Volumen 24, no.4

Recuperación de escombros del fondo del pozo

La ciencia de los asfaltenos

Las técnicas de pesca

Captación y almacenamiento de carbono

Oilfield Review

13-OR-0001-S

Ampliamente reconocida en ciertos lugares como mecanismo de reducción de las emisiones de dióxido de carbono [CO2] en la atmósfera, la práctica de captación, utilización y almacenamiento del carbono sigue siendo en gran medida desconocida para el público en general. El componente de la tecnología relacionado con la utilización resulta familiar para quienes trabajaron en operaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR), pero el concepto de inyección en pozos profundos y almacenamiento de CO2 como un fluido denso es desconocido para muchos regula-dores, funcionarios y la población en general. Además, estas prácticas plantean muchos interrogantes sin responder, entre los que se encuentran los referidos a la forma en que dichas prácticas afectan el medio ambiente y los bienes personales o si el alcance actual de la ciencia también pronostica el comporta-miento futuro del almacenamiento de CO2.

En consecuencia, el camino hacia la aceptación popular y el uso generalizado de la captación y el almacenamiento de carbono (CCS), independiente del campo petrolero, requiere que con el tiempo se ejecuten pruebas de campo con fines de demostración. También es imperioso que los resultados de esas pruebas sean presentados a la comunidad de manera clara y honesta. La com-probación de la capacidad de almacenamiento y contención seguros del CO2 y de la efectividad de los yacimientos geológicos y los sellos puede efectuarse a través del desarrollo de proyectos de prueba que sean escalables a los volúmenes de CO2 emitidos desde las centrales eléctricas comerciales. En los proyectos iniciales, tales como los de Japón, Alemania y Australia, se inyectaron unas 100 000 toneladas métricas [110 000 toneladas US] de CO2, utilizando camiones o líneas de conducción como forma de entrega.

Sin embargo, los proyectos de demostración más grandes requieren que el CO2 sea enviado a un pozo de inyección por medio de líneas de conducción con tasas oscilantes entre aproximadamente 0,25 y 1 millón de toneladas métricas [0,28 y 1,1 millón de toneladas US] o un volumen superior por año. El objetivo de estos proyectos más grandes es crear un penacho de CO2 en una formación objetivo que pueda ser monito-reado efectivamente mediante registros de pozos, extracción de muestras químicas, monitoreo de la presión y de la temperatura, levantamientos geofísicos y otros medios.

En Estados Unidos, la Agencia de Protección Ambiental, como parte del programa de control de la inyección subterránea, está promulgando regulaciones y la orientación asociada para la nueva clasificación operacional clase VI. Desde el año 2003, el Departamento de Energía de EUA tiene implementado un programa de múltiples pruebas de campo y demostraciones como parte del programa de la Asociación Regional de Secuestración de Carbono, con diversos proyectos de demostración actualmente en curso, entre los que se encuentra el programa de demostración de Decatur, Illinois, EUA, con la inyección de 1 millón de tonela-das métricas, descripto en esta edición (véase “Secuestración de CO2: Una respuesta para las emisiones,” página 38).

La clasificación geológica regional, seguida por la caracteriza-ción y selección cuidadosas de los sitios, constituye el fundamento del almacenamiento seguro y efectivo de CO2. Los objetivos

El futuro de la captación y el almacenamiento del carbono

1

de este proceso de exploración son hallar un yacimiento poroso y permeable y un sello adecuado para el yacimiento. Las herra-mientas geofísicas permiten la observación inicial de un volumen del subsuelo, en tanto que las operaciones de perforación, adquisi-ción de registros y extracción de núcleos confirman las expectativas asociadas con un sistema yacimiento-sello adecuado.

Los operadores de los proyectos y los miembros del personal técnico han adquirido conocimientos considerables a partir de los proyectos de demonstración actualmente en curso y han compartido gran parte de esos conocimientos a través de conferencias y revisiones de pares. No obstante, a medida que los reguladores formulen preguntas orientadas al futuro acerca de la simulación de yacimientos, el modelado del flujo de agua subterránea y otros enfoques predictivos, la industria necesitará una estructura global de intercambio de conocimientos que responda a esos interrogantes y permita el desarrollo de proyectos a escala comercial de mayor envergadura.

El público también tiene un rol que desempeñar en el futuro del CCS, pero en ciertos casos, los desarrolladores de proyectos no han logrado la confianza de la comunidad. Existe una necesi-dad permanente de comunicación abierta y llana con el público general, que transmita de manera comprensible los fundamentos técnicos de la tecnología CCS. Esta consideración no debe ser ignorada durante el desarrollo y la ejecución de los proyectos.

Si bien hoy el portafolio de proyectos no es tan diverso como muchos pueden haberlo imaginado hace cinco años, la próxima generación de proyectos —asociados con la producción de hidrocarburos, la generación de energía y el procesamiento del gas natural— está siendo desarrollada ahora. La implementación de la tecnología CCS en los yacimientos salinos aún se encuentra en sus albores, pero los resultados a la fecha son alentadores.

Las tecnologías de la industria de producción de petróleo y gas, y la experiencia de su personal son esenciales para el éxito de los proyectos de inyección y almacenamiento de CO2. Los proyectos de demostración exitosos aplicarán e incluso potenciarán las tecnologías de la industria petrolera, y los conocimientos adquiridos durante el desarrollo de los proyectos y los procesos de monitoreo en curso deben ser transparentes para el público. Esta transparencia permitirá lograr la confianza de los grupos de interés ajenos a la industria y será clave para asegurar que los sectores populares comprendan que el CCS es una herramienta viable para la mitigación del cambio climático.

Robert J. FinleyDirector de la Iniciativa de Tecnología Energética AvanzadaServicio Geológico del Estado de IllinoisChampaign, Illinois, EUA

Robert J. Finley es Director de la Iniciativa de Tecnología Energética Avanzada del Servicio Geológico del Estado de Illinois, en Champaign, Illinois, EUA. Ha trabajado en el desarrollo de yacimientos para el petróleo y el gas natural no recuperados, con el desarrollo de yacimientos de metano en capas de carbón y yacimientos de gas en areniscas compactas, en Texas y en las Montañas Rocallosas de EUA, y en el desarrollo de yacimientos para la secuestración de carbono en la cuenca de Illinois. Robert obtuvo una licenciatura de la Universidad de la Ciudad de Nueva York, una maestría de la Universidad de Siracusa, en Nueva York, EUA, y un doctorado en geología de la Universidad de Carolina del Sur, en Columbia, EUA.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 El futuro de la captación y el almacenamiento del carbono

Artículo de fondo aportado por Robert J. Finley, Director de la Iniciativa de Tecnología Energética Avanzada del Servicio Geológico del Estado de Illinois.

4 Herramientas especiales para la recuperación de escombros de pozos

Las operaciones de terminación de pozos a menudo generan escombros en el fondo del pozo, lo que incluye arena, residuos de las pistolas de disparos y partículas metálicas. Además, con frecuencia, los perforadores descubren una diversidad de tuercas, pernos, herramientas y otros materiales que han caído accidentalmente dentro del pozo. A menos que estos materiales sean removidos, la productividad óptima del pozo se verá comprometida. Este artículo describe las nuevas herramientas y técnicas para la recuperación eficiente de los escombros de pozos.

14 La ciencia de los asfaltenos revela secretos de los yacimientos

A través de la combinación del análisis de los fluidos de fondo de pozo con los avances de la ciencia de los asfaltenos, las compañías petroleras están adquiriendo más conocimientos acerca de la arquitectura de los yacimientos. El análisis de fondo de pozo de los asfaltenos —los componentes más pesados del petróleo— puede ayudar a los geocientíficos a determinar los gradientes de concentración de asfaltenos, lo que a su vez puede contribuir para que los operadores determinen la presencia de barreras que actúan como sello y evaluar la comunicación y el equilibrio de los fluidos en los yacimientos complejos. Algunos ejemplos del Golfo de México y Medio Oriente muestran cómo las compañías están utilizando técnicas de gradientes de asfaltenos para comprender mejor la conectividad y la distribución de fluidos de los yacimientos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 11ORSPG 13-AFTN 11

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditorRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresDavid AllanGinger OppenheimerRana RottenbergDon Williamson

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.E-mail: info@linced.com;http://www.linced.com

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

En la portada:

La secuestración de carbono es un método de manejo de las emisiones de gases de efecto invernadero. En esta foto, un enganchador manipula la columna de perforación a medida que un equipo de perforación extrae núcleos de la lutita Maquoketa en Illinois, EUA. Esta lutita constituye una barrera de contención en la cuenca de Illinois, donde se encuentra el pozo de verificación del proyecto Decatur. Durante la construcción de un pozo de verificación para el proyecto vecino de captación y secuestración de carbono de la cuenca de Illinois (inserto pequeño), todas las sartas de revesti-miento se cementan hasta la superficie. Los pozos de verificación están equipados con sistemas de monitoreo para rastrear el dióxido de carbono a medida que se inyecta en el subsuelo durante las ope-raciones de secuestración de carbono.Fotografías del equipo de perforación tomadas por Daniel Byers para el Consorcio de Secuestración Geológica Midwest.

2

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: editorOilfieldReview@slb.com

Dirigir las consultas de distribución a: Alex Moody-StuartTeléfono: (55) 21 3541 7008 (Vivian)Directo: (55) 21 3541 7104 Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: AlexMS@slb.com

Sussumu NakamuraTeléfono: (55) 21 3824 7461 (Patricia)Directo: (55) 21 3824 7460Facsímile: (55) 21 2112 4601E-mail: snakamura@slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

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

Junio de 2013Volumen 24

Número 4

52 Colaboradores

54 Próximamente en Oilfield Review

55 Nuevas publicaciones

58 Definición de las operaciones de pruebas: Fundamentos de las pruebas de pozos

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

61 Índice anual

3

26 Cómo optimizar el arte de la pesca

Superada solamente por los reventones, una de las peores situaciones con las que se puede enfrentar un perforador es la pérdida de equipos en el fondo del pozo. La pesca —el arte de recuperar objetos perdidos, dañados o atascados en el pozo— depende de la experiencia, la imaginación y la innovación del especialista en ese tipo de operación. Este artículo describe las herramientas y las estrategias desarrolladas para recuperar los elementos perdidos en el pozo.

38 Secuestración de CO2: Una respuesta para las emisiones

Una respuesta para las preocupaciones existentes en torno a la influencia de la actividad humana en el clima es la remoción del CO2 de las emisiones generadas cuando se queman los combustibles fósiles y su secuestración en las profundidades del subsuelo. Los especialistas del sector de exploración y producción de la industria petrolera se encuentran excepcionalmente calificados para manejar la selección, construcción y monitoreo de estos complejos proyectos de inyección.

Drillpipe

Drill collars

CO2 s

atur

atio

n, %

908070605040302010

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

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

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Consejo editorial

Oilfield Review se complace en dar la bienvenida a Hani Elshahawi a su consejo editorial. Hani se desempeña como asesor de tecnología para aguas profundas de Shell en Houston. Previamente, dirigió FEAST, el Centro de Excelencia en Tecnologías de Evaluación y Muestreo de Fluidos de Shell, donde estuvo a cargo de la planeación, ejecución y análisis de las operaciones globales de pruebas de formación y muestreo de fluidos de perfil alto. Con más de 25 años de experiencia en la industria del petróleo, trabajó tanto en compañías de servicios como en compañías de operaciones en más de 10 países de África, Asia, Medio Oriente y América del Norte, y ocupó diversas posiciones de interpretación, consultoría, operaciones, mercadeo y desarrollo de productos. Hani ha dado numerosas conferencias relacionadas con diversas áreas de la petrofísica, las geociencias y la ingeniería petrolera; es titular de varias patentes, y ha escrito más de 100 artículos técnicos. Fue presidente de la SPWLA durante el período 2009–2010 y Conferenciante Distinguido de la SPWLA en los años 2010 y 2011. Hani obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.

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

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

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

© 2013 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

Herramientas especiales para la recuperación de escombros de pozos

A fines del siglo XVIII, el físico italiano Giovanni Battista Venturi describió

la reducción de presión que ocurre cuando el fluido fluye a través de una restricción.

Ahora, los ingenieros están utilizando este principio para diseñar sistemas especia-

les de limpieza de pozos capaces de ejecutar operaciones críticas de recuperación

de escombros en algunos de los ambientes del subsuelo más desafiantes del mundo.

Brian CollGraeme LawsM-I SWACOAberdeen, Escocia

Julie JeanpertRavenna, Italia

Marco SportelliEni SpA E&P DivisionRavenna, Italia

Charles SvobodaMark TrimbleM-I SWACOHouston, Texas, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Kenneth Simpkins de M-I SWACO, Houston.FRAC-N-PAC, PURE y QUANTUM son marcas de Schlumberger. HEAVY DUTY RAZOR BACK CCT, MAGNOSTAR, RIDGE BACK BURR MILL, WELL PATROLLER y WELL SCAVENGER son marcas de M-I SWACO LLC.

La remoción de escombros constituye un paso vital para asegurar el éxito de las operaciones de perforación o de terminación de pozos. La remo-ción de escombros implica la extracción de “detritos” y materiales indeseados de un pozo en ejecución o terminado. Los detritos consisten gene-ralmente en trozos pequeños de herramientas de fondo de pozo, conos de barrenas, herramientas manuales, cables, cadenas, recortes metálicos provenientes de las operaciones de fresado, y muchos otros tipos de residuos. Si bien, en gene-ral, no se consideran detritos, la arena y otros materiales utilizados durante las operaciones de terminación, estimulación y producción de pozos a menudo requieren la remoción fuera del pozo antes de ponerlo en producción.

resultantes de estas operaciones constituyen el tipo más común de escombros que se encuentra en el fondo del pozo. Mediante la circulación de fluido de perforación, fresado o terminación, gran parte de los restos de metales es transportada a la super-ficie. Sin embargo, algunos recortes metálicos pue-den permanecer en el pozo, frecuentemente en lugares que generan problemas durante la termi-nación o producción del pozo.2

Durante la terminación, los pozos entubados pueden ser disparados utilizando un arreglo de car-gas explosivas especiales instalado en las pistolas

1. El fresado es un proceso que utiliza una herramienta de fondo de pozo para cortar, triturar y remover material de equipos o herramientas emplazados en el pozo. El éxito de las operaciones de fresado requiere la selección de herramientas, fluidos y técnicas de fresado que sean compatibles con los materiales de pesca y las condiciones del pozo.

2. Connell P y Haughton DB: “Removal of Debris from Deepwater Wellbores Using Vectored Annulus Cleaning Systems Reduces Problems and Saves Rig Time,” artículo SPE 96440, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

> Típica trituradora de detritos. Las trituradoras de detritos están diseñadas para triturar cualquier tipo de material que se encuentra en el fondo del pozo y que incluye, entre otros, conos de barrenas, columnas de perforación, tapones puente u otros objetos. Las almohadillas de desgaste proporcionan estabilización durante la trituración con la fresa. Los perforadores despliegan varias superficies de trituración o configuraciones de herramientas, dependiendo del tipo de material a fresar.

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 1ORWIN 12/13-WLSCVG 1

Almohadillade desgaste

Superficie de trituración

Dado que existen muchos tipos de escombros, los ingenieros han desarrollado diversas herra-mientas y técnicas para facilitar su remoción de un pozo. Este artículo se centra en la fase de cons-trucción del pozo posterior a la perforación y en los problemas relacionados con la extracción de frag-mentos relativamente pequeños de escombros, tales como recortes metálicos, escombros de las pistolas (cañones) de disparo, equipos pequeños y arena. El artículo comienza con un análisis de las fuentes de escombros pequeños y luego examina las diversas técnicas disponibles para remover estos materiales del pozo. Algunos casos de estu-dio demuestran cómo los operadores están apli-cando estas nuevas tecnologías en una diversidad de ambientes de terminación de pozos para redu-cir los riesgos, minimizar el tiempo inactivo y mejorar la productividad.

Fuentes de escombros pequeñosEl piso de perforación es un lugar con poco espa-cio libre, en el que existen numerosas posibilida-des de caída inadvertida de elementos pequeños en el agujero descubierto. En las operaciones de aguas profundas, la abertura de la superficie en el tubo ascendente puede tener un diámetro de 1 m [3 pies], lo que genera la posibilidad de caída de elementos grandes en las profundidades.

Los escombros también son generados en el fondo del pozo por las diversas operaciones que se llevan a cabo en éste. A menudo, los perforadores deben fresar instrumentos tales como empacado-res, extremos superiores de tuberías de revesti-miento cortas (liners) y equipos dentro del pozo (arriba, a la derecha).1 Los recortes metálicos

Volumen 24, no.4 5Volumen 24, no.4 5

6 Oilfield Review

de disparo. Cuando las pistolas se disparan, las car-gas huecas (premoldeadas) perforan la tubería de revestimiento, el cemento y la formación. Una den-sidad de tiro de 33 tiros/m [10 tiros/pie] a través de una zona productiva puede generar cientos de túneles de disparos; este proceso de disparo pro-duce un volumen considerable de restos de meta-les y escombros de formación que es preciso retirar del pozo.

Históricamente, los fragmentos provenientes de las cargas explosivas, la tubería de revesti-miento, el cemento y la formación, se alojan en los túneles dejados por los disparos, lo cual podría reducir la eficiencia de la producción. El análisis posterior a los disparos a menudo indicaba que muchos túneles se taponaban y resultaban no productivos. Los desarrollos registrados en mate-ria de tecnología de disparos, tales como el sis-tema de disparos PURE para la obtención de disparos limpios, en conjunto con las cargas hue-cas que generan un mínimo de escombros, permi-ten que los ingenieros reduzcan este tipo de daño de los túneles de disparos.3 Si bien con el uso de estas técnicas quedan menos escombros en los túneles, es posible que se depositen más escom-bros en el pozo, obturando potencialmente los mecanismos de enganche de los tapones puente recuperables o impidiendo el funcionamiento de los equipos de terminación de pozos.

Ocasionalmente, ciertos materiales son intro-ducidos deliberadamente en el pozo para ser removidos durante las operaciones de limpieza subsiguientes. En las operaciones de estimula-ción, generalmente se utiliza arena para cubrir el extremo superior de los empacadores temporarios y los disparos abiertos con el fin de protegerlos de cualquier daño mientras los perforadores traba-jan en otras partes del pozo (izquierda). Una vez concluidas estas operaciones, la arena debe ser removida antes de que comience la producción. En otras actividades de estimulación, tales como las utilizadas en conjunto con el sistema de exclu-sión de apuntalantes FRAC-N-PAC, se emplaza arena y apuntalante sintético intencionalmente en el pozo para asistir en el proceso de producción.4 En todos los casos, el exceso de arena y apunta-lante debe ser removido antes de poner un pozo en producción.

Sin importar las precauciones adoptadas para mantener un pozo y el equipo de producción aso-ciado libres de escombros, los materiales indesea-dos a menudo se ubican en lugares problemáticos e incrementan el riesgo de dañar el equipo de terminación, reducir la eficiencia de la produc-ción y hacer peligrar la viabilidad de un pozo en el largo plazo.5

La complejidad del diseñoLa construcción de pozos de petróleo y gas se está volviendo cada más compleja y onerosa. Para perfo-rar pozos caracterizados por localizaciones remo-tas, ambientes de aguas profundas o grandes profundidades de perforación, las tarifas con mar-gen operativo a menudo alcanzan USD 1 millón por día. Ante las complejidades crecientes y para reducir los costos, los operadores deben tomar decisiones críticas en materia de perforación y terminación de pozos. Como resultado, los costos del análisis de riesgos ahora se consideran sobre una base determinada por minuto en vez de una base diaria.

Con geometrías de pozos y diseños de termina-ciones cada vez más sofisticados, los ingenieros reconocen que el manejo de riesgos, el mejora-miento de la eficiencia y la optimización de la pro-ducción pueden requerir la remoción de escombros que alguna vez pudo haber sido considerada intrascendente. Es posible que hasta un volumen pequeño de escombros limite potencialmente la producción y produzca la falla de la terminación. Los detritos y los escombros pequeños pueden ocasionar dificultades cuando los operadores corren arreglos (aparejos) de terminación largos y complejos en pozos profundos y desviados. En los diseños de terminaciones de avanzada —tales como los que poseen camisas de producción que aíslan selectivamente los intervalos produc-tivos— los escombros pequeños, que incluyen fragmentos metálicos y arena, pueden taponar las camisas de producción o de otro modo hacer que resulten difíciles de acceder u operar.

Los pozos con trayectorias tortuosas son difí-ciles de limpiar utilizando métodos convencionales. La determinación de las velocidades de circulación óptimas es difícil cuando los ingenieros deben con-siderar las desviaciones variables, las limitaciones de la densidad de circulación equivalente (ECD), los diámetros de tuberías de revestimiento telescó-picas y las limitaciones de la capacidad de bombeo (próxima página, a la izquierda). Incluso las velo-cidades de circulación modestas, combinadas con

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

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

5. Haughton DB y Connell P: “Reliable and Effective Downhole Cleaning System for Debris and Junk Removal,” artículo SPE 101727, presentado en la Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide, Australia Meridional, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2006.

6. Física Visual, Facultad de Física, Universidad de Sydney, Australia: “Fluid Flow, Ideal Fluid, Bernoulli’s Principle, http://www.physics.usyd.edu.au/teach_res/jp/fluids/flow3.pdf (Se accedió el 16 de septiembre de 2012).

> Protección de los disparos abiertos. Para aislar los disparos abiertos, que pueden ser dañados por los escombros provenientes de las operaciones de pozos ejecutadas en zonas situadas por encima de los disparos, los perforadores colocan arena sobre un empacador temporario. Una vez concluidas las operaciones en la zona superior, la arena y los escombros provenientes del pozo se remueven de la parte superior del empacador, que luego es liberado y extraído del pozo.

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 2ORWIN 12/13-WLSCVG 2

Pistola de disparo

Nuevos disparos

Arena

Empacadortemporario

Disparosabiertos

Volumen 24, no.4 7

fluidos viscosos, exponen al riesgo de pérdida de circulación como resultado de las ECDs elevadas. Estos ambientes de pozos complejos exigen nue-vos enfoques.

Viejo concepto: Nueva aplicaciónDesde hace siglos, existe un enfoque para afrontar los riesgos que plantean las velocidades de circu-lación altas: el vacío creado por efecto Venturi. A fines del siglo XVIII, el físico italiano Giovanni

Battista Venturi describió el efecto que recibió su nombre. Venturi y Daniel Bernoulli, un matemá-tico suizo que trabajó en mecánica de fluidos, son conocidos por los descubrimientos que conduje-ron al desarrollo de la bomba de vacío Venturi. Los ingenieros y desarrolladores han utilizado el diseño de la bomba de vacío Venturi en muchas aplicaciones, que incluyen desde sistemas de mezcla de fluidos hasta equipos para el cuidado de la salud y equipos de mantenimiento domés-tico, tal como el pico rociador de una manguera de jardín común. Hoy, los ingenieros están apli-cando este principio fundamental —el efecto Venturi— para diseñar sistemas especiales de

limpieza de pozos capaces de ejecutar operacio-nes de remoción de escombros en ambientes sub-terráneos difíciles.

El efecto Venturi puede ser descripto como un vacío inducido por un chorro. Las leyes de la diná-mica de fluidos descriptas por Venturi y Bernoulli establecen que la velocidad de flujo se incrementa con un estrangulamiento del diámetro del trayecto de flujo, satisfaciendo el principio de continuidad, en tanto que se produce una reducción correspon-diente en la presión, satisfaciendo el principio de conservación de la energía mecánica. Una caída simultánea de la presión estática localizada pro-voca un vacío (arriba).6

Los sistemas de vacío Venturi presentan nume-rosas ventajas con respecto a las bombas mecáni-cas convencionales. Los sistemas mecánicos de vacío convencionales generalmente poseen partes móviles que pueden resultar problemáticas: las válvulas pueden atascarse, los filtros de admisión pueden taponarse y los motores están sujetos a fallas. En contraposición, las bombas Venturi poseen un número escaso o nulo de partes móviles y por ende requieren poco mantenimiento.

Escombros de las profundidadesRecientemente, los ingenieros utilizaron bombas de vacío de tipo Venturi para remover escombros de áreas problemáticas y de difícil acceso en los pozos. Se han desarrollado múltiples diseños, cada uno de los cuales posee características únicas para satisfa-cer una serie de requerimientos operacionales. Diversas compañías de servicios entre las que se encuentra M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, ofrecen herramientas de recupera-ción de escombros del fondo del pozo basadas en el efecto Venturi; algunas están configuradas para ser utilizadas con tubería flexible y otras para ser empleadas con herramientas de servicio.

La herramienta WELL SCAVENGER ofrece un diseño modular que proporciona flexibilidad para sus aplicaciones. El módulo superior contiene un motor de una sola boquilla, accionado por fluido,

, Tasa de flujo anular y capacidad de limpieza. La mayoría de los pozos utilizan sartas de revestimiento consecutivas en las que cada una de las sartas posee un diámetro menor que la previa, lo que produce un efecto telescópico. En los pozos marinos de aguas profundas, se requieren sartas de revestimiento múltiples para controlar la presión del subsuelo y el esfuerzo presente en la formación. La capacidad para desplazar los escombros desde el fondo hasta el extremo superior del pozo mediante el proceso de circulación solamente es una función de la capacidad de transporte del fluido y es afectada directamente por la velocidad anular y las propiedades viscoelásticas del fluido. No obstante, a medida que el fluido se desplaza hacia la superficie, su velocidad se reduce con cada incremento del tamaño de la tubería de revestimiento y el diámetro hidráulico efectivo. Esto impone más exigencias a las características de viscosidad del fluido para el transporte de los escombros. La compensación de la pérdida de la capacidad de transporte mediante el incremento de la viscosidad o la velocidad del fluido portador puede traducirse en un incremento de la densidad de circulación equivalente (ECD), lo que hace que se ejerza mayor fuerza hidráulica sobre la formación y puede contribuir a la pérdida de circulación. El desafío del perforador consiste en lograr una capacidad de transporte satisfactoria en dirección hacia la superficie y a la vez mantener el pozo dentro de las limitaciones de la ECD en el fondo. Debido a este problema, la remoción de escombros con métodos convencionales puede ser difícil.

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 3ORWIN 12/13-WLSCVG 3

36 pulgadas

28 pulgadas

22 pulgadas

Tamaño de latubería de

revestimiento

Flujo

Cemento

Zapata deentubación

18 pulgadas

16 pulgadas

135/8 pulgadas

95/8 pulgadas

75/8 pulgadas

Agujerodescubierto

113/4 pulgadas

Incr

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ico

> Efecto Venturi. A medida que pasa a través de un estrangulamiento del flujo a alta velocidad, el fluido genera una caída de presión localizada, lo que produce la succión que puede ser aprovechada para aspirar los escombros.

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 4ORWIN 12/13-WLSCVG 4

Entrada de fluido Salida de fluido

Chorro

Succión

Área de caída de presión

8 Oilfield Review

Módulo del motor

Módulode tamizado

de escombros

Módulos derecolección

de escombros

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 6ORWIN 12/13-WLSCVG 6

Tamiz de filtración

Área debaja presión

generada por elefecto Venturi

Chorro

Circulaciónnormal invertida

herramienta abajo

Flujoinverso

Flujoconvencional

Motor

Flujomixto

Arreglomagnético

Área derecolección de escombros

Área de recolección de escombros

Área de recolección de escombros

Trayecto de los escombros y del flujo de fluido

Cámara inferior de recolección de escombros

Deflector de escombros

diseñado sobre la base del principio de Venturi. La presión de las bombas de superficie genera un flujo localizado eficiente de circulación inversa que alcanza velocidades de levantamiento ópti-

mas sin velocidades de bombeo altas. Este flujo inverso hace que los escombros fluyan en forma ascendente por el interior del tubular inferior y se introduzcan en las cámaras colectoras antes

de que lleguen a la cámara colectora de residuos ferrosos y luego fluyan a través del tamiz de filtra-ción (izquierda). El sistema básico de tres módu-los puede ser complementado con un arreglo de herramientas auxiliares, tales como el arreglo magnético MAGNOSTAR, un filtro de fondo de pozo WELL PATROLLER, el dispositivo RIDGE BACK BURR MILL y un accesorio de derivación de acción simple (SABS), para ampliar el alcance operativo (próxima página, arriba).

Dado que las herramientas de remoción de escombros a menudo se despliegan en fluidos a base de salmuera que poseen intrínsecamente una capacidad limitada de transporte de sólidos, las técnicas convencionales en general requieren altas velocidades de circulación o fluidos portado-res viscosos para levantar los escombros e intro-ducirlos en canastas o cámaras de captación. Estas medidas no son necesarias con la herra-mienta WELL SCAVENGER. Cuando los disparos se encuentran abiertos y están sujetos a proble-mas de pérdida de circulación o daños, cuando existen equipos de fondo de pozo sensibles a la presión de operación, o cuando las limitaciones de los equipos de superficie imposibilitan el logro de velocidades de bombeo elevadas, las herra-mientas de nueva generación, tales como el dispo-sitivo WELL SCAVENGER, ofrecen a los ingenieros una ventaja significativa. Los ingenieros de M-I SWACO utilizan un software patentado de régimen de flujo para determinar la velocidad de bombeo de superficie requerida para recuperar los escombros previstos sin afectar los equipos de fondo de pozo o los disparos abiertos.

Dependiendo del volumen de escombros antici-pado, los ingenieros configuran uno o más módulos de recolección de escombros en el extremo inferior de la herramienta de servicio. Cada módulo está diseñado con un área de recolección de escombros, un derivador de flujo y un tubo de flujo interno pro-visto de un centralizador interno que brinda resis-tencia y estabilidad. El tubo de flujo interno proporciona el trayecto para el flujo inverso, y el derivador ayuda a que los escombros se separen del fluido e ingresen en el área de recolección a medida que el fluido fluye a través de cada una de las cámaras.

La unidad de tamizado se encuentra fijada por encima de los módulos de recolección de escombros y por debajo del motor. El fluido fluye a través de la herramienta, pasa por un arreglo magnético y luego atraviesa un filtro antes de salir de la herramienta. Los arreglos de filtros e imanes se encuentran internamente centraliza-dos para lograr estabilidad en pozos desviados. Después de la limpieza, o cuando el sistema se

> Configuración del módulo de la herramienta WELL SCAVENGER. El fluido que fluye a través del motor de la herramienta WELL SCAVENGER (extremo superior izquierdo) recorre el siguiente trayecto: el fluido que fluye desde la superficie a través del chorro (flecha verde descendente) genera una zona de baja presión. El efecto de vacío que resulta de esta caída de presión localizada hace que el fluido y los escombros suban a través de la herramienta WELL SCAVENGER y luego a través del centro del motor (flecha roja ascendente). El fluido pasa por el perímetro del motor, invierte la dirección proximal con respecto al chorro (flechas rojas curvas) y luego fluye fuera de la herramienta (flechas negras). Cuando sale de la herramienta, una porción del fluido se desplaza por el pozo hacia la superficie (flechas verdes ascendentes), en tanto que el resto viaja de regreso. Antes de llegar al motor, el fluido cargado de escombros pasa a través de la cámara de recolección inferior (derecha). Una vez dentro de la herramienta, los escombros en movimiento interactúan con los elementos del deflector de la herramienta, contribuyendo a la decantación en las cámaras de recolección. Cuando una cámara se llena, los escombros fluyen hacia las cámaras subsiguientes. Cuando el fluido cargado con escombros asciende a través de la herramienta WELL SCAVENGER, no todos los escombros decantan en las cámaras de recolección. Algunos pasan al módulo de tamizado, en el que un arreglo magnético atrae y recolecta los materiales ferrosos; luego, el fluido pasa a través de un filtro que remueve los materiales no ferrosos residuales.

Volumen 24, no.4 9

llena o se obtura, se puede abrir la herramienta SABS, lo cual permite velocidades de circulación anular más altas. Esto a su vez ayuda a limpiar los escombros residuales localizados por encima de la herramienta. La herramienta WELL SCAVENGER puede remover una amplia variedad de tipos de escombros de los pozos, que incluyen escombros de las operaciones de fresado, dientes y conos de barrenas, arena, herramientas manuales peque-ñas y escombros de las pistolas de disparos.

En la superficie, la manipulación segura de las herramientas de recuperación cargadas con escombros es esencial, especialmente cuando han sido expuestas a la presencia de bromuro de cinc y otros fluidos de terminación de pozos carac-terizados por sus riesgos elevados en materia de salud, seguridad y ambiente (HSE). Para abordar esta problemática, los módulos de la herramienta WELL SCAVENGER están provistos de cabezas de levantamiento herméticas diseñadas para conte-ner los materiales recuperados en la superficie durante la extracción de la herramienta.

Remoción de la arena y los escombros de las pistolasLos operadores generalmente colocan tapones puente temporarios por encima de las zonas pro-ductivas durante la ejecución de operaciones tales como la operación de redisparo de las zonas superiores. Además, la arena o el apunta-lante cerámico se coloca generalmente por encima de los tapones temporarios para proporcionar protección adicional a los mecanismos de engan-che instalados de cara hacia arriba, que liberan y recuperan los tapones temporarios.

En el año 2011, Eni SpA utilizó como tapones los empacadores BA para empaque de grava QUANTUM para llevar a cabo operaciones de ter-minación de múltiples zonas con tratamientos de empaque de grava en una serie de pozos del Mar Adriático, en el área marina de Italia. Después de colocar los tapones, los perforadores emplazaron arena por encima de cada uno de ellos a fin de protegerlos de los escombros de las pistolas y de la formación, generados durante las operaciones de disparos de la zona suprayacente. Una vez con-cluidas las operaciones de disparos, se bajó al pozo la herramienta WELL SCAVENGER y se eli-minaron con éxito la arena y los escombros de las pistolas provenientes de la parte superior de cada empacador.

Los ingenieros de M-I SWACO en Aberdeen tra-bajaron con los ingenieros de Schlumberger en Ravenna, Italia, para planificar cuidadosamente cada terminación. El operador utilizó 1,3 g/cm3 [10,8 lbm/galón] de cloruro de calcio [CaCl2] como fluido de terminación y emplazó en el pozo 20 litros

[5,3 galones] de apuntalante cerámico cuya den-sidad era de 2,7 g/cm3 [22,5 lbm/galón], por encima de cada empacador temporario antes de

disparar las zonas más someras. El primer pozo, un pozo vertical, fue disparado con 39 tiros/m [12 tiros/pie] (arriba).

> Herramientas de limpieza de pozos. La herramienta MAGNOSTAR es un arreglo magnético que recoge los residuos ferrosos a medida que la corriente de residuos pasa por la herramienta. Las paletas del alojamiento del arreglo magnético generan un área de flujo para la derivación del fluido alrededor de la herramienta, a la vez que se proporciona una separación respecto de la pared de la tubería de revestimiento. La herramienta WELL PATROLLER es un dispositivo de filtrado de fondo de pozo que se corre en la sarta de limpieza. Cuando se baja en el pozo, este dispositivo ayuda a limpiarlo. Luego, a través de un filtro de tela metálica, la herramienta filtra cualquier escombro remanente del espacio anular a medida que el arreglo se extrae del pozo. La herramienta RIDGE BACK BURR MILL es una herramienta de limpieza de la tubería de revestimiento para las tuberías de revestimiento o las tuberías de revestimiento cortas (liners) disparadas. La herramienta remueve las rebabas de los disparos para asegurar el pasaje irrestricto de los componentes de la terminación hasta el fondo del pozo. Los usuarios pueden desactivar la herramienta RIDGE BACK BURR MILL una vez concluida la operación de fresado y limpieza. El perforador hace circular una bola de accionamiento hasta la herramienta; la bola desplaza una camisa interna de soporte para eliminar la fuerza de expansión ejercida sobre los componentes estructurales (costillas) de fresado. El accesorio de derivación de acción simple (SABS) permite que los perforadores incrementen la velocidad de flujo en una sarta de revestimiento por encima de una tubería de revestimiento corta o de una reducción de la tubería de revestimiento. La herramienta se baja en el pozo con sus orificios de circulación en posición cerrada (segunda desde la derecha). Para abrirlos, el perforador lanza una bola de accionamiento (derecha). Esta acción redirecciona e invierte el flujo de fluido desde la parte inferior de la sarta de herramientas para sortear la sarta, eliminando de este modo las restricciones de flujo, permitiendo un incremento de la velocidad de bombeo y estableciendo una mayor velocidad anular. Para cerrar los orificios, el perforador dispara una segunda bola de accionamiento.

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Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 7ORWIN 12/13-WLSCVG 7

HerramientaMAGNOSTAR

HerramientaWELL PATROLLER

HerramientaRIDGE BACK BURR MILL

Paleta

Componentesestructurales (costillas) de fresado retráctiles

Camisa delestabilizador

Orificios decirculación

Filtro

Derivadorde fluido

Orificioscerrados

Orificiosabiertos

Arreglomagnético

HerramientaSABS

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. Table 1ORWIN 12/13-WLSCVG Table 1

Profundidad, topeZona Profundidad, base Longitud de la zona Tiros

1 782 m [5 846 pies]1 1 794 m [5 886 pies] 12 m [39 pies] 472

1 640 m [5 381 pies]2 1 648 m [5 407 pies] 8 m [26 pies] 315

1 522 m [4 993 pies]3 1 546 m [5 072 pies] 24 m [79 pies] 964

1 471 m [4 826 pies]4 1 480 m [4 856 pies] 9 m [30 pies] 354

> Intervalos disparados en un pozo del Mar Adriático.

10 Oilfield Review

Después de disparar cada zona, el perforador corrió una herramienta WELL SCAVENGER y una zapata de lavado en el pozo para remover el exceso de apuntalante cerámico y limpiar el mecanismo de enganche para la recuperación de los empacadores.

En la primera carrera, el tope de los escom-bros fue localizado con la herramienta WELL SCAVENGER y no se inició proceso alguno de cir-culación, lo que permitió que la zapata de lavado se deslizara sobre los escombros y se asentara en el tapón del empacador. La arena y los escombros fueron removidos con éxito y el tapón temporario se recuperó sin incidentes. No obstante, para reducir el riesgo de atascamiento de la herra-mienta en la arena o el riesgo de daño del empa-cador, los ingenieros optaron por iniciar la circulación a aproximadamente 30 m [100 pies] por encima del tope anticipado de la píldora de arena en carreras subsiguientes.

En cada pozo, después de posicionar la zapata de lavado en el tapón del empacador, el perfora-dor hizo circular desde un volumen y medio hasta tres volúmenes anulares para asistir en la lim-pieza general de los escombros. La herramienta WELL SCAVENGER removió cada píldora de arena en un promedio de 25 minutos. En base a la recupe-ración total de residuos no ferrosos, 16 kg [35 lbm] de peso seco, o aproximadamente un 65% de la arena cerámica, fueron bombeados fuera del pozo a través del tamiz de tela. Los escombros de las pisto-las y las partículas de arena más grandes quedaron retenidos en las cámaras de recolección, y los

materiales ferrosos se recolectaron en el arreglo magnético del módulo de filtrado (abajo). Las bri-gadas manipularon, limpiaron, inspeccionaron y prepararon las cámaras de escombros para que pudieran ser corridas nuevamente en los arreglos de fondo subsiguientes (BHAs).

En dos pozos subsiguientes, se llevaron a cabo operaciones similares; el tercer pozo fue desviado 24°. Mediante la utilización de la herramienta WELL SCAVENGER, los perforadores removieron con éxito la arena y los escombros de las pistolas en las 12 carreras, lo que permitió que cada empa-cador fuera recuperado sin incidentes.

Escombros en áreas sensibles a la presión Las acumulaciones de arena y otros escombros pequeños sobre los empacadores pueden dificul-tar la recuperación de estos últimos. De un modo similar, estos materiales pueden interferir con la operación de otros equipos mecánicos de fondo de pozo, tales como las válvulas de aislamiento de la formación (FIVs). Dado que estas válvulas son activadas por presión, las técnicas de remoción de escombros deben asegurar que se produzcan cambios mínimos de presión localizada. El motor Venturi de una sola boquilla WELL SCAVENGER per-mite la remoción de escombros con bajas velocida-des de circulación, lo que minimiza los cambios de presión cerca de una válvula FIV. En una operación de limpieza típica con válvulas FIV, el BHA incluye los componentes del sistema WELL SCAVENGER y una o más herramientas complementarias de limpieza de pozo, tales como las herramientas

MAGNOSTAR y WELL PATROLLER (próxima página, izquierda).

En el año 2012, un operador internacional del sector del Mar del Norte correspondiente al Reino Unido planificó una limpieza específica por encima de una válvula FIV. Las herramientas con-vencionales que requieren altas tasas de flujo pueden causar problemas cuando limpian la zona cercana a la válvula FIV. Estas condiciones incre-mentan el riesgo de accionamiento accidental de la válvula o de daño a los componentes del arre-glo (aparejo) de terminación.

Para un desempeño óptimo de la herramienta, el tapón de alta presión situado en el extremo infe-rior de la herramienta WELL SCAVENGER debe estar colocado a 0,3-1 m [1-3 pies] por encima de la bola de accionamiento de la válvula FIV. En este caso, este espaciamiento se logró con un empalme de tope de 7 1/8 pulgadas, lo que redujo el riesgo de daño de la válvula FIV como resultado de un con-tacto accidental.

En esta operación, la herramienta WELL SCAVENGER fue bajada en el pozo hasta que el tapón de alta presión estuvo a aproximadamente 6 m [20 pies] por encima de la bola de acciona-miento de la válvula FIV. El perforador comenzó a bombear a una velocidad predeterminada de 4 bbl/min [0,6 m3/min], mientras bajaba lenta-mente la herramienta en el pozo. Cuando el tapón de alta presión estuvo a unos 0,75 m [2,5 pies] por encima de la bola de accionamiento de la válvula FIV, el ingeniero incrementó levemente las veloci-dades de bombeo hasta 6 bbl/min [0,95 m3/min], lo que aseguró una limpieza óptima en torno al área de la bola de la válvula FIV sin exponer a daños el hardware de fondo de pozo.

Después de bombear durante 30 minutos, el personal del equipo de perforación llevó la herra-mienta a la superficie. Las cámaras de escombros habían recolectado un total de 11,8 kg [26 lbm] de diversos residuos no ferrosos consistentes fun-damentalmente en trozos pequeños de caucho. Las brigadas recuperaron 0,91 kg [2 lbm] adicio-nales de residuos ferrosos de la sección magné-tica interna de la herramienta.

Originalmente, el operador se propuso operar la válvula FIV al cabo de un período relativa-mente corto después de la limpieza, pero el pozo fue suspendido temporariamente. Si bien la con-firmación definitiva de la limpieza no puede ser verificada hasta operar la válvula, la colocación exitosa de la herramienta WELL SCAVENGER cerca de la válvula FIV, combinada con la canti-dad de escombros recuperados, hace pensar que la operación fue fructífera. La compañía tiene previsto volver a este pozo en un futuro cercano.

> Recolección de escombros de pozos en el Mar Adriático. El arreglo magnético de la herramienta WELL SCAVENGER atrae los residuos ferrosos que circularon a través de dicha herramienta (A). De las cámaras de recolección de escombros, se recuperaron escombros cerámicos (B) y residuos de las pistolas de disparos (C).

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 8ORWIN 12/13-WLSCVG 8

A B

C

Volumen 24, no.4 11

Los pozos con empaques de grava, especial-mente aquéllos que exhiben baja presión de yaci-miento y están sujetos a pérdidas de circulación, también pueden ser fácilmente dañados por las técnicas de remoción de escombros. Dentro de los filtros de empaque de grava, puede acumularse arena y otros escombros pequeños que impiden la producción. En las operaciones de retermina-ción, los operadores a menudo necesitan remover estos materiales desde el interior de los delicados filtros para mejorar las tasas de producción.

Para los ingenieros de terminación de pozos, la imposibilidad de hacer circular salmuera para operaciones de terminación en yacimientos de baja presión limita las opciones de recuperación de escombros. Una de las características únicas de la herramienta WELL SCAVENGER es su capa-cidad para recuperar escombros del fondo del pozo con velocidades de circulación bajas, lo que la convierte en una solución ideal para estas apli-caciones dificultosas.

Ésta era precisamente la situación en el año 2012, cuando un operador del Talud Norte de Alaska, en EUA, necesitaba reterminar un pozo con empaque de grava en agujero descubierto que había comenzado a experimentar declinaciones de la producción. Según los ingenieros, la arena acumulada en el interior de los filtros de empa-que de grava estaba obturando la producción. Pero al reingresar en el pozo, las bajas presiones de yacimiento produjeron pérdidas de retorno cuando el personal de reparación de pozos intentó la circulación con agua filtrada de 1,02 g/cm3 [8,5 lbm/galón] de densidad. Los ingenieros de M-I SWACO recomendaron limpiar la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas hasta el tope del arreglo de empaque de grava, a una profundidad de alrededor de 1 300 m [4 300 pies], y luego correr la herramienta WELL SCAVENGER en el arreglo de empaque de grava en agujero descubierto para remover los escombros hasta una profundidad total de aproximadamente 1 500 m [5 000 pies].

Para proteger el empaque de grava en el agujero descubierto, a la vez que se limpiaba la tubería de revestimiento superior de 95/8 pulgadas y se regis-traba el pozo, se colocó un empacador temporario justo por encima del arreglo de terminación inferior. Luego, se emplazaron 454 kg [1 000 lbm] de arena por encima del empacador para proteger el mecanismo de desenganche de los escombros durante la limpieza de la tubería de revesti-miento superior. Después de limpiar la tubería de revestimiento y registrar el pozo, se hizo circular la arena hasta la superficie y el empacador tem-porario fue recuperado con éxito.

La brigada de M-I SWACO corrió las herra-mientas WELL SCAVENGER en el pozo, a una velocidad de 1 m/min [3 pies/min], y a la vez uti-lizó una velocidad de bombeo de 4 bbl/min [0,6 m3/min] (arriba). Las velocidades de bom-beo de superficie se mantuvieron en el extremo inferior del rango óptimo de la herramienta,

> Configuración de la herramienta WELL SCAVENGER para la remoción de escombros de las válvulas de aislamiento de la formación. Las herramientas pueden ser configuradas para limpiar en áreas sensibles cercanas a las válvulas FIV. En este caso, una herramienta WELL PATROLLER, un arreglo magnético MAGNOSTAR y la herramienta SABS fueron corridos por encima de la herramienta WELL SCAVENGER para asegurar la remoción de escombros del pozo. Un localizador de restricción interior limita el movimiento descendente de la herramienta de servicio en el arreglo (aparejo) de terminación.

Cámaras de recolección de escombros

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 10ORWIN 12/13-WLSCVG 10

Herramienta SABS

Herramienta de servicio

Localizador de restricción interior

Tubería lavadora

Cuña de orientación

Herramienta WELL PATROLLER

Módulo de tamizado de escombros y motor WELL SCAVENGER

Herramienta MAGNOSTAR

> Limpieza del interior de los filtros para operaciones de empaque de grava. El arreglo WELL SCAVENGER está configurado para correr dentro de los arreglos de filtros para empaques de grava. Cuatro cámaras de recolección de escombros y 21 uniones de herramienta de servicio se ensamblan por debajo del motor; estos componentes son suficientemente pequeños para ser insertados dentro del arreglo de filtros. En este caso, el motor y las cámaras de recolección de escombros yacen por encima del extremo superior de los filtros para empaque de grava durante la remoción de los escombros. Después que la herramienta remueve los escombros, el perforador sube el arreglo de herramientas hasta el extremo superior de la tubería de revestimiento corta y la herramienta SABS se abre, lo que permite el incremento de las velocidades de circulación anular y asegura que cualquier escombro residual que permanezca en el espacio anular sea llevado a la superficie para su remoción.

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 12ORWIN 12/13-WLSCVG 12

Herramienta de servicio

Herramienta SABS

Cámaras de recolección de escombros

21 uniones de herramienta de servicio

Cuña de orientación

Módulo de tamizado de escombros y motor WELL SCAVENGER

12 Oilfield Review

minimizando la pérdida de retornos. Después que el perforador limpiara cada tiro de tubería, las velo-cidades de bombeo se incrementaron a 7 bbl/min [1,1 m3/min] durante cinco minutos. La herra-mienta alcanzó la profundidad prevista en una sola carrera. El personal de reparación de pozos recuperó 6,6 kg [14,5 lbm] de arena de forma-ción, caucho y residuos de metales de los filtros de empaque de grava (derecha). Luego de la recuperación exitosa de los escombros del inte-rior de los filtros, el operador continuó con las operaciones de reterminación.

Remoción de escombros de las operaciones de fresadoLos perforadores utilizan técnicas de fresado para varias operaciones de pozos, tales como la abertura de ventanas en la tubería de revesti-miento, el suavizado de rebabas y bordes presen-tes por encima de las herramientas y la trituración de tapones y empacadores para que puedan hacerse circular hacia la superficie.

En el año 2010, un operador que trabajaba en el Golfo de México tenía previsto remover del pozo un tapón puente de hierro fundido (CIBP). Para poder fresar el CIBP, el operador tenía que remover 60 m [200 pies] de cemento que había sido emplazado en la parte superior del tapón. El perforador bajó al pozo una barrena de conos giratorios de 81/2 pulgadas y localizó el tope del cemento a aproximadamente 240 m [800 pies]. Durante las operaciones de perforación, un cono de la barrena se perdió en el pozo.

El perforador extrajo la barrena dañada del pozo y volvió a bajar con una fresa, pero no pudo triturar el cono errante. Para minimizar la pérdida de tiempo de equipo de perforación adicional, el operador buscó una solución que removiera el cono de la barrena y fresara el CIBP en un solo viaje. Los ingenieros de M-I SWACO recomendaron la herramienta WELL SCAVENGER con un BHA especial para satisfacer los objetivos de la compa-ñía en un solo viaje.

El BHA estaba compuesto por dos piezas: una zapata de lavado —provista de un exterior liso, un interior rugoso y un borde de ataque también rugoso— y una extensión de tubería lavadora provista de dos filas de canastas salientes (finger baskets). Para ayudar a capturar el cono de la barrena se insertaron cables salientes (finger cables). El BHA permitió una separación de 5 m [16,5 pies] entre el extremo inferior de la herramienta WELL SCAVENGER y el borde de ataque de la zapata.

El perforador bajó el BHA al pozo y localizó el tope del CIBP, comenzó a circular y fresar el tapón. Con una velocidad de la fresa de 80 rpm, el supervi-

sor de operaciones de pesca fresó el CIBP en unas cinco horas con un peso sobre la herramienta de 4 450-26 700 kg [1 000-6 000 lbf] y un esfuerzo de torsión de 1 356-4 067 N.m [1 000-3 000 lbf-pie]. Una vez fresado el intervalo total de 0,6 m [2,0 pies], la brigada de perforación llevó el BHA a la superficie. La herramienta había recolectado entre 12 y 15 lbm [5,5 y 6,8 N] de restos metálicos.

Los elementos más grandes que no pudieron ingresar en la herramienta WELL SCAVENGER quedaron en el interior de los cables salientes y debajo de la canasta saliente. Estos elementos incluyeron el cono de la barrena, los anillos del cono, las piezas de caucho del empacador y otros componentes del CIBP. Sobre la base de la canti-dad de material acumulado, los técnicos determi-

> Escombros diversos removidos de las profundidades. Los perforadores sellaron las cámaras para escombros de la herramienta WELL SCAVENGER al remover la herramienta de un pozo situado en el Talud Norte de Alaska. Cuando las cuatro cámaras se abrieron posteriormente en las instalaciones de M-I SWACO, se observó que contenían varios materiales entre los que se encontraban una mezcla de arena de formación, piezas de caucho y material ferroso. Una lapicera, no recuperada del pozo, ilustra el tamaño relativo. Oilfield Review

WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 13ORWIN 12/13-WLSCVG 13

Escombros recuperados Vista en primer plano

Volumen 24, no.4 13

Oilfield Review WINTER 12/13Well Scavenger Fig. 16ORWIN 12/13-WLSCVG 16

naron que la mayor parte de los escombros había sido removida del pozo.

A pesar de las propiedades de levantamiento inferiores del fluido a base de agua de mar utili-zado en el pozo, el sistema de recuperación de escombros WELL SCAVENGER removió el cono de la barrena y los escombros asociados con el fresado del CIBP. Los perforadores bajaron con éxito al pozo y recuperaron los elementos de herramientas remanentes sin interferencia alguna de escombros o detritos, lo que evitó el costo de viajes adicionales.

Remoción de empacadores atascadosLos perforadores e ingenieros se esfuerzan denoda-damente por minimizar los riesgos operacionales. A pesar de estos esfuerzos, las sartas de perforación se atascan, los arreglos de terminación no logran alcanzar sus objetivos y los detritos se desplazan sinuosamente en el pozo. Recientemente, un ope-rador que trabajaba en el Talud Norte de Alaska experimentó este tipo de evento.

Mientras el operador bajaba un empacador en la tubería de revestimiento de 9 5/8 pulgadas, el empacador se fijó prematuramente a una profun-didad de 2 494 m [8 184 pies]. Previamente, el operador había colocado un empacador con un arreglo de tipo “aguijón” adosado a aproximada-mente 3 078 m [10 100 pies]. Una vez reperforado el empacador atascado, debió limpiarse el pozo hasta el extremo superior del empacador más profundo antes de que el operador reanudara las operaciones de reterminación posteriores.

La operación de remoción de escombros se vio complicada por la desviación de 80° del pozo, desde aproximadamente 762 m [2 500 pies] hasta

la profundidad total. Después de que una herra-mienta de pesca de tipo canasta de recuperación, de una compañía competidora, recogiera muy pocos escombros en dos carreras, los ingenieros del grupo de herramientas especiales de M-I SWACO en Alaska y Houston recomendaron un BHA espe-cialmente modificado, combinado con la herra-mienta WELL SCAVENGER, y varias herramientas MAGNOSTAR de gran capacidad.

El BHA incluyó 27 m [90 pies] de tubería lava-dora, un depurador de tubería de revestimiento HEAVY DUTY RAZOR BACK CCT, las herramientas MAGNOSTAR, la herramienta WELL SCAVENGER y el empalme de circulación SABS. Cuando las herramientas alcanzaron una profundidad de 1 890 m [6 200 pies], una gran acumulación de escombros en el lado inferior del pozo obstacu-lizó el avance. A través de la circulación continua y del movimiento casi constante de la tubería, el perforador pudo llevar el arreglo de herramientas hasta 1 914 m [6 280 pies]. Luego, se procedió a extraer las herramientas del pozo. Una vez que éstas estuvieron en la superficie, los técnicos recuperaron 83 kg [184 lbm] de residuos ferrosos de las herramientas MAGNOSTAR (arriba).

Mientras los técnicos limpiaban las herra-mientas MAGNOSTAR, el perforador bajó al pozo una herramienta de pesca de tipo canasta de recuperación y un arreglo magnético de una com-pañía competidora. Cuando se extrajo la herra-mienta, los técnicos recuperaron una cuña de empacador y 9 kg [20 lbm] de residuos ferrosos. Una segunda carrera del arreglo WELL SCAVENGER incluyó tres herramientas MAGNOSTAR. Esta carrera arrojó 130 kg [287 lbm] adicionales de residuos ferrosos en las herramientas MAGNOSTAR y 469 kg

[1 033 lbm] de arena y limo, además de 76 kg [168 lbm] de residuos ferrosos recuperados de las cámaras de recolección de la herramienta WELL SCAVENGER.

Una última carrera efectuada con las tres herramientas MAGNOSTAR proporcionó 66 kg [145 lbm] adicionales de residuos ferrosos. Después de eliminar la mayoría de los escombros del pozo, el perforador pudo bajar con una fresa pulida para limpiar el calibre del empacador inferior. Las herramientas M-I SWACO removieron un total de 824 kg [1 817 lbm] de residuos ferrosos y no ferrosos del pozo.

Desarrollo de herramientas en rápida evoluciónLas terminaciones complicadas, las configuracio-nes de pozos complejos y los costos elevados del tiempo de equipo de perforación están llevando a los ingenieros a identificar nuevas aplicaciones para el arreglo WELL SCAVENGER y las herra-mientas asociadas de remoción de escombros. Ahora, gracias a las nuevas herramientas y técnicas de recuperación de escombros, los perforadores están en mejores condiciones de remover los mate-riales colocados intencionalmente en el fondo del pozo o los elementos que se pierden accidental-mente en éste. Las combinaciones de herramientas están evolucionando para abordar un abanico más amplio de necesidades de terminación de pozos y recuperación de escombros. La evolución de los diseños de las herramientas de recuperación de escombros está reduciendo los riesgos, recor-tando los costos y mejorando la productividad de los pozos.

El trabajo de diseño actual optimizará aún más la gama y el alcance de las herramientas de recuperación de escombros utilizadas a grandes profundidades. Dado el costo creciente del tiempo de equipo de perforación, especialmente en ambientes de aguas profundas, los ingenieros se están concentrando en el desarrollo de sistemas que permitan combinar la recuperación de escom-bros con otras operaciones de pozos en una sola carrera de herramientas. Por ejemplo, las pruebas de campo han demostrado que las herramientas de recuperación de escombros y fresado pueden com-binarse con el hardware de recuperación de empa-cadores para quitar las rebabas de los disparos de la tubería de revestimiento, recuperar los escom-bros generados y remover un empacador tempora-rio, todo en una sola carrera, con lo cual se mejora la eficiencia operacional y se reducen los costos. Existen otros desarrollos en marcha para ayudar a los operadores a recuperar los escombros en ambientes de pérdida de circulación de baja pre-sión, tendientes a lograr terminaciones exitosas en situaciones cada vez más desafiantes. —DW

> Recuperación de residuos ferrosos. Las paletas de la herramienta MAGNOSTAR se cubren de residuos ferrosos, que han sido recuperados del pozo después de las operaciones de fresado. Los residuos removidos de la herramienta (inserto) se apoyan en el piso de perforación para su inspección. Una regla, no recuperada del pozo, muestra la escala de los residuos.

14 Oilfield Review

La ciencia de los asfaltenos revela secretos de los yacimientos

El análisis de los fluidos de fondo de pozo aplicado a los componentes más pesados

del petróleo puede ayudar a revelar información sobre la estructura de los yacimientos.

Al comprender la forma en que se asocian los asfaltenos en las columnas de petróleo,

los científicos e ingenieros pueden utilizar los gradientes de concentración de asfalte-

nos para determinar la presencia de barreras que actúan como sellos.

Los resultados de la producción han confirmado la validez de este enfoque, que se

está extendiendo para abordar la estructura y la dinámica de los fluidos presentes

en los yacimientos complejos.

A. Ballard AndrewsOliver C. MullinsAndrew E. PomerantzCambridge, Massachusetts, EUA

Chengli DongHani ElshahawiShell Exploration and ProductionHouston, Texas, EUA

David PetroMarathon Oil CorporationHouston, Texas

Douglas J. SeifertSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Murat ZeybekDhahran, Arabia Saudita

Julian Y. ZuoSugar Land, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a John Mainstone de la Universidad de Queensland, en Brisbane, Australia.InSitu Fluid Analyzer, LFA y MDT son marcas de Schlumberger.INTERSECT es una marca conjunta de Schlumberger, Chevron y Total.

Mucho antes de que los científicos abordaran el tema del componente más pesado del petróleo —el asfalto— los seres humanos ya lo estaban empleando. En el mundo antiguo, los babilonios utilizaban el asfalto como argamasa y los egipcios lo emplea-ban para las momificaciones.1 La capacidad de preservación y aglutinación del asfalto se ha mantenido a lo largo de los siglos y hoy resulta útil para una diversidad de aplicaciones, entre las que se encuentran los procesos de pavimenta-ción, techado, impermeabilización y aislación.

En el ámbito petrolero, la utilidad del asfalto es menos clara. Los asfaltenos, el componente principal del asfalto, el alquitrán o el bitumen, pueden generar problemas al momento de asegu-rar el flujo en la formación, en la tubería de pro-ducción y en las líneas de conducción.2 Además, los crudos con altos niveles de asfaltenos tienen menos valor en los mercados mundiales; su defi-ciencia de hidrógeno limita el porcentaje de hidrocarburos líquidos, y su contenido de azufre y metal genera problemas para la refinación.3

El alto costo de las operaciones marinas y la tendencia hacia la perforación de pozos más pro-fundos en todo el mundo han renovado el impera-tivo de comprender los fluidos de yacimiento a nivel molecular. Los operadores ya no pueden permitirse visualizar los yacimientos como tan-ques homogéneos de petróleo y gas. Además de conocer la composición de los fluidos, deben

poder evaluar la conectividad de los yacimientos, especialmente cuando los costos imponen un número limitado de pozos. Los levantamientos de presión y generación de imágenes a menudo son insuficientes para evaluar en forma exhaustiva los patrones de drenaje de petróleo, de modo que los operadores están recurriendo al análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) y a la ciencia de los asfaltenos para comprender mejor las estruc-turas de los yacimientos.4

En el pasado reciente, los operadores caracte-rizaban el petróleo presente en los yacimientos con unos pocos parámetros, tales como el peso específico, la relación gas-petróleo (RGP) y una clasificación química simple del petróleo a granel.5 No obstante, las mediciones DFA obtenidas en columnas de petróleo de todo el mundo revelan que los fluidos de yacimiento presentan un pano-rama mucho más complejo, tanto verticalmente en la columna de petróleo como lateralmente en el campo. Dichos resultados, sumados a varias décadas de investigación analítica, están proporcionando una imagen más completa de las formas físicas de los asfaltenos en el yacimiento. Estos avances en mate-ria de investigación explican cómo y bajo qué condiciones los asfaltenos se asocian entre sí y permiten que todos los componentes de la mez-cla de fluidos —gas, líquidos y sólidos— sean descriptos mediante ecuaciones basadas en prin-cipios termodinámicos. El resultado final de este

Volumen 24, no.4 1515

trabajo posibilita la utilización de gradientes pro-nosticados y observados de concentración de asfaltenos para confirmar o refutar la conectivi-dad del drenaje de fluidos existente en una columna de petróleo.

Este artículo se centra en la nueva ciencia de los asfaltenos y cubre sus orígenes, desarrollo y aplicaciones. Algunos ejemplos del sector de aguas profundas del Golfo de México y Medio Oriente ilustran cómo estos desarrollos están

ayudando a los científicos e ingenieros de campos petroleros a adquirir más conocimientos sobre la conectividad de los yacimientos y la distribución de gases, líquidos y sólidos en los fluidos conteni-dos en éstos.

Fluidos de yacimientos: Un panorama complejoUna probeta de petróleo en un banco de laborato-rio o una escotilla abierta en un tanque de alma-cenamiento presenta una vista engañosamente simple de los fluidos del subsuelo, según la cual un yacimiento entero consiste solamente en petróleo negro y gas.6 Podría parecer que los gra-dientes de las propiedades de los fluidos, cuando

1. Yen TF y Chilingarian GV (eds): Asphaltenes and Asphalts, 2. Ámsterdam: Elsevier Science BV, Developments in Petroleum Science, 40B, 2000.

2. Kabir CS y Jamaluddin AKM: “Asphaltene Characterization and Mitigation in South Kuwait’s Marrat Reservoir,” artículo SPE 80285, presentado en el Seminario y Conferencia del Petróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 20 al 23 de febrero de 1999.

3. Allan D y Davis PE: “Revisión de las operaciones de refinación,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 16–23.

4. Elshahawi H, Mullins OC, Hows M, Colacelli S, Flannery M, Zuo J y Dong C: “Reservoir Fluid Analysis as a Proxy for Connectivity in Deepwater Reservoirs,” Petrophysics 51, no. 2 (Abril de 2010): 75–88.

N

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. OpenerORSPG 13-AFTN Opener

5. Esta clasificación se conoce normalmente como análisis SARA; saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Para obtener más información, consulte: Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47.

6. El petróleo negro es utilizado en el modelado de yacimientos para describir el petróleo en sitio. El modelo convencional de petróleo negro utiliza tres componentes: agua, petróleo y gas. Para obtener más información sobre el modelado del petróleo negro, consulte: Huan G: “The Black Oil Model for a Heavy Oil Reservoir,” artículo SPE 14853, preparado para la Reunión Internacional sobre Ingeniería Petrolera de la SPE, Beijing, 17 al 20 de marzo de 1986.

16 Oilfield Review

están presentes debido a las condiciones de yaci-miento, afectan solamente la RGP. Sin embargo, esta visión es imprecisa porque en las condicio-nes de yacimiento reales, los gradientes composi-cionales pueden existir no sólo para la RGP, sino también para los asfaltenos y los componentes individuales del petróleo (arriba).7

Los asfaltenos presentes en el petróleo cons-tituyen un área central de estudio para los inge-nieros y científicos desde hace varias décadas. Gran parte de la información relacionada con los asfaltenos parece compleja y no concluyente, y el interés asociado con estos compuestos ha adop-tado diversas dimensiones a través del tiempo. En los primeros años de la industria, la investiga-ción del sector petrolero de refinación y trans-porte se centró en la optimización de los usos de

leza de los grupos químicos unidos en forma cova-lente versus los grupos asociados en agregados no covalentes.9 La amplia gama de pesos molecula-res obtenidos en ese momento —oscilantes entre 1 700 y 500 000 g/mol— se debió a los tamaños variables de los agregados. En la última década, la investigación de los asfaltenos abarcó múltiples ramas de la ciencia química analítica para generar una idea mucho más clara de las propiedades de los asfaltenos y de cómo las moléculas individuales de asfaltenos se asocian para formar partículas más grandes (próxima página, arriba).10

Análisis de fluidos de fondo de pozoEl análisis de los fluidos de fondo de pozo ayuda a los científicos e ingenieros a examinar los fluidos de yacimiento en su ambiente original. El concepto

7. Mullins OC: The Physics of Reservoir Fluids. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger, 2008.

Zuo JY, Freed D, Mullins OC, Zhang D y Gisolf A: “Interpretation of DFA Color Gradients in Oil Columns Using the Flory-Huggins Solubility Model,” artículo SPE 130305, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SP, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

8. Mullins, referencia 7. Edgeworth R, Dalton BJ y Parnell T: “The Pitch Drop

Experiment,” European Journal of Physics 5, no. 4 (Octubre de 1984): 198–200.

9. Dickie JP y Yen TF: “Macrostructures of the Asphaltic Fractions by Various Instrumental Methods,” Analytical Chemistry 39, no. 14 (Diciembre de 1967): 1847–1852.

10. Mullins OC: “The Modified Yen Model,” Energy & Fuels 24 (Enero de 2010): 2179–2207.

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

> Viscosidad de los asfaltenos. En 1927, los investigadores de la Universidad de Queensland, en Australia, calentaron una muestra de brea, o asfalto, y la colocaron en un embudo al que luego sellaron (inserto). El asfalto se dejó asentar durante tres años a temperatura ambiente y posteriormente los investigadores procedieron a cortar el pico del embudo. Desde esa fecha, el asfalto comenzó a gotear, a un promedio de una gota cada nueve o diez años. En el año 2002, empezó a formarse la novena gota. Si bien la viscosidad de los petróleos pesados es casi tan alta como la del asfalto, ésta se incrementa abruptamente con el incremento del contenido de asfaltenos. Los datos sobre los asfaltenos y el petróleo desasfaltado provenientes de diversos crudos muestran un rápido incremento de la viscosidad con el incremento del contenido de asfaltenos en el hexano que abarca seis órdenes de magnitud en la viscosidad. Estos datos son representados mediante un modelo de viscosidad de Pal-Rhodes. (Fotografía, cortesía de JS Mainstone, Universidad de Queensland).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 2ORSPG 13-AFTN 2

Asfaltenos en el hexano, % en peso

Visc

osid

ad, P

a.s

a 60

°C

0 10101

102

103

104

105

106

107

108

109

20 30 40 50

Asfaltenos, petróleosdesasfaltadosModelo de viscosidad de Pal-Rhodes

> Gradientes de yacimiento. Las mediciones obtenidas en un petróleo condensado de un yacimiento de Noruega muestran que la presión y la temperatura de formación en la zona del contacto gas-petróleo se pueden describir con una ecuación de estado (EOS); la línea correspondiente al punto de burbujeo que divide el líquido de la región bifásica. Los datos de composición relacionados con los fluidos de yacimiento de este campo muestran gradientes grandes. Los gradientes de composición del yacimiento dependen de las condiciones de los fluidos, y a medida que la temperatura y la presión del yacimiento se aproximan a la línea correspondiente al punto de burbujeo y al punto crítico, se desarrollan gradientes de composición grandes.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 1ORSPG 13-AFTN 1

Pres

ión,

bar

es

Temperatura, °K

Incremento de los gradientes de composición

Líquido VaporRegión bifásica

700600500400300200100

100

200

300

400

500

0800 900

Condiciones de formaciónPunto crítico

Punto de burbujeoPunto de rocío

los derivados del asfalto provenientes de las ope-raciones de refinación. En la segunda mitad del siglo veinte, cuando los refinadores comenzaron a procurar la maximización de la producción de combustibles para el transporte, ese foco se des-plazó hacia la conversión eficiente de las fraccio-nes pesadas y de su componente asfalténico. En el sector de exploración y producción, el foco en los asfaltenos casi siempre estuvo centrado en la miti-gación y la prevención de sus impactos negativos, impactos que incluyen, entre otros, el tapona-miento de las formaciones debido a la precipita-ción y los efectos de la alta viscosidad durante la producción y el transporte (derecha).8 No obstante, la nueva ciencia desarrollada en la última década ha demostrado que los gradientes de asfaltenos del yacimiento pueden proporcionar conocimien-tos valiosos sobre la estructura de este último.

Los asfaltenos presentes en los fluidos de yaci-miento son una mezcla molecular compleja de par-tículas suspendidas coloidalmente en el petróleo, que no poseen una identidad química única. Generalmente, son definidos como una clase de solubilidad; es decir, como aquellas moléculas insolubles en n-heptano pero solubles en tolueno. Las moléculas de asfaltenos son típicamente ani-llos aromáticos condensados que pueden conte-ner heteroátomos, tales como nitrógeno y azufre, y también metales, tales como níquel y vanadio. Casi todas las propiedades químicas de los asfal-tenos han sido tema de intenso debate, con excepción de su composición elemental. Una de las primeras controversias se centró en la natura-

Volumen 24, no.4 17

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 4ORSPG 13-AFTN 4

Sample modules

InSitu Fluid Analyzer system

LFA live fluidanalyzer system

Pump

Pump

Formation probe

del análisis DFA ha evolucionado y ha pasado de ser una técnica para la identificación de fluidos mediante la adquisición de muestras en agujero

descubierto a una forma de análisis de los fluidos de yacimiento y sus variaciones espaciales en condiciones de formación en tiempo real. El con-

cepto es simple: luego de la perforación, se baja al pozo un módulo cilíndrico de muestreo y análi-sis operado con cable y se recolectan los fluidos de la formación. Esta herramienta, el probador modular de la dinámica de la formación MDT, contiene una probeta para el muestreo de los flui-dos de yacimiento y un arreglo de sensores para el análisis de los fluidos muestreados en tiempo real (abajo). Una herramienta MDT configurada para el análisis DFA puede proveer una larga lista de datos de yacimiento, que abarcan desde pro-piedades generales, tales como RGP y presión y temperatura en profundidad, hasta atributos específicos, tales como densidad, composición y contaminación de muestras miscibles con fluidos de perforación no acuosos.11 Además de determi-nar la RGP y otras propiedades, la herramienta MDT utiliza la técnica de espectroscopía para medir la densidad óptica —esencialmente el color del petróleo— que es directamente proporcional a

> Propiedades de los asfaltenos. Durante la última década, los avances de la ciencia analítica permitieron el surgimiento de una imagen más consistente de la estructura de los asfaltenos. Las estimaciones relacionadas con el peso molecular medio de los asfaltenos se redujeron en varios órdenes de magnitud y ahora corresponden a un valor de alrededor de 750 g/mol; el rango es significativamente más estrecho. De un modo similar, ahora los científicos saben que el número medio de ciclos condensados por hidrocarburo poliaromático asfalténico (PAH) es aproximadamente siete, con un predominio de un PAH por molécula. Además, el número de apilamientos de PAH en un nanoagregado de asfaltenos, desconocido hace una década, es uno. Todos estos desarrollos han permitido a los investigadores establecer modelos físicos consistentes sobre las moléculas de asfaltenos y demostrar cómo éstos se asocian entre sí en los fluidos de yacimientos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 3ORSPG 13-AFTN 3

Propiedad

Peso molecular medio de los asfaltenos

Número de PAHs por asfalteno

Número de ciclos condensados por PAH de asfalteno

Número de apilamientos de PAH en un nanoagregado

1 a 20

2 a 20

Desconocido 1

7 (promedio)

Predominio de 1

750 g/mol103 a 106 g/mol

Valores reportados, 1998 Valores reportados, 2009

> Probador modular de la dinámica de la formación. La herramienta MDT (arriba) contiene un arreglo complejo de instrumentos para el muestreo y el análisis de fluidos de fondo de pozo. En una configuración típica (derecha), los componentes de la herramienta MDT incluyen una sección para el almacenamiento de muestras, además de un sistema InSitu Fluid Analyzer y un sistema analizador de fluidos vivos LFA para el análisis de fluidos de fondo de pozo en tiempo real. Los fluidos de yacimiento ingresan en la probeta de la herramienta y son bombeados en dos direcciones: hacia arriba, en dirección hacia el sistema InSitu Fluid Analyzer y hacia abajo, en dirección hacia el módulo LFA. La herramienta InSitu Fluid Analyzer contiene dos espectrómetros y un detector de fluorescencia para el análisis de hidrocarburos, CO2, pH y el color de los fluidos; además, contiene instrumentos para medir la densidad, la resistividad, la presión y la temperatura. El fluido de yacimiento de la probeta de muestreo que se bombea hacia abajo pasa a través del módulo LFA. Este dispositivo emplea un espectrómetro de absorción para cuantificar y monitorear la cantidad de fluidos de yacimiento y de la perforación presentes. Un refractómetro de medición de gases (no mostrado aquí) de la herramienta diferencia el gas de los líquidos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 4ORSPG 13-AFTN 4

Módulos de muestras

Sistema InSitu Fluid Analyzer

Sistema analizador de fluidos vivos LFA

Probeta guiada

Bomba 2

Bomba 1

Sample modules

InSitu Fluid Analyzer system

LFA live fluidanalyzer system

Pump

Pump

Formation probe

18 Oilfield Review

la concentración de asfaltenos.12 Las variaciones de las propiedades de los fluidos interpretadas a partir de las mediciones DFA, obtenidas en diver-sas estaciones de profundidad de un pozo, a veces pueden indicar la presencia de barreras cercanas que actúan como sello (arriba).13

La identificación de los compartimentos de un yacimiento no plantea tantos desafíos como la evaluación de la conectividad del drenaje de petróleo existente en esos compartimentos, espe-cialmente antes de la producción. Es probable que los estudios de presión estática no descubran las barreras de sello difíciles de detectar antes de que comience la producción porque el equilibrio

de presión y el equilibrio composicional se alcan-zan en diferentes escalas de tiempo. El equilibrio composicional se alcanza lentamente, y la dife-rencia entre el tiempo requerido para alcanzar el equilibrio de presión y el necesario para alcanzar el equilibrio composicional para la fracción más pesada de crudo puede ser de varios órdenes de magnitud (abajo, a la derecha).14 Para lograr el equilibrio composicional, se requiere la migración masiva de fluidos en el yacimiento, y para que esto ocurra, debe existir una buena conectividad en el yacimiento. Por el contrario, el equilibrio de presión puede alcanzarse con una transferencia de masa muy pequeña, lo que puede producirse a través de sellos con pérdidas. En consecuencia, el equilibrio de presión es una condición necesa-ria pero insuficiente para establecer la conectivi-dad en el yacimiento.

La presencia de gradientes de concentración de asfaltenos casi equilibrados entre dos zonas es indicativa de la existencia de conectividad. No obstante, para poder implementar ese con-cepto en forma práctica, es necesario tener un modelo para los asfaltenos que dé cuenta de sus características termodinámicas y de la manera en que se asocian entre sí en las profundidades del yacimiento.

Modelado de los asfaltenosDesde el año 2000, los avances producidos en los instrumentos y la ciencia analítica han permitido el surgimiento de una imagen mucho más clara de la estructura de los asfaltenos. Dichos avances estre-charon la brecha del conocimiento de sus propie-dades y condujeron a una descripción más refinada de la ciencia de los asfaltenos, plasmada en el modelo modificado de Yen.15 Posteriormente, este modelo pasó a denominarse modelo de Yen-Mullins.16 El modelo representa los asfaltenos presentes en el petróleo crudo de tres formas diferentes e indepen-

12. La densidad óptica, medida mediante espectroscopía MDT, se calcula sobre la base del grado de absorción de la porción visible y de la porción cercana al infrarrojo de la banda de frecuencia; a partir de longitudes de onda de aproximadamente 400 a 2 000 nm. Los componentes de los fluidos de yacimientos, tales como los asfaltenos, poseen absorciones características en este rango que reflejan sus estructuras moleculares. La densidad óptica proporciona un valor numérico adimensional a las características cromáticas de estos fluidos. Para obtener mayor información sobre las aplicaciones de la densidad óptica de fondo del pozo, consulte: Creek et al, referencia 11.

13. Mullins OC, Andrews AB, Pomerantz AE, Dong C, Zuo JY, Pfeiffer T, Latifzai AS, Elshahawi H, Barré L y Larter S: “Impact of Asphaltene Nanoscience on Understanding Oilfield Reservoirs,” artículo SPE 146649, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

14. Pfeiffer T, Reza Z, Schechter DS, McCain WD y Mullins OC: “Determination of Fluid Composition Equilibrium Under Consideration of Asphaltenes—A Substantially

dientes: como moléculas de asfaltenos, como nanoagregados de moléculas de asfaltenos indivi-duales y como grupos de nanoagregados (próxima página, arriba). El número de métodos analíticos empleados en la última década para resolver los parámetros de peso molecular, tamaño y agregado de este modelo es significativo e incluye la despola-rización de fluorescencia resuelta en el tiempo y la espectrometría de masas por rayos láser para la determinación del peso molecular y el tamaño de los agregados. Para la mayoría de los parámetros del modelo, tales como el peso molecular de los asfalte-nos, los científicos deben aplicar diversas técnicas a fin de reducir la incertidumbre.

La molécula de asfalteno se encuentra en el primer nivel del modelo de Yen-Mullins. La molé-cula de asfalteno típica consta de varios anillos aromáticos condensados con sustituyentes alcano periféricos, y a menudo con heteroátomos disper-sos de azufre y nitrógeno. Esta molécula posee un peso molecular medio de 750 g/mol y la mayor parte de la población oscila entre 500 y 1 000 g/mol con una longitud de aproximadamente 1,5 nm. En esta jerarquía del modelo, el nanoagregado de asfalteno es la estructura siguiente en términos de tamaño. Estas partículas representan un agregado de apro-ximadamente seis moléculas asfalténicas en un apilamiento unitario desordenado de unos 2 nm de tamaño. Los asfaltenos de los nanoagregados se encuentran fuertemente ligados, y los alcanos exte-

Superior Way to Assess Reservoir Connectivity than Formation Pressure Surveys,” artículo SPE 145609, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

15. Mullins, referencia 10. Mullins et al, referencia 13.16. Sabbah H, Morrow AL, Pomerantz AE y Zare RN:

“Evidence for Island Structures as the Dominant Architecture of Asphaltenes,” Energy & Fuels 25, no. 4 (2011): 1597–1604.

17. Mullins OC, Zuo JY, Dong C, Andrews AB, Elshahawi H, Pfeiffer T, Cribbs ME y Pomerantz AE: “Downhole Fluid Analysis and Asphaltene Nanoscience for Reservoir Evaluation Measurement,” Transcripciones del 53er Simposio de Adquisición de Registros de la SPWLA, Cartagena, Colombia, 16 al 20 de junio de 2012, artículo CCC.

18. Zuo JY, Elshahawi H, Mullins OC, Dong C, Zhang D, Jia N y Zhao H: “Asphaltene Gradients and Tar Mat Formation in Reservoirs Under Active Gas Charging,” Fluid Phase Equilibria 315 (15 de febrero de 2012): 91–98.

> Equilibro de los yacimientos. El modelado de yacimientos proporciona conocimientos acerca del tiempo requerido para alcanzar la condición de equilibrio. El modelado de un yacimiento inclinado en mantos con una zona de baja permeabilidad en el centro muestra que el equilibrio composicional de los fluidos —medido por la densidad, el metano o la fracción pesada— es entre siete y ocho órdenes de magnitud más lento que el equilibrio de presión correspondiente.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 6ORSPG 13-AFTN 6

Tiem

po p

ara

alca

nzar

el e

quili

brio

, año

s

Petróleonegro

Petróleovolátil

Condensado Gas0

1

101

102

103

104

105

106

107

108

109

PresiónDensidad del fluido

Metano

Fracción pesada

> Barreras que actúan como sello. La utilización del análisis DFA para revelar la presencia de inversiones de la densidad del fluido a veces puede ayudar a identificar la presencia de barreras que actúan como sello en un yacimiento. Los datos RGP correspondientes a dos zonas de profundidad en una columna de petróleo ilustran este concepto. Mediante la utilización de la RGP como sustituto para la densidad en esta columna, los científicos encontraron un fluido de alta densidad y baja RGP, en el punto A (izquierda), por encima de un fluido de baja densidad y alta RGP, en el punto B (derecha). Este resultado indica la posible presencia de una barrera que actúa como sello entre las dos zonas.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 5ORSPG 13-AFTN 5

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

RGP, pie3/bbl

Posible barrera queactúa como sello

A

B

X 800

X 700

1 000 2 000 3 000 4 000 5 000

X 600

X 500

X 400

X 300

X 200

Volumen 24, no.4 19

riores de la partícula de nanoagregado se proyec-tan hacia fuera. La partícula más grande del modelo de Yen-Mullins es el cluster, que representa un grupo de aproximadamente ocho nanoagregados. Los clusters, que se encuentran débilmente liga-dos, poseen unos 5 nm de diámetro.

Si bien todas las formas contempladas en el modelo de Yen-Mullins pueden tener lugar en cualquier columna de petróleo, la forma especí-fica depende en gran medida de la concentración

de asfaltenos. En los pozos que producen petróleos volátiles y condensados con una alta RGP, la con-centración de asfaltenos será inferior a 0,5% en peso y las partículas asfalténicas tendrán un tamaño que oscila entre 1 y 1,5 nm. Con concentra-ciones de asfaltenos más altas, tales como las columnas de petróleo negro con valores de RGP moderados, la concentración de asfaltenos general-mente será inferior a 5% en peso, y las partículas de asfaltenos tendrán principalmente nanoagregados de 2 nm. En concentraciones de asfaltenos aún más altas, como las observadas en los petróleos pesados móviles que poseen una baja RGP, los niveles de asfaltenos oscilarán entre 5 y 35% en peso, con gru-pos de 5 nm como partícula asfalténica primaria.

Los mantos de alquitrán pueden estar presen-tes en formaciones con niveles significativos de petróleo pesado móvil y son áreas de asfaltenos casi inmóviles que se encuentran generalmente en la base de una columna de petróleo, cerca del contacto agua-petróleo. Existen dos formas predo-minantes de mantos de alquitrán.17 Uno de los tipos tiene lugar en la base de una columna de petróleo pesado móvil como resultado de la extensión aparentemente continua de un gradiente grande

de concentración de asfaltenos y viscosidad. El otro tipo de manto tiene lugar en la base de una columna de petróleo más liviano y es discon-tinuo en la concentración de asfaltenos.

El primer tipo de manto de alquitrán es el resul-tado de una desestabilización sutil de los asfaltenos en el tope de la columna de petróleo seguida por el transporte de los asfaltenos hasta la base de la columna de petróleo para formar un manto. El segundo tipo de manto de alquitrán puede for-marse cuando existe una carga de gas significativa en el tope de un yacimiento que contiene petróleo negro. A medida que el gas se difunde en forma descendente por la columna, la RGP se incre-menta y hace que las moléculas de asfaltenos y los nanoagregados formen grupos. Estos grupos des-cienden por delante del frente de gas difusivo, que con el tiempo baja por la columna. Cuando el frente de gas alcanza la base de la columna, los asfaltenos son expulsados del petróleo para formar el manto de alquitrán (abajo).18

El modelado correcto de los asfaltenos requiere un enfoque dual. El modelo de Yen-Mullins provee la solución para el primer desafío; un marco válido para las partículas asfalténicas que se for-

> El modelo de Yen-Mullins de la nanociencia de los asfaltenos. En concentraciones bajas —típicas de los condensados y los petróleos volátiles— se considera que los asfaltenos existen como una solución de moléculas que miden aproximadamente 1,5 nm (izquierda). En concentraciones más altas —como las de los petróleos negros— los asfaltenos se dispersan como nanoagregados de 2 nm (centro). Y en concentraciones aún más elevadas, como las observadas en los petróleos pesados móviles, los asfaltenos se dispersan como grupos (clusters) de 5 nm (derecha).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 7ORSPG 13-AFTN 7

Molécula Nanoagregado Grupo (cluster)

~1.5 nm ~2 nm ~5 nm

N

> Formación de horizontes espesos o mantos de alquitrán. Uno de los mecanismos de formación de mantos de alquitrán (extremo inferior) prevé una columna de petróleo negro estable (A) en la que el metano biogénico se desplaza por debajo de un sello superior (B). A medida que el metano se difunde lentamente por la columna de petróleo, se forman gradientes grandes de RGP y asfaltenos (C). Estos gradientes pueden volverse suficientemente grandes como para que en la base de la columna se forme un manto de alquitrán denso, rico en contenido de asfaltenos (D). Una sección delgada de un manto de alquitrán formado en la base de una columna con una alta RGP muestra la presencia de alquitrán sobre los granos de una arenisca cementada (extremo superior).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 8ORSPG 13-AFTN 8

Acuífero Acuífero

Columna de petróleonegro

Carga de metano echado (buzamiento) arriba

A B Sello

Alquitrán

Acuífero Acuífero

C DDifusión de metano echado abajo Horizonte

espeso de alquitrán

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 8ORSPG 13-AFTN 8

Acuífero Acuífero

Columna de petróleonegro

Carga de metano echado (buzamiento) arriba

A B Sello

Alquitrán

Acuífero Acuífero

C DDifusión de metano echado abajo Horizonte

espeso de alquitrán

20 Oilfield Review

man en una columna de petróleo, junto con las estimaciones del tamaño de las partículas y el volumen molar. La segunda parte del problema consiste en describir matemáticamente los gra-dientes de concentración de asfaltenos para los diversos estados físicos del asfalteno como lo prevé el modelo de Yen-Mullins.

En los sistemas termodinámicos, una variable de estado es un parámetro, tal como tempera-tura, presión o volumen, que depende del estado del sistema pero no del camino utilizado para llegar a ese estado. La relación matemática que vincula las variables de estado se denomina ecua-ción de estado (EOS). En 1834, el ingeniero y físico francés Benoit Paul Émile Clapeyron desarrolló la ley de los gases ideales, una EOS que relaciona la presión, el volumen y la temperatura. La ley de los gases ideales es una ecuación de primer orden que ignora los volúmenes y las fuerzas moleculares y sólo es precisa para los gases que exhiben interac-ciones débiles en condiciones moderadas. En 1873, van der Waals desarrolló una EOS cúbica que aborda el comportamiento de los gases y líquidos mediante la consideración de las fuerzas molecula-res y el tamaño de las moléculas. Desde ese enton-ces, se han desarrollado numerosas variantes de la EOS cúbica clásica y estas ecuaciones han sido utilizadas a lo largo de varias décadas para modelar el comportamiento de los fluidos en las columnas de petróleo. No obstante, la utilización de estas ecuaciones para el modelado del petróleo negro en yacimientos que contienen niveles significativos de asfaltenos no es satisfactoria. Dado que los asfalte-nos carecen de una fase gaseosa o de un punto

crítico, deben ser tratados empíricamente y como un seudocomponente. Si bien este enfoque es adecuado para modelar el equilibrio líqui-do-gas de una mezcla de hidrocarburos y deter-minar parámetros tales como la RGP, resulta inadecuado para el modelado de partículas mole-culares y partículas suspendidas coloidalmente, tales como los asfaltenos, los nanoagregados de asfaltenos y los grupos de nanoagregados.

La necesidad de modelar el comportamiento en solución de las mezclas que contienen solven-tes y moléculas grandes, tales como los asfaltenos, existe desde hace muchas décadas. Gran parte de la actividad de investigación llevada a cabo en la década de 1940 se centró en la termodinámica y el comportamiento en solución de los compuestos poliméricos y dio origen a la teoría de Flory-Huggins.19 Más recientemente, el enfoque de Flory-Huggins ha sido utilizado para examinar la inestabilidad de los asfaltenos.20 Luego de reco-nocer la necesidad de contar con un enfoque basado en los primeros principios para describir los gradientes de concentración de asfaltenos en las columnas de petróleo, los científicos desarro-llaron la EOS de Flory-Huggins-Zuo para ese fin.21 Esta ecuación incorpora un término relacionado con el efecto gravitacional para los asfaltenos, uti-lizando su tamaño conocido. El término corres-pondiente al efecto gravitacional es esencial para el modelado de los gradientes de asfaltenos. La ecuación fue desarrollada comenzando con la energía libre de una mezcla de asfaltenos y sol-ventes como una función de las energías libres asociadas con el efecto gravitacional, la solubili-

dad y la entropía de la mezcla. En condiciones de equilibrio, la derivada de la suma de la energía libre es igual a cero y la solución de las ecuaciones dife-renciales en derivadas parciales resultantes arroja la EOS de Flory-Huggins-Zuo. En su forma original, esta ecuación expresa el gradiente de concentra-ción de asfaltenos como una fracción volumétrica de los asfaltenos en diversas profundidades de la columna de petróleo. Dado que el color del petróleo es directamente proporcional a la concentración de asfaltenos, la relación de volumen generalmente se sustituye por la relación de densidad óptica para una medición más práctica. La ecuación resultante provee la concentración de asfaltenos en términos de densidad óptica y es una función exponencial de diversos parámetros (arriba).22

El primer término de la EOS de Flory-Huggins-Zuo da cuenta del efecto gravitacional y es el término más significativo para los asfaltenos de una columna de petróleo para petróleos con una baja RGP (próxima página, arriba a la derecha). Los efectos gavitacionales hacen que los asfaltenos se acumulen en la base de una columna, aunque la energía térmica contrarresta en cierta medida al efecto gravitacional. Este primer término expresa los efectos gravitacionales como la flotabilidad de un objeto en un líquido, dividida por una función de la temperatura; el efecto térmico. Para las formas físicas grandes de asfaltenos, tales como los grupos presentes en los petróleos pesados, el término correspondiente al efecto gravitacional es significativo y genera altas concentraciones de asfaltenos cerca de la base de la columna de petróleo.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 9ORSPG 13-AFTN 9

OD hi( ( Densidad óptica en la profundidad hi φa hi( ( Concentración de asfaltenos en la profundidad hi

va Volumen molar de los asfaltenos

v Volumen molar de la fase petróleo

g Constante gravitacional

∆ρ Diferencia de densidad entre los asfaltenos y la fase petróleo

T Temperatura

R Constante de gases ideales

δa Parámetro de solubilidad de los asfaltenos

δ Parámetro de solubilidad de la fase petróleo

Colordel fluido ƒ Término

gravitacional Término

de entropía Término desolubilidad= +

RTRTexp==

h2 h1

h1h2

vva va va

v – –+φaOD ∆ρ – gva

δ δ2 2

a – δ δa ––( ( ( (φaOD

( ( ( ( ( (( ( ( (h2 h2 h2

h1 h1

h1

> Ecuación de estado (EOS) para los asfaltenos. La EOS de Flory-Huggins-Zuo (extremo superior) predice los gradientes de asfaltenos en una columna de petróleo. La densidad óptica en dos profundidades es prevista como una función exponencial de tres términos: efecto gravitacional, entropía y solubilidad. El término para el efecto gravitacional depende principalmente del tamaño de las partículas de asfaltenos y de la profundidad. El término para la entropía es una medida de la aleatoriedad molecular y depende de los volúmenes molares. El último término de esta ecuación —la solubilidad— depende de la RGP, la densidad y la composición.

Volumen 24, no.4 21

Los dos términos restantes de la nueva EOS para los asfaltenos son similares a los términos de Flory-Huggins originales para la entropía y la solubilidad. La entropía se expresa en términos de las relaciones de los volúmenes molares de los asfaltenos y el solvente en dos profundidades. El efecto de la entropía tiende a aleatorizar la distribución de los asfaltenos y contrarrestar los gradientes, pero por lo general no es grande para los asfaltenos presentes en los petróleos crudos. El otro factor de la EOS de Flory-Huggins-Zuo, que en esencia corresponde al trabajo original de Flory-Huggins, es el término correspondiente a la solubilidad. Para los gradientes de asfaltenos, este término se expresa en los parámetros de solubilidad que son calculados a partir de la RGP o de las densidades másicas. Este término da cuenta de los cambios producidos en la solubili-dad de los asfaltenos en la fase líquida y es impor-tante para el petróleo con una alta RGP que produce un líquido de baja densidad, rico en alca-nos parafínicos que reducen la solubilidad de los asfaltenos. No obstante, para los petróleos con una baja RGP, el término correspondiente a la solubilidad no suele ser significativo.

El resultado final de esta nueva ecuación de estado para los asfaltenos es la predicción de las concentraciones de asfaltenos, directamente proporcionales al color del fluido, a cualquier profundidad de la columna de fluido. Casi todos los parámetros pueden ser medidos o estimados a partir de los resultados del análisis de fluidos de fondo de pozo del petróleo a granel en diversas estaciones de profundidad. Aquellos parámetros que no se miden directamente —tales como los parámetros de solubilidad— pueden obtenerse a partir de correlaciones de propiedades conocidas.

El único parámetro ajustable de la EOS de Flory-Huggins-Zuo es el volumen molar de los asfaltenos, que se relaciona con el tamaño de las partículas.

El tamaño de las partículas no puede ser determi-nado directamente sobre la base de los datos de fondo de pozo, pero existen otras maneras de hallarlo. El primer método consiste en ajustar el tamaño desconocido de las partículas de asfaltenos para que se correlacione con los datos referidos al color del fluido de fondo de pozo, derivados de mediciones obtenidas a diferentes profundidades. Luego, este tamaño se verifica en función de los tipos de partículas del modelo de Yen-Mullins para asegurarse de que se encuentra dentro de los lími-tes descriptos por el modelo. El segundo método consiste en asumir que las fracciones pesadas de la columna de petróleo corresponden a moléculas de asfaltenos, nanoagregados o grupos. En este caso, el tamaño asumido se utiliza para predecir los gradientes de asfaltenos de fondo de pozo de la columna de petróleo, lo cual puede verificarse en función de los datos reales. Si existe consis-tencia, los datos pueden ser utilizados para eva-luar la conectividad y otras propiedades de los yacimientos. El análisis de los datos no siempre sugiere un único tipo de partícula de asfalteno porque puede haber múltiples tipos de partículas involucrados (abajo).

19. Flory PJ: “Thermodynamics of High Polymer Solutions,” Journal of Chemical Physics 10, no. 1 (Enero de 1942): 51–61.

Huggins ML: “Thermodynamic Properties of Solutions of Long-Chain Compounds,” Annals of the New York Academy of Sciences 43, no. 1 (Marzo de 1942): 1–32.

20. Buckley JS, Wang J y Creek JL: “Solubility of the Least Soluble Asphaltenes,” en Mullins OC, Sheu EY, Hammami A y Marshall AG (eds): Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics, Nueva York: Springer Science+Business Media (2007): 401–438.

21. Zuo JY, Mullins OC, Freed D, Elshahawi H, Dong C y Seifert DJ: “Advances in the Flory-Huggins-Zuo Equation of State for Asphaltene Gradients and Formation Evaluation,” Energy & Fuels (en prensa).

22. Freed DE, Mullins OC y Zuo JY: “Theoretical Treatment of Asphaltene Gradients in the Presence of RGP Gradients,” Energy & Fuels 24, no. 7 (15 de julio de 2010): 3942–3949.

Zuo et al, referencia 21.

> Efectos gravitacionales. El efecto gravitacional depende de la forma física del asfalteno que predomina en el pozo. Para una columna de petróleo de 100 m [328 pies] que contiene mayormente grupos de asfaltenos (negro), los efectos gravitacionales son considerables, como lo demuestra el incremento significativo del contenido de asfaltenos con la profundidad. Los nanoagregados de tamaño intermedio (azul) muestran un cambio mucho más gradual, en tanto que las moléculas de asfaltenos (rojo) muestran sólo un cambio pequeño desde el tope hasta la base de la columna.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 10ORSPG 13-AFTN 10

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0100

80

60

40

20

0 Grupos de 5,0 nmNanoagregados de 2,0 nm Moléculas de 1,5 nm

Concentración de asfaltenos a profundidadConcentración de asfaltenos a 100 m

>Múltiples tipos de partículas. Una columna de petróleo negro que estuvo sujeta a una carga tardía de gas y condensado muestra evidencias de que existe más de un tipo de partícula de asfalteno presente en ella. El análisis de los datos DFA que utiliza la EOS de Flory-Huggins-Zuo indica que los nanoagregados solos no explican el incremento de la concentración de asfaltenos —medida con el método de densidad óptica— con la profundidad (izquierda). En este ejemplo, la carga tardía de gas desestabilizó los asfaltenos, produciendo la formación de grupos; estos grupos precipitaron en dirección hacia el fondo de la columna debido al efecto gravitacional (derecha). La presencia de gradientes de viscosidad y asfaltenos grandes caracterizó esta columna de petróleo, y la producción de este pozo se desarrolló sin problemas significativos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 11ORSPG 13-AFTN 11

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

Colu

mna

de

petró

leo

Densidad óptica

Nanoagregadosy grupos

Nanoagregados

X Y00

X Z00

X X50

X Y50

X Z500 0,5 1,5 2,51,0 2,0 3,0

Modelos EOSDatos DFA

Nanoagregado Grupo

22 Oilfield Review

El análisis de fluidos de fondo de pozo, el nuevo modelo de Yen-Mullins y la EOS de Flory-Huggins-Zuo pueden utilizarse en conjunto para modelar los gradientes de asfaltenos en las columnas de petróleo reales. El primer paso es el empleo del análisis DFA para proporcionar datos experimentales sobre la concentración de asfal-tenos por medio del color del fluido, la RGP y otros parámetros físicos en diversas estaciones de profundidad de un pozo. Por consiguiente, el modelo de Yen-Mullins proporciona una imagen física de las entidades asfalténicas que pueden estar presentes y permite que el operador for-mule supuestos razonables sobre el tamaño de las partículas. Ese tamaño se utiliza luego en la EOS de Flory-Huggins-Zuo para pronosticar el gra-diente de concentración de asfaltenos del pozo. Si este gradiente se ajusta a los datos experimen-tales, puede ser utilizado para evaluar más exhaustivamente la conectividad del yacimiento. Este análisis no es un mero ejercicio de tipo ajuste de curvas. La correlación de los tamaños computados con la nueva EOS y el modelo de Yen-Mullins le asegura al operador que el sistema se encuentra en equilibrio.

La ciencia de los asfaltenos y los yacimientos complejosUn ejemplo de un campo complejo del Golfo de México ilustra cómo se utiliza la ciencia de los asfaltenos para responder preguntas prácticas. Este campo, operado por Marathon, contenía un área que producía un petróleo negro con una RGP intermedia, consistente en seis capas de arena que abarcaban 300 m [1 000 pies] de espesor y eran intersectadas por múltiples pozos.23 El desafío para el operador era desarrollar una descripción precisa de las propiedades de los fluidos de yacimiento y conocer la conectividad existente entre las diversas capas de arena. Los fluidos de yacimiento fueron analizados mediante múltiples métodos. El análi-sis DFA se empleó utilizando la herramienta MDT tanto para recolectar información en tiempo real como para obtener muestras para el análisis PVT posterior en el laboratorio. Mediante la utiliza-ción del análisis cromatográfico gaseoso de avan-zada, el operador implementó además el proceso de identificación geoquímica de crudos en las muestras recolectadas. Si bien los datos cubrie-ron múltiples pozos del área de interés, no todos los análisis fueron efectuados en todas las esta-

ciones de profundidad; el conjunto de datos más completo provino de dos pozos posicionados en una de las arenas. Estos datos y sus análisis muestran cómo las preguntas relacionadas con la conectividad pueden ser visualizadas a través de la lente de la nueva ciencia de los asfaltenos.

Previo a la utilización de los gradientes de asfaltenos para proporcionar claves acerca de la

> Propiedades de los fluidos y presión de formación en un campo del Golfo de México. Los datos DFA sobre la RGP (izquierda) y la densidad (centro), provenientes de dos pozos ubicados en la arena A, muestran una variabilidad que se encuentra dentro de las bandas de errores de medición o muy cerca de éstas; los científicos no puede extraer conclusiones definitivas acerca de la conectividad. Los datos de presión de formación (derecha) muestran una diferencia entre los dos pozos, lo que sugiere el potencial para una barrera de sello. No obstante, dado que las mediciones de presión de los dos pozos fueron obtenidas en diferentes carreras con cable, y puesto que en las carreras se utilizaron diferentes medidores de presión, la evaluación de la conectividad utilizando la presión tampoco resultó concluyente.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 12ORSPG 13-AFTN 12

1 000 1 100 1 200 X 200

Prof

undi

dad

verti

cal,

pies

RGP del fluido, pie3/bbl Densidad del petróleo en

condiciones de tanque, g/cm3 Presión de formación, lpc

X 275 X 3501 300 0,85 0,86 0,87 0,88 0,89 0,90 X 000

X 050

X 100

X 150

X 200

X 250

X 300

X 350

X 400

X 450

X 500

Pozo 5 AguaPozo 1

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 13ORSPG 13-AFTN 13

23. Dong C, Petro D, Latifzai AS, Zuo J, Pomerantz AE y Mullins OC: “Evaluation of Reservoir Connectivity from Downhole Fluid Analysis, Asphaltene Equation of State Model and Advanced Laboratory Fluid Analyses,” artículo SPE 158838, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

24. Las resinas son una clase de solubilidad similar a los asfaltenos y se tipifican por las moléculas de hidrocarburos poliaromáticos.

25. Elshahawi H, Ramaswami S, Zuo JY, Dong C, Mullins OC, Zhang D y Ruiz-Morales Y: “Advanced Reservoir Evaluation Using Downhole Fluid Analysis and Asphaltene Flory-Huggins-Zuo Equation of State,” preparado para su presentación en el 54o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 22 al 26 de junio de 2013.

26. La capacidad para absorber la luz y luego emitir rayos de luz fluorescente es característica de ciertos petróleos livianos. Al igual que la densidad óptica, la intensidad de la fluorescencia es adimensional. Para obtener mayor información, consulte: Creek et al, referencia 11.

Volumen 24, no.4 23

conectividad de una capa de arena prospectiva, los operadores a menudo utilizaban datos de muestras de petróleo a granel y presión de forma-ción en diversas profundidades para emitir jui-cios sobre la conectividad. Los datos sobre la RGP, la densidad del petróleo en condiciones de tanque y la presión de formación de los dos pozos de Marathon que abarcan unos 152 m [500 pies] de espesor en la arena A muestran diferencias que sugieren la presencia de barreras para la conectividad. En especial, los gradientes de pre-sión de ambos pozos no parecen coincidir, lo que es indicativo de la presencia de una barrera que actúa como sello. No obstante, estas diferencias pueden reflejar imprecisiones en las mediciones o diferencias en la forma en que se recolectaron los datos (página anterior). Con estos datos, a los ingenieros de Marathon les resultaba difícil determinar si la arena A se encontraba conec-tada hidráulicamente entre los pozos 1 y 5.

Además de estas propiedades de fluidos y pre-siones de formación, el operador obtuvo medicio-nes de la densidad óptica de fondo de pozo en diversas estaciones de profundidad para los dos pozos de la arena A (arriba). La concordancia con el modelo EOS de Flory-Huggins-Zuo indica

> Densidad óptica del fluido en la arena A. El operador obtuvo mediciones de la densidad óptica del fluido de yacimiento en varias estaciones de profundidad DFA para los pozos que penetraron la arena A. Estos datos, que mostraron un incremento suave con la profundidad, se ajustan a la predicción de la EOS de Flory-Huggins-Zuo, que utiliza nanoagregados de 2 nm de diámetro como estado de las partículas de asfaltenos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 13ORSPG 13-AFTN 13

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5Pr

ofun

dida

d ve

rtica

l, pi

esDensidad óptica

X 000

X 050

X 100

X 150

X 200

X 250

X 300

X 350

X 400

X 450

X 500

Pozo 5 AguaPozo 1 Modelo EOS

que los asfaltenos de los dos pozos se encuentran en equilibrio como nanoagregados de asfaltenos de 2 nm; este análisis predice la conectividad de la arena A entre los dos pozos. Dado que análisis similares efectuados en otras capas de arena de este campo no mostraron la existencia de condi-ciones de equilibrio en ciertos casos, el operador llegó a la conclusión de que no había conectivi-dad alguna entre esas arenas. Los datos reales de producción del campo confirmaron todas las pre-dicciones acerca de la conectividad entre las are-nas basadas en el análisis de asfaltenos.

La nueva ciencia de los asfaltenos también puede ser de utilidad para el análisis de petróleos más livianos e incluso condensados que básica-mente no contienen asfaltenos aunque sí resinas pesadas.24 Un pozo del Golfo de México, operado por Shell, ilustra este concepto.25 La columna de petróleo liviano de este pozo carece virtualmente de asfaltenos y exhibe una variación grande de la RGP: de 720 m3/m3 [4 000 pies3/bbl] en el tope de la columna a 463 m3/m3 [2 600 pies3/bbl] a una pro-fundidad de 134 m [440 pies] por debajo de éste.

El operador debió lidiar con tres problemas: describir la variación composicional del petróleo a granel en términos de la RGP y de otros pará-metros, identificar el gradiente de los componen-tes pesados del petróleo volátil y determinar si la zona de producción estaba conectada. Para res-ponder a estas preguntas, Shell obtuvo datos DFA en cinco estaciones de profundidad desde el tope

hasta la base de la columna de petróleo. La RGP y otras propiedades fueron analizadas utilizando una EOS cúbica tradicional en conjunto con las correlaciones establecidas. Los resultados de este trabajo se ajustaron a los datos experimenta-les para proporcionar un ajuste satisfactorio. No obstante, a los ingenieros de Shell les resultó difícil cuantificar las características ópticas del petróleo de esta columna para responder a las preguntas sobre la conectividad y el gradiente de fracciones pesadas.

En la mayoría de los petróleos crudos, las den-sidades ópticas ofrecen una buena sensibilidad para medir la concentración relativa de las frac-ciones pesadas. No obstante, para los petróleos casi incoloros, tales como este petróleo liviano de Shell, la densidad óptica no es suficientemente sensible, en especial con niveles de RGP muy altos y concentraciones de fracciones pesadas bajas. La diferencia entre los petróleos incoloros que poseen un nivel de transmisión de la luz del 100% y los petróleos casi incoloros, con un nivel de trans-misión de la luz del 99%, es difícil de discernir utili-zando la densidad óptica únicamente. No obstante, la intensidad de la fluorescencia es aplicable a este tipo de muestra y puede correlacionarse directamente con la fracción de resina pesada o de asfaltenos.26 En este caso, se utilizaron ambos métodos ópticos para proporcionar una descrip-ción cromática completa del gradiente de concen-tración de resinas con la profundidad (abajo).

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 14ORSPG 13-AFTN 14

Prof

undi

dad

verti

cal,

m

Intensidad de la fluorescencia

Densidad óptica

540

500

460

420

380

340

0

0 0,04 0,08 0,12 0,16 0,20 0,24 0,28

0,30,20,1

Densidad ópticaIntensidad de la fluorescencia

Modelo EOS

> Gradientes ópticos en una columna de petróleo liviano. Los ingenieros de Shell utilizaron la intensidad de la fluorescencia y la densidad óptica para medir la concentración de moléculas pesadas en una columna de petróleo de un pozo del Golfo de México. La aplicación de la EOS de Flory-Huggins-Zuo a estos datos DFA con un tamaño de partícula de 1 nm constituye un buen ajuste e indica que las moléculas de resinas pesadas de la columna se encuentran en equilibrio. Las características cromáticas de este petróleo liviano son similares a las observadas en trabajos previos en los que la fuente del color azul fue identificada como el perileno PAH de cinco anillos (inserto). Si las propiedades para el perileno se utilizan en la EOS para estos datos, el tamaño calculado de la resina pesada es de 0,96 nm, lo que sugiere que la fuente del color de esta columna de petróleo son las moléculas de tipo perileno.

24 Oilfield Review

Debido al tamaño pequeño de 1 nm de las partícu-las de resina, el término para el efecto gravitacio-nal en la EOS de Flory-Huggins-Zuo también es pequeño, y la expresión es dominada por el efecto de la RGP sobre el término de solubilidad. La dis-tribución del equilibrio de las moléculas de resina indica que esta columna de petróleo está conec-tada, como lo confirman los datos de producción subsiguientes. Estos resultados indican que este enfoque es válido no sólo para los petróleos negros sino también para los petróleos livianos y los con-densados ricos en gas. La extensión de esta meto-dología al petróleo pesado móvil de un campo grande de Medio Oriente completa el panorama.

La descripción de un yacimiento anticlinal de petróleo de grandes dimensiones, operado por Saudi ARAMCO, resultó desafiante para los méto-dos de modelado convencionales.27 En este campo, la columna de petróleo con una baja RGP se encuentra estratificada y se caracteriza por la presencia de petróleo negro en la cresta y petróleo pesado móvil por debajo de ésta, con un manto de

alquitrán por encima del contacto agua-petróleo en la base. Si bien la porción de petróleo negro es manejable desde el punto de vista de la produc-ción, las concentraciones de asfaltenos en el petróleo pesado móvil se incrementan abrupta-mente con la profundidad y el petróleo alcanza una viscosidad de aproximadamente 1 000 cP [1 000 mPa.s] justo por encima del manto de alquitrán. El modelado PVT convencional no da cuenta de estas observaciones del gradiente de viscosidad, y la existencia de estas zonas discretas representa desafíos importantes para el desarrollo de planes de producción. Los ingenieros de Saudi Aramco recurrieron a la ciencia de los asfaltenos para que los ayudara a comprender y modelar los gradientes composicionales de este yacimiento.

Los datos DFA y de laboratorio sobre las dife-rentes zonas de composición fueron obtenidos en ocho pozos posicionados en la circunferencia del campo (izquierda). Los datos indican que el tope y la mayor parte de la columna corresponden a petróleo negro con menos de 5% en peso de asfal-tenos y un bajo gradiente de concentración en función de la profundidad. Esto condice con un intervalo que contiene mayormente nanoagrega-dos de 2 nm de diámetro. La siguiente porción de la columna corresponde al petróleo pesado móvil con un contenido de asfaltenos que oscila entre 5 y 35% en peso. Mediante la utilización del modelo de Yen-Mullins como guía, los científicos determina-ron que el petróleo pesado móvil con esta gama de asfaltenos debería existir principalmente como grupos de 5 nm (próxima página). El manto de alquitrán con una concentración de asfaltenos de más de 35% en peso se encuentra en la base de la columna de petróleo. Las concentraciones de asfaltenos en el manto de alquitrán son irregula-res con la profundidad, lo que indica que esta zona no se encuentra equilibrada. Las secciones correspondientes al manto de alquitrán y al petró-leo pesado de este yacimiento fueron el resultado de la acumulación gravitacional de los asfaltenos en la base de la columna de petróleo, provenien-tes posiblemente de una carga tardía de gas.

La combinación de los datos DFA detallados sobre las concentraciones de asfaltenos y la vis-cosidad, sumada a la concordancia con la ciencia de los asfaltenos, es importante para describir este yacimiento complejo. Estos datos sobre la viscosidad, la conectividad y la localización del

manto de alquitrán producen un impacto signifi-cativo sobre la planeación de la producción de este campo.

La determinación de los patrones de drenaje del petróleo y la conectividad en un área especí-fica constituye un resultado importante pero es sólo el comienzo para la ciencia de los asfaltenos. Pasar del petróleo negro, caracterizado por algu-nas propiedades simples, a las columnas de petróleo y los yacimientos con composiciones detalladas es una de las partes de esa frontera; pero también existen otras direcciones posibles.

Las nuevas fronterasPocos compuestos, entre los miles que se encuen-tran en el petróleo crudo, han despertado tanto interés y tanta necesidad de prevención como los asfaltenos. En el pasado, los asfaltenos a menudo planteaban problemas operativos para los productores y dificultades para los refinado-res debido a su gran peso molecular, su alta visco-sidad, sus características de taponamiento y sus altos niveles de contaminantes moleculares. Los científicos e ingenieros, fascinados desde hace mucho tiempo por estas moléculas pesadas, han perseverado en sus esfuerzos para compren-derlos y caracterizarlos. El resultado es una nueva rama de la química de los asfaltenos, que está modificando la forma en que los científicos ven la conectividad de las columnas de petróleo dentro del mismo yacimiento. A través de la utili-zación de técnicas avanzadas de muestreo y análi-sis, tales como el análisis DFA, los científicos pueden extender estas nuevas formas de conside-rar los asfaltenos desde un pozo a los pozos adya-centes y los yacimientos. El paso siguiente consiste en extender esa visión a través de cuencas produc-tivas enteras.

La incorporación adecuada de diversos fenó-menos, tales como variaciones grandes de la RGP, gradientes de presión, gradientes de asfaltenos y la presencia de mantos de alquitrán, ayudará a

> Pruebas de análisis de fluidos de fondo de pozo. La caracterización de este yacimiento de Medio Oriente se efectúo mediante el análisis de muestras de ocho pozos de su periferia. El análisis DFA y las muestras de petróleo proporcionaron datos de utilidad acerca de las zonas de petróleo negro y de petróleo pesado móvil, en tanto que los datos relacionados con la zona de mantos de alquitrán fueron obtenidos a través del análisis de núcleos.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 15ORSPG 13-AFTN 15

PozoPetróleo negroPetróleo pesadoManto de alquitránAgua

27. Seifert DJ, Zeybek M, Dong C, Zuo JY y Mullins OC: “Black Oil, Heavy Oil and Tar in One Oil Column Understood by Simple Asphaltene Nanoscience,” artículo SPE 161144, presentado en la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 11 al 14 de noviembre de 2012.

28. Zuo et al, referencia 18.29. Edwards DA, Gunasekera D, Morris J, Shaw G, Shaw

K, Walsh D, Fjerstad PA, Kikani J, Franco J, Hoang V y Quettier L: “Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 4–17.

Volumen 24, no.4 25

los operadores con el desarrollo y la planeación de los campos petroleros. En la etapa actual, estos análisis son aplicables a columnas de petró-leo y yacimientos en equilibrio. La extensión de este tipo de análisis a los factores que hacen que un yacimiento esté fuera de equilibrio permite aplicar la teoría a una gama más amplia de situa-ciones, como se ha demostrado en los pozos de aguas profundas del Golfo de México.28

Además de los avances logrados en la com-prensión del equilibrio, la determinación de la conectividad y la predicción de los gradientes de columnas de petróleo, la nueva ciencia de los asfaltenos ha generado aplicaciones inesperadas y potencialmente útiles para otras áreas, tales como la recuperación mejorada de petróleo. Desde hace tiempo, los científicos e ingenieros saben que los asfaltenos poseen ciertas caracte-rísticas interfaciales que son similares a las de los surfactantes naturales. Por ejemplo, los asfal-tenos pueden alterar el balance entre las zonas de un yacimiento humedecidas con petróleo y las humedecidas con agua. Dado que las zonas de mojabilidad mixta pueden contener casi la mitad de las reservas de campo de los yacimientos gran-

des de Medio Oriente, la capacidad de los asfalte-nos para modificar la mojabilidad podría producir grandes incrementos de la recuperación.

Otra rama del trabajo realizado sobre los asfaltenos es la aplicable a la viscosidad y su pre-dicción. Los gradientes de viscosidad grandes son una consecuencia natural del gradiente de con-centración de asfaltenos. La capacidad para pre-decir los gradientes en los asfaltenos y la viscosidad para las columnas de petróleo genera una posibilidad interesante. Los simuladores avan-zados de yacimientos —tales como el simulador de yacimientos INTERSECT— ahora utilizan con-juntos de computadoras paralelas para resolver las miles de ecuaciones necesarias para modelar y pronosticar las propiedades de todo un campo.29 Estas ecuaciones simulan los balances de materia-les, energía y propiedades para secciones cúbicas pequeñas del yacimiento —denominadas celdas— como una función del tiempo y de la posición en el yacimiento. El tamaño de las celdas de estos simu-ladores se redujo con el incremento de la capaci-dad computacional, y los simuladores modernos ahora manejan celdas de tan sólo 50 m [164 pies] en los yacimientos grandes de Medio Oriente.

Los geocientíficos esperan fusionar la nueva ciencia de los asfaltenos y las predicciones de los gradientes con la simulación de yacimientos de manera de efectuar predicciones de los asfalte-nos y la viscosidad para todo el campo; tanto ver-tical como horizontalmente. Los simuladores de yacimientos nuevos no sólo modelan la composi-ción y las propiedades del campo, sino que ade-más incluyen módulos para la planeación del manejo del campo y las instalaciones. La capaci-dad para formular buenas predicciones para los gradientes de asfaltenos constituiría un paso adi-cional del proceso de optimización del desarrollo de campos petroleros.

Las posibilidades futuras para la aplicación del conocimiento fundamental de los asfaltenos son abundantes. El conocimiento más exhaustivo de los gradientes de propiedades y asfaltenos de los campos petroleros no sólo ayudará a los ope-radores a tomar mejores decisiones sobre el desa-rrollo de los campos, sino que además aportará beneficios en áreas tan diversas como conectivi-dad de los yacimientos, gradientes de viscosidad y recuperación mejorada de petróleo. —DA

> Caracterización del petróleo pesado móvil. La aplicación de la EOS de Flory-Huggins-Zuo para los asfaltenos a los datos de petróleo pesado móvil (izquierda) arroja un tamaño de 5,2 nm para el grupo, lo que confirma el tamaño previsto de 5 nm. En esta zona de petróleo pesado móvil, el término correspondiente al efecto gravitacional de la EOS es el único necesario para describir la variación en seis veces del contenido de asfaltenos en la periferia de este campo. La fotografía muestra un petróleo pesado móvil en el laboratorio.

Oilfield Review SPRING 13Asphaltenes Fig. 16ORSPG 13-AFTN 16

Prof

undi

dad

verti

cal,

pies

Asfalteno, % en peso

Petróleo pesado móvil

Manto de alquitrán

Petróleo negro

Y 100

Y 150

X 900

X 950

Y 050

X 800

X 850

X 700

X 750

Y 2000 5 10 20 30 4015 25 35 45

Y 000

Modelo EOSDatos de laboratorio

Manto dealquitrán

40 45

26 Oilfield Review

Cómo optimizar el arte de la pesca

Los perforadores a menudo se refieren a las herramientas y los equipos que quedan

en el pozo como materiales “perdidos.” En la realidad, estos elementos han sido

extraviados a miles de metros por debajo de la superficie. La remoción de estos

objetos del pozo ha desafiado a los perforadores desde los primeros días de los

campos petroleros.

Enos JohnsonHobbs, Nuevo México, EUA

Jimmy LandMark LeeHouston, Texas, EUA

Robert RobertsonStavanger, Noruega

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4. Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Torodd Solheim de Stavanger y a Eric Wilshusen de Houston.FPIT es una marca de Schlumberger. A lo largo de este documento, se utiliza el término detrito para denotar junk y el vocablo escombro para debris.

En el campo petrolero, una pieza de pesca es cual-quier elemento dejado en un pozo que impide la ejecución de operaciones posteriores. Esta defini-ción general abarca todas las variedades de equi-pos de perforación, adquisición de registros o producción, lo que incluye barrenas de perfora-ción, tuberías, herramientas de adquisición de registros, herramientas manuales o cualquier otro resto de metal que puede haberse perdido, dañado, atascado o dejado de algún modo en un pozo. Cuando la presencia de detritos (junk) o herra-mientas obstaculiza el camino que hace posible la continuidad de las operaciones, estos elementos deben ser removidos primero del pozo mediante un proceso conocido como pesca.

Los orígenes de este término se remontan a los primeros tiempos de la perforación con herra-mientas operadas con cable, en que un cable fijado en una estaca a resorte subía y bajaba reiterada-mente una barrena pesada que cincelaba la roca para construir un pozo. Cuando el cable se partía, los perforadores intentaban recuperarlo del fondo del pozo, junto con la barrena, utilizando un gan-cho improvisado que se bajaba con un cable nuevo colgado de la estaca a resorte. Los especialistas en el arte de la recuperación de restos de metales del subsuelo pasaron a ser conocidos como pescadores. Con el correr de los años, sus servicios se han vuelto muy apreciados y el arte de la pesca ha crecido al punto que hoy ocupa un nicho especia-lizado dentro de la industria de servicios al pozo.

Todos los tipos de equipos pueden fallar, atas-carse, necesitar reemplazo o de otro modo reque-rir su extracción del pozo. Las operaciones de

pesca pueden ser necesarias en cualquier momento de la vida productiva de un pozo; desde la fase de perforación hasta la de abandono. Durante la fase de perforación, la mayor parte de las opera-ciones de pesca es inesperada y a menudo se atri-buye a fallas mecánicas o al atascamiento de la sarta de perforación. El atascamiento también puede producirse durante el desarrollo de opera-ciones de pruebas o de adquisición de registros con cable. Más adelante, en la fase de terminación, las operaciones pueden fracasar por una diversi-dad de problemas, entre los que se encuentra el atascamiento de las pistolas (cañones) de disparo, la fijación prematura de los empacadores o la falla de los filtros (cedazos) de grava. Después de haber puesto un pozo en producción, las operaciones de pesca pueden ser programadas como parte del proceso general de mantenimiento, reemplazo o recuperación de equipos y tubulares de fondo de pozo durante los procedimientos de reparación o abandono. En muchos campos, el proceso de reparación conlleva la limpieza o la recuperación de la tubería de producción que se ha arenado al cabo de varios años de producción, lo que obliga a ejecutar una maniobra de pesca al inicio de las operaciones. Durante la fase de abandono, los operadores a menudo tratan de rescatar los tubu-lares de fondo de pozo, las bombas y el equipo de terminación antes de taponar el pozo. Incluso, puede suceder que se atasque el equipo de pesca con la consiguiente necesidad de revisar la estra-tegia de pesca original. Parecería que en el campo petrolero, ninguna operación escapa a la posibilidad de que se ejecute una maniobra de pesca.

1. Short JA: Prevention, Fishing, and Casing Repair. Tulsa: PennWell Publishing, 1995.

Volumen 24, no.4 2727

Las estadísticas de mediados de la década de 1990 indican que las operaciones de pesca repre-sentaron el 25% de los costos de perforación mun-diales.1 Hoy en día, estas maniobras pueden evitarse o eludirse con frecuencia utilizando otras opcio-nes económicamente más efectivas. Por ejemplo, la tecnología de perforación moderna, tal como la de los sistemas rotativos direccionales, está pro-duciendo un cambio en las estrategias de pesca o recuperación por su incidencia en el enfoque eco-nómico aplicado para determinar si conviene pes-car, comprar el equipo atascado, conocido como pieza de pesca o pieza a recuperar, y desviar la trayectoria del pozo, o bien desechar y abandonar (J&A) el pozo.

Cada situación de pesca —planificada o no pla-nificada, en agujero descubierto o pozo entubado, con tubería flexible o con cable— es única y plan-tea sus propias condiciones y problemas a los cua-les se debe adaptar una solución de recuperación. Dentro de este tópico de amplio alcance, este artí-culo se centra fundamentalmente en las técnicas de pesca utilizadas durante la perforación; se han adaptado variantes de estas técnicas para aplica-ciones relacionadas con pozos entubados, tubería flexible, cable y reparaciones de pozos. El artículo expone a grandes rasgos los procesos comunes que pueden conducir a la pérdida de equipos en el fondo del pozo y describe algunas de las herra-mientas y técnicas concebidas en respuesta. Además, analiza las estrategias para decidir cuánto tiempo proseguir con las operaciones de pesca y culmina con el análisis de un programa que entrena al personal de pesca nuevo en las capaci-dades necesarias para continuar con la recupera-ción de elementos perdidos en el pozo.

Las causas raícesLa mayor parte de las maniobras de pesca puede atribuirse a tres causas básicas: error humano, equi-pos defectuosos o pozos inestables. Prácticamente todo lo que ingresa en el pozo puede convertirse en una pieza de pesca. En circunstancias inapro-piadas, cualquier objeto más pequeño que el diá-metro del tazón del buje principal de la mesa rotativa puede extraviarse en el fondo del pozo (arriba, a la derecha). Herramientas manuales, cadenas y linternas han pasado del piso de perfo-ración al interior del pozo, al igual que lo hicieron trozos de llaves, cuñas y otros elementos, con la posibilidad de convertir un pozo en chatarra. Afortunadamente, la mayor parte de las brigadas de perforación están alertas con respecto a esos daños, que pueden prevenirse si se presta la debida atención a las prácticas de orden y mantenimiento en el piso de perforación.

En el fondo del pozo, la falla mecánica de la sarta de perforación puede convertir una operación de perforación de rutina en una maniobra de pesca. Los modos de falla son diversos. Los tubulares —columna de perforación, tubería de revestimiento o tubería de producción— pueden aplastarse, estallar, partirse o romperse por torsión (abajo).

La barrena puede desprenderse. Una unión de tubería sencillamente puede desenroscarse de la sarta de perforación o bien puede suceder que la tubería se atasque. Cada caso se traduce en un tipo diferente de pieza a recuperar, lo que a su vez determina cómo se llevará a cabo la maniobra de pesca.

> Buje principal o maestro. El buje principal o maestro transmite la potencia desde la mesa rotativa hasta el buje del vástago de perforación para subir y bajar la sarta de perforación. El buje principal se encuentra al ras del piso de perforación (foto) y cualquier elemento que pase a través de su tazón puede convertirse en una pieza de pesca.

Tazón

> Falla de la sarta de perforación. El esfuerzo de torsión (torque) excesivo puede producir la rotura de la sarta de perforación en el fondo del pozo. En esta foto (izquierda), la columna de perforación se ha roto por exceso de torsión por debajo de la unión de la tubería. Incluso los portamechas (lastrabarrenas) de paredes gruesas pueden experimentar desgaste y fatiga (arriba).

28 Oilfield Review

Si bien la falla de la tubería quizás no es común, la prevención de este problema constituye una prioridad absoluta para los perforadores. La tubería se aplasta como resultado del exceso de presión externa, estalla cuando la presión interna es excesiva, se parte cuando es sometida a un exceso de tracción o se rompe por un exceso de torque. La industria ha instituido diversas prácticas para reducir el riesgo de falla de la sarta de perforación, comenzando con la inspec-ción de las herramientas, tuberías y roscas para determinar el grado de desgaste y corrosión antes de ser introducidas en el pozo, seguida por el empleo cuidadoso del equipo de manipulación de tuberías y la prevención del exceso de torque durante el enrosque.

En los pozos de alto ángulo de nuestros días, el desgaste de las tuberías puede acelerarse como resultado de los cambios abruptos de la tra-yectoria del pozo. Las curvas pronunciadas impo-nen esfuerzos flexores alternados sobre la tubería a medida que ésta se abre camino a través de un cambio angular (pata de perro).2 Por otra parte, los pozos de alto ángulo a menudo presentan pro-

blemas de limpieza. Para evitar que los recortes se empaquen alrededor de la sarta de perforación, el perforador puede recurrir a la implementación de altas velocidades de rotación y circulación para limpiar el pozo. No obstante, esas prácticas aumentan la probabilidad de que se formen aguje-ros en las uniones de la barra de perforación pro-piamente dicha, con la consiguiente pérdida de fluido.3 Cuando se producen pérdidas a través de la sarta de perforación antes de limpiar el pozo, el operador debe escoger entre continuar limpiando el pozo o intentar salir de éste. Si opta por conti-nuar con la circulación para limpiar el pozo, corre el riesgo de que se intensifiquen las pérdidas y se debilite la sarta de perforación; si sale del pozo antes de su limpieza, corre el riesgo de que se atasque la tubería.4

Para prevenir el aplastamiento de la tubería, los perforadores la mantienen llena de lodo a fin de compensar la presión hidrostática externa del lodo en el espacio anular. Además, monitorean la cupla de enrosque, los parámetros hidráulicos, la velocidad de rotación, el peso sobre la barrena, y la carga en el gancho para impedir que se excedan los límites de diseño de la sarta de perforación. La falla de los tubulares a menudo produce tiros de tubería irregulares y mellados, con los que deberá lidiar el especialista en operaciones de pesca.

La barrena de perforación es otra pieza de pesca común. Si bien las barrenas están diseñadas para tolerar los rigores del peso, la torsión y la abrasión, los perforadores deben estar atentos al peso sobre la barrena, la velocidad de rotación, la hidráulica de los fluidos de perforación, el control de sólidos, las características de las formaciones y el tiempo en el fondo para prevenir el desgaste excesivo de la barrena y los problemas asociados. Ocasionalmente, una barrena puede agarrotarse y romperse, y pueden quedar conos, cojinetes y dientes en el fondo del pozo (arriba). Aunque pequeños, estos componentes son duros y robus-tos, y habitualmente deben ser recuperados para impedir que dañen las barrenas nuevas u otros equipos bajados subsiguientemente en el pozo.

Las uniones de tubería a veces se desconec-tan, o se desenroscan, de la sarta de perforación. Esto puede suceder si se aplica un torque insufi-ciente cuando se enroscan las uniones entre sí o cuando la sarta de perforación rota en sentido con-trario al de su rotación normal en sentido horario. Sin embargo, las roscas gastadas o dañadas de las tuberías también pueden ser responsables; este problema puede evitarse en parte mediante la manipulación cuidadosa de las uniones de tube-rías durante el enrosque en el piso de perfora-ción y a través del monitoreo de las vibraciones y la velocidad de rotación durante la perforación

para minimizar el esfuerzo ejercido sobre la sarta de perforación.

A veces, la falla se debe a controles de fabrica-ción, como lo descubrió un operador. Luego de fijar una tubería de revestimiento corta (liner), el per-forador corrió la barrena hasta el tope del cemento. Si bien la unidad de mando superior se atascó varias veces durante la perforación de la zapata de la tubería de revestimiento corta, el perfora-dor continuó unos 150 m [490 pies] por debajo de la zapata antes de observar las lecturas erráticas del torque en la consola del piso de perforación. Posteriormente, aproximadamente 5,5 kg [12 lbm] de virutas de acero llevadas a la superficie en el fluido de perforación, fueron recuperados de los filtros de la zaranda vibratoria (temblorina) y de los imanes de ranura (ditch magnets), lo que le permitió al perforador confirmar que existía un problema en el fondo del pozo.5

Cuando el perforador procedió a salir del pozo, el operador solicitó el despacho de varias canas-tas de pesca y una fresa de detritos a la localiza-ción del pozo. (En el momento de su recepción, la fresa de detritos fue rechazada por carecer de los certificados de inspección pertinentes; el opera-dor optó por no exponerse al riesgo de agravar los problemas de fondo de pozo). El perforador bajó en el pozo con una barrena y una canasta de pesca de detritos, y perforó lentamente unos 3 m [10 pies] antes de que las normales lecturas de parámetros confirmaran que el pozo se encon-traba libre de detritos. Cuando se extrajo la canasta del pozo, se recuperaron muchos más kilogramos de recortes metálicos y otros salieron con los imanes de ranura. La investigación poste-rior reveló que las roscas de la conexión de la zapata de la tubería de revestimiento corta no estaban diseñadas para tolerar las mismas cargas de torsión que las de los tubulares. El operador llegó a la conclusión de que la contra-torsión pro-ducida por el bloqueo de la unidad de mando superior probablemente causó el desprendi-miento de la rosca izquierda de la zapata.

Numerosas operaciones de pesca son provo-cadas por el atascamiento de la sarta de perfora-ción (próxima página). A su vez, muchos de estos incidentes son causados por formaciones inesta-bles, en tanto que otros se relacionan con las prácticas de perforación:•Lasarenasdeformaciónolasgravassueltaso

no consolidadas pueden desmoronarse en el interior del pozo y obturar la sarta de perfora-ción a medida que la barrena remueve la roca que sirve como soporte. Los esquistos, las luti-tas laminadas, las fracturas y las fallas también generan rocas sueltas que se desmoronan en el pozo y bloquean la sarta de perforación.

> Componentes de la barrena. Los conos de las barrenas, las boquillas y otros fragmentos de metales suelen ser suficientemente pequeños para recuperarse con un imán o una canasta de pesca de detritos.

2. Un cambio angular o pata de perro es un giro, curva, o cambio de dirección abrupto en un pozo y puede cuantificarse en grados o en grados por unidad de distancia.

3. La presión del fluido de perforación puede erosionar un pozo para producir un derrumbe del mismo y puede erosionar la columna de perforación para producir un agujero y la pérdida de fluido a través de la unión de la barra de perforación. En el idioma inglés, es común utilizar el término washout para describir ambas situaciones.

4. Eck-Olsen J y Foster BM: “Backing Off a Free Drillstring: Planning and Execution on a World-Class ERD Well,” artículo SPE/IADC 104478, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 22 al 24 de febrero de 2007.

5. Los imanes de ranura son imanes muy potentes que se colocan en la línea de flujo para recolectar los residuos metálicos presentes en el fluido de perforación a medida que el lodo se hace circular hacia la superficie.

Volumen 24, no.4 29

•Enlasregionesenlasquelosesfuerzostectóni-cos son considerables, las rocas están siendo deformadas como resultado del movimiento de la corteza terrestre. En estas áreas, la roca pre-sente alrededor del pozo puede desmoronarse en el pozo. En ciertos casos, la presión hidros-tática requerida para estabilizar el pozo puede

ser mucho más alta que la presión de iniciación de la fractura de las formaciones expuestas.

•Lasformacionesmóviles—generalmentesali-nas o arcillosas— pueden exhibir un comporta-miento plástico. Cuando son comprimidas por los estratos de sobrecarga, es posible que fluyan e ingresen en un pozo, restringiendo su calibre o deformándolo y atrapando los tubulares.

•Las lutitas sobrepresionadas se caracterizanpor exhibir presiones de formación que exce-den la presión hidrostática normal. En estas for-maciones, la densidad insuficiente del lodo permite que el pozo se vuelva inestable y colapse alrededor de la tubería.

>Mecanismos de atascamiento. El perforador debe evitar o enfrentarse a una diversidad de problemas potenciales para llegar hasta la profundidad total.

Atascamiento porpresión diferencial

Zona geopresionadaZona no consolidada Zona fracturada o fallada

Pozo de menor diámetroEnchavetamiento

Formación reactivaFormación móvil

Tubería de revestimiento aplastada Detritos

Geometría del pozoLimpieza deficiente del pozo

Problemas de cementación

Vibración de la sarta de perforación

30 Oilfield Review

•Las lutitasreactivasy lasarcillasabsorbenelagua del fluido de perforación. Con el tiempo —entre algunas horas y algunos días— es posi-ble que se dilaten en el pozo.

•Lavibracióndelasartadeperforaciónpuedeproducir derrumbes en el pozo. Estos derrum-bes se empacan alrededor de la tubería y pro-ducen su atascamiento. Las vibraciones en el fondo del pozo son controladas con los paráme-tros de monitoreo, tales como el peso sobre la barrena, la velocidad de penetración y la velo-cidad de rotación, que pueden ser ajustadas desde la consola del perforador.

•El atascamiento por presión diferencial plan-tea un problema común en el fondo del pozo, y tiene lugar cuando la sarta de perforación se mantiene contra la pared del pozo como resul-tado de la condición de sobrebalance hidrostá-tico existente entre la presión del pozo y la presión de poro de una formación permeable. Este problema se produce generalmente cuando una sarta de perforación fija o de rotación lenta entra en contacto con una formación permea-ble, y donde existe un revoque de filtración de gran espesor. Los yacimientos agotados son la causa principal del atascamiento por presión diferencial.

•Elenchavetamientoseproducecuandolarota-ción de la columna de perforación genera una canaleta en la pared del pozo. Cuando se mani-pula la sarta de perforación, el arreglo de fondo (BHA) o las uniones de tubería de mayor diá-metro se introducen en el enchavetamiento y se atascan. También puede formarse un encha-vetamiento en la zapata de entubación si se

genera una ranura en la tubería de revesti-miento o la zapata se rompe. Este problema se produce normalmente en los cambios abruptos de inclinación o azimut, durante la extracción de las herramientas y al cabo de períodos soste-nidos de perforación entre los viajes de limpieza. Las herramientas de adquisición de registros con cable y los cables también son susceptibles de enchavetamiento.

•Durantelaperforaciónderocasdurasyabrasivas,pueden desarrollarse pozos de menor diámetro. Cuando la roca desgasta la barrena y el estabi-lizador, la barrena perfora un pozo subcali-brado o de menor diámetro que el especificado. Si subsiguientemente se corre una barrena en calibre, ésta encontrará resistencia en la sec-ción de pozo de menor tamaño. Por otra parte, si la sarta se baja en el pozo demasiado rápido o sin rectificación, la barrena puede atascarse en la sección de menor diámetro. Este problema puede ocurrir cuando se corre una barrena nueva, después de la extracción de núcleos, durante la perforación de formaciones abrasivas o cuando se corre una barrena de PDC después de una barrena de conos giratorios.

•Los bloques de cemento pueden obturar lasarta de perforación cuando el cemento duro existente alrededor de la zapata de entubación se desprende y cae en el nuevo intervalo de agujero descubierto, reperforado desde abajo de la tubería de revestimiento.

•Elcementosincurar,ocementoverde,puedeatrapar una sarta de perforación después de una operación de entubación. Cuando encuen-tra el tope del cemento durante la bajada en el pozo, el BHA puede generar un golpe de presión más alto que el esperado y hacer que el cemento fragüe en forma instantánea a su alrededor.

•Elaplastamientodelatuberíaderevestimientose produce cuando las presiones exceden la espe-cificación de la presión de colapso de la tubería de revestimiento o cuando el desgaste o la corro-sión de la tubería de revestimiento la debilitan. La tubería de revestimiento también puede flexionarse como resultado de la ejecución de bajadas agresivas. Estas condiciones general-mente son descubiertas cuando se baja el BHA en el pozo, que luego termina suspendido den-tro de la tubería de revestimiento.

•Losproblemasde limpiezadelpozo impideneltransporte de sólidos fuera del mismo. Cuando los recortes se depositan en el lado bajo de los pozos desviados, forman capas estratificadas que pue-den empacarse alrededor del BHA. Los recortes y los desmoronamientos también pueden desli-zarse por el espacio anular cuando se desacti-van las bombas, y empacarse alrededor de la

sarta de perforación. Con frecuencia, estos pro-blemas son causados por tasas de flujo anular bajas, propiedades inadecuadas del lodo, agita-ción mecánica insuficiente y un tiempo de cir-culación corto.6

Generalmente, las indicaciones de que puede haber una pieza perdida en el fondo del pozo se observan en el piso de perforación como cambios repentinos en la velocidad de perforación, la pre-sión del lodo, la carga en el gancho o el torque; estos cambios por lo general terminan en un viaje de salida del pozo. El estado del último tramo de tubería que deja la mesa rotativa transmite a la brigada de perforación gran parte de la informa-ción que ésta quizás ya asumió. La observación de un tramo de tubería dentado, combinada con un registro de medidas precisas, le indica al per-forador no sólo que la tubería se ha roto sino tam-bién qué longitud de tubería ha quedado en el pozo. Por el contrario, una barrena dañada sugiere que han quedado en el pozo pequeños residuos metálicos.

Los instrumentos de trabajoEl tipo de pieza a recuperar y las condiciones de fondo de pozo determinan la estrategia de pesca. Se han desarrollado numerosas herramientas y técnicas innovadoras para recuperar del pozo tuberías, componentes del fondo y residuos varios. La mayoría de las herramientas de pesca corres-ponden a una de las cinco categorías siguientes:•Lascanastasdepescarecogenobjetospequeños

o trozos de escombros (debris) que son dema-siado pesados para circularlos fuera del pozo.

•Lasherramientasdefresadotrituranlasuper-ficie superior de un objeto.

•Lasherramientasdecortepartenlatubería.•Lasherramientasdeagarreexternorecuperan

las piezas de pesca mediante el agarre de la superficie de la pieza.

•Lasherramientasdeagarreinternoenganchanla superficie interior de la pieza a recuperar.

La solución de cualquier problema de pesca depende de dónde se encuentra la pieza a recupe-rar, cómo llegó hasta allí, su estado, sus dimensio-nes y su orientación dentro del pozo. La orientación y el tamaño del pozo también son cruciales; estos parámetros pueden limitar el tipo y el diámetro del equipo de recuperación y restringir el espacio dis-ponible para maniobrar dicho equipo por encima de la pieza de pesca. No obstante, un pozo de gran diámetro puede dificultar la localización de la parte superior de la pieza.

Para diseñar un programa de pesca, el opera-dor debe conocer el tamaño y la forma exactos de la pieza a recuperar. La falta de datos dimensio-nales correctos puede hacer fracasar una opera-

> Bloque de impresión. Si existe incertidumbre acerca de qué tipo de objeto debe ser recuperado, el operador puede correr primero un bloque de impresión en el pozo. Este dispositivo utiliza un inserto de plomo blando, que proporciona una superficie sobre la cual se puede obtener una impresión de la parte superior de la pieza de pesca.

Insertode plomo

Volumen 24, no.4 31

ción de pesca. Por este motivo, los representantes de las compañías requieren que cada elemento que ingresa en el pozo sea delineado con preci-sión, sujeto con una cinta de medición para la determinación de su longitud y calibrado para la determinación de su ancho.

Si el perforador no está seguro acerca de qué tipo de detrito debe recuperarse, la brigada de perforación puede bajar al pozo un bloque de impresión para determinar la posición y la forma de la parte superior de la pieza a recuperar (página anterior, abajo a la izquierda). Los bloques de impresión poseen un cuerpo de acero tubular corto cuyo extremo inferior está provisto de un blo-que de material blando; generalmente un inserto de plomo. La herramienta se baja en el extremo inferior de la sarta de pesca hasta que hace con-tacto con la obstrucción. Algunos bloques de impresión poseen un orificio de circulación para el bombeo de fluido de perforación destinado a limpiar la parte superior de la pieza a recuperar antes de que se asiente el bloque. El peso de la sarta de pesca ayuda a presionar el inserto de plomo contra la parte superior de la pieza y se genera una impresión; cuando el bloque se lleva a la superficie, el perforador o el especialista en operaciones de pesca estudia cuidadosamente dicha impresión. Esta información preliminar ayuda al operador a determinar la profundidad

de la pieza de pesca y el tipo de equipo de pesca a desplegar. Los bloques de impresión también pueden ser corridos con línea de acero, lo que resulta mucho más rápido que correrlos con la columna de perforación; sin embargo, este método posee limitaciones de peso y tamaño.

Los trozos pequeños de detritos o escombros, tales como herramientas manuales, conos de barrenas o dados de llaves para tuberías, pueden ser recuperados con una canasta de pesca o con un imán de recuperación de detritos. Las canas-tas de pesca se encuentran disponibles en una diversidad de configuraciones, cada una de las cuales adopta un procedimiento diferente para la recuperación de los elementos perdidos.

Para recuperar trozos pequeños de detritos del fondo de un pozo, los pescadores utilizan a veces una canasta de pesca de tipo extractor de núcleos. Mediante la extracción lenta de un núcleo de la formación, este dispositivo recupera los detritos junto con el núcleo. Esta operación se emplea a menudo en formaciones blandas a semiblandas.

Las canastas de recuperación, utilizadas en las operaciones de pesca y fresado, atrapan los detri-tos que son demasiado pesados para circularlos fuera del pozo. Estas canastas se corren lo más cerca posible de la barrena o de la fresa y a veces se bajan en tándem para incrementar la capacidad de recuperación de detritos. La canasta de recupe-ración se utiliza en el fondo del pozo y emplea el lodo en circulación para transportar los detritos desde el fondo. Dado que el espacio anular es más ancho por encima de la canasta de recuperación, la velocidad anular del lodo se reduce, y en conse-cuencia, los detritos sedimentan y se asientan den-tro de la canasta (arriba a la izquierda).

Una canasta de pesca de chorro produce una fuerza de circulación capaz de levantar del fondo del pozo elementos que ofrecen resistencia, tales como cadenas. Estas canastas utilizan los orifi-cios cercanos a su base para producir una circu-lación inversa que fuerza el material hacia arriba, a través del centro de la canasta. La canasta de pesca de chorro puede ser corrida en agujero des-cubierto o pozo entubado para recuperar detritos pequeños del pozo y resulta efectiva en aplicacio-nes verticales u horizontales (véase “Herramientas especiales para la recuperación de escombros de pozos,” página 4).

Los imanes de recuperación de detritos se uti-lizan para recuperar residuos ferrosos, tales como conos de barrenas, cojinetes, recortes fresados y pasadores que pueden ser difíciles de recuperar utilizando otros métodos (arriba, a la derecha). Estas herramientas poseen una placa polar interna altamente magnetizada dentro de un cuerpo no magnético. Los imanes se corren generalmente

antes de las barrenas de diamante para remover los escombros que podrían dañar las barrenas.

Si los detritos no se recuperan en su totalidad, el operador puede optar por correr una barrena usada y tratar de perforar y lavar más allá de la pieza a recuperar. Si esta estrategia fracasa, los detritos pueden fragmentarse en piezas más pequeñas utilizando una carga de tipo disparo para desechos (junk shot) o una fresa. Una carga de tipo disparo para desechos es una carga pre-moldeada (hueca) diseñada para dirigir su energía hacia abajo para fracturar el objeto en cuestión. Un procedimiento más convencional consiste en triturar el objeto utilizando una fresa cóncava (abajo). La concavidad de la fresa ayuda a cen-

> Canasta de recuperación. La circulación del fluido de perforación levanta los detritos del fondo del pozo. Por debajo de la unión de tubería, la velocidad del lodo disminuye a medida que se incrementa el ancho del espacio anular. Esta reducción de la velocidad del lodo permite que los detritos se asienten en la abertura de la canasta.

Abertura dela canasta

> Imán de recuperación de detritos. Este tipo de imán se utiliza para recuperar trozos pequeños de material ferroso del pozo. Algunos de estos imanes poseen orificios de circulación que permiten extraer los recortes de los detritos por lavado.

Imanes

> Fresa de detritos. Una leve concavidad en la cara de la fresa ayuda a centrar los detritos por debajo de la superficie de corte para triturarlos en trozos más pequeños.

6. Ali A, Blount CG, Hill S, Pokhriyal J, Weng X, Loveland MJ, Mokhtar S, Pedota J, Rødsjø M, Rolovic R y Zhou W: “Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): 4–15.

32 Oilfield Review

trar los detritos por debajo de una gruesa superfi-cie de corte de carburo de tungsteno que fragmenta los detritos en trozos más pequeños. Luego, estos detritos fragmentados pueden lavarse o hacerse circular para ser recogidos con las canastas de pesca por encima de la fresa.

Las fresas se encuentran disponibles en una amplia gama de configuraciones para ser utiliza-das en varias aplicaciones (arriba). A menudo se utilizan con el fin de preparar la parte superior de la pieza de pesca para que se adapte a una herramienta de pesca, pero también para triturar collares flotadores, tapones puente y retenedores.

Los detritos producidos mediante la operación de fresado se levantan luego con imanes o canastas de pesca o se circulan fuera del pozo.

Técnicas para piezas de pesca más grandesLa recuperación de piezas grandes, tales como columnas de perforación o collares (cuellos, colla-rines), requiere un enfoque diferente. Muchas de estas operaciones comienzan con la hipótesis de que es probable que cualquier tubería que queda en el pozo se atasque. Sin circulación de lodo alrededor de la pieza de pesca, los recortes pue-den asentarse alrededor de la tubería o la forma-

ción puede obturarse, lo que restringirá el movimiento posterior. Por consiguiente, cuando una sarta de perforación se atasca, se rompe por torsión o se desenrosca, el plan de recuperación en general consiste en liberar la pieza a recuperar.

Cuando se recuperan tuberías, la estrategia básica consiste en bajar al pozo percutores (tije-ras) y un pescador de agarre externo, enganchar la pieza a recuperar, liberar la tubería y luego extraer la pieza. Sin embargo, no existe una ope-ración de pesca típica ni fácil: el extremo supe-rior de la pieza a recuperar se puede dañar, por lo que se requiere una fresa para preparar la pieza, o puede resultar difícil de enganchar, por lo que serán necesarios varios intentos de agarre.7

Además, cada uno de los pasos básicos menciona-dos abarca numerosos procedimientos.

Cuando una sarta de perforación se atasca, el perforador usualmente activa los percutores de fondo de pozo para liberar la tubería a través de la fuerza de percusión.8 En el caso del atasca-miento por presión diferencial, el operador gene-ralmente dispone que se bombee una píldora —una mezcla especial de surfactantes, solventes u otros compuestos— en el fondo del pozo para ayudar a liberar la tubería. El perforador bombea este fluido de emplazamiento en el fondo del pozo para penetrar y romper el revoque de filtra-ción a lo largo de la tubería y reducir la superficie de tubería sometida a atascamiento. Esto ayuda a reducir la fuerza requerida para mover la tubería y liberar la sarta de perforación. La probabilidad de que este enfoque resuelva el problema dismi-nuye rápidamente con el tiempo, de modo que cuando se atasca una sarta de perforación, es esencial emplazar el fluido lo más rápido posible. Mientras el fluido de emplazamiento trabaja, el ope-rador generalmente comienza a planificar la opera-ción de pesca y a movilizar el equipo y el personal.

Si el fluido de emplazamiento no libera la tube-ría, el operador puede optar por cortarla y extraerla del pozo para prevenir el atascamiento más arriba, en dirección hacia la superficie.

7. Adkins CS: “Economics of Fishing,” Journal of Petroleum Technology 45, no. 5 (Mayo de 1993): 402–404.

8. Para obtener mayor información sobre los percutores (tijeras), consulte: Costo B, Cunningham LW, Martin GJ, Mercado J, Mohon B y Xie L: “Cómo salir de un aprieto,” Oilfield Review 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 18–27.

9. Para obtener mayor información sobre los métodos de operación de herramientas en el fondo del pozo, consulte: Billingham M, El-Toukhy AM, Hashem MK, Hassaan M, Lorente M, Sheiretov T y Loth M: “Transporte de herramientas en pozo abierto y entubado,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 20–35.

> Herramientas de fresado de fondo de pozo. Las fresas se comercializan en una diversidad de tamaños y configuraciones. La fresa puntiaguda (extremo superior) está diseñada para fresar a través de puntos estrechos y limpiar los tubulares aplastados o deformados. Una fresa piloto (centro) puede ser empleada para fresar secciones de detritos de tubulares o preparar la tubería de revestimiento antes de instalarle un parche. Las hojas de fresado más grandes son guiadas por la pequeña fresa piloto central situada en el frente de la herramienta. La fresa longitudinal estrecha y ahusada (extremo inferior) puede ser utilizada para limpiar los tubulares dañados y también se recomienda para la remoción de enchavetamientos en agujeros descubiertos. El ahusamiento de los extremos superior e inferior de esta fresa le permite rectificar en ambas direcciones.

Fresa puntiaguda

Fresa piloto

Fresa longitudinal estrecha y ahusada

Volumen 24, no.4 33

El objetivo es partir la sarta de perforación a la mayor profundidad posible y de este modo recupe-rar la máxima cantidad de tubería. No obstante, el primer paso de este proceso consiste en determi-nar la profundidad superior extrema en la que se encuentra atascada la tubería. De acuerdo con la ley de Hooke, cuando una sarta de perforación es sometida a un esfuerzo de tracción o a torsión den-tro de sus límites elásticos, se deforma linealmente. Dicho comportamiento puede ser utilizado para calcular cuánta tubería libre queda por encima del punto de atascamiento.

Generalmente, el operador requiere un indica-dor de punto libre FPIT para medir con precisión el estiramiento y el torque de la tubería. El dispo-sitivo FPIT se baja con cable a través del centro de la columna de perforación y luego se ancla en su lugar a medida que se aplica una cantidad dada de fuerza en la tubería. Los medidores de defor-mación FPIT detectan los cambios producidos en el torque y la tensión a medida que la sarta de perforación es sometida a rotación o tracción, res-pectivamente. El estiramiento producido por esta fuerza es una función del tramo de tubería libre, la elasticidad del acero y su sección transversal. La herramienta no debería detectar la existencia de fuerza de tracción o rotación cuando se posi-ciona por debajo del punto de atascamiento.

Si se establece la circulación, el dispositivo FPIT puede ser bombeado a través del centro de la columna de perforación; de otro modo, el ope-

rador podría recurrir al uso de tubería flexible o de un tractor operado con cable para bajar la herramienta en el pozo.9 Una vez establecido el punto libre, se utiliza el mismo método de opera-ción para bajar cualquier herramienta necesaria para cortar la tubería. La separación de la sarta de perforación implica su desenrosque en el fondo del pozo o su corte.

El desenrosque de la tubería es la medida menos drástica y deja una conexión roscada de tubería en la parte superior de la pieza a recuperar. Antes de desenroscar la tubería en el fondo del pozo, el perforador debe aplicar un torque hacia la izquierda en la columna de perforación. El tor-que se aplica en el fondo del pozo mediante el movimiento alternativo de la tubería a medida que dicho esfuerzo aumenta. Una cuerda explo-siva, consistente en un cordón detonante, se baja a través de la columna de perforación hasta la pro-fundidad frente a una unión de tubería situada por encima del punto libre. En el momento de la deto-nación en el fondo del pozo, las presiones de explosión agrandan la rosca del extremo hembra de la unión de tubería y el torque hacia la izquierda destornilla la conexión roscada para desconectar la tubería. Este proceso puede repe-tirse para soltar la tubería.

Si no es posible desenroscar la tubería, se puede emplear una diversidad de métodos para cortarla. Un cortador químico es una herramienta operada con cable que utiliza un propulsor y un reactante para practicar una serie de orificios estrecha-mente espaciados en la tubería. Los orificios debilitan la tubería lo suficiente como para que se rompa. Este método no requiere la aplicación de torque en la sarta de perforación y produce pocas rebabas y poca dilatación de la tubería, lo que elimina la necesidad de fresado. Otro disposi-tivo operado con cable, un cortador explosivo, emite un chorro explosivo radial con un ángulo de 360° para cortar la tubería. Algunos cortadores explosivos dejan un corte uniforme, pero otros producen un borde ensanchado que debe ser rec-tificado con una fresa para facilitar las operacio-nes de recuperación subsiguientes. Un tercer método utiliza cortadores mecánicos, que se bajan hasta la profundidad deseada con el tubo de lavado. La presión hidráulica presiona los bra-zos del cortador contra el interior de la tubería. Las superficies de corte se encuentran revestidas con carburo de tungsteno molido para partir la tubería a medida que la herramienta rota lenta-mente en su interior.

Luego de separar la tubería libre por encima del punto de atascamiento, el perforador procede a salir del pozo. El especialista en operaciones de pesca estará en el piso de perforación para exa-

minar el último tramo de tubería cuando se lleve a la superficie. El estado en que se encuentre ese tramo determinará el curso de la operación de pesca subsiguiente.

El agarreLos dos métodos más comunes empleados para recuperar una pieza son el método de agarre externo y el de agarre interno. Las dimensiones de la pieza a recuperar y su orientación respecto del pozo determinan el enfoque a utilizar.

El agarre externo es proporcionado por una conexión hembra ahusada o un pescador de aga-rre exterior. La conexión hembra ahusada utiliza una rosca cónica para enroscarse en la parte supe-rior de la pieza de pesca (arriba, a la izquierda). Utilizada por lo general para enganchar tuberías partidas irregulares, esta herramienta se hace rotar lentamente a medida que se baja sobre la pieza a recuperar. Su reborde inferior a menudo está revestido con un metal duro o con carburo de tungsteno molido para ayudar a labrar una rosca en la superficie del diámetro externo de la pieza de pesca.

El pescador de agarre exterior está diseñado para enganchar, empaquetar y recuperar colum-nas de perforación o collares partidos (arriba, a la derecha). Dentro del pescador de agarre exte-rior, un tazón helicoidal ahusado aloja una mordaza

> Conexión hembra ahusada. Este dispositivo está diseñado para enganchar exteriormente y recuperar los tubulares que no pueden ser rotados, y utiliza una rosca dividida ahusada con las dimensiones adecuadas para fijarse sobre la parte superior de la pieza a recuperar.

> Pescador de agarre exterior. El pescador de agarre exterior está dividido en tres segmentos. El cabezal superior conecta el pescador de agarre exterior con la herramienta de servicio. El tazón posee un diseño helicoidal ahusado para alojar una mordaza que sostiene la pieza de pesca en su lugar. La guía ayuda a posicionar el pescador de agarre exterior sobre la pieza de pesca.

Cabezal superior

Tazón (cuerpo dela herramienta)Mordaza

Guía

34 Oilfield Review

utilizada para sujetar la parte externa de la pieza a recuperar. A medida que el pescador de agarre exterior se baja hacia la parte superior de la pieza de pesca, el perforador hace circular lodo a la vez que aplica un movimiento alternativo en la sarta de pesca para limpiar la parte superior de la pieza y lavar rápidamente el interior del pesca-dor de agarre exterior.

Antes de enganchar la pieza a recuperar, el perforador registra el peso de la sarta de pesca y el torque. Luego de limpiar la parte superior de la pieza de pesca, baja lentamente el pescador de aga-rre exterior hasta que una reducción leve del peso indica que éste se ha asentado en la parte supe-rior de la pieza a recuperar. La guía del pescador de agarre exterior se desliza sobre la parte superior de la pieza a medida que el perforador baja y hace rotar lentamente el dispositivo pescador. Mediante un giro hacia la derecha, la mordaza se abre para enganchar la pesca. Una sacudida hacia arriba, sin rotación, hace que la mordaza se retraiga dentro del tazón ahusado, contrayén-

dose alrededor de la pieza a recuperar. Con la parte superior de la pieza de pesca sujeta con firmeza dentro del dispositivo pescador, el perfo-rador extrae del pozo la sarta y la pieza de pesca.

Los pescadores de agarre exterior pueden equiparse con una diversidad de mordazas, empa-cadores y accesorios de control, algunos de los cuales son suficientemente resistentes como para

> Guía del gancho de pared. Si el tamaño del pozo es mucho más grande que el diámetro de la pieza de pesca, el pescador de agarre exterior puede pasar al lado de la pieza a recuperar en lugar de engancharla. Esta situación obliga al especialista en operaciones de pesca a instalar una guía de gancho de pared para asegurar la alineación de la pieza de pesca con el pescador de agarre exterior.

> Sarta de pesca. Una sarta de pesca básica, con un percutor y un pescador de agarre exterior, fue utilizada en un pozo de Nuevo México para recuperar una pieza después que se desprendiera por torsión del resto de la sarta de perforación.

Columna de perforación

Portamechas (lastrabarrenas)

Percutor (tijera)

Pescador de agarre exterior

Portamechas(lastrabarrenas)

Tijera golpeadoraascendente ydescendente

Rotura por torsión

Barrena

Volumen 24, no.4 35

facilitar las operaciones de desenrosque y golpeteo. Un accesorio común es una guía de fresa insta-lada en la base del pescador de agarre exterior para pulir los bordes ensanchados o mellados de la pieza a recuperar y permitir el pasaje hacia el interior de la mordaza. El accesorio de la fresa posibilita la preparación y el enganche de la pieza de pesca en un solo viaje. Los pescadores desplie-gan otro dispositivo básico pero útil cuando el pozo se ensancha o se desmorona cerca de la parte superior de la pieza de pesca. La guía del gancho de pared se fija en una unión de tubería acodada o en una unión articulada hidráulica para despejar una sección ensanchada o desmo-ronada del pozo (página anterior, a la izquierda). Una vez que el pescador de agarre exterior pasa la parte superior de la pieza de pesca, se hace rotar lentamente la sarta hasta que el torque indica que

se ha enganchado la pieza a recuperar. El torque se mantiene mientras se eleva la sarta. Cuando el torque se reduce, la pieza de pesca se desliza hasta su posición para ser enganchada con el pescador de agarre exterior.

Si bien el pescador de agarre exterior básico ha cambiado muy poco en las últimas décadas, continúa siendo utilizado con buenos resultados. Un operador de un pozo de Nuevo México, EUA, tuvo que enfrentar la falla de una tubería de fondo de pozo. Durante la perforación de un agu-jero de 77/8 pulgadas, una unión del portamechas de 61/8 pulgadas se rompió como consecuencia de la torsión excesiva y dejó un portamechas partido y el BHA en el pozo. Durante el viaje de salida del pozo, el operador recurrió a los servicios de pesca de Schlumberger para recuperar la sarta de perfora-ción remanente. El especialista en operaciones de

pesca armó una sarta de pesca consistente en la columna de perforación, los portamechas, un per-cutor, una tijera golpeadora ascendente y descen-dente, y un pescador de agarre exterior (página anterior, a la derecha). El perforador bajó la sarta de pesca en el pozo y logró llegar hasta la parte superior de la pieza de pesca. Cuando el pescador de agarre exterior enganchó el portamechas roto, el especialista en operaciones de pesca observó un incremento del peso a medida que el perforador tiraba lentamente de la sarta de pesca. Una vez que el especialista estuvo seguro de que el pesca-dor de agarre exterior había enganchado la pieza a recuperar, el perforador extrajo las herramientas del pozo y apoyó la pieza de pesca en la plataforma para tuberías para su examen. Allí, el operador atribuyó el problema a la fatiga de la tubería.

Si la orientación o el estado de la pieza de pesca no permite el uso de un pescador de agarre exte-rior, el especialista deberá recurrir a un dispositivo de enganche interno para enganchar la pieza. Entre las variantes de los dispositivos de agarre interno se encuentran las terrajas de pesca, las terrajas cónicas (machos cónicos) y los arpones o cangrejos de pesca (izquierda).

La terraja de pesca se utiliza con piezas de pesca que se han desenroscado de la sarta de tuberías. Como consecuencia de esta situa-ción, una unión hembra de la tubería queda mirando hacia arriba de modo que puede ser enganchada por la terraja.

Un macho cónico es un dispositivo de agarre interno de los tubulares que poseen un diámetro interno restringido. La terraja cónica tiene un perfil largo y ahusado, y se utiliza para labrar ros-cas nuevas mientras se atornilla en la parte supe-rior de la pieza de pesca. Se corre en el pozo hasta la parte superior de la pieza de pesca y luego se hace rotar para labrar o enganchar las roscas. Se emplea generalmente en conjunto con una unión de seguridad, que permite desenganchar la herramienta de servicio de la pieza a recuperar en caso de que la primera se atasque.

Un arpón utiliza una mordaza o cuña interna que se expande para sujetarse contra la pared interna de la tubería a medida que el perforador extrae las herramientas del pozo. El arpón se enrosca en un extremo de la herramienta de servi-cio y luego se baja a través de la parte superior de la pieza de pesca. Cuando el especialista en opera-ciones de pesca determina que el arpón está posi-cionado a suficiente profundidad dentro de la pieza de pesca, se hace rotar la herramienta de servicio para enganchar la mordaza. Una sacudida directa, sin rotación adicional, calza la mordaza

> Dispositivos de agarre interno. Las terrajas de pesca (izquierda) se utilizan para ser enroscadas en una unión hembra de tubería cuando se recupera una pieza de pesca tubular que no puede rotar. Las terrajas cónicas de una sola pieza (centro) se fabrican con una forma de rosca fina que permite que la terraja funcione como herramienta de enrosque. Las acanaladuras de su roscado le proporcionan un borde cortante que ayuda a ingresar en la pieza de pesca. El arpón de pesca (derecha) permite el enganche en una amplia superficie de la tubería para minimizar la distorsión de la pieza a recuperar.

Mordaza

Terraja de pesca

Arpón o cangrejode pesca

Terraja cónica(macho cónico)

Nariz del arpón

36 Oilfield Review

contra la tubería a medida que el perforador recu-pera la herramienta de servicio y la pieza de pesca. Algunos arpones se encuentran disponibles con accesorios tales como fresas, adosadas en su base, para pulir los bordes mellados u otras obstrucciones.

A veces, puede ser necesario correr otra herramienta básica desplegada en el interior de los tubulares para abrir el camino para las manio-bras de pesca posteriores. La herramienta desa-bolladora de la tubería de revestimiento se utiliza para restituir la tubería de revestimiento mellada, torcida o aplastada prácticamente a su forma y diámetro originales (abajo). La herramienta de- sabolladora utiliza la fuerza mecánica suminis-trada por los equipos de impacto de fondo de pozo, tales como las tijeras golpeadoras ascenden-tes o descendentes o los percutores de perfora-ción, para eliminar las obstrucciones de la tubería de revestimiento. Los tamaños incrementales

posibilitan la acción de desabollado para reparar varios grados de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Esta herramienta se corre con frecuencia antes de desplegar el equipamiento (aparejo) de producción para tener la seguridad de que las herramientas pasarán sin problemas a través de la tubería de revestimiento.

Consideraciones económicasLa decisión de proceder a la pesca —o no— debe contemplarse en función de la necesidad de pre-servar el pozo, recuperar equipos costosos o cum-plir con las normativas. A su vez, cada elección está cargada de costos, riesgos y repercusiones. Antes de comprometerse con un curso de acción específico, el operador debe considerar numero-sos factores: •Parámetros del pozo: profundidad total pro-

puesta, profundidad actual, profundidad hasta la parte superior de la pieza de pesca y costos de operación diarios del equipo de perforación

•Costodelmaterialperdidoenelpozo:elvalorde la pieza de pesca menos el costo de cual-quier componente cubierto por el seguro de las herramientas

•Costosdelasmaniobrasdepesca:aranceldia-rio de los servicios de expertos en operaciones de pesca y costos diarios de alquiler de las herramientas de pesca y los percutores

•Cronogramadelasmaniobrasdepesca:tiemporequerido para la movilización de las herra-mientas y el personal de pesca, duración esti-mada de la operación de pesca y la probabilidad de éxito.

El costo generalmente determina la duración máxima de la operación de pesca. Por ejemplo, un pozo somero con poca inversión de tiempo de equipo de perforación y equipamiento probable-mente garantizará un costo mínimo en cuanto al tiempo de pesca. Por el contrario, cuando el equipo perdido representa una inversión de capital importante, se justifica más tiempo y más gastos. Algunos operadores exigen que cuando los costos

de la operación de pesca alcanzan aproximada-mente la mitad del costo de desviación y reperfo-ración del pozo, se deben abandonar las operaciones de pesca para proceder a la desvia-ción de la trayectoria del pozo.10

Se han desarrollado varias fórmulas y progra-mas patentados para ayudar a los operadores a determinar cuánto tiempo debe pasarse intentando recuperar una pieza (próxima página). La expe-riencia ha demostrado que la probabilidad de éxito de la recuperación disminuye rápidamente con el tiempo. Esta conclusión tiende a constituir un incentivo para dar comienzo a las operaciones de pesca lo antes posible, con la seguridad de que más allá de un cierto punto, las probabilidades de recuperar la pieza de pesca serán nulas. Por ejem-plo, a la hora de recuperar tuberías atascadas, muchos operadores establecen el límite en cua-tro días, lo que incluye el tiempo requerido para preparar la tubería o colocar píldoras.

Si la decisión es abandonar la pieza de pesca, el operador debe decidir si tapará y abandonará el pozo, si lo terminará por encima de la pieza o si desviará su trayectoria alrededor de ésta. En caso de tapar y abandonar el pozo, los geocientíficos de la compañía operadora quizás extraigan valor de los datos obtenidos en el pozo, lo que puede incidir en las decisiones subsiguientes acerca de perforar o no un pozo vecino.

Algunos pozos encuentran horizontes produc-tivos en su trayecto hacia zonas productivas más profundas. Si las reservas alojadas en los horizon-tes más someros son suficientes para justificar la terminación, el operador puede decidir renun-ciar a la búsqueda de zonas productivas más pro-fundas cuando se enfrenta con una operación de pesca; en cambio, la compañía puede abandonar el pozo profundo y colocar la tubería en la zona productiva más somera. En esta opción incidirán el costo de reposición del equipamiento que ha quedado en el pozo, la probabilidad de su recupe-ración, el costo de la terminación somera y el volumen de reservas de la zona somera.

> Desabollador para tubería de revestimiento. La forma cónica del desabollador permite a los operadores restituir la tubería de revestimiento deformada prácticamente a su tamaño y forma originales.

Volumen 24, no.4 37

Otra opción es desviar la trayectoria del pozo. Además de dar cuenta del costo del equipamiento que ha quedado en el pozo, el operador debe con-templar los siguientes puntos: •elcostoyeltiemporequeridosparadespachar

una cuña de desviación, un motor de perfora-ción u otros instrumentos utilizados para des-viar la trayectoria del pozo

•elcostodecolocartaponesdecementohastaelpunto de comienzo de la desviación, el tiempo de fragüe y las maniobras de preparación para la desviación

•elcostodeperforardesdeelpuntodecomienzode la desviación hasta la profundidad total

•la probabilidad de atascamiento en el mismointervalo nuevamente.

En ciertas áreas, puede sucederle al operador que la operación de pesca sea más costosa que la de desviación de la trayectoria del pozo o que esta última arroje un resultado más confiable. Para las operaciones en agujero descubierto, la colocación de un tapón de cemento y de una cuña

> Ecuación básica para la operación de pesca. Esta fórmula se utiliza para determinar el número óptimo de días de pesca en base a consideraciones económicas.

= número de días asignados a la operación de pesca

= valor de la pieza de pesca

= costo estimado de desviación de la trayectoria del pozo

= alquiler diario de la herramienta de pesca y costos de personal

= costo de operación diario del equipo de perforación

Df

Vf

Cs

Cf

Cd

donde:

,Df = (Vf + Cs) / (Cf + Cd)

de desviación es quizás una alternativa atractiva con respecto a varios días de tiempo no productivo. Sin embargo, esta opción no es popular en todas las regiones y es probable que la demanda de ser-vicios de pesca experimente un resurgimiento en ciertas áreas.

Entrenamiento para el futuroLos conocimientos técnicos especiales asociados con las operaciones de pesca son difíciles de adqui-rir y se obtienen fundamentalmente mediante la exposición práctica a una diversidad de situacio-nes operacionales en pozos difíciles. En la actua-lidad, a raíz del “gran cambio de la brigada petrolera,” numerosos profesionales experimen-tados en operaciones de pesca se van retirando. Esto confiere nuevo ímpetu al imperativo de entrenar más especialistas en estas maniobras. En respuesta, Schlumberger ha instituido un pro-grama de entrenamiento para el personal de opera-ciones de pesca. El plan de estudios está diseñado para desarrollar las habilidades de pesca de los alumnos y agudizar sus conocimientos técnicos, y se complementa con una serie de operaciones reales de campo destinadas a fortalecer el nivel de competencia.

El programa estipula una exposición progre-siva a una amplia gama de herramientas y técni-cas de pesca. Con el prerrequisito de que todos los participantes del curso deben conocer las herramientas utilizadas en su ámbito de opera-ciones, el curso de primer nivel ofrece a los espe-cialistas de campo e ingenieros de campo un proceso de capacitación práctica que se concen-tra en el montaje y el desmontaje en fábrica, y se complementa con la instrucción presencial y el entrenamiento en la localización del pozo.

Luego, los participantes son asignados a una serie de operaciones de pesca, desviación de pozos y abandono de pozos, en el campo, antes de acceder al paso siguiente dentro de su proceso de formación. Estas operaciones son llevadas a cabo por personal experimentado con la ayuda del participante.

El segundo nivel del entrenamiento profun-diza las técnicas de pesca y es complementado con casos de estudio. Los participantes realizan ejercicios de planificación de tareas sobre la base de operaciones de pesca reales. Además, diseñan un BHA completo para la operación y presentan sus planes a la clase para su evaluación y la ejecu-ción de sesiones de tormentas de ideas. Después de esta clase, los participantes continúan con su entrenamiento en el campo y ejecutan numero-sas operaciones sin asistencia antes de pasar al nivel siguiente.

El último nivel del entrenamiento se centra en el aspecto gerencial de las operaciones de pesca y remediación a fin de entrenar al personal para roles de supervisión. Este tipo de entrenamiento es vital para el futuro del campo petrolero porque siempre que los equipos de fondo o los pozos fallen, habrá una importante demanda de servi-cios de expertos en operaciones de pesca. —MV

10. Muqeem MA, Weekse AE y Al-Hajji AA: “Stuck Pipe Best Practices—A Challenging Approach to Reducing Stuck Pipe Costs,” artículo SPE 160845, presentado en el Simposio Técnico de la Sección de Arabia Saudita de la SPE, en Al-Khobar, Arabia Saudita, 8 al 11 de abril de 2012.

38 Oilfield Review

Secuestración de CO2: Una respuesta para las emisiones

El hecho de que la actividad humana está produciendo un efecto nocivo en el ciclo

natural de calentamiento y enfriamiento de la Tierra es ampliamente aceptado por

la comunidad científica. No obstante, la forma en que los seres humanos pueden y

deben responder a este hecho es mucho menos cierta. Uno de los métodos que está

siendo demostrado en todo el mundo a escala de campo —la captación, utilización

y almacenamiento del carbono— elimina el dióxido de carbono de las fuentes de

emisiones y lo mantiene sellado por debajo de la superficie terrestre.

Ahsan AlviEric H. BerlinJim KirkseyChampaign, Illinois, EUA

Bill BlackDavid LarssenBurnaby, British Columbia, Canadá

Michael CarneyHouston, Texas, EUA

Ethan ChaboraRichmond, California, EUA

Robert J. FinleyHannes E. LeetaruIllinois State Geological Survey(Servicio Geológico del Estado de Illinois)Champaign, Illinois

Scott MarstellerAnchorage, Alaska, EUA

Scott McDonaldArcher Daniels Midland CompanyDecatur, Illinois

Ozgur SenelSugar Land, Texas

Valerie SmithWesterville, Ohio, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Tony Booer, Abingdon, Inglaterra; Robert J. Butsch, Houston; Daniel Byers y Scott Frailey, Servicio Geológico del Estado de Illinois, Champaign, Illinois; Marcia Couëslan, Calgary; Lori Gauvreau, Oslo, Noruega; y Dwight Peters, Sugar Land, Texas.En este documento, se utiliza el término secuestración para indicar el asilamiento geológico y permanente del gas.ECLIPSE, EverCRETE, Petrel, RSTPro, RTAC y Westbay son marcas de Schlumberger.

La mayoría de los científicos llegaron a la conclu-sión de que las fluctuaciones de la temperatura natural de la Tierra son distorsionadas por los gases de efecto invernadero (GHGs) generados por el hombre, especialmente el dióxido de car-bono [CO2]. Estos gases de efecto invernadero ingresan en la atmósfera como un subproducto de la actividad industrial (abajo).1 En el año 2010, el Panel Intergubernamental sobre el

Cambio Climático (IPCC) fijó un valor objetivo para limitar el incremento de la temperatura glo-bal a 2°C [3,6°F] por encima del promedio prein-dustrial.2 El panel propuso que se lograra este objetivo mediante la limitación del incremento de las concentraciones de GHG en la atmósfera a un valor de 445-490 partes por millón (ppm) de CO2 equivalente. A fines del año 2010, las concen-traciones se habían incrementado desde los

> Emisiones y temperatura. Las emisiones antropogénicas de CO2 (azul) se incrementaron de manera sustancial en los últimos 160 años, lo que condujo a un incremento significativo de las concentraciones atmosféricas de ese gas. Con este incremento se asocian anomalías de temperatura positivas anuales superiores a las previstas (rojo), que se tradujeron en incrementos de temperatura más altos que los que se hubieran proyectado a través del empleo de las temperaturas medias históricas. [Adaptado del Instituto CCS Global: “The Global Status of CCS: 2011,” http://cdn.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/22562/global-status-ccs-2011.pdf (Se accedió el 23 de agosto de 2012).]

400

380

360

340

320

300

280

260

240

220

2001850 1870 1890 1910 1930

Año1950 1970 1990 2010

0,6

0,4

0,2

0,0

–0,2

–0,4

–0,6

–0,8

–1,0

CO2 a

tmos

féric

o, c

once

ntra

cion

es, p

pm

Anom

alía

de

tem

pera

tura

glo

bal,

°C

Temperatura

CO2

Volumen 24, no.4 3939

valores preindustriales de 270 ppm a 390 ppm.3 No obstante, la limitación de las concentraciones de GHG mediante el enfoque en la fuente —la actividad humana alimentada con carbono— plantea desafíos significativos. De acuerdo con

los datos del IPCC, las emisiones provenientes de la infraestructura existente representan el 80% del CO2 permitido por el límite máximo fijado.4 Por consiguiente, a medida que la población mun-dial y las economías dependientes de los combus-

tibles a base de carbono continúan creciendo, muchos consideran que poner un tope a las emi-siones equivale a poner un tope al crecimiento económico; una concesión que pocos líderes polí-ticos están dispuestos a hacer.

Usuariosindustriales

CO2

Emisiones d

e gas de

efecto inve

rnadero

Emisi

ones

de ga

s de

efecto

inve

rnad

ero

CO2

Sello

El CO2 desplaza al metano del carbón

Sello

Sello

Sello

El CO2 desplaza al petróleo entrampado para la recuperación mejorada

El CO2 se almacena en formaciones salinas

Recup

eració

n

mejorad

a de p

etróle

o

Petróleo

CO2

Plantas de etanol Refinerías de cemento y acero

Generación de electricidad

Productosalimenticios

El CO2 se almacena en yacimientos agotados de petróleo y gas

Captación de CO2

Emisiones de gasde efecto invernadero

1. Para obtener más información sobre el consenso existente entre los organismos científicos más importantes acerca del cambio climático global, consulte: Union of Concerned Scientists: “Consensus on Global Warming,” http://www.ucsusa.org/ssi/climate-change/scientific-consensus-on.html (Se accedió el 17 de agosto de 2012).

2. El IPCC marca el comienzo de la era industrial alrededor del año 1850, cuando el consumo de combustibles fósiles comenzó a incrementarse de manera significativa y el combustible fósil pronto se convirtió en el combustible más utilizado.

3. Moomaw W, Yamba F, Kamimoto M, Maurice L, Nyboer J, Urama K y Weir T: “Renewable Energy and Climate

Change,” en Edenhofer O, Pichs-Madruga R, Sokona Y, Seyboth K, Matschoss P, Kadner S, Zwickel T, Eickemeier P, Hansen G, Schlomer S y von Stechow C (eds): IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. New York City: Cambridge University Press (2011): 161–207.

4. International Energy Agency: World Energy Outlook. París: Agencia Internacional de Energía, 2011.

40 Oilfield Review

Hasta ahora, el hecho de mantener los niveles por debajo del límite para el CO2 mediante la utili-zación de fuentes de energía alternativa solamente ha demostrado ser una solución improbable. Hoy, las fuentes de energía solar y eólica, y otras energías renovables, satisfacen sólo una fracción pequeña de las demandas energéticas mundiales. La energía nuclear, aunque técnicamente madura y económicamente viable, se ha vuelto políticamente inaceptable en todo el mundo desde la destrucción de una central nuclear en Fukushima, Japón, a raíz de un sismo y un tsunami ocurridos en el año 2011. Como consecuencia de esa catástrofe, en el futuro previsible, gran parte del creciente apetito energé-tico del mundo será satisfecha por las fuentes de combustibles fósiles tradicionales.

Dada esta realidad, resulta claro que la demanda mundial de energía y las preocupaciones ambien-

tales no podrán conciliarse mediante la reducción de las emisiones solamente. Una solución para este aparente impasse podría residir no tanto en reducir las emisiones, sino en impedir que el componente GHG más significativo —el CO2— ingrese en la atmósfera mediante la eliminación de este elemento de las emisiones a medida que se generan.

El proceso de captación, utilización y almace-namiento de carbono (CCUS) elimina CO2 de las emisiones, lo deshidrata, lo purifica y lo comprime hasta que alcanza un estado líquido. Luego, el CO2 líquido es transportado hasta las bocas de pozos u otras localizaciones para ser utilizado en pro-yectos de recuperación mejorada de petróleo, inyectarse en las profundidades de la Tierra para permanecer almacenado durante varios milenios o utilizarse como carga de alimentación en la

manufactura de productos químicos.5 Para el sec-tor de exploración y producción de la industria del petróleo y el gas (E&P), el segmento de transporte y almacenamiento del proceso es conocido. Durante varias décadas, los ingenieros diseñaron sistemas de inyección subterráneos para el mante-nimiento de la presión de formación, el almacena-miento de gas, la recuperación mejorada de petróleo y las operaciones de desecho. Este artículo examina cómo los conocimientos técnicos, méto-dos y tecnologías de E&P están siendo aplicados en el proceso de almacenamiento geológico de CO2.

Recurso Los gobiernos de todo el mundo están interesados en la captación del CO2, su separación de las emi-siones provenientes de fuentes puntuales estacio-narias y su almacenamiento (izquierda). Por ese motivo, están procurando obtener estimaciones realistas de los recursos potenciales de almacena-miento del dióxido de carbono. En EUA y parte de Canadá, estas aproximaciones son suministradas por el Departamento de Energía (DOE) de EUA, mediante la formación de Asociaciones Regionales de Secuestración de Carbono (RCSPs).6 El DOE buscó determinar el espacio subterráneo disponi-ble para la secuestración de CO2 mediante la consi-deración de tres tipos de formaciones: yacimientos de petróleo y gas, formaciones salinas y depósitos de carbón no explotables.

Las estimaciones de recursos resultantes repre-sentan la fracción del volumen de espacio poroso de las rocas sedimentarias que es accesible para las operaciones de inyección y se encuentra disponible para el almacenamiento de CO2. Los recursos poten-ciales fueron clasificados utilizando los siguientes criterios:•aislamiento con respecto a fuentes de agua

subterránea someras, hidrocarburos produci-bles, otros estratos, suelos y la atmósfera

•segregacióngravitacional•presióndeinyecciónmáximapermitida•presióncapilardeentradadelarocadecubierta

o de la roca sello•eficienciadedesplazamiento.7

Los ingenieros evaluaron los yacimientos de petróleo y gas a nivel de campo, sobre la base del volumen de petróleo y gas producido, o que puede producirse, y de la hipótesis de que ese volumen podría ser reemplazado por un volumen equiva-lente de CO2. Las formaciones salinas y los depó-sitos de carbón no explotables fueron evaluados a nivel de cuencas.8

Las formaciones salinas están constituidas por rocas porosas saturadas de salmuera coronadas por una o más formaciones rocosas regionalmente extensas de baja permeabilidad. Las formacio-

> Visión general de los proyectos de inyección en gran escala (LSIPs) de todo el mundo. Según el levantamiento anual del Instituto CCS Global, llevado a cabo en el año 2011, existen 74 LSIPs en todo el mundo que se encuentran atravesando etapas variables de planeación y terminación. Los LSIPs se definen como aquellos proyectos que implican la captación, transporte y almacenamiento de CO2 en una escala de no menos de 800 000 toneladas métricas (Mg) [882 000 toneladas US] de CO2 por año para una central eléctrica basada en el uso de carbón y no menos de 400 000 Mg [441 000 toneladas US] de CO2 por año para otras instalaciones industriales con gran intensidad de emisiones, tales como las instalaciones de generación de energía que utilizan gas natural. Los proyectos de las tres primeras columnas denotan los LSIPs que se encuentran en las etapas de planeación. La columna Identificar representa los proyectos de una breve lista de opciones del desarrollador, que están siendo sometidos a estudios de concepto y clasificación de sitios. Los de la columna Evaluar se encuentran aún más refinados y corresponden a los estudios de prefactibilidad, costos y evaluación de sitios. Los de la columna Definir están siendo examinados por su viabilidad técnica y económica. Los proyectos de las dos columnas de la derecha son proyectos activos. Los de la columna Ejecutar se encuentran en las etapas finales de diseño, organización, construcción y puesta en marcha. Los de la columna Operar se encuentran en el modo de operación a plena capacidad según los requisitos de cumplimiento normativo. [Adaptado del Instituto CCS Global: “The Global Status of CCS: 2011,” http://cdn.globalccsinstitute.com/sites/default/files/publications/22562/global-statusccs-2011.pdf (Se accedió el 23 de agosto de 2012).]

Identificar

1

1

1

0

4

0

1

0

8

30

25

20

15

10

5

Estados Unidos

Europa

Australia y Nueva Zelanda

Canadá

China

Medio Oriente

Otros, Asia

África

Total

Núm

ero

de p

roye

ctos

Evaluar

8

9

5

2

2

1

1

0

28

Definir

9

9

0

4

0

2

0

0

24

Ejecutar

3

0

1

2

0

0

0

0

6

Operar

4

2

0

1

0

0

0

1

8

Total

25

21

7

9

6

3

2

1

74

Volumen 24, no.4 41

nes salinas evaluadas por el DOE de EUA y las RCSPs para operaciones de almacenamiento se limitaron a aquellas formaciones que exhibían las siguientes características:•presionesytemperaturascapacesdemantener

el CO2 como un fluido denso•un sistema de sello adecuado para limitar el

flujo vertical fuera del yacimiento•condicioneshidrogeológicascapacesdeaislar

el CO2.Los depósitos de carbón no explotables se

limitaron a aquellas áreas que contenían agua con una concentración total de sólidos disueltos superior a 10 000 ppm. Dependiendo de los gra-dientes geotérmicos y de geopresión de una for-mación de carbón, la adsorción del CO2 gaseoso puede ser posible hasta una profundidad de sólo 900 m [3 000 pies] aproximadamente.9 A mayores profundidades, el CO2 en fase líquida puede ingresar en el carbón sólido y modificar sus pro-piedades, dilatando su matriz y ocasionando pro-blemas de inyectividad.10 Además, la inyección puede causar el cierre de las diaclasas presentes en el carbón, lo que reduce la permeabilidad.11

La metodología desarrollada para el proceso de estimación para los tres tipos de ambientes se basa en métodos volumétricos, distribuciones locales de

fluidos y procesos de desplazamiento de fluidos. Dichos métodos asumen la existencia de un sis-tema abierto en el que los fluidos en sitio son des-plazados de la formación por el CO2 inyectado. La restricción principal con respecto al espacio poroso disponible para el CO2 se basa en las efi-ciencias de desplazamiento en lugar de basarse en los incrementos de presión.

Existe una significativa incertidumbre aso-ciada con las estimaciones del DOE de EUA acerca del volumen de almacenamiento disponible en las formaciones salinas debido a la escasez de datos de pozos. En la industria del petróleo y el gas, la designación de una formación como recurso indica una falta de datos y cierta incertidumbre acerca de la presencia, el tamaño o la recuperabilidad de determinados depósitos de hidrocarburos. A medida que se recolectan más datos mediante pozos de exploración y delineación, el incremento de la certidumbre permite al operador modificar las clasificaciones de las extensiones productivas (plays), de reservas posibles a reservas probables y a probadas desarrolladas en producción (PDP).

Estas clasificaciones bien definidas son utiliza-das a nivel global, incluso por la Comisión de Valores e Intercambio de EUA, para evaluar los activos de las compañías con fines de contabili-dad pública.

Los ingenieros que evalúan las zonas porosas y permeables pueden utilizar un sistema similar para clasificar un recurso para el proceso de cap-tación y almacenamiento (CCS), o secuestración, de carbono (arriba).12 El traslado de un recurso de la clasificación PDP a la capacidad de almacena-miento —el equivalente de las reservas en térmi-nos de CCS— requiere una mayor certeza acerca de las propiedades de la formación. El operador debe determinar la velocidad con la que la forma-ción puede aceptar el CO2 inyectado, la presión necesaria para una inyección segura y el volumen final que puede ser almacenado. A fin de determi-nar estos parámetros, el operador debe perforar los pozos para obtener datos sobre la porosidad y la permeabilidad de la formación objetivo para la inyección de CO2. El equivalente, para el almace-namiento de carbono, de la clasificación PDP del

5. Si bien el término almacenamiento se utiliza a menudo para denotar la posibilidad de que el CO2 puede recuperarse para el uso futuro y el término secuestración se utiliza para indicar el aislamiento permanente del gas, a menudo los dos términos se emplean indistintamente.

6. El Departamento de Energía (DOE) de EUA ha creado siete asociaciones regionales compuestas por agencias estatales, universidades, compañías privadas, laboratorios nacionales y organizaciones sin fines de lucro, para establecer la tecnología, las necesidades de infraestructura y las normativas para el CCS.

7. Bachu S: “CO2 Storage in Geological Media: Role, Means, Status and Barriers to Deployment,” Progress in Energy and Combustion Science 34, no. 2 (2008): 254–273.

8. Litynski J, Deel D, Rodosta T, Guthrie G, Goodman A, Hakala A, Bromhal G y Frailey S: “Summary of the Methodology for Development of Geologic Storage Estimates for Carbon Dioxide, Appendix B,” en US DOE National Energy Technology Laboratory (NETL) (ed): Carbon Sequestration Atlas of the United States and Canada, 3a edición, Washington, DC: US DOE NETL, (Noviembre de 2010): 136–159.

9. Bachu S, Bonijoly D, Bradshaw J, Burruss R, Holloway S, Christensen NP y Mathiassen OM: “CO2 Storage Capacity Estimation: Methodology and Gaps,” International Journal of Greenhouse Gas Control 1, no. 4 (2007): 430–443.

10. Metz B, Davidson O, deConick HC, Loos M y Meyer L (eds): Carbon Dioxide Capture and Storage. Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press (2005), http://www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml (Se accedió el 10 de julio de 2012).

El término inyectividad incluye la tasa y la presión máximas con que los fluidos pueden ser bombeados en la formación sin fracturarla.

11. Las diaclasas del carbón son fracturas naturales existentes en las capas de carbón.

12. Rodosta TD, Litynski JT, Plasynski SI, Hickman S, Frailey S y Myer L: “US Department of Energy’s Site Screening, Site Selection, and Initial Characterization for Storage of CO2 in Deep Geological Formations,” Energy Procedia 4 (2011): 4664–4671.

> Sistema de clasificación propuesto. En un esfuerzo por establecer un marco de referencia común para dividir los recursos CCS en clasificaciones, los científicos sugirieron la adaptación de ejemplos análogos utilizados por la industria de E&P. El marco propuesto se divide en tres fases que corresponden a clases de recursos: la fase de exploración (extremo inferior), en la que los recursos prospectivos son comparables con los recursos de almacenamiento prospectivos; la caracterización del sitio (centro), en la que los recursos contingentes son comparables con los recursos de almacenamiento contingentes, y una fase de implementación (extremo superior) en la que las reservas son comparables con la capacidad de almacenamiento. Cada clase de recurso se divide a su vez en subclases relacionadas con el estado del proyecto para indicar el nivel de madurez del mismo. Por ejemplo, la fase de exploración se divide en subconjuntos que incluyen procesos de evaluación generales para la clasificación, comparables con los ejecutados por los ingenieros de E&P para los procesos de clasificación de sitios, selección de sitios y caracterización inicial. (Adaptado de Rodosta et al, referencia 12.)

Implementación

Caracterización del sitio

Exploración

En producción

Aprobado para desarrollo

Justificado para desarrollo

Inyección activa

Aprobado para desarrollo

Justificado para desarrollo

Desarrollo pendiente

Desarrollo no esclarecido o en espera

Desarrollo no viable

Desarrollo pendiente

Desarrollo no esclarecido o en espera

Desarrollo no viable

Área prospectiva (prospect)

Avance (lead )

Extensión productiva (play )

Subregiones potenciales

Áreas seleccionadas

Sitio o sitios calificados

Reservas

Clasificaciones de recursos de E&P

Recursos contingentes

Recursos prospectivos

Capacidad de almacenamiento

Clasificaciones de recursos CCS propuestas

Recursos de almacenamiento contingentes

Recursos de almacenamiento prospectivos

Subclase de proyecto

Subregiones potenciales

Áreas seleccionadas

Sitio o sitios calificados

Proceso de evaluación

Clasificación de sitios

Selección de sitios

Caracterización inicial

Recursos de almacenamiento prospectivos

Subregiones potenciales

Áreas seleccionadas

Sitio o sitios calificados

Recursos de almacenamiento prospectivos

42 Oilfield Review

ámbito del petróleo y el gas puede imaginarse como la capacidad de almacenamiento desarro-llada probada.13

Antes de perforar los pozos, se debe seleccio-nar un sitio utilizando criterios específicos que a menudo difieren de las prácticas petroleras. Entre los parámetros que deben determinarse para los sitios de inyección con pozos CCS se encuen-tran la proximidad con respecto a la fuente, que puede permitir que el operador prescinda del costo de construcción de líneas de conducción. A diferencia de la industria del petróleo, los opera-dores de sitios CCS buscan áreas con penetracio-nes mínimas en la zona de interés. Si bien esto reduce el volumen de datos de pozos vecinos que son valiosos para que los ingenieros seleccionen sitios de perforación de pozos de petróleo y gas para inyección de CO2, la falta de pozos en la for-mación destinada al almacenamiento minimiza el potencial para la ocurrencia de fugas a través del sello de la roca de cubierta. De un modo similar, los geocientíficos buscan formaciones que se

encuentran por debajo de cualquier otra zona mineralífera o hidrocarburífera a fin de desalentar la ejecución de actividades de perforación futuras a través de la formación de almacenamiento.

A la hora de considerar formaciones potencia-les para procesos de CCS, los geocientíficos se inclinan por las formaciones que exhiben una combinación de yacimientos porosos y permea-bles, mecanismos de entrampamiento efectivos y una roca de cubierta suprayacente que actúa como sello. Además, buscan indicaciones de que la zona prevista haya experimentado una mínima actividad tectónica previa, lo que reduce la pro-babilidad de formación de trayectos inducidos por fallas a través de los cuales podría migrar el CO2 inyectado desde la formación de inyección.

A diferencia de los yacimientos de hidrocarburos y las instalaciones de almacenamiento de gas, el cie-rre en las cuatro direcciones para un sitio de secues-tración potencial no constituye un prerrequisito. El yacimiento ideal también podría poseer un echado (buzamiento) regional mínimo con una

tasa baja de flujo de fluido salino. El modelado ha demostrado que a través de períodos largos —cientos de años— el CO2 migra muy lentamente y se estabiliza con el tiempo en las formaciones bajo estas condiciones a medida que se genera una nueva saturación de CO2 residual y se pro-duce la disolución en salmuera.

CapacidadEl cambio de un recurso a la designación de capa-cidad puede resultar difícil. Los recursos CCS se encuentran a menudo en regiones con poca o nin-guna actividad hidrocarburífera o pueden carecer de datos con los cuales caracterizar la formación. Las conclusiones acerca del recurso propuesto suelen derivarse inicialmente de registros, datos de núcleos y líneas sísmicas 2D. En muchos casos, los datos pertenecen a pozos vecinos que se encuen-tran a muchos kilómetros de distancia.

La caracterización temprana de las zonas de inyección prospectivas ayuda a predecir las tasas de inyección, las presiones y la capacidad de con-tención de la formación. Primero, los geocientífi-cos interpretan los datos sísmicos disponibles para responder a las preguntas referidas al sello de la formación, el espesor, la porosidad, los intervalos de inyección óptimos, y la presencia de fallas. Y además tratan de resolver parámetros adicio-nales, tales como los siguientes:•localización con respecto a límites estatales,

municipios, reservas naturales, campos de petróleo y gas locales, fuentes de agua potable, ventanas de porosidad, y pozos convencionales

•echadoformacionalregional•profundidad adecuada para la secuestración

como un fluido denso•proximidaddelafuentedeCO2 con respecto al

pozo de inyección•sellos secundarios y heterogeneidad de los

yacimientos.A menudo, uno de los productos de los esfuer-

zos de los geocientíficos es un modelo geocelular del yacimiento (arriba, a la izquierda). Los inge-nieros de yacimientos utilizan estos modelos básicos para correr simulaciones de flujo a fin de conocer mejor la inyectividad de una formación, la capacidad del yacimiento, el movimiento sub-terráneo potencial del CO2 inyectado y la res-puesta de la presión.

El conocimiento adquirido a partir del mode-lado de flujo a menudo genera una serie de nuevos interrogantes para los geocientíficos, especial-mente en cuanto a la relación entre la migración del penacho de CO2 y la permeabilidad.14 El mode-lado de la migración del CO2, una vez que éste ingresa en la formación, es crucial para predecir con precisión el comportamiento de las zonas de

>Modelado geocelular. Los modelos geocelulares se utilizan para simular y predecir el desempeño de los pozos para los proyectos de inyección CCS. Con datos limitados, los ingenieros pueden desarrollar un modelo de simulación de un área propuesta para el almacenamiento de CCS. En este modelo, se asumieron solamente indicadores generales con el yacimiento como un conjunto de capas planas inclinadas (extremo superior). Luego, los ingenieros pueden basarse en los análisis petrofísicos de un sitio propuesto, los datos de pozos cercanos (INJ1B, INJ2B, INJ3B, INJ4B, INJ5B, INJ6B), los datos sísmicos y las nuevas interpretaciones de superficie para desarrollar un modelo estructural más realista. Posteriormente, aplican sus resultados a una predicción geoestadística avanzada del modelo de facies depositacionales interpretadas de una distribución de ambiente marino abierto a delta fluvial litoral-mareal-plataforma somera (extremo inferior).

5 6006 0006 4006 8007 2007 6008 0008 4008 8009 2009 600

10 000

Prof

undi

dad,

pie

s

2 260 000Localización según el sistema de coordenadas planas estatales de 1927 (SPCS 27), pies

2 270 000 2 280 000 2 290 0002 220 000 2 230 000 2 240 000 2 250 000 2 300 000

INJ3BINJ4B

INJ5B

INJ6B INJ2B

INJ1B

Volumen 24, no.4 43

inyección tanto para proyectos de secuestración como para proyectos EOR. Un parámetro clave para el modelo es la saturación de CO2 residual en la roca saturada con salmuera.15 Antes de la inyección de CO2, los ingenieros obtienen este valor en el laboratorio mediante el análisis de las propiedades de las rocas y las interacciones entre el fluido de formación y el CO2 para construir ecuaciones predictivas.

Una vez iniciada la inyección, los ingenieros pueden utilizar mediciones derivadas de los registros sigma de repetición (técnica de lapsos de tiempo), tanto en pozos de inyección como de observación, para determinar la saturación del yacimiento, la litología, la porosidad y los perfiles de fluidos de pozo.16 Tal fue el caso del sitio del proyecto piloto en la salmuera de la formación Frío cerca de Houston, que es dirigido por el Departamento de Geología Económica de la Escuela Jackson de Geociencias de la Universidad de Texas en Austin. Los ingenieros del proyecto utilizaron la herramienta de control de satura-ción del yacimiento RSTPro operada con cable para verificar los valores de saturación de CO2

basados en mediciones de laboratorio.Los ingenieros del proyecto plantearon dos

desafíos al equipo petrofísico del segmento Carbon Services de Schlumberger: medir la satu-ración de CO2 en el fluido de formación en su nivel máximo durante la inyección y medir la saturación de CO2 residual en el yacimiento des-pués de la expansión del penacho en la formación de inyección prevista. Los pozos disponibles para la obtención de mediciones fueron un pozo de observación y un pozo de inyección situado echado abajo, a unos 30 m [100 pies] de distancia.

Los ingenieros corrieron un registro básico o de referencia en ambos pozos antes de la inyección. Los registros de repetición fueron corridos inme-diatamente después de la irrupción en el pozo de observación y una segunda vez, dos días después, un mes después y nueve meses después de sus-pender la inyección. Los datos resultantes permi-tieron a los geocientíficos comparar las mediciones de saturación en sitio con las mediciones de labo-ratorio y las mediciones modeladas.17

De recurso a capacidad Numerosas regiones de EUA y de otros lugares han sido identificadas como zonas con potencial para el proceso CCUS. En la cuenca de Illinois, en EUA, la arenisca cámbrica Monte Simón fue identifi-cada como una formación potencialmente ade-cuada para el almacenamiento de CO2. Se trata de

un yacimiento salino arealmente extenso que suprayace un basamento granítico o riolítico de edad Precámbrico y sobre el que descansa la lutita Agua Clara; una formación de baja permeabilidad compuesta por lutita, limolita y caliza compacta.18

La decisión de desarrollar la arenisca Monte Simón en una demostración de la tecnología CCS fue facilitada por el hecho de que Illinois cuenta con algunas de las instalaciones de almacena-miento de gas más grandes de EUA. Durante más de 50 años, principalmente cerca de la extensa área metropolitana de Chicago en el extremo norte del estado, las compañías de servicios públi-cos utilizaron el gas natural almacenado en las zonas superiores de la arenisca Monte Simón, que se extiende a través de casi todo el estado y parte de Indiana y Kentucky (arriba). Por ese motivo, el sello suprayacente, la inyectividad y la continuidad

13. Frailey SM y Finley RJ: “Classification of CO2 Geological Storage: Resource and Capacity,” Energy Procedia 1, no. 1 (Febrero de 2009): 2623–2630.

14. La migración del penacho incluye los alcances vertical y horizontal en los que se ha dispersado el CO2 a través de la formación.

15. A medida que el CO2 se dispersa a través del espacio poroso conectado, las gotas pequeñas se disocian y se desconectan del cuerpo principal del penacho de CO2. Estas gotas pequeñas quedan inmovilizadas en los poros. Este entrampamiento residual constituye un mecanismo significativo para la retención del CO2 en la formación de almacenamiento.

16. Puede utilizarse una herramienta de captación de neutrones pulsados para medir la velocidad con que la formación capta los neutrones térmicos. Esta medición se denomina sección transversal de captación macroscópica o sigma.

17. Para obtener más información sobre el proyecto piloto en la salmuera de la formación Frío, consulte: Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishman TS, Randen T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almacenamiento de CO2: una solución al alcance de la mano,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.

18. NETL del DOE de EUA: “Midwest Geological Sequestration Consortium—Development Phase–Large Scale Field Test,”http://www.netl.doe.gov/publications/factsheets/project/Project678_4P.pdf (Se accedió el 10 de julio de 2012).

> Arenisca Monte Simón. Se trata del yacimiento salino de mayor espesor y más ampliamente extendido de la cuenca de Illinois ya que cubre dos tercios del estado de Illinois, y se extiende hacia el interior de los estados de Indiana y Kentucky. La capacidad estimada de almacenamiento de CO2 de la arenisca Monte Simón oscila entre 11 000 y 151 000 millones de Mg [13 000 y 166 000 millones de toneladas US]. Las diversas capas de lutita que yacen por encima y por debajo actúan como rocas de cubierta impermeables y mantienen el CO2 en su lugar. Las secciones superiores de la arenisca Monte Simón han sido utilizadas durante muchos años para el almacenamiento de gas. (Mapa, cortesía del Consorcio de Secuestración Geológica Midwest.)

I N D I A N A

I L L I N O I S

K E N T U C K YMenos de 500Entre 500 y 1 000Entre 1 000 y 1 500Entre 1 500 y 2 000Más de 2 000Contorno de la cuenca de Illinois

Espesor de la arenisca Monte Simón en pies

DecaturChampaign

Chicago

0 75 150 km

0 50 100 mi

44 Oilfield Review

de los 60-90 m [200-300 pies] superiores de la are-nisca son bien conocidos. No obstante, cuando se perforó un pozo a mayor profundidad, hasta llegar al basamento, se observó que las zonas inferiores de la arenisca Monte Simón exhibían una porosi-dad de hasta el 30% con una permeabilidad de 1 000 mD. Las zonas superiores conocidas prome-dian los 100 mD. Además, la arenisca Monte Simón contiene al menos tres formaciones que actúan

como sello entre su posición y la superficie, y corresponde a una arenisca limpia y continua de 460 m [1 500 pies] de espesor.

Para demostrar la factibilidad del almacena-miento geológico de CO2 a largo plazo, y cambiar la clasificación de la arenisca Monte Simón de recurso a capacidad, el Servicio Geológico del Estado de Illinois (ISGS), con el financiamiento del DOE de EUA para el Consorcio de Secuestración

> Pozo de inyección de CO2. El pozo de inyección del proyecto IBDP fue construido utilizando técnicas de ingeniería que son propias de esos pozos. Todas las sartas de revestimiento se cementan hasta la superficie. Además, se seleccionan formaciones e intervalos de almacenamiento específicos porque se encuentran limitados por encima y por debajo por zonas impermeables. En el caso del pozo de inyección del proyecto IBDP, la roca de cubierta corresponde a la lutita Agua Clara y el límite inferior es la roca de edad Precámbrico. Las lutitas impermeables Maquoketa y Nueva Albania sobre la lutita Agua Clara se consideran límites secundarios y terciarios, respectivamente. El pozo de inyección utiliza tubería de revestimiento de superficie de 20 pulgadas, tubería de revestimiento intermedia de 133/8 pulgadas y tubería de revestimiento de producción de 95/8 pulgadas fijadas a través de la arenisca y una tubería de inyección de 41/2 pulgadas colocada en el interior de un empacador situado por encima de los disparos. Los 593 m [1 947 pies] inferiores de la tubería de revestimiento de producción y toda la tubería de inyección son de cromo para resistir la corrosión.

Tubería derevestimiento de superficie

Agua somera

Lutita Nueva Albania

Lutita Agua Clara

Lutita Maquoketa

Arenisca San Pedro

AreniscaMonte Simón

Entre 2 088 y 2 214 pies

Entre 5 047 y 5 545 pies

Entre 2 611 y 2 817 pies

Entre 3 270 y 3 477 pies

Entre 5 545 y 7 051 pies

Precámbrico

Tubería de revestimiento intermedia

Tubería de revestimiento de producción

Tubería de revestimiento de producción

Zapata de la tubería de revestimientoa 7 219 pies

Tubería de producción

Empacador

> Pozo de verificación. Para monitorear el avance del penacho de CO2 a través de las formaciones, los proyectos CCS pueden incluir un pozo de verificación (izquierda). Los ingenieros instalan monitores (no mostrados aquí) en muchos niveles a lo largo del pozo de verificación; este arreglo 3D de puntos de medición y muestreo evalúa en forma precisa hacía dónde se dirigen los fluidos inyectados. En el pozo de verificación del IBDP, los sensores de temperatura y presión en tiempo real obtienen mediciones en 11 puntos provistos de orificios a lo largo del pozo. Con estos sensores se colocan mandriles con puntos de muestreo; los fluidos de yacimiento pueden ser recolectados a través de estos orificios en condiciones de yacimiento y llevarse a la superficie mediante una herramienta operada con línea de acero (derecha). El pozo es terminado con tubería de revestimiento de superficie de 133/8 pulgadas, tubería de revestimiento intermedia de 95/8 pulgadas y tubería de revestimiento de producción de 51/2 pulgadas, incluidos 675 m [2 213 pies] de cromo fijados en la roca de edad Precámbrico por debajo de la arenisca Monte Simón. Una sarta de tubería de producción de 27/8 pulgadas se corre desde la superficie hasta 1 447 m [4 747 pies]. Para resistir la corrosión, entre 1 447 y 2 172 m [4 747 y 7 126 pies] se coloca una tubería de producción de acero inoxidable de 21/2 pulgadas.

Agua somera

Lutita Nueva Albania

Lutita Agua Clara

Lutita Maquoketa

Arenisca Monte Simón

Precámbrico

Tubería de revestimiento de superficie

Tubería de revestimiento intermedia

Empacador

Tubería derevestimientode producción

Tubería deproducción de acero

inoxidable hastaprofundidad total

Zona de aseguramiento de la calidad

Mandril delempacador

Zona demonitoreo

Orificio de medición

Orificio de bombeo

Arenisca San Pedro

Volumen 24, no.4 45

Geológica Midwest, está dirigiendo el proyecto Decatur de la Cuenca de Illinois (IBDP) junto con Archer Daniels Midland (ADM) Company, el segmento Carbon Services de Schlumberger y otros socios. El IBDP fue puesto en marcha en diciembre de 2007, cuando se recibieron por pri-mera vez los fondos, y las operaciones de inyección comenzaron en noviembre de 2011. El proyecto capta el CO2 del proceso de fermentación que se utiliza para producir etanol en el complejo de pro-cesamiento de cereales de ADM en Decatur, Illinois. Luego, el CO2 comprimido y licuado es transportado e inyectado en la arenisca Monte Simón a profundi-dades de aproximadamente 2 100 m [7 000 pies]. El IBDP es uno de los diversos proyectos del pro-grama RCSP del DOE de EUA destinados a demos-trar que el CO2 puede ser almacenado en forma exitosa y segura durante períodos prolongados, mediante la utilización de las mejores prácticas geológicas y de ingeniería, y que los proyectos pue-den redundar en el máximo beneficio de los grupos de interés locales y regionales.19

La selección del sitio para el IBDP fue el resultado de una combinación de geología ade-cuada y suministro de CO2 a un costo relativa-mente bajo, elementos que ayudaron a generar numerosos proyectos en el área. Existe un segundo proyecto —el proyecto de captación y almacenamiento de carbono industrial de Illinois (IL-ICCS)— también en Decatur. Los socios del proyecto IL-ICCS son los mismos que los del IBDP con el agregado del cercano Richland Community College; el proyecto es financiado a través de la ley de reinversión y recuperación de EUA (ARRA) del año 2009.

Las emisiones provenientes de la producción de etanol en la planta ADM consisten general-mente en CO2 99% puro saturado con vapor de agua a 27°C [80°F] y con una presión levemente superior a la atmosférica. Por consiguiente, la captación del CO2 es más fácil y menos costosa que cuando el proceso se aplica a emisiones con composiciones más complejas, tales como las de las plantas de carbón en las que el costo de aislar el CO2 utilizando la tecnología actual puede redu-cir la eficiencia de la planta en un valor oscilante entre un cuarto y un tercio. Además, los pozos de

inyección, monitoreo y verificación del proyecto IBDP se encuentran en una propiedad de ADM en el sitio del proyecto en Decatur, lo que mini-miza los costos de construcción de líneas de con-ducción y permite la implementación de un proceso extensivo de monitoreo ambiental.

El IBDP capta el CO2 en la instalación de ADM y lo deshidrata y comprime hasta 1 400 lpc [9,6 MPa] en la boca de pozo. El consorcio comenzó inyectando 1 100 toneladas US/d [1 000 Mg/d] de este CO2 en fase líquida con el objetivo de inyectar un total de 1,1 millón de toneladas US [1 millón de Mg] durante tres años.20

Desarrollo del IBDPDurante las etapas de planeación del proyecto, mediante la utilización de la geología regional, una línea sísmica 2D y los registros de dos pozos posicionados a una distancia de 61 km [38 millas] al noreste y 80 km [50 mi] al sur del sitio previsto para el pozo de inyección, el ISGS y el segmento Carbon Services de Schlumberger construyeron un modelo geológico inicial con la plataforma Petrel E&P. A partir de este modelo, los ingenie-ros de yacimiento generaron un modelo de flujo utilizando el software de simulación de yacimien-tos ECLIPSE.

El segmento Carbon Services de Schlumberger estuvo a cargo del manejo de la perforación y ter-minación de los pozos de inyección y verificación, y de los pozos con geófonos para el proyecto. Las elecciones en materia de diseño de termina-ción de los pozos, tales como intervalos de dis-paro, tamaño de los tubulares y del cabezal del pozo, se basaron en las presiones y la tasa de inyección calculadas mediante el modelado tem-prano del yacimiento. Dado que los datos adiciona-les para refinar estos modelos sólo podrían provenir de la perforación y las pruebas de pozos del área, se estimaron las tasas de inyección y se diseñaron los pozos con un factor de seguridad significativo.

Los ingenieros del proyecto perforaron un pozo de inyección en el año 2009 (página ante-rior, a la izquierda). Más adelante, ese mismo año, se llevó a cabo un levantamiento sísmico 3D. En el año 2010, se perforó el pozo de verificación a 300 m [1 000 pies] al norte y se adquirieron regis-tros petrofísicos y datos de núcleos (página ante-rior, a la derecha). Un pozo geofísico para monitorear las formaciones situadas por encima de la lutita Agua Clara fue terminado con los geó-fonos cementados fuera de la tubería de revesti-miento cada 15 m [50 pies], a lo largo de la sección de agujero descubierto (arriba, a la derecha).

Como parte del proceso de contención de la secuestración para impedir que el CO2 atraviese la formación sello de la roca de cubierta, cada

sección de tubería de revestimiento de cualquier pozo que penetre una zona de almacenamiento debe ser cementada a lo largo de todo el trayecto hasta la superficie. Este requerimiento genera desafíos para los ingenieros de perforación y ter-minación de pozos. La presión hidrostática gene-rada por una columna completa de cemento en el espacio anular existente entre la sarta de produc-ción y la formación puede generar presiones a lo largo del pozo, lo que a su vez puede ocasionar incidentes de pérdida de circulación.

Este problema surgió durante la perforación del pozo de inyección del IBDP, cuando los inge-nieros encontraron una zona de pérdida de circu-lación en una formación carbonatada por encima de la lutita Agua Clara. Las medidas tradicionales para contrarrestar los incidentes de pérdidas de circulación no lograron resolver el problema.21 A la hora de perforar pozos convencionales, los ingenieros a menudo aceptan la pérdida de fluidos de perforación en las zonas ladronas (zonas de pér-didas de circulación) un tiempo suficiente como para perforar más allá de éstas y colocar la tubería.

19. Rodosta et al, referencia 12.20. NETL del DOE de EUA: “Midwest Geological

Sequestration Consortium—Development Phase,” http://www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq/refshelf/project%20portfolio/2009/Partnerships/Development/Midwest%20Geological%20Carbon%20Sequestration%20Consortium%20Phase%20III.pdf (Se accedió el 1º de agosto de 2012).

21. Para obtener más información sobre la pérdida de circulación, consulte: Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M y van Oort E: “Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 26–35.

> Pozo geofísico. Un pozo geofísico incluye una serie de geófonos cementados en su lugar dentro del espacio anular existente entre la tubería de producción y el agujero descubierto. El fondo del pozo geofísico es más somero que la formación que actúa como sello. Con estos geófonos en un pozo geofísico y un pozo de inyección, los ingenieros pueden utilizar el software de monitoreo microsísmico para localizar los ruidos subterráneos dentro de una esfera de unos 27 m [90 pies] de radio. El pozo incluye una tubería de revestimiento de superficie de 91/4 pulgadas y una tubería de producción de 31/2 pulgadas desde la superficie hasta 1 066 m [3 498 pies], dentro de 1 067 m [3 500 pies] de agujero descubierto de 81/2 pulgadas.

Agua somera

Lutita Nueva Albania

Lutita Maquoketa

Arenisca San Pedro

Tubería de revestimiento de superficie

Tubería de producción

Cemento

Geófonos

46 Oilfield Review

No obstante, en este caso sabían que esta prác-tica no sería una solución. Si bien los topes del cemento detrás de la tubería de revestimiento se encuentran habitualmente muy por debajo de la superficie, cada sarta de revestimiento de un pozo CCS debe ser cementada hasta la superficie. Por consiguiente, la zona de pérdida de circula-ción debe hacerse suficientemente resistente como para sustentar un espacio anular completo de cemento.

Los ingenieros resolvieron el problema de pér-didas de circulación mediante el emplazamiento de una lechada de cemento dispersa en la zona débil, dejando que parte del cemento ingresara y se estableciera en la matriz de la formación. Luego, perforaron a través del tapón de cemento recién creado, dejando una sección de pozo revestida con cemento en la zona de pérdidas de circulación que pudiera tolerar la presión hidros-tática generada por una columna de cemento com-pleta utilizada para la tubería de producción.

Un problema más abrumador para la cons-trucción de pozos CCS es que el CO2 puede hacer que el cemento se degrade a través del proceso de carbonatación, que tiene lugar cuando el cemento portland tradicional se expone al CO2.22

Para contrarrestar esta amenaza, el equipo de trabajo de perforación utilizó el cemento resis-tente al CO2 EverCRETE. Durante los experimen-tos de laboratorio que incluyeron la exposición del cemento al CO2 en fase líquida, en condicio-nes de fondo de pozo, el cemento no mostró sig-nos de falla. El cemento EverCRETE se hizo circular a través de la sarta de inyección por detrás de una lechada inicial de cemento port-land estándar. El tope del cemento EverCRETE se encontraba a 230 m [750 pies] por encima de la zapata de la tubería de revestimiento interme-dia, lo que aseguró que el CO2 no entrara en con-tacto con el cemento convencional vulnerable.

Medición del avance El pozo de verificación está equipado con un sis-tema de caracterización y monitoreo del agua sub-terránea de múltiples niveles Westbay. Desarrollado para el monitoreo del agua subterránea, este sis-tema mide la presión del fluido, recolecta mues-tras de fluido y ejecuta repetidamente pruebas hidráulicas en múltiples zonas de un solo pozo. Para el proyecto IBDP, el sistema fue configurado para aplicaciones más profundas y para el monito-reo del almacenamiento de CO2. El sistema per-mite que los ingenieros recolecten muestras de fluidos en condiciones de presión de formación y que monitoreen en tiempo real los datos de pre-sión y temperatura de múltiples zonas, antes y des-

pués de la llegada del CO2 al pozo de verificación. En el pozo del IBDP, los ingenieros están utilizando el sistema Westbay reconfigurado para monitorear 11 intervalos, y los datos se emplean para sustentar los modelos de simulación del movimiento del CO2 a través de la arenisca Monte Simón.

El dispositivo de monitoreo consta de una sarta de terminación con tubería de producción y múltiples empacadores, instalada dentro de la tubería de revestimiento cementada y disparada. La sarta de la tubería de producción está provista de 27 empacadores para aislar los segmentos seleccionados de la tubería de revestimiento dis-parada y sin disparar. Cada zona posee un orificio de medición al que accede una probeta desple-gada con cable que mide la presión del fluido y recolecta muestras de fluidos.

Trece probetas miden la presión y la tempera-tura en las 11 zonas disparadas, en una zona de aseguramiento de la calidad para identificar cualquier falla de la integridad de los empacado-res, y en una zona para monitorear la presión interna de la tubería de producción. Las probetas se encuentran conectadas a través de un cable común de pequeño diámetro a la interfaz de un registrador de datos en la superficie. Los técnicos remueven la sarta de probetas de presión operadas con cable de la sarta de tubería para el muestreo y luego la reinstalan para seguir con el monitoreo hasta la operación de muestreo siguiente.

Antes de la ejecución de una serie de opera-ciones de muestreo, los ingenieros corren un registro con la herramienta RSTPro operada con cable para determinar qué zonas poseen CO2. Las muestras se extraen solamente de las zonas a las que no ha llegado el CO2. El proceso de mues-treo implica una secuencia estándar de pasos que proporciona repetibilididad para la posterior eva-luación de los datos referidos a la química de los fluidos con la técnica de series de tiempo. Un volu-men de fluido seleccionado es purgado de la zona de muestreo prevista, y el fluido de formación se recolecta con una probeta de muestreo y cartu-chos filtrantes. Los cartuchos filtrantes se sellan para mantener el fluido en condiciones de yaci-miento y se llevan a la superficie. Los técnicos de laboratorio remueven el fluido de los cartuchos filtrantes con un dispositivo de control de presión que mantiene la integridad de la muestra. El aná-lisis químico generalmente incluye los aniones, cationes y gases disueltos.

El proyecto cuenta con el software de adquisi-ción y control en tiempo real RTAC que utiliza un sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) para la interacción con numerosas herramientas y equipos. El sistema RTAC incluye

además una interfaz segura de visualización y archivo de datos basada en la infraestructura de la Red, que puede ser utilizada en módulos estándar o diseñarse a medida de las necesidades. Para los pozos del proyecto IBDP, el sistema RTAC está configurado para que puedan acceder los grupos de interés del proyecto que deseen monitorear en forma remota los datos de inyección y otros datos de pozo relevantes (próxima página).

El proceso de inyección comenzó en noviem-bre de 2011 y los geocientíficos ofrecieron una amplia gama de predicciones acerca de la res-puesta inicial de la formación. Los ingenieros estipularon ciertas disposiciones para el venteo del CO2 en la atmósfera en caso de que la forma-ción no admitiera de inmediato los volúmenes de gas captados. Además, en el complejo de ADM, se disponía de capacidad de bombeo extra en caso de que la presión de inyección debiera ser más alta que la prevista inicialmente. Sin embargo, no fue necesaria ninguna de las dos contingencias ya que las tasas de inyección resultaron más ele-vadas y las presiones requeridas más bajas que las pronosticadas por el modelo.

Refinación de los modelosCon los pozos perforados y la operación de inyec-ción en marcha, los ingenieros de yacimientos y los geocientíficos obtuvieron datos para actualizar los modelos Petrel y optimizar el paso siguiente de la operación. Por ejemplo, con el fin de asegurar la capacidad de inyección y optimizar la geome-tría del penacho, los ingenieros diseñaron las terminaciones después de perforar y registrar el pozo de inyección. Mediante la utilización de los modelos actualizados, diseñaron luego la opera-ción de inyección de agua y las pruebas de caída de presión que representaban las condiciones de fondo de pozo. Los datos de esas pruebas fueron utilizados para calibrar los modelos a fin de ree-valuar y verificar la estrategia de terminación. Después de perforar y registrar el pozo de verifi-cación, los geocientíficos utilizaron los nuevos datos para actualizar los modelos predictivos.

Un equipo de ingenieros de yacimientos, petrofísicos y geocientíficos identificó las locali-zaciones de las zonas de muestreo y medición en el pozo de verificación, utilizando la información del modelo actualizado. Luego, se llevaron a cabo análisis de sensibilidad en diferentes etapas para saber qué datos nuevos se necesitaban.

Los ingenieros y los geocientíficos comenza-ron a acumular grandes cantidades de datos con el inicio de la operación de inyección del proyecto IDBP y pusieron en marcha el estudio de los modelos en previsión del proyecto IL-ICCS. El ini-

Volumen 24, no.4 47

cio de las operaciones de inyección está progra-mado para comienzos del tercer y último año de inyección en el pozo del proyecto IBDP. Los datos del medidor de flujo (molinete) fueron utilizados para detectar la distribución del flujo entre los disparos del pozo de inyección. Los registros de pozo RSTPro se emplearon para recolectar datos de saturación de CO2 alrededor de los pozos de inyección y verificación. Los datos del pozo del proyecto IBDP incluyeron la tasa de inyección y la presión de fondo de pozo de la inyección (IBHP) en tiempo real, utilizando un medidor de fondo de pozo emplazado a unos 180 m [600 pies] por encima de los disparos. Los datos también se recolectaron con el sistema de monitoreo Westbay, que midió las presiones en tiempo real en zonas específicas del pozo de verificación posicionado a 305 m [1 000 pies] al norte del pozo de inyección. Cinco de las 10 zonas Westbay fueron utilizadas para las calibraciones de los modelos.

Mediante la utilización del software de simu-lación de yacimientos ECLIPSE, los ingenieros corrieron simulaciones de yacimientos que inclu-yeron el módulo CO2STORE, desarrollado para modelar el almacenamiento de CO2 en formacio-nes salinas.23 Mediante la utilización del modelo, los ingenieros consideraron tres fases: una fase rica en CO2, otra fase rica en H2O y una tercera fase sólida. El modelo geológico estático incluyó toda la arenisca Monte Simón y la lutita Agua Clara suprayacente.

22. La carbonatación se produce cuando el dióxido de carbono penetra en el cemento y altera su composición. Para obtener más información sobre la carbonatación del cemento, consulte: Kayser A, Knackstedt M y Ziauddin M: “Una observación más detallada de la geometría de los poros,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de 2006): 4–15.

23. Para obtener más información sobre las simulaciones, consulte: Edwards DA, Gunasekera D, Morris J, Shaw G, Shaw K, Walsh D, Fjerstad PA, Kikani J, Franco J, Hoang V y Quettier L: “Simulación de yacimientos: en armonía con la complejidad de los campos petroleros,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 4–15.

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Tasa

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3 600

Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4 Zona 5 Zona 6Zona 7 Zona 8 Zona 9 Zona 10 Zona 11

. Datos en tiempo real. Con el software de adquisición y control en tiempo real RTAC, los grupos de interés del proyecto pudieron monitorear las tasas de inyección medidas en el fondo del pozo (extremo superior). Las presiones de fondo de pozo en tiempo real, registradas en el pozo de inyección (centro), confirman que se lograron las tasas de inyección previstas. Las mediciones de las 11 zonas disparadas obtenidas con el sistema Westbay a lo largo del pozo de verificación (extremo inferior) indicaron las presiones de fondo de pozo en tiempo real. El hecho de que los cambios de presión se observen solamente en las zonas 1, 2, 3 y 4, indica que el CO2 no se ha elevado por encima de la zona 4.

48 Oilfield Review

Este modelo cubre un área de 104 km2 [40 mi2] y fue representado con una cuadrícula de 1 298 × 1 308 × 534 celdas con una celda promedio de 46 m × 46 m × 1 m [150 pies × 150 pies × 3,5 pies]. Las celdas horizontales del modelo geológico fue-ron reducidas de 150 pies a 50 pies [15 m] alrede-dor del pozo, para una mejor resolución del modelo de yacimiento en esa zona. En la región de campo lejano, las celdas horizontales fueron aumentadas de 150 pies a 1 500 pies [460 m]. La resolución ver-tical del modelo geológico se mantuvo en los 210 m [700 pies] inferiores del yacimiento, donde se esperaba que permaneciera el CO2. En la sec-ción superior del modelo, la dimensión vertical de las celdas se redujo a 23 m [75 pies]. El modelo celular resultante fue representado con una cuadrí-cula de alta resolución, de 143 × 143 × 143 celdas, refinada localmente alrededor del pozo inyector.

La porosidad en el intervalo de inyección oscila entre 8% y 26%. Los gradientes de temperatura y presión de aproximadamente 1,8°C/100 m [1°F/100 pies] y 10,2 MPa/km [0,45 lpc/pie] se basaron en mediciones locales obtenidas des-pués de perforar los pozos del proyecto IBDP. El gradiente de presión de formación en la mitad inferior de la arenisca Monte Simón es levemente más alto que un gradiente de agua dulce típico debido al agua de alta salinidad presente en esta parte del yacimiento, que varía entre 179 800 ppm y 228 000 ppm de sólidos disueltos totales según el análisis de las muestras de fluidos de forma-ción reales recuperadas durante la perforación del pozo de inyección. Otro parámetro rector uti-lizado en la simulación de yacimientos fue el gra-diente de presión de fractura de la porción inferior de la arenisca Monte Simón, que según quedó demostrado por una prueba de flujo esca-lonado efectuada en el pozo de inyección era de 16,2 MPa/km [0,715 lpc/pie].

Para las simulaciones de yacimiento, se per-mitió que la presión de inyección de fondo de pozo (BHIP) alcanzara hasta el 80% de la presión de fractura en el pozo del proyecto IDBP. Por el contrario, se dejará que la BHIP en el pozo de inyección del proyecto IL-ICCS alcance el 90% debido a que se ha planificado una tasa de inyección más alta. Durante el transcurso de la simulación, se inyecta CO2 en el pozo del proyecto IBDP a lo largo de dos años, a razón de 1 100 toneladas US/d [1 000 Mg/d], lo que es seguido por un año de inyección dual de 1 100 toneladas US/d en el pozo del proyecto IBDP y 2 200 toneladas US/d [2 000 Mg/d] en el pozo del proyecto IL-ICCS.

La operación de inyección continúa durante cua-tro años en el pozo IL-ICCS a razón de 3 300 tone-ladas US/d [3 000 Mg/d]. Al final de este período de inyección de 7 años, se simula un período de

postmonitoreo de 45 años para conocer el compor-tamiento de los penachos de CO2 y de la presión de yacimiento dentro de la zona de inyección en el largo plazo.

> Validación de la simulación. Los datos utilizados para el proceso de calibración de la presión de fondo de pozo del pozo IBDP fueron obtenidos durante los primeros cuatro meses de la operación de inyección. Para calibrar el modelo de yacimiento, los ingenieros cargaron la tasa de inyección observada en el simulador, que predijo las presiones de fondo de pozo de la operación de inyección. Las presiones simuladas (extremo superior, negro) fueron comparadas luego con las presiones observadas (verde). Una vez calibrada la presión de fondo de pozo de la inyección, las presiones simuladas de cinco zonas del pozo de verificación se ajustaron mediante la calibración de la relación entre la permeabilidad vertical y horizontal (kv /kh) de las secciones compactas y la compresibilidad de la roca yacimiento (extremo inferior). Las zonas 2 y 3 se encuentran en comunicación directa con los disparos del pozo de inyección, y por consiguiente muestran respuestas inmediatas de la presión. Los ingenieros de yacimiento determinaron que las barreras para el flujo entre las zonas 2 y 3 y entre la zona 4 y las zonas que se encuentran sobre ésta previenen el flujo vertical. En consecuencia, los ajustes entre las presiones simuladas y las observadas en 4, 6 y 7 son más evidentes que en las zonas 2 y 3.

Pres

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Perfil de presión de fondo de pozo del pozo inyector

Perfil de presión del pozo de verificación

1º de abr.de 2012

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28 de ene.de 2012

13 de ene.de 2012

29 de nov.de 2011

14 de dic.de 2011

29 de dic.de 2011

14 de nov.de 2011

BHIP del pozo de inyección IBDP—simulada BHIP del pozo de inyección IBDP—observada

Presión zona 2Presión zona 3Presión zona 4Presión zona 6Presión zona 7

Presión zona 2Presión zona 3Presión zona 4Presión zona 6Presión zona 7

Simulada Observada

Volumen 24, no.4 49

En ambos pozos, la inyección se confina a la porción inferior de la arenisca Monte Simón dado que es la más porosa y permeable. En el caso del pozo del proyecto IBDP, los ingenieros de yaci-mientos utilizaron en la simulación el intervalo disparado existente de 16,8 m [55 pies]. Para la simulación del pozo del proyecto IL-ICCS, utiliza-ron el intervalo de disparo de 100 m [330 pies] del plan de terminación de pozos.

El equipo de trabajo calibró el modelo del sitio utilizando los datos obtenidos durante los prime-ros cuatro meses del período de inyección del pro-yecto IBDP. Los ingenieros ingresaron la tasa de inyección del proyecto IBDP en la simulación para calcular las presiones en cinco zonas del pozo de verificación. Las presiones simuladas fue-ron comparables con las presiones observadas. Los ingenieros llegaron a la conclusión de que la permeabilidad del yacimiento y el daño mecánico eran los parámetros principales que incidían en la calibración de la presión de inyección, por lo que fueron utilizados como parámetros de ajuste. Y utilizaron los datos del molinete de un registro de producción adquirido con una herramienta ope-rada con cable para determinar la proporción de la inyección de CO2 total que ingresa en cada uno de los conjuntos de disparos del pozo de inyección. Estos datos, junto con la simulación, permitieron a los ingenieros ajustar los valores del factor de daño en los respectivos disparos y calcular la permeabili-dad para el ajuste con el IBHP (página anterior).

Los ingenieros utilizaron los registros de pozos RSTPro para estimar la ubicación, saturación y espesor de la columna de CO2 alrededor de los pozos de inyección y verificación. Esta informa-ción los ayudó a ajustar los puntos finales de las curvas de permeabilidad relativa, que rigen el comportamiento del CO2 y el flujo de salmuera en el yacimiento. Mediante la utilización del modelo cali-brado, estos profesionales corrieron una simulación predictiva para evaluar el desarrollo del penacho y su presión durante el programa de inyección.

En base a la simulación, el penacho de CO2 resultante de la inyección en el pozo del proyecto IL-ICCS interactuará con el penacho del pozo del proyecto IBDP. Dado que el intervalo de inyec-ción se encuentra cerca de la base de la arenisca Monte Simón, y que el CO2 es menos denso que la salmuera natural, el CO2 fluye hacia arriba desde el intervalo de inyección. A medida que éste se eleva, la saturación de CO2 se incrementa por debajo de los intervalos de menor permeabilidad de la arenisca Monte Simón. Esta concentración produce la dispersión lateral del CO2 por debajo de los estratos de menor permeabilidad, lo que oca-

siona el crecimiento lento del penacho. Los estra-tos de menor permeabilidad de la arenisca Monte Simón limitan la migración vertical final del CO2 a través de la zona de inyección. En consecuen-cia, la simulación muestra que al cabo de cinco años de inyección continua a través del pozo

IL-ICCS y luego de 45 años de cierre, se prevé que el CO2 permanecerá bien dentro de la mitad infe-rior de la arenisca Monte Simón (arriba y próxi-mas páginas).

> Primer año. La vista en planta (extremo superior) y la sección transversal (extremo inferior) de las huellas del CO2 del proyecto IBDP pronosticadas por el modelo en cuanto al frente de presión y el penacho después de un año de inyección en el pozo IBDP indican que el CO2 permanece en la profundidad de los disparos o cerca de ésta. La barra verde representa el intervalo de disparo diseñado para el pozo de inyección del proyecto IL-ICCS.

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Ubicación SPCS 27, pies

Sección transversal del penacho de CO2

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Tope de la areniscaMonte Simón

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0 750 1 500 m

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Pozo de inyección IBDP

Pozo de verificación IBDP

Pozo de inyección IL-ICCS

Pozo de verificación IL-ICCS

Frente de presión

Vista en planta del penacho de CO2

50 Oilfield Review

El CCS en el largo plazoCuando se combinen, los dos proyectos de ADM habrán inyectado más CO2 artificial para el almace-namiento geológico que el bombeado por cualquier otro proyecto en otros lugares de EUA. Las leccio-nes aprendidas de estos dos proyectos poseen implicaciones significativas para el tratamiento de las emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles.

Los dos proyectos de Illinois ayudarán a determinar cómo se comportan grandes volúme-nes de CO2 antropogénico en la arenisca Monte Simón, que posee el potencial para alojar miles de millones de toneladas de CO2. Dado que la for-mación se extiende a través de tres estados por debajo de algunas de las plantas de carbón e ins-talaciones industriales más grandes de EUA, y por encontrarse en medio de los estados del medio oeste dependientes del carbón, una por-ción considerable del CO2 generado en EUA puede ser transportada a la región y almacenarse en ella; estas ventajas hacen que el CCS sea comercialmente viable en EUA.

Los proyectos IBDP e IL-ICSS han sido cons-truidos y continúan construyéndose para satisfa-cer las especificaciones de las directrices recién formuladas para los pozos de inyección clase IV del control de la inyección subterránea de la Agencia de Protección Ambiental de EUA. Según la nueva clasificación de pozos, los operadores deben monitorear exhaustivamente cómo se desplaza un penacho subterráneo de CO2 en la roca porosa. Para cumplir con la normativa, los científicos del Servicio Geológico del Estado de Illinois en Champaign están probando equipos que nunca fueron utilizados para la secuestración de car-bono, entre los que se encuentran sensores sísmi-cos que generan una imagen detallada del penacho de CO2.

> Tercer año. La vista en plano (extremo superior) muestra los frentes de presión pronosticados al comienzo del tercer y último año de la operación de inyección. Las huellas del penacho de CO2 del pozo de inyección del proyecto IBDP permanecen en las profundidades de la arenisca Monte Simón (extremo inferior). Esto coincide con el primer año de la operación de inyección en el pozo IL-ICCS, donde la huella del penacho también permanece en la profundidad de los disparos.

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24. Szulczewski ML, MacMinn CW, Herzog HJ y Juanes R: “Lifetime of Carbon Capture as a Climate-Change Mitigation Technology,” Actas de la Academia Nacional de Ciencias 109, no. 14 (3 de abril de 2012): 5185–5189.

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Vista en plata del penacho de CO2 Vista en plata del penacho de CO2

Penacho Penacho

> Año 18. Dieciocho años después de que comenzara la operación de inyección en el pozo IBDP, los modelos pronostican que la huella del penacho de CO2, como se observa en la sección transversal (extremo inferior), permanecerá contenida bien por debajo de la base de la lutita Agua Clara. Los simuladores pronostican que el frente de presión se disipará en el octavo año, medido a partir del comienzo de la inyección en el pozo IBDP.

Los dos proyectos de demostración de Illinois responderán numerosas preguntas acerca de la viabilidad del proceso CCUS. La inyección simul-tánea de los dos proyectos proporcionará infor-mación crucial que ayudará a los científicos a comprender cómo interactúan entre sí los pena-chos subterráneos de CO2. Esta información es importante para la viabilidad de los proyectos futuros porque las centrales eléctricas de gran-des dimensiones requerirán múltiples pozos de inyección para manejar el CO2 que generan.

Además, los datos de los proyectos de Illinois resolverán las cuestiones relacionadas con la seguridad y las tasas de inyección sustentables del almacenamiento geológico, que han generado dudas entre las autoridades gubernamentales responsables de la formulación de políticas para la financiación de proyectos CCUS de gran escala. Si esas cuestiones pueden ser encaradas, EUA podrá beneficiarse de la capacidad de almacena-miento de las 11 formaciones salinas profundas identificadas, con una capacidad de almacena-miento estimada para el 100% del CO2 excedente proyectado, proveniente de las emisiones de EUA durante 100 años.24

Si bien el debate acerca del cambio climático antropogénico parece estar aquietándose, han surgido preocupaciones públicas acerca del impacto ambiental de la tecnología CCUS. Los pro-yectos de gran escala, tales como el IBDP, el IL-ICCS y otros proyectos actualmente en marcha, podrían aliviar algunas de esas preocupaciones. Si eso sucede, la tecnología CCUS podría ofrecer al menos una solución parcial a los gobiernos atrapados en una posición aparentemente irre-conciliable que, por un lado, acepta que las acti-vidades humanas están agravando el problema del cambio climático, pero por otro lado admite que poner freno a esas actividades es política-mente difícil. —RvF

Ahsan Alvi se desempeña como gerente de proyectos en el segmento Carbon Services de Schlumberger, en Champaign, Illinois, EUA, desde el año 2011. Previamente, trabajó como ingeniero especialista en optimización de operaciones de perforación. Ahsan obtuvo una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad de Illinois en Urbana-Champaign.

A. Ballard Andrews se desempeña como científico principal en el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts, EUA, y se especializa en óptica, fotónica, aplicaciones de rayos láser, termografía infrarroja, espectroscopía y ciencia de los asfaltenos. Obtuvo un doctorado en física de la materia condensada de la Universidad de Texas en Austin, USA, y llevó a cabo actividades de investigación postdoctorales en el Laboratorio Nacional Los Álamos, Nuevo México, EUA. Posteriormente, trabajó para el Laboratorio Nacional de Brookhaven en Upton, Nueva York, EUA, en visualización científica computacional y microtomografía de rayos X. Ballard publicó más de 50 artículos en publicaciones de física, química y energía, y es coautor de un capítulo del libro Handbook of Physics and Chemistry of the Rare Earths. Se ha presentado en más de 35 conferencias y cuenta con 16 patentes otorgadas o archivadas. Entre sus intereses actuales se encuentra el análisis composicional del gas en el fondo de pozo.

Eric H. Berlin se desempeña como gerente de proyectos en el segmento Carbon Services de Schlumberger en Champaign, Illinois. Desde el año 1981, ocupó diversas posiciones en Schlumberger, en Illinois, California y Ohio, EUA. Eric obtuvo una licenciatura en geoingeniería del Instituto de Tecnología de la Universidad de Minnesota, en Minneapolis, EUA.

Bill Black se desempeña como hidrogeólogo senior y gerente de ventas y mercadeo del sistema Westbay* para el segmento Water Services de Schlumberger en Burnaby, Columbia Británica, Canadá; trabajó con el sistema Westbay durante más de 34 años. Su interés técnico se centra en el comportamiento del agua subterránea, y entre sus proyectos actuales se encuentra la demostración del valor de la tecnología Westbay para el monitoreo ambiental de los desarrollos de recursos no convencionales, tales como lutitas petrolíferas, areniscas petrolíferas, gas de lutitas y gas de filones de carbón. Bill obtuvo una licenciatura en ingeniería geológica de la Universidad de Columbia Británica en Vancouver, Canadá.

Michael Carney se desempeña como gerente técnico de subsuelo para América del Norte, en el segmento Carbon Services de Schlumberger en Houston; dirige un equipo de especialistas petrotécnicos en geología, geofísica, petrofísica e ingeniería de yacimientos y producción. Ingresó en Schlumberger en el año 1991 como geólogo de distrito para la mayor parte de África Subsahariana, Port Gentil, Gabón, y luego fue gerente del centro de datos de Luanda, Angola. En EUA, ocupó diversas posiciones, incluidos cargos gerenciales y de desarrollo de tecnología. Recientemente, se ha enfocado en la optimización de la producción y de yacimientos y en la tecnología de sensores de fondo pozo instalados en forma permanente. Se desempeña como co-líder de la comunidad de ingeniería de producción y

terminación de pozos y del grupo de intereses especiales en tecnología de sensores de Schlumberger. Michael obtuvo una licenciatura en ingeniería geológica de la Escuela de Minas de Colorado, Golden, EUA.

Ethan Chabora se desempeña como ingeniero de yacimientos para el segmento Geothermal Services de Schlumberger en Richmond, California; su interés central es la evaluación de recursos y la optimización de yacimientos para clientes tales como los operadores de centrales de energía geotérmica y los inversionistas de proyectos. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger Wireline en el año 2000 como ingeniero de campo y desde entonces ha desempeñado los roles de ingeniero general de campo, ingeniero a cargo y gerente de proyectos en el segmento Carbon Services de Schlumberger. Ethan obtuvo una licenciatura en física de la Universidad Cornell en Ithaca, Nueva York, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Stanford en California.

Brian Coll se desempeña como gerente de soporte de negocios para nuevas tecnologías en M-I SWACO LLC, una compañía de Schlumberger. Con base en Aberdeen, trabaja en el segmento Wellbore Productivity y su enfoque se centra en la herramienta WELL SCAVENGER† y en otras nuevas herramientas en desarrollo. Ingresó en la industria petrolera en el año 1997 como ingeniero de campo para Gyrodata Ltd, corriendo herramientas giroscópicas y de mediciones magnéticas para obtener levantamientos de pozos direccionales de alta precisión en Europa, África Septentrional, Medio Oriente y Asia. Fue coordinador de las operaciones de Gyrodata para Arabia Saudita, Kuwait y Bahrain y luego gerente de operaciones en Kalimantan, Indonesia. Brian ingresó en SPS International en el año 2006 como ingeniero de soporte de productos para supervisar el desarrollo de la válvula de circulación CENTURION, que posteriormente se convirtió en la herramienta WELL COMMANDER†. Luego de que M-I SWACO adquiriera SPS en el año 2006, se convirtió en gerente de desarrollo de negocios para nueva tecnología y llevó a cabo actividades de investigación de mercado, pruebas de campo, recolección y análisis de datos e introducción global. Además, ofreció entrenamiento y soporte para la herramienta WELL COMMANDER.

Chengli Dong se desempeña como especialista senior en propiedades de fluidos en el equipo FEAST, el Centro de Excelencia en Tecnologías de Evaluación y Muestreo de Fluidos de Shell, en Houston. Antes de trasladarse a Shell, se desempeñó como campeón de dominio de yacimientos para Schlumberger. Fue un colaborador clave para el desarrollo de las mediciones del análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) y sus aplicaciones en la caracterización de yacimientos. Efectuó estudios espectroscópicos extensivos sobre gases y petróleos crudos vivos y dirigió el desarrollo de algoritmos de interpretación para las herramientas DFA. Además, cuenta con una amplia experiencia de campo en diseño, implementación y análisis de operaciones de pruebas de formación. Ha publicado más de 50 artículos técnicos, es titular de nueve patentes de campo y nueve patentes archivadas, y recibió un premio por secreto de fabricación. Chengli posee una licenciatura en química de la

Universidad de Beijing y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.

Hani Elshahawi se desempeña como asesor de tecnología para aguas profundas de Shell en Houston. Previamente, dirigió FEAST, el Centro de Excelencia en Tecnologías de Evaluación y Muestreo de Fluidos de Shell, donde estuvo a cargo de la planeación, ejecución y análisis de las operaciones globales de pruebas de formación y muestreo de fluidos de perfil alto. Con más de 25 años de experiencia en la industria del petróleo, trabajó tanto en compañías de servicios como en compañías de operaciones en más de 10 países de África, Asia, Medio Oriente y América del Norte, y ocupó diversas posiciones de interpretación, consultoría, operaciones, mercadeo y desarrollo de productos. Hani ha dado numerosas conferencias relacionadas con diversas áreas de la petrofísica, las geociencias y la ingeniería petrolera; es titular de varias patentes, y ha escrito más de 100 artículos técnicos. Fue presidente de la SPWLA durante el período 2009–2010 y Conferenciante Distinguido de la SPWLA en los años 2010 y 2011. Hani obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin.

Robert J. Finley es Director de la Iniciativa de Tecnología Energética Avanzada del Servicio Geológico del Estado de Illinois, Champaign, Illinois. Ha trabajado en el desarrollo de yacimientos para el petróleo y el gas natural no recuperados, con el desarrollo de yacimientos de metano en capas de carbón y yacimientos de gas en areniscas compactas en Texas y en las Montañas Rocallosas de EUA, y en el desarrollo de yacimientos para la secuestración de carbono en la cuenca de Illinois. Robert obtuvo una licenciatura de la Universidad de la Ciudad de Nueva York, una maestría de la Universidad de Siracusa en Nueva York, EUA, y un doctorado en geología de la Universidad de Carolina del Sur, Columbia, EUA.

Julie Jeanpert comenzó su carrera profesional en la industria del petróleo en el año 1998 como ingeniero de proyectos de construcción de gasoductos para Gaz de France y reside en Ravenna, Italia. En el año 2001, ingresó en Schlumberger como ingeniero especialista en operaciones de estimulación y control de la producción de arena. Actualmente, se desempeña como ingeniero técnico y de ventas para operaciones de control de la producción de arena y tratamientos de acidificación matricial en Europa Continental. Sus conocimientos técnicos especiales residen en las herramientas de bombeo y fondo de pozo para el control de la producción de arena en terminaciones en pozo entubado o agujero descubierto, y en tratamientos de acidificación matricial de areniscas y carbonatos, operaciones de aislamiento de agua y fracturamiento. Julie posee una licenciatura en ingeniería mecánica de la Escuela Nacional Superior de Artes y Oficios de París y obtuvo una maestría en ingeniería del gas natural de la Escuela Nacional Superior de Minas de París.

Enos Johnson se desempeña como gerente de distrito en Hobbs, Nuevo México, en donde se encuentra a cargo de los servicios de pesca y remediación de Schlumberger. Está a cargo de la coordinación de las operaciones de pesca y recuperación en los equipos de perforación y

Colaboradores

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reparación de pozos que operan en Nuevo México y Texas Oeste. Enos trabaja en el campo petrolero desde el año 1969; su carrera profesional lo ha llevado del taller de herramientas al piso de perforación y de allí al área de operaciones y ventas.

Jim Kirksey trabajó para Schlumberger durante 31 años y actualmente se desempeña como gerente de ingeniería de pozos para el segmento Carbon Services North América en Champaign, Illinois. Ha ocupado numerosas posiciones directivas y técnicas. Jim posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Estatal de Mississippi, EUA.

Jimmy Land se desempeña como director de negocios para los servicios de pesca y remediación de Schlumberger. Cuenta con antecedentes en soporte a las operaciones de perforación y producción, y más de 30 años de experiencia en el campo petrolero, 20 de los cuales transcurrieron en el manejo de operaciones senior. Jimmy obtuvo una licenciatura de la Universidad McMurry, Abilene, Texas.

David Larssen se desempeña como ingeniero geotécnico en el segmento Water Services de Schlumberger en Burnaby, Columbia Británica, Canadá. Antes de comenzar su carrera profesional en Schlumberger en 1986, se desempeñó como consultor de ingeniería especialista en hidrogeología. Es autor de numerosas publicaciones sobre instrumentación de avanzada para agua subterránea y especialista técnico senior en la aplicación del sistema Westbay. David obtuvo una licenciatura en ingeniería geotécnica e hidrogeología de la Universidad de Columbia Británica, Vancouver.

Graeme Laws es director del Centro de Tecnología de Herramientas Especiales para M-I SWACO en Aberdeen. En el año 1975, comenzó como ingeniero de cementación en el Mar del Norte y ocupó posiciones de campo en varias locaciones, trabajando con una amplia gama de sistemas de herramientas de fondo de pozo, incluidas pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación, tratamientos de empaque de grava y sistemas de disparos operados con la tubería de producción. Comenzó su carrera directiva en Brunei en el año 1983, trabajando en el segmento de Control de la Producción de Arena de Baker Hughes. Corrió y manejó sistemas de colgadores de tuberías de revestimiento cortas (liners) en el Mar del Norte, en Nodeco Limited, y luego se convirtió en director de la compañía. Graeme ingresó en SPS International en el año 1999 y ocupó diversas posiciones directivas técni-cas; era director técnico cuando M-I SWACO adquirió SPS en el año 2006. Ha contribuido en el diseño de varias herramientas de fondo de pozo, incluida la herramienta WELL SCAVENGER.

Mark Lee es director de formación profesional en Schlumberger y reside en Houston. Ingresó en la compañía en el año 2009 y se desempeña en el ámbito de la industria petrolera desde hace 38 años. Previamente, Mark trabajó para Weatherford International como gerente de negocios de país de África Septentrional y para Baker Hughes como ingeniero de campo. Mark posee una licenciatura en ingeniería de la Universidad Técnica de Luisiana, Ruston, EUA.

Hannes E. Leetaru se desempeña como geólogo de petróleo senior en el Servicio Geológico del Estado de Illinois en Champaign, Illinois. Su enfoque es la geología y la geofísica del subsuelo en relación con las actividades de secuestración de carbono del proyecto Decatur de la cuenca de Illinois. Además, es el investigador principal para un estudio financiado por el Departamento de Energía de EUA sobre el potencial de secuestración de carbono de los estratos de edad Cámbrico y Ordovícico de las cuencas de Illinois y Michigan de EUA. Trabajó como geólogo de petróleo en Getty Oil Company y Union Pacific Resources en Houston y estuvo involucrado en proyectos de exploración y desarrollo en las cuencas de Texas Este y Oeste y en la Bahía de Hugoton, Kansas, EUA. Hannes, quien publicó numerosos artículos sobre la industria, obtuvo una licenciatura de la Universidad Estatal de Nueva York en Fredonia, una maestría de la Universidad de Siracusa, Nueva York, y un doctorado de la Universidad de Illinois en Urbana-Champaign, todos en geología.

Scott Marsteller ingresó en Schlumberger en el año 1989 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en el sur de Texas. Desde ese año, ocupó muchas posiciones relacionadas con ventas, mercadeo y manejo de operaciones en EUA. Recientemente, se desempeñó como gerente de proyectos de la cuenca de Illinois en Champaign, Illinois, y dirigió el proyecto Decatur de la cuenca de Illinois desde la fase de planeación hasta la fase de inyección de CO2. Actualmente, es gerente de mercadeo para Schlumberger en Anchorage. Scott obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica del Instituto de Tecnología Rose-Hulman, Terre Haute, Indiana, EUA, y una maestría de la Universidad Erasmus, Rotterdam, Países Bajos.

Scott McDonald es director de desarrollo de biocombustibles para Archer Daniels Midland (ADM) Company en Decatur, Illinois. Sus responsabilidades incluyen la identificación y el desarrollo de proyectos y aplicaciones de productos innovadores que expandirán el uso de biocombustibles y productos basados en biocombustibles en el mercado. Además, dirige el equipo de servicios técnicos para biocombustibles. Antes de ingresar en ADM, fue gerente de intercambio comercial para Total, donde sus responsabilidades incluyeron la comercialización y la gestión de riesgos asociadas con las corrientes de alimentación y productos terminados para los activos petroquímicos y de refinación de la compañía en EUA. Su carrera profesional de 20 años incluyó la comercialización y la gestión de riesgos, el desarrollo de negocios, los aspectos económicos y la planeación, la formulación de combustibles y el diseño de procesos unitarios, la puesta en marcha y la operación. Scott posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Texas en Austin.

Oliver C. Mullins es químico de profesión y se desempeña como asesor científico del personal ejecutivo de Schlumberger. Es el desarrollador principal del análisis de fluidos de fondo de pozo para la evaluación de formaciones, lo que le reportó varios premios, incluidos el Premio Miembro Distinguido de la SPE y el Premio Distinguido de la SPWLA al Logro Técnico; y fue cuatro veces

Conferenciante Distinguido de la SPWLA y la SPE. Es autor de la publicación The Physics of Reservoir Fluids: Discovery Through Downhole Fluid Analysis ganadora de un premio. Además, Oliver dirige un grupo de investigación activo en ciencia del petróleo. Es co-editor de tres libros y co-autor de nueve capítulos sobre asfaltenos y 195 publicaciones. Además, es co-inventor de 81 patentes permitidas de EUA, es miembro de honor de dos sociedades profesionales y profesor adjunto de Ingeniería Petrolera en la Universidad de Texas A&M, College Station.

David Petro se desempeña como consultor técnico senior en Marathon Oil Corporation en Houston y cuenta con más de 32 años de experiencia en la industria del petróleo y el gas. En los últimos 17 años, trabajó en la caracterización de yacimientos y en la implementación de proyectos de aguas profundas del Golfo de México. David es co-autor de numerosos artículos sobre evaluación y desempeño de yacimientos.

Andrew E. Pomerantz se desempeña como gerente del programa de geoquímica del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts. Sus tareas de investigación se centran en el desarrollo de técnicas innovadoras para caracterizar la composición química del kerógeno y los asfaltenos, incluidos los métodos de espectroscopía de masas, espectroscopia de rayos X y espectroscopía infrarroja. Esa información molecular se utiliza para comprender los procesos físicos y químicos fundamentales relacionados con el petróleo, tales como la gradación composicional, el almacenamiento y el transporte de los asfaltenos en las lutitas. Andrew, que es co-autor de 40 publicaciones, obtuvo un doctorado en química de la Universidad de Stanford, California.

Robert Robertson se desempeña como asesor de ingeniería de productos globales de Schlumberger desde el año 2011. Con base en Stavanger, cuenta con más de 25 años de experiencia en operaciones de pesca y remediación como supervisor de herramientas de pesca, especialista senior en pozos, supervisor de operaciones y gerente de operaciones en todas partes del mundo. En su posición actual, Robby está a cargo del desarrollo de productos, la confiabilidad y el seguimiento técnico de la línea de productos para las operaciones de pesca y remediación, con especial énfasis en la tecnología global de taponamiento y abandono.

Douglas J. Seifert se desempeña como consultor petrofísico en Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita. Trabaja como asesor de desarrollo profesional de petrofísica en el Centro de Desarrollo Profesional de E&P, donde supervisa el programa de estudios petrofísicos y la formación de petrofísicos en Saudi Aramco. Se especializa en aplicaciones petrofísicas en tiempo real y en pruebas de presión y análisis de fluidos. Previamente, trabajó para Pathfinder Energy Services, Maersk Olie og Gas, Halliburton y Texaco. Doug es presidente del Capítulo de Arabia Saudita de la SPWLA y además integra el Comité de Tecnología de la SPWLA. Posee una licenciatura en estadísticas y una maestría en geología de la Universidad de Akron, Ohio.

Volumen 24, no.4 53

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. Se utiliza el símbolo (†) para denotar una marca de M-I SWACO LLC, una compañía de Schlumberger.

54 Oilfield Review

Ozgur Senel se desempeña como ingeniero de yacimientos en el segmento Carbon Services de Schlumberger en Sugar Land, Texas, desde el año 2008. Está a cargo del análisis de los datos de campo, la construcción y calibración de modelos de yacimiento, la simulación de las operaciones de inyección de CO2, la predicción y la optimización del desarrollo de penachos de CO2 y la optimización de los programas de dimensionamiento y terminaciones de pozos e inyección para los proyectos de captación y almacenamiento de carbono (CCS) en EUA y Canadá. Además, dirige proyectos de aseguramiento del flujo e instalaciones de superficie. Ozgur posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad Técnica de Medio Oriente, Ankara, Turquía, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas, College Station, donde es candidato al doctorado en ingeniería petrolera.

Valerie Smith se desempeña como geofísico de yacimientos en el segmento Carbon Services de Schlumberger en Westerville, Ohio. Antes de ocupar su posición actual, trabajó para la Universidad de Virginia Oeste, Morgantown, EUA, como asistente de investigación. Valerie obtuvo una licenciatura en física de la Universidad Estatal de Nueva York en Potsdam, una licenciatura en geología de la Universidad de West Chester de Pensilvania, EUA, y una maestría en geolo-gía de la Universidad de Virginia Oeste.

Marco Sportelli ingresó en Eni SpA como supervisor de operaciones de terminación de pozos en equipos de perforación marinos en el año 1986. Luego, se convirtió en superintendente de operaciones de perforación y terminación, posición que ocupa desde el año 1999. Sus conocimientos técnicos especiales se asocian con las operaciones de desarrollo y reparación en los campos de gas agotados del Mar Adriático. Marco ha utilizado terminaciones selectivas duales con control de arena en forma extensiva. Reside en Ravenna, Italia.

Charles Svoboda es director de desarrollo de negocios para el segmento de productividad de pozos de M-I SWACO en Houston. Comenzó su carrera profesional en Halliburton y fue transferido a M-I SWACO, antes IMCO Services, en el año 1984. Desde ese año, ha ocupado posiciones operacionales y técnicas en los segmentos de fluidos de perforación y productividad de pozos. Su enfoque se centra en el desarrollo y la comercialización de tecnologías relacionadas con fluidos de terminación, fluidos de perforación de yacimientos, rompedores, herramientas especiales y procesos de filtración. Charles obtuvo una licenciatura en ingeniería civil de la Universidad de Illinois, Urbana-Champaign, en el año 1982.

Mark Trimble comenzó en la industria petrolera como peón de perforación en el piso de perforación y luego llegó a ocupar el cargo de perforador. En 1980, ingresó en Baker Oil Tools, donde trabajó durante 10 años como técnico de campo, corriendo

herramientas de terminación y remediación de fondo de pozo. Se apartó de la industria durante 18 años y cuando regresó en 2008, comenzó en M-I SWACO como ingeniero de servicios técnicos concentrándose en el diseño, recomendación y redacción de procedimientos para las herramientas de limpieza de fondo de pozo, principalmente en aplicaciones de pozos de aguas profundas y de alcance extendido. Desde el año 2010, se desempeña como gerente de desarrollo de negocios. Con base en Houston, Mark impulsa y lleva a cabo actividades de entrenamiento y soporte de nueva tecnología para las herramientas de limpieza de pozos a nivel mundial.

Murat Zeybek se desempeña como asesor de ingeniería de yacimientos de Schlumberger y como campeón de dominio de yacimientos y producción para el área de Medio Oriente, con base en Dhahran, Arabia Saudita. Trabaja en el análisis y la interpretación de probadores de formación operados con cable, análisis de presiones transitorias, modelado numérico del flujo de fluido, control de la producción de agua, adquisición de registros de producción y monitoreo de yacimientos. Es miembro del comité de revisión editorial técnica para la publicación SPE Reservoir Evaluation and Engineering e integró el comité para la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE. Además, integró el comité asesor industrial del departamento de ingeniería petrolera de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales, en Dhahran. Murat posee una licenciatura de la Universidad Técnica de Estambul, Turquía, y obtuvo una maestría y un doctorado de la Universidad de California del Sur en Los Ángeles, todos en ingeniería petrolera.

Julian Y. Zuo se desempeña actualmente como asesor científico y arquitecto de interpretación para una herramienta de pruebas de formación y muestreo de próxima generación, en el Centro de Determinación de Presión y Muestreo de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Opera en el ámbito de la industria del petróleo y el gas desde 1989. Recientemente, dirigió las gestiones para desarrollar y aplicar la primera ecuación de estado simple de Flory-Huggins-Zuo de la industria para prede-cir los gradientes composicionales y de asfaltenos, a fin de abordar temas tales como la conectividad de los yaci-mientos, la formación de mantos de alquitrán, la inesta-bilidad de los asfaltenos, el aseguramiento del flujo y la falta de equilibrio con procesos tardíos de carga de gas. Es co-autor de más de 150 artículos técnicos para publi-caciones, conferencias y seminarios. Julian posee un doctorado en ingeniería química de la Universidad del Petróleo de China en Beijing.

Evolución de las técnicas de posicionamiento y terminación de pozos. La introducción de nuevas mediciones y herramientas LWD ha producido cambios en la forma en que algunos operadores encaran la perforación de pozos horizontales. Existen a disposición nuevas herramientas capaces de detectar límites en la formación, lejos del pozo y frente a la barrena, lo que se traduce en mejoras en las técnicas de posicionamiento de pozos. Además, se han desarrollado herramientas que generan imágenes precisas de los detalles del pozo e identifican redes de fracturas naturales. Los ingenieros utilizan estos datos para crear diseños de terminaciones efectivos. Este artículo presenta algunas de las tecnologías y procesos que están haciendo posibles estos cambios.

Evaluación durante la perforación. Motivados por razones de índole ambiental, de salud y de seguridad, los científicos han pasado años desarrollando alternativas para las herramientas de adquisición de registros basadas en radioisótopos. A través de la utilización de generadores de neutrones pulsados que han reemplazado a las fuentes químicas en otras herramientas de adquisición de registros, los ingenieros han desarrollado una medición de densidad que utiliza rayos gamma generados por una fuente electrónica en lugar de una fuente de radioisótopos. Esta innovación permite a los operadores desplegar una serie completa de herramientas LWD que no poseen fuentes químicas.

Herramientas de pruebas de formación operadas con cable. Las herramientas de muestreo de fluidos operadas con cable permiten a los operadores captar y analizar los fluidos de yacimiento con una rapidez nunca antes lograda. No obstante, hasta hace pozo, la utilización de estos probadores de formación se veía limitada por algunos tipos de formaciones y por los regímenes de flujo de ciertos fluidos o requería un largo período de tiempo en la estación para la captación de muestras limpias. Existe a disposición un nuevo diseño que ha superado estos desafíos y, al hacerlo, ha expandido de manera considerable el alcance de las pruebas de formación con herramientas operadas con cable.

Próximamente en Oilfield Review

Volumen 24, no.4 55

Los fantasmas de climas pasados; Nuestra era glacial; Paisajes modelados por el hielo; En el lugar mismo: En los canales de las Scablands; El hombre de la era glacial; En el lugar mismo: En la tundra ártica; La pequeña edad de hielo, la Glaciología y lo sublime; En el lugar mismo: Hacia el filo de un glaciar; La historia actual.

• Húmedoyfluido:En el lugar mismo: En la rocosa zona intermareal; El ciclo del agua; En el lugar mismo: A lo largo de un arroyo de selva tropical; Las aguas en movimiento de los ríos; El sueño del agua en el desierto; Las tranquilas aguas de los pantanos; En el lugar mismo: En la ciénaga de los Campos de Céide; Turba, lodo, ciénagas y terrenos pantanosos; En el lugar mismo: En la reserva natural Wicken Fen; Ciénagas y pantanos; Húmedo/Seco; En el lugar mismo: En el estanque.

• Lugaresdesérticos,vidasdesérticas:En el lugar mismo: A través de un cañón de río desértico; Seco, caluroso, ventoso y polvoriento; En el lugar mismo: En JabalAja’; Lo que vemos; En el lugar mismo: En el Desierto de Chihuahua; Plantas inteligentes; En el lugar mismo: En el Centro Rojo; Criaturas inteligentes; En el lugar mismo: En el Desierto del Néguev; El desierto humano.

• Lacomplejidaddeloreal:Debajo de nuestros pies; En el lugar mismo: En los valles secos de la Antártida; Océanos de hierba; Las formas de lo complejo; En el lugar mismo: En las colinas de caliza; Evolucionando a la par…; En el lugar mismo: En la meseta tibetana; Entre árboles; En el lugar mismo: En un bosque de eucaliptos; Enfocando de cerca; El regreso a la curiosidad.

• Epílogo:Enunapraderadefloresaltas

• Fuentes,Biografíadeloscolaboradores,Índice

La crisis del carbono: Sobre la mala comprensión del cambio climático y la manera de remediarloDieter HelmYale University Press302 Temple StreetNew Haven, Connecticut 06511 EUA2012. 304 páginas. USD 35,00ISBN:978-0-300-18659-8

El autor, Dieter Helm, profesor de política energética de la Universidad de Oxford, sostiene que, en su compromiso por comprender el cambio climático, el hombre ha fracasado a la hora de lidiar con este fenómeno y aboga, además, por un replanteamiento de las políticas energéticas. En el marco de esta argumentación, el autor propone una amplia transición del carbón al gas y del gas a la electrificación con un enfoque en los aspectos económicos de las nuevas tecnologías.

Contenido:

• Primeraparte:¿Porquédeberíamospreocuparnosporelcambioclimático?:¿Cuán serio es el fenómeno del cambio climático?; ¿Por qué se está incrementando el volumen de emisiones?; ¿Quién es el culpable?

• Segundaparte:¿Porquésonescasoslosavanceslogrados?:Las actuales tecnologías renovables ¿Han llegado para rescatarnos?; ¿Es posible reducir la demanda?; ¿Un nuevo amanecer para la energía nuclear?; ¿Hay escasez de combustibles fósiles?; ¿Existe un acuerdo internacional que merezca credibilidad?

• Terceraparte:¿Quémedidasdebe-ríamosadoptar?:La fijación del precio del carbono; La ejecución de la transición; La inversión en nuevas tecnologías

• Conclusión

• Notasfinales,Bibliografía,Índice

Helm logra articular, a la perfección, el motivo por el cual algunas de las fuentes de energía alternativa —consideradas como una solución (por ejemplo, la energía eólica)— no resultan económicamente eficientes y la manera en que los países afirman haber reducido las nocivas emisiones de carbono exclusivamente a través del incremento de la importación de este elemento que no coadyuva a una reducción neta. Todo debate futuro debería tener en cuenta este astuto y a la vez desmoralizador volumen.

“BookReview,”Publishers Weekly

(3deseptiembrede2012),

http://www.publishersweekly.com/978-0-300-

18659-8(Seaccedióel14deenerode2013).

La obra del Helm se aboca, principalmente, al análisis de los aspectos económicos de la energía renovable… El lector encontrará en esta publicación un relato convincente sobre la presente evolución de las políticas autodestructivas actuales asociadas con el cambio climático global.

“ClimateChange:HowtoFixIt,”The Economist

(20deoctubrede2012),http://www.economist.

com/news/books-and-arts/21564815-climate-

changeneeds-better-regulation-not-more-politi-

cal-will(Seaccedióel14deenerode2012).

Un relato sensato y optimista sobre el abordaje real del fenómeno del calentamiento global.

“BookReview,”Kirkus(13deseptiembrede

2012),https://www.kirkusreviews.com/book-

reviews/dieter-helm/carbon-crunch/

(Seaccedióel4deenerode2013).

La faz de la Tierra: Paisajes naturales, ciencia y culturaSueEllen Campbell con Alex Hunt,Richard Kerridge, Tom Lynch, Ellen Wohl y otrosUniversity of California Press2120 Berkeley WayBerkeley, California 94704 EUA2011. 334 páginas. USD 27,95 ISBN:978-0-520-26927-9

La autora y editora SueEllen Campbell, profesora de inglés, examina los paisajes de la Tierra desde una perspectiva científica y cultural, entrelazando la ciencia, los mitos culturales, los estudios literarios y la experiencia personal. El relato de Campbell, al igual que el de otros científicos y escritores, explora, explica y describe la interdependencia e influencia del hombre con respecto al mundo natural.

Contenido:

• Paisajesdefuegointerno:En el lugar mismo: Sobre un río de lava; La recreación del interior; En el lugar mismo: En el borde de una faja de sobrecorrimiento; Mundosubterráneo; En el lugar mismo: Entre las Islas Eólicas; El Globo, las placas tectónicas y la formación de las montañas; En el lugar mismo: A lo largo del gradiente de perturbación; Los volcanes y sus erupciones; En el lugar mismo: A lo largo del volcán Chaitén; Aguas termales y géiseres.

• Elclimayelhielo:En el lugar mismo: Una recorrida por el Himalaya; Cómo funciona el clima;

NUEVAS PUBLICACIONES

Oilfield Review56

Campbell y sus colegas hacen uso de un modelo académico que utiliza el método de colaboración del grupo de investigación… típico de las ciencias… El resultado es magistral: un emprendimiento intelectual ampliamente ambicioso, necesario, articulado y generoso, realizado con la precisión de los eruditos y narrado de manera líricamente bella.

DoddE:“BookReview,”Ecozon@:European

JournalofLiterature,CultureandEnvironment3,

Nº2(Otoñode2012):212.

… Los lectores se toparán con un escrito sobre la naturaleza capaz de competir con la ficción de Annie Dillard y combinado con reacciones personales frente a las condiciones ambientales de los paisajes naturales de la Tierra y sugerencias prácticas, que resultan esperanzadoras ante problemáticas significativas como el fenómeno del cambio climático.

WhiteK:“CounteringCrisiswithAction:Voices

fortheEarth,”ForeWord Reviews15,Nº1

(Inviernode2012):23.

Los editores de esta obra, asesores en Geociencia especializados en problemas del subsuelo, han logrado compilar una serie de ensayos, de entre una y dos hojas de extensión, escritos por destacados geocientíficos expertos en petróleo. Los ensayos abordan temáticas variadas, desde filosofía general hasta consejos pormenorizados para la interpretación de datos sísmicos o recomendaciones para el ejercicio profesional.

Contenido:

• Fundamentos:Nociones básicas, Mapeo

• Conceptos:Geología; Análogos

• Interpretación

• Herramientasdepoder:Atributos, Habilidades ninja

• Antesdelapilamiento:La física de las rocas; Antes del apilamiento; Procesamiento

• Cuantitativo:Matemática; Análisis

• Integración:Trabajo en equipo; Flujo de trabajo

• Innovación:Historia; Innovación; Tecnología

• Habilidades:Aprendizaje; Ejercicio profesional; Gestión

Ésta es una obra breve, colmada de conocimientos, tanto para los geocientíficos jóvenes como para los más experimentados… No se puede dejar de elogiar a los autores por haber emprendido esta obra y lograr una destacada lista de colaboradores.

BartelDC:“BookReview,”The Leading Edge31,

Nº12(Diciembrede2012):1520.

Estimación de parámetros y problemas inversos, segunda ediciónRichard C. Aster, Brian Borchers yClifford H. ThurberAcademic Press, una publicación de Elsevier225 Wyman StreetWaltham, Massachusetts 02451 EUA2012. 376 páginas. USD 99,95ISBN:978-0-12-385048-5

Esta obra explora los métodos bayesianos y clásicos para abordar los problemas inversos lineales y no lineales y analiza, de cerca, cuestiones informáticas, matemáticas y estadísticas asociadas con su aplicación a problemas geofísicos. En un sitio de Internet asociado, se presenta una serie de ejemplos virtuales relacionados con los ejercicios que aparecen en el libro.

Contenido:

• Introducción

• Regresiónlineal

• Deficienciaderangoymalcondicionamiento

• LaregularizacióndeTikhonov

• Ladiscretizacióndelosproblemasinversosmediantelautilizacióndefuncionesdebase

• Losmétodositerativos

• Técnicasderegularizaciónadicionales

• LastécnicasdeFourier

• Regresiónnolineal

• Problemasinversosnolineales

• Métodosbayesianos

• Epílogo

• Apéndices,Bibliografía,Índice

Tal como ocurre con la obra original, esta nueva edición continúa siendo una de las exposiciones básicas más claras y abarcativas de la teoría inversa geofísica discreta. Se adapta, perfectamente, a los principiantes y constituye, a la vez, una buena fuente para aquéllos en busca de un algoritmo determinado que pudiere aplicarse a un problema inverso específico… En esta obra, las ejemplificaciones, mediante problemas “animados” sencillos y fáciles de comprender, resultan exquisitas… Todo está meticulosamente diseñado para esclarecer los aspectos de un método numérico particular.

TreitelS:“Review,” The Leading Edge31,Nº7

(Juliode2012):860.

52 cosas que debería saber sobre la GeofísicaMatt Hall y Evan Bianco (editores)Agile LibreCódigo Postal 336Bahía de Mahone, Nueva Escocia B0J 2E0Canadá2012. 132 páginas. USD 19,00ISBN978-0-9879594-0-9

Para perdonar al diseño: La comprensión del fracasoHenry PetroskiThe Belknap Press deHarvard University Press79 Garden StreetCambridge, Massachusetts 02138 EUA2012. 432 páginas. USD 27,95ISBN:978-0-674-06584-0

A través del análisis de algunos de los fracasos de ingeniería más famosos del mundo, el autor de esta obra revela la interconectividad de la tecnología y la cultura y explora el contexto más amplio en el que ocurren los accidentes. Petroski explica la manera en que incluso las tecnologías simples se encuentran inmersas en contradicciones, complicaciones y limitaciones de carácter cultural y socio-económico y demuestra la manera en que lo complejo puede generar peligros.

Volumen 24, no.4 57

Contenido:

• Atravésdeejemplosconcretos

• Lascosassuceden

• Diseñadoparaelfracaso

• Lamecánicadefallos

• Unproblemareiterado

• Loviejoylonuevo

• Enbuscadeunacausa

• Laobligacióndeuningeniero

• Antes,duranteydespuésdelacaída

• Asuntoslegales

• Diseñadoressecundarios

• Houston,tienesunproblema

• Sinargumentos

• Historiayfracaso

• Notas,Ilustraciones,Índice

A pesar de sus idas y vueltas y de su narración reiterativa, mucho tienen los lectores para aprender de esta obra… El fracaso de ingeniería que el autor logra explicar con mayor lucidez es aquél relacionado con la explosión que involucró a la plataforma de perforación Deepwater Horizon en 2010. La exposición de Petroski resulta sumamente detallada y se beneficia del carácter lineal de su narrativa. Esta parte de la obra es ejemplar por la implacable revelación de los motivos técnicos y comerciales del incidente.

MerrickJ:“BookReview,”The Independent

(19demayode2012),http://www.independent.

co.uk/arts-entertainment/books/reviews/to-

forgivedesign-understanding-failure-by-henry-

petroski-7763597.html(Seaccedióel5de

septiembrede2012).

El autor de esta obra sostiene que, en la ciencia y la investigación, la ignorancia precede al conocimiento y no a la inversa. Firestein afirma que la ignorancia es la fuerza que mueve a los científicos e investigadores. Esta obra incluye cuatro casos reales que muestran la manera en que los científicos, considerados individualmente, utilizan la ignorancia como guía para sus investigaciones.

Contenido:

• Unabrevevisiónsobrelaignorancia

• Enprocesodedescubrimiento

• Límites,incertidumbre,imposibilidadyotrosproblemasmenores

• Lanopredicción

• Elatributodelaignorancia

• Túylaignorancia

• Casosreales

• Conclusión

• Notas,Lecturasrecomendadas,Índice

Esta excelente obra será una buena compañía para los futuros científicos en la fase inicial de sus estudios… Es posible que el breve relato de Firestein lleve al lector, incluso, a valorar su ignorancia y a hacer alarde de ella como si se tratara de una medalla de honor. Puede que, a lo largo de la narración, el lector se vuelva cada vez más ignorante y logre disfrutar de la travesía. En esta obra, la ignorancia se vuelve goce puro.

CerfM:“KnownUnknowns,”Science336,

Nº6087(15dejuniode2012):1382.

Con el propósito de demostrar cómo los científicos dependen de la ignorancia, Firestein ha escrito un relato breve y por demás entretenido para el lego y para los estudiantes que aspiran a convertirse en científicos… El autor celebra la tolerancia de lo incierto, los placeres del misterio científico y el cultivo de la duda.

BlakesleeS:“ToAdvance,SearchforaBlack

CatinaDarkRoom,”The New York Times

(18dejuniode2012),http://www.nytimes.

com/2012/06/19/science/ignorance-book-re-

view-scientistsdont-care-for-facts.html?_r=0

(Seaccedióel27dediciembrede2012).

Esperanza salvaje: A la vanguardia del éxito de la conservaciónAndrew BalmfordUniversity of Chicago Press1427 East 60th StreetChicago, Illinois 60637 EUA2012. 264 páginas. USD 26,00 ISBN978-0-226-03597-0

El título de la obra alude a la esperanza que nos trae el autor de que nuestro medio ambiente natural no se encuentra camino al desastre, sino en proceso de recuperación. Organizada geográficamente, la obra destaca a aquéllos que están realizando descubrimientos y generando nuevas ideas para hacer de la conservación un éxito. Balmford reconoce los desafíos y dificultades de la conservación, pero ofrece soluciones y relatos de ciudadanos, gobiernos y empresas que han aunado sus esfuerzos con miras a implementar dichas soluciones.

Contenido:

• Elvasomediovacío

• Encustodiadelunicornio:Laconservaciónalavanguardia

• Elfindelasguerrasdelpájarocarpintero

• Plantas,políticaypobrezaproblemáticas

• El“asilvestramiento”adquiereacentoalemán

• Eldiscernimientodelabondaddelosárboles

• Laecologizacióndeungigante

• Alapescadeunfuturo

• Elvasomediolleno

• Apéndice:Limitarlaspérdidas(oloquepodemoshacerparasalvarlanaturaleza)

• Referencias

… En la opacidad y sencillez [de esta obra], existe una especie de genio que la diferencia del resto de sus congéneres bibliográficos dentro del género del relato conservador. La ciencia juega un papel trascendente a la hora de darle un marco al debate de la manera en que gestionamos los ecosistemas y del lugar desde el que lo hacemos. Balmford no deja lugar a dudas… Su respuesta vaga, pero genuinamente pasional, hace que se activen más neuronas en la región del corazón que en la de la cabeza. No obstante, quizá éste sea el único músculo necesario para proteger la naturaleza..

McCauleyD:“Nature—HalfLostorHalf

Saved?,”Science337,Nº6101(21de

septiembrede2012):1455.

La ignorancia: Motor de la cienciaStuart FiresteinOxford University Press198 Madison AvenueNueva York, Nueva York 10016 EUA2012. 195 páginas. USD 21,95ISBN:978-0-199-82807-4

DEFINICIÓN DE LAS OPERACIONES DE PRUEBAS

Las pruebas de pozos y de formación, que consisten en la obtención de mediciones mientras se hacen fluir fluidos del yacimiento, se efectúan en todas las etapas de la vida productiva de los campos de petróleo y gas; desde la fase de exploración hasta las fases de desarrollo, producción e inyección. Los operadores llevan a cabo estas pruebas para determinar si una formación producirá, o seguirá produciendo, hidrocarburos con una tasa que arroje un retorno razonable sobre las inversiones posteriores. Además, los operadores utilizan los datos de las pruebas para determinar los límites del yacimiento y planificar los métodos más eficientes para los pozos y campos productores.

Durante las pruebas, los operadores miden la presión de formación, caracterizan los fluidos de formación y el yacimiento, y determinan la per-meabilidad y el factor de daño; el daño de formación producido durante la perforación u otras operaciones de pozo. Los datos que indican cómo reac-ciona la formación ante los incrementos y las reducciones de presión durante el transcurso de una prueba también pueden revelar información crítica acerca del yacimiento.

Además, las pruebas de pozos y de formación constituyen fuentes prima-rias de datos críticos para los modelos de yacimientos y representan los mecanismos principales con los que los ingenieros confirman o ajustan los parámetros de los modelos de yacimientos. Los ingenieros utilizan estos modelos para comprender cómo interactúan los fluidos de yacimiento, la formación y el pozo y aplican ese conocimiento para optimizar las estrate-gias de terminación y desarrollo.

Los operadores evalúan el potencial de producción de los pozos a través de diversos métodos de prueba, aplicados por separado o combinados. Y pueden optar por efectuar una prueba de pozo de producción en la que el pozo se hace fluir a través de una terminación provisoria hacia un separador para pruebas (derecha) o bien utilizar un probador de formación operado con cable (WFT) para recuperar muestras de fluidos y medir la presión en el fondo del pozo en la zona de interés. A veces, los ingenieros efectúan ambos tipos de pruebas.

Durante las pruebas de pozos de producción, los técnicos hacen fluir los fluidos de yacimiento hacia la superficie a través de una sarta de perfora-ción o de una sarta de prueba incluida en la columna de perforación (DST). Los empacadores aíslan la zona que va a ser sometida a prueba, en tanto que el equipo de fondo de pozo o de superficie proporciona el control del pozo. El pozo se hace fluir con diferentes tasas a través de una válvula de estrangula-miento que puede ser ajustada para controlar la tasa de flujo con precisión.

Los fluidos de yacimiento llevados a la superficie se envían directamente a los tanques de retención hasta que los operadores de pruebas determinan que se han eliminado, o al menos minimizado, los contaminantes, tales como los fluidos de perforación, presentes en la corriente de flujo. Después de la limpieza, el flujo es re-direccionado hacia un separador para pruebas en el que los fluidos a granel se dividen en petróleo, gas y agua, y cualquier detrito, tal como arena u otro material, se remueve. Las tres fases de fluidos

se miden y analizan por separado. Los operadores pueden optar por obtener datos adicionales de yacimientos y flujo de fluidos mediante la bajada simul-tánea de herramientas de adquisición de registros de producción operadas con cable dentro del pozo. Estas herramientas miden la tasa de flujo de fondo de pozo y la composición de los fluidos y pueden indicar qué zonas están contribuyendo al flujo total.

Durante las pruebas de pozos, los fluidos de yacimiento se hacen fluir hacia el separador con tasas variables de acuerdo con un esquema predeterminado. Estas pruebas pueden insumir menos de dos días para evaluar un solo pozo o varios meses para evaluar la extensión de un yacimiento. Los tipos de pruebas son los siguientes: recuperación o restauración de la presión, caída o aba-timiento de la presión, cierre, inyección e interferencia. Para la mayoría de las pruebas, los ingenieros permiten que una cantidad limitada de fluido fluya desde o hacia una formación. Luego, proceden a cerrar el pozo y a monitorear la presión mientras la formación se equilibra.

Fundamentos de las pruebas de pozos

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2012/2013: 24, no. 4.Copyright © 2013 Schlumberger.

Rick von FlaternEditor senior

Válvula de seguridad Placas de coalescenciaLínea de gasExtractor

de vapores

Entrada deefluente

Regulador del nivelde agua y flotador

Líneade agua

Placa vertedero Cortador de vórtice

Línea depetróleo

Reguladordel nivelde petróleoy flotador

Separador convencional

Rompedorde entrada Placa deflectora Rompedor de espuma

> Separador de prueba. Los separadores están diseñados para que los fluidos producidos ingresen en el recipiente, en el que son retenidos el tiempo suficiente como para que el petróleo se separe y flote hacia la parte superior del agua. Este proceso es optimizado mediante las placas deflectoras, que reducen la velocidad de flujo, y a través de las placas de coalescencia que hacen que el petróleo forme gotas grandes. Una vez separados el petróleo y el agua, el primero fluye a través de un vertedero hacia una sección independiente del recipiente, en tanto que el agua permanece en el compartimento original. Los brazos de control mecánico del nivel del agua y del petróleo, con flotadores adosados que son levantados por el fluido en ascenso, disparan las válvulas (no exhibidas) que liberan el petróleo y el agua a lo largo de sus respectivas líneas de flujo. Cuando los fluidos alcanzan un nivel predeterminado, los reguladores producen la liberación de la presión de gas o de la presión de aire y el accionamiento de las válvulas neumáticas. Los extractores de vapores remueven las gotas de petróleo de la fase gaseosa antes de que el gas salga del separador a través de una válvula situada en la parte superior del recipiente y pase a través de un medidor de placa orificio (no exhibido) para su medición. Las válvulas de seguridad permiten que el gas sea liberado en la atmósfera en vez de sobrepresionar el recipiente.

Oilfield Review58

Volumen 24, no.4 59

DEFINICIÓN DE LAS OPERACIONES DE PRUEBAS

Las pruebas de restauración de presión se llevan a cabo cerrando el pozo luego de un cierto período de flujo para medir el incremento de la presión de fondo de pozo (BHP). En contraposición, para las pruebas de caída de presión, los ingenieros abren el pozo al cabo de un período de cierre especi-ficado a fin de observar la reducción de la BHP. Durante las pruebas de

>Muestreo WFT. Los pistones son accionados desde uno de los lados del WFT para forzar firmemente un arreglo de empacadores contra la formación que va a ser sometida a prueba. En su centro, el empacador contiene una probeta que luego se extiende hacia la formación para extraer los fluidos de pozo. Los fluidos de formación (flechas rojas) fluyen hacia la probeta y las líneas de flujo, y se bombean hacia el interior del pozo hasta que se encuentran suficientemente libres de contaminación según lo determinado por el análisis de fluidos de fondo del pozo (cilindros verdes y marrones). Los fluidos no contaminados se introducen en botellas de almacenamiento (naranja) donde son mantenidos en las condiciones originales. En un solo viaje de entrada en el pozo, se pueden extraer múltiples muestras. Una vez concluidas todas las pruebas, las muestras se llevan a la superficie y pueden ser enviadas a los laboratorios para la ejecución de pruebas avanzadas. Un medidor de presión de cuarzo mide y registra las presiones de fondo de pozo.

Pistón de la herramienta

Arreglo deempacadores

Probeta

Medidor de presión de cuarzo

Pistón del arreglode empacadores

inyección y las pruebas de cierre, se inyecta fluido en la formación y se monitorea la BHP, que se incrementa como resultado de la inyección. Luego, el pozo se cierra y se registra la reducción subsiguiente de la BHP. Las prue-bas de interferencia registran los cambios de presión producidos en los pozos adyacentes cuando se modifica la tasa de flujo del pozo de prueba. El tiempo requerido para que los cambios del pozo de prueba afecten la pre-sión en el pozo de observación proporciona a los ingenieros una indicación del tamaño del yacimiento y de la comunicación de flujo existente en éste.

Los ingenieros analizan las respuestas a los esquemas de cambios de pre-sión utilizando el análisis de presión transitoria, una técnica basada en las relaciones matemáticas entre la tasa de flujo, la presión y el tiempo. La infor-mación proveniente de estos análisis ayuda a los ingenieros a determinar el intervalo de terminación óptimo, el potencial de producción y el factor de daño. Además, pueden derivar la permeabilidad promedio, el grado de heteroge-neidad de la permeabilidad y la anisotropía, la forma de los límites del yaci-miento y la distancia hasta éstos, así como las presiones inicial y promedio del yacimiento.

Los ingenieros utilizan variaciones específicas de las pruebas de restaura-ción y caída de la presión de pozo para evaluar los pozos de gas. Durante una prueba de contrapresión, se hace fluir un pozo en función de una contra-presión especificada hasta que la presión BHP y la presión de superficie se estabilizan; una indicación de que el flujo proviene de las zonas externas del área de drenaje. Una prueba isocronal incluye una serie de caídas y restau-raciones de presión. Las tasas de flujo varían para cada caída de presión, mientras las restauraciones subsiguientes continúan hasta que el pozo alcanza su presión de cierre original. También puede utilizarse una prueba isocronal modificada; en la que los períodos de caída y restauración tienen la misma duración.

Sobre la base de los datos de estas pruebas, los ingenieros pueden deter-minar el potencial de producción, el factor de daño y el flujo abierto abso-luto (AOF); la tasa teórica con la que fluiría el pozo si la contrapresión sobre la formación, o la pared del pozo, fuera nula. Los operadores utilizan el AOF como base para los cálculos destinados a determinar la relación entre la configuración de la contrapresión y las tasas de flujo del pozo.

En vez de utilizar las pruebas de pozos, los operadores pueden optar por evaluar sus pozos utilizando WFTs que incluyen un medidor de presión de cuarzo y una herramienta de muestreo de fluido colocada a través de un intervalo de producción (izquierda). Durante estas pruebas de formación, los fluidos de yacimiento son bombeados o introducidos en el WFT a través de una probeta insertada en la formación o entre los empacadores fijados por encima y por debajo del punto de muestreo.

DEFINICIÓN DE LAS OPERACIONES DE PRUEBAS

Los fluidos de yacimiento, que pueden estar contaminados con fluido de perforación, se bombean o se hacen fluir primero hacia el pozo a través de las líneas de flujo de la herramienta mientras se reduce el nivel de contaminación. Una vez que los ingenieros determinan que la formación está proporcionando fluidos de yacimiento con una mínima contaminación, re-direccionan el flujo hacia las cámaras para muestras de la herramienta. Las cámaras se llevan a la superficie y se transportan a los laboratorios para su análisis.

Los científicos también utilizan el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) para monitorear el proceso de muestreo. Mediante la utilización de espectroscopía óptica, o del espectro luminoso registrado, los ingenieros iden-tifican en tiempo real la composición de los fluidos a medida que éstos fluyen hacia la herramienta; además, este método revela datos críticos acerca del yacimiento sin tener que esperar el resultado de las pruebas de laboratorio. Por otra parte, las mediciones DFA confirman que la muestra se encuentra incontaminada y eliminan las incertidumbres asociadas con el transporte de fluidos y la reconstrucción, en el laboratorio, de las condiciones locales necesarias para el análisis de fluidos. Los técnicos también utilizan los datos DFA para identificar las relaciones gas-petróleo, el contenido relativo de asfaltenos y la fracción de agua en tiempo real.

A lo largo de todas las etapas de la vida productiva de un pozo o de un campo petrolero, se implementan diversos esquemas de pruebas de pozos y formaciones. En la fase de exploración, los operadores pueden utilizar las pruebas de pozos para simular la producción después de terminar un pozo a fin de establecer el potencial de producción y las estimaciones de reservas. Además, la captación de muestras de fluidos grandes en la superficie brinda a los especialistas una oportunidad para obtener mediciones de laboratorio de los fluidos de yacimiento.

Las pruebas de pozos, en la fase de exploración, también permiten a los operadores determinar si las tasas de flujo bajas se ven afectadas por el factor de daño o son el resultado de la permeabilidad natural del yacimiento. Provistos del conocimiento de ambas situaciones, los ingenieros pueden adoptar las acciones apropiadas, planificar los tratamientos que pueden ser necesarios una vez que se inicia la producción o decidir abandonar el pro-yecto por razones económicas. Por ejemplo, las pruebas de pozos pueden ser utilizadas para estimar el tamaño del yacimiento, lo que permite a los ope-radores abandonar un yacimiento pequeño que no será económico a pesar de las altas tasas de flujo iniciales.

Durante la fase de desarrollo de campos petroleros, las pruebas de pozos ayudan a indicar los pozos que pueden requerir tratamientos de estimulación. Mediante la utilización de los datos de pruebas de pozos, los ingenieros pre-dicen la longitud y la conductividad de las fracturas naturales o inducidas y luego pueden estimar los incrementos de productividad que es posible obte-ner con un tratamiento de estimulación. Por otra parte, pueden utilizarse WFTs para las pruebas de presión destinadas a determinar las presiones estáticas de yacimiento y confirmar los contactos de fluidos y los gradientes de densidad. Esta información ayuda a analizar la comunicación existente en el yacimiento, vincular las características del yacimiento con un modelo geológico e identificar las zonas agotadas.

Durante la fase de producción, las pruebas de pozos tienen por objetivo el monitoreo de los yacimientos, la recolección de datos para el ajuste his-tórico —la comparación de la producción real con la producción pronosti-cada por los simuladores de yacimientos— y la evaluación de la necesidad de efectuar tratamientos de estimulación. En estas pruebas se utiliza un medidor de presión colocado frente a la formación para recolectar datos durante la restauración y la caída de presión.

La productividad de los pozos generalmente disminuye con el tiempo, a veces como resultado del daño de formación producido por la migración de finos; el movimiento de partículas muy pequeñas a través de la formación hacia el pozo, en donde dichas partículas rellenan los espacios porosos y reducen la permeabilidad. Los ingenieros pueden efectuar pruebas de for-mación con el fin de pronosticar la efectividad probable de los tratamientos para remover estos finos. Los efectos de las elecciones en materia de termi-nación de pozos también pueden ser evaluados con las pruebas de forma-ción para asistir a los ingenieros en la planificación de las operaciones de remediación requeridas.

Los datos de las pruebas de pozos y formaciones proporcionan a los ope-radores información relacionada con sus pozos nuevos y productores, que resulta crítica para la toma de decisiones operacionales en el corto plazo. Pero el verdadero valor de los datos derivados de las pruebas de pozos reside en su aplicación para la confección o la corrección de los modelos de yacimientos, lo que permite a los operadores tomar mejores decisiones a largo plazo en relación con sus activos.

Oilfield Review60

Índice anual de Oilfield Review—Volumen 24

ARTÍCULOSAbandono permanente de los pozos de áreas marinasAbshire LW, Desai P, Mueller D,Paulsen WB, Robertson RDB ySolheim T.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 48–57.

Automatización de la perforaciónAldred W, Bourque J, Mannering M,Chapman C, du Castel B, Hansen R,Downton G, Harmer R, Falconer I,Florence F, Godinez Zurita E, Nieto C,Stauder R y Zamora M.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 18–29.

Cómo optimizar el arte de la pescaJohnson E, Land J, Lee M yRobertson R. Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 26–37.

Cómo salir de un aprietoCosto B, Cunningham LW, Martin GJ,Mercado J, Mohon B y Xie L.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 18–27.

Comprobación de los límites en condiciones de pozo extremasAvant C, Daungkaew S, Behera BK, Danpanich S, Laprabang W, De Santo I,Heath G, Osman K, Khan ZA, Russell J,Sims P, Slapal M y Tevis C.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 4–19.

Cuando las rocas se calientan: Las propiedades térmicas de las rocas yacimientoChekhonin E, Parshin A, Pissarenko D,Popov Y, Romushkevich R, Safonov S,Spasennykh M, Chertenkov MV yStenin VP.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 20–37.

De cuenca a cuenca: La tectónica de placas en exploraciónBryant I, Herbst N, Dailly P, Dribus JR,Fainstein R, Harvey N, McCoss A,Montaron B, Quirk D y Tapponnier P.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 38–58.

Detección sísmica de fallas y fracturas sutilesAarre V, Astratti D, Al Dayyni TNA,Mahmoud SL, Clark ABS, Stellas MJ,Stringer JW, Toelle B, Vejbæk OVy White G.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 30–45.

El rol en expansión de los registros de lodoAblard P, Bell C, Cook D, Fornasier I,Poyet J-P, Sharma S, Fielding K, Lawton L,Haines G, Herkommer MA, McCarthy K,Radakovic M y Umar L.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 28–47.

Herramientas especiales para la recuperación de escombros de pozosColl B, Laws G, Jeanpert J, Sportelli M,Svoboda C y Trimble M.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 4–13.

La ciencia de los asfaltenos revela secretos de los yacimientosAndrews AB, Mullins OC, Pomerantz AE,Dong C, Elshahawi H, Petro D, Seifert DJ,Zeybek M y Zuo JY.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 14–25.

Microbios: ¿Enemigos o aliados de los campos petroleros?Augustinovic Z, Birketveit Ø, Clements K,Freeman M, Gopi S, Ishoey T, Jackson G,Kubala G, Larsen J, Marcotte BWG,Scheie J, Skovhus TL y Sunde E.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 4–17.

Perfilaje a través de la barrenaAivalis J, Meszaros T, Porter R,Reischman R, Ridley R, Wells P,Crouch BW, Reid TL y Simpson GA.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 46–58.

Perfilaje sónico durante la perforación: Respuestas de corteAlford J, Blyth M, Tollefsen E, Crowe J,Loreto J, Mohammed S, Pistre V yRodriguez-Herrera A.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 4–17.

Secuestración de CO2: Una respuesta para las emisionesAlvi A, Berlin EH, Kirksey J, Black B, Larssen D, Carney M, Chabora E, Finley RJ,Leetaru HE, Marsteller S, McDonald S, Senel O y Smith V. Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 38–51.

EDITORIALESAutomatización de la perforación: Generación de mayor confiabilidad y mayor rentabilidadFlorence F.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 1.

El futuro de la captación y el almacenamiento del carbonoFinley RJ.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 1.

Exploración hidrocarburífera de frontera: La importancia de los modelos tectónicosTapponnier P.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 1.

Las estructuras ociosas de las áreasmarinas: Los restos del pasado o lainfraestructura del futuroHopkins H.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 1.

DEfInICIón…ARTÍCULOS InTRODUCTORIOS qUE DESCRIbEn LOS COnCEpTOS báSICOS DE LA InDUSTRIA DE E&pDefinición de la cementación: Fundamentos de la cementaciónde pozos Nelson EB.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 63–65.

Definición de la porosidad: Cómo se mide la porosidadSmithson T.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 65–66.

Definición de las operaciones de pruebas: Fundamentos de las pruebas de pozosvon Flatern R.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 58–60.

Definición de operaciones de disparos: Detonación para inducir el flujo de fluidos Smithson T.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 63–65.

nUEVAS pUbLICACIOnES52 cosas que debería saber sobre la GeofísicaHall M y Bianco E (eds).Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 56.

Bacterias: Las inofensivas, las nocivas y las bellasWassenaar TM.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 61.

Despertando al gigante: Sobre la manera en que un clima cambiante genera terremotos, tsunamis y volcanesMcGuire B.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 62.

El club del desayuno filosófico: Cuatronotables amigos que transformaron laciencia y cambiaron el mundoSnyder LJ.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 62.

El hogar de la sabiduría: Sobre la manera en que la ciencia árabe rescató al conocimiento antiguo y dio origen al Renacimientoal-Khalili J.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 61.

El manual de difusión: Soluciones aplicadas para ingenierosThambynayagam RKM. Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 62.

Erupciones que sacudieron al mundoOppenheimer C.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 64.

Esperanza salvaje: A la vanguardia del éxito de la conservaciónBalmford A.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 57.

Estimación de parámetros y problemas inversos, segunda ediciónAster RC, Borchers B y Thurber CH.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 56.

La búsqueda: Energía, seguridad y la reconfiguración del mundo modernoYergin D.Vol. 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 61.

La catedral de Turing: Los orígenes del universo digitalDyson G.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 63.

La crisis del carbono: Sobre la mala comprensión del cambio climático y la manera de remediarloHelm D.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 55.

La Epigenética en la era de Twitter: Cultura pop y ciencia modernaWeissmann G.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 63.

La fábrica de ideas: Los laboratorios Bell y la grandiosa era de innovación estadounidenseGertner J.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 62.

La faz de la Tierra: Paisajes naturales, ciencia y culturaCampbell S with Hunt A, Kerridge R, Lynch T y Wohl E.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 55.

La historia del Planeta Tierra: Los primeros 4 500 millones de años, del polvo de estrellas al planeta vivienteHazen RM.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 62.

La ignorancia: Motor de la cienciaFirestein S.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 57.

La importancia del clima: La ética en un mundo en proceso de calentamientoBroome J.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 64.

La mecánica de fluidos, la transferencia de calor y la transferencia de masa: La práctica de la ingeniería químicaRaju KSN.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 61.

Los principios del modelado multiescalarE W.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 61.

Para perdonar al diseño: La comprensión del fracasoPetroski H.Vol. 24, no. 4 (Junio de 2013): 56.

Radicales libres: La anarquía secreta de la ciencia Brooks M.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 62.

Reinvención del descubrimiento: La nueva era de la ciencia en redNielsen M.Vol. 24, no. 3 (Marzo de 2013): 64.

Volcanes del mundo, Tercera ediciónSiebert L, Simkin T y Kimberly P.Vol. 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 62.

Volumen 24, no.4 61

13-OR-0001-S

Volumen 24, no.4

Recuperación de escombros del fondo del pozo

La ciencia de los asfaltenos

Las técnicas de pesca

Captación y almacenamiento de carbono

Oilfield Review