienta por unresorte de aislamiento para adquirir datos sísmicos de alta fi-delidad. El dispositivo VSI se acopla mecánicamente a la tuberíade revestimiento o a la formación mediante un potente brazo deanclaje. La calidad del acoplamiento se puede probar utilizan-do una temblorina (shaker) interna antes de que comiencen lasoperaciones. Se pueden vincular entre sí hasta 40 paquetes desensores, o lanzaderas, para incrementar la cobertura vertical;sin embargo, normalmente se utilizan ocho lanzaderas en lasoperaciones HFM. La herramienta se encuentra disponible endiámetros de 3.375 pulgadas y 2.5 pulgadas.

Primavera de 2006 53

La Formación Barnett Shale es un depósitode lutitas de plataforma marina, ricas en mate-ria orgánica, del Mississippiano, que contienematerial no siliciclástico fino. Esta formaciónsobreyace una superficie de discordancia princi-pal que trunca a las rocas ordovícicas que seencuentran debajo. A lo largo de gran parte delárea productiva, la caliza Viola crea una barrerainferior para el fracturamiento hidráulico ysepara a la Formación Ellenberger (acuífera),subyacente de la Formación Barnett Shale. Lasfracturas hidráulicas que irrumpen en la calizaViola habitualmente conducen a la producciónno deseada de agua y a la reducción de la pro-ducción de gas.

La estimulación del yacimiento Barnett Shaleha exhibido una efectividad variable por motivospoco conocidos. Las compañías que explotabaninicialmente dicha formación pronto observaronque este yacimiento no respondía a los tratamien-tos de estimulación de la misma manera que losyacimientos de gas convencionales. La ocurrenciade eventos inusuales posteriores al tratamiento,en los que los pozos vecinos fueron invadidos porel agua, indicaron un crecimiento extremada-mente largo de la fractura hidráulica, a menudoen direcciones inesperadas desde los pozos detratamiento. Los métodos modernos de monitoreode las fracturas hidráulicas, particularmente elmonitoreo microsísmico, han demostrado que laestimulación y el desarrollo del yacimiento Bar-nett Shale son complicados por la presencia defracturas y fallas naturales, que inciden drástica-mente en el comportamiento de las fracturashidráulicas y en la productividad y el drenaje delyacimiento. Además, la anisotropía de los esfuer-zos en el yacimiento Barnett Shale es baja, demanera que los intentos para modelar el compor-tamiento y la geometría de las fracturashidráulicas como eventos simples, de un soloplano, han resultado ineficaces.

En los últimos cinco años, los ingenieros ycientíficos han adquirido un mayor conocimientode los sistemas de fracturas naturales e hidráuli-cas presentes en el yacimiento Barnett Shale.Con ese conocimiento, han adaptado las estrate-gias de perforación para mejorar la producción yrecuperación de gas.31 Una de estas estrategias esla incorporación de pozos horizontales. Con uncosto que duplica aproximadamente el costo deun pozo vertical, los pozos horizontales habitual-mente generan recuperaciones finales estimadas,tres veces superiores a las de los pozos verticales.Además, han resultado clave para la explotaciónde áreas en las que los pozos verticales tuvieronun éxito limitado: en áreas en las que la calizaViola está ausente y es común fracturar dentro de

22. La fidelidad vectorial es la propiedad de los receptoressísmicos de componentes múltiples para respondercorrectamente a un impulso. Una respuesta correctatiene lugar cuando un impulso dado, aplicado en sentidoparalelo a uno de los tres componentes, registra sólo enese componente y, cuando se aplica en sentido paraleloa cada componente individualmente, registra la mismamagnitud en cada uno de los tres componentes. Elmovimiento detectado por los receptores sísmicos decomponentes múltiples es idealmente el mismo que eldel impulso original.Nutt L, Menkiti H y Underhill B: “Advancing the VSPEnvelope,” Hart’s E&P 77, no. 10 (Octubre de 2004):51–52.

23. Nutt et al, referencia 22.24. Curtis A, Michelini A, Leslie D y Lomax A: “A

Deterministic Algorithm for Experimental Design Appliedto Tomographic and Microseismic Monitoring Surveys,”Geophysical Journal International 157, no. 2 (Mayo de2004):595–606.

25. Una cuerda explosiva está compuesta por un cordóndetonante Primacord disparado en ubicacionesestratégicas; por ejemplo, cerca de la profundidad detratamiento para transmitir una onda sísmica sin crearun agujero en la tubería de revestimiento.

26. Warpinski NR, Sullivan RB, Uhl JE, Waltman CK yMachovoe SR: “Improved Microseismic FractureMapping Using Perforation Timing Measurements forVelocity Calibration,” artículo de la SPE 84488,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

27. Eisner L y Bulant P: “Borehole Deviation Surveys AreNecessary for Hydraulic Fracture Monitoring,”preparado para ser presentado en la 86a Conferencia y

Exhibición de la EAGE, Vienna, Austria, 12 al 15 de juniode 2006.

28. Durham LS: “Fracture ‘Groans’ Quietly Noisy:Microseismic Detection Emerging,” AAPG Explorer 25,no. 12 (Diciembre de 2004): 16–18.

29. Frantz JH, Williamson JR, Sawyer WK, Johnston D,Waters G, Moore LP, MacDonald RJ, Pearcy M, GanpuleSV y March KS: “Evaluating Barnett Shale ProductionPerformance Using an Integrated Approach,” artículo dela SPE 96917, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de2005.Maxwell SC, Urbancic TI, Steinsberger N y Zinno R:“Microseismic Imaging of Hydraulic Fracture Complexityin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77440,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.Fisher MK, Wright CA, Davidson BM, Goodwin AK,Fielder EO, Buckler WS y Steinsberger NP: “IntegratingFracture Mapping Technologies to Optimize Stimulationsin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77441,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.

30. http://www.pickeringenergy.com/pdfs/TheBarnettShaleReport.pdf (Se accedió el 30 denoviembre de 2005).

31. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD, Davidson BM, Wright CAy Dunn KP: “Optimizing Horizontal Completion Techniquesin the Barnett Shale Using Microseismic FractureMapping,” artículo de la SPE 90051, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

> Mapa de la Cuenca Fort Worth, en el sector central-norte de Texas, quemuestra la actividad de la Formación Barnett Shale. Actualmente, haymás de 3,400 pozos verticales y 300 pozos horizontales que producen dedicha formación.

USA

T exas

Gainesville

Dallas

Fort W orth

Cataratas de Wichita

O K L A H O M A

T E X A S

25 0 millas

0 2 5 km

Pozos productores Permisos de pozos horizontales

91

51 7

36 9

44 4

Número deeventos

Z,360

Y ,74 0

Y ,02 5

X,35 8

Tope del intervalodisparado, MD

desde KB,pies

Z,853

Z,227

Y ,58 8

X,513

Base del intervalodisparado, MD

desde KB,pies

X,79 7

X,73 4

X,78 4

X,74 0

Tope del sistema de fracturas, TVD

desde KB,pies

Y ,290

Y ,305

Y ,305

Y ,309

Base del sistemade fracturas, TVD

desde KB,pies

493

571

521

569

Altura delsistema defracturas,

pies

1,918

1,728

1,556

1,521

ExtensiónSO,pies

299

409

482

424

ExtensiónNE,pies

2,217

2,137

2,038

1,945

Longitud delsistema defracturas,

pies

1,143

2,275

1,138

527

Ancho delsistema defracturas,

pies

N60 ° E

N60 ° E

N60 ° E

N60 ° E

Azimut

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Pozo

Etapa 1

la húmeda Formación Ellenberger. El diseñoóptimo de terminación de estos pozos resultamás problemático debido a la naturaleza com-pleja del fracturamiento hidráulico. Paraoptimizar el desarrollo de los recursos, es nece-sario abordar temas tales como el espaciamientode los conjuntos de disparos a lo largo de los tra-mos laterales, las estrategias de estimulación en

etapas, el tamaño del tratamiento de fractura-miento y la colocación de los pozos vecinos.

Chesapeake Energy es una de las diversascompañías operadoras que investigan la comple-jidad de fracturar el yacimiento Barnett Shaleen pozos horizontales y sus implicancias para eldesarrollo de las áreas. En febrero de 2005,Chesapeake utilizó el servicio de diagnóstico de

los tratamientos de estimulación por fractu-ramiento hidráulico StimMAP en un pozo deobservación vertical para determinar la altura,longitud, azimut y complejidad de la fracturadurante un tratamiento de estimulación conagua oleosa de cuatro etapas, efectuado en unpozo horizontal del Campo Newark East.32 Elobjetivo del diseño consistía en colocar las frac-turas hidráulicas en sentido perpendicular, otransversal, con respecto al lateral. Después deefectuar los disparos correspondientes a cadaetapa, se realizó una prueba de inyección previaal tratamiento para determinar la presión decierre de la fractura y la tasa de declinación dela presión. Este último parámetro es una funcióndel grado de fracturamiento natural porque lapermeabilidad de la matriz es demasiado bajacomo para permitir la pérdida de fluido.

Durante las cuatro etapas, el azimut de propa-gación de la fractura primaria determinadomediante el monitoreo microsísmico fue deN60°E–S60°O, con una preferencia observada porel crecimiento en la dirección sudoeste(izquierda). La mayor parte de las emisionesmicrosísmicas detectadas se localizaban en laporción sudoeste debido a la configuración delmonitoreo. Existió sesgo porque el pozo de obser-vación estaba ubicado a unos 2,000 pies alsudoeste del pozo de tratamiento horizontal. Eneste caso, era improbable que las heterogeneida-des fueran la causa del sesgo hacia el sudoeste.Chesapeake pudo observar la existencia de comu-nicación cruzada a lo largo del tramo lateralentre las Etapas 1 y 2 y entre las Etapas 2 y 3, loque redujo la efectividad de esos tratamientos.

54 Oilfield Review

32. Los tratamientos con agua oleosa utilizan bajasconcentraciones de apuntalante—en este caso, menos de 9.6 kg/m3 [0.8 lbm/galón americano]—lo queposibilita tratamientos de gran volumen a un costoreducido. Este tipo de tratamiento ha resultado exitosoen el yacimiento Barnett Shale porque crea fracturaslargas que se conectan con fracturas naturalestransversales, incrementando así la longitud totalefectiva de la fractura hidráulica y el área de drenajeen un solo pozo.

> Mapas de eventos microsísmicos del tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de cuatro etapas. Las visualizaciones StimMAP incluyenuna vista tridimensional (3D) (extremo superior) y una vista en planta (centro). Las etapas del tratamiento están codificadas en color: la Etapa 1 es púrpura, laEtapa 2 es azul, la Etapa 3 es verde, y la Etapa 4 es amarilla. Además se incluye un resumen de cada etapa, incluyendo el largo, ancho y azimut preferen-cial del sistema de fracturas, determinados acústicamente (extremo inferior). Las profundidades se miden a partir del vástago de perforación (KB, por sussiglas en inglés).

N

Dirección descendente

0 pies 2,000

Datos de la fractura hidráulica

Tiempo

0 pies 2,000

Operación dedisparo: Etapa 1

Operación de disparo: Etapa 2

Operación dedisparo: Etapa 3

Operación dedisparo: Etapa 4

Pozo de tratamiento Pozo de observación

N

Pozo de observación

Pozo de tratamiento

LeyendaÍndice del eventoPresión del tratamiento, lpcRégimen de la lechada, bbl/min

Primavera de 2006 55

Durante la Etapa 2, los ingenieros de la locali-zación del pozo observaron que las presiones detratamiento de fondo de pozo se equiparaban conlas de la Etapa 1, de manera que Chesapeake soli-citó que el ingeniero de Schlumberger generarauna instantánea rápida de las localizaciones de loseventos microsísmicos de la Etapa 2. Al compa-rarse con los resultados StimMAP de la Etapa 1, lainstantánea confirmó que la fractura de la Etapa 2se comunicaba con la de la etapa previa. A fin desolucionar esta situación, se bombearon tres tapo-nes de arena con apuntalante, a un régimenreducido, para desviar el fluido de tratamientofuera de los disparos que estaban captando lamayor parte del tratamiento. Los datos microsís-micos confirmaron que el tratamiento se habíacomunicado con un conjunto complejo de fractu-ras naturales paralelas y conjugadas.

Los intervalos disparados correspondientes ala Etapa 3 se modificaron para sortear una falla.El monitoreo de las fracturas hidráulicas confir-mó que dos fracturas primarias fueron creadas aambos lados de la falla y que además estabanposiblemente afectadas por la presencia defracturas naturales. La Etapa 4 no parecía super-ponerse con las otras etapas.

En agosto de 2005, Chesapeake utilizó el ser-vicio StimMAP en otro pozo horizontal del CampoNewark East para determinar la influencia de unazona cárstica fallada sobre la geometría y orienta-ción de las fracturas hidráulicas. Nuevamente, laoperación de estimulación consistió en cuatroetapas; tratamientos con agua oleosa para lasEtapas 1, 3 y 4, y un sistema de fluido con CO2

para la Etapa 2. Los tratamientos se monitorea-ron desde un pozo situado al sur-sudoeste deltramo horizontal de orientación este-sudeste delpozo de tratamiento. La distancia existente entrela operación de fracturamiento hidráulico y elpozo de observación oscilaba entre menos de 500pies [150 m] y más de 2,000 pies, dependiendo dela posición de la etapa a lo largo del pozo horizon-tal (abajo y derecha).

> Mapas de eventos microsísmicos de otro tratamiento de fracturamiento hidráulico consistente en cuatro etapas. Las visualizaciones StimMAP incluyenuna vista tridimensional (3D) (extremo superior) y una vista en planta (centro). Las etapas del tratamiento están codificadas en color: la Etapa 1 es púrpura,la Etapa 2 es azul, la Etapa 3 es verde, y la Etapa 4 es amarilla. Además se incluye un resumen de cada etapa, conteniendo el largo, ancho y azimut prefe-rencial del sistema de fracturas determinados acústicamente (extremo inferior). Las profundidades se miden con respecto al nivel medio del mar (MSL,por sus siglas en inglés).

140

98

68

94

Número deeventos

Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Pozo

X,970

X,954

X,954

X,949

Intervalodisparado, TVD

desde MSL,pies

491

863

985

637

Altura delsistema defracturas,

pies

419

739

799

1,038

ExtensiónSSO,pies

264

178

676

630

ExtensiónNNE,pies

1,105

1,168

1,247

1,942

Ancho delsistema defracturas,

pies

N15 ° E

N15 ° E

N15 ° E

N15 ° E

Azimut

X,74 4

X,48 3

X,67 0

X,68 2

Tope del sistemade fracturas,

TVD desde MSL,pies

Y ,23 5

Y ,34 6

Y ,65 5

Y ,31 9

Base del sistemade fracturas, TVD

desde MSL,pies

683

917

1,475

1,168

Longitud delsistema defracturas,

pies

758

551

400

393

ExtensiónNNO,pies

347

617

847

1,549

ExtensiónSSE,pies

N

0 pies 1,000

0 pies 1,000

N E

Dirección descendente

1,458 pies

3,365 pies

897 pies

Tiempo

Leyenda

Datos de la fractura hidráulica

Índice del evento Tiempo del tratamiento, minPresión del tratamiento, lpc

Pozo de observación Pozo de tratamiento

Pozo de tratamiento

Pozo deobservación

LeyendaÍndice del eventoTiempo del tratamiento, minPresión del tratamiento, lpc

Chesapeake conocía la ubicación de las cua-tro fallas en el área a partir de los datos derivadosde imágenes sísmicas y controles de pozos, demanera que los ingenieros colocaron grupos dedisparos múltiples en cada etapa para evitar elfracturamiento directo en las fallas. Aún conestas precauciones, la presencia de las fallascerca de las Etapas 1, 2 y 4 influenciaron la inicia-ción de la fractura (arriba). Era sumamenteprobable que la Etapa 1 se comunicara con unafalla. Las evidencias microsísmicas y las asocia-das con la presión soportaban este escenario. Lamayor parte de los eventos microsísmicos teníalugar entre el segundo y el tercer conjunto de dis-paros, y la presión de cierre instantánea para laEtapa 1 era significativamente más baja que la delas otras tres etapas.

La utilización del servicio StimMAP ayudó aChesapeake a definir la orientación y geometríade las fracturas creadas hidráulicamente en elpozo de tratamiento. Los ingenieros determina-ron que el azimut de fracturamiento dominanteera de N15°E. Si bien el crecimiento vertical dela fractura era en gran parte simétrico y estabacontenido en la Formación Barnett Shale endirección ascendente, se observó crecimientodescendente en todas las etapas. Lateralmente,la Etapa 3 demostró crecimiento simétrico,mientras que el crecimiento en las Etapas 1, 2 y4 parecía asimétrico.33 En base a la interpreta-ción StimMAP, se llegó a la conclusión de queexistía poca comunicación entre las diferentesetapas.

Hoy en día, gran parte del esfuerzo por moni-torear el crecimiento de las fracturashidráulicas está dirigido a los tratamientos deestimulación por fracturamiento en pozos hori-zontales para evaluar la altura de las fracturas ylas complejidades asociadas con su interferen-cia. Estas consideraciones no pueden abordarseen los pozos horizontales con los métodos deevaluación de la región vecina al pozo menciona-dos previamente. La capacidad de medir lascaracterísticas de las fracturas hidráulicas per-mite a los ingenieros juzgar el impacto de loscambios producidos en los diseños de las ope-raciones de terminación y estimulación; porejemplo, modificando la colocación o el espacia-miento de los intervalos disparados a lo largo delpozo horizontal o alterando los fluidos portado-res de apuntalante. Gracias al mejoramiento dela caracterización de las fracturas hidráulicas, laefectividad de los tratamientos de fractura-miento hidráulico en el yacimiento BarnettShale ha sido asociada con la apertura de siste-mas secundarios de fracturas naturales, lo queaumenta el ancho del volumen tratado.

Verificación de tecnologías, modelos y límites en JapónSi bien las técnicas de monitoreo microsísmicoexisten desde hace varios años, la búsqueda demejoras en el modelado de la velocidad y en laadquisición, procesamiento e interpretación dedatos continúa. Japan Exploration Company(JAPEX) y Schlumberger trabajaron conjunta-

mente en un proyecto destinado a comprobar lafactibilidad del monitoreo microsísmico en elcampo de gas Yufutsu, situado en Hokkaido,Japón.34

El yacimiento del Campo Yufutsu corres-ponde a un granito del Cretácico, naturalmentefracturado, con un conglomerado sobreyacente,ubicado a una profundidad que oscila entre4,000 m [13,124 pies] y 5,000 m [16,405 pies]. Den-tro del campo, no existe ninguna correlaciónevidente entre la producción de gas y la localiza-ción u orientación de los pozos. Sin embargo,JAPEX ha determinado que la productividad delos pozos está controlada por la condición de losesfuerzos locales y por la distribución y orienta-ción de los diversos sistemas de fracturasnaturales presentes en el campo.35 Más espe-cíficamente, las fracturas naturales de granapertura, o “mega” fracturas, orientadas en sen-tido paralelo al esfuerzo horizontal máximo,actúan como conductos para el gas, mientrasque las fracturas de pequeña escala afectan elalmacenamiento y la migración del gas. Lacaracterización de los sistemas de fracturasresultó exitosa en el pozo, gracias a dispositivostales como el generador de Imágenes Microeléc-tricas de Cobertura Total FMI. No obstante, paracomprender mejor el comportamiento del yaci-miento y mejorar el modelado de yacimientosutilizando un simulador de redes de fracturasdiscreto, JAPEX necesitaba investigar un volu-men de yacimiento más grande.36

56 Oilfield Review

X,000

X,250

X,500

X,584

X,750

X,884

Y, 000

Y, 250

Y, 500

Tope de la Formación Barnett Inferior

Tope de la Formación Ellenbergerto

Fallas

Prof

., pi

es

Pozo de observación

Etapa 4 Etapa 3 Etapa 2 Etapa 1

E O

> Influencia de las fallas sobre el tratamiento de estimulación en la Formación Barnett Shale.Chesapeake disparó los pozos a lo largo del intervalo de terminación horizontal para evitar elfracturamiento dentro de las cuatro fallas conocidas. A pesar de estas precauciones, la interpre-tación del diagnóstico del tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico StimMAPindicó que la actividad microsísmica se concentraba en las adyacencias de los planos de fallasy que la presencia de fallas cerca de las Etapas 1, 2 y 4 influenciaba dicha actividad microsísmica.

Primavera de 2006 57

En octubre de 2003, se realizó una prueba deinyección preliminar utilizando una herramientaVSI de cuatro niveles. En diciembre de 2004,JAPEX instaló la tecnología de monitoreo sísmicopermanente desplegada con la tubería de produc-ción—el sistema Vetco Gray PS3—en el pozo detratamiento SK-2D para registrar las EAs induci-das por la producción. JAPEX observó sólo unamicrosismicidad mínima en el campo, probable-mente debido a la falta de caída de presión en elyacimiento. Sin embargo, la actividad microsís-mica se indujo durante las operaciones deinyección que iniciaron la cizalladura a lo largode las fracturas naturales preexistentes. En con-secuencia, la registración y el análisis de estasEAs utilizando técnicas de monitoreo de fracturashidráulicas ayudó a definir la geometría y exten-sión de los sistemas de fracturas naturales. Enfebrero de 2005, se corrió un VSP y se llevó a caboun experimento de inyección de pequeña escala,y en mayo de 2005 se realizó un experimento deinyección de gran escala (derecha).

Los datos VSP fueron utilizados para mejorarel modelo de velocidad existente y demostraronser importantes en el análisis de fracturas. Utili-zando una fuente sísmica de pistolas de aire,colocada en una fosa especialmente diseñada enla superficie, y herramientas de adquisiciónsísmica Createch SAM43 de 111⁄16 pulgadas, des-plegadas dentro de la tubería de producción enlos pozos de observación cercanos y lejanos, seregistró un VSP de 49 niveles a lo largo delintervalo pertinente, en ambos pozos simultá-neamente. El VSP proporcionó datos de lacomponente z—la componente vertical—debuena calidad, que permitieron a los científicosde Schlumberger y JAPEX evaluar la calidad delacoplamiento de las herramientas Createch yhallar la posición óptima de las herramientaspara un levantamiento con fines de monitoreomicrosísmico. La información de velocidad del

levantamiento VSP también se utilizó paracorregir el modelo de velocidad existente, lo quea su vez mejoró la precisión de las posiciones delas EAs calculadas.

Otro objetivo del proyecto consistía en evaluarel desempeño en términos del monitoreo de lasfracturas hidráulicas del sistema prototipo perma-nente Vetco Gray PS3 operado con la tubería deproducción. Un sensor superior y un sensor inferiorfueron desplegados en el pozo de inyección SK-2D.Los sensores PS3 fueron afectados por el ruido

eléctrico. Sin embargo, una vez reducido el ruidomediante filtros de predicción de errores, se obser-varon los arribos de las ondas P y S. Si bien lossensores prototipo también estuvieron afectadospor el ruido proveniente del fluido de bombeo enesta terminación, algunos de los eventos de EAposeían relaciones señal–ruido suficientes paraidentificar los arribos de las ondas P y S. Estaprueba representó la primera utilización exitosade sensores múltiples para mapear las EAs induci-das hidráulicamente en un pozo de inyección.

33. La gran distancia existente entre el pozo de observacióny el volumen del yacimiento afectado por la Etapa 4puede ser responsable de la asimetría observada en laslocalizaciones de los eventos.

34. Drew J, Primiero P, Leslie D, Michaud G, Eisner L yTezuka K: “Microseismic Monitoring of a HydraulicInjection Test at the Yufutsu Gas Reservoir,” artículo B,presentado en el 10o Simposio de Evaluación deFormaciones de Japón, Chiba, Japón, 29 al 30 deseptiembre de 2004.

35. Tezuka K, Namaikawa T, Tamagawa T, Day-Lewis A yBarton C: “Roles of the Fracture System and State ofStress for Gas Production from the Basement Reservoirin Hokkaido, Japan,” artículo de la SPE 75704,presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de laSPE, Calgary, 30 de abril al 2 de mayo de 2002.

36. Tamagawa T y Tezuka K: “Validation of Clustering ofFractures in Discrete Fracture Network Model by UsingFracture Density Distributions Along Boreholes,” artículode la SPE 90342, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

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Punto de inyección 4,013 m

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> Geometría del pozo de inyección, dos pozos de observación y sensores con un mapa (inserto) quemuestra el lugar del experimento.

Utilizando los criterios de los sensores demonitoreo múltiples para la discriminación delos eventos, el programa de inyección de fluidosconsistente en 500 m3 [3,145 bbl] y 40 horas,implementado en febrero, produjo 920 eventosdetectables; 40 de los cuales exhibieron fases deondas P y S detectables en tres o cuatro senso-res y pudieron localizarse con una seguridadrazonable. Se realizó una comparación de laslocalizaciones de los eventos entre las calcula-das utilizando el modelo de velocidad existente ylas calculadas utilizando el modelo de velocidadrefinado por el VSP (arriba). El modelo de velo-cidad revisado mejoró significativamente loscálculos de la localización de la fuente, redu-ciendo así la incertidumbre. Los resultadosobtenidos con el nuevo modelo mostraron unagrupamiento de actividad más compacto que elobservado utilizando el modelo de velocidad pre-vio, que había sido construido a partir de VSPsregistrados en otras partes del campo.

Durante el experimento de inyección másamplio, realizado en mayo, se bombearon 5,600 m3

[35,223 bbl] de fluido durante seis días en cua-tro pruebas diferentes o etapas.37 El experimento

produjo 447 eventos localizados de un total de2,515 eventos detectados, algunos de los cualestuvieron lugar después de detener el bombeo(próxima página).

Para determinar el impacto del monitoreo depozos múltiples, las localizaciones de eventoscalculadas con datos del pozo de observación cer-cano sólo se compararon con las localizaciones deeventos calculadas con datos de localizaciones demonitoreo múltiples. El criterio utilizado para lalocalización de pozos múltiples fue que podíanpicarse los arribos de ondas P y S en el pozo cer-cano; que al menos un arribo de una onda P podíapicarse en el pozo de observación lejano; y quecomo mínimo podía picarse un arribo de ondas Po S de los datos de pozos de tratamiento PS3.

Luego se corrió el algoritmo de localizacióncon los datos de un solo pozo y con los datos depozos múltiples, utilizando el nuevo modelo develocidad. Con los datos de un solo pozo, secalculó la distancia existente hasta el evento uti-lizando los datos de tiempo de tránsito de lasondas P y S, y los ángulos de incidencia de losrayos se determinaron utilizando el análisis dehodogramas. Para el procesamiento de los datos

de un solo pozo y de pozos múltiples se realiza-ron estimaciones del hipocentro, utilizando lasfunciones de densidad de probabilidad formadasa partir de los retardos de tiempo y los ángulosmedidos y modelados.38 El agrupamiento corres-pondiente a la localización de un solo pozo esmás disperso y más difícil de interpretar que ladistribución de los pozos múltiples, que ademásmuestra actividad adicional significativamente

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Modelo de velocidad preexistente

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Modelo de velocidad local calibrado por VSP

37. Primiero P, Armstrong P, Drew J y Tezuka K: “MassiveHydraulic Injection and Induced AE Monitoring inYufutsu Oil/Gas Reservoir—AE Measurement inMultiwell Downhole Sensors,” artículo 50, presentadoen la 113a Reunión Anual de Otoño de la SEGJ, Okinawa,Japón, 16 al 18 de octubre de 2005.

38. Michaud G, Leslie D, Drew J, Endo T y Tezuka K:“Microseismic Event Localization and Characterizationin a Limited-Aperture HFM Experiment,” ResúmenesExpandidos, Exposición Internacional y 74a ReuniónAnual de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de 2004):552–555. Tarantola A y Valette B: “Inverse Problems: Quest forInformation,” Journal of Geophysics 50 (1982): 159–170.

> Impacto de trabajar con un modelo de velocidad calibrado mediante un registro VSP. Una comparación de las localizaciones de los eventos microsísmicosde las pruebas de febrero de 2005, realizadas con el modelo de velocidad preexistente (izquierda) en función de las pruebas realizadas con el modelo develocidad local calibrado mediante un registro VSP (derecha), muestra un agrupamiento más compacto de eventos si se utiliza el modelo actualizado. Estoreduce significativamente la incertidumbre asociada con la definición de la geometría y orientación de la fractura hidráulica. En cada una de las visuali-zaciones se muestra una vista en planta en la parte superior, una sección transversal norte-sur localizada en el extremo inferior izquierdo y una seccióntransversal oeste-este en el extremo inferior derecho.

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Segunda etapa de la prueba de inyección de mayo de 2005, a régimen escalonado y a alto régimen

Segunda etapa de la prueba de inyección de mayo de 2005, a régimen escalonado y a alto régimen

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Primavera de 2006 59

> Examen de la magnitud y cantidad de emisiones acústicas (EA) durante la segunda etapa de la prueba de inyección en el campo de gas Yufutsu, situado enJapón. Esta prueba comenzó con un proceso de inyección de 2.5 horas, a un régimen escalonado, seguido de una serie de inyecciones de 1 hora, a alto ré-gimen, seguidas en cada caso por ciclos de cierre de pozos de 1 hora. A continuación, se mantuvo un régimen de inyección continuo de 2.2 m3 [14 bbl] porminuto durante 19 horas, con una excepción representada por una operación de mantenimiento programado de los sistemas de bombeo. La gráfica centralmuestra la magnitud estimada del evento. El tamaño de las elipses verdes es proporcional a la relación señal–ruido. El número de eventos microsísmicos semuestra en la gráfica inferior. La presión de la tubería de producción (azul) y el régimen de bombeo (magenta) se exhiben en ambas gráficas. Una vista enplanta (extremo superior) muestra los eventos localizados que fueron atribuidos a esta etapa particular (negro) del número total de eventos localizados du-rante la totalidad del experimento de inyección de mayo de 2005 (gris). El comienzo de la inyección a régimen escalonado muestra un umbral y régimen depresión antes de que comiencen a producirse las EAs y, si bien el número de eventos disminuye durante los períodos de cierre de pozos, las EAs siguenproduciéndose en cantidades importantes luego de detenerse el bombeo.

más al norte del punto de inyección (arriba). Lacomparación entre los dos resultados resalta eldesafío que plantea el monitoreo del comporta-miento de las fracturas hidráulicas en el campo,donde las opciones de monitoreo pueden limi-tarse a un solo pozo.

Una de las principales motivaciones pararealizar mediciones de presión y de EAs duranteel monitoreo del tratamiento de estimulacióndel Campo Yufutsu fue el empleo de esa informa-ción para validar los modelos de simulación deyacimientos. JAPEX ha desarrollado un simula-dor numérico que simula la ruptura porcizalladura en las rocas, las EAs asociadas y losmejoramientos de la permeabilidad durante laoperación de simulación hidráulica.39 Se utilizó lacomparación entre las posiciones de los eventosde EAs simulados y medidos, junto con el ajusteiterativo de las historias de presión para ayudar aconfirmar la validez de las simulaciones.

Además de mejorar la caracterización de lossistemas de fracturas naturales y el modelado deyacimientos en el Campo Yufutsu, los experi-mentos de inyección confirmaron el valor de unmodelo de velocidad preciso y las ventajas delmonitoreo de las EAs desde estaciones múlti-

ples. Si bien las distancias de monitoreo más lar-gas son menos convenientes, el experimentodemuestra que el monitoreo puede realizarsedesde distancias considerables, dependiendo dela geología. En este caso, la herramienta demonitoreo más distante del pozo de observaciónlejano se colocó a aproximadamente 2.5 km[8,200 pies] de la actividad microsísmica.

Los datos de EAs proveen información sobrela distribución espacial del sistema de fracturas.Las técnicas de mapeo de avanzada, tales como elmétodo de doble diferencia y el análisis de multi-pletes, proveen las localizaciones de las fuentescon tal precisión que se pueden extraer grupos deEAs y estructuras relacionadas con fracturas.40

Por ejemplo, los resultados del método de doblediferencia aplicados al conjunto de datos delCampo Yufutsu sugieren estructuras linealesmúltiples, interpretadas como un sistema de frac-turas de mediana escala, que llenan el vacíoexistente entre el sistema de fallas y las fracturasobservadas en las imágenes de la pared del pozo.

Otra de las ventajas de los datos de EAs esque proveen restricciones espaciales para lasimulación de yacimientos. JAPEX desarrolló elSimulador para Inyección Hidráulica y Trata-

miento por Fracturamiento (SHIFT, por sus siglasen inglés) para simular los experimentos deinyección hidráulica.41 Este simulador operasobre un modelo de redes de fracturas discretasy simula la cizalladura de las fracturas preexis-tentes, la actividad de EAs relacionada y el

60 Oilfield Review

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Mapa de fracturas utilizando datos de un solo pozo

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Mapa de fracturas utilizando datos de pozos múltiples

39. Tezuka K, Tamagawa T y Watanabe K: “NumericalSimulation of Hydraulic Shearing and Related AE Activityin Fractured Gas Reservoir,” artículo A, presentado en10o Simposio de Evaluación de Formaciones de Japón,Chiba, Japón, 29 al 30 de septiembre de 2004.

40. El método de doble diferencia es una técnica de mapeoque relaciona múltiples pares de eventos entre sí. Losmultipletes son grupos de ondículas casi idénticas,provenientes de eventos múltiples con un mecanismofocal similar que se origina en la misma, oprácticamente la misma, ubicación pero que ocurre endiferentes tiempos.

41. Tezuka K, Tamagawa T y Watanabe K: “NumericalSimulation of Hydraulic Shearing in Fractured Reservoir,”artículo 1606, presentado en el Congreso GeotérmicoMundial, Antalya, Turquía, 24 al 29 de abril de 2005.

42. Drew J, Leslie D, Armstrong P y Michaud G: “AutomatedMicroseismic Event Detection and Location byContinuous Spatial Mapping,” artículo de la SPE 95513,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

43. Eisner L y Sileny J: “Moment Tensors of Events Inducedin Cotton Valley Gas Field from Waveform Inversion,”artículo P227, presentado en la 66a Conferencia yExhibición de la EAGE, París, 7 al 10 de junio de 2004.

Las cuatro etapas de laprueba de inyección

Primera prueba a régimen escalonadoSegunda prueba a régimen escalonado, primera pruebaa alto régimenSegunda prueba a alto régimenTercera prueba a régimenescalonado

> Comparación de la localización de los eventos desde un pozo de observación y desde localizaciones de monitoreo múltiples. Los datos de EAs del expe-rimento de inyección de mayo de 2005 se localizaron en base al análisis de hodogramas—para determinar el ángulo—y en base a los tiempos de tránsitode las ondas P y S para determinar la distancia. Los mapas de fracturas que sólo utilizaron datos del pozo de observación cercano (izquierda) fueron com-parados con los mapas de fracturas que utilizaron datos de tres localizaciones de pozos de observación (derecha). La utilización de localizaciones demonitoreo múltiples restringió el número de soluciones posibles para la localización de eventos proveyendo localizaciones menores en número peromejores en calidad, que generan una representación más clara de la actividad.

Primavera de 2006 61

mejoramiento de la permeabilidad en un procesodinámico. El simulador hace esto uniendo el aná-lisis de flujo de fluido con el análisis de dilataciónde las fracturas inducida por cizalladura. Se utili-zaron las EAs y las presiones de inyecciónobservadas durante el experimento para el análi-sis por ajuste posterior a la operación. El tamaño,orientación e historia de migración de la nube deEAs ayudó a restringir los parámetros del modelo.Además, los grupos de EAs pueden utilizarsecomo información determinística para modificarla red de fracturas directamente. El proyectoYufutsu, que involucró a JAPEX y Schlumberger,verificó algunos de los límites inherentes delmonitoreo de las fracturas hidráulicas.

Nueva actividad microsísmicaUna de las principales limitaciones de los méto-dos de monitoreo microsísmico radica en hallar

pozos candidatos a tratamiento que cuenten conuno o varios pozos de observación cercanos enlos cuales instalar la herramienta VSI. No sólo esnecesario que el pozo de observación se encuen-tre relativamente cerca del pozo de tratamiento,dependiendo de las propiedades acústicas de laroca adyacente, sino que además debe estarbien cementado y acústicamente calmo durantelas operaciones de fracturamiento. Para ase-gurarse de que el pozo de observación esté encondiciones adecuadas antes de correr la herra-mienta VSI a menudo se requiere un tiemposignificativo y erogaciones sustanciales.

Los científicos buscan continuamente elequilibrio entre detección y localización de EAsconfiables y operaciones de procesamiento einterpretación convenientes que provean res-puestas válidas en el sitio del tratamiento. Conel advenimiento de computadoras más rápidas,

un nuevo método que utiliza mapeo microsís-mico por coalescencia (CMMapping) ha logradoestablecer en forma rápida y confiable la locali-zación de eventos para un mapeo confiable delas fracturas en tiempo real.42

Otro desafío que encaran los geocientíficos deSchlumberger a la hora de detectar y localizarEAs es la identificación e interpretación de multi-pletes. Por ejemplo, se ha observado la presenciade multipletes durante dos etapas de bombeodiferentes. Respuestas microsísmicas idénticassurgen y vuelven a mapearse en las mismas locali-zaciones de fuentes. Por lo tanto, los multipletesindican la reactivación de una fractura o de unafalla respecto de la cual se detectó actividadpreviamente. Durante un tratamiento por fractu-ramiento hidráulico de etapas múltiples, estopuede indicar la presencia de flujo cruzado entrelas etapas, lo que da como resultado una opera-ción de estimulación ineficaz. La clave entoncesradica en lograr identificar la ocurrencia demultipletes en tiempo real para poder adoptarmedidas durante el bombeo. Los científicos deSchlumberger han desarrollado un método decorrelación cruzada para detectar la presencia deflujo cruzado entre las etapas, que además proveeotro nivel de control de calidad para la localiza-ción de eventos en tiempo real (izquierda).

Los científicos del Centro de Investigacionesde Schlumberger en Cambridge están desarro-llando además una técnica de inversión sísmicarobusta para determinar los mecanismos de loseventos microsísmicos observados; por ejemplo,los mecanismos de cizalladura o de tracción.43

Esta técnica permite ir mas allá de los “puntos deun casillero” y, por ejemplo, cuantificar los cam-bios de esfuerzos que resultan de los eventosmicrosísmicos. Esta información se utiliza pararestringir aún más los modelos geomecánicos yproporcionar a las compañías una mayor com-prensión de la propagación de las fracturashidráulicas o los cambios de esfuerzos en el yaci-miento fracturado.

La técnica de mapeo de las fracturas hidráu-licas tiene mucho que ofrecer a la industria deE&P, especialmente en el desarrollo de yaci-mientos compactos. Los modelos de fracturasprecisos, calibrados utilizando mediciones direc-tas de la geometría de las fracturas hidráulicas,se tradujeron en mejoras en las operaciones desimulación y desarrollo de yacimientos. Luegode décadas de búsqueda de la mejor forma decaracterizar las fracturas hidráulicas, la indus-tria ha vuelto a acceder a la mejor fuente paralas respuestas a sus preguntas; las fracturashidráulicas en sí. —MGG

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Etapa 2

Etapa 3

Etapa 3

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Correlación cruzada de las Etapas 1 (1-157), 2 (158-471) y 3 (472-769) Cinco etapas de microsismicidad

inducida por fracturamiento hidráulico:vista en profundidad

Correlación cruzada de las Etapas 3 (1-298) y 4 (299-497)

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> Detección de fracturas hidráulicas de etapas cruzadas utilizando multipletes. Esta técnica se basa enla identificación de multipletes como resultado de la reactivación de las fracturas de una etapa previa.En este ejemplo de Texas, la gráfica superior es una correlación cruzada de todos los eventos microsís-micos de las Etapas 1, 2 y 3 (extremo superior izquierdo). La Etapa 1 incluye los Eventos 1 a 157 inclusive,la Etapa 2 incluye los Eventos 158 a 471 inclusive, y la Etapa 3 incluye los Eventos 472 a 769 inclusive. Elcoeficiente de correlación cruzada se codifica en color, identificando los eventos microsísmicos en lasdiferentes etapas que se originan a partir de las mismas fracturas; multipletes. Si se correlacionan enforma cruzada las Etapas 3 y 4—Eventos 1 a 298 inclusive y 299 a 497 inclusive, respectivamente—elcoeficiente sigue siendo muy bajo salvo si las etapas se correlacionan consigo mismas (extremo inferiorizquierdo). El mapa de eventos refleja esta observación (derecha).

62 Oilfield Review

Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo

Michele ArenaStephen DyerRosharon, Texas, EUA

Larry J. BernardAllen HarrisonWalter LuckettThomas ReblerSundaram SrinivasanSugar Land, Texas

Brett BorlandRick WattsConocoPhillipsHouston, Texas

Bill LessoHouston, Texas

Tommy M. WarrenTesco CorporationHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Claire Bullen, Luanda, Angola; Robert Edmondson,Joe Fuentes y Teresa Garza, Cameron, Texas; y a John Hobbins, Randy LeBlanc, Thomas Querin y Don Shapiro,Sugar Land, Texas.EcoScope, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación),InterACT, PowerDrive, StethoScope y TeleScope son marcas de Schlumberger. Casing Drilling es una marca de Tesco Corporation.

En los centros de pruebas en escala natural, se pueden ensayar las nuevas tecnologías

de perforación, adquisición de registros y terminación de pozos bajo condiciones

reales de pozos en un ambiente controlado y confiable antes de su utilización en el

campo. Hoy en día, la industria está dando el paso más importante para asegurar la

calidad, mediante la ejecución de pruebas de integración de sistemas y la provisión

de métodos de pruebas durante la perforación. El conocimiento adquirido con esta

evaluación rigurosa ayuda a crear herramientas que se desempeñan conforme a lo

proyectado, aún en las condiciones más exigentes.

La demanda de recursos está haciendo que nues-tra industria procure hallar petróleo y gas enlocalizaciones cada vez más dificultosas. Los ope-radores quieren que las herramientas de fondode pozo posean nuevas capacidades; sinembargo, rehúsan exponerse al riesgo de que unaherramienta nueva falle en un pozo de alto costo.La ejecución de pruebas previas al despliegue denuevas herramientas se ha convertido en un pasocrítico en la introducción de las mismas.

La identificación de problemas con una tecno-logía nueva es mejor si se realiza en las primerasetapas del proceso de desarrollo, porque las solu-ciones tienden a ser más costosas si seimplementan más tarde. Las pruebas son, porende, cruciales y forman parte integrante del desa-rrollo de productos, desde la concepción hasta eldiseño y el despliegue en el campo. Las pruebasdeben examinar la utilidad general, aplicabilidad,precisión y repetibilidad de las mediciones; laseguridad del producto, su manufacturabilidad, yla configuración y logística de las entregas.

Las compañías de servicios están interesadasen probar las herramientas en condiciones quese asemejen lo mejor posible a las condicionesde campo, pero sin las restricciones operaciona-les logísticas y externas del campo. En unambiente controlado, una prueba puede ser bienconducida, concisa y completa. En consecuen-cia, los escenarios de uso no previstos y losasuntos relacionados con las mediciones, asícomo la confiabilidad del hardware, pueden ser

investigados y examinados exhaustivamente ensitio durante la fase de prueba. El hecho de con-tar con la capacidad de encarar los problemascuando aparecen por primera vez mejora consi-derablemente el proceso de desarrollo.

Por otra parte, las compañías de petróleo ygas desean minimizar el riesgo financiero queimplica el mal funcionamiento o la falla de unaherramienta. En un centro de pruebas, las com-pañías operadoras pueden explorar lafuncionalidad de las herramientas o los asuntosrelacionados con las interfaces de los sistemasen un ambiente controlado y bien caracterizado,sin las restricciones que imponen los costos detiempo de equipo de perforación o los problemasde seguridad. Algunos de los últimos avancesregistrados en la tecnología de perforación,incluyendo la perforación con tubería de revesti-miento en pozos de alto ángulo, pueden serevaluados en ambientes que reproducen las con-diciones de pozo reales.

De igual importancia tanto para el operadorcomo para el proveedor de servicios es la necesi-dad de comparar las pruebas realizadas ennuevas herramientas con las tecnologías com-probadas previamente, en condiciones similares.Los resultados de la comparación son más preci-sos y confiables cuando las condiciones de laspruebas pueden ser controladas y monitoreadasbajo condiciones operativas idénticas, en lugarde intentar realizar extrapolaciones entre losdiferentes campos o condiciones de pozos.

Primavera de 2006 63

Pruebas a nivel de componenteConjunto de componentes para pruebas de alta temperatura

Pruebas a nivel de conjunto

Pruebas a nivel de sistema

Pruebas de integración de sistemas (SIT)

Pruebas a nivel de subconjunto

Prueba de vibración de un subconjunto

Recipiente de alta presión y alta temperaturapara la prueba del sistema

Prueba de compresión de un conjunto de herramientas

Diversos tipos y niveles de pruebas se llevan acabo en varios centros de todo el mundo.1 Esteartículo analiza las pruebas de aptitud, desde loscomponentes hasta la integración de sistemas, ylos experimentos de colaboración realizadosentre las compañías de petróleo y gas y los prove-edores de servicios. De particular interés resultanlas pruebas finales y las mediciones de desem-peño que se obtienen justo antes del despliegueen el campo o antes de que una configuraciónespecífica de un producto complejo sea desple-gada en un pozo comercial. El Centro de Pruebasde Schlumberger en Cameron, Texas (CTF), estádiseñado para dar cabida a estas pruebas deavanzada.

Pruebas que abarcan desde los componenteshasta la integración de sistemasLa confiabilidad es un factor clave del éxito y larentabilidad de cualquier producto utilizado en lalocalización del pozo. Si bien cualquier equipo oherramienta nueva puede constituir una innova-ción maravillosa, estará condenado al fracaso si

no puede tolerar el ambiente riguroso de las ope-raciones de fondo de pozo o de perforación. Lasbuenas prácticas de ingeniería, sumadas a unaestricta prueba del desempeño y el ambiente,constituyen una alternativa eficaz para alcanzarel éxito.2

Por ejemplo, cada componente de una herra-mienta de adquisición de registros se pruebapara determinar una amplia variedad de factorestales como el ambiente operativo, los métodos dedespliegue y el rango dinámico de medición. Lascondiciones ambientales existentes en el campopetrolero, tanto hacia la superficie como hacia elfondo del pozo, se cuantifican para determinarlos valores extremos de temperatura, presión,choque, vibraciones y condiciones de regis-tración dificultosas. Entre los métodos dedespliegue y contingencias evaluados se encuen-tran los métodos de operación de herramientascon cable eléctrico, línea de acero y tubería flexi-ble. También se prueban la interacción y elcontrol en tiempo real, a través de cada métodode despliegue. La precisión absoluta y relativa

del rango dinámico de medición y su repetibili-dad se evalúan en diferentes tipos de lodos ylitologías.

En Schlumberger, el riguroso proceso de desa-rrollo de productos se inicia cuando se examinapor primera vez la factibilidad de un proyecto. Enbase al entorno operacional planificado de laherramienta, un documento de requerimientos yespecificaciones detalla el uso y la vida probablesdel producto, así como las condiciones a las queserá sometido a lo largo de todo su ciclo de vida.Este documento constituye la base de un planque especifica las pruebas a realizar a nivel decomponente, subconjunto, conjunto y sistemapara probar que el diseño del producto satisfagalos requisitos de calidad y confiabilidad. El nivelfinal de las pruebas corresponde a las pruebas deintegración de sistemas (SIT, por sus siglas eninglés), en las que múltiples herramientas y equi-pos de Schlumberger y de otros proveedores sesometen a prueba, en las condiciones operativasreales existentes en la localización del pozo.

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> Etapas de las pruebas durante la fase de desarrollo de las herramientas o los equipos: abarcan desde los componentes hasta la integración de sistemas.

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Además, durante la fase de factibilidad delproyecto, se prueban los componentes físicos delas mediciones en el laboratorio, en centros depruebas externos o en el fondo del pozo. Una vezque se demuestra que el proyecto es técnica-mente factible y posee suficiente justificacióncomercial para garantizar una inversión adicio-nal, el producto pasa a la fase de desarrollo en laque las pruebas se llevan a cabo en cada etapadel proceso (página anterior).

Durante la fase de desarrollo, las pruebas anivel de componente comienzan lo antes posible.En esta instancia, si bien los costos de las pruebasson los más bajos, las mejoras de diseño arrojanlos resultados más efectivos. Durante la prueba delos componentes, las máquinas de pruebas y lascondiciones de laboratorio someten a los com-ponentes individuales a esfuerzos similares o

superiores a los que pueden presentarse en unpozo real. Las condiciones de las pruebas oscilanhabitualmente entre temperaturas bajas duranteel transporte y almacenamiento, y temperaturaselevadas en el fondo de un pozo e incluyen ade-más choques, vibraciones, condiciones de baja yalta presión, flexión, corrosión y erosión.

Las pruebas de subconjuntos comienzancuando los componentes individuales han pasadola prueba de aptitud y se ensamblan y combinancon otros componentes. En ese momento se llevana cabo las pruebas de desempeño y confiabilidad.Esto se realiza en forma similar a las pruebas anivel de componente pero requiere máquinas depruebas más grandes. Cada centro de ingenieríaposee máquinas de pruebas diseñadas a medida,correspondientes al tipo de subconjunto desarro-llado en ese centro.

La etapa siguiente corresponde a las pruebasa nivel de subsistemas o conjuntos, en las que seconstruye una herramienta de fondo de pozohasta un punto en el que adquiere autonomía ypuede proveer una o más funciones en una locali-zación de pozo. Las pruebas de subsistemaspueden constituir un desafío debido al tamañodel equipo y normalmente requieren instalacio-nes especiales. Las pruebas de superficieincluyen la determinación del flujo de lodo a tra-vés y alrededor de la herramienta y valores depresión, choque, vibración y rotación de seccio-nes de herramientas de fondo de pozo completas.

En las pruebas a nivel de sistema o evaluaciónprecomercial, se verifican las mediciones paradeterminar su precisión y repetibilidad, especial-mente con respecto a las variaciones ocurridasdurante el proceso de fabricación. Muchos deestos parámetros de pruebas pueden ser exami-nados bajo condiciones controladas, por ejemplo,perforando a través del cemento fraguado en unpozo (izquierda). En esta etapa de las pruebas, seabordan numerosas preguntas. ¿Cómo se desem-peña la herramienta de producción con respectoa las especificaciones del prototipo de ingeniería?¿Es consistente el desempeño de todas las herra-mientas? ¿Existen variaciones de producción noprevistas entre una herramienta y otra? ¿Cuál es

1. Entre los centros de pruebas de Schlumberger seencuentran los siguientes: el Centro de Tecnología deSchlumberger en Abingdon, Inglaterra; el Centro de Geociencias de Schlumberger en Pekín, China; el Centrode Pruebas de Schlumberger en Cameron, Texas; el Centro de Tecnología de Schlumberger en Gatwick,Inglaterra; el Centro Integrado de Productividad y Operación de Herramientas en Singapur; el Centro deTecnología de Oslo, en Noruega; el Centro de Tecnologíade Princeton, Nueva Jersey; el Centro de Operación deHerramientas y Entregas de Schlumberger en SugarLand, Texas; el Centro de Aprendizaje Europeo de Schlumberger en Melun, Francia; Schlumberger; Kabushiki Kaisha, Fuchinobe, Sagamihara, Kanagawa,Japón; el Centro de Tecnología de Terminaciones deYacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas; elCentro de Fluidos de Yacimientos de Schlumberger enEdmonton, Canadá; el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia; el Centro de Tecnología de Schlumberger en Stonehouse, Gloucestershire, Inglaterra; y el Centro de Tecnología de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Para obtener más información sobre otros centros, consulte: Lang K: “Oilfield Testing Centers: Nurseries forNew Ideas,” Petroleum Technology Transfer CouncilNewsletter 9, no. 4 (2003): 6–9.

2. En Schlumberger, el aseguramiento de la calidad y laseguridad se basa en normas industriales tales como lacertificación de la Asociación Internacional de Normalización (ISO) 9001 para ingeniería y manufactura,la certificación Det Norske Veritas (DNV), la habilitaciónde la Asociación de Transporte Aéreo Internacional(IATA) para el transporte de explosivos y baterías, audito-rías de seguridad de terceros, prácticas recomendadasdel Instituto Americano del Petróleo (API) para estánda-res industriales en pruebas de hardware, normas de laSociedad Internacional y Americana de IngenierosMecánicos NACE para equipos de terminación de pozosy un riguroso control de calidad tanto en sitio como fuerade sitio.

> Unidad de Pruebas de Perforación Genesis. Se trata de un equipo de perfo-ración terrestre de tipo voladizo de 142 pies [43.3 m], que puede montarsesobre patines y posee una capacidad de carga de 1,250,000 lbf [5,560 kN]. Enservicio en el Centro de Tecnología de Sugar Land desde 1988, la unidadGenesis se utiliza para reproducir las condiciones de campo existentes en elfondo del pozo para diversos tipos de pruebas. Se pueden reproducir condicio-nes de flujo de lodo, presión, choques, vibraciones y rotación de herramientasde fondo de pozo bajo condiciones controladas, ya sea perforando a través delcemento o utilizando un dispositivo inductor de choques, también conocidocomo adaptador de levas.

la sensibilidad de un parámetro específico deuna herramienta con respecto al desempeño glo-bal de la medición?

Por último, en la fase SIT, se someten aprueba combinaciones de herramientas múlti-ples. Por ejemplo, la prueba SIT puede involucrarconjuntos de varios componentes de terminaciónde pozos; estas sartas pueden ser provistas pordiferentes centros y proveedores. La verificaciónde la interoperabilidad y del desempeño del sis-tema resulta crucial y es virtualmente imposiblede determinar sin ensamblar y probar el sistemacompleto en un centro de pruebas que proveaensayos generales de funcionamiento. En elpasado, las pruebas de aptitud de las herramien-tas se realizaban en el equipo de perforación deun operador. Hoy en día, se dispone de centros depruebas provistos de equipos de perforación queejecutan la misma función sin las restriccionesque imponen los costosos problemas relaciona-dos con la seguridad y el tiempo de equipo deperforación.

Acerca de los centros de pruebasSchlumberger ofrece varios centros para la eje-cución de pruebas de integración de sistemas,cada uno de los cuales posee diferentes capaci-dades. Comenzando con el primer pozo deprueba de 1956, los cuatro pozos de prueba delCentro de Tecnología de Terminaciones de Yaci-mientos (SRC) de Schlumberger en Rosharon,Texas, han sido utilizados para el desarrollo y laprueba de cañones de disparos, herramientas deadquisición de registros operadas con cable,equipos de disparos operados con la tubería deproducción, y, más recientemente, pruebas deformación efectuadas a través de la columna deperforación y equipos de tubería flexible. El cen-tro también posee un pequeño lago artificial queha sido utilizado por WesternGeco para realizarpruebas con fuentes sísmicas marinas.

El Centro de Aprendizaje Europeo (SELC) deSchlumberger en Melun, Francia, provee prue-bas de pozos en agujero descubierto y pozoentubado, pruebas de fondo de pozo y superficie,para servicios de operaciones con cable y algu-nos servicios al pozo. Los pozos del Centro deTecnología de Sugar Land se utilizan para la eje-cución de pruebas de aceptación, por parte delcliente, de herramientas operadas con cable yciertas herramientas de mediciones durante laperforación y de adquisición de registrosdurante la perforación (MWD y LWD respectiva-mente). La Unidad de Pruebas de PerforaciónGenesis es un equipo de perforación de tamañonatural con capacidad de reproducir muchas delas condiciones que pueden tener lugar en lalocalización del pozo en pozos verticales entuba-dos. El equipo de perforación no sólo es unainstalación excelente para la ejecución de prue-bas de perforación sino que sirve como centro deentrenamiento.

El Centro de Pruebas de Schlumberger enCameron, Texas (CTF), posee un equipo de per-foración con capacidad plena para la ejecuciónde pruebas de perforación, mediciones de pozose integración de sistemas. Con una superficie devarios cientos de acres, el centro CTF fue puestoen funcionamiento en el año 2004 (izquierda).El equipo de perforación de este centro permite

perforar tramos horizontales de hasta 1,829 m[6,000 pies] de longitud. Las formaciones pene-tradas por los pozos del centro poseen una ampliadiversidad de porosidades, permeabilidades ymineralogías. Se pueden correr herramientas deperforación, LWD, MWD y herramientas operadascon cable en carbonatos y areniscas. Dado que elsitio cubre una superficie tan extensa, es posibleperforar pozos con varias trayectorias diferentespara penetrar las diversas formaciones.

En su carácter de centro de Schlumberger, elCTF sirve como banco de pruebas confidencialespara las tecnologías de fondo de pozo y de superfi-cie más modernas. La conectividad de gran anchode banda dentro de la red protegida y segura deSchlumberger permite el flujo fácil y seguro dedatos confidenciales y posibilita la participaciónde testigos remotos en pruebas extensivas realiza-das durante la perforación. El centro proveeademás experiencia práctica para los empleadosy clientes de Schlumberger, incluyendo la pruebade la logística de montaje de equipos y de trans-porte y el entrenamiento de las brigadas deperforación para despliegues complejos.

En el centro CTF se han efectuado vastosconjuntos de pruebas, que incluyen desde prue-bas de factibilidad hasta evaluaciones depre-comercialización e integraciones de siste-mas y se han llevado a cabo pruebas asociadascon las herramientas LWD de última generación.Éstas incluyen el servicio de telemetría de altavelocidad durante la perforación TeleScope, elservicio multifunción de adquisición de registrosdurante la perforación EcoScope y el servicio dedeterminación de la presión de formacióndurante la perforación StethoScope. Las pruebasrealizadas en estas herramientas fueron compa-radas con los resultados de las herramientasLWD de generación previa, a lo largo de los mis-mos intervalos y en el mismo pozo, y tambiéncon los registros obtenidos por herramientasoperadas con cable corridos en los mismos inter-valos. Las pruebas de aptitud realizadas en granescala sobre las más modernas herramientas deoperación durante la perforación, antes de laspruebas de campo, posibilitaron la depuracióntemprana de las herramientas y ayudaron a pre-

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3. Adolph B, Stoller C, Archer M, Codazzi D, El-Halawani T,Perciot P, Weller G, Evans M, Grant BJ, Griffiths R, Hartman D, Sirkin G, Ichikawa M, Scott G, Tribe I y WhiteD: “No más esperas: Evaluación de las formacionesdurante la perforación,” Oilfield Review 17, no. 3 (Inviernode 2005/2006): 4–25.

4. Edment B, Elliott F, Gilchrist J, Powers B, Jansen R,McPike T, Onwusiri H, Parlar M, Twynam A y van Kranenburg A: “Mejoramiento de los tratamientos deempaque de grava en pozos horizontales,” OilfieldReview 17, no. 1 (Verano de 2005): 56–67.

5. Los cambios diseñados para satisfacer necesidadesespecíficas, realizados en el conjunto de terminaciónincluyeron un sistema de sello patentado. Esto permitió laderivación de las líneas de control múltiples y de las válvulas de control de flujo en posiciones de estrangula-dores múltiples que se colocan hidráulicamente. Lacubierta de circulación del empaque de grava permitió elbombeo de lechada en el espacio anular existente entreel filtro y la tubería de revestimiento. Esta cubierta poseeuna camisa diseñada para cerrarse una vez terminada laoperación de bombeo del empaque de grava.

> Centro de Pruebas de Schlumberger enCameron, Texas. Este centro cuenta con un equi-po de perforación para la ejecución de pruebasde perforación, mediciones de pozos e integra-ción de sistemas. El equipo de perforación puedemanipular tiros de sartas de perforación de trespiezas y está provisto de bombas de lodo de grancapacidad. Se encuentra montado sobre rielespara permitir el acceso conveniente a las dife-rentes bocas de una amplia variedad de pozosdireccionales que pueden ser utilizados tantopara pruebas en agujeros descubiertos comopara pruebas en pozo entubado.

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parar estos servicios para su introducción exitosaen pozos comerciales.3 Sin lugar a dudas, estedesarrollo de herramientas por vía rápida nohabría sido posible sin el centro CTF.

Pruebas de sistemas integradosLas pruebas SIT resultan particularmente útilespara proyectos de desarrollo críticos que debenintegrar varios tipos de pozos y herramientas. Elcreciente número de pozos marinos profundos ycomplejos ha puesto de manifiesto el valor de laejecución de las pruebas SIT, convirtiéndolaspotencialmente en parte integrante de un plande manejo de riesgos para proyectos críticos deperfil alto.

Este último año se realizaron varias pruebasSIT de terminación de pozos en los centros CTF ySRC, simulando lo más exactamente posible lascondiciones reales de pozos en diferentes partesdel mundo. Entre los objetivos de las pruebas SITde terminación de pozos se encuentran procedi-mientos de ensamblaje, prueba de interfaces,optimización de instalaciones, pruebas de inter-venciones y planeación de contingencias. Unameta importante es la reducción de la curva deaprendizaje a través del entrenamiento persona-lizado y la experiencia del personal deproveedores de servicios, terceros y operacionesde clientes.

En un ejemplo de prueba SIT, la primera en sutipo para un pozo de alcance extendido, se colocóun dispositivo de control de flujo inteligente den-tro de un tramo de tres zonas empacado congrava en un pozo de prueba entubado del centroSRC (derecha).4 El sistema de terminación teníaincorporados varios elementos recientementediseñados para satisfacer necesidades específi-cas, incluyendo grupos de sello patentados,válvulas de control de flujo de diámetro exteriorreducido y un sistema de empaque de grava dediámetro escalonado (step-bore), colocadohidráulicamente y operado en un solo viaje, conuna herramienta de servicio dedicada y una car-casa de circulación modificada.5 El plan de laprueba SIT para este pozo incluía además unaprueba completa del sistema de fondo de pozo enel SRC, seguida de la prueba de las interfaces dela cabeza de pozo y las líneas de control en lalocalización, antes de la movilización de los equi-pos hacia las áreas marinas. Estas pruebasproporcionaron el método óptimo para la identifi-cación de riesgos de instalación clave y seutilizaron con el fin de modificar subsiguiente-mente los procedimientos para reducir el tiempono productivo o las fallas.

Empacador de producción

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Sistema de empacador GPTe

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Sistema de empacador GP

Filtros (cedazos)

Sistema de empacador GP

Empacador inferior

Medidor de presión

Medidor de presión

Válvula de control de flujo

Válvula de control de flujo

Medidor de presión

Válvula de control de flujo

Abertura de inyección

Detector de restriccióninterior

Sellos

Tubos reforzados

Tubos reforzados

Sellos

Sellos

Filtros

Filtros

> Disposición de una terminación inteligente de empaque de grava (GP, por sus siglas en inglés) en pozoentubado, consistente en tres zonas, para pruebas de integración de sistemas (SIT, por sus siglas eninglés) (izquierda). La instalación de la sarta de terminación interna durante la prueba SIT se realizóen el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas(extremo inferior derecho). El sistema de empacador GP incluye el empacador de aislamiento y la car-casa de circulación. Como parte de la prueba SIT y en colaboración con el proveedor de cabezas depozos, se llevaron a cabo pruebas adicionales, conocidas como “pruebas de apilamiento” (extremosuperior derecho).

En esta prueba SIT, se abordaron variostemas específicos. Uno fue la prueba de la inter-faz entre la terminación inferior frente a laformación y la terminación interna inteligente,en particular los efectos de la fricción de losconjuntos largos de empacaduras múltiples, sucorrecto posicionamiento dentro del pozo, la ali-neación de la excentricidad del equipo y laminimización de las raspaduras y fatiga de lasempacaduras, antes de asentar la terminación.En segundo lugar, se examinaron los asuntosrelacionados con el arrastre y desgaste para laterminación interna durante la operación en unambiente altamente desviado. En tercer lugar,se verificó un sistema de empaque de gravaemplazado hidráulicamente, operado en un soloviaje, utilizando una herramienta de serviciodedicada y de diámetro escalonado.6 Por último,se utilizó la prueba SIT para optimizar la opera-ción de las líneas múltiples de control eléctricoe hidráulico, minimizando al mismo tiempo elnúmero de empalmes para reducir el tiempo deinstalación y su riesgo.

La prueba SIT demostró la factibilidad deldiseño de la terminación, la capacidad de insta-lar el equipo con éxito y la confiabilidad deldispositivo para el aislamiento zonal. Un total de35 recomendaciones basadas en la prueba SIT seincorporaron en los procedimientos de prepara-ción e instalación como mejores prácticas,contingencias o elementos que requieren aten-ción especial durante la instalación real delpozo. Subsiguientemente, se terminó una instala-ción marina con tiempo no productivo mínimo,especialmente si se considera el ambiente degran arrastre encontrado durante el empaque degrava, con una diferencia máxima de más de200,000 lbf [890 kN] entre el peso de la sarta albajar y al levantar en la profundidad final (TD,por sus siglas en inglés) (arriba, a la derecha). Elconocimiento adquirido durante el desarrollo dela prueba SIT se utilizó para calibrar el modelode arrastre de la instalación, que aseguró el éxitodel posicionamiento y el asentamiento.

Las tres zonas fueron estimuladas y probadasindividualmente con las válvulas de control deflujo, confirmando el aislamiento zonal. Los datosde producción de fondo de pozo, que se utilizanpara la asignación de la producción, se captanactualmente mediante la utilización del sistemade monitoreo y envío de datos en tiempo realInterACT. El proyecto—desde el inicio hasta laplaneación, comprobación y ejecución—se ace-leró para terminarlo en 12 meses.

En otro ejemplo, una prueba SIT de herra-mientas de terminación de pozos recién

diseñadas se llevó a cabo en un pozo entubadodel centro CTF, construido al efecto con untramo horizontal extendido para simular en laforma más fehaciente posible las condicionesanticipadas durante una instalación marina(próxima página). El objetivo de esta prueba erainvestigar cualquier asunto relacionado con lasinterfaces y verificar el aseguramiento y el con-trol de la calidad, los procedimientos deensamblaje, los procedimientos operativos y laprecisión de los planes de contingencias. Adicio-nalmente, era importante identificar eimplementar las lecciones aprendidas, inclu-yendo los cambios de diseño y procedimientosque conducirían a un incremento de la eficien-

cia, la confiabilidad o la funcionalidad en la apli-cación de campo del operador.

El conocimiento adquirido durante las prue-bas se tradujo en un mejoramiento de la fase deintervención. Se rediseñó un nuevo niple uti-lizado en conjunto con la herramienta decomando expansible para la válvula de aisla-miento de la tubería de producción, con el fin desuperar una incompatibilidad con la configura-ción seleccionada previamente. Además seexploraron pruebas adicionales, con tractorescomo medio de operación, junto con diversosmétodos de intervención para evitar el atasca-miento de la tubería flexible, o flexión helicoidal,anticipado para las cargas compresivas de más

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6. El sistema de empaque de grava diseñado para satisfa-cer necesidades específicas representa una herramientade servicio operada en un solo viaje, que provee unmecanismo para la colocación y prueba del empacador,la circulación de fluido y la operación de empaque degrava (GP, por sus siglas en inglés) en pozos altamentedesviados. La cubierta de circulación GP ha sido espe-cialmente modificada para alojar la sarta de terminacióninterna sin el riesgo de abrir la manga con orificio.

7. Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B, Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nuevaforma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de2005): 48–55.Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM: “Perforación de pozos direccionales con tubería derevestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005):48–65.

8. En los pozos direccionales se requiere un sistema deperforación con tubería de revestimiento recuperable,debido a la necesidad de recuperar el costoso equipo deorientación y perforación direccional, reemplazar elequipo averiado antes de alcanzar la profundidad deentubación y acceder, en forma rápida y eficaz desde elpunto de vista de sus costos, a las formaciones que seencuentran debajo de la zapata de la tubería de revesti-miento. Un conjunto recuperable para perforacióndireccional, operado con cable y ubicado en el extremoinferior de la tubería de revestimiento, reemplaza a lasherramientas direccionales utilizadas en un conjunto defondo de pozo convencional. Para obtener más información sobre operaciones contubería de revestimiento, consulte: Tessari R, Warren T yHoutchens B: “Retrievable Tools Provide Flexibility forCasing Drilling,” presentado en la Conferencia Técnicade Perforación con Tubería de Revestimiento, World Oil2003, Houston, 6 al 7 de marzo de 2003.

Prof

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Carga en el gancho Carga en el gancho

Instalación de la terminación inferior Instalación de la terminación interna

Descargar el fluidoanular para reducirla fricción

100,000 lbf

Pesos de la sarta al bajar simuladosPesos de la sarta al levantar simuladosPesos de la sarta al bajar medidosPesos de la sarta al levantar medidos

> Datos de pesos de la sarta al levantar y bajar durante la instalación de la terminación. El cuadro mues-tra el efecto del arrastre sobre la instalación de la terminación inferior (izquierda). Una sobretracciónmáxima—la diferencia entre el peso de la sarta al bajar y el peso de la sarta al levantar—de más de200,000 lbf observada en la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés) habría causado un esfuerzoen la tubería de producción superior al índice especificado. En base a la información adquirida durantela prueba SIT y los datos recolectados para los pesos de la sarta al levantar y bajar de la terminacióninferior, se limpió el pozo y se cambió el fluido en el espacio anular para reducir la fricción. Estos pasosredujeron la sobretracción a menos de la mitad del valor de la terminación inferior (derecha). La medicióndel arrastre encontrado durante la instalación de la terminación interna fue utilizada para implementarcambios de procedimientos, tanto durante la prueba como en el pozo marino de alcance extendido.

Colgador de latubería de producción

Sarta de asentamiento

Válvula de aislamientode superficie

Válvula de seguridad

Empacador de producción

Niple de asentamiento

Junta de contracción

Sellos

Sistema de válvulasde aislamiento de laformación (FIV)

Extensión de la tuberíade revestimiento

Filtros

Válvula de aislamiento detubería de revestimiento

Tubería de revestimiento

Inyección de químicosy medidor de presión

Sistema deempacador GP

Centralizador

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de 2,500 lbf [11.1 kN] que se observaron durantela prueba SIT. Adicionalmente, se registraronmás de 60 puntos de acción diferentes relaciona-dos con la seguridad, los procedimientosprevistos, las modificaciones de los equipos y lasmejores prácticas para incrementar la eficien-cia, la confiabilidad y la funcionalidad.

Las pruebas de sistemas integrados han pro-porcionado reducciones de costos demostradas,en el largo plazo, tanto a través de la resoluciónde problemas antes de la primera instalación enel campo como por medio de las lecciones apren-didas para mejorar la eficiencia y reducir eltiempo de instalación y el tiempo no productivo.A pesar de los estudios de ingeniería detalladosque se habían llevado a cabo, las pruebas SITesclarecieron las limitaciones de lo que podíaplanearse y verificarse por anticipado y demos-traron la importancia de realizar una prueba decampo en forma confidencial y sin las restriccio-nes de tiempo del equipo de perforación.

La capacidad de adaptar las pruebas de inte-gración en un ambiente controlado y de costorelativamente bajo permite a los operadores ylas compañías de servicios por igual, reducir sig-nificativamente la curva de aprendizaje y elriesgo. Los centros de pruebas, especialmentelos provistos de equipos de perforación en granescala tales como el centro CTF, expanden loshorizontes de lo que puede lograrse en términosde simulación de planes de pozos complejos ypruebas de nuevas tecnologías en colaboracióncon las compañías de petróleo y gas y otros ter-ceros contratistas.

Un proyecto de colaboración: perforacióndireccional con tubería de revestimientoEn los últimos años, la aceptación de la técnicade perforación con tubería de revestimiento seha incrementado en forma sostenida porqueofrece mejor control del pozo y mayor seguridad,más eficiencia y ahorros de costos demostrados.7

Si bien los ahorros más significativos puedengenerarse en los ambientes marinos, la técnicade perforación con tubería de revestimiento enactivos maduros plantea importantes desafíos.Los pozos perforados desde una plataforma sontípicamente direccionales y la perforación depozos desviados con tubería de revestimientopuede requerir modificaciones en el equipo deperforación o en el equipo de plataforma, quepodrían afectar la producción a un costo prohi-bitivo en un ambiente operacional marino.Además, habitualmente se debe desarrollar unacurva de aprendizaje con los primeros pozos per-forados en una nueva área de aplicación.

ConocoPhillips, una compañía líder en laindustria en lo relativo a la aplicación de tecno-logía Casing Drilling recuperable, poseemúltiples activos marinos en los que la perfora-ción con tubería de revestimiento ofrece laposibilidad de ayudar a enfrentar problemas deconstrucción de pozos conocidos.8 En los campos

maduros, tales como el Campo Eldfisk situadoen el área marina de Noruega, el agotamiento delos yacimientos produce problemas de estabili-dad de pozos. Las operaciones de perforacióncon columna de perforación estándar puedenrequerir sartas de revestimiento extra para evi-tar los problemas de estabilidad de pozos

> Terminación submarina de empaque de grava en agujero descubierto utiliza-da en una prueba de integración de sistemas en el centro CTF. Los conjuntosde terminación superior (verde) e inferior (azul) han incorporado varias herra-mientas de terminación recientemente diseñadas; una herramienta de serviciopara la operación de empaque de grava (que no se muestra en esta gráfica),productos integrados que implican un solo ensamblaje, con manómetro perma-nente e inyección de químicos, y tres tipos diferentes de válvulas de aisla-miento.

causados por el agotamiento de las presiones deformación. Además de resolver los problemas deperforación, la tecnología de perforación contubería de revestimiento tiene el potencial dereducir el número de sartas de revestimiento, loque podría conducir a un mejoramiento de la efi-ciencia de las operaciones de construcción depozos y a reducciones sustanciales de costos.

Se implementó un proyecto de colaboraciónentre ConocoPhillips, Tesco y Schlumbergerpara diseñar y comprobar la técnica de perfora-ción direccional con tubería de revestimiento enrelación con dos pozos planificados para elCampo Eldfisk, en el año 2006. Los pozos planifi-cados serían perforados desde una boca de pozocomún con tuberías de revestimiento de 103⁄4 y

73⁄4 pulgadas. Al comienzo del proyecto, lasherramientas para perforar con tubería derevestimiento no existían en estos tamaños y losproblemas operacionales relacionados con lospozos direccionales requerían el rediseño delhardware existente.

Los altos riesgos asociados con la colocación,perforación direccional y recuperación de estasnuevas herramientas con modificaciones sincomprobar en pozos de estos tamaños, justifica-ban la prueba de esta tecnología en los pozosdireccionales de un campo en tierra firme. Pero

se planteaban otras inquietudes en torno a esteenfoque. En primer lugar, con socios múltiples,era difícil realizar una prueba que beneficiara aloperador pero que potencialmente ofrecierapoco o ningún beneficio a los otros socios. Lacuantificación de los costos y los riesgos resul-taba complicada.

En segundo lugar, dado que los objetivos de lazona productiva y las trayectorias de los pozosdireccionales que los acompañan frecuente-mente cambian conforme se obtiene una nuevainformación del campo, un perfil de incrementoangular direccional de una sección de la tuberíade revestimiento puede pasar a otra seccióncomo resultado de un cambio en un modelo geo-lógico. Estos cambios realizados en la planeacióndel pozo restringían severamente los objetivos dela prueba. En tercer lugar, los pozos comercialesson perforados hasta la terminación. La natura-leza misma de la prueba de un proceso deperforación, tal como el proceso de perforacióncon tubería de revestimiento, puede ocasionarproblemas lo suficientemente significativos comopara abandonar la prueba o el pozo. Una vez quese inicia una sección de perforación direccionalcon tubería de revestimiento, se debe terminar.Si surgen problemas con las herramientas, setiene que contar con la capacidad de volver a laperforación direccional con la columna de perfo-ración como opción disponible. Esta naturaleza aprueba de fallas de la construcción de pozosrequirió una extensiva planeación y evaluaciónde costos.

Estos temas, comunes en las operaciones deconstrucción de pozos, dificultaban la prueba denuevas tecnologías para una unidad de negociosen los campos de otra unidad de negocios, aun-que se tratara de grandes organizacionesoperadoras multinacionales. Se dedicaron variosmeses a la modificación de los diseños de lospozos antes de adoptar la decisión de buscar unenfoque diferente. La alternativa era utilizar elcentro CTF.

Se planificaron dos pruebas. Los pozos delcentro CTF representarían las secciones direc-cionales, las tasas de incremento angular y losparámetros operacionales tales como las tasas deflujo de lodo, requeridos en los pozos del CampoEldfisk.9 En la primera prueba, se comprobaría lacolocación y la recuperación de las herramientasdel conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus

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9. Borland B, Watts R, Warren T y Lesso B: “Drilling HighAngle Casing Directionally Drilled Wells with Fit-for-Purpose String Sizes,” artículo de las IADC/SPE99248, presentado en la Conferencia de Perforación delas IADC/ SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de2006.

Prueba 1

Prueba 2

Prueba 3 Prueba 4Prueba 5

Perforación de850 pies en sentido

horizontal

Pruebas de colocación y recuperación del BHA, planificadas con ángulos de 0°, 45° y 90°

Pozo perforado previamente con tubería derevestimiento de 103⁄4 pulgadas hasta 3,769 pies

Prof

undi

dad

Distancia

> Perfil del pozo horizontal del Centro de Pruebas de Schlumberger en Cameron, Texas, para pruebasde perforación direccional con tubería de revestimiento (extremo inferior). Se muestran cuatro opera-ciones de colocación y recuperación de conjuntos de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés),en orientaciones verticales e inclinaciones diversas. La Prueba 5 incluyó aproximadamente 850 piesde perforación horizontal. El personal del equipo de perforación posee la capacidad de desarmar elsistema y efectuar cambios de diseño menores en base a la prueba que la brigada de Tesco está reali-zando en el equipo de perforación cercano (extremo superior). Todos los días se llevan a cabosesiones informativas de las pruebas, que incluyen directrices de seguridad, para definir los procedi-mientos para las 12 horas siguientes. Durante éstas y otras pruebas de perforación direccional contubería de revestimiento, se realizaron dos sesiones informativas diarias de las que participó personalde ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger (derecha).

10. Copercini P, Soliman F, Gamal ME, Longstreet W, Rodd J,Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayorpotencia para continuar la perforación,” Oilfield Review16, no. 4, (Primavera de 2005): 4–9.

Primavera de 2006 71

siglas en inglés) para perforación con tubería derevestimiento de 75⁄8 pulgadas en operaciones deperforación horizontal. La segunda prueba com-probaría el sistema de 103⁄4 pulgadas con tasas deincremento angular múltiples, desviando un pozodireccional desde la sección vertical.

La primera prueba tuvo lugar en julio de2005 en un pozo de alto ángulo del centro CTFperforado previamente con tubería de revesti-miento de 133⁄8, lo que incluyó aproximadamente183 m [600 pies] de sección horizontal (páginaanterior). Se realizaron pruebas para colocar y

recuperar el BHA en la sección vertical y endesviaciones de 45° y 90°. Se probó un BHApara perforación direccional con tubería derevestimiento, que incorporaba un sistemarotativo direccional (RSS, por sus siglas eninglés) (arriba).10 La prueba incluyó también el

> BHA para perforación direccional con tubería de revestimiento, utilizado en la prueba con tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas (izquierda). El conjuntode sistema rotativo PowerDrive incluyó un motor que se corrió en el interior de la unión de la zapata de la tubería de revestimiento para proveer una veloci-dad de rotación adecuada durante la perforación, minimizando al mismo tiempo la rotación de la tubería de revestimiento para controlar el desgaste y lafatiga. El BHA para perforación direccional con tubería de revestimiento posee una longitud debajo de la tubería de revestimiento, de 25.9 m [85 pies], mien-tras que un BHA vertical típico posee una longitud de sólo 4.6 m [15 pies]. Se muestra el desempeño del sistema rotativo direccional para tres configuracio-nes del sistema PowerDrive (extremo inferior derecho). Los resultados de la prueba indican el grado de éxito de la prueba de perforación horizontal. En lafoto se observa al personal de Tesco y Schlumberger armando el BHA (extremo superior derecho).

Carcasa delmotor de la barrena

Estabilizadorinternoen tándem

Adaptador desensor devibracionesEnsanchador

de 97⁄8 pulgadas

Motor nodireccional

Drill LockAssembly (DLA)

Sistema MWD

Zapata de la tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas

Estabilizadorexternoen tándem

Barrena decompuestopolicristalinode diamante(PDC)

Sistema rotativodireccional

PowerDrive

Incl

inac

ión,

gra

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Profundidad medida, piesAz

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, gra

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Dere

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erda

803,600 3,800 4,000 4,200 4,400 4,600

82

84

86

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90

92

94

96

98

158

156

154

152

150

148

146

144

142

140

Inclinación

Configuracióndel RSS 1

Configuracióndel RSS 2

Configuracióndel RSS 3

Azimut

Prueba con giro a la derechaPlanificado: 1.0°/100 piesObtenido: 1.4°/100 pies

Prueba con giro a la izquierdaPlanificado: 3.0°/100 piesLogrado: 4.3°/100 pies

Mantener lainclinación yel azimuthasta la TD

desempeño direccional de este equipo. Se envióun comando al RSS para desviar la trayectoria delpozo hacia la derecha, con un incremento angularde 1.0°/30 m [1.0°/100 pies]. Luego de 91.4 m[300 pies] se transmitió un segundo comandopara girar hacia la izquierda con un incrementoangular de 3.0°/30 m [3.0°/100 pies]. Por último,se envió otro comando para que la inclinación y elazimut se mantuvieran constantes hasta el finalde la prueba. El primer giro se efectuó con unincremento angular de 1.4°/30 m [1.4°/100 pies],el incremento angular del segundo fue de 4.3°/30m [4.3°/100 pies] y el tercer comando se tradujoen un azimut constante. Se perforaron aproxima-damente 259 m [850 pies] de pozo horizontalnuevo.

La colocación y recuperación de los BHAspara perforación con tubería de revestimiento serealizaron utilizando cable. No obstante, debido ala gran inclinación del pozo, también se probó elbombeo de las herramientas por el pozo. El BHAfue colocado y recuperado con éxito. Luego se vol-vió a colocar y posteriormente se desenganchóutilizando una herramienta de desconexión bom-beada, sin agregado de cable. En una profundidadobjetivo, se asentó la herramienta de desconexiónen el niple de asentamiento, liberando el DrillLock Assembly y permitiendo la recuperación delBHA, para completar una prueba funcional com-pleta del hardware.

72 Oilfield Review

< BHA para perforación direccional con tuberíade revestimiento, utilizado en la prueba con tu-bería de revestimiento de103⁄4 pulgadas. El BHAutilizado en la prueba con tubería de revestimientode 103⁄4 pulgadas es el BHA más pesado y largoempleado en una operación de perforación di-reccional con tubería de revestimiento. Poseeuna longitud de 37.2 m [122 pies] y pesa el tripleque el BHA utilizado en la prueba con tubería derevestimiento de 75⁄8 pulgadas.

Adaptador de vibraciones superior

Zapata de tubería de revestimiento de 103⁄4 pulgadas

Sistema rotativo direccionalPowerDrive

Ensanchador de 123⁄4 pulgadas

Estabilizador en la camisadel motor

Motor no direccional

Drill Lock Assembly (DLA)

Sistema MWD

Adaptador de vibraciones inferior

Estabilizador interno en tándem

Ensanchador a rodillo

Barrena de compuestopolicristalino de diamante (PDC)

Primavera de 2006 73

herramienta MWD. Los conteos de choques tam-bién se registraron en el fondo del pozo en elsistema RSS. Adicionalmente, se colocaron trespaquetes de sensores en el BHA; uno porencima y dos por debajo del ensanchador, entrela herramienta MWD y el sistema RSS. Lasmediciones registradas en el fondo del pozoincluyeron la presión anular; el choque lateral,axial y de torsión; la velocidad de rotación; elesfuerzo de torsión y el peso sobre la barrena.Se utilizaron dos BHAs de diferentes longitudespara comprobar las diferencias en la respuestaa las vibraciones.

El conjunto de datos de esta prueba es elregistro de datos de fondo de pozo más extensivoque se haya recolectado durante una operaciónque involucra perforación con tubería de revesti-miento. Los datos fueron registrados desde elcomienzo de la desviación en un tapón de re-entrada, mientras se atravesaba un laberinto deagujeros perforados a partir del mismo pozoprincipal y durante la perforación de aproxima-damente 850 pies con un incremento angular deunos 20°. El pozo fue perforado direccional-mente, primero con una tasa de incrementoangular baja de 0.5°/30 m [0.5°/100 pies] y luegocon una tasa más alta de 3.0°/100 pies.

Los datos de mecánica y dinámica de la per-foración recolectados durante estas pruebas setradujeron en recomendaciones acerca de cam-bios tácticos que permitirán mejorar los diseñosde los pozos para las operaciones de ConocoPhi-llips en el Campo Eldfisk en Noruega.

Expansión de los horizontes de aseguramiento de la calidadEl diseño de equipos que puedan tolerar las con-diciones ambientales y de perforación extremasde los campos de petróleo durante la obtenciónde mediciones de alta sensibilidad sigue siendo

un reto grandísimo. Conforme las herramientasse vuelven más complejas y los hidrocarburos seocultan en ambientes cada vez más dificultosos,el riesgo y los costos asociados con la aplicaciónde nuevas tecnologías sólo se incrementarán enel futuro. En consecuencia, es esencial la homo-logación de las tecnologías de campos petrolerosantes de su introducción en el campo.

Con la necesidad de mitigar la exposición aambientes de campos petroleros riesgosos y man-tener los costos bajo control, la ejecución depruebas remotas con la participación de clientesy personal de centros de ingeniería y pruebas seha convertido en una tendencia creciente. Laconectividad de gran ancho de banda dentro de lared protegida y segura de Schlumberger provee lacapacidad de realizar pruebas confidenciales einvolucrar especialistas que se encuentran amiles de millas de distancia.11

Los beneficios de mantener y operar centrosde pruebas, que incluyen la capacidad deperforación total, están bien establecidos. El des-pliegue rápido de tecnologías facilitadoras dealto desempeño en el campo y la demanda cre-ciente de proyectos de terminación complejos ymultidisciplinarios, llave en mano, son algunasde las razones de la necesidad de contar con cen-tros de pruebas tales como el centro SRC y elcentro CTF. En realidad, los límites de las prue-bas son impuestos solamente por las limitacionesde la creatividad de los responsables del desarro-llo de tecnologías.

Es probable que el futuro sea testigo de laimplementación de un número creciente de pro-yectos de colaboración entre operadores,compañías de servicios y otros proveedores paraprobar los nuevos límites de la tecnología y pro-veer aseguramiento de la calidad y la seguridaden ambientes de perforación rigurosos y geológi-camente complejos. —RG

Se corrió un adaptador de sensor de vibracio-nes de fondo de pozo por encima del ensanchadorpara monitorear las aceleraciones lateral y de tor-sión. Los choques producidos durante la primeraetapa de la carrera fueron de mayor intensidadpero luego se redujeron. Estos choques puedendañar el RSS. Una inspección completa de lasherramientas demostró que no habían sufrido losdaños observados con anterioridad, probable-mente gracias a las modificaciones efectuadas enla herramienta rotativa direccional para hacerlamás robusta. El BHA de pequeño diámetro utili-zado en la operación de perforación con tuberíade revestimiento aún es susceptible a las vibra-ciones y choques excesivos y seguirá siendomonitoreado. No obstante, el modelado realizadopara mitigar los choques y las mejoras de larobustez de la herramienta han reducido conside-rablemente este problema.

La prueba con tubería de revestimiento de103⁄4 pulgadas tuvo lugar en noviembre de 2005.Una tubería de revestimiento de 133⁄8 instaladapreviamente había sido colocada verticalmente, auna profundidad de aproximadamente 609.6 m[2,000 pies]. La instalación con cable para laprueba con tubería de revestimiento de 75⁄8 pulga-das utilizó una polea superior suspendida debajodel aparejo viajero convencional, mientras que enla prueba con tubería de revestimiento de 103⁄4pulgadas se empleó una polea de corona fija y unaparejo hendido para simular el equipamiento delequipo de perforación del Campo Eldfisk. Eldiseño del BHA direccional era similar al utili-zado en la prueba con tubería de revestimientode 75⁄8 pulgadas. Se utilizó una herramienta RSS yMWD para el control direccional en la secciónpiloto del BHA (página anterior).

Las mediciones de las vibraciones de fondode pozo—conteos de choques—se transmitie-ron a la superficie en tiempo real desde la

74 Oilfield Review

Un método de perforación acertado

Jeff AlfordRoger B. GoobieColin M. SayersEd TollefsenHouston, Texas, EUA

Jay CookeHelis Oil & GasHouston, Texas

Andy HawthornJohn C. RasmusSugar Land, Texas

Ron ThomasPPI Technology ServicesHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ron Blaisdell, Nueva Orleáns; Lennert den Boer, Calgary; Joaquín Armando Pinto Delgadillo yEgbonna Obi, Youngsville, Luisiana; Nick Ellson y DaleMeek, Sugar Land, Texas; y a Ivor Gray, CJ Hattier y Sheila Noeth, Houston.APWD (Presión Anular Durante la Perforación), CDR (Resistividad Dual Compensada), FPWD (Presión de Formación Durante la Perforación), PERT (Evaluación de la Presión en Tiempo Real), sonicVISION, StethoScope yTeleScope son marcas de Schlumberger.

Entre las decisiones que deben tomar los ingenieros de perforación, la selección de

la densidad del lodo óptima es una de las más desafiantes y trascendentes. Hoy en

día, las herramientas de adquisición de registros sónicos durante la perforación son

esenciales para tomar estas decisiones.

Varias generaciones de ingenieros de perforaciónhan luchado por visualizar el oscuro y formidableambiente de perforación de fondo de pozo. Hoyen día, los ingenieros y geocientíficos dependende sensores cada vez más sofisticados para reco-lectar datos del subsuelo, comprender lalitología, identificar rasgos geológicos, localizarhidrocarburos y tomar una serie de decisiones deperforación y terminación.

Nuestro sentido de la vista, si bien se encuen-tra altamente desarrollado, tiene sus limitaciones.Por ese motivo, a comienzos del siglo XX, los cien-tíficos iniciaron el desarrollo de tecnologías quepermitirían la visualización de ambientes que delo contrario no podrían verse. En el año 1906,Lewis Nixon inventó el primer dispositivo de escu-cha submarina y determinación de distancias, osonar, para de detectar témpanos.1

Los primeros sonares eran pasivos; sólo podíanescuchar. No obstante, entre 1914 y 1918, la Pri-mera Guerra Mundial aceleró el interés por lossonares activos y su posterior desarrollo paradetección submarina.

La primera tecnología de sonares activostransmitía un sonido, o golpeteo, a través delagua. Múltiples receptores denominados trans-pondedores detectaban el eco acústico deretorno, proporcionando datos sobre las posicio-nes relativas de los objetos estáticos y los objetosen movimiento. Hoy en día, las tecnologías acús-ticas de avanzada poseen diversos usos en áreastales como la medicina, aplicaciones militares yla industria de exploración y producción (E&P)de petróleo y gas.

Las herramientas de adquisición de registrosdurante la perforación (LWD, por sus siglas eninglés) basadas en componentes acústicos pro-veen datos que ayudan a reducir la incertidumbrey permiten a los ingenieros tomar decisiones deperforación efectivas y oportunas. Los datos pro-venientes de las herramientas sónicas LWD nosólo ayudan a establecer gradientes de la presiónde poro sino que también ayudan a definir la

porosidad y permeabilidad, detectar y clasificarlos hidrocarburos, evaluar la estabilidad delpozo, interpretar los cambios litológicos, monito-rear los efectos del flujo de fluido en el pozo ydeterminar en forma precisa las profundidadesde asentamiento de la tubería de revestimiento.2

Más importante aún es el hecho de que estosdatos se encuentran disponibles en tiempo realpara ayudar a los ingenieros y geocientíficos atomar decisiones críticas que inciden en los cos-tos y la eficiencia de la perforación (véase“Actuar a tiempo para maximizar el aprovecha-miento de los hidrocarburos,” página 4). En esteartículo, describimos cómo las herramientas sóni-cas y las técnicas de interpretación de avanzadaestán ayudando a definir mejor la ventana segurade densidad del lodo, perforar a mayor profundi-dad y optimizar las profundidades de colocaciónde las tuberías de revestimiento. Algunos ejem-plos de campo del Golfo de México (GOM, por sussiglas en inglés) y del área marina de Australiamuestran cómo los operadores están utilizandolos datos acústicos en tiempo real y los sistemasde telemetría que transmiten pulsos entre la loca-lización del pozo y la costa para limitar el riesgo yla incertidumbre, reduciendo al mismo tiempo elcosto del pozo.

Una necesidad imperiosa de disponer de predicciones de la presiónLa comprensión de las condiciones de presióndel subsuelo es clave para el proceso de cons-trucción de pozos.3 Los cambios producidos en elgradiente de presión normal afectan la seguri-dad de la perforación, el diseño y la profundidadde asentamiento de la tubería de revestimientoy, en particular, la ventana de densidad del lodo.

Los ingenieros restringen el rango de densi-dad del lodo para sustentar la estabilidad delpozo, controlar las presiones de fondo y optimi-zar la profundidad de asentamiento de la tuberíade revestimiento. Con mucha frecuencia, la den-sidad del lodo se mantiene por encima de la

1. Para obtener más información sobre el desarrollo de losdispositivos de sonar, consulte: http://www.absoluteastronomy.com/reference/sonar. (Se accedió el 6 de febrero de 2006).

2. Para obtener más información sobre adquisición de regis-tros sónicos, consulte: Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D,Esmersoy C, Hsu K, Denoo S, Mueller MC, Plona T, ShenoyR y Sinha B: “New Directions in Sonic Logging,” OilfieldReview 10, no. 1 (Primavera de 1998): 40–55.

3. Barriol Y, Glasser KS, Pop J, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K,Sayers CM, Terrazas Romero M y Volokitin Y: “Las presiones de las operaciones de perforación y producción,”Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005): 22–41.

4. Para obtener más información sobre operaciones de per-foración en condiciones de bajo balance, consulte: BigioD, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D, DoremusD, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y Stephens D: “CoiledTubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6, no. 4(Octubre de 1994): 9–23.

Primavera de 2006 75

presión de formación—a un nivel requeridopara controlar los esfuerzos presentes en la for-mación y prevenir golpes de presión o influjosque pueden traducirse en costosos problemas decontrol de pozos—y por debajo del gradiente defractura, para impedir la ruptura de la forma-ción y las pérdidas de fluido de perforación. Lospozos a veces también se perforan con la densi-dad estática del lodo por debajo de la presión deformación, o en condiciones de bajo balance.4

El rango óptimo de densidad del lodo sueleser estrecho y difícil de definir; esto sucede espe-cialmente en regiones con esfuerzos tectónicos yen ambientes de aguas profundas. Dentro de estaestrecha ventana de densidad del lodo, los inge-nieros contemplan diversos factores, incluyendola tasa de flujo mínima requerida para las opera-ciones de limpieza del pozo, las operaciones conmotores de fondo y sistemas de telemetría, y lasdensidades estática y de circulación equivalentes

(ESD y ECD, por sus siglas en inglés respectiva-mente). Los fluidos de perforación tales como loslodos a base de aceite y los lodos a base de pro-ductos sintéticos con frecuencia exhibenpropiedades termomecánicas y de compresibili-dad que varían con la profundidad, lo quedificulta la optimización de la eficiencia de per-foración manteniendo al mismo tiempo ladensidad del lodo.

> Predicción de la presión de poro en el GOMcon datos sísmicos. En este ejemplo, el modelode velocidad inicial basado en el análisis develocidad de apilamiento convencional (arriba, ala izquierda) pronostica sobrepresión (círculonegro). Si bien las predicciones de la presión deporo basadas en esta información no sonsuficientemente precisas para la operación deperforación, se puede obtener un mayor gradode resolución de velocidad sísmica mediante lautilización de análisis tomográficos y datos detiros de prueba de velocidad para refinar elmodelo de velocidad (arriba, a la derecha). Elprocesamiento ulterior de los datos permite laconstrucción de un cubo de presión de porotridimensional (3D) (extremo inferior derecho).

1416

1210

86

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Prof

undi

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0.5

810

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14 16

12y, km

1.01.52.02.53.03.5

16

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9

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00 91 2 3 4

Distancia, km

Prof

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5 6 7 8

3

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1

2

1.54.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0

2.0Velocidad, km/s

Prof

undi

dad,

km

2.5 3.0

Tiros de prueba de velocidadTomografíaVelocidad de intervaloderivada de la velocidadde apilamiento

El hecho de operar dentro de la ventana dedensidad del lodo permite a los ingenieros mejo-rar la eficiencia de la perforación y colocar latubería de revestimiento en la mejor profundi-dad posible. Si la tubería de revestimiento secoloca a una profundidad demasiado somera, elcosto de construcción del pozo habitualmenteaumenta, la profundidad del pozo se limita, sepuede comprometer el régimen de producción y,en ciertos casos, el objetivo quizás no resulteaccesible.

El mantenimiento del peso del lodo dentrode una ventana específica depende de la deter-minación y predicción precisas de cambiosanómalos en la presión de formación. El análisisde la resistividad de la lutita que utiliza datosadquiridos con herramientas operadas con cablees uno de los métodos de detección de presiónanormal más antiguos.

La resistividad de la formación depende dela porosidad, el tipo de fluido presente dentrodel espacio poroso y su potencia iónica. Bajocondiciones de compactación normales, unincremento de la resistividad de la lutita con laprofundidad corresponde a una reducción de laporosidad (arriba). Un cambio anormal en lapresión de formación se asocia normalmentecon un desplazamiento de la tendencia de com-pactación normal, indicado en un registroeléctrico por una reducción de la resistividadasociada con un incremento de la porosidad.

Para mantener un valor de densidad del lodoseguro durante la perforación, es necesario dis-poner de información sobre presión anormaldurante el desarrollo de dicha operación. Si bienla resistividad de la formación es una de lasmediciones LWD más comunes, diversos factorespueden tener un efecto significativo sobre losdatos, enmascarando potencialmente los cam-bios producidos en la tendencia de compactaciónnormal y obstaculizando la detección de la pre-sión anormal.5

El cambio de la temperatura del pozo con laprofundidad altera la resistividad del agua deformación, mientras que la presencia de hidro-carburos aumenta considerablemente laresistividad. Los grandes depósitos de materiaorgánica también pueden incrementar la re-sistividad, oscureciendo los indicadores desubcompactación. Los cambios producidos en elestado del pozo, tales como un incremento de sudiámetro como consecuencia de un desmorona-miento o un derrumbe, incrementan aún más elerror en la medición de la resistividad. Si bienmuchos de estos efectos pueden ser compensa-dos, apoyarse sólo en datos de resistividad parala predicción de la presión de poro incrementasignificativamente el riesgo de perforación.

Los geocientíficos a menudo pueden identifi-car la existencia de formaciones que presentan

presiones anormales, utilizando velocidades sís-micas. Para una litología dada, la velocidadacústica usualmente depende de la porosidad:cuanto mayor es la porosidad, más baja es lavelocidad acústica. En sedimentos normalmentecompactados, la compactación aumenta con laprofundidad. La porosidad, a su vez, disminuyecon la profundidad y de este modo la velocidadde las ondas sónicas y sísmicas que se propagana través de la formación generalmente aumentacon la profundidad (abajo). Las desviaciones conrespecto a esta tendencia a menudo se puedenatribuir a la existencia de capas de sedimentosque no han sido compactados, lo que indica lapresencia de una presión anormalmente alta,que se conoce como sobrepresión. No obstante,las incertidumbres asociadas con las velocidadessísmicas comúnmente producen errores de pro-fundidad, lo que dificulta la definición de lasdistancias exactas que median hasta los riesgosde perforación y los objetivos geológicos.

Los modelos de velocidad creados a partir delos datos sísmicos pueden mejorarse mediante laincorporación de información de alta resoluciónderivada de las mediciones sónicas obtenidasdurante la perforación (próxima página). Hoy en

76 Oilfield Review

5. Aldred W, Bergt D, Rasmus J y Voisin B: “Real-TimeOverpressure Detection,” Oilfield Review 1, no. 3 (Octubre de 1989): 17–27.

Potencialespontáneo (SP) Profundidad Resistividad

Línea detendencianormal

Desviación

> Análisis de registros eléctricos para pronosticarla presión de poro. En sedimentos normalmentecompactados, la resistividad eléctrica aumentarácon la profundidad a lo largo de una línea de ten-dencia normal (rojo). Una desviación de la resis-tividad respecto de la tendencia normal puedeindicar la presencia de presión de formaciónanormal.

8,800

9,000

9,200

9,400

9,600

9,800

10,000

10,200

10,400

Velocidad de penetraciónpies/h

Prof.,pies050

Rayos gammaºAPI 1500

Resistividad de cambio de faseohm.m 2.00.2

Resistividad de atenuaciónohm.m 2.00.2

∆t sónico LWDµs/pie 50150

Inicio de lasobrepresión

Tendencia decompactación normal

50150

Divergencia

Zonasobrepresionada

∆t

Rayos gamma Prof.,pies150°API30

Relación Vp/Vs

60

7,680

7,700

7,720

7,740

7,760

7,780

7,800

7,820

7,840

7,860

Relación de Poisson0.5( )

( )

0

Esfuerzo mínimo5,000lpc0

Ángulo de fricción50grados0 25lbm/US gal5

Resistenciaa la tracción

6,000lpc0Diámetro

25pulgadas5

Calibrador25pulgadas5

Resistencia a lacompresión

no confinada

5,000lpc0

Esfuerzo máximo6,000lpc0

Gradiente de losestratos de sobrecarga

Profundidad medida, pies

5,000lpc0

Ovalización por rupturade la pared del pozo

Golpe de presión

Pérdidas

Falla por corte: Escalón

Falla por corte: Separación

Falla por corte (cizalladura):Ovalización por ruptura de

la pared del pozo Sobrecalibrado

Fractura

Fractura

Densidad del lodo

Ventana segura de densidad del lodo

Primavera de 2006 77

> Definición de ventanas de densidad del lodo. La velocidad sónica puede utilizarse para predecir los cambios producidos en la ten-dencia de compactación normal, que suelen ser una indicación de la existencia de presión anormal (extremo superior izquierdo). Adiferencia de las mediciones de resistividad, la velocidad sónica no se encuentra afectada por los cambios de temperatura y la sa-linidad del pozo. Las mediciones de la lentitud de las ondas compresionales en tiempo real obtenidas con las herramientas sónicasLWD se utilizan para pronosticar la presión de poro y ayudan a definir los límites de los golpes de presión y de la ovalización porruptura de la pared del pozo (extremo superior derecho). La incorporación de mediciones sónicas de corte (extremo inferior), dis-ponibles en las formaciones rápidas, ayuda a determinar el potencial de golpes de presión y pérdidas de lodo, los límites de lasfracturas y la ventana segura de densidad del lodo que se muestra en blanco (Carril 4). También se pueden definir diversos tiposde fallas por corte (Carril 5).

día, los geocientíficos e ingenieros combinan losdatos sónicos obtenidos con herramientas opera-das con cable y durante la perforación, con tirosde prueba de velocidad para generar sismogra-mas sintéticos que luego se correlacionan conmediciones sísmicas previas a la perforación,proporcionando al grupo de perforación unaforma de posicionar la barrena de perforacióndentro del ambiente geofísico (arriba).6 Estosprocesos que se desarrollan en tiempo realayudan a los ingenieros a prepararse para loscambios de presión antes de atravesarlosdurante la perforación.

La generación de un sismograma sintético apartir de los datos LWD implica la combinaciónde los datos de tiempo de tránsito (∆t) con lasmediciones de densidad, para producir unmodelo de impedancia acústica (IA). Estemodelo es convertido en una secuencia dereflectividad sísmica y luego se convoluciona conuna ondícula seleccionada para producir un sis-mograma sintético.7 Un sismograma sintético esmucho más útil cuando se calibra en profundi-dad con un tiro de prueba de velocidad obtenidocon una herramienta operada con cable odurante la perforación, o con un perfil sísmicovertical (VSP, por sus siglas en inglés). Si bien elsismograma sintético puede generarse en lalocalización del pozo, es más frecuente que losdatos se transmitan a un centro de ingenieríapara su procesamiento.

La correlación de un sismograma sintéticocon las trazas sísmicas de superficie ayuda a losgeocientíficos e ingenieros a ubicar la trayectoriadel pozo en una sección sísmica. El cálculo de laposición espacial del pozo en relación con losmarcadores sísmicos, o reflectores, permite algrupo de perforación anticiparse a los cambiosanormales producidos en la presión de formación.

Mediciones sónicas durante la perforaciónInmediatamente después de la introducción delas mediciones sónicas LWD, a fines de la décadade 1990, un operador verificó su empleo paramejorar la eficiencia de la perforación en diversasáreas de operaciones principales. En un pozoexploratorio del GOM, EUA, en un área conocidapor la presencia de formaciones de presión anor-mal, se transmitieron datos de densidad y sónicosLWD desde el equipo de perforación hasta la ofi-cina del operador. Allí, los geocientíficosgeneraron un sismograma sintético, que se corre-lacionó con la sección sísmica de superficie querepresentaba la zona objetivo y una zona desobrepresión sobreyacente.8 El sismograma sinté-tico indicó que el tope de la zona sobrepresionadase encontraba a una profundidad 18 m [60 pies]mayor que la prevista por la sección sísmica. Estainformación permitió a los ingenieros colocar lazapata de la tubería de revestimiento considera-blemente más cerca de la zona sobrepresionada,lo que optimizó la profundidad de asentamiento

de la tubería de revestimiento y mejoró la seguri-dad y eficiencia de la perforación de las seccionesde pozo subsiguientes.

En otro de los primeros ejemplos, BHP(ahora BHP Billiton) y Schlumberger utilizaronmediciones sónicas LWD no sólo para calibrarlas reflexiones sísmicas sino para actualizar loscálculos de presión de poro adelante de labarrena.9 Varios pozos de exploración situadosfrente a la costa de Australia Occidental habíansido abandonados prematuramente debido aproblemas de estabilidad asociados con la pre-sencia de formaciones sobrepresionadas.

Conforme la barrena se aproximaba a la zonasobrepresionada prevista, la velocidad acústicaadquirida durante la perforación se utilizaba paraactualizar continuamente los modelos de veloci-dad derivados de los levantamientos sísmicos desuperficie y VSP existentes. Simultáneamente, losingenieros en la localización del pozo utilizabandatos de Resistividad Dual Compensada CDR entiempo real, mediciones sónicas LWD, medicionesde peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés), de esfuerzo de torsión rotativo y de velo-cidad de penetración (ROP, por sus siglas eninglés), junto con el programa de Evaluación de laPresión en Tiempo Real PERT, para monitorear loscambios producidos en la presión de poro a unosmetros detrás de la barrena. Esta información seutilizó para calibrar las predicciones de presión deporo derivada de los datos sísmicos y los datos VSP.

78 Oilfield Review

Lentitud deondas sónicasDensidad

Impedanciaacústica Reflectividad Ondícula

Sismogramasintético

> Localización de una barrena en el mapa sísmico utilizando sismogramas sintéticos. Los datos de lentitud de ondas só-nicas LWD se invierten con la medición de la densidad para producir una medición de impedancia acústica (IA) (procesode izquierda a derecha). La IA se convierte a un valor de reflectividad y se convoluciona con una ondícula de 35 Hz encada reflector para obtener el sismograma sintético (derecha). El análisis geofísico de los datos sísmicos determina lafrecuencia de la ondícula. A medida que aumenta la profundidad, se atenúan las señales sísmicas de mayor frecuencia,de manera que se utiliza una frecuencia más baja, generalmente de 20 Hz en lugar de 35 Hz, para correlacionar losdatos sónicos LWD con las mediciones sísmicas de superficie. Esto ayuda a los ingenieros y geocientíficos a ubicar labarrena en el mapa sísmico en forma más precisa.

Primavera de 2006 79

Utilizando técnicas múltiples para la predic-ción de la presión de poro, el operador pronosticócon precisión los cambios producidos en la pre-sión de formación, identificó los requisitosmínimos de densidad del lodo y optimizó la pro-fundidad de asentamiento de la tubería derevestimiento para construir un pozo exitoso eneste ambiente hostil.

Reducción de la ventana de incertidumbreLas operaciones de perforación en áreas técnica-mente desafiantes, normalmente se asocian concostos altos y niveles de riesgo e incertidumbreelevados.10 Los datos sónicos LWD, disponibles entiempo real, desempeñan un rol clave en la reduc-ción del costo, el riesgo y la incertidumbremediante la actualización de los modelos creadosantes de la perforación. Sin embargo, la creaciónde esos modelos en una primera instancia puederesultar compleja. En el año 2000, los geocientífi-cos comenzaron a buscar oportunidades paraincrementar la velocidad y precisión del mode-lado y la predicción de la presión de poro durantela perforación.11

En el área de aguas profundas del GOM, lasobrepresión genera importantes riesgos de per-foración. La sobrepresión es provocada por lasedimentación del Río Mississippi que sufre unproceso de enterramiento rápido, en compara-ción con el tiempo que requieren los sedimentospara expulsar el agua intersticial. Esto impideque los sedimentos se compacten a medida queson enterrados y hace que el fluido de poro sesobrepresione. En sedimentos subcompactados,los contactos entre los granos de los sedimentosson débiles, lo que produce baja resistencia delas rocas acompañadas de bajas velocidadesacústicas.

La determinación exacta de la presión deporo es un requisito clave para la toma de deci-siones de perforación optimizadas en estosambientes sobrepresionados. Antes de perforar,se puede pronosticar la presión de poro utili-zando velocidades sísmicas—asumiendo que

existe un levantamiento sísmico disponible yprocesado—junto con una transformada de velo-cidad a presión de poro calibrada con los datosde pozos vecinos. No obstante, este procedi-miento demanda un tiempo considerable. Lossismogramas sintéticos pueden ser generadosrápidamente, en comparación con el tiemponecesario para el análisis de las velocidades sís-micas y la creación del cubo de presión de poro.

Conforme los ingenieros se centran en formasde reducir el riesgo y la incertidumbre, el tiemponecesario para procesar y correlacionar los datossísmicos y los datos sónicos LWD se vuelve crí-tico. Con el fin de acelerar este proceso para lasáreas prospectivas del norte del GOM, los geo-científicos de Schlumberger desarrollaron uncubo de presión de poro para el área entera utili-zando datos suministrados por el Servicio deAdministración de Minerales (MMS, por sussiglas en inglés) (arriba).12

6. Un tiro de prueba de velocidad es un tipo de levanta-miento sísmico de pozo diseñado para medir el tiempo detránsito acústico desde la superficie hasta una profundi-dad conocida. La velocidad de formación se midedirectamente bajando un geófono hasta cada profundi-dad de interés, emitiendo energía desde una fuente en lasuperficie y registrando la señal resultante. Un tiro deprueba de velocidad difiere de un perfil sísmico verticalen el número y densidad de las profundidades de recep-ción registradas; los geófonos pueden estar posicionadosen forma apartada e irregular en el pozo, mientras que unperfil sísmico vertical usualmente posee numerosos geó-fonos posicionados a intervalos espaciados en el pozo dela manera más estrecha y regular posible.

7. Una ondícula es un pulso que representa un paquete deenergía proveniente de la fuente sísmica.

8. Hashem M, Ince D, Hodenfield K y Hsu K: “Seismic TieUsing Sonic-While-Drilling Measurements,” Transcrip-ciones del 40º Simposio Anual sobre Adquisición deRegistros de la SPWLA, Oslo, Noruega, 30 de mayo al 3de junio de 1999, artículo I.

9. Tcherkashnev S, Rasmus J y Sanders M: “Joint Application of Surface Seismic, VSP and LWD Data forOverpressure Analysis to Optimize Casing Depth,” presentado en la Jornada de la EAGE: La petrofísica va alencuentro de la geofísica, París, 6 al 8 de noviembre de2000.

10. Malinverno A, Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC:“Integrating Diverse Measurements to Predict PorePressure with Uncertainties While Drilling,” artículo de laSPE 90001, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.

11. Sayers CM, Johnson GM y Denyer G: “Predrill Pore Pressure Prediction Using Seismic Data,” artículo de lasIADC/SPE 59122, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 defebrero de 2000.

12. Sayers CM, den Boer LD, Nagy ZR, Hooyman PJ y Ward V:“Regional Trends in Undercompaction and Overpressurein the Gulf of Mexico,” Resúmenes Expandidos, 75ª Reunión Anual de la SEG, Houston (6 al 11 de noviembrede 2005): 1219–1222.

10 11 12 13Presión de poro, lbm/US gal

14 15 16 17

> Construcción de un modelo mecánico del subsuelo tridimensional (3D), en el Golfo deMéxico (GOM, por sus siglas en inglés). Los datos sísmicos, de tiros de prueba de velo-cidad y sónicos, suministrados por el Servicio de Administración de Minerales (puntosverdes), se recogieron en pozos del GOM (extremo superior) en los que la presión deporo superó 1,198 kg/m3 [10 lbm/US gal] y el error de velocidad pronosticado fue infe-rior a ± 366 m/s [± 1,200 pies/s]. Luego, los datos se sometieron a la técnica de krigingpara pronosticar la presión de poro y se graficaron en un modelo 3D (extremo inferior).

Los datos de tiros de prueba de velocidad delMMS en el GOM se invirtieron para obtener lavelocidad compresional en función de la profun-didad debajo de la línea del lodo. Estas funcionesde velocidad se combinaron luego con registrossónicos escalados de pozos de aguas profundas yse sometieron a la técnica de kriging para poblarun modelo mecánico del subsuelo tridimensional(3D) que mostraba tanto la velocidad como losniveles de incertidumbre inesperados.13

Mediante la aplicación de un umbral al errorde kriging pronosticado, se pueden restringirlos mapas de subcompactación y sobrepresión aáreas de interés específicas. En relación conproyectos comerciales, se puede extraer un sub-cubo confidencial para clientes a partir del cubode presión de poro del GOM. Toda informaciónadicional provista por el operador y los datosadquiridos durante el proceso de perforacióncon herramientas sónicas LWD y herramientas

de determinación de la presión de poro entiempo real se utiliza para actualizar el modelodel cliente, aumentando la resolución y redu-ciendo la incertidumbre asociada con la presiónde poro, tanto en el ambiente de perforacióninmediato como adelante de la barrena (arriba).

Además de las mejoras introducidas en lastécnicas de modelado, los avances tecnológicosimplementados en las herramientas LWD y lossistemas de telemetría están proveyendo medi-

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1,500 2,000 2,500Vp, m/s

10 15 20Gradiente de presión de poro, lbm/US gal

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Densidades del lodo

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Sónico

Densidades del lodo

Datosde presión

de poro

4

> Reducción de la incertidumbre con datos de presión de fuentes múltiples. El grado de incertidumbre asociado con un gradiente de presión de poro seilustra con el ancho y la baja resolución de las curvas de velocidad de ondas compresionales (Vp) y gradientes de presión de poro (1). Los datos de veloci-dad de los tiros de prueba de velocidad sónicos se agregan al modelo, reduciendo en alguna medida la incertidumbre asociada con la presión de poro (2).El agregado de las densidades del lodo en base a los informes de perforación (3) y las mediciones físicas de la presión de poro (4) permite refinar las esti-maciones y mejora significativamente la resolución de la presión de poro.

Primavera de 2006 81

ciones en tiempo real más precisas y en mayorescantidades. La herramienta LWD de medicionessónicas durante la perforación de nueva genera-ción sonicVISION, introducida en abril de 2004,ha aumentado la confiabilidad en la precisión delas velocidades de ondas compresionales obteni-das en tiempo real.

Hasta hace poco, muchos creían que seríaimposible obtener mediciones sónicas durante laperforación. Los ingenieros pensaban que elrápido arribo de la señal acústica por el collarínde la herramienta desde el transmisor hasta losreceptores, dominaría todos los arribos, haciendoimposible la discriminación y el registro de losarribos de formación.

Con esta idea en mente, los diseñadores delas herramientas sónicas LWD de primera gene-ración se concentraron en la mitigación de losarribos directos a través del collarín. Para ello,las herramientas fueron diseñadas en torno a loque se conoce como el rango de frecuencia enmodo radial de los collarines. Esta frecuenciadepende del espesor y el diámetro del collarín;sin embargo, para la mayoría de las herramien-tas, corresponde a una banda estrecha queoscila entre 11 y 13 kHz.

En la frecuencia en modo radial, las ondasacústicas tratan de expandir el collarín en lugarde viajar hacia el receptor, atenuando de esemodo los arribos de los collarines en los recepto-res. Mediante el diseño de los transmisores paraque disparen dentro de la estrecha banda de fre-cuencia en modo radial y a través del filtrado delos datos recibidos en el mismo rango, los inge-nieros esperaban recibir arribos de formaciónclaros y discernibles, libres de las distorsionescausadas por los arribos a través de los collarines.

Esta técnica demostró ser parcialmentesatisfactoria en relación con las formacionesrápidas en las que la frecuencia de excitacióncae dentro del rango apropiado. No obstante,para formaciones más lentas, tamaños de pozosmás grandes y para los componentes de menorfrecuencia del tren de ondas, tales como las for-mas de ondas de corte y de Stoneley, estasherramientas de primera generación no excita-ban la formación en la frecuencia óptima ydescartaban los datos que se encontraban fuerade la estrecha banda asociada con el modoradial (arriba, a la derecha).

El procesamiento de banda angosta favorecíaademás el fenómeno de aliasing (desdobla-miento del espectro) espacial, condición en laque los arribos no formacionales, o transforma-ciones artificiales del procesamiento, aparecendentro de la ventana de banda exploradora de

coherencia-tiempo-velocidad (STC, por sussiglas en inglés). El fenómeno de aliasingdepende de la frecuencia del pulso transmitido,de las frecuencias de forma de onda registradasy del espaciamiento entre receptores. Con unsistema prácticamente de monofrecuencia, elfenómeno de aliasing estaba bien desarrollado,conduciendo al picado incorrecto de eventos queno eran arribos de formación.

La interpretación errónea de los arribos de lasseñales también puede limitar la validez de losdatos acústicos. Las herramientas previas anali-zaban todos los arribos acústicos dentro de unaventana de tiempo asociada con una profundidad.

De este modo, dentro de este conjunto de datos,podía haber arribos compresionales y de ondas decorte, arribos a través del lodo y los collarines yarribos desdoblados hacia las bajas frecuencias.Los procesadores de fondo de la herramientaluego discriminaban el arribo compresional deotras señales, en base a la coherencia de esoseventos. Siendo los arribos compresionales uno

> Rango de frecuencia del nuevo diseño de la herramienta. Los rangos defrecuencia de las herramientas previas se alineaban estrechamente dentrode la frecuencia de atenuación del collarín. Las herramientas más nuevasposeen un rango de frecuencia expandido que cubre un espectro más ampliode formaciones blandas y duras (barra amarilla). Ahora se captan los arribosde frecuencias más bajas tales como las ondas de Stoneley y las ondas P defuga (que no se muestran en esta gráfica).

1,000

100

10

10 5

Energía de Stoneley

RocaduraAm

plitu

d, m

V15 20

Energía compresional yenergía de corte

Rango de frecuencia dela herramienta sonicVISION

Rango de frecuenciade la herramienta previa

Atenuación del collarín

10Frecuencia,

kHz

Roca blanda

13. El término kriging se refiere a una técnica utilizada confunciones estadísticas de dos puntos, que describe elaumento de la diferencia o la reducción de la correlaciónexistente entre los valores de las muestras al aumentar laseparación entre las mismas, para determinar luego elvalor de un punto en una grilla heterogénea a partir devalores cercanos conocidos.

de los eventos más pequeños discernibles en eltren de ondas, su coherencia es típicamente bajasi se compara con otros arribos (arriba). Las pri-meras herramientas a menudo confundían oidentificaban erróneamente los datos, enviandovalores incorrectos a la superficie.

Con el fin de mitigar estos problemas, losingenieros de Schlumberger diseñaron la herra-mienta sonicVISION para transmitir y recibir lasseñales acústicas de banda ancha en un rango defrecuencia que oscila entre 3 y 19 kHz y que poseemás posibilidades de generar una respuesta medi-ble de la mayoría de las formaciones. Las ondasde corte acústicas son difíciles de adquirir conherramientas de banda angosta porque contie-nen frecuencias más bajas que las ondascompresionales. La frecuencia de la herramientasonicVISION se ha optimizado para excitar la for-mación a lo largo de una banda de frecuenciasignificativamente más ancha que la de lasherramientas previas. Esto permite obtener enforma rutinaria mediciones de ondas de corte yondas compresionales durante la perforación enformaciones más rápidas. Los niveles de potenciade salida también se incrementaron diez vecespara acoplar la energía acústica de banda anchacon la formación en forma más efectiva.

El nuevo diseño además transmite los eventoscoherentes en tiempo real, conocidos como picos.La herramienta sonicVISION puede enviar hastacuatro arribos pico hacia la superficie, en cual-quier momento dado, permitiendo que losingenieros que están en la superficie diferencienlos arribos en forma precisa en lugar de dependerdel procesamiento de fondo de pozo. Estos picosluego se acoplan para formar un registro de pro-yección STC que ayuda a mejorar la precisión delos datos y representa un significativo paso ade-

lante con respecto al control de calidad de losdatos (próxima página).

Los registros de proyección STC ayudan a losingenieros a diferenciar con precisión el modocompresional, el modo de corte y otros modos entiempo real. El novedoso diseño de la herra-mienta sonicVISION ahora permite que losingenieros modifiquen los límites perceptiblesen la superficie, mejorando así la extracción delvalor ∆t compresional y proporcionando ademásdatos de ondas de corte en tiempo real. La dis-criminación precisa de los arribos mejora lamedición de la presión de poro y posibilita lainterpretación geomecánica basada en datos deondas compresionales, ondas de corte y datos dedensidad.

Los datos acústicos ahora pueden adicional-mente refinarse mediante la adquisición dedatos mientras las bombas se encuentran fuerade servicio. El ruido de fondo de igual frecuenciaque las mediciones sónicas, generado por lasoperaciones de perforación y circulación, puedeinterferir con la obtención de mediciones acústi-cas precisas. Durante una conexión de la sartade perforación, la herramienta sonicVISIONpuede obtener mediciones de velocidad de for-mación en tiempo real en ambientes calmos, loque aumenta la confiabilidad en las proyeccio-nes STC y permite potencialmente que losingenieros observen los cambios de velocidadprovocados por la varianza de los esfuerzos indu-cida por el flujo.

Para acelerar la transmisión de datos a lasuperficie, Schlumberger lanzó recientemente elservicio de telemetría de alta velocidad durantela perforación TeleScope. Este nuevo sistema demediciones durante la perforación (MWD, porsus siglas en inglés) tiene la capacidad de pro-

veer suficiente energía para correr ocho o másherramientas LWD, ofreciendo al mismo tiempouna velocidad de transmisión de datos hasta cua-tro veces superior a la de las herramientascomparables. La aplicación en el campo de estasnuevas tecnologías de hardware, en combinacióncon el mejoramiento del modelado de la presiónde poro descrito anteriormente, promete aumen-tar la eficiencia de la perforación y reducir laincertidumbre asociada con la geología y la cons-trucción de pozos.

Los avances producidos en el diseño de lasherramientas sónicas LWD y en los sistemas detelemetría han permitido superar muchos de losinconvenientes propios de las mediciones sóni-cas obtenidas durante la perforación. Las nuevastécnicas de procesamiento de datos y las mejo-ras introducidas en los sistemas de telemetríahan minimizado las limitaciones previas, permi-tiendo el acceso en tiempo real a las medicionescompresionales sónicas obtenidas durante laperforación, casi en cualquier ambiente de per-foración.

Mediciones de presión, sísmicas y sónicas:Definición de la ventana de densidad del lodoEn muchos campos del GOM, la presión de porocambia rápidamente con la profundidad, y lasestrechas ventanas de densidad del lodo dificul-tan o imposibilitan las operaciones deperforación y terminación de pozos. Un ejemplode un ambiente extremadamente dificultoso es elárea marina de Vermillion. Allí, las densidades dellodo a menudo alcanzan 2,157 kg/m3 [18 lbm/USgal], el riesgo de inestabilidad del pozo y pérdidade circulación es alto y habitualmente se requie-ren seis o más sartas de tubería de revestimientopara alcanzar los objetivos.

Hoy en día, los operadores utilizan los datosrecolectados durante la perforación de la herra-mienta sonicVISION, el servicio de obtención dela presión de formación durante la perforaciónStethoScope y otras herramientas LWD paraayudar a mejorar la eficiencia del proceso deconstrucción de pozos y reducir los costosmediante la definición y el manejo precisos de laventana efectiva de esfuerzos y densidad del lodo.

Las herramientas sónicas LWD, los serviciosde obtención de la presión de formación entiempo real y otras herramientas operadasdurante la perforación se utilizaron con éxitopara reducir el riesgo y la incertidumbre opera-tiva durante la perforación de un pozo en elBloque 338 del área de Vermillion en el año 2005.En este pozo, propiedad de Helis Oil & Gas LLC yoperado por PPI Technology Services, los inge-

82 Oilfield Review

> Tren de ondas acústicas. Una vez transmitida, una señal acústica viaja a través de la formación, elfluido del espacio anular, y en cierta medida a través de la herramienta, arribando finalmente al arreglode receptores. Las señales compresionales de baja amplitud (rojo) arriban primero seguidas, en lasrocas más duras, del arribo de las ondas de corte. Las herramientas más nuevas toman ventaja de losarribos más lentos tales como los arribos de Rayleigh y de Stoneley.

Ampl

itud

Tiempo detránsito total

Disparo del transmisor

Tiempo, s

Arribos de ondasde corte

Arribos a travésdel lodo

Arribos de ondascompresionales

Arribos de ondasde Stoneley

Arribos de ondasde Rayleigh

Primavera de 2006 83

nieros planificaron y llevaron a cabo un agresivoprograma de perforación. Este programa exten-dió tanto la tubería de revestimiento intermediade 95⁄8 pulgadas como las sartas de tuberías derevestimiento cortas de 7 pulgadas hasta profun-didades suficientes para eliminar una sarta detubería de revestimiento común a los pozos delárea; en este caso, una sarta de 5 pulgadas.Estas gestiones no sólo redujeron el costo delpozo sino que, más importante aún, eliminaron

las dificultades asociadas con la perforación depozos de diámetro reducido y las limitacionesrelativas a la terminación de pozos, propias delas tuberías de revestimiento de producción depequeño diámetro.

La predicción precisa de la profundidad hastael objetivo geológico y de la presión de poro esesencial para el éxito de cualquier plan de perfo-ración agresivo. Los ingenieros de Helis y PPIbasaron su diseño de pozo inicial en valores de

densidad del lodo tomados de pozos del área. Acontinuación, contactaron a Schlumberger pararefinar estas predicciones utilizando el modelomecánico del subsuelo 3D del GOM; prediccionesque serían ulteriormente refinadas con datossónicos obtenidos durante la perforación.

Los datos obtenidos durante la perforaciónse transmitieron vía satélite a un centro remotode operaciones y colaboración en donde lahidrodinámica del pozo y los modelos geomecá-

X,300

Prof.,pies

AmplitudMín. Máx.

Proyección de la lentituden modo registrado

0 1

∆t compresional derivadodel arreglo de receptores ∆t compresional derivado del arreglo de receptores

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∆t de corte derivado delarreglo de receptores

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µs/pies40 240

µs/pies40 240

∆t compresional, Pico 1, computadoen dirección a la superficie en tiempo real

µs/pies40 240

∆t de corte derivado del arreglo de receptores

Límites máximo y mínimo de ∆t compresional

Límites máximo y mínimo de ∆t de corte

Picos de coherencia tiempo-lentitud

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Proyección de la lentituden tiempo real

0 1

AmplitudMín. Máx.

> Picos de ondas compresionales y de ondas de corte disponibles en tiempo real. Gracias a las mejorasintroducidas en las herramientas de fondo de pozo y en los sistemas de telemetría, ahora se puedenenviar a la superficie los picos de coherencia tiempo-lentitud para su evaluación y rotulado durantela perforación (Carril 2). Previamente, se disponía de la proyección de la semblanza sólo mediante lamemoria de la herramienta de procesamiento, una vez extraída la herramienta del pozo (Carril 1). Laproyección de la semblanza, basada en los picos obtenidos en tiempo real (Carril 3), es consistente conlos datos almacenados en la memoria de la herramienta. Las mediciones de ∆t compresional (círculosblancos) adquiridas en las estaciones durante los períodos de calma, por ejemplo cuando se ponenfueran de servicio las bombas durante los procedimientos de conexión de las tuberías, también con-firman la precisión de los datos en tiempo real. El sistema sonicVISION posee la singular capacidadde modificar los límites (Carril 2) en la superficie, para una mejor extracción de datos compresionalesy, por primera vez, de datos de corte en tiempo real. Estas mejoras en el control de calidad en tiemporeal robustecen los datos de entrada compresionales utilizados para el cálculo de la densidad mínimadel lodo en base a la presión de poro. La combinación de datos compresionales y datos de corteobtenidos en tiempo real también posibilita los cálculos geomecánicos de la ventana de densidad dellodo máxima.

nicos del subsuelo se actualizaron en tiemporeal utilizando datos del equipo de perforación(arriba). Para dar cuenta de las variaciones pro-ducidas en la litología y en la velocidad decompactación de los sedimentos, se convalidó latransformada de compactación normal no linealestablecida durante la planeación previa a la

perforación y recalibrada durante la perfora-ción, utilizando datos de la herramientasonicVISION y mediciones de presión directasde la herramienta de predicción de la presión deformación durante la perforación FPWD.

La correlación de los datos adquiridos conlas herramientas sonicVISION y FPWD aumentó

significativamente la confiabilidad en el modelode predicción de la presión de poro en tiemporeal. Estas mediciones permitieron definircorrectamente durante la perforación las incerti-dumbres previas a la perforación, asociadas conla conversión de tiempo de tránsito a presión deporo. Luego se aplicó la transformada calibradapara revisar y actualizar el modelo de presión deporo previo a la perforación, tanto atrás comoadelante de la barrena (próxima página).

Los resultados, incluyendo las recomendacio-nes sobre densidad del lodo, se transmitieronluego al equipo de perforación y se adoptaronmedidas para garantizar que la densidad del lodode superficie, la ECD y la ESD se mantuvierandentro de los límites de la ventana de densidaddel lodo.

Los requisitos iniciales para el asentamientode la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadasfueron restringidos por un punto de fractura de1,558-kg/m3 [13 lbm/US gal], obtenido de expe-riencias previas en el campo. Sin embargo, elgradiente de fractura calculado, derivado de lasmediciones de velocidad y densidad de formaciónobtenidas durante la perforación, indicó que laresistencia de la roca era sustancialmente supe-rior y podía aceptar un fluido de perforación máspesado.

La densidad del lodo se incrementó a 13lbm/US gal, en base al análisis de la presión deporo efectuado en tiempo real, conforme la per-foración alcanzó 2,072 m [6,800 pies]. Utilizandodatos sónicos LWD en tiempo real, mediciones depresión obtenidas durante la perforación y técni-cas de procesamiento de datos de avanzada, losgeocientíficos del centro de colaboración remotaestablecieron un rango seguro de densidad dellodo que permitió al perforador alcanzar una pro-fundidad de 2,495 m [8,187 pies] antes de correrla tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas; en laprofundidad de asentamiento, la ECD mostró unaprecisión de 11.98 kg/m3 [0.1 lbm/US gal] conrespecto al gradiente de fractura calculado.

Una vez colocada la tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas, se retomó la perforación con unabarrena de 81⁄2 pulgadas. A una profundidad de2,896 m [9,500 pies], la presión anular excedió elgradiente de fractura, perdiéndose la circulación.El análisis de resistividad por la técnica de repeti-ción (técnica de lapsos de tiempo) indicó lapresencia de dos zonas cercanas a la zapata de latubería de revestimiento previa, donde la forma-ción había sido probablemente dañada.

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Predicciones depresión previasa la perforación

Predicciones de presión en tiempo real

Presión deformaciónmedida entiempo real

Más datos reducen el cono de incertidumbre

Perfil de presión de poro final

Las mediciones más densas proveen mejores predicciones de la presión de poro adelante de la barrena

El equipo de ingeniería con base en tierra recibe la informacióndel ingeniero de localización de pozo, actualiza la predicción dela presión de poro y envía los resultados al equipo de perforación.

A B C D

> Telemetría con los centros de ingeniería. El ingeniero de pozo recolecta datos sónicos, de perfora-ción y de lodo LWD y luego transmite esta información al centro de ingeniería donde un equipo deespecialistas analiza y procesa los datos. Una vez que los resultados vuelven al lugar del pozo, laspredicciones de presión de poro iniciales (A) se actualizan con estimaciones de la presión de poro(B), reduciendo en última instancia el cono de incertidumbre (C) y proveyendo predicciones másprecisas de la presión de poro adelante de la barrena (D).

Primavera de 2006 85

En base a evaluaciones ulteriores, los inge-nieros consideraron que el costo de lasoperaciones de inyección forzada de cementocon fines de remediación superaba el riesgo decontinuar la perforación con un control hidráu-lico hermético y una densidad del lodo máximade 2,097 kg/m3 [17.5 lbm/US gal]. El monitoreo ymantenimiento cuidadosos de las presiones anu-lares, dentro de una envolvente de presiónhidráulica calibrada con precisión, permitió aloperador terminar el pozo a una profundidad de3,812 m [12,507 pies] en el yacimiento objetivo,sin una sarta de revestimiento adicional.

Los esfuerzos combinados de los ingenierosde Schlumberger, PPI y Helis contribuyeron a laeliminación de la sarta de revestimiento de 5pulgadas planificada previamente y a evitar lasdificultades asociadas con las operaciones deperforación y terminación de pozos de diámetroreducido. La obtención de mediciones de pre-sión durante la perforación con herramientassónicas LWD, y el monitoreo hidrodinámico cui-dadoso utilizando la herramienta de PresiónAnular Durante la Perforación APWD, ayudarona identificar cambios en la presión de poro ypuntos de fractura y permitieron que la perfora-ción procediera dentro de las limitaciones deuna envolvente de densidad del lodo estrecha.

Los ingenieros redujeron significativamente laincertidumbre asociada con los modelos de pre-dicción de la presión mediante la actualizaciónde la transformada de velocidad a presión de poroprevia a la perforación, utilizando datos sónicosLWD y midiendo la presión de formación verda-dera. La profundidad crítica de asentamiento dela tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas seextendió 1,187 pies [362 m] más de lo planifi-cado, eliminando una sección de revestimientoentera y reduciendo el costo del pozo en más deUS$ 1.7 millón.

Un futuro seguro para las herramientas acústicas operadas durante la perforaciónUna nueva generación de herramientas sónicasLWD está ayudando a los perforadores, ingenierosy geocientíficos a tomar muchas decisiones quefacilitan la ejecución de operaciones de construc-ción de pozos seguras y eficaces desde el punto devista de los costos. Mediante la provisión de infor-mación de velocidad de formación oportuna, lasherramientas acústicas operadas durante la per-foración han demostrado ser un activo valiosopara el equipo de ingeniería de pozos.

Los sistemas sónicos LWD actuales están pro-porcionando datos acústicos precisos que a su vezestán siendo procesados en tiempo real paradeterminar en forma confiable la presión de poroy los límites geofísicos de las formaciones que seestán perforando. Si se combina con datos sísmi-cos y otros datos en tiempo real, esta informaciónayuda a los geocientíficos a ver lo que está ade-lante de la barrena hasta el siguiente horizontegeológico y más allá del mismo. La definición dela ventana de densidad del lodo durante la perfo-ración permite que los ingenieros se desvíen delos diseños de las tuberías de revestimiento pre-

vios a la perforación, llevando el asiento de laszapatas a mayores profundidades y reduciendosignificativamente el costo del pozo.

En forma similar al desarrollo del sonar, acomienzos del siglo XX, los avances producidosen el software de modelado, en el diseño de lasherramientas acústicas y en las herramientas deprocesamiento que facilitan la toma de decisiones,están ayudando a los ingenieros a ver lo invisibley tomar decisiones de perforación acertadas,reduciendo los costos y aumentando la eficienciade los procesos de construcción de pozos. —DW

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Presión de poro previa a la perforaciónPresión de poro ∆t (sónica) en tiempo real Densidad del lodo en tiempo realDensidad de circulación equivalenteen tiempo realGradiente de fractura ∆t (sónico) entiempo realDensidad estática equivalentePrueba de integridad de la formaciónDatos de presión de formación adquiridosdurante la perforaciónProfundidad de asentamiento de la tubería

> Perforación en una ventana de densidad del lodo estrecha. El extremo supe-rior de la rampa de presión de poro es confirmado a una profundidad de apro-ximadamente 6,800 pies con las mediciones sónicas (rojo) y las medicionesde presión de formación obtenidas durante la perforación (diamantes verdes).Entre 2,134 y 2,438 m [7,000 y 8,000 pies], la significativa divergencia observadaentre el modelo previo a la perforación (curva verde) y la presión de poro realconstituye un ejemplo de la importancia de utilizar mediciones en tiempo realpara actualizar el modelo previo a la perforación. Al avanzar la perforaciónpor debajo de 2,743 m [9,000 pies], la predicción precisa de la presión de poro,las mediciones de presión y el modelado hidráulico permitieron al equipo deperforación mantener la densidad del lodo (curva negra), la densidad estáticaequivalente (diamante azul) y la densidad de circulación equivalente (curvapúrpura) dentro de una ventana estrecha, justo por debajo del gradiente defractura en tiempo real (curva dorada).

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Colaboradores

Jeff Alford se desempeña como petrofísico senior enel grupo de Desarrollo de Interpretación (ID, por sussiglas en inglés) de Schlumberger en Houston, dondebrinda soporte tanto para proyectos de adquisición deregistros durante la perforación (LWD, por sus siglasen inglés) como para proyectos sónicos y ultrasónicos.Desde su ingreso en la compañía en Belle Chasse, Luisiana, EUA, en 1981, ha adquirido experiencia enherramientas de adquisición de registros sónicos operadas con cable, sísmica de pozo y adquisición dedatos sísmicos como especialista en sísmica de campo,desempeñándose durante más de 10 años como analista de registros especialista en procesamiento dedatos sísmicos, sónicos y ultrasónicos. Estuvo a cargode la evaluación de las mediciones en las pruebas decampo originales del generador de Imágenes SónicaDipolar DSI* y más recientemente se desempeñó comoingeniero de desarrollo senior para el proyecto deingeniería sónica LWD que culminó en la serie deherramientas de adquisición de registros sónicosdurante la perforación sonicVISION*. Jeff posee undiploma AS en ingeniería electrónica de la UniversidadDelgado, en Nueva Orleáns, y una licenciatura en geología de la Universidad de Georgia, en Athens, EUA.

Michele Arena es gerente del Proyecto de África Occidental y Sur para el segmento de Productividad yTerminación de Pozos (WCP, por sus siglas en inglés)de Schlumberger y reside en Rosharon, Texas, EUA.Está a cargo de la ejecución de pruebas de integraciónde sistemas, de la documentación de aseguramiento ycontrol de la calidad y de los procedimientos de termi-nación de pozos y el desarrollo de equipos. Ingresó enSchlumberger en 1998 como operador principal depruebas de superficie en Gabón y luego trabajó enÁfrica, Europa, Medio Oriente y Canadá, mientrasestuvo radicado en París. Michele fue transferido aWCP en el año 2000 y ha trabajado como ingeniero acargo e ingeniero de proyectos de monitoreo y controlde yacimientos y terminación inteligente de pozos enGuinea Ecuatorial, Europa, EUA y Camerún antes deocupar su posición actual. Obtuvo un diploma AS eningeniería eléctrica de la Universidad de Roma LaSapienza.

Les Bennett trabaja para el segmento de Servicios deDatos y Consultoría (DCS, por sus siglas en inglés) deSchlumberger como consultor geofísico ID, con baseen College Station, Texas. Provee una base de conoci-mientos de sísmica de pozo al campo del monitoreo defracturas hidráulicas para el desarrollo de técnicas deprocesamiento microsísmico de avanzada. Previamentetrabajó en el desarrollo de un nuevo sistema de sísmica de pozo. Desde su ingreso en Schlumbergercomo ingeniero de campo en 1978, ha trabajado enMississippi, Luisiana y Texas, EUA, como analista deregistros, ingeniero de planta, geocientífico de aplica-ciones senior y gerente del centro de computación conespecialización en sísmica de pozo. Obtuvo una licen-ciatura y una maestría en ingeniería eléctrica de laUniversidad de Mississippi, en Oxford, y una maestríaen ciencia de la computación de la Universidad deTexas, en Dallas.

Larry J. Bernard es gerente del segmento de Califica-ción y Calidad de Productos de Servicios SchlumbergerOilfield Services con base en Sugar Land, Texas. Tienea su cargo la supervisión de las pruebas de calificacióndurante el desarrollo de productos en los centros detecnología y productos y además supervisa la calidadde los productos en la fabricación. Ingresó en Schlumberger en 1977 y trabajó seis años en operacio-nes como supervisor de reparaciones y mantenimiento,gerente de calidad e ingeniero de distrito para las operaciones de adquisición de mediciones durante laperforación (MWD, por sus siglas en inglés ). Pasó los14 años siguientes dedicado a la ingeniería, trabajandoen diversos proyectos de herramientas de fondo depozo. Como gerente de departamento para el seg-mento de Servicios Técnicos de Schlumberger, Larryproveyó servicios de pruebas de calificación internas,análisis de fallas, diseño y ensamblaje de tableros decircuitos impresos, diseño y creación de prototipos decomponentes microelectrónicos y servicios de simula-ción y modelado a los centros de tecnología. Obtuvo undiploma AS en tecnología electrónica del United Electronics Institute de Little Rock, en Arkansas, EUA.

W.S. (Scott) Birk está radicado en Oklahoma City,Oklahoma, EUA, y es gerente de cuentas de Schlumberger para Chesapeake Operating Inc. ademásde tener a su cargo cuentas para muchas otras compa-ñías de la región sudoeste, entre las que se encuentranCarl E. Gungoll Exploration LLC, Range ResourcesLimited y Bracken Operating LLC. Scott ingresó enSchlumberger en 1979 como supervisor de servicios deDowell en Ohio y posteriormente trabajó como inge-niero de ventas e ingeniero de ventas senior en Ohio,Pensilvania, Arkansas y Oklahoma, EUA.

Brett Borland es gerente de tecnología de perforaciónpara ConocoPhillips e ingresó en la compañía en 1990después de haber trabajado seis años en Oryx EnergyCo. y tres años en Sedco, como contratista de perfora-ción. En Oryx, perforó los primeros pozos horizontalesen el Grupo Austin Chalk y, en Conoco, ayudó a cons-truir dos de las primeras embarcaciones de perfora-ción diseñadas para operar en tirantes de agua de3,048 m [10,000 pies]. Posee amplia experiencia enoperaciones de perforación mundiales, en tierra firmey en áreas marinas de Medio Oriente, Rusia, Noruega,el Reino Unido, Congo y en el oeste de EUA y el Golfode México. Los conocimientos técnicos especiales deBrett incluyen operaciones de perforación en condicionesde bajo balance, perforación de pozos de alta presión y alta temperatura, perforación en la región ártica yoperaciones marinas en embarcaciones de perfora-ción, plataformas semisumergibles y plataformas autoelevadizas. Antes de ocupar su cargo actual, fuegerente de activos de embarcaciones de perforaciónen aguas profundas para los buques Deepwater Pathfinder y Deepwater Frontier.

Abderrahmane Boumali es gerente de nuevos serviciosde tecnología para Sonatrach en Argel, Argelia, dondemaneja tanto el diseño como la implementación de lasoperaciones de estimulación, preparando informes

anuales y mensuales y pronósticos para la planeaciónde operaciones. Desde el año 2000, ha estado a cargode todas las operaciones de estimulación, selección de pozos, diagnóstico de problemas y debates técnicos con compañías de servicios, ademásde la evaluación posterior en el Campo Hassi Messaoud de Argelia. Ingresó en la compañía comosupervisor de operaciones de reparación de pozos enel año 1988, después de completar su licenciatura eningeniería de producción en el Instituto Nacional de Hidrocarburos de Boumerdes, en Argelia. Abderrahmane también trabajó como supervisor deaplicaciones de estimulación, fracturamiento y tuberíaflexible en el Campo Hassi Messaoud. Es autor denumerosos artículos sobre tubería flexible.

Mark E. Brady es ingeniero técnico de GeoMarket* yestá radicado en Doha, Qatar, donde trabaja paraincrementar el negocio de las operaciones de estimulación de la matriz mediante la transferencia de tecnologías claves al campo. Tiene a su cargo la provisión de soporte directo a las organizaciones decampo y de desarrollar y adaptar la nueva tecnología amercados específicos. Entre sus proyectos más recientes se encuentran la introducción exitosa delservicio de Ácido Divergente Viscoelástico VDA* parala acidificación de carbonatos en EUA y el crecimientodel servicio de acidificación de la matriz para clientesen el Golfo de México. Desde su ingreso en Schlumbergeren 1994, ha desempeñado un rol clave en la introducciónde numerosas aplicaciones de nueva tecnología. Antesde asumir su posición actual en el año 2004, trabajó enSugar Land, Texas, como ingeniero de soporte de lasoperaciones de estimulación de la matriz para América del Norte y América del Sur. También sedesempeñó como ingeniero de desarrollo para el grupode manejo de la producción de arena. Mark publicónumerosos artículos y posee varias patentes. Obtuvouna licenciatura y un doctorado en química, ambos dela Universidad de Queen, en Belfast, Irlanda del Norte.

Jay Cooke se desempeña como ingeniero de petróleosenior para Helis Oil & Gas, LLC, y está radicado enHouston. Posee una licenciatura en ingeniería oceánica de la Universidad A&M de Texas, en CollegeStation.

Julian Drew ingresó en Schlumberger Geco-Prakla enel año1993 para trabajar en el centro de procesa-miento de datos sísmicos de Perth, Australia. Comenzósu carrera como geofísico después de graduarse en laUniversidad de Australia Occidental, en Perth, con unalicenciatura conjunta en física y un diploma BE (conmención honorífica) en ingeniería mecánica. En 1996,fue transferido a Schlumberger Wireline como inge-niero de campo y especialista en sísmica, en la regióndel Lejano Oriente Asiático. Julian trabajó posterior-mente para Schlumberger D&M antes de trasladarseal Centro de Tecnología SKK de Fuchinobe, en Sagamihara, Kanagawa, Japón, donde se desempeñaactualmente como gerente de proyectos.

Stephen Dyer es gerente de la Oficina de Proyectos deTerminación de Pozos de Schlumberger, donde está acargo del soporte técnico y el soporte para proyectos,del diseño de ingeniería inicial y del manejo deproyectos para el grupo de Servicios de Equipos y Terminación de Pozos de Schlumberger WCP en Rosharon, Texas. Ingresó en Schlumberger en 1991como ingeniero de campo, trabajando en el Mar delNorte, Noruega y el Lejano Oriente. Después de seisaños, fue transferido a Yakarta como ingeniero demejoramiento de la producción. En el año 2000, volvióa WCP Testing como instructor e instructor senior.Steve se desempeñó además como arquitecto de terminación de pozos y gerente de proyectos WCP,enfocado en proyectos de terminación de pozos deavanzada en el área marina de California, EUA, y enNigeria. Posee una licenciatura en ingeniería mecánicade la Universidad de Loughborough, en Inglaterra.

Leo Eisner se desempeña como investigador científicosenior en el centro de Investigaciones de Schlumbergeren Cambridge (SCR, por sus siglas en inglés), Inglaterra, donde se dedica a las técnicas de monitoreode fracturas hidráulicas, modelado sísmico de laregión vecina al pozo, caracterización de yacimientos e inversión de forma de onda completa. Además, escoordinador de un proyecto de la Unión Europea queimplica la colaboración del centro SCR con cinco instituciones académicas europeas en materia detransferencia de sismología de terremotos al monitoreode fracturas hidráulicas. Leo obtuvo una maestría enfísica de la Universidad Charles, de Praga, RepúblicaCheca, y un doctorado en geofísica del Instituto deTecnología de California, en Pasadena.

Li Fan se desempeña como ingeniero de yacimientosprincipal y gerente de ingeniería de yacimientos enSchlumberger Consulting Services (antes S.A. Holditchand Associates), en College Station, Texas. Posee unalicenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidadde Petróleo de China en Dongying, y un diploma ME yun doctorado en ingeniería de petróleo de la UniversidadA&M de Texas, en College Station. Li ha trabajadocomo ingeniero de yacimiento en Schlumberger desde1997, y ha participado de proyectos nacionales e inter-nacionales que abarcan desde el análisis de pozosmonofásicos hasta el modelado de pozos polifásicosmúltiples. Condujo y manejó con éxito numerosos yamplios estudios de campo integrados en yacimientosgasíferos compactos para la evaluación de reservas y laoptimización de la planeación del desarrollo de cam-pos petroleros, en áreas terrestres de Texas y Luisiana.

Erik Ferdiansyah se desempeña como tecnólogo deproducción de Shell y actualmente se encuentra asig-nado a Petroleum Development Oman. Antes de ocuparesta posición, trabajó seis años para Schlumberger enEUA, Medio Oriente e Indonesia. Erik posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la UniversidadGadjah Mada en Yogyakarta, Indonesia.

Roger B. Goobie es gerente del proyecto Perform delsegmento Perforación sin Sorpresas (NDS, por sus siglasen inglés) de Schlumberger, para el Centro de Soportede Operaciones de América del Norte y América delSur de Schlumberger D&M en Houston. Está a cargo dela implementación del proceso Perform, destinado areducir los costos de perforación mediante el mejora-

miento significativo de la planeación, ejecución y eva-luación de proyectos. Además, está involucrado en eldesarrollo de productos de software para la optimiza-ción de las operaciones de perforación en áreas remotasen tiempo real. Ingresó en la compañía como ingenierode perforación especialista hace más de 10 años, des-pués de obtener una licenciatura en ingeniería eléctricade la Universidad de las Indias Occidentales en St.Augustine, Trinidad y Tobago. Antes de ocupar su cargoactual, Roger trabajó en Trinidad y Tobago, Venezuela,Golfo de México, Colombia, Brasil e India como inge-niero principal en numerosos proyectos Perform/NDS.

Jim Govenlock trabaja para Chesapeake OperatingInc. como gerente de activos de la compañía en la Formación Barnett Shale y está radicado en OklahomaCity, Oklahoma. Está a cargo de la planeación técnicaademás del cumplimiento de las normas y el monitoreode la rentabilidad. Jim ingresó en la compañía despuésde haber estado nueve años en Schlumberger OilfieldServices en Canadá, Nuevo México y Texas. Posee unalicenciatura en ingeniería química de la Universidadde Alberta, en Edmonton, Canadá.

Billy W. Harris es ingeniero de petróleo senior paraWagner & Brown Ltd. en Midland, Texas. Está a cargode la supervisión o la ejecución de toda la ingenieríade yacimientos de la compañía, de los pronósticos deproducción y de las evaluaciones para la Comisión deTítulos y Valores, así como de la ingeniería de produc-ción en la región de las Montañas Rocallosas. Despuésde graduarse en la Escuela de Minas de Colorado enGolden, EUA, con una licenciatura en ingeniería depetróleo, Billy ingresó en Conoco como ingeniero deproducción. Posteriormente trabajó como ingeniero deperforación, ingeniero de operaciones e ingeniero deyacimientos para diversas compañías, entre las que seencuentran Tenneco E&P y National Oil Company ofDenver. Antes de ingresar en Wagner & Brown en 1990,se desempeñó como consultor y operador internacionalde localizaciones de pozos.

Allen Harrison se desempeña como especialista enproyectos especiales para el segmento de SchlumbergerOilfield Services en Sugar Land, Texas, y ha trabajadoen numerosos proyectos de campos petroleros, queabarcaron desde el diseño y la fabricación de herra-mientas de adquisición de registros operadas concable hasta el desarrollo de aplicaciones de cifrado ycomercio electrónico. Sus principales intereses inclu-yen el manejo de la investigación y de la ingeniería,especialmente la coordinación y el desarrollo de sistemas intrincados dependientes tanto de los componentes del hardware como de los componentesdel software. Allen ha desempeñado un rol esencial enla selección, diseño y construcción del sitio para laInstalación de Cameron Texas (CTF, por sus siglas eninglés), que provee recursos para la verificación y comprobación de productos y servicios. Además haocupado diversas posiciones incluyendo la de jefe deldepartamento de fabricación e ingeniería para produc-tos sónicos, nucleares y eléctricos operados con cable,vicepresidente de ingeniería para el segmento deEquipos de Pruebas Automatizadas de Schlumberger ylíder de varios proyectos de tecnología de información.Obtuvo un diploma MA y un doctorado en física de laUniversidad de Rice en Houston.

Andy Hawthorn es campeón de productos acústicospara Schlumberger D&M y está radicado en SugarLand, Texas. Está a cargo de la herramienta sonicVISION, del servicio de adquisición de medicio-nes sísmicas durante la perforación seismicVISION* yde nuevos proyectos de ingeniería acústica. Andyingresó en la compañía en 1990 como ingeniero decampo en Noruega. Desde entonces, ocupó numerosasposiciones en todo el mundo, principalmente en el Mardel Norte y en Medio Oriente. Posee una licenciaturaen geología y una maestría en ingeniería geológica dela Universidad de Durham en Inglaterra.

A. (Jamal) Jamaluddin está actualmente estable-ciendo los Servicios de Asesoramiento sobre Fluidos de Yacimientos/Aseguramiento del Flujo para Schlumberger. Radicado en Rosharon, Texas, trabajacon ingenieros de operaciones de todo el mundo paracomprender los fluidos de yacimientos, reducir lasincertidumbres asociadas con la registración de reservas, y asegurar el flujo desde la formación hastalas instalaciones de producción. Comenzó su carreracomo investigador científico en el Centro de Tecnologíade Noranda en Montreal, Québec, Canadá, y se desem-peñó como líder de proyectos y líder de programas, enproyectos relacionados con la investigación y el desa-rrollo de tecnología de petróleo y gas. Antes de ingresaren Schlumberger en 1998, fue director de servicios técnicos en Hycal Energy Research Laboratories, enCalgary. Jamal obtuvo una licenciatura en ingeniería depetróleo de la Universidad King Fahd de Petróleo yMinerales en Dhahran, Arabia Saudita, y una maestríay un doctorado en ingeniería química de la Universidadde Calgary. Es coinventor de cinco procesos patentadosen producción y optimización de petróleo y coautor demás de 70 artículos técnicos. Presidió la Conferenciadel Centro Internacional de Calidad y Productividad(IQPC, por sus siglas en inglés) sobre Aseguramientodel Flujo: Un Enfoque Holístico en Kuala Lumpur, en2003, y fue conferencista distinguido de la SPE duranteel período 2004–2005.

Rob Jones se desempeña como director de investiga-ción y gerente de disciplina geofísica en el Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra. Pasó la mayor parte de su carrera en elcampo de los estudios sísmicos o microsísmicos pasivos. Comenzó su trabajo como geofísico en el pro-yecto de Energía Geotérmica en Rocas Secas y Calientes del Reino Unido, en Cornwall. Posterior-mente ingresó en ABB, entonces CSMA, en Cornwall,como jefe de geofísica, para desarrollar nuevas tecno-logías, promocionar las técnicas de monitoreo micro-sísmico y desarrollar nuevos productos de hardware ysoftware. ABB posteriormente vendió sus participacionesen el sector de upstream de la industria petrolera aVetcogray, que a la vez vendió su tecnología microsís-mica a Schlumberger. Rob ingresó en Schlumberger enel año 2005 como gerente de programas de geofísica depozo. Autor prolífico y titular de patentes, posee unalicenciatura (con mención honorífica) en física, de laUniversidad de Manchester, una maestría en geofísicade la Universidad de Birmingham, y un doctorado engeofísica de la Universidad de Cambridge, todas enInglaterra.

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Jairam Kamath es líder del equipo de Mediciones yModelado del Comportamiento de Pozos para ChevronEnergy Technology Company en San Ramón, California.Su equipo provee desarrollo y servicios de tecnología alas compañías operadoras de Chevron en todo elmundo, en las áreas de modelado del desempeño depozos, pruebas de pozos, adquisición de registros deproducción, mecanismos de yacimientos y comporta-miento de fases. Jairam ingresó en Chevron en 1985como ingeniero de investigación después de obteneruna licenciatura del Instituto Indio de Tecnología enMadrás y un doctorado en ingeniería mecánica, conespecialización en mecánica de fluidos y termodiná-mica de la Universidad de Michigan en Ann Arbor, EUA.

Tom Kavanagh se desempeña como ingeniero especialista en tubería flexible en Schlumberger yactualmente se encuentra adscripto a BP para trabajaren el proyecto de Perforación en Condiciones de BajoBalance (UBD, por sus siglas en inglés) con TuberíaFlexible de Sharjah, como ingeniero de perforaciónespecialista en localizaciones de pozos. Radicado enSharjah, en los Emiratos Árabes Unidos (UAE, por sussiglas en inglés), está a cargo de la operación regularde todo el equipo de superficie y de fondo de pozodurante la perforación y del mantenimiento de las condiciones de perforación de bajo balance. Desde suingreso en Schlumberger en Alaska, EUA, en 1995,Tom ha participado de numerosos proyectos de perfo-ración con tubería flexible, como gerente de proyectos,ingeniero y supervisor de localizaciones de pozos. Esgraduado de la Universidad de Alaska, en Fairbanks, yposee una licenciatura en ingeniería de petróleo.

Richard C. (Rick) Klem es campeón de desarrollo deproductos para los servicios de Monitoreo de FracturasHidráulicas HFM* y está radicado en Sugar Land,Texas. Está a cargo de la introducción oportuna y delimpacto comercial máximo de los nuevos productos yservicios a través de la comprensión de su física, ope-ración, hardware, software, aplicaciones, limitacionesy valor de mercado. Comenzó su carrera como inge-niero de campo para Dowell en 1980 y luego trabajópara el Instituto de Investigación del Gas comogerente de proyectos de producción de metano encapas de carbón. Posteriormente, Rick reingresó enSchlumberger, ocupando diversas posiciones de inge-niería, mercadeo y dirección en EUA, Nigeria, ArabiaSaudita y Emiratos Árabes Unidos. Posee una licencia-tura en geología de la Universidad Estatal de Arizonaen Tempe, EUA, y fue secretario, tesorero y presidentede la sección Four Corners de la SPE.

Santhana Kumar posee un doctorado de la UniversidadMaharaja Sayajirao de Baroda, en Vadodara, Gujarat,India, un diploma MTech del Instituto Indio de Tecnología, en Kharagpur, y un diploma BTech de laUniversidad de Madrás, India, todos en ingeniería química. Posee más de 21 años de experiencia en ingeniería de petróleo. Actualmente, trabaja comoespecialista en operaciones de reparación y estimula-ción de pozos (Tecnología de Producción) en PetroleumDevelopment Oman. Previamente, trabajó para AbuDhabi National Oil Company, Kuwait Oil Company y Oil and Natural Gas Corporation de India.

Joël Le Calvez es geólogo senior de Schlumberger ytrabaja en el desarrollo y la comercialización del negocio microsísmico, con base en College Station,Texas. Sus principales responsabilidades abarcan elprocesamiento e interpretación de datos para

aplicaciones geológicas, geofísicas y geomecánicas ypresentaciones para clientes. Además, trabaja concentros de productos en la definición de programas yen la verificación de software y con centros de investi-gación en la definición y verificación de algoritmos.Joël ingresó en Schlumberger en el año 2001 despuésde obtener su doctorado en geología de la Universidadde Texas en Austin. Desde entonces, ha trabajado enestudios geológicos y sísmicos en todo el sudoeste deEUA y en las áreas marinas de Angola. Posee undiploma de estudios subterráneos en tectónica y materia condensada de la Universidad Pierre y MarieCurie en París, una maestría en geología y geofísica de la Universidad de Nice-Sophia Antipolis y una licenciatura en matemática y física de la Universidadde Nice, en Francia.

David Leslie es investigador científico senior del centro SCR, en Inglaterra, y trabaja en el programaGeofísico de Sísmica de Pozo, en monitoreo de fracturashidráulicas y caracterización de yacimientos activos ypasivos. Su actividad de investigación se centra en eldesarrollo de algoritmos para la localización y caracte-rización de eventos, en metodologías de diseño delevantamientos y en la interpretación de datos micro-sísmicos. Antes de ingresar en SCR en 1998, ocupóposiciones de ingeniería en Tokio y Houston, en Wireline ID en Montrouge, Francia, en investigaciónen Ridgefield, Connecticut, EUA, y como ingeniero decampo junior en Texas. David obtuvo una licenciaturaen ingeniería eléctrica de la Universidad de Princeton,en Nueva Jersey, EUA, una maestría en ingeniería oceánica del Instituto de Tecnología de Massachusettsen Cambridge, EUA, y además recibió el título de Ingeniero Oceánico en el programa conjunto en inge-niería oceanográfica de la Woods Hole OceanographicInstitution, en Massachusetts, y del Instituto de Tecnología de Massachusetts.

Bill Lesso es asesor de perforación con tubería derevestimiento y trabaja para Schlumberger D&M enHouston. Actualmente está trabajando con ConocoPhillips, en el despliegue de operaciones deperforación direccional con tubería de revestimientoen Noruega y China. Ingresó en la compañía en 1976como ingeniero de campo en Dayton, Texas, despuésde obtener una licenciatura en ingeniería mecánica dela Universidad de Texas en Austin. Desde entonces,Bill ha ocupado diversas posiciones en los segmentosde Operaciones con Cable, Servicios al Pozo y D&M.Estuvo a cargo del manejo de proyectos de pozos hori-zontales y geonavegación en Malasia, el Reino Unido,América Latina y EUA. Se involucró en las operacionesde perforación con tubería de revestimiento despuésde ocupar una posición de visitante en el centro SCR,en Inglaterra.

Walter Luckett trabaja como gerente de centros depruebas, centros de calibración de efectos ambientalesy aceptación por parte de clientes en el Centro de Tecnología de Schlumberger en Sugar Land, Texas,desde el año 2003. Ingresó en Schlumberger en el año1986 como ingeniero de campo en Morgan City,Luisiana, después de obtener una licenciatura en ingeniería de petróleo de la Universidad Estatal deMississippi en Starkville. Además trabajó en ArabiaSaudita, Abu Dhabi, Nigeria y Brunei en posicionesque incluyeron la de ingeniero de campo especialistaen MWD/LWD, ingeniero de pruebas de campo,gerente técnico y gerente de operaciones.

Gwénola Michaud se desempeña como investigadoracientífica senior de Schlumberger en el Centro de Tecnología SKK de Fuchinobe, en Sagamihara, Japón.Previamente, trabajó en el grupo de investigación desísmica de pozo, en el centro SCR. Este grupo estuvo acargo de la identificación y el desarrollo de tecnologíasde adquisición y procesamiento de datos sísmicos eficaces desde el punto de vista de sus costos paradatos de pozos activos y pasivos. Ingresó en la compañíaen el año 2001 después de obtener un doctorado engeofísica de la Escuela de Minas de Colorado en Golden. Al mismo tiempo, trabajó como ingeniero parala Compagnie Générale de Géophysique, en Massy,Francia. Gwénola posee además una licenciatura enmatemáticas de la Université de Pau et des Pays del’Adour y una maestría en geofísica de la UniversidadLouis Pasteur, en Strasbourg, ambas en Francia.

Robert Mott se desempeña como consultor indepen-diente en ingeniería de yacimientos de gas condensado,operaciones de simulación, y manejo de riesgos, y estáradicado en Dorchester, Reino Unido. En los últimoscinco años trabajó en ECL Technology and PetroleumEngineering Reservoir Analysts (PERA a/s) y ha pre-sentado cursos públicos de manejo de yacimientos degas condensado en Londres, Aberdeen, Trondheim yDubai y cursos internos para Saudi Aramco, Chevron yVeba Oil Operations. Robert fue además ConferencistaDistinguido de la SPE en el tema de la productividadde los pozos de gas condensado. Antes de convertirseen consultor independiente, pasó 20 años en AEATechnology como ingeniero de yacimiento, líder desección y gerente técnico. Posee un diploma MA enmatemática de la Universidad de Cambridge, en Inglaterra, y un doctorado en física teórica de la Universidad de Londres.

Avel Z. Ortiz se desempeña como ingeniero senior en elgrupo de CoilSolutions del departamento de Serviciosde Tubería Flexible de Schlumberger desde el año2001. Con base en Sugar Land, Texas, está involucradoen proyectos a corto plazo para el diseño e implemen-tación de herramientas tales como el empacadormecánico OptiSTIM MP* para operaciones de estimu-lación a través de tubería flexible CoilFRAC*, el sistema de estimulación de pozos de re-entrada multilaterales y remoción de incrustaciones BlasterMLT* y el empacador de intervalo OptiSTIM ST*, parael desarrollo de tratamientos de estimulación.Comenzó su carrera como ingeniero de proceso paraWorldPAK Corp. en Texas, pero luego ingresó en laindustria del petróleo como ingeniero de diseño, enCamco Products & Services, más tarde SchlumbergerWCP en Houston. Avel posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad A&M de Texas,en College Station.

Richard A. Ortiz es el superintendente de operacionesde perforación con tubería flexible para el proyecto dePerforación en Condiciones de Bajo Balance con Tubería Flexible del Campo Sajaa de BP. Antes de ocupar su posición actual en la unidad de negocios deMedio Oriente y Pakistán de BP Sharjah Oil Company,en los Emiratos Árabes Unidos, Richard asumió funcio-nes relacionadas con ingeniería de petróleo en Prudhoe Bay, Alaska, y fue asesor de operaciones deperforación con tubería flexible en Argelia. Ingresó en BP en 1984 después de obtener una licenciatura eningeniería de gas natural de la Universidad A&M deTexas, en Kingsville.

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Arun Pandey se desempeña como ingeniero de ventasde Schlumberger para los servicios de producciónpara diagnóstico y mantenimiento del desempeño depozos MaxPro* y está radicado en Muscat, Omán. Trabaja en la compañía desde 1986 como supervisorde laboratorio, en servicios generales de pruebas decampo, como especialista en operaciones con cableque involucran la adquisición de registros en agujerodescubierto y en pozo entubado y como ingeniero deventas para productos de ácido orgánico para inyecciónen pozos entubados. Arun posee una licenciatura eningeniería eléctrica y una maestría en ingeniería depetróleo del Trinity College, en Carmarthen, Gales.

Doug Pipchuck se desempeña como ingeniero técnicodel segmento de Tubería Flexible (CT, por sus siglasen inglés) de Schlumberger GeoMarket para Canadá yreside en Calgary. Después de obtener una licencia-tura en bioquímica y química de la Universidad deCalgary, ingresó en Dowell como tecnólogo de labora-torio, trabajando en sistemas de cementación. Posteriormente trabajó como ingeniero de campo enproyectos de perforación, cementación y perforacióncon CT, diseñando y llevando a cabo operaciones deadquisición de registros de producción, limpieza ypesca. Además, se desempeñó como supervisor delocalizaciones de pozos para proyectos de perforaciónen condiciones de bajo balance en el oeste de Canadá.Antes de ocupar su cargo actual en el año 2005, Dougtrabajó como ingeniero de servicios de diseño y eva-luación para clientes DESC* de Schlumberger paraTalisman Energy, a cargo de las operaciones decementación, estimulación e intervención de pozos.

Paolo Primiero trabaja en Schlumberger como geofísico en tareas de investigación y desarrollo dehidratos de metano, con base en el Centro de TecnologíaSKK de Fuchinobe, en Sagamihara, Japón. Previamente,se desempeñó como ingeniero de software microsís-mico involucrado en el monitoreo de fracturas hidráu-licas y en el desarrollo de algoritmos y fue becarioposdoctoral en virtud del Programa de CooperaciónInternacional (INCO, por sus siglas en inglés) de laUnión Europea-Japón. Paolo obtuvo una licenciaturaen geología de la Universidad de Trieste, en Italia, yun doctorado en geofísica del Imperial College deLondres.

Gary A. Pope es director del Centro de Ingeniería dePetróleo y Geosistemas de la Universidad de Texas enAustin, donde se desempeña como docente desde elaño 1977. Es titular de la Cátedra Centenaria de Ingeniería de Petróleo de Texaco. Sus prácticasdocentes y sus tareas de investigación se centran enel modelado y el saneamiento del agua subterránea,trazadores de agua subterránea, recuperación mejorada de petróleo, termodinámica de químicos ycomportamiento de fases, y en ingeniería y simulaciónde yacimientos. Es autor o coautor de más de 160 artículos técnicos. Gary obtuvo una licenciatura de laUniversidad Estatal de Oklahoma en Stillwater y undoctorado de la Universidad de Rice en Houston,ambos en ingeniería química.

John C. Rasmus se desempeña como asesor en carac-terización de yacimientos LWD para Schlumberger,con base en Sugar Land, Texas. Sus obligacionesactuales incluyen técnicas de interpretación LWD, el

sistema de soporte y manejo de conocimientos enlínea InTouchSupport.com* y proyectos de soporte deinterpretación de datos de resistividad y nucleares yproyectos especiales. Ha ocupado diversas posicionesde desarrollo de interpretación, tales como técnicasde interpretación innovadoras para porosidad secundaria en carbonatos, geonavegación de pozoshorizontales, cuantificación de la geopresión en lutitas subcompactadas y optimización de motores de fondo. John posee una licenciatura en ingenieríamecánica de la Universidad Estatal de Iowa en Ames,EUA, y una maestría en ingeniería de petróleo de laUniversidad de Houston. Es ingeniero de petróleo profesional matriculado en Texas y geocientífico profesional matriculado en geofísica.

Thomas Rebler fue gerente del segmento de Pruebasde Confiabilidad y Calificación en el Centro de Tecnología de Sugar Land en Texas, desde el año 2001. Está a cargo de la supervisión de las pruebas de calificación de los nuevos equipos de fondo y desuperficie desarrollados en ese centro. Comenzó sucarrera en 1984 como ingeniero de campo en Flopetrol Johnston, en Bakersfield, California, dondeejecutó todos los servicios de pruebas. Posteriormentetrabajó como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable y como ingeniero de campo deD&M, en diversas localizaciones terrestres y marinasde EUA. Antes de trasladarse a Sugar Land en el año2000 como ingeniero de calificación ambiental LWD,Thomas se desempeñó además como gerente de servi-cios de campo e ingeniero de ventas para serviciosMWD/LWD y servicios de perforación direccional.Obtuvo una licenciatura en ingeniería de petróleo dela Universidad Estatal de Luisiana, en Baton Rouge.

David R. (Rich) Sarver se desempeña como inge-niero de producción senior en Schlumberger DCS, con base en College Station, Texas. Provee serviciosde consultoría en ingeniería de producción, inclu-yendo el diseño, la ejecución y la evaluación de fracturas hidráulicas, dentro de la compañía y paraclientes. Además realiza análisis de regímenes transitorios para evaluar productos y servicios específicos de Schlumberger. Después de obtener unalicenciatura en ingeniería de petróleo, del MariettaCollege, en Ohio, Rich comenzó su carrera en MitchellEnergy, en California y Colorado. Ingresó en Schlumberger en el año 1993 como ingeniero decampo y posteriormente trabajó como ingeniero deventas e ingeniero DESC en Oklahoma y Texas, antesde ocupar su cargo actual en el año 2004.

Colin M. Sayers se desempeña como asesor científicoen el Grupo de Geomecánica de Schlumberger DCS enHouston, proveyendo servicios de consultoría en predicción de presión de poro, análisis de estabilidadde pozos, geomecánica, física de rocas, geofísica y propiedades de yacimientos fracturados. Desde suingreso en la compañía en el año 1991, Colin ha reci-bido numerosos premios por su trabajo, incluyendo elPremio Conrad Schlumberger. Obtuvo un diploma BAen física de la Universidad Lancaster, en Inglaterra,un diploma DIC en física matemática y un doctoradoen física teórica del estado sólido del ImperialCollege, Universidad de Londres. Es miembro delComité de Investigación de la SEG y ha publicado másde 100 artículos técnicos.

Alexander Shandrygin es asesor de física de yaci-mientos, responsable del desarrollo de la estrategiade Investigación y Desarrollo y del soporte científicode los proyectos de investigación, con base en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Moscú.Antes de ingresar en la compañía en el año 2002, fueingeniero en jefe para ENCONCO, una compañía consultora en petróleo. Comenzó su carrera comocientífico y luego se convirtió en profesor adjunto delInstituto del Petróleo de Grozny, en Rusia, después deobtener una maestría y un doctorado en desarrollo deyacimientos de petróleo y gas en ese instituto. Ade-más trabajó como investigador científico senior en elInstituto de Investigaciones de Petróleo y Gas de laAcademia Rusa de Ciencia, mientras realizaba tareasde investigación posdoctorales en la Universidad Estatal Rusa de Petróleo y Gas “Gubkin.” Alexanderpasó los siete años siguientes como investigador cien-tífico principal en el departamento de recuperaciónde condensados de VNIIGAS, el Instituto de Investigación de Gases Naturales y Tecnologías delGas para todo Rusia y como subdirector del departa-mento de Planes de Desarrollo de Campos y subdirectordel centro de ingeniería de Yukos Oil Company en Moscú.

Sundaram (Sundy) Srinivasan es gerente del Centrode Pruebas de Schlumberger Oilfield Services en SugarLand, Texas, donde está a cargo de las pruebas decampo finales de muchas de las últimas tecnologías yherramientas de fondo de pozo. Comenzó su carrera enSchlumberger en 1985 como ingeniero de perforación yposteriormente fue gerente de distrito de Sedco Forex.Trabajó como gerente de distrito y gerente de mercadeopara Schlumberger Wireline antes de incorporarse algrupo de Manejo de Proyectos Integrados como gerentede proyectos, gerente nacional y gerente de negociosde área. Sundy manejó las oficinas de nueva creaciónpara Schlumberger en Dinamarca y en Vietnam, fueconsultor principal del Grupo de Consultoría en Negociosde Petróleo y Gas de Schlumberger y ha interactuadocon compañías operadoras de todo el mundo. Sudiploma BTech en ingeniería mecánica le fue otorgadopor el Instituto Indio de Tecnología, en Delhi, India.Además obtuvo un diploma MBA de la Escuela de Gestión de Sloan, en el Instituto de Tecnología de Massachusetts en Cambridge.

Kevin Tanner se desempeña como ingeniero de producción senior con amplia experiencia en monitoreo microsísmico de fracturas hidráulicas paraSchlumberger DCS en College Station, Texas. Ingresóen la compañía en 1990 como ingeniero de campopara el segmento de Servicios al Pozo en Wyoming,EUA, después de obtener una licenciatura en ingenieríaquímica de la Universidad de Colorado en Boulder.Antes de ocupar su cargo actual, Kevin trabajó comoingeniero DESC, ingeniero de distrito e ingeniero técnico de ventas en Wyoming, Colorado, Texas yAlaska.

90 Oilfield Review

Kazuhiko Tezuka es gerente senior del Laboratorio deDesarrollo e Ingeniería del Centro de Investigacionesde JAPEX, en Chiba, Japón. Ingresó en JAPEX despuésde graduarse en la Universidad de Tohoku, en Sendai,Japón, con una licenciatura en ingeniería geofísica.Posteriormente, se desempeñó como científico visitanteen el Laboratorio de Recursos de la Tierra del Institutode Tecnología de Massachusetts en Cambridge.Kazuhiko obtuvo un diploma DE, también de la Universidad de Tohoku, en ingeniería de recursos de laTierra y es vicepresidente de tecnología de la secciónjaponesa de la SPWLA.

Ron Thomas es presidente de PPI Technology Services,LP, y posee más de 27 años de experiencia en el Golfode México, en aguas interiores y a nivel internacional.Antes de ingresar en PPI, ocupó una variedad de posi-ciones en compañías como Mobil Oil, CNG Producing yHall-Houston Oil Company. Posee una licenciatura eningeniería de petróleo de la Universidad Estatal deMississippi en Starkville y un diploma MBA de la Universidad Bautista de Houston. Ron es ingenieroprofesional matriculado en Texas, Luisiana y Mississippi.

Ed Tollefsen es campeón de productos de nueva tecnología para Schlumberger D&M en Houston. Suenfoque se centra en la predicción de la presión deporo en tiempo real, utilizando presiones de formaciónLWD y datos sónicos y sísmicos. Ingresó en Schlumberger en 1990 y ha ocupado diversas posicio-nes en servicios de evaluación de operaciones concable, pruebas de formaciones con el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT* y servicios sísmicos. Posteriormente se desempeñó como ingeniero de planta con responsabilidad por loscambios de diseños ante las unidades marinas y comogerente de servicios de campo para el área de Servicios Especiales de la Costa del Golfo. Allí, trabajópara aumentar los índices de presión de las herra-mientas, mejorar las capacidades sísmicas de superfi-cie y convertir la adquisición de registros durante lapesca en un medio de operación estándar. Antes deocupar su posición actual, Ed manejó el segmento deOperaciones de Servicios Sísmicos Terrestres y Servicios Especiales de Wireline US. Es graduado delInstituto de Tecnología de Georgia en Atlanta con unalicenciatura en ingeniería computacional.

Trond Unneland maneja las actividades de Chevronen Noruega. Antes de trasladarse a Noruega, fuegerente nacional de Chevron Dinamarca en Copenhague(2004 a 2005) y gerente de cuentas tecnológicas enSan Ramón, California (200 a 2004). Antes de ingresaren Chevron en el año 2000, ocupó posiciones de inge-niería y dirección en exploración, operaciones marinasy manejo de yacimientos en Statoil Noruega, durante16 años. Trond posee una maestría en ingeniería deyacimientos de la Universidad de Stavanger y un docto-rado en ingeniería de petróleo de la UniversidadNoruega de Ciencia y Tecnología, en Trondheim. Hapublicado varios artículos de la SPE sobre manejo deyacimientos, control de la producción de arena ydesempeño de pozos y ha participado de numerososcomités y foros de la SPE.

Stan van Gisbergen posee un doctorado de la Universidad de Ámsterdam y una maestría de la Universidad de Eindhoven, Países Bajos, ambos enfísica. Actualmente se desempeña como líder del

equipo de Manejo de Pozos y Yacimientos en Petroleum Development Oman, donde está a cargo deuno de los proyectos de inyección de agua más grandesde Omán. Antes de ocupar su cargo actual en el año2003, lideró el equipo de Pozos Inteligentes en ShellInternational E&P, trabajó en el Campo Bonga enNigeria, como tecnólogo de producción, y además paraSakhalin Energy como tecnólogo de producción principal, a cargo de la optimización de la produccióny de las operaciones de terminación de pozos.

Tommy M. Warren es director del segmento de Investigación e Ingeniería de Perforación con Tuberíade Revestimiento para Tesco Corporation en Houston.Ingresó en Tesco en 1999 después de trabajar 26 añosen Amoco, en investigación de operaciones y de perforación. Su trabajo de investigación en el área demecánica de barrenas de tres conos, mecánica debarrenas de arrastre, operaciones de perforación direccional, mecánica de sartas de perforación, siste-mas de perforación de alta velocidad, mecánica derocas y el sistema Casing Drilling®, se tradujo en lapublicación de 60 artículos técnicos y en 35 patentes.Tommy obtuvo una licenciatura y una maestría en inge-niería de minerales de la Universidad de Alabama, enTuscaloosa, EUA, y fue seleccionado becario Distinguidoen Ingeniería de la Universidad de Alabama en 1994. En1999, presidió la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE y fue conferencista distinguido de laSPE. Además presidió el comité de coordinación dePublicaciones de la SPE y recibió el Premio de Ingeniería de Perforación de la SPE 1997.

George Waters se desempeña como líder de proyectostécnicos para Schlumberger DCS en Oklahoma City.Ingresó en Dowell Schlumberger en 1985 y ocupódiversas posiciones de ingeniería de campo en EUA.Asumió varias funciones relacionadas con ingenieríade terminación de pozos desde 1992, principalmenteenfocadas en la optimización de fracturas hidráulicas.Desde su incorporación en el Grupo de Soluciones DCSen el año 2000, se centró en la optimización de la identificación, evaluación y terminación de los yacimientos de lutitas gasíferas de EUA. Su enfoquereciente se centró en la optimización de las operacionesde terminación de pozos horizontales en yacimientosde lutitas gasíferas, con especial atención en el monitoreo microsísmico de los tratamientos de estimulación. George posee una licenciatura de la Universidad de Virginia Oeste en Morgantown, EUA, yuna maestría de la Ecole Nationale Supérieure duPétrole et des Moteurs, en Rueil-Malmaison, Francia,ambas en ingeniería de petróleo. Además obtuvo unamaestría en ingeniería ambiental de la UniversidadEstatal de Oklahoma en Stillwater.

Rick Watts es becario de ingeniería del segmento deIngeniería y Operaciones de Perforación (DEO, por sussiglas en inglés) de Tecnología del sector de upstreampara ConocoPhillips en Houston. Sus responsabilidadesactuales incluyen su rol como coordinador de tecnologíapara el área más grande del Campo Ekofisk y comocoordinador de perforación con tubería de revestimientopara DEO. En el año 2000, ingresó en la compañía enBartlesville, Oklahoma, después de trabajar 22 añospara Arco. Su experiencia incluye las áreas de ingenieríade perforación, manejo de proyectos, y operaciones determinación, reparación y estimulación de pozos.Antes de ocupar su posición actual, se desempeñó

como ingeniero de perforación principal y gerente deperforación en Bayu Undan, en el área marina de Australia. Rick posee una licenciatura en ingeniería de petróleo de la Escuela de Minas de Colorado en Golden.

Curtis Hays Whitson es profesor de ingeniería depetróleo en la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología (NTNU), Instituto de Ingeniería de Petróleo y Geofísica Aplicada en Trondheim, dondedicta cursos sobre comportamiento de la fase de petróleo, recuperación asistida de petróleo, desempeño de pozos e ingeniería de yacimientos degas. Además realiza extensivas consultas con sectoresde la industria del petróleo sobre procesos de yacimientos sensibles desde el punto de vista composicional a través de PERA a/s, una compañíafundada en 1988. Curtis obtuvo una licenciatura eningeniería de petróleo de la Universidad de Stanford,en California, y un doctorado en ingeniería de petróleoe ingeniería química del Instituto Noruego de Tecnología, ahora NTNU.

Michael John Williams trabaja en el centro SCR, enInglaterra, como gerente del programa de Física deFluidos. El programa evalúa diversos aspectos del flujode fluidos incluyendo los sistemas de levantamientoartificial, separación en fondo de pozo, aseguramientodel flujo y flujo polifásico. Ingresó en SchlumbergerGeoQuest en 1997 como ingeniero especialista en software de comercialización y trabajó como líder deproyectos y líder de equipo en Abingdon, Inglaterra, yen Sugar Land, Texas, antes de trasladarse al centroSCR como investigador científico senior en el año2004. Su trabajo reciente incluye el monitoreo de fracturas hidráulicas y el monitoreo de yacimientos entiempo real. Michael posee una licenciatura en física yuna maestría en geofísica, ambas del Imperial Collegede Ciencia, Tecnología y Medicina de la Universidad deLondres. Además posee un doctorado en física de laUniversidad de Gales en Aberystwyth.

Stuart Wilson es ingeniero técnico de GeoMarket parael segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger enMoscú, donde está a cargo del mercadeo y el desarrollotécnico del negocio de tubería flexible en todo Rusia.Ingresó en la compañía como ingeniero de campo enStavanger, después de obtener una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad de Hertfordshire,en Inglaterra, y una maestría en manejo de negocios yde operaciones del Instituto Noruego de Tecnología enTrondheim. Stuart pasó cinco años en la región delMar del Norte, ocupando diversas posiciones enNoruega y Dinamarca. Desde el año 2002 hasta ocuparsu posición actual en 2005, se desempeñó como campeón de productos mundial para el empacadorinflable bajado con tubería flexible a través de la tubería de producción CoilFLATE*. Stuart es autor devarios artículos sobre empacadores inflables y tecnologíay equipos marinos de tubería flexible, y fue finalistapara el premio Nuevos Horizontes de World Oil en 2003.

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

Casing Drilling® es una marca registrada de Tesco Corporation.

miento y para los alumnos que buscanuna referencia general acerca del tema.

Moore WD: AAPG Bulletin 89, no. 5

(Mayo de 2005): 667–668.

Próximamente en Oilfield Review

Diseño de operaciones decementación integrado. Lograr unaislamiento zonal completo y durableconstituye el objetivo principal deuna operación de cementación pri-maria. Este artículo presenta unanueva solución de ingeniería paraayudar a asegurar el éxito de lasoperaciones de cementación prima-rias. En lugar de tratar la cementacióncomo un evento aislado, el nuevoenfoque considera la totalidad delproceso de construcción de pozos, loque permite a los operadores dise-ñar y perforar pozos proactivamentepara lograr un excelente trabajo decementación primaria y aislamientozonal.

Nuevas capacidades sónicas. Lasmediciones sónicas ayudan a evaluarla estabilidad del pozo, determinar lacalidad de los yacimientos, detectarfracturas, diseñar tratamientos deestimulación y estimar la permeabili-dad. Una nueva herramienta sónicaprovee una caracterización mejoradade las propiedades sónicas y mecá-nicas en tres dimensiones, alrededordel pozo, y decenas de pies haciadentro de la formación. Algunosejemplos de Noruega, EUA, Méxicoy el área marina de Brasil demues-tran algunas de las aplicaciones deavanzada de esta última herramientasónica.

Desde el espacio interior de laTierra hacia el espacio exterior.En la década de 1930, Conrad yMarcel Schlumberger introdujerontecnologías diseñadas para explorarel espacio interior de la Tierra. Unos75 años más tarde, los innovadoressensores de Schlumberger estánayudando a los científicos a investi-gar la naturaleza y el origen de losobjetos presentes en el espacioexterior. En este artículo analizamosla misión NEAR al asteroide Eros,junto con otros ejemplos que mues-tran cómo las tecnologías de campospetroleros están siendo utilizadas enla búsqueda del conocimiento y lacomprensión del espacio exterior.

NUEVAS PUBLICACIONES

Tectónica de fallas decabalgamiento y sistemas dehidrocarburos, Memoria 82 dela AAPGK. R. McClay (ed)Asociación Americana de Geólogos de PetróleoP.O. Box 979Tulsa, Oklahoma 74101 EUA 2004. 675 páginas. $94.00 ($69.00 para socios de la AAPG)ISBN 0-89181-363-2

Este libro sintetiza los avances registra-dos recientemente en el estudio de lasfallas de cabalgamiento y sus sistemasde hidrocarburos asociados. Los 33 artí-culos y ejemplos cubren la influencia dela presencia de fallas de cabalgamientoen muchas de las principales provinciaspetroleras.

Contenido:

• Geodinámica de los sistemas defallas de cabalgamiento

• Modelado de análogos de sistemas defallas de cabalgamiento

• Pliegues asociados con fallas, en lossistemas de fallas de cabalgamiento

• Ejemplos

La calidad de las gráficas de estamemoria me impresionó en formainmediata. Los autores de los distintosartículos utilizaron gráficas de muybuena calidad para transmitir las com-plejidades de los sistemas de fallas decabalgamiento.

La mayoría de los artículos me pa-recieron muy valiosos porque permitenponerse al día acerca del estado actualde la investigación y además obteneruna perspectiva histórica de la activi-dad de investigación realizada sobre eltema. Muchos de los artículos del tra-bajo poseen numerosas referencias….

Considero que esta obra será degran utilidad para los geólogos queactualmente realizan actividades deexploración en áreas con fallas decabalgamiento, para quienes llevan acabo tareas de investigación relaciona-das con tectónica de fallas de cabalga-

en ambos casos un activo y, ciertas instancias, un pasivo …su contribucióna un curso de ciencia de materiales osu capacidad para motivar el estudioindividual serán probablemente significativas.

Cahill CL: Physics Today 58, no. 7

(Julio de 2005): 66–67.

91Primavera de 2006

Una introducción a la ciencia de materialesWenceslao González-Viñas y Héctor L.ManciniPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2004. 180 páginas. $60.00 ISBN 0-691-07097-0

Esta introducción a la ciencia de mate-riales describe las propiedades eléctri-cas, mecánicas y térmicas de la materia;las propiedades únicas de los materia-les dieléctricos y magnéticos; el fenó-meno de la superconductividad; lospolímeros; y los materiales ópticos yamorfos. También se analizan los mate-riales nuevos, tales como los fullerenes,los cristales líquidos y los fenómenos desuperficie.

Contenido:

• ¿Qué es un material?

• Sólidos cristalinos

• Imperfecciones

• Propiedades eléctricas

• Propiedades mecánicas y térmicas

• Materiales magnéticos y dieléctricos

• Superconductividad

• Materiales ópticos

• Materiales no cristalinos

• Materiales poliméricos

• Ciencia de la superficie

• Nuevos materiales

• Apéndice, Bibliografía, Índice

Puedo entender que el libro, comotexto de nivel inicial, necesite ser con-ciso, pero algunos conceptos clave sepierden en procura de la brevedad.

…[el libro] constituye un valiosoagregado para los textos que existensobre el tema. Su amplia gama temá-tica y la brevedad de su cobertura son

El apogeo para el gas natural:La nueva crisis energéticaJulian DarleyChelsea Green Publishing CompanyP.O. Box 428White River Junction,Vermont 05001 EUA 2004. 266 páginas. $18.00ISBN 1-931498-53-9

Un análisis crítico de la política energé-tica del gobierno, este libro describesucintamente las implicancias delincremento de la dependencia delmundo con respecto al gas natural yexplica porqué esa dependencia puedeproducir serias consecuencias ambien-tales, políticas y económicas.

Contenido:

• Introducción

• El gas en sí

• Transporte del gas

• Demanda del gas

• Capacidad del gas

• ¿Dónde diablos nos encontramos?

• Seguridad energética

• ¿Hacia dónde diablos estamosyendo?

• ¿Pero, qué más podemos hacer?

• Apéndice, Notas, Bibliografía, Índice

Darley, un investigador ambientaldel Reino Unido, ofrece una nuevamirada para un combustible insuficien-temente apreciado.

…según la tesis de este autor, unesfuerzo de conservación mundialmasivo es el único curso de acciónfuturo viable. Dado el desorden polí-tico que impera a nivel mundial, él noalberga esperanzas.…Recomendado.

Comer AJ: Choice 43, no. 1 (Septiembre 2005): 132.

92 Oilfield Review

Fluidos estructurados: Polímeros,coloides y surfactantesThomas A. Witten (con Philip A. Pincus)Oxford University Press198 Madison AvenueNueva York, Nueva York 10016 EUA2004. 216 páginas. $99.50 ISBN 0-19-852688-1

El estudio de los líquidos que contienenpolímeros, coloides y partículas de sur-factantes se ha convertido en una disci-plina lógica con poder predictivo. Conun mínimo de consideraciones matemá-ticas, el libro procura ofrecer las expli-caciones más simples para laspropiedades de los polímeros, los coloi-des y los surfactantes. Además contienenumerosas figuras, tablas y ejercicioscon problemas.

Contenido:

• Información general

• Fundamentos

• Moléculas poliméricas

• Soluciones poliméricas

• Coloides

• Interfaces

• Surfactantes

• Apéndices, Referencias, Índice

…el autor se centra en los temasmencionados en el título: polímeros,coloides y surfactantes. Además, pro-porciona una buena cobertura y unaexcelente visión general de cada unode ellos.

…[el libro] está bien construido ysu lectura es realmente amena. Su textocubre aproximadamente dos tercios decada página, con espacio al costadopara figuras y notas. Varios capítulosposeen apéndices extensos en los queel autor analiza ciertos temas enmayor profundidad.

Creo que el uso de Fluidos Estruc-turados se generalizará y el libropasará a ser un texto obligado paracualquier alumno de física de la mate-ria condensada blanda. Incluso losfísicos especialistas en materia con-densada, en ejercicio de su profesión,adquirirán muchos conocimientos nue-vos a partir de este texto, que se con-vertirá en un elemento permanente delos estantes de muchas bibliotecas.

Weitz D: Physics Today 58, no. 7 (Julio de 2005):

65–66.

Fundamentos de la propagaciónde ondas sísmicasChris ChapmanCambridge University Press40 West 20th StreetNueva York, Nueva York 10011 EUA 2004. 632 páginas. $75.00ISBN 0-521-81538-X

Este volumen desarrolla la teoría de lapropagación de ondas sísmicas en mediosacústicos, elásticos y anisotrópicos parapermitir que las ondas sísmicas seanmodeladas en modelos tridimensionalesdel subsuelo, realistas y complejos.Cada capítulo contiene ejercicios ysugerencias de lecturas adicionales.

Contenido:

• Introducción

• Propagación de ondas sísmicas básicas

• Transformadas

• Revisión de la mecánica de los continuos y de las ondas elásticas

• Teoría de rayos asintóticos

• Rayos en una interfaz

• Sistemas diferenciales para mediosestratificados

• Señales canónicas

• Generalizaciones de la teoría derayos

• Apéndices, Índice

...los matemáticos y diseñadoresde maquinaria sin lugar a dudas apre-ciarán la elegante presentación de laespecialidad realizada por el autor.

Romanowicz B: Physics Today 58, no. 8

(Agosto de 2005): 54–55.

Fundamentos de la propagación deondas sísmicas es un verdaderohallazgo en lo que respecta a técnicassísmicas de modelado directo de altafrecuencia. Será una obra de referenciaconcluyente por muchos años.

Treitel S: The Leading Edge 24, no. 3

(Marzo 2005): 320.

El apagón: Opciones y accionespara un mundo post-carbonoRichard HeinbergNew Society PublishersP.O. Box 189Gabriola IslandBritish Columbia V0R 1X0 Canadá2004. 209 páginas. $16.00ISBN 0-86571-510-6

Centrado en el amenazador pico globalde la producción de petróleo, el libroanaliza las opciones disponibles para unmundo que se enfrenta a un proceso deagotamiento de recursos, colapso de labiosfera e insolvencia financiera. Elautor presenta un alegato para la reduc-ción del consumo de recursos por per-sona en los países ricos, para eldesarrollo de fuentes de energía alter-nativa y para la distribución más equita-tiva de los recursos.

Contenido:

• El fin de la energía barata

• Lo último: El camino de la guerra yla competencia

• El apagón: El camino de la autolimitación, la cooperación y el compartir

• Esperando el elixir mágico: Falsasesperanzas, expresión de deseo, ydesmentida

• Construcción de botes salvavidas: El camino de la solidaridad comunitaria y la preservación

• Nuestra elección

• Notas, Índice

... pocos lectores pueden estar encontra de un mundo sin contamina-ción, solidario y pacífico. Pero paraprocurar la consecución de estosnobles objetivos, no tenemos quebasarnos en las hipótesis de Heinbergy sus juicios apresurados acerca delfin del petróleo “barato” y el“colapso” de la civilización.

Sourkhabi R: Geotimes 50, no. 3 (Marzo de 2005): 49.

Análisis de cuencas: Principios y aplicaciones, 2da ediciónPhillip A. Allen y John R. AllenBlackwell Publishing350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA2005. 549 páginas. $89.95ISBN 0-632-05207-4

Este libro provee una visión general delos procesos esenciales de la formacióny evolución de las cuencas sedimentarias,con particular énfasis en las implicacio-nes para los recursos de hidrocarburos.Publicada por primera vez en 1990, estanueva edición toma en cuenta los nue-vos datos, tecnología y conceptos desa-rrollados en los últimos 15 años.

Contenido:

• Los fundamentos de las cuencas sedimentarias: Las cuencas en suambiente de tectónica de placas; Elestado físico de la litosfera

• La mecánica de la formación de lascuencas sedimentarias: Cuencasdebidas al estiramiento litosférico;Cuencas debidas a procesos de flexura; Efectos de la dinámica delmanto; Cuencas asociadas con procesos de deformación por deslizamiento de rumbo

• El relleno de las cuencas sedimentarias: El sistema de ruteo de sedimentos; Estratigrafía de cuencas; Subsidencia e historia termal

• Aplicación a la evaluación de playsproductores de petróleo: El play depetróleo

• Referencias, Índice

El libro se encuentra significativa-mente revisado y actualizado con res-pecto a la primera edición de 1990,con un nuevo capítulo sobre dinámicadel manto. El tratamiento de los mode-los de facies y la evaluación de riesgosse ha reducido, pero el texto es un 15por ciento más extenso. Muchas de lasgráficas han sido mejoradas. Treintapor ciento de las referencias posdatanel año 1990 y está previsto que aparez-can ejercicios prácticos en un sitiogratuito en la Red.

Un excelente resumen del análisisde cuencas, significativamente mejo-rado con respecto a la primera edición... Muy recomendado.

Simonson BM: Choice 43, no. 2

(Octubre de 2005): 320..

93Primavera de 2006

Una visita guiada por los métodos matemáticos para lasciencias físicas, 2da ediciónRoel SneiderCambridge University Press40 West 20th StreetNew York, New York 10011 USA 2004. 519 páginas. $60.00 tapa dura;$45.00 tapa blandaISBN 0-521-83492-9

Esta segunda edición de un libro ante-rior provee una visión general de losmétodos matemáticos esenciales paratrabajar en las ciencias físicas y ademáscontiene nuevos capítulos sobre análisisdimensional, cálculo variacional y laevaluación asintótica de integrales. Adiferencia de muchos libros de textosobre las ciencias físicas, éste presentasus 26 capítulos en forma de problemas.

Contenido:

• Introducción

• Análisis dimensional

• Series de potencia

• Coordenadas esféricas y cilíndricas

• Gradiente

• Divergencia de un campo vectorial

• Rotacional de un campo vectorial

• Teorema de Gauss

• Teorema de Stokes

• Laplaciano

• Leyes de conservación

• Análisis escalar

• Álgebra lineal

• Función delta de Dirac

• Análisis de Fourier

• Funciones analíticas

• Integración compleja

• Funciones de Green: Principios

• Funciones de Green: Ejemplos

• Modos normales

• Teoría del potencial

• Tensores Cartesianos

• Teoría de perturbación

• Evaluación asintótica de integrales

• Cálculo variacional

• Epílogo, sobre el Poder y el Conocimiento

• Referencias, Índice

Recomiendo este libro a quienesestán interesados en la teoría de lafísica (y la geofísica)...Los estudian-tes…encontrarán entretenidos trata-mientos de los conceptos de losmétodos matemáticos sin perderse enlaberintos de ecuaciones. A los profe-sores les interesará la forma fácil conque se despliegan los conceptos.

Es fácil abrir este libro en cual-quier parte, explorarlo un poco condeleite y luego saltar a otro lado.…megustaron particularmente algunos delos ejemplos que extraen conclusioneserróneas, en los que el autor señaladónde el razonamiento erró el camino.

Sheriff RE: The Leading Edge 24, no. 5

(Mayo de 2005): 548–549.

Este libro incluye una lista defuentes, notas extensivas, y un glosario…Muy recomendado.

Comer JC: Choice 42, no. 11/12

(Julio / Agosto de 2005): 2019–2020.

• El origen del Campo Jonah, situadoen la porción norte de la CuencaGreen River, en Wyoming

• Sistemas de gas centrados en cuencasy el Campo Jonah

• Descripción de los yacimientos fluviales para un campo de gasgigante, de baja permeabilidad:Campo Jonah, Cuenca Green River,Wyoming, EUA

• Petrología y petrofísica de la Formación Lance (Cretácico Superior), American Hunter, OldRoad, Unidad 1, Condado deSublette, Wyoming

• Petrofísica de los yacimientos en lasareniscas de la Formación Lance delCampo Jonah, Condado de Sublette,Wyoming

• Extensión de los límites al sudoestedel Campo Jonah: Utilización dedatos sísmicos 3D de alta calidadpara mejorar la definición estructural

• El efecto de las metodologías de estimulación y terminación de pozossobre la producción del CampoJonah

• Terminación de pozos en el CampoJonah: Un enfoque integrado de optimización de las operaciones deestimulación con un valor económico mejorado

• De área prospectiva a campo de gasgigante: Historia de los análisisambientales del Campo Jonah

Este texto contiene 16 artículosmaravillosos sobre el Campo Jonah.Los futuros recursos de gas de Estados Unidos provendrán probablemente de las areniscas compactas de baja permeabilidadpresentes en las profundidades de las cuencas como fuente principal.Muchos exploradores necesitaráneste valioso libro, rico en detalles,para hallarlas.

Picard MD: AAPG Bulletin 89, no. 6 (Junio de

2005): 836–837.

Biodiesel: Generación de unanueva economía energéticaGreg PahlChelsea Green Publishing CompanyP.O. Box 428White River Junction, Vermont 05001 USA 2005. 282 páginas. $18.00ISBN 1-931498-65-2

El periodista Greg Pahl provee una eva-luación general del combustible alter-nativo biodiesel—un combustiblelíquido derivado de oleaginosas. Su libroexplora la historia y la tecnología delbiodiesel, su utilización actual en todoel mundo y su potencial en los EstadosUnidos y en otras partes del mundo.

Contenido:

• Fundamentos del biodiesel: RudolphDiesel; Renacimiento del aceitevegetal; Biodiesel 101; Los diferentes usos del biodiesel

• El biodiesel en todo el mundo:Europa, el líder mundial; Otros países europeos; Países no europeos

• El biodiesel en los Estaos Unidos:Breve historia; Los actores principales; La política del biodiesel; Desarrollos recientes

• El biodiesel en el futuro: Anticipación del futuro

• Organizaciones y recursos en línea

• Notas, Glosario, Bibliografía, Índice

El Campo Jonah: Ejemplo deun yacimiento fluvial de gascompactoJohn W. Robinson y Keith W. Shanley(eds)Asociación Americana de Geólogos dePetróleoP.O. Box 979Tulsa, Oklahoma 74101 EUA 2004. 283 páginas (tapa blanda).$79.00($59.00 para socios de la AAPG)ISBN 0-89181-059-5

Con contenido de material previamenteinédito y material patentado, estevolumen integra información sobre lageología, la geofísica, la ingeniería deyacimientos y las operaciones de perfora-ción y terminación de pozos del CampoJonah, un importante descubrimiento degas natural, que se encuentra ubicado enWyoming, EUA. Se incluye además undisco compacto de los apéndices.

Contenido:

• Introducción: Campo Jonah—Ejemplo de un yacimiento fluvial de gas compacto

• Campo Jonah: T28-29N, R107-109W, Condado de Sublette,Wyoming

• Descubrimiento del Campo Jonah,Condado de Sublette, Wyoming

• Ambiente estratigráfico regional delas rocas de edad Maestrichtiano dela región central de las MontañasRocallosas

• Geología del Campo Jonah, Condadode Sublette, Wyoming

• Geología estructural, generación deimágenes sísmicas y génesis delcampo gigante de gas Jonah, situadoen Wyoming, EUA

• Modelado de la historia de soterramiento del área del CampoJonah: Una acumulación inusual yposiblemente única de gas en laCuenca Green River, situada enWyoming

ARTÍCULOS

Actuar a tiempo para maximizarel aprovechamiento de loshidrocarburosVol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 4–15.

Confrontando el intrincado temade los carbonatosAhr WM, Allen D, Boyd A, Bachman HN,Smithson T, Clerke EA, Gzara KBM, Hassall JK, Murty CRK, Zubari H y Ramamoorthy R.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 20–33.

Desarrollo submarino desde elmedio poroso hasta el procesoAmin A, Riding M, Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.

El hidrógeno: ¿Un futuro portador energético?Bennaceur K, Clark B, Orr FM Jr, Ramakrishnan TS, Roulet C y Stout E.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 34–47.

Espectroscopía: La clave para la obtención de respuestaspetrofísicas rápidas y confiablesBarson D, Christensen R, Decoster E,Grau J, Herron M, Herron S, Guru UK,Jordán M, Maher TM, Rylander E yWhite J.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 16–35.

Evaluación de formacionesdurante la perforaciónAdolph B, Stoller C, Archer M, Codazzi D,el-Halawani T, Perciot P, Weller G, Evans M,Grant J, Griffiths R, Hartman D, Sirkin G,Ichikawa M, Scott G, Tribe I y White D.Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 4–25.

Hacia un mejoramiento de la producciónChou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M,Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K y Wiig M.Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71.

La fuente para la caracterizaciónde fracturas hidráulicasBennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J,Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R,Leslie D, Williams MJ, Govenlock J,Klem RC y Tezuka K.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61.

Las presiones de las operaciones de perforación y producciónBarriol Y, Glaser KS, Pop J, Bartman B,Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM, Terrazas Romero M y Volokitin Y.Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 26–47.

Mejoramiento de los tratamientos de empaque degrava en pozos horizontalesEdment B, Elliott F, Gilchrist J, Powers B,Jansen R, McPike T, Onwusiri H, Parlar M,Twynam A y van Kranenburg A.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 56–67.

Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestreAit-Messaoud M, Boulegroun M-Z, Gribi A, Kasmi R, Touami M, Anderson B,Van Baaren P, El-Emam A, Rached G,Laake A, Pickering S, Moldoveanu N y Özbek A.Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 48–59.

Nuevas fibras para tratamientosde fracturamiento hidráulicoBivins CH, Boney C, Fredd C, Lassek J,Sullivan P, Engels J, Fielder EO, Gorham T,Judd T, Sanchez Mogollon AE, Tabor L,Valenzuela Muñoz A y Willberg D.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 36–45.

Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimientoFontenot KR, Lesso B, Strickler RD yWarren TM.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 46–65.

Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo Arena M, Dyer S, Bernard L, Harrison A,Luckett W, Rebler T, Srinivasan S, Borland B, Watts R, Lesso B y Warren TM.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 62–73.

Revisión de los yacimientos de gas condensadoFan L, Harris BW, Jamaluddin A, Kamath J, Mott R, Pope GA, Shandrygin A y Whitson CH.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 16–29.

Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgoAzhar A, Blount CG, Hill S, Pokhriyal J,Weng X, Loveland MJ, Mokhtar S,Pedota J, Rødsjø M, Rolovic R y Zhou W.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 4–15.

Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozosBoumali A, Brady ME, Ferdiansyah E,Kumar S, van Gisbergen S, Kavanagh T,Ortiz AZ, Ortiz RA, Pandey A, Pipchuk D yWilson S.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 30–45.

Un método de perforación acertadoAlford J, Goobie RB, Sayers CM, Tollefsen E, Cooke J, Hawthorn A, Rasmus JC y Thomas R. Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 74–85.

Una nueva forma de perforarAldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B, Edmondson B, Florence F y Srinivasan S.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 48–55.

NUEVAS PUBLICACIONES

Análisis de cuencas: Principios y aplicaciones, 2da ediciónAllen PA y Allen JR.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 92.

Biodiesel: Generación de unanueva economía energéticaPahl G.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 93.

Comprensión de los sistemas de energía renovableQuaschning V.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 71.

El apagón: Opciones y accionespara un mundo post-carbonoHeinberg R.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 92.

El apogeo para el gas natural: La nueva crisis energéticaDarley J.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 91.

El Campo Jonah: Ejemplo de un yacimiento fluvial de gas compactoRobinson JW y Shanley KW (eds).Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 93.

El congelamiento de la Tierra: Elpasado y la historia futura de lasedades de hieloMacdougall D.Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 76.

El grande: El sismo que estremeció a la América primitiva y ayudó a crear una cienciaPage J y Officer C.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 71.

Falla de despegueSusan Cummins MillerVol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 70.

Fluidos estructurados: Polímeros, coloides y surfactantesWitten TA y Pincus PA.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 92.

Fuera de este mundo: Colisión de universos, comas, cuerdas yotras ideas extravagantes de lafísica moderna Webb S.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 72.

Fundamentos de la propagaciónde ondas sísmicasChapman C.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 92.

La energía, los residuos y elmedio ambiente: Una perspectivageoquímica, Publicación Especialde la Sociedad Geológica 236Gieré R y Stille P (eds).Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 76.

La Tierra: Una historia profundaRichard ForteyVol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 70.

Los pantalones de Pandora:Mujeres,ciencia y poder en la IlustraciónFara P.Vol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 71.

Masa crítica: Cómo una cosaconduce a otraPhilip Ball Farrar, Straus y GirouxVol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 70.

Más allá del petróleo: La perspectiva a partir de la cumbre de HubbertDeffeyes KS.Vol. 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 76.

Problemas modernos en electrodinámica clásicaCharles A. BrauVol. 17, no. 2 (Otoño de 2005): 70.

Sin gas: el fin de la era del petróleo Goodstein D.Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 72.

Tectónica de fallas de cabalgamiento y sistemas de hidrocarburos, Memoria 82 de la AAPGMcClay KR (ed).Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 91.

Una historia concisa de la física solar y estelarTassoul J-L y Tassoul M. Vol. 17, no. 1 (Verano de 2005): 72.

Una introducción a la ciencia de materialesGonzáles-Viñas W y Mancini HL.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 91.

Una visita guiada por los métodos matemáticos para lasciencias físicas, 2da ediciónSneider R.Vol. 17, no. 4 (Primavera de 2006): 93.

94 Oilfield Review

Índice Anual de Oilfield Review —Volumen 17

06_OR_001_S

Primavera de 2006

Interacción oportuna con los yacimientos

Yacimientos de gas condensado

Monitoreo de fracturas hidráulicas

Mediciones sónicas durante la perforación

Oilfield ReviewSCHLUM

BERGEROILFIELD

REVIEWPRIM

AVERADE

2006VOLUM

EN17

NUM

ERO4