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Volumen 26, no.4

Fracturamiento de yacimientos no convencionales

Cables de perfilaje mejorados

Aguas ultra-profundas

Bioturbación

Oilfield Review

15-OR-0001-S

Applicación Oilfi

eld Review ahora

disponible en la plataforma Android

†

Aplicaciones Oilfield ReviewLa aplicación Oilfield Review de Schlumberger para dispositivos Android† ahora se encuentra disponible en forma gratuita en la tienda Google Play†. Esta nueva aplicación complementa la aplicación iPad‡, la cual se encuentra disponible en línea en la tienda Apple‡ iTunes‡. Para los dispositivos Android, incluyendo los teléfonos, ésta es una aplicación independiente; el acceso al contenido con los dispositivos iPad y iPhone‡ se realiza a través de la plataforma Newsstand.

Oilfield Review comunica a los profesionales de la industria petrolera los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y la producción de hidrocarburos. Muchos artículos de la publicación han sido mejorados en las aplicaciones con animaciones y videos, que ayudan a explicar los conceptos y teorías que trascienden las capacidades de las imágenes estáticas. Además, las aplicaciones brindan acceso a numerosos años de temáticas archivadas en un formato compacto que conserva el contenido y las imágenes de ata calidad a los que estamos acostumbrados con la versión impresa de Oilfield Review.

Para descargar e instalar la aplicación, busque “Schlumberger Oilfield Review”, que se encuentra disponible en el App Store‡ o en la tienda en línea Google Play, o escanee el código QR (abajo), que lo llevará directamente a la fuente específica para su dispositivo.

†Android y Google Play son marcas de Google Inc.‡Apple, App Store, iPad, iPhone y iTunes son marcas de Apple Inc., registradas en EUA y en otros países.

El estado actual y futuro de las actividades de exploración y producción en aguas profundas nos recuerda a otra industria: la industria espacial. Los proyectos de exploración del espacio son costosos y altamente complejos, y las consecuencias de las fallas pueden ser catastróficas. La industria espacial satisface estos desafíos a través de un proceso de gestión que integra la planeación y ejecución junto con una gestión de riesgos de tipo causa y efecto; este enfoque basado en sistemas utiliza programas virtuales de simulación y modelado y capacitación óptima del personal.

En la industria de E&P, los geólogos y los geofísicos confeccionan modelos 3D de áreas prospectivas de exploración. Para la construcción de pozos y el desarrollo de campos, el proceso incluye a los ingenieros geomecánicos y de perforación. El software de modelado, tal como la familia de programas Petrel*, facilita esta tarea mediante la incorporación de las presiones de poro y los esfuerzos geomecánicos 3D, lo que permite a los ingenieros de perforación diseñar trayectorias óptimas que maximizan las ventanas de perforación.

La ingeniería de perforación convencional se basa en la experiencia previa y en la iteración para dar cuenta de las numerosas variables que inciden en el pozo. Este enfoque puede arrojar resultados fragmentados, y puede suceder que las lecciones aprendidas se desactualicen rápidamente o que resulte difícil evaluar su efectividad. Por el contrario, un enfoque sistémico intenta dar cuenta de todas las variables controlables para producir los resultados deseados, tales como el aseguramiento del pozo y las operaciones de perforación eficientes. Mediante la utilización de programas de simulación, los ingenieros pueden seleccionar una trayectoria de pozo óptima y luego correr escenarios de tipo “qué pasaría si” mediante la variación de las variables de construcción de pozos. Estas iteraciones también permiten a los ingenieros validar el valor de la introducción de nueva tecnología.

Los operadores nuevos en el ámbito de los proyectos de aguas profundas y ultra-profundas pronto toman conciencia de que los costos son significativamente más altos que los de los proyectos de tierra firme y la plataforma continental. Rondando el USD millón por día, o unos USD 11,57 por segundo, los costos son aún más elevados en las áreas remotas que cuentan con poco soporte de infraestructura. Además, los operadores deben considerar factores que son exclusivos del trabajo en mar abierto, tales como las incertidumbres meteorológicas de la superficie y el subsuelo, asociadas con la altura del nivel del mar, las corrientes de lazo y los huracanes.

El éxito en aguas profundas requiere métodos de planeación y ejecución mejorados y un nuevo enfoque para la preparación de la próxima generación de expertos técnicos. Los proyectos de aguas profundas y ultra-profundas, al igual que los de la industria espacial, implican un proceso de integración interdisciplinaria. La incorporación de muchas disciplinas para conformar un solo flujo de trabajo permite captar y dar cuenta de las incertidumbres y suposiciones introducidas por cada disciplina a lo largo de todo el proceso de planeación.

Aguas profundas y ultra-profundas: Manejo de la complejidad mediante métodos integrados de planeación y ejecución

1

La clave para el éxito de este método es la comprensión de que estas incertidumbres pueden reducirse utilizando datos en tiempo real para recalibrar los modelos originales.

A la hora de preparar proyectos remotos, se requiere prestar más atención a los detalles que lo que se necesita para los proyectos en los mercados maduros de aguas profundas. Como sucede en la industria espacial, para el éxito de la preparación operacional en aguas profundas se utiliza un enfoque de gestión de proyectos (PM). Un enfoque PM efectivo organiza un equipo de trabajo para operar en conjunto de una manera sistemática y repetible, lo que permite captar, reproducir e incluir las mejoras en flujos de trabajo productivos. El enfoque PM combina un plan formalizado con un sistema de gestión de riesgos que consiste en componentes cuantificables.

Muchas de las extensiones productivas de aguas profundas de todo el mundo se encuentran en las fases iniciales de exploración y numerosos países están recibiendo con beneplácito inversiones internacionales por estos proyectos. Las operaciones en las regiones de aguas profundas incipientes deben atraer los dólares de inversión y los conocimientos técnicos especiales de los operadores internacionales para ayudar a explorar y desarrollar las superficies marinas. Conscientes de que estos proyectos conllevan un alto riesgo técnico y comercial, los gobiernos anfitriones a menudo buscan proporcionar un ambiente con un riesgo geopolítico mínimo y condiciones comerciales favorables.

Además de crear nuevos flujos de trabajo y nuevas tecnologías, la industria de E&P marina debe captar y mantener personal calificado y experimentado para atender los proyectos altamente complejos de aguas profundas del futuro. Según predicen los expertos, la industria pronto experimentará un déficit de personal técnico experimentado. La industria espacial cubre sus posiciones con personal que posee idoneidades comprobadas y la capacitación necesaria para satisfacer los requerimientos de sus ambientes de trabajo únicos. Además, el personal de áreas marinas atraviesa un proceso riguroso de certificación para aguas profundas, que es convalidado por expertos calificados.

En la búsqueda de reservas energéticas, el ámbito de aguas profundas y ultra-profundas continúa siendo prometedor para las actividades de exploración y producción. Los proyectos, si bien complejos, pueden ser manejados a través de métodos apropiados de planeación y ejecución que garantizan un resultado seguro, eficiente y ambientalmente responsable.

Chris GarcíaAsesor de operaciones en aguas profundas de Schlumberger para América LatinaHouston

Chris García es asesor de operaciones en aguas profundas de Schlumberger para América Latina. Comenzó su carrera profesional con la contratista de perforación en aguas profundas Zapata Offshore. Desde su ingreso en Schlumberger en 1987, ocupó numerosas posiciones, incluidas las de gerente temático de aguas profundas para el Golfo de México y gerente de desarrollo de negocios de aguas profundas en México y América Latina. Chris obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin y actualmente está por recibir una certificación profesional en gestión de proyectos.Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Aguas profundas y ultra-profundas: Manejo de la complejidad mediante métodos integrados de planeación y ejecución

Artículo de fondo aportado por Chris García, asesor de operaciones en aguas profundas de Schlumberger para América Latina.

4 Revelación del potencial de los yacimientos no convencionales

Una nueva técnica de estimulación, que contribuye a la creación de fracturas hidráulicas a través de los disparos que pueden haber sido estimulados de manera inefectiva, está ayudando a mejorar la productividad en los yacimientos no convencionales. Los ingenieros efectúan al menos dos tratamientos de fracturamiento por intervalo; los tratamientos son separados por un fluido que contiene un agente divergente degradable. Los tratamientos de fracturamiento subsiguientes estimulan las regiones que fueron pasadas por alto en los tratamientos previos, mejorando de ese modo la producción.

18 Cables y rodillos: Mejoramiento de los eslabones más débiles

Durante casi un siglo, la adquisición de registros (perfilaje) con herramientas operadas con cable ha sido esencial para la adquisición de datos petrofísicos. Si bien continúan desarro-llándose nuevas tecnologías con cable, el diseño básico del cable de perfilaje ha permanecido relativamente intacto durante varias décadas. Recientemente, los ingenieros de Schlumberger introdujeron mejoras significativas en el diseño del cable y en el equipo auxiliar de perfilaje, que resultan especialmente útiles para registrar pozos de aguas profundas y ultra-profundas.

Oilfield Review AUTUMN 14BroadBand Fig OpenerORAUT 14 BRDBD Opener

Executive EditorLisa Stewart

Senior EditorsTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditorsIrene FærgestadRichard Nolen-Hoeksema

Contributing EditorsErik NelsonGinger Oppenheimer

Design/ProductionHerring DesignMike Messinger

Illustration Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

PrintingRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

On the cover:

A machine operator observes a wireline logging cable as it is manufactured at the Schlumberger Houston Conveyance and Surface Equipment Center in Sugar Land, Texas, USA. Straight armor wires enter the device from the right and are shaped before they are wrapped around an inner layer of armor wires. The inner layer (not shown) covers insulated con-ductor wires and has gone through a similar forming process but is wrapped in the opposite direction. A new cable design (inset) includes extruded polymer layers to create cables that resist crus-hing and are less prone to the effects of high tension than were previous- generation cables. (Photograph courtesy of Brian Yu.)

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Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditoresIrene FærgestadRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresErik NelsonGinger Oppenheime

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

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

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

Acerca de Oilfield ReviewOilfield 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.

© 2015 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.

3

36 Más allá de las profundidades: Los desafíos de la región de aguas ultra-profundas

La industria petrolera está perforando y terminando pozos en profundidades de agua extremas y hasta profundidades de perforación considerables. Las complejidades geológicas y mecánicas, las localizaciones remotas y los nuevos requisitos normativos se combinan para crear un ambiente de trabajo en el que el trabajo en equipo y la tecnología son cruciales para lograr el éxito.

50 Bioturbación: La reelaboración de los sedimentos para bien o para mal

La bioturbación es la perturbación de los sedimentos o el suelo por los organismos vivos. Los geólogos petroleros utilizan la bioturbación para reconocer superficies estratigráficas secuenciales clave e inferir las características del ambiente depositacional. La bioturbación a menudo afecta la porosidad y la permeabilidad. Algunos ejemplos de campo demuestran que la bioturbación, que puede ser identificada en muestras de núcleos y en registros de imágenes, puede incidir significativamente en la producción de hidrocarburos.

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, USA

Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas

Andrew Lodge Premier Oil plc London, England

Michael Oristaglio Yale Climate & Energy Institute New Haven, Connecticut, USA

Advisory Panel

63 Colaboradores

65 Próximamente en Oilfield Review

65 Publicaciones destacadas

67 Definición de operaciones de intervención: Operaciones de mantenimiento y reparación

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

70 Índice anual

Junio de 2015

Volumen 26Número 4

3

En la portada:

El operador de una maquinaria observa la fabricación de un cable de perfilaje en el Centro de Transporte de Herramientas y Equipos de Superficie de Schlumberger en Houston, Sugar Land, Texas, EUA. La armadura de cables rectos ingresa en el dispositivo desde la derecha y se moldea antes de ser envuelta alrededor de una camada de armadura interna. La camada interna (no mostrada aquí ) cubre los cables conductores aislados y atraviesa un proceso de formación similar, pero se enrolla en la dirección opuesta. Un nuevo diseño de cable (inserto) incluye camadas de polímero extruidas para formar cables que resisten el aplastamiento y son menos propensos a los efectos de la alta tensión que los cables de generación previa. (Fotografía, cortesía de Brian Yu.)

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

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Michael Oristaglio Yale Climate & Energy Institute New Haven, Connecticut, EUA

Consejo editorial

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

Dirigir las consultas de distribución a: Vlamir BastosTeléfono: (55) 21 3541 7000 (switchboard)Directo: (55) 21 3541 7071 E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

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

4 Oilfield Review

Revelación del potencial de los yacimientos no convencionales

Los tratamientos de fracturamiento hidráulico se efectúan para generar un trayecto

de flujo altamente conductivo desde el yacimiento hacia el pozo. Para lograr una

efectividad máxima se requiere la estimulación de todos los disparos del

intervalo tratado. No obstante, la obtención de esa cobertura implica un desafío en

los yacimientos no convencionales porque las presiones de iniciación de la fractura

pueden variar considerablemente dentro del intervalo disparado. Un nuevo servicio

de fracturamiento que emplea un innovador agente divergente mejora la producción

de los campos en explotación y permite a los operadores desarrollar áreas no

consideradas anteriormente como económicamente viables.

Chad KraemerHouston, Texas, EUA

Bruno LecerfAlejandro PeñaDmitriy UsoltsevSugar Land, Texas

Pablo ParraReynosa, Tamaulipas, México

Ariel ValenzuelaPetróleos Mexicanos (PEMEX)Reynosa, Tamaulipas, México

Hunter WatkinsBHP Billiton PetroleumHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2014/2015: 26, no. 4.Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Olga Alekseenko, Novosibirsk, Rusia; y a Anna Dunaeva, Mohan Panga, Dmitriy Potapenko y Zinaida Usova, Sugar Land, Texas, EUA.BroadBand Precision, BroadBand Sequence, CemCRETE, ClearFRAC, HiWAY y Mangrove son marcas de Schlumberger.

Desde hace varias décadas, la industria del petró-leo y el gas emplea tratamientos de fractura-miento hidráulico para mejorar o prolongar la productividad de los pozos. Sin los tratamientos de fracturamiento, la producción de muchos de los yacimientos de hidrocarburos desarrollados en nuestros días no sería técnica o económica-mente factible.

Durante un tratamiento de fracturamiento, se utilizan equipos especiales para bombear fluido en un pozo más rápido de lo que puede ser absor-bido por la formación, lo que produce el incre-mento de la presión sobre la formación hasta que la roca se fractura o fragmenta. El bombeo conti-nuo hace que la fractura se propague lejos del pozo, incrementando la superficie de la forma-ción a través de la cual pueden fluir los hidrocar-buros hacia el interior del pozo y ayudando a que el mismo alcance una tasa de producción más alta que la que podría obtenerse de otro modo. Como resultado, el volumen de hidrocarburos producidos se incrementa sustancialmente y los operadores recuperan más rápido sus erogacio-nes de capital para el desarrollo de los campos.

Las operaciones de fracturamiento emplean dos sustancias principales: apuntalantes y fluidos de fracturamiento.1 Los apuntalantes son partícu-las que mantienen las fracturas abiertas, preser-vando los trayectos recién formados. Los fluidos

de fracturamiento pueden ser acuosos o no acuo-sos y deben ser suficientemente viscosos como para generar y propagar una fractura y además transportar el apuntalante por el pozo hacia el interior de la fractura. Una vez que el tratamiento concluye, la viscosidad del fluido de tratamiento debe reducirse lo suficiente como para provocar la evacuación rápida y eficiente del fluido del pozo.

Los tratamientos de fracturamiento tradicio-nales consisten en dos fluidos. El primer fluido, o colchón, no contiene apuntalante y se bombea a través de los disparos de la tubería de revestimiento con una velocidad y una presión suficientes como para romper la formación y generar fracturas.2

El segundo fluido, o lechada de apuntalante, trans-porta el apuntalante a través de los disparos hacia el interior de las fracturas recién abiertas. Cuando el bombeo se interrumpe, las fracturas se relajan, manteniendo el paquete de apuntalante en su lugar, y los fluidos de fracturamiento fluyen de regreso hacia el interior del pozo para dar paso a la producción de hidrocarburos. Idealmente, el paquete de apuntalante debe estar libre de residuos de fluido de estimulación, que pueden deteriorar la conductividad y la producción de hidrocarburos.

Durante más de 60 años, los químicos e inge-nieros buscaron desarrollar fluidos de fractura-miento, apuntalantes y técnicas de emplazamiento que ayudaran a producir fracturas apuntaladas

Volumen 26, no.4 55

ideales y maximizar la productividad de los pozos. Como resultado de estos desarrollos, la naturaleza química y física de los fluidos de fracturamiento ha evolucionado significativamente. La industria ha

desarrollado esencialmente fluidos libres de resi-duos; un ejemplo es la familia ClearFRAC de flui-dos de fracturamiento sin polímeros.3 Los paquetes de apuntalantes heterogéneos mejoraron adicional-

mente la conductividad del paquete de apuntalante, como lo demuestra la técnica de fracturamiento hidráulico con canales de flujo HiWAY.4

Los paquetes de apuntalantes actuales imponen poca resistencia para el flujo de fluidos. Sin embargo, para lograr una productividad óptima, es necesario que el fluido de fracturamiento ingrese en todos los disparos, lo que permite el acceso máximo del pozo a la región a estimular. Si no se logra este obje-tivo, una fracción grande del yacimiento puede no ser contactada y, en consecuencia, pueden quedar grandes volúmenes de hidrocarburos inaccesibles.

1. Para obtener más información sobre los fluidos de fracturamiento y los apuntalantes, consulte: Gulbis J y Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a edición. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd. (2000): 7-1–7-23.

2. Los disparos, es decir los orificios creados en la tubería de revestimiento con pistolas (cañones) equipadas con cargas premoldeadas (huecas) explosivas, producen túneles a través de dicha tubería y el cemento para proporcionar comunicación entre el interior de la tubería de revestimiento y el yacimiento productor.

Oilfield Review AUTUMN 14BroadBand Fig OpenerORAUT 14 BRDBD Opener

3. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y, Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J: “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,” Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

4. d’Huteau E, Gillard M, Miller M, Peña A, Johnson J, Turner M, Medvedev O, Rhein T y Willberg D: “Fracturamiento con canales de flujo abiertos: Una vía rápida para la producción,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 4–17.

6 Oilfield Review

El tratamiento de todos los disparos plantea desafíos particulares a la hora de estimular for-maciones arcillosas.5 La mayoría de los operado-res producen de pozos horizontales que pueden extenderse a lo largo de cientos de metros a través de la formación productiva. Por consiguiente, para asegurar el tratamiento de estimulación adecuado, las operaciones de terminación se llevan a cabo en pasos durante los cuales el pozo se divide en múlti-ples intervalos y se trata en etapas.

Frecuentemente, los operadores emplean un método de estimulación conocido en la jerga

industrial como técnica de “taponamiento y dis-paros” (abajo).6 Después de perforar, entubar y cementar el pozo, los ingenieros corren un sis-tema de ejecución de disparos dentro de la tube-ría de revestimiento hasta el extremo más alejado del pozo: la punta. En primer lugar, se dispara y se fractura un primer intervalo de aproximada-mente 100 m [330 pies] de longitud. A continua-ción, los ingenieros colocan un tapón dentro de la tubería de revestimiento adyacente al intervalo recién fracturado para aislar las fracturas del resto del pozo. Luego, se dispara una segunda

etapa detrás del tapón, seguida por un segundo tratamiento de fracturamiento. Esta secuencia puede ser ejecutada muchas veces hasta haber disparado y estimulado toda la porción horizontal del pozo.

Tradicionalmente, la longitud de cada intervalo disparado es la misma en todo el pozo y los tapones se colocan de manera equidistante. Estos diseños se denominan terminaciones geométricas. No obs-tante, dado que las lutitas son en general hetero-géneas, los ingenieros han comenzado a utilizar datos sísmicos y de registros de pozos para deter-

> Técnica de taponamiento y disparos. Los pozos horizontales pueden extenderse a lo largo de cientos de metros lejos de su sección vertical. La mayor parte de la sección horizontal del pozo pasa a través de la formación productiva (gris) y es terminada en etapas. El pozo comienza a desviarse de la vertical (extremo superior izquierdo) en el punto de comienzo de la desviación. El inicio de la sección horizontal es el talón y el extremo más alejado del pozo es la punta. Los ingenieros efectúan la primera operación de disparos en la punta (extremo superior derecho) y la continúan con un tratamiento de fracturamiento (centro, a la izquierda). Luego, colocan en el pozo un tapón (centro, a la derecha) que aísla hidráulicamente la roca recién fracturada del resto del pozo. Se dispara una sección adyacente al tapón (extremo inferior izquierdo) y sigue otro tratamiento de fracturamiento (extremo inferior derecho). Esta secuencia puede reiterarse hasta que se estimula la sección horizontal desde la punta de regreso hasta el talón. En un último paso, una operación de fresado (no mostrada en la gráfica) remueve los tapones del pozo y permite que comience la producción.

Oilfield Review AUTUMN 14BroadBand Fig 1ORAUT 14 BRDBD 1

Punto decomienzo dela desviación

Talón Punta

TapónFluido de fracturamiento

Volumen 26, no.4 7

minar las propiedades mecánicas de las forma-ciones y el potencial de productividad a lo largo del pozo. Luego, los operadores limitan las opera-ciones de disparos y estimulación a las áreas potencialmente más productivas, formando con-juntos de disparos optimizados. Este método usualmente reduce el número de etapas y tapo-nes, lo que disminuye los costos de terminación de pozos sin sacrificar la productividad de los mismos (arriba).7 Estos diseños se denominan terminaciones optimizadas técnicamente.

A pesar de los mejoramientos de la produc-ción logrados con la técnica de conjuntos optimi-zados, las presiones de iniciación de la fractura dentro de un intervalo aún pueden ser altamente variables, lo que provoca una estimulación despa-reja entre los conjuntos de disparos. Los disparos adyacentes a las rocas con un gradiente de frac-turamiento bajo son estimulados en forma prefe-rencial, lo que deja sin contactar aquéllos que se encuentran en las rocas más resistentes. Si se emplean métodos de fracturamiento convenciona-les, hasta un 40% de los disparos pueden no contri-buir a la producción.8

Los químicos e ingenieros de Schlumberger investigaron el problema de la eficiencia, asociado con la estimulación de las formaciones arcillosas, con el objetivo de desarrollar métodos que permi-tan explotar los hidrocarburos de difícil acceso y mejorar los resultados de producción. Sus gestio-nes condujeron al desarrollo del servicio de frac-

turamiento BroadBand Sequence. Este servicio introducido recientemente consiste en el bombeo de un agente divergente único en un pozo entre los tratamientos de fracturamiento.

Este artículo sigue la trayectoria del desarro-llo del método BroadBand Sequence desde el laboratorio hasta su introducción en el campo petrolero. Algunos casos de estudio de EUA y México demuestran las mejoras registradas en la productividad de los pozos y los ahorros de costos logrados mediante la aplicación de esta técnica.

Técnica de fracturamiento secuencialEl método tradicional de terminación de pozos uti-lizando la técnica de taponamiento y disparos implica un tratamiento, o etapa, de fracturamiento por intervalo. Después del tratamiento, cualquier disparo que no fue estimulado previamente se ignora y el operador procede a estimular el inter-valo siguiente. En estas circunstancias, las ventajas de la implementación de una segunda etapa serían limitadas. El fluido de fracturamiento adoptaría el trayecto de menor resistencia y fluiría hacia el inte-rior de los disparos estimulados previamente.

Los ingenieros de Schlumberger considera-ron la posibilidad de colocar luego del primer tratamiento de fracturamiento una píldora que contenía un material divergente, que taponaría los disparos estimulados inicialmente. Según su planteo, durante un segundo tratamiento de frac-turamiento, el fluido sería desviado lejos de los

disparos taponados hacia el interior de los disparos sin estimular, fracturando de ese modo dos regio-nes diferenciadas de una secuencia ininterrum-pida y mejorando la productividad de los pozos. No obstante, la restitución del flujo de fluidos a través de los disparos estimulados inicialmente requeriría que el material divergente fuera degra-dable y removible.

La utilización de agentes divergentes es una práctica común en las operaciones petroleras, tales como los tratamientos de acidificación matricial.

5. Las formaciones no convencionales incluyen aquellas formaciones caracterizadas por la presencia de poros que se encuentran conectados de manera insuficiente para permitir que el petróleo y el gas natural se desplacen naturalmente hacia el pozo a través de las rocas. La explotación rentable de hidrocarburos de dichas formaciones requiere que los operadores perforen pozos horizontales a través del intervalo productivo y ejecuten tratamientos de fracturamiento hidráulico, maximizando de ese modo el acceso a los pozos.

6. Daneshy A: “Hydraulic Fracturing of Horizontal Wells: Issues and Insights,” artículo SPE 140134, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 24 al 26 de enero de 2011.

7. Ajayi B, Aso II, Terry IJ Jr, Walker K, Wutherich K, Caplan J, Gerdom DW, Clark BD, Ganguly U, Li X, Xu Y, Yang H, Liu H, Luo Y y Waters G: “Diseño de tratamientos de estimulación para recursos no convencionales,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 38–51.

8. Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 12 al 16 de junio de 2011.

> Comparación entre las terminaciones geométricas y las optimizadas técnicamente. Las terminaciones geométricas (carril 5) implican etapas de igual extensión longitudinal (en esta gráfica no se muestran las extensiones longitudinales totales de las etapas) y los conjuntos de disparos están espaciados uniformemente. En las terminaciones optimizadas técnicamente (carril 4) se toma en cuenta la calidad del yacimiento (RQ) y la calidad de la terminación (CQ) a la hora de determinar las localizaciones de los conjuntos de disparos. El software Mangrove analiza los datos derivados de los registros y asigna calificaciones buenas (azul) o malas (rojo) tanto a la RQ como a la CQ (carriles 1 y 2). A su vez, el software utiliza las calidades RQ y CQ para determinar un puntaje compuesto (carril 3). Las mejores localizaciones poseen calidades RQ y CQ buenas. En este ejemplo, la etapa 15 de la terminación optimizada técnicamente ha sido diseñada de modo tal que abarca una región con un gradiente de esfuerzo bastante uniforme (carril 6). Además, los ingenieros evitaron emplazar los conjuntos de disparos en localizaciones en las que tanto la calidad RQ como la calidad CQ eran malas.


Puntajecompuesto

Calidad de laterminación

Calidad del yacimiento

Terminaciónoptimizadatécnicamente

Terminacióngeométrica

Gradiente de esfuerzo

12 250 12 300 12 400 12 500 12 600 12 700 12 80012 350 12 450 12 550 12 650 12 750

Carril 1

Carril 2

Carril 3

Carril 4 Etapa 16

Etapa 15 Etapa 14

Etapa 15

Carril 5

Carril 6

Profundidadmedida, pies

Conjuntos de disparos

Calidad de la

Buena RQ y buena CQ Mala RQ y mala CQ Mala RQ y buena CQ Buena RQ y mala CQ

Buen

a

Buen

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Buen

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Mal

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MB

MB

MM

MM

MM BBBB BBBM BM BM BM BM BM

8 Oilfield Review

Los agentes taponan los poros más permeables de la matriz de la roca, lo que permite que el ácido se concentre en las áreas menos permeables.9 Para los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico, la escala de divergencia es mucho más grande que para la acidificación matricial. El agente divergente debe poder taponar fracturas con anchos oscilantes entre 1 y 6 mm [0,04 y 0,24 pul-gadas] en la región vecina al pozo. Además, por razones logísticas, el volumen del fluido que con-tiene el agente divergente debe minimizarse.

Basados en los conocimientos adquiridos durante el desarrollo de la tecnología de cementa-ción de pozos de petróleo a base de concreto CemCRETE, los ingenieros sabían que es posible lograr un taponamiento eficiente cuando un fluido contiene materiales con una distribución multi-modal del tamaño de sus partículas.10 Por ejemplo,

se puede diseñar un sistema trimodal tal que los tres tamaños de los grupos de partículas difieran entre sí en aproximadamente un orden de magnitud. Cuando se mezclan entre sí, las partículas peque-ñas encajan en los intersticios de las partículas de tamaño intermedio y estas últimas encajan en los intersticios de las partículas grandes. Como resul-tado de este fenómeno, puede formarse fácil-mente un tapón de baja permeabilidad en una fractura (arriba).

Mediante la aplicación de este principio de empaque, los investigadores efectuaron pruebas de divergencia en el laboratorio con un dispositivo simple de mesa de trabajo, consistente en una jeringa conectada a una ranura cuyo ancho podía

9. Asiri KS, Atwi MA, Jiménez Bueno OJ, Lecerf B, Peña A, Lesko T, Mueller F, Pereira AZI y Tellez Cisneros F: “Estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados,” Oilfield Review 25, no. 3 (Marzo de 2014): 4–17.

10. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29.

11. Kraemer C, Lecerf B, Torres J, Gómez H, Usoltsev D, Rutledge J, Donovan D y Philips C: “A Novel Completion Method for Sequenced Fracturing in the Eagle Ford Shale,” artículo SPE 169010, presentado en la Conferencia de Recursos No Convencionales de la SPE—EUA, The Woodlands, Texas, 1º al 3 de abril de 2014.

12. Las bombas para cromatografía expulsan fluidos con velocidades exactas y precisas. Usualmente se emplean en los experimentos de cromatografía líquida de alta eficacia.

ajustarse entre 8 y 16 mm [0,31 y 0,63 pulgadas] (izquierda, extremo inferior).11 Las pruebas con-sistieron en colocar un filtro tamiz en el extremo de la ranura con aperturas que eran unos 0,5 mm [0,02 pulgadas] más pequeñas que el diámetro de las partículas más grandes, pero más grandes que los diámetros de las partículas más pequeñas. De ese modo, la ranura y el filtro simulaban un túnel de disparo y la entrada de una fractura.

Los ingenieros modificaron los tamaños y las concentraciones relativas de las partículas. Las lechadas de las pruebas, denominadas fluidos compuestos, fueron preparadas con una solución de goma de guar en agua. La solución contenía mezclas multimodales de partículas degradables cuyos tamaños oscilaban entre algunos micrones y varios milímetros.

Para una limpieza óptima después de un trata-miento de divergencia, el confinamiento del tapón de polímero degradable a la región vecina al pozo se considera normalmente la mejor estrategia. Por consiguiente, los ingenieros buscaron identifi-car fluidos compuestos que tuvieran la capacidad para obturar el filtro rápidamente y minimizar el volumen de filtrado que ingresaba en las fracturas. Después de determinar la distribución granulo-métrica más eficiente, observaron que los fluidos compuestos debían contener fibras degradables para prevenir la segregación de las partículas o la clasificación granulométrica durante el bombeo.

Después de su colocación en una fractura, el material de obturación debe permanecer intacto durante el tiempo que implica la ejecución de una etapa de fracturamiento; unas cuatro horas habitualmente. Para verificar que las composi-ciones candidatas cumplieran con este requisito, los ingenieros construyeron un dispositivo de obturación que podía simular las condiciones de temperatura y presión de fondo de pozo (próxima página, arriba). El dispositivo consistió en un acumulador, una bomba para cromatografía y una

> Concepto de divergencia de las fracturas. Un fluido compuesto multimodal de partículas degradables (esferas azules) y fibras forma un tapón en una fractura. Idealmente, las partículas grandes no se acumulan en la entrada de los disparos, sino que se alojan rápidamente en la región de la fractura vecina al pozo. A medida que las partículas más pequeñas se congregan en los intersticios de las más grandes, se forma un tapón de baja permeabilidad.


Partículas que bloquean la fracturaDisparo

Pozo

Túnel de disparoTubería de revestimiento

Fractura

> Dispositivo de mesa de trabajo para experimentos destinados a optimizar la distribución granulométrica de los agentes divergentes. El dispositivo consiste en una jeringa de 60 mL [3,7 pulgadas3] (extremo superior) conectada a una ranura rectangular cuyo ancho puede ser ajustado entre 8 y 16 mm [0,31 y 0,63 pulgadas]. La ranura es análoga a los túneles dejados por los disparos. Un filtro (extremo inferior izquierdo), colocado en el extremo lejano de la ranura, simula la entrada de la fractura. Durante un experimento, una lechada de prueba o fluido compuesto, fluye desde la jeringa hacia el interior de la ranura y luego a través del filtro. El flujo del fluido continúa hasta que el filtro se obtura con partículas (extremo inferior derecho). Los técnicos miden el volumen de filtrado que pasó a través del tamiz antes de que se produjera el taponamiento. Son preferibles volúmenes de filtrado escasos. (Adaptado de Kraemer et al, referencia 11.)

35 mm

8 a 16mm

145 mm

Ranura Filtro

Jeringa


Filtro

Volumen 26, no.4 9

ranura de 3,4 mm [0,13 pulgadas] para simular una fractura.12 Los técnicos colocaron el fluido compuesto en el acumulador y lo bombearon hacia el interior de la ranura hasta formar un tapón. La bomba continuó presurizando el sistema

durante cuatro horas con una presión de 8,3 MPa [1 200 lpc]. Los ingenieros colocaron una cinta calefactora alrededor de la ranura, lo que posibi-litó la ejecución de las pruebas a temperaturas de hasta 95°C [203°F].

La mayoría de los fluidos compuestos que for-maron tapones eficientes durante las pruebas iniciales con la jeringa, también lograron una buena estabilidad de los tapones. Sólo algunas partículas pasaron a través de la ranura antes de la formación del tapón y durante las pruebas los tapones no experimentaron extrusión. Las medi-ciones obtenidas demostraron que la permeabili-dad de los tapones era a menudo demasiado baja para ser medida.

Habiendo establecido que los tapones de fluido compuesto eran suficientemente resistentes para tolerar una etapa de fracturamiento, los ingenie-ros necesitaban asegurarse de que los mismos se degradarían y despejarían el recorrido para una producción de hidrocarburos sin obstrucciones. Lo que más les preocupaba era la tasa de degra-dación de las partículas de polímero grandes.

Los investigadores llevaron a cabo pruebas de envejecimiento en las cuales sumergieron las mezclas multimodales de partículas en agua y midieron la degradación del polímero en función del tiempo y la temperatura (abajo). La remoción completa del polímero se produjo a los 10 días a temperaturas de más de 90°C [194°F]. Dado que en muchos escenarios de pozos, la disponibilidad de agua puede ser limitada, las pruebas incluye-ron además la medición del efecto de la relación agua-polímero en la velocidad de degradación. Con relaciones agua-polímero superiores a 0,125, la remoción completa del polímero se produjo al cabo de 8 días a una temperatura de 90°C [194°F].

> Pruebas de estabilidad de tapones de divergentes. Los ingenieros construyeron un dispositivo en escala de laboratorio (izquierda) para determinar si los tapones fabricados con partículas degradables podrían sobrevivir al menos cuatro horas en condiciones de temperatura y presión de fondo de pozo. Una bomba para cromatografía a alta presión expulsa el fluido compuesto desde un acumulador hacia el interior de una ranura de 3,4 mm [0,13 pulgadas] que simula una fractura. Después de formarse un tapón en la ranura, la bomba continúa presurizando el sistema durante cuatro horas con una presión de 8,3 MPa [1 200 lpc]. La ranura se rodea con una cinta calefactora, lo que permite que los experimentos se lleven a cabo a temperaturas de hasta 95°C [203°F]. Durante la mayor parte de las pruebas, pocas partículas salieron de la ranura antes de que se formara un tapón cilíndrico (derecha) y el tapón no experimentó extrusión.


Bomba paracromatografía

Cinta calefactora

1 m

20 mm

Acumulador

70 mm3,4 mm

45°

20 cm

> Pruebas de degradación de agentes divergentes. Los investigadores efectuaron pruebas de envejecimiento en materiales divergentes para evaluar la efectividad de los tratamientos. Los técnicos colocaron cantidades específicas de partículas de polímero multimodal en botellas de 100 mL [3,4 onzas] llenas de agua. A continuación, sellaron las botellas y las introdujeron en hornos a diversas temperaturas. Luego, midieron las cantidades de sólidos que quedaron en las botellas en función del tiempo (izquierda). La degradación completa se produjo cuando desapareció el 100% de los sólidos. Después de 10 días, había desaparecido más de un 70% de los sólidos a 80°C [176°F]. Y la degradación completa se había producido en el mismo lapso de tiempo a 90°C [194°F] y 100°C [212°F]. En una segunda serie de pruebas, se investigó el efecto de la disponibilidad limitada de agua en la degradación del polímero (derecha). Tal situación es posible en muchos escenarios de perforación, tales como los pozos de gas seco. Los técnicos prepararon las muestras con diversas relaciones agua-polímero, las calentaron a una temperatura de 90°C y midieron el porcentaje de degradación después de 2, 6 y 8 días. Con excepción de la muestra que exhibía una relación de 0,125, la degradación completa se produjo al cabo de 8 días. En este momento, existen tres versiones del agente divergente, aplicables en un rango de temperatura oscilante entre 38°C y 177°C [100°F y 350°F].

90

80

70

60

50

40

30

20

10

01 20 3

Tiempo, días4 5 6 7 8 9 10

Degr

adac

ión,

%

7 8 9 10

80°C 90°C 100°C


100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

02 4 60

Tiempo, días8

Degr

adac

ión,

%

100

4

0,125 0,250 0,500 1,000 1,500 2,000

Relación de pesoagua-polímero

10 Oilfield Review

Las pruebas de laboratorio demostraron la factibilidad de utilizar partículas de polímero degradables para la divergencia de los tratamien-tos de fracturamiento hidráulico. La tarea siguiente era extender la tecnología y demostrar que podía ser aplicada de manera práctica y económica en el campo.

Diseño y suministro del fluido compuestoEl servicio BroadBand Sequence tapona los dispa-ros que fueron tratados con éxito durante la pri-mera operación de fracturamiento. Para lograr este objetivo de manera sistemática, los ingenie-ros tuvieron que determinar el nivel óptimo de volúmenes de fluido compuesto y concentraciones de material divergente para diversos escenarios de fondo de pozo. La tarea constituyó un verda-dero desafío porque no existía forma práctica alguna de reproducir el ambiente de divergencia de fondo de pozo en un ambiente de laboratorio. Los ingenieros determinaron que la comproba-ción en los pozos era la única forma de proceder.

Los investigadores de Schlumberger presen-taron el concepto BroadBand Sequence y los datos de laboratorio a diversos clientes, quienes acor-daron permitir la ejecución de experimentos en sus pozos. Los ingenieros de las compañías opera-doras consideraron el nivel de riesgo bajo, porque si un pozo se taponaba durante un tratamiento experimental, la obstrucción sería temporaria gra-cias a la degradabilidad del material divergente. Antes de comenzar con las pruebas de campo, los ingenieros necesitaban determinar cómo prepa-rar y suministrar el fluido compuesto utilizando el equipo de campo existente.

Los ingenieros efectuaron pruebas para deter-minar cómo podría mezclarse un fluido compuesto homogéneo y estable utilizando el equipo existente y verificar que la píldora mantuviera su homoge-neidad durante el transporte desde el equipo de mezcla y bombeo hasta el pozo. Los ingenieros vali-daron una técnica de mezcla por cargas, utilizando las cubetas de las unidades de cementación están-dar de Schlumberger. Además, descubrieron que

> Píldora de divergente BroadBand Sequence. El fluido compuesto de la píldora de divergente contiene una mezcla multimodal de partículas de polímero degradable (extremo superior). Los tamaños de las partículas oscilan entre varios micrones y varios milímetros. La píldora consta de tres partes (extremo inferior). El fluido de divergencia que contiene las partículas de polímero es precedido y seguido por un fluido espaciador cargado con fibras degradables. Los espaciadores mantienen el fluido de divergencia intacto a medida que el mismo fluye a través del equipo de superficie y la tubería de revestimiento y previenen su contaminación antes de que entre en contacto con los disparos. Además, la viscosidad del fluido debe ser de al menos 20 mPa.s con una velocidad de corte de 511/s para prevenir la obturación de las partículas en las entradas de los disparos.


Espaciador

Fluido compuesto

Espaciador

> Cronograma de bombeo BroadBand Sequence. Esta gráfica esquemática presenta la secuencia cronológica y los cambios de la presión de superficie (línea roja) y la velocidad de bombeo (línea azul) para un tratamiento BroadBand Sequence. En primer lugar, los ingenieros efectúan una prueba de inyección para verificar que al menos algunos de los disparos puedan recibir el fluido del pozo. Luego, comienza el tratamiento de fracturamiento inicial, o etapa 1, durante la cual el apuntalante (verde) fluye hacia el interior de las fracturas. A continuación (rosado), los ingenieros bombean en el pozo el fluido compuesto BroadBand Sequence, registran una presión de superficie inicial y monitorean el incremento de la presión a medida que el fluido compuesto fluye hacia el interior del pozo. La presión de superficie comienza a estabilizarse, lo que indica que los disparos tratados durante la etapa 1 han sido taponados. La diferencia entre la presión final y la inicial es el parámetro ΔPdivergencia. Luego comienza una etapa de reducción gradual, durante la cual la velocidad de bombeo se incrementa por poco tiempo para ocasionar la penetración posterior del material divergente en los disparos, dejando limpio el pozo. El segundo tratamiento de fracturamiento, o etapa 2, es similar al primero. La declinación y el incremento de la presión indican que más disparos recibieron el fluido de fracturamiento y que se indujeron nuevas fracturas.


ΔPdivergencia

Prueba deinyección Etapa 1 Etapa 2

Reducciónde la tasa

de bombeoDive

rgen

cia

Incr

emen

to d

e la

pre

sión

Incr

emen

to d

e la

tasa

de

bom

beo

Tiempo

Volumen 26, no.4 11

eran necesarios fluidos espaciadores cargados con fibras, antes y después del fluido compuesto, para mantener la estabilidad de la píldora y pre-venir la contaminación. Por este motivo, la píl-dora de divergente consta de tres partes (página anterior, a la izquierda).

Las partículas de más de 4 mm [0,157 pulga-das] también constituían una preocupación para los miembros del grupo de diseño porque no esta-ban seguros de que las partículas grandes pudie-ran pasar a través de las válvulas de la bomba sin ocasionar daños. Los ingenieros determinaron que se necesitaría una bomba de fracturamiento dedicada para todos los tratamientos con el servi-cio BroadBand Sequence.

A continuación, los ingenieros montaron los equipos en las localizaciones de pozos del cliente y pusieron en marcha las pruebas de campo. El obje-tivo principal era establecer las directrices para lograr la divergencia utilizando fluidos compues-

tos que tuvieran máximas concentraciones de material divergente y mínimos volúmenes totales. Las pruebas se basaron en un cronograma de bom-beo idealizado (página anterior, a la derecha).

Este escenario requiere que los ingenieros ejecuten una prueba de inyección y luego un pri-mer tratamiento de fracturamiento y el monito-reo de la presión de superficie. Un incremento de presión, seguido por una caída de presión, indica que se ha producido la ruptura de la formación y la iniciación de la fractura. La presión de superfi-cie declina gradualmente durante el emplaza-miento del apuntalante. El bombeo se detiene antes del emplazamiento del fluido compuesto BroadBand Sequence y la presión se eleva durante su emplazamiento y comienza a estabilizarse, lo que indica que los disparos estimulados previa-mente han sido taponados. Luego, se lleva a cabo un segundo tratamiento de fracturamiento, durante el cual se produce otro incremento de

presión, seguido por una caída, lo que indica que se ha producido la iniciación de la fractura en los disparos no estimulados previamente y permite el emplazamiento de más apuntalante. Pueden efec-tuarse tratamientos de divergencia subsiguientes hasta lograr la estimulación óptima.

Una de las series de tratamientos se llevó a cabo en el sur de Texas, en EUA. Los ingenieros trataron un intervalo disparado con seis etapas de fracturamiento separadas por fluidos compuestos BroadBand Sequence (abajo). Tres registros de trazadores radioactivos adquiridos durante los tratamientos permitieron al personal verificar la divergencia y la creación de nuevas fracturas. Además, el operador registró la presión de cierre instantánea (ISIP) después de cada etapa de fracturamiento. Durante esta serie de tratamien-tos, el volumen de cada píldora de divergente fue de 3,18 m3 [20 bbl], y la cantidad de material divergente osciló entre 23 y 34 kg [50 y 75 lbm].

> Prueba de campo BroadBand Sequence. Durante una prueba de campo, los ingenieros bombearon seis tratamientos de fracturamiento en un intervalo disparado. Para analizar los resultados, se generaron registros de trazadores (extremo superior). El carril 1 muestra los resultados de un registro de iridio (rojo) después de la primera etapa de fracturamiento y antes del bombeo de la primera píldora BroadBand Sequence. El carril 2 es un registro de escandio (amarillo), adquirido después de la tercera etapa de fracturamiento. Pueden verse evidencias del taponamiento de la fractura a 16 950 pies, profundidad en la cual no había ingresado nada de escandio en la fractura creada previamente. Un tercer registro de trazadores en el que se empleó antimonio (azul), medido al final de la sexta etapa de fracturamiento, se muestra en el carril 3. La cantidad de agente divergente se había incrementado a 75 lbm [34 kg], y el registro muestra evidencias de taponamiento de la fractura a profundidades variables entre 16 650 y 16 750 pies, 17 000 y 17 100 pies y 17 400 y 17 650 pies. Las nuevas fracturas aparecieron entre 17 300 y 17 350 pies. Los ingenieros midieron además la presión de cierre instantánea (ISIP) luego de cada etapa (extremo inferior). Después de los tratamientos BroadBand Sequence, la presión ISIP se incrementó, especialmente después de las etapas 5 y 6. El carril 4 presenta otra vista de los datos derivados de los registros de trazadores, superpuestos sobre un registro litológico. El registro litológico, generado a partir de datos derivados de registros de rayos gamma, proporciona información acerca del contenido relativo de arcilla.

16 600 16 700 16 800 16 900 17 000 17 100 17 200 17 300 17 400 17 500 17 600

7 400

7 200

7 000

6 800

6 600

6 400

6 2001 2 3 4 5 6

Pres

ión

de c

ierre

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(ISIP

), lp

c

Número de etapas de fracturamiento

Carril 1

Carril 2

Carril 3

Carril 4


6 5 4 3 2 1


12 Oilfield Review

Los registros de trazadores indicaron que los fluidos compuestos estaban funcionando según el diseño. La presión ISIP se incrementó de 6 600 lpc a 7 200 lpc [44,5 a 49,6 MPa].

Los ingenieros de Schlumberger formularon directrices para el servicio BroadBand Sequence después de las pruebas de campo. El volumen de fluido compuesto y la concentración del material divergente dependen de la longitud del intervalo tratado y del número de disparos. La fórmula pre-determinada asigna 1,4 kg [3 lbm] de material divergente por orificio de disparo y se agrega mate-rial suficiente para taponar la mitad de los orificios. A medida que un operador adquiere experiencia en un campo en particular, se pueden efectuar ajustes en la formulación para optimizar los resultados.

Operaciones de estimulación en la lutita Eagle FordLa lutita Eagle Ford, de edad Cretácico tardío, infrayace gran parte del sur de Texas (arriba) y posee un espesor promedio de 76 m [250 pies] a

profundidades de entre 1 200 y 4 300 m [4 000 y más de 14 000 pies]. Esta formación se convirtió en una extensión productiva activa en el año 2008, después de terminar el primer pozo horizontal utilizando la técnica de taponamiento y disparos. Para el año 2012, la lutita Eagle Ford se había convertido en una de las extensiones productivas más prolíficas del mundo.

Los tratamientos de fracturamiento iniciales se ejecutaban con altas velocidades de bombeo, utili-zando fluidos de baja viscosidad a base de agua que contenían reductores de fricción. Las concentra-ciones de apuntalante eran habitualmente infe-riores a 3 laa.13 Las prácticas de terminación de muchos pozos se modificaron en el año 2010 con la introducción exitosa de las técnicas de fractu-ramiento con canales de flujo, tales como el servi-cio HiWAY, que genera empaques de apuntalante heterogéneos.14 El método HiWAY incluye además fluidos de fracturamiento cargados con fibras que mejoran el transporte de apuntalante y la cober-tura del yacimiento. Dichos fluidos permiten a los

operadores incrementar la viscosidad del fluido y las concentraciones de apuntalante, reduciendo de ese modo el volumen de agua requerido para llevar a cabo un tratamiento.

La mayor parte de los pozos de esta región fue estimulada utilizando terminaciones geométricas. Un estudio reciente reveló que sólo un 64% de los conjuntos de disparos contribuía a la producción total.15 En un intento para mejorar los resultados, diversos operadores incrementaron la presión dife-rencial a través de los disparos mediante la reduc-ción del número de conjuntos de disparos por etapa de tratamiento de estimulación. Este enfoque requería un mayor número de intervenciones con herramientas operadas con cable para colocar tapo-nes puente adicionales, además de operaciones de fresado más prolongadas para remover los tapones. No sólo se incrementaron los costos y los tiempos de las operaciones de terminación, sino que ade-más cada intervención incrementó los riesgos operacionales.

En virtud del éxito de la prueba de campo llevada a cabo con el servicio BroadBand Sequence en la lutita Eagle Ford, BHP Billiton Petroleum optó por evaluar el impacto del servicio en la producción.16 El operador seleccionó tres pozos de un proyecto de tres localizaciones de ocho pozos cada una para el tratamiento de estimulación. La tempera-tura estática de fondo de pozo era de aproximada-mente 150°C [300°F], la profundidad vertical ver-dadera (TVD) de 3 700 m [12 000 pies] y las longitudes de los tramos laterales variaban entre 1 460 y 1 520 m [4 800 y 5 000 pies].

La estrategia de diseño de las terminaciones para todos los pozos de la localización de múltiples pozos incluyó intervalos de 90 m [300 pies] con seis conjuntos de disparos separados por una dis-tancia de 15 m [50 pies] entre sí. Los volúmenes de fluido de estimulación y apuntalante fueron los mismos en los pozos tratados con el servicio BroadBand Sequence que en los pozos vecinos. Los ingenieros emplearon la técnica de fractura-miento con canales de flujo HiWAY durante todas las etapas, utilizando un fluido de fracturamiento a base de goma guar reticulado con borato.

El operador efectuó tratamientos de estimula-ción convencionales de una sola etapa en los pozos vecinos, en tanto que el tratamiento BroadBand Sequence consistió en dos eventos de fractura-miento, para cada uno de los cuales se empleó la mitad del volumen de fluido de los tratamientos de pozos vecinos, separados por el fluido divergente compuesto. Las longitudes de los intervalos tratados fueron iguales, lo que permitió una comparación realista. Los ingenieros monitorearon la presión de superficie durante los tratamientos. La velocidad

> Lutita Eagle Ford. Esta formación, ubicada en el sur de Texas, en EUA, produce gas y volúmenes relativamente grandes de petróleo y condensado. Y es la fuente del petróleo y el gas que se encuentran en la prolífica creta Austin. Debido a su alto contenido de carbonatos, la lutita Eagle Ford es frágil y resulta adecuada para los tratamientos de fracturamiento. (Adaptado de Kraemer et al, referencia 11.)

–4 000–6 000

–8 000

–10 00

0

–12 000

–14 000

–2 000

Houston

Austin

San Antonio

M É X I C OG o l f o

d e M é x i c oTexas

Sa

Pozo de petróleoPozo de gas

Gas húmedo, condensadoGas seco

Petróleo

Pozo de petróleoPozo de gas

50

km0

0

50

mi


Producción de la lutita Eagle FordPP dd ióió dd ll ll itit EE ll FF ddProducción de la lutita Eagle Ford

Volumen 26, no.4 13

de bombeo fue de 15 bbl/min [2,4 m3/min] durante el emplazamiento del fluido compuesto. Las pre-siones de divergencia medidas (Δ Pdivergencia) durante cada etapa variaron entre 143 y 3 700 lpc [1,0 y 25,5 MPa].

Los ingenieros adquirieron registros de traza-dores para monitorear la divergencia generada con los tratamientos BroadBand Sequence (arriba). Los registros indicaron que el 80% de las etapas experimentaron divergencia en la región vecina al pozo. Además, el operador registró las presio-nes ISIP antes y después de cada etapa de trata-miento para cada pozo. En comparación con los pozos vecinos que exhibieron un incremento de presión neta promedio de 263 lpc [1,81 MPa], los pozos tratados con la técnica BroadBand Sequence mostraron un incremento de presión de 313 lpc [2,16 MPa].

Luego, los ingenieros de BHP Billiton midieron las tasas de producción de todos los pozos y norma-lizaron los resultados de acuerdo con la longitud lateral de cada pozo. Al cabo de 140 días, los pozos tratados con el tratamiento BroadBand Sequence demostraron ser 20% más productivos que los pozos vecinos tratados en forma convencional. Por ende, BHP Billiton continuó empleando el servicio BroadBand Sequence en este campo.

Tratamientos de estimulación con fines de remediación en el sur de TexasOtro operador de la lutita Eagle Ford ha encarado el refracturamiento de los pozos más antiguos de la región. El objetivo de la compañía es acelerar e incrementar la recuperación de petróleo y gas mediante el restablecimiento de la conductividad en las fracturas hidráulicas antiguas y la estimula-ción de un nuevo volumen de yacimiento.

Los pozos corresponden a la categoría de alta presión y alta temperatura (HPHT) y exhiben gradientes de fracturamiento variables entre 19,2 y 21,5 kPa/m [0,85 y 0,95 lpc/pie], TVDs osci-lantes entre 3 700 y 4 100 m [12 000 y 13 500 pies] y temperaturas de fondo de pozo de entre 150°C y 174°C [300°F y 345°F].

Un desafío clave para estas operaciones de refracturamiento es la estimulación efectiva a lo largo de los tramos laterales, cuyas longitudes oscilan entre 1 200 y 1 800 m [4 000 y 6 000 pies]. Dado que algunos disparos están abiertos, no pue-den utilizarse dispositivos mecánicos, tales como los tapones puente y los empacadores mecánicos. El servicio BroadBand Sequence ofrecía poten-cial como solución debido a su capacidad para establecer el aislamiento temporario de los con-juntos de disparos. El operador decidió evaluar la nueva tecnología.

El pozo candidato, originalmente uno de los mejores productores del campo, había sido esti-mulado dos años antes. La estrategia de termina-ción de pozos original consistía en 13 etapas de

13. Las concentraciones de apuntalante se expresan normalmente en libras de apuntalante agregado, abreviado como laa. Una laa se define como una libra de apuntalante agregado por galón de fluido de fracturamiento. No existe ninguna unidad reconocida en el Sistema Internacional de Unidades (SI), equivalente a laa.

14. Gillard M, Medvedev O, Peña A, Medvedev A, Peñacorada F y d’Huteau E: “A New Approach to Generating Fracture Conductivity,” artículo SPE 135034, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 20 al 22 de septiembre de 2010.

> Registros de trazadores a través de una sección de la lutita Eagle Ford estimulada con la técnica BroadBand Sequence. Dos conjuntos de disparos (7 y 8, carril 3) recibieron dos tratamientos de fracturamiento. Durante el primer tratamiento de fracturamiento, el trazador de indio (carril 1, rojo) ingresó en los disparos de ambos conjuntos. Después del fluido compuesto BroadBand Sequence, el trazador de escandio (carril 2, amarillo), bombeado durante el segundo tratamiento de fracturamiento, ingresó en los disparos que habían sido pasados por alto en el primer tratamiento. Las nuevas fracturas creadas durante el segundo tratamiento son indicadas por la presencia del trazador de escandio. El carril 3 presenta los datos derivados de los trazadores, superpuestos sobre un registro litológico. El registro litológico, generado a partir de los datos derivados de los registros de rayos gamma, proporciona el contenido relativo de arcilla.


8 7

Fracturas taponadas con divergenteNuevas áreas estimuladas

14 900 15 000 15 100 15 200 15 300 15 400

Carril 1

Carril 2

Carril 3

Profundidadtotal, pies

15. Slocombe R, Acock A, Fisher K, Viswanathan A, Chadwick C, Reischman R y Wigger E: “Eagle Ford Completion Optimization Using Horizontal Log Data,” artículo SPE 166242, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

16. Viswanathan A, Watkins H, Reese J, Corman A y Sinosic B: “Sequenced Fracture Treatment Diversion Enhances Horizontal Well Completions in the Eagle Ford Shale,” artículo SPE 171660, presentado en la Conferencia de Recursos No Convencionales de la SPE/Sociedad Canadiense de Recursos No Convencionales (CSUR)—Calgary, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2014.

14 Oilfield Review

fracturamiento. Para la operación de refractura-miento, los ingenieros siguieron una estrategia similar de 13 etapas utilizando la técnica de frac-turamiento HiWAY. La estrategia consistió en el bombeo de las píldoras compuestas BroadBand Sequence entre cada una de las etapas de fractu-ramiento para permitir el aislamiento tempora-rio de los conjuntos estimulados previamente.

Las 13 etapas de refracturamiento fueron bom-beadas en 36 horas. Las mediciones de la presión

ISIP, captadas al final de cada etapa, mostraron un incremento progresivo hacia valores que son característicos de las rocas del área que no fueron tratadas previamente, lo que indicó que las píldo-ras de divergente permitieron abrir nuevos trayec-tos según lo planificado (arriba). Después del refracturamiento, el operador volvió a poner en producción el pozo. Al cabo de 45 días, las tasas de producción de petróleo y gas se duplicaron, en tanto que la presión de la tubería se cuadruplicó.

Los cálculos para el índice de productividad (PI) del pozo, que toman en cuenta tanto las tasas de producción como las caídas de presión para nor-malizar la producción, indicaron un incremento del PI de más del 600% después de la operación de refracturamiento.17

Fracturamiento secuencial en MéxicoEn el año 2010, comenzó la exploración de yaci-mientos de lutitas ricas en contenido de gas y petróleo en el noreste de México. La formación Pimienta de la cuenca de Burgos corresponde a una fangolita heterogénea que contiene capas del-gadas de lutitas (izquierda). Durante la fase de desarrollo inicial, Petróleos Mexicanos (PEMEX) perforó 19 pozos horizontales y empleó el método de taponamiento y disparos para su terminación. Los pozos fueron entubados y cementados desde la punta hasta el talón en 12-16 intervalos con espacia-mientos geométricos de 100 m. Lamentablemente, estos pozos experimentaron una tendencia inde-seada de incremento de los costos de termina-ción que, combinada con las tasas de producción más bajas que las esperadas en ciertos casos, amenazaron los planes de desarrollo futuros.18

> Cuenca de Burgos en el noreste de México. La formación Pimienta de la cuenca de Burgos es de origen Jurásico y corresponde a una fangolita rica en contenido orgánico, litológicamente heterogénea, que incluye lutitas finamente estratificadas de color gris oscuro a negro.


Ciudad de México

Monterrey

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

A M É R I C A C E N T R A L

M É X I C O

Reynosa

Cuencade Burgos

300

km0

0

300

mi

17. El índice de productividad (PI) es una forma matemática de formular la capacidad de un yacimiento para suministrar fluidos al pozo. El PI se expresa generalmente como el volumen producido por unidad de caída o abatimiento de presión (por ejemplo, bbl/d/lpc).

18. Valenzuela A, Parra PA, Gigena LD, Weimann MI, Villareal R, Acosta NL y Potapova E: “Novel Dynamic Diversion Applied in Stimulation of Shale Plays in North Mexico,” artículo SPE 170902, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Ámsterdam, 27 al 29 de octubre de 2014.

19. Ajayi et al, referencia 7.

> Resultados de un tratamiento de refracturamiento hidráulico. Después de cada etapa de fracturamiento, los ingenieros midieron la presión ISIP (izquierda). El incremento progresivo de la presión ISIP demostró la capacidad de la tecnología BroadBand Sequence para revigorizar un pozo agotado. El operador monitoreó las tasas de producción de petróleo y gas y la presión de la tubería antes y después de los tratamientos de refracturamiento (derecha). Durante los 45 días posteriores al tratamiento, las tasas de producción de petróleo (verde) y gas (rojo) se duplicaron y la presión de la tubería se cuadruplicó (azul).

7 000

6 800

5 800

5 600

5 400

5 200

5 000

5 000

500

501 2 3 4 5 6 7 8 9 10 –45 45–30 30–15 15011 12 13

6 600

6 400

6 200

6 000

ISIP

, lpc

Número de etapas de fracturamiento Tiempo, días

Presión de tubería, lpcProducción de gas, Mpc/dProducción de petróleo, bbl/d


Volumen 26, no.4 15

El programa BroadBand Sequence inicial incluyó tres pozos. Los ingenieros efectuaron la caracterización de yacimientos utilizando el sof-tware asesor de diseño de tratamientos de esti-mulación Mangrove.19 Este software considera dos parámetros y determina las localizaciones óptimas de las etapas y los conjuntos de disparos. La calidad del yacimiento (RQ) es una predicción de la propensión de las rocas para aportar hidrocar-buros; los criterios relevantes incluyen el contenido orgánico, la porosidad efectiva, la permeabilidad intrínseca, las saturaciones de los fluidos y los hidro-carburos en sitio. La calidad de la terminación (CQ) es una predicción de la efectividad con la que se pueden estimular las rocas con tratamientos de fracturamiento hidráulico y es influenciada por la mineralogía, las propiedades mecánicas, el esfuerzo local y la presencia de fracturas naturales.

Los ingenieros utilizaron el software asesor de terminaciones Mangrove para crear un diseño de terminación optimizada técnicamente que con-finó los conjuntos de disparos a las regiones con buena calidad de yacimiento y de terminación. Como resultado, el operador pudo extender los intervalos de estimulación promedio de un pozo de 100 m a 228 m [748 pies] (derecha), lo que redujo el número de tapones puente e intervenciones con herramientas operadas con cable en un 45%, res-pecto de los necesarios para la técnica convencio-nal de diseño de las terminaciones.

PEMEX optó por estimular los tres pozos nue-vos utilizando el servicio BroadBand Sequence. El operador obtuvo registros de trazadores para verificar la estimulación de todos los disparos (abajo). La evaluación confirmó que el 95% de los

conjuntos de disparos había recibido el apunta-lante. El modelado de la producción acumulada de un año con un simulador numérico de yaci-mientos mostró que uno de los pozos estimulados con el servicio BroadBand Sequence resultaría

> Datos de pozos de la formación Pimienta. Mediante la utilización del software asesor de terminaciones Mangrove, los ingenieros de Schlumberger diseñaron terminaciones optimizadas técnicamente para tres pozos. Los conjuntos de disparos se espaciaron alrededor de las regiones de máxima calidad de terminación y de yacimiento. El diseño permitió el tratamiento de más de un conjunto durante cada etapa de fracturamiento. Como resultado, la longitud del intervalo promedio tratado pudo ser extendida de 100 m, en los pozos previos, hasta 228 m [748 pies], lo que generó una reducción significativa de los costos de terminación.

Oilfield Review WINTER 14/15Broadband Fig. Table 1ORWIN 14/15 BRODBND Table 1

Pozo A Pozo B Pozo C

1 565 [5 134] 1 600 [5 249] 1 500 [4 921]Longitud de la sección horizontal, m [pies]

174 [571] 228 [748] 167 [548]Longitud del intervalo promedio, m [pies]

122 [252] 102 [216] 100 [212]Temperatura estática de fondo de pozo, °C [°F]

2 740 [8 990] 2 270 a 2 300[7 448 a 7 546]

2 414 a 2 462[7 920 a 8 077]

TVD del intervalo disparado, m [pies]

16 13 15Número de etapas

48 39 46Disparos totales

3 3 7Número de conjuntos de disparos por etapa

9 7 9Número de intervalos tratados con la técnica Broadband Sequence

> Registros de trazadores de una terminación optimizada técnicamente de un pozo de la lutita Pimienta. Los registros muestran una sección del pozo B, que recibió tres tratamientos de fracturamiento. El trazador de iridio (carril 1, rojo), bombeado durante el primer tratamiento de fracturamiento, ingresó en los conjuntos de disparos 2, 3, 4, 5 y 6. Durante el tratamiento siguiente con fluido compuesto BroadBand Sequence, se incluyó un trazador de escandio (carril 2, amarillo) en el fluido de fracturamiento, que ingresó en los conjuntos de disparos 1, 2 y 5. Durante el tratamiento final con fluido compuesto, el trazador de antimonio (carril 3, azul) ingresó en los conjuntos de disparos 5 y 6. Los datos derivados de los trazadores se superponen sobre un registro litológico (carril 4) con fines comparativos.


3 900 4 000 4 050 4 1003 950

123456

Carril 1

Carril 2

Carril 3

Carril 4


6 5 4 3 2 1

16 Oilfield Review

un 8% más productivo que si hubiera sido termi-nado en forma convencional. Además, el tiempo de estimulación por pozo fue un 65% más corto que el de las terminaciones convencionales, lo que generó ahorros significativos. Sobre la base de estos resultados, los ingenieros de PEMEX continuaron aplicando el empleo combinado del servicio BroadBand Sequence con el asesor de terminaciones Mangrove en la primera fase de desarrollo del campo.

Terminación en agujero descubierto en Dakota del NorteUn operador está a cargo de aproximadamente 1 340 km2 [330 000 acres] de la lutita Bakken de Dakota del Norte en EUA (abajo). Esta extensión productiva se reveló en los últimos años como una de las fuentes más importantes de petróleo de EUA.

Los pozos nuevos son terminados hasta profun-didades medidas totales (TD) superiores a 6 400 m [21 000 pies], con TVDs oscilantes entre 3 000 y 3 400 m [9 800 y 11 200 pies]. Los gradientes de fracturamiento varían entre 0,85 y 0,95 lpc/pie [0,020 y 0,022 MPa/m] y las temperaturas de fondo pozo oscilan entre 104°C y 121°C [220°F y 250°F]. Las terminaciones horizontales habituales utilizan tubería de revestimiento no cementada.

En un pozo, el operador experimentó dificul-tades con la entubación. La TD planificada era de 6 460 m [21 200 pies], pero el extremo de la tube-ría de revestimiento se atascó a una profundidad de 6 280 m [20 610 pies]. Después de varios inten-tos infructuosos para desplazar la tubería de revestimiento más hacia el fondo del pozo, el ope-rador decidió investigar opciones de estimulación alternativas. Inicialmente, consideró la posibili-dad de dejar la punta sin estimular o bombear un

> Lutita Bakken. En el año 2013, la lutita Bakken produjo más del 10% de toda la producción de petróleo de EUA, excediendo un millón de bbl/d [159 000 m3/d]. El Servicio Geológico de EUA estimó que el volumen total de petróleo de la lutita Bakken oscila entre 271 000 millones y 503 000 millones de bbl [43 000 millones y 80 000 millones de m3].


Cuenca de Williston

Lutita Bakken

Montana

Dakota del Sur

Dakotadel Norte

Saskatchewan

300

km0

0

300

mi

CANADÁ

EUA

tratamiento de estimulación convencional que podría tener un éxito limitado. Los ingenieros de Schlumberger propusieron abordar el problema mediante la aplicación del servicio BroadBand Sequence al intervalo de agujero descubierto.

Los ingenieros bajaron un empacador inflable hasta una profundidad de 6 187 m [20 299 pies], dejando un intervalo de 275 m [901 pies] abierto en la punta. El tratamiento para el intervalo de agujero descubierto consistió en 11 etapas de fracturamiento separadas por 10 píldoras com-puestas BroadBand Sequence. Las operaciones concluyeron en 14 horas sin la utilización de tapones puente ni empacadores inflables.

El emplazamiento de cada píldora compuesta fue seguido por un período de cierre, lo que permi-tió al operador monitorear los cambios del gra-diente de fracturamiento. Las mediciones de la presión ISIP captadas al final de cada etapa mostra-

Volumen 26, no.4 17

> Resultados de un tratamiento de estimulación en agujero descubierto con la técnica BroadBand Sequence. Después de cada etapa de fracturamiento, los ingenieros midieron la presión ISIP (extremo superior). El incremento progresivo de la presión ISIP demostró la capacidad de la tecnología BroadBand Sequence para estimular las zonas de agujero descubierto que hubieran quedado sin tratar con las técnicas de fracturamiento convencionales. Después que el pozo comenzó a producir, el operador midió los gradientes de fracturamiento a lo largo del mismo (extremo inferior). La porción terminada en agujero descubierto alcanzó un gradiente de fracturamiento máximo más alto (puntos azules) que el de las etapas terminadas en forma convencional (puntos rojos).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

10 200

10 400

10 600

10 800

9 800

9 600

9 400

9 200

9 000

2,00

1,95

1,90

1,85

1,80

1,75

11 000

10 000

ISIP

, lpc

Grad

ient

e de

frac

tura

mie

nto,

lpc/

pie



Gradiente de fracturamiento máximo: 0,967 lpc/pie

Terminado con la técnica BroadBand Sequence

Terminado sin la técnica BroadBand Sequence

Gradiente de fracturamiento máximo: 0,943 lpc/pie

Punta Talón

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41


ron incrementos de presión progresivos (derecha). Después de tratar el intervalo de agujero descu-bierto, los ingenieros colocaron un tapón puente en el extremo de la tubería de revestimiento y luego terminaron el resto del pozo utilizando la técnica de taponamiento y disparos.

Después que el pozo comenzó a producir, los ingenieros determinaron que la larga porción de agujero descubierto del pozo tratada con la tec-nología BroadBand Sequence era más productiva que la porción tratada en forma convencional.

Expansión del alcance de la divergencia dinámicaMás de 1 500 tratamientos BroadBand Sequence han sido ejecutados en EUA, México y Argentina. Y a medida que los ingenieros adquieren experiencia con la técnica, la refinan para mejorar el servicio.

El servicio BroadBand Sequence es compati-ble tanto con fluidos de fracturamiento conven-cionales como con fluidos cargados con fibras. Sin embargo, la experiencia de campo indica que el empleo de fluidos cargados con fibras permite obtener resultados superiores porque dichos flui-dos proporcionan capacidades mejoradas de transporte de apuntalantes y una óptima cober-tura del yacimiento y productividad de los pozos. En consecuencia, la mayoría de los tratamientos BroadBand Sequence actuales emplean la téc-nica de fracturamiento HiWAY.

Las técnicas de divergencia dinámica conti-núan evolucionado. Recientemente, Schlumberger introdujo un servicio de tratamientos de estimu-lación para formaciones no convencionales que no incluye operaciones de disparos. El servicio de terminaciones integradas BroadBand Precision consiste en la colocación de tuberías de revesti-miento provistas de camisas de deslizamiento a lo largo de los intervalos a tratar. Después de cementar la tubería de revestimiento en su lugar, las camisas se abren para proporcionar acceso a la formación. Durante los tratamientos de estimu-lación, los ingenieros bombean fluidos compuestos entre las etapas de fracturamiento. Esta técnica elimina las intervenciones con herramientas ope-radas con cable, la colocación de tapones puente y las operaciones de fresado, lo que se traduce en ahorros significativos de tiempo de equipo de perforación y costos de terminación.

Los tratamientos de estimulación por fractura-miento hidráulico han revolucionado las extensio-nes productivas en yacimientos no convencionales y han modificado la dinámica de la industria del petróleo y el gas, especialmente en América del Norte. No obstante, las prácticas de estimulación

continúan evolucionando conforme las compañías de servicios y los operadores procuran obtener téc-nicas más efectivas y más eficientes para acceder a los recursos difíciles de explotar. Las innovacio-nes tales como los tratamientos BroadBand Sequence prometen mejorar los desarrollos en los yacimientos no convencionales que exhiben un

rendimiento deficiente o terminaciones inefectivas. Los operadores que desplieguen estos sistemas en los recursos nuevos podrán detectar que los pozos y los campos marginales son económicamente via-bles desde el principio, descubriendo los hidrocar-buros que el mundo necesita y proporcionando energía segura para el futuro. —EBN

18 Oilfield Review

Cables y rodillos: Mejoramiento de los eslabones más débiles

El cable es quizás el componente más vital para la adquisición de registros

(perfilaje) con herramientas operadas con cable; sin este componente, las mediciones

y los registros adquiridos con cable no son posibles. Las altas tensiones del cable

de perfilaje inherentes a las trayectorias complejas y los pozos ultra profundos han

puesto al descubierto las debilidades de los diseños de cables convencionales.

No obstante, los ingenieros han introducido nuevas tecnologías y nuevos diseños que

mejoran las operaciones con cable en los pozos ultra profundos y están abordando

otros eslabones débiles de los componentes para el perfilaje mediante el desarrollo

de nuevos equipos de fondo de pozo y de superficie.

Chris BabinNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Serko SarianSugar Land, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2014/2015: 26, no. 4.Copyright © 2015 Schlumberger.MDT, MSCT, Saturn, SureLOC, TuffLINE y WellSKATE son marcas de Schlumberger.Teflon y Tefzel son marcas registradas de E. I. du Pont de Nemours and Company.PEEK es una marca de fábrica de Victrex USA, Inc.

El cable de perfilaje (wireline) confiere su nom-bre a un segmento muy importante de la industria de servicios de petróleo y gas. La historia de Schlumberger como compañía de tecnología tiene su origen en el hecho de ser la primera compañía de perfilaje del mundo. El primer registro fue adqui-rido en el año 1927 utilizando herramientas adosa-das a un cable y bajadas en un pozo de la región de Alsacia en Francia. El cable simple utilizado en ese entonces fue un precursor rudimentario de los cables metálicos que se utilizan en la actuali-dad. Los cables de perfilaje modernos desempe-ñan un rol crucial como conductos para la energía eléctrica enviada desde la unidad de adquisición de registros hasta las herramientas de fondo de pozo y vinculan el equipo de superficie con los sensores de fondo de pozo, generalmente por medio de un pro-ceso de intercambio telemétrico de datos. Para la mayoría de los operadores de E&P, e incluso qui-zás para las compañías proveedoras de servicios, el cable recibe poca atención; hasta que se pro-duce una falla. Es en ese momento en el que la importancia del cable de perfilaje y el rol que éste cumple en el proceso de adquisición de datos se vuelven más que obvios. Cuando surgen proble-mas, el cable de perfilaje puede ser considerado

por el personal de campo y de oficina como el eslabón más débil de una cadena.

Algunas debilidades del cable metálico son inherentes y resultan de limitaciones físicas; estos límites basados en la ingeniería se encuen-tran bien documentados y si se exceden son acompañados por riesgos reconocidos. El hepta-cable tradicional —llamado así porque en su centro se localizan siete alambres de cobre aisla-dos— está diseñado para la resistencia a la rotura y para cargas de trabajo seguras (SWL). Otras limitaciones son quizás menos conocidas para los operadores de campos petroleros y algu-nas son consecuencias de la deficiencia de la téc-nica operativa. Las condiciones que escapan al control del operador de perfilaje también pueden producir daños y fallas en el cable.

La tendencia hacia la perforación de pozos ultra profundos ha puesto en evidencia debilidades de diseño que raramente constituían un problema en el pasado. La actividad reciente de perforación de pozos profundos produjo pozos que exceden los 11 000 m [36 000 pies]. En estos pozos, durante el perfilaje, la tensión máxima del cable en la super-ficie es más del doble de la tensión experimentada como rutina en los pozos más someros.

Volumen 26, no.4 1919

Los cables desplegados en pozos profundos y geométricamente complejos experimentan gran-des tensiones debido a las combinaciones más pesadas de herramientas de perfilaje, el mayor peso de los cables más largos y la mayor fricción de los cables. Las tensiones registradas en estos pozos ultra profundos y complejos durante el perfi-laje magnifican las debilidades sistémicas y han producido incidentes asociados con los cables, que no se observaban normalmente en el pasado. Dado que la mayoría de estas operaciones tiene lugar en pozos de aguas profundas, el costo de las fallas se amplifica significativamente en comparación con los costos que implican los incidentes con tiempo perdido en las operaciones terrestres.

Las debilidades relacionadas con las operacio-nes con cable que no son específicas del cable tam-bién pueden amenazar la ejecución del perfilaje. Si una sarta de herramientas no llega a una zona objetivo, no es posible adquirir datos. Estos datos son utilizados por los ingenieros, geólogos y petrofí-sicos para conocer el potencial de producción de hidrocarburos tanto del pozo como del yacimiento, y la oportunidad de obtener estos datos para un pozo en particular puede perderse para siempre si fallan las operaciones de perfilaje. Además, el atas-camiento de una herramienta de perfilaje en el fondo del pozo mientras se intenta adquirir datos plantea una preocupación importante tanto para las compañías de servicios como para los operadores.

Otra debilidad potencial de las operaciones de perfilaje con cable es que incluyen un componente que está diseñado para fallar, o al menos romperse, con un comando. La conexión entre el cable y las herramientas de adquisición de registros es el cabe-zal de perfilaje. Un punto débil existente en el cabe-zal está diseñado para exhibir una resistencia a la rotura más baja que la del cable de perfilaje. El punto débil permite la liberación controlada de las herramientas sin romper el cable. Cuando una sarta de herramientas de perfilaje se atasca en un pozo, la brigada de perforación tradicionalmente corta el cable, corre la columna de perforación por encima del cable hasta las herramientas, y las engancha.

20 Oilfield Review

Después de recibir las indicaciones de enganchar las herramientas con la columna de perforación, la brigada de perforación utiliza el equipo de per-foración para tirar del cable y romper intencio-nalmente el punto débil. Luego, la brigada de perfilaje recupera el cable liberado y la brigada de perforación recupera las herramientas de fondo de pozo utilizando la potencia de tracción del equipo de perforación.

Un desenganche no intencional del cable de las herramientas de fondo de pozo, ya sea por su rotura o por la rotura accidental de un punto débil, es una de las peores fallas relacionadas con el cable. Un cable roto aún sujeto a las herramien-tas debe ser extraído primero del pozo antes de poder recuperar las herramientas, proceso que puede requerir varios días (izquierda). La imposi-bilidad de recuperar las herramientas de perfilaje constituye una consecuencia que implica un alto costo en sí misma; sin embargo, el costo de des-viar la trayectoria del pozo para sortear las herra-mientas no recuperadas y volver a perforar los intervalos puede superar sustancialmente al de las herramientas perdidas.

Los recientes esfuerzos de ingeniería han per-mitido abordar las debilidades del diseño de los cables, producir accesorios de montaje de alta resistencia, proporcionar unidades de perfilaje más potentes y conducir al diseño de equipos de fondo de pozo que complementan a los cables de mayor resistencia. Los desarrolladores de software han desarrollado además un programa que ayuda a los ingenieros de perfilaje a conocer las condicio-nes del cable en el fondo del pozo y llevar las herramientas recuperadas a la superficie en forma segura.1

Este artículo describe las innovaciones patenta-das introducidas en el diseño del cable de perfilaje, que incrementan el rango de operación y los már-genes de seguridad para las operaciones con cable.

Los equipos auxiliares nuevos y modificados acre-cientan la utilización de estos nuevos cables. Algunos casos de estudio de operaciones llevadas a cabo en las regiones de aguas profundas del Mar Mediterráneo, África Occidental, China, el Golfo de México y el Golfo de Tailandia demuestran la aplicación de estas nuevas tecnologías y diseños.

Cable de perfilajeEl perfilaje con cable implica la adquisición de datos de fondo de pozo con herramientas que se sujetan a un cable —un cable metálico— y se bajan en un pozo. El cable transporta la potencia y los comandos de control desde una unidad de perfilaje en la superficie y proporciona una comu-nicación bidireccional, en tiempo real, entre la unidad y las herramientas de fondo de pozo. La unidad de perfilaje en la superficie registra y pro-cesa los datos a partir de los cuales se generan los registros petrofísicos.2

Los cables se encuentran disponibles en una diversidad de configuraciones, composiciones y estilos. En su mayor parte, son adecuados con fines específicos; por ejemplo, los monocables de un solo conductor y diámetro pequeño se utilizan para los servicios de producción en pozos entubados. Su sección transversal pequeña los hace más ade-cuados que los cables de gran diámetro para las operaciones bajo presión. En comparación con los monocables, los heptacables ofrecen mayor resistencia, pueden llevar más energía eléctrica para las herramientas de fondo de pozo y poseen velocidades más altas de transferencia de datos. Los heptacables se encuentran disponibles en una diversidad de diámetros. Los cables de tipo línea de acero a veces se conocen como cables metálicos, pero estos cables especiales son sóli-dos y no poseen un conductor interno.3

El heptacable es el estándar para el perfilaje en agujero descubierto (izquierda). Los heptacables tradicionales constan de una camada de armadura externa de alambres de acero y una camada de armadura interna de alambres de acero enrollados alrededor de un alma. El alma posee una camisa semiconductora externa que contiene una faja en espiral de seis conductores, material de relleno, una camisa semiconductora interna y un conduc-tor central aislado. La camisa protege los alam-bres conductores internos, que están revestidos con un material aislante, tal como una aislación de polipropileno, Teflón o Tefzel (resina de etileno tetrafluoroetileno).4

La camada de armadura externa de un cable estándar de 1,17 cm [0,46 pulgadas] es una faja de 24 alambres de acero envueltos en una direc-ción, que cubre una faja de 24 alambres internos más delgados envueltos en la dirección opuesta;

> Diseño del heptacable tradicional. El heptacable de siete conductores es el cable estándar para el perfilaje con cable en agujero descubierto. En estos cables, los alambres de la camada de la armadura externa normalmente son de mayor diámetro que los de la camada interna. La camada externa se enrolla en dirección opuesta a la de la camada interna para mantener un balance de torque dinámico y contrarrestar la tendencia al destrenzado. La camada de la armadura externa transporta más tensión que la interna; por ende, su torque inherente es mayor. El alma del cable consiste en la camisa, los alambres conductores y el material de relleno. Los alambres conductores aislados son protegidos por una camisa semiconductora.

Oilfield Review WINTER 14/15Cable Fig 2ORWINT 14/15 CBL 2

Armadura externa

Armadura interna

Camisa

Alambres conductores

> Operación de pesca de un cable. Si el cable metálico se rompe de manera no intencional, con el equipo de perforación se debe recuperar primero el cable del pozo antes de recuperar las herramientas de perfilaje. Este proceso puede resultar difícil y lento. El peón de boca de pozo está utilizando un soplete de cortar para remover la masa de cable enredado de la mordaza a fin de recuperar más cable.


Volumen 26, no.4 21

1. Para obtener más información sobre el despliegue de las herramientas de perfilaje, 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.

2. Para obtener más información sobre las operaciones básicas de perfilaje, consulte: Andersen MA: “El descubrimiento de los secretos de la Tierra,” Oilfield Review 23, no. 1 (Primavera de 2011): 67–68.

3. Para obtener más información sobre los servicios con líneas de acero, consulte: Billingham M, Chatelet V, Murchie S, Cox M y Paulsen WB: “La línea de acero marca un hito,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 16–25.

4. En el proceso de manufactura de Schlumberger a menudo se utiliza la siguiente convención de nomenclatura para la clasificación de los cables: X-YYZ AAA, en donde X es el número de conductores, YY es el diámetro del cable en 1/100 pulgadas, Z se refiere a los componentes de construcción y AAA hace alusión a la armadura. Un cable estándar para perfilaje de rutina a temperaturas inferiores a 150°C [300°F] es el 7-46P GIPS. Se trata de un cable de 0,46 pulgadas, de siete conductores, con conductores revestidos de polipropileno (P) y cables armados de acero galvanizado mejorado de alta calidad (GIPS). El 7-48A SUS es un cable de 0,48 pulgadas de diámetro, de siete conductores, que está provisto de conductores revestidos de Teflón y material de envoltura Tefzel (A) y alambres armados súper-ultra-resistentes (SUS). Este cable es adecuado para operaciones con una alta tensión y alta temperatura. El polímero Tefzel es un plástico a base de flúor con alta resistencia a la corrosión y solidez a través de un amplio rango de temperatura.

5. Para obtener más información sobre el desarrollo de cables de alta resistencia, consulte: Alden M, Arif F, Billingham M, Grønnerød N, Harvey S, Richards ME y West C: “Sistemas avanzados de operación de herramientas en el fondo del pozo,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 32–47.

6. Los valores de resistencia a la rotura corresponden a un cable nuevo y no dan cuenta del desgaste, los años de vida y el daño mecánico, factores que pueden reducir significativamente la capacidad nominal de un cable. La resistencia a la rotura se mide con ambos extremos del cable libres o bien con ambos extremos fijos. La prueba con extremos libres, que permite que el cable rote cuando se aplica tensión, es representativa de las condiciones de fondo de pozo. La resistencia a la rotura del cable 7-46P GIPS con los extremos fijos es de 16 700 bf [74,3 kN]. La carga de trabajo segura (SWL) puede expresarse como la mitad de la resistencia a la rotura, que proporciona un factor de seguridad de dos. Un método alternativo de determinación de la SWL para cables especiales de alta resistencia es el 62% de la resistencia a la rotura con los extremos fijos.

las dos camadas balancean la tensión y el torque del cable. Los cables armados estándar son fabrica-dos con acero galvanizado mejorado de alta calidad (GIPS), de alta resistencia. Para producir cables de mayor resistencia, los ingenieros de diseño reem-plazan los cables armados GIPS estándar por cables fabricados con un metal más resistente.5

Los fabricantes diseñan los cables para deter-minados límites de temperatura y tensión. La tem-peratura máxima para los cables fabricados con material aislante de polipropileno es de 150°C [300°F]; los cables con aislante revestido de Tefzel pueden trabajar a temperaturas superiores a 288°C [550°F]. Las especificaciones pueden indicarse para una hora de uso; para operaciones continuas de mayor duración, los cables soportan menores temperaturas.

Un nuevo cable de 0,46 pulgadas de diámetro fabricado con GIPS muestra una resistencia a la rotura de 16 700 lbf [74,3 kN] y una SWL de 8 345 lbf [37,1 kN].6 Si bien los cables GIPS fueron el estándar durante muchos años y aún lo siguen siendo en muchas áreas del mundo, en las opera-ciones de Schlumberger habitualmente se utilizan cables fabricados con alambres con armadura de acero de mayor resistencia que incrementan sus-tancialmente la resistencia a la rotura y la SWL. Un cable común de 0,46 pulgadas de diámetro, utilizado actualmente para el perfilaje en agujero descubierto, posee una resistencia a la rotura de 19 410 lbf [86,3 kN] y una SWL de 9 705 lbf [43,2 kN].

Para bajar las herramientas con cable, las unidades de perfilaje utilizan un guinche fijado a un tambor en el que se enrolla el cable (arriba).

Un tambor completo puede contener varios miles de metros de cable. La práctica estándar consiste en enrollar los cables en el tambor con una ten-sión aplicada de 1 000 lbf [4,48 kN]. Esta tensión facilita el enrollado del cable en el tambor.

Durante las operaciones normales de perfi-laje, la tensión del cable se mide en la unidad de perfilaje. Cuando las herramientas se encuen-tran en un pozo, la tensión incluye el peso de la herramienta de perfilaje, el peso del cable enro-llado en el pozo y las fuerzas de fricción que se generan a medida que el cable y las herramien-tas se suben por el pozo. Las fuerzas de flotabili-dad del lodo de perforación compensan parte de la tensión.

Cuando el cable se enrolla en el tambor durante y después del perfilaje, la tensión casi siempre excede la tensión de enrollado original de 1 000 lbf. En las operaciones normales, las hileras subyacentes de cable no corren el riesgo de daño como resultado de esta mayor tensión porque la tensión máxima permitida no es suficiente para dañar mecánicamente el cable. Esto se verifica siempre que el operador del guinche enrolle el cable correctamente y no permita que se super-ponga sobre sí mismo, lo que puede producir su daño mecánico. La brigada de adquisición de regis-tros alinea cuidadosamente la unidad de perfilaje durante la instalación para asegurar que el cable sea enrollado correctamente.

No obstante, los cables estándar pueden dañarse durante las operaciones de perfilaje lle-vadas a cabo en pozos profundos y ultra profundos —pozos con profundidades de más de 6 100 m [20 000 pies]— aun cuando se encuentren correc-

tamente enrollados porque la tensión normal del cable en estos pozos es suficiente para aplastar el cable subyacente. La alta tensión producida durante el perfilaje también puede experimen-tarse en profundidades más someras, en pozos en forma de S, debido al incremento de las fuerzas de fricción que actúan sobre el cable. Schlumberger define las operaciones de perfilaje con alta tensión del cable como aquéllas cuyas tensiones de super-ficie superan las 8 000 lbf [35,6 kN]. Las operacio-nes de perfilaje con una alta tensión plantean el riesgo de aplastamiento del cable de perfilaje del tambor y facilitan otros tipos de fallas.

> Tambor de cable completo. El cable se enrolla en un tambor que se sujeta en un guinche. La brigada de operaciones con cable baja y sube las herramientas de perfilaje en el pozo utilizando el guinche.


22 Oilfield Review

Un cable recién manufacturado presenta un desbalance de torque sustancial, y las camadas de armadura requieren tiempo para aliviar el tor-que, estirarse y reposicionarse. Durante el primer descenso de un cable nuevo, la tensión del cable genera una distribución desigual de la carga entre las camadas de la armadura interna y externa; no obstante, las camadas pueden moverse indepen-dientemente entre sí y la rotación del cable durante las operaciones debería balancear las diferencias de torque y de tensión. El proceso de balancear el torque del cable en un cable nuevo de denomina seasoning.

Si la camada externa se destrenza, se produce una distorsión de la armadura externa, que se ase-meja a una jaula (arriba). Esta condición produce una tensión que ya no es acarreada por todo el

cable, sino por la camada de la armadura interna más pequeña, lo que reduce considerablemente la resistencia a la rotura. Una jaula es causada a menudo por los cambios producidos repentina-mente en la tensión del cable, tal como sucede cuando una herramienta atascada es liberada con una alta tensión del cable. El funcionamiento cíclico o fluctuación rápida de la tensión, que con-siste en incrementar y aliviar reiteradamente la tensión del cable, puede producir la formación de una jaula. Además, la fluctuación puede generar bucles en el cable cuando éste es sometido a esfuerzos de torsión y se flexiona sobre sí mismo o cuando su tensión se aminora. Los bucles causan retorcimientos y nudos en el cable cuando se vuelve a aplicar tensión; los retorcimientos y los nudos reducen significativamente la SWL del cable.

El flujo en frío es la deformación del cable inducida por la compresión. El término describe la extrusión a baja temperatura del material del alma de la parte media del cable. Cuando un cable se enrolla en un tambor con una gran tensión y se guarda en esas condiciones, con el tiempo el mate-rial del alma sufre una deformación y un daño per-manente. La compresión hace que la armadura interna contraiga el alma, dañando el material de la camisa y desplazando la aislación que cubre los alambres conductores (abajo). Cuando se produce la extrusión del material del alma del cable compri-mido, los alambres conductores internos tarde o temprano pueden hacer un corto circuito contra la armadura del cable. El fenómeno de flujo en frío también puede producirse cuando el torque en los alambres de la armadura interna aprieta el alma y reduce el diámetro de la camisa.

El malacate de doble tambor, introducido en la década de 1970, alivia la tensión que se genera cuando el cable se enrolla en el tambor (próxima página, arriba).7 Si bien el malacate elimina el efecto de flujo en frío inducido por la tensión en el cable del tambor, también puede incrementar el torque del cable, lo que constituye el fenómeno más perjudicial.

> Aplastamiento del alma del cable y flujo en frío. El efecto de flujo en frío puede producirse des- pués de un período prolongado de almacenamiento de un cable en un tambor bajo una alta tensión. Este efecto se caracteriza por el achata- miento del cable y la separación de los cordones de la armadura. Con el tiempo, es posible que el polímero del alma se deforme plásticamente, lo que finalmente puede ocasionar el cortocircuito del cable de alambres conductores de cobre con los alambres de la armadura o los alambres conductores entre sí. Un cable con alambres conductores en cortocircuito debe ser puesto fuera de servicio y puede no ser reparable.


Hilo conductor en cortocircuito conel alambre de la armadura interna

> Jaula producida en el cable de perfilaje. Las camadas interna y externa de un cable de perfilaje con torque balanceado comparten la carga de tensión. Si el torque se desbalancea, la camada externa tiende a destrenzarse y a separarse de la camada interna, lo que permite la formación de una jaula (extremo superior). Cuando un cable en el que se ha formado una jaula es sometido a esfuerzo, la camada de la armadura interna soporta la mayor parte de la carga y se rompe primero. Luego, el esfuerzo es transferido rápida- mente a los alambres de la armadura externa, que también se rompen. El cable roto (extremo inferior) muestra evidencias de una rotura repentina de la camada interna debida a la tracción; la naturaleza alargada y no uniforme de los alambres rotos de la camada externa es la evidencia de su destrenzado antes de la rotura del cable.


Alambres de laarmadura interna

Alambres de laarmadura interna

Alambres de laarmadura externa

Alambres de laarmadura externa

1 pulgada

Volumen 26, no.4 23

Tensión o torqueEn los últimos 35 años, las profundidades de los pozos alcanzadas con los equipos de per-foración marinos se incrementaron más de un 75% (derecha, extremo inferior). Actualmente, los equipos de perforación de aguas profun-das son capaces de perforar hasta los 12 200 m [40 000 pies] en tirantes de agua (profundidad del lecho marino) de 3 050 m [10 000 pies]. Para el año 2012, la máxima profundidad alcanzada en las operaciones de aguas profundas fue de 10 700 m [35 000 pies], y los pozos de aguas utraprofundas empujaron los límites de los diseños de los cables tradicionales.8 En ciertos pozos, se registraron tensiones normales del cable de perfilaje de 15 000 lbf [66,7 kN], como resultado de los efectos combinados del peso del cable, las sartas de herra-mientas largas y pesadas, y las fuerzas de fricción.

Los pozos ultra profundos con cables de perfi-laje sometidos a grandes tensiones fueron perfo-rados por primera vez en el Golfo de México y el Mar del Norte, pero ahora son comunes en el área marina de Brasil, África, India y Asia. Las opera-ciones del Golfo de México experimentan como rutina tensiones de más de 13 000 lbf [57,8 kN] y en otros lugares del mundo no es inusual que se ejerzan tensiones de 10 000 lbf [44,5 kN]. Éstas son tensiones normales para el cable de perfilaje; el atascamiento de las herramientas puede someter los cables a cargas temporarias más grandes.

Las condiciones extremas han obligado a las compañías de servicios a repensar las tecnologías de cables. Estas compañías primero produjeron cables de resistencia alta y ultra-alta mediante el mejoramiento del material de los alambres de la armadura. La resistencia a la rotura de algunos de estos cables excedía las capacidades de subida de los guinches para perfilaje de generación previa. Los sistemas de alivio de tensión con malacate, por ejemplo, se limitaban a 15 000 lbf de capa-cidad de carga diferencial. Lamentablemente, los cables más resistentes no resolvieron todos los problemas del perfilaje en pozos ultra pro-fundos. Las fallas de los cables y los tambores, que no habían surgido previamente, comenzaron a ocurrir cuando las fuerzas ejercidas sobre los sistemas de perfilaje los sometieron a esfuerzos

7. Para obtener más información sobre el sistema de liberación de tensión de malacate de doble tambor, consulte: Alden et al, referencia 5.

8. Sarian S, Varkey J, Protasov V y Turner J: “Polymer-Locked, Crush-Free Wireline Composite Cables Reduce Tool Sticking and HSE Risk in Emerging Deepwater Reservoirs,” artículo SPE 164762, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de África Septentrional, El Cairo, 15 al 17 de abril de 2013.

>Malacate de doble tambor. Para prevenir el aplastamiento del cable, el daño del tambor y el flujo en frío en las operaciones de perfilaje con una alta tensión del cable, las brigadas de perfilaje colocan un malacate entre el piso de perforación y la unidad de perfilaje. El malacate (inserto) consta de dos roldanas grandes, accionadas hidráulicamente, con varias envolturas de cable a su alrededor. El cable del malacate del lado del equipo de perforación se encuentra bajo gran tensión; en cambio, el cable del malacate del lado del guinche se mantiene con una tensión más baja para su enrollamiento en el tambor del guinche. Los malacates prolongan la vida útil de los cables de perfilaje, aunque presentan riesgos operacionales: mantener el balance de tensión adecuado es difícil y sincronizar la velocidad del malacate con la del guinche del cable de perfilaje puede resultar problemático. Además, constituyen componentes adicionales del equipo, que deben se movilizados hasta localizaciones marinas remotas.


Unidad deperfilaje

Malacate de doble tambor

Malacate dedoble tambor

Cable metálicode alta resistencia

Profundidad, pies

Punto débil

10 000

20 000

> Incremento de las profundidades máximas de los pozos en el Golfo de México. Desde el año 1980 hasta casi el 2000, la profundidad vertical verdadera (TVD) máxima de los pozos marinos de petróleo y gas era de menos de 7 600 m [25 000 pies]. Al poco tiempo, la profundidad máxima de los pozos del Golfo de México se incrementó sustancialmente hasta alcanzar 9 145 m [30 000 pies] y en el año 2009 superó los 10 670 m [35 000 pies].


Año

10 0001980 1985 19951990 2000 2005 2010

15 000

25 000

30 000

35 000

40 000

20 000

Prof

undi

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verti

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erda

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(TVD

), pi

es

24 Oilfield Review

superiores a sus especificaciones de diseño ori-ginales (arriba). Para abordar estas dificultades, los ingenieros de Schlumberger observaron dete-nidamente las operaciones de perfilaje en los pozos profundos. Estos profesionales estudiaron la estructura del cable y rastrearon las causas raíces de su falla prematura.

Los diseños de los cables tradicionales con-sisten en dos camadas de alambres de armadura de acero, envueltas en direcciones opuestas para mantener el balance del torque. Los alambres de la armadura constituyen el elemento de resistencia mecánica del cable. Las dos camadas, que se mue-ven independientemente una respecto de la otra, comparten la carga debida a la tracción; y rotan

y se estiran bajo la acción de la carga, aunque no siempre de manera equivalente. Los alambres de la camada de la armadura externa en general son de mayor diámetro que los de la camada interna.

Los ingenieros de diseño observaron que el tor-que del cable se incrementa en forma proporcional a la tensión y se acumula con cada descenso y con el funcionamiento cíclico de la tensión. Los disposi-tivos que curvan el cable, tales como el tambor y las roldanas que lo dirigen hacia el interior del pozo, actúan como barreras para el torque e incre-mentan su acumulación en el cable de perfilaje. El torque también se acumula en el guinche del cable de perfilaje cuando el cable se enrolla en el tambor.

Cuando una herramienta se atasca en el fondo del pozo, o si el cable no puede rotar libremente, el torque puede desbalancearse. Si la tensión experi-menta un funcionamiento cíclico repetidas veces, la camada externa de la armadura comienza a des-trenzarse y pierde contacto con la camada interna. La camada interna se tensa, comprimiendo el alma del cable. Si la camada externa se destrenza, puede suceder que la camada interna se convierta en el único elemento de resistencia, comprometiendo la SWL del cable, lo que a su vez puede producir su rotura con la que debería ser una tensión razo-nable para el cable de perfilaje. Este escenario pasó a ser demasiado frecuente en los primeros días del perfilaje en pozos ultra profundos.

Además de la rotura, el aplastamiento y el flujo en frío se convirtieron en fenómenos comunes en los cables utilizados para el perfilaje en pozos ultra profundos. Los cables enrollados con una gran ten-sión requieren algún mecanismo de alivio de la ten-sión y el torque.9 El mantenimiento del cable para aliviar la tensión y el torque almacenados se lleva a cabo en tierra firme con equipos de enrollar especiales. Para la mayoría de las operaciones marinas en aguas profundas, que se llevan a cabo lejos de tierra firme, la ejecución de estas tareas a su debido tiempo se dificulta debido a cuestio-nes de logística.

Nuevos diseños de cablesLa solución tanto para el desbalance del torque como para el daño mecánico parecía sencilla: fabri-car un cable libre de aplastamiento utilizando una armadura de alambres con torque balanceado, uni-dos entre sí o unidos al alma del cable. Después de


Armadura externaAlma resistenteal aplastamiento

Camada interna

Camada depolímero externa

Alambres conductoresrevestidos de polímero PEEK

Alma revestida depolímero PEEK

Material de rellenoresistente al aplastamiento

> Sección transversal del cable TuffLINE. Los ingenieros diseñaron el cable TuffLINE 18000 con un alma resistente al aplastamiento (izquierda) con doble extrusión; una protección delgada de polímero PEEK cubre el alma del cable y los alambres conductores individuales. El encapsulado de polímero (derecha, negro) mantiene todos los alambres de la armadura unidos entre sí y con el alma del cable, lo que elimina la formación de jaulas y ayuda a mantener el balance de torque del cable. La reducción del número y el diámetro de los alambres de la armadura externa da como resultado una reducción del peso y el arrastre del cable, en comparación con otros diseños de cables, lo que se traduce en una menor tensión del cable de perfilaje en el fondo del pozo.

> Fuerzas de enrollado del cable. Los cables de perfilaje se enrollan en tambores tradicionales vacíos (izquierda) con una tensión aplicada de 1 000 lbf. Durante las operaciones de perfilaje, la tensión puede ser mucho mayor, lo que hace que el cable enrollado ejerza en el tambor grandes fuerzas (centro). Por ejemplo, con una tensión del cable de 10 000 lbf, la brida del tambor puede experimentar fuerzas hacia afuera de hasta 8 900 kN [2 millones de lbf], y las fuerzas combinadas de tensión y peso del cable pueden generar presiones de hasta 74 MPa [10 700 lpc] en el núcleo del tambor. Los tambores del cable utilizado para el perfilaje con cables estándar y con alta tensión en pozos más someros no experimentan fuerzas sostenidas de estas magnitudes. Después de que las fallas del tambor, producidas durante las operaciones que implican una alta tensión del cable exponen las debilidades de diseño de los tambores, los ingenieros desarrollaron tambores con especificaciones de diseño más rigurosas (derecha) que además poseen una mayor capacidad de transporte del cable que los tambores tradicionales.


Fuerza sobre la brida dehasta 2 millones de lbf

Presión sobre el núcleo deltambor de hasta 10 700 lpc

Tambor tradicional de perfilaje Tambor de alta resistencia

Volumen 26, no.4 25

9. Para obtener más información sobre el mantenimiento de cables con una alta tensión, consulte: Alden et al, referencia 5.

10. El polímero de poliéter-éter-cetona (PEEK) es un termoplástico de alto rendimiento para altas temperaturas, utilizado en aplicaciones de ingeniería.

11. Una barra en T es un dispositivo que se engrampa sobre un cable de perfilaje cerca del piso de perforación; esta barra permite utilizar los elevadores del equipo de perforación para aplicar tensión directa. La utilización

varios años de desarrollo y de muchos procesos de prueba y error, los ingenieros de Schlumberger introdujeron el cable metálico compuesto con tor-que balanceado TuffLINE 18000. El primero en su tipo, este heptacable presenta diversas caracterís-ticas de las que carecen otros cables de perfilaje.

Una composición de polímero patentado, que se aplica en un proceso de extrusión único, rellena el espacio existente entre la armadura interna y el alma del cable, y también entre las camadas de la armadura (página anterior, abajo). La camada de polímero bloquea los alambres de la armadura en su lugar y no permite que se desenrollen, lo que elimina la formación de jaulas. Este diseño permite que el cable sea sometido a un funciona-miento cíclico reiteradamente sin temor a que se rompa por debajo de su SWL. No se requiere el balanceo del torque del cable, lo que mejora la efi-ciencia operacional en comparación con la de las operaciones que se basan en los diseños conven-cionales de cables de perfilaje.

El polímero patentado del alma del cable TuffLINE rellena el espacio intersticial existente entre los alambres conductores y también se extruye entre las camadas de la armadura. Este pro-ceso da como resultado un cable que es casi inmune al aplastamiento y la deformación. A la resisten-cia del cable se suman los alambres conductores de doble y triple extrusión, que incluyen una camada de polímero PEEK.10

La SWL del cable TuffLINE es de 18 000 lbf [80 kN]; la resistencia a la rotura con los extre-mos fijos es de 28 000 lbf [125 kN] y la resistencia a la rotura con los extremos libres, de 27 000 lbf [120 kN]. Estos límites exceden la potencia de tracción de las unidades de perfilaje marinas. Si la sarta de herramientas se atasca, el equipo de perfo-ración puede ser utilizado para tirar del cable con una sujeción de tipo barra en T.11 El diámetro del cable TuffLINE es de 1,27 cm [0,50 pulgadas]; es decir, mayor que el del cable de perfilaje están-dar de 0,46 pulgadas, pero similar al de otros cables de resistencia alta y ultra-alta.

La camada externa de la armadura está com-puesta por alambres de menor diámetro que el de los alambres de la camada interna. Estos alam-bres más pequeños reducen el peso por unidad de longitud del cable en el aire a 416 lbf/1 000 pies [6,07 kN/1 000 m], valor inferior al del cable de perfilaje de menor diámetro y resistencia súper-ultra-alta (424 lbf/1 000 pies [6,18 kN/1 000 m]), utilizado con frecuencia en las operaciones en aguas profundas. Los alambres de la armadura externa se mantienen separados entre sí por la capa de polímero, lo que reduce la fricción del cable por deslizamiento y por ende la tensión.

Un pozo de exploración perforado reciente-mente en la región de aguas profundas del este del Mar Mediterráneo apuntaba como objetivo a una zona ubicada a alrededor de 5 000 m [16 400 pies] de profundidad. El plan original requería un pozo vertical, pero a raíz del atascamiento de la tube-ría en una sección más somera, la trayectoria del pozo debió desviarse 35° respecto de la vertical. La alta tensión del cable experimentada en una carrera de perfilaje previa, más las predicciones del modelo, se tradujeron en una proyección para la tensión en el fondo del pozo superior a 10 000 lbf. La localización remota del pozo impidió la movi-lización de un malacate con poca antelación. Las alternativas eran efectuar múltiples descensos con sartas de herramientas cortas o realizar el despliegue de las herramientas de perfilaje con la columna de perforación, lo que hubiera agregado cinco días a la operación de perfilaje.

Por consiguiente, se decidió movilizar un cable TuffLINE desde el Mar del Norte a la localización del pozo e instalarlo en el equipo de superficie existente. La carrera 1 incluyó seis herramientas de perfilaje en agujero descubierto, pero las condi-ciones del pozo impidieron que la larga sarta de herramientas alcanzara la profundidad total (TD). La sarta de herramientas fue acortada y la TD se alcanzó con éxito en las carreras 2 y 3. Las medi-ciones de la presión de formación y el muestreo de fluidos durante la carrera 4, y la obtención de núcleos (testigos) laterales (muestras de pared) con herramientas rotativas durante la carrera 5, fueron ejecutados sin incidente alguno. Como lo predijo el programa de modelado, cuatro de las

cinco carreras de perfilaje experimentaron una tensión sostenida del cable de perfilaje superior a 10 000 lbf. Durante el perfilaje, se efectuaron múl-tiples esfuerzos de tracción de corta duración de 16 000 lbf [71 kN], cada uno de los cuales liberó las herramientas atascadas y permitió que conti-nuara el perfilaje.

El operador ahorró cinco días de equipo de perforación en comparación con el número de días que se habrían requerido para el perfilaje con herramientas bajadas con la tubería. Y se ahorró un día adicional de tiempo de equipo de perfora-ción porque el cable TuffLINE no requirió que se balanceara el torque antes del perfilaje. Si bien la tensión del cable excedió las 10 000 lbf y no se uti-lizó malacate alguno, la brigada de perfilaje no observó ningún daño por flujo en frío o aplasta-miento durante el examen posterior a la operación. Además, a pesar de los múltiples ciclos de tensión de hasta 16 000 lbf, no se formó ninguna jaula inducida por el torque en el cable.

En un ambiente marino de aguas profundas de África Occidental, Total E&P perforó un pozo ultra profundo en forma de S.12 La tensión anticipada del cable de perfilaje excedió las 10 700 lbf [47,6 kN] (arriba). El desarrollo futuro del campo depen-día de la adquisición de un conjunto integral de datos petrofísicos con herramientas operadas con cable. Se planificó un conjunto tradicional de mediciones derivadas de registros adquiri-dos con cable y en el programa de evaluación se incluyeron mediciones avanzadas obtenidas con herramientas de resonancia magnética nuclear, perfilajes acústicos y generación de imágenes,

de los elevadores evita la unidad de perfilaje, la roldana superior y la roldana inferior.

12. Sarian S, Varkey J, Protasov V, Montesinos J, Ventura D y Greusard D: “In a Challenging West Africa Deepwater Well, Polymer-aLocked, Crush-Free Wireline Composite Cables Help Save Four Days of Rig Time for TOTAL E&P CI While Avoiding Tool Sticking and Reducing HSE Risk,” artículo 28 presentado en la 18a Conferencia Marina Anual de África Occidental, Accra, Ghana, 21 al 23 de enero de 2014.

> Perfilaje en los límites, en la región de aguas profundas de África Occidental. En la región de aguas profundas frente a la costa de África Occidental, un perfil de pozo en forma de S se tradujo en una alta tensión en la TD. En la sección de 121/4 pulgadas, las tres sartas más pesadas de perfilaje exhibieron tensiones en la TD de 9 700 lbf [43 kN]; 9 400 lbf [42 kN] a 4 500 m y 8 150 lbf [36 kN]. El operador anticipó correctamente tensiones del cable de perfilaje superiores a 10 700 lbf para la sección más profunda de 81/2 pulgadas.


Tensión en tiempo real a 4 600 m [15 092 pies],pozo de 121/4 pulgadas

9 700 lbf, incluye el arrastre resultante de los calibradores y los centralizadores

8 150 lbf con el calibrador abierto

9 400 lbf a 4 500 m [14 765 pies]

Sartas de herramientasmás pesadas

Herramientas acústicas yde generación de imágenes

Herramientas de medición de presión y muestreo

Herramientas tipo triple-combo

26 Oilfield Review

además de la extracción de núcleos laterales con herramientas rotativas y el muestreo de fluidos. La utilización del probador modular de la dinámica de la formación MDT para adquirir muestras representativas no contaminadas fue crucial para que los ingenieros determinaran las propiedades de los fluidos e identificaran la compartimentalización.

La tensión normal del cable de perfilaje —el peso de la sarta de herramientas al subir por el pozo— incluye el peso de las herramientas, el peso del cable y las fuerzas de fricción menos las fuerzas de flotabilidad. En caso de producirse un incidente de atascamiento de las herramientas, el operador de perfilaje incrementa la tensión con el guinche con un esfuerzo de tracción máximo seguro, que permite superar las fuerzas de atasca-miento. La tensión máxima segura por esfuerzo de tracción es normalmente la SWL del cable. Si se utiliza un punto débil mecánico en el cabezal de perfilaje, su capacidad nominal, menos un factor de

seguridad, puede limitar la tensión máxima. Los valores del esfuerzo de tracción máximo seguro pueden ser reducidos aún más si excede cualquier capacidad del sistema, tal como las limitaciones de la unidad de perfilaje, del tambor del cable y del equipo de montaje.

El pozo fue perforado en un tirante de agua de 2 500 m [8 200 pies] y su profundidad superó los 5 000 m. La sección inicial de 171/2 pulgadas tenía forma de S y exhibía una desviación de más de 20°. Las secciones de 121/4 pulgadas y 81/2 pulgadas eran verticales. Dado que la tensión del cable en la sección de 121/4 pulgadas fue levemente inferior a 10 000 lbf, que es el límite para el perfilaje sin un malacate, las operaciones pudieron llevarse a cabo con equipos de montaje y perfilaje con alta tensión que incluyeron un cable 7-48A SUS.13 La tensión pronosticada de la sección de 81/2 pulga-das fue superior a 11 000 lbf [48,9 kN] y el equipo con alta tensión desplegado previamente ahora requeriría la utilización de un malacate.

Los ingenieros de Schlumberger y el operador consideraron cuatro opciones: • desplegar e instalar un malacate; su disponibi-

lidad era cuestionable y los aspectos logísticos del equipo de perforación, problemáticos.

• utilizar el método de despliegue con la columna de perforación para el perfilaje; el tiempo adi-cional estimado de equipo de perforación de cuatro días implicaría un costo adicional de US$ 5 millones.

• efectuar múltiples viajes con sartas de herra-mientas cortas; cada viaje requeriría entre 12 y 18 horas. Suponiendo que no se requiriera maniobra alguna con la tubería entre las carre-ras de perfilaje, la multiplicidad de viajes agre-garía al programa un mínimo de tres días.

• desplegar el cable TuffLINE, que podría ser uti-lizado con el equipo de montaje en condiciones de alta tensión, ya disponible en la localiza-ción, sin agregar un significativo riesgo y sin la necesidad de utilizar un malacate.

El operador se decidió por la opción del cable TuffLINE y un tambor de cable fue transportado por aire desde un país vecino. En total, se efectua-ron ocho descensos. Si bien el cable era nuevo, no se requirió el balanceo del torque y el estira-miento fue insignificante. El procedimiento opera-tivo estándar cuando no se utiliza un malacate en operaciones con una gran tensión consiste en inter-cambiar los cables después de seis descensos, lo que ayuda a evitar el daño asociado con el torque y la tensión, y el flujo en frío. La limitación de los descensos no fue necesaria con el cable TuffLINE y se utilizó el mismo cable para los ocho descensos.

La brigada de perfilaje observó que durante la operación, la tensión del cable de perfilaje no alcanzó el valor pronosticado de 10 700 lbf. La tensión máxima fue de sólo 9 400 lbf [42 kN], si bien se desplegó una sarta de herramientas más pesadas que la utilizada en la sección de 121/4 pul-gadas (arriba, a la izquierda). La reducción de la tensión del cable fue atribuida a una reducción del 18% del coeficiente de arrastre a través de la porción en forma de S del pozo y al peso reducido del cable TuffLINE comparado con el cable con-vencional con una alta tensión.

Si bien no fue utilizado previamente, el cable TuffLINE proporcionó una precisión repetible en cuanto a profundidad. Los cables tradicionales de perfilaje se estiran durante el balanceo del torque, lo que puede producir problemas de repetibilidad asociados con la profundidad que se exacerban en los pozos profundos y ultra profundos. Como resul-tado, los registros a menudo son ajustados en pro-

> Tensión del cable durante el registro de un pozo en forma de S. Los ingenieros especialistas en operaciones con cable utilizaron el software Well Conveyance Planner para predecir las tensiones del cable en la superficie (negro) y para representar gráficamente un registro de las tensiones del cable de perfilaje durante el descenso (azul) y el ascenso (rojo) en la porción de 81/2 pulgadas de un pozo. Para el cable de perfilaje de alta resistencia utilizado para registrar la sección de 121/4 pulgadas, el software planificador extrapoló una tensión del cable en la superficie de 10 700 lbf con las herramientas en la TD. La tensión máxima real del cable fue de sólo 9 400 lbf —menor que la tensión pronosticada— debido al coeficiente de arrastre más bajo del cable TuffLINE y al menor peso de la unidad en comparación con el otro cable. La trayectoria del pozo en forma de S (verde) pasa de ser vertical, a una profundidad medida de aproximadamente 3 000 m [9 800 pies], a formar un ángulo máximo de aproximadamente 24° para luego regresar a una posición casi vertical a alrededor de 4 000 m [13 130 pies]. En las proximidades de la sección desviada, la tensión del cable se reduce mientras la sarta de herramientas desciende y se incrementa mientras asciende. Este fenómeno es causado por las fuerzas de fricción más altas ejercidas en el cable a través de la sección desviada.


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10 000

7 500

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Ascenso del cable TuffLINE

Tensión pronosticada del cable de alta resistenciaDesviación del pozo

Descenso del cable TuffLINE

Volumen 26, no.4 27

fundidad para corregir estas discrepancias. Después de múltiples descensos, el cable TuffLINE exhibió un estiramiento insignificante. La brigada de perfilaje detectó evidencias de la precisión de la profundidad entre las carreras de la herramienta mecánica de extracción de núcleos laterales MSCT y la probeta radial 3D Saturn (abajo, a la derecha), al observar la impronta de un agujero dejado por un núcleo lateral perforado en el elemento del empacador de la probeta que se encontraba a 6 cm [2,4 pulgadas] de la profundi-dad establecida. Las dos pruebas fueron efectua-das a una profundidad de más de 5 000 m.

Algo más que cables nuevosDos de los desafíos más importantes que debie-ron enfrentar las brigadas de perfilaje son los pozos rugosos y el registro de pozos de alto ángulo en los que la fuerza de gravedad por sí sola puede no ser suficiente para llevar las herramientas hasta la TD. Las brigadas de perfilaje han regis-trado con éxito pozos con desviaciones de hasta 70° sin recurrir a las sartas de herramientas bajadas con la columna de perforación o a los tractores ope-rados con cable; sin embargo, algunos de los casos en los que se alcanzó exitosamente el fondo en pozos de alto ángulo pueden ser atribuidos al azar.

Los pozos de petróleo raramente exhiben calibres parejos entre el extremo inferior de la tubería de revestimiento y la TD. Con frecuencia, se producen desmoronamientos cuando la forma-ción que rodea el pozo —secciones de lutita frá-gil o intervalos de arenas no consolidadas— se rompe y ensancha el pozo. Las formaciones per-meables consolidadas son menos proclives a des-moronarse y el pozo que atraviesa estas secciones generalmente está en calibre; es decir, posee el mismo diámetro que la barrena de perforación. Un derrumbe considerable producido por encima de una sección en calibre puede formar un resalto que cause la detención o el asentamiento de las herramientas de perfilaje. Después de asentarse en un resalto, puede resultar difícil que las herra-mientas se alineen con el pozo y continúen des-cendiendo. Si la sarta de herramientas no puede llevarse hasta el fondo del pozo, pueden perderse datos cruciales derivados de los registros.

El alcance de la TD no representa el final del viaje de perfilaje. Puede suceder que la sarta de herramientas experimente un incidente de atasca-miento diferencial o adherencia a las paredes del

pozo mientras se extraen las herramientas. El atas-camiento diferencial es un problema muy común durante la extracción de las herramientas del pozo y se produce normalmente durante el perfilaje a bajas velocidades. Esta condición tiene lugar cuando la presión hidrostática de la columna de lodo excede la presión de poro de la formación, especialmente en zonas agotadas por la produc-ción o cuando se utilizan pesos pesados del lodo para controlar el pozo. El lodo empuja las herra-mientas de perfilaje o el cable de perfilaje contra la zona subpresurizada permeable, provocando su atascamiento.

El operador de perfilaje puede incrementar la tensión del cable de perfilaje para tirar de las herra-mientas a fin de liberarlas, pero el movimiento de atascamiento-deslizamiento resultante reduce con-siderablemente la calidad de los datos derivados de los registros. Durante el proceso de liberación, puede suceder que no se adquieran datos o que la calidad se degrade severamente. En el peor de los casos, las herramientas de perfilaje o el cable pue-den adherirse a las paredes del pozo y la tensión del cable sola no ser suficiente para tirar de las

herramientas y liberarlas. En ese caso, las herra-mientas deben ser recuperadas utilizando la columna de perforación.

Los ingenieros de diseño de Schlumberger exa-minaron las soluciones disponibles para mejorar las operaciones de perfilaje y facilitar la bajada de las herramientas hasta la TD, además de las solu-ciones para recuperar las herramientas atascadas. Sobre la base de los resultados del estudio de los equipos auxiliares existentes, llevado a cabo por estos profesionales, éstos desarrollaron dos fami-lias de productos: los accesorios de baja fricción para el despliegue de herramientas en pozos WellSKATE y el dispositivo de liberación del cable controlado electrónicamente SureLOC. Los accesorios WellSKATE son una variedad de los reductores de fricción, los separadores, los rodi-llos con ruedas, las conexiones flexibles y las narices de fondo, diseñados para que las herra-mientas continúen bajando hacia el fondo del pozo y para reducir el atascamiento durante el desplazamiento hacia la superficie (próxima página, arriba). El sistema SureLOC es un punto débil para una liberación controlada.

> Estiramiento insignificante del cable. Los diseños de los heptacables convencionales pueden ocasionar un estiramiento del cable nuevo de hasta varios metros durante los descensos iniciales debido a los efectos de balanceo del torque inducidos por éste. El cable TuffLINE no requiere el balanceo del torque ni tratamiento especial alguno. La precisión de este cable en términos de profundidad se puso de manifiesto a partir de dos carreras de perfilaje efectuadas con un cable nuevo. Una herramienta Saturn, que utiliza un empacador fabricado con un material blando que le permite adaptarse a la pared del pozo, fue corrida después de una herramienta rotativa de extracción de núcleos laterales. Una de las profundidades de colocación del empacador Saturn coincidió con un punto de extracción de muestras obtenidas con la herramienta de extracción de núcleos. Cuando la herramienta Saturn fue llevada a la superficie, el elemento del empacador (izquierda) conservó una impronta del agujero creado por la barrena rotativa de extracción de núcleos laterales. Una barrena de extracción de núcleos se coloca en el empacador, cerca de la impronta, como referencia (derecha). A una profundidad medida (MD) de aproximadamente 5 000 m, se observó una diferencia de menos de 6 cm entre las dos carreras de perfilaje.


13. La abreviatura SUS hace alusión a un cable súper-ultra-resistente.

28 Oilfield Review

Los accesorios de baja fricción son, entre otros, los separadores de bajo contacto, los separadores de baja fricción y los rodillos en línea. Estos dispo-sitivos incluyen los rodillos de dos ruedas y de tres ruedas que se sujetan con bulones a la parte externa de las herramientas. Las ruedas están diseñadas para impedir que toda la sarta de herra-mientas tenga contacto directo con el pozo, lo que reduce el atascamiento y la fricción. Para opera-ciones tales como el muestreo de fluidos de forma-ción y la obtención de mediciones de presión o la extracción mecánica de núcleos laterales, que requieren que la sarta de herramientas perma-nezca en su lugar durante períodos de tiempo pro-longados, las ruedas rodantes se liberan fácilmente de la formación cuando la herramienta se desplaza fuera de los puntos de muestreo.

Una nariz de fondo de rodillo, diseñada para reemplazar a los buscadores de agujero flexibles tradicionales, se mueve libremente si una herra-mienta queda asentada en un resalto. Cuando se aplica peso a la herramienta, la nariz de fondo permite su realineación con el pozo.

En China, los rodillos WellSKATE fueron utili-zados con una sarta de herramientas MDT grande que accedió a un yacimiento objetivo a 5 500 m [18 045 pies], en un pozo con una desviación de 70°. Gracias a los rodillos, el coeficiente de arrastre de la sarta se redujo de 0,43 a 0,17. El nuevo equipo posibilitó una operación de perfilaje con cable que, de otro modo, hubiera requerido el despliegue con la columna de perforación.

Para una operación comparable en el área marina de África Occidental, llevada a cabo en un pozo con una desviación de 33°, los rodillos WellSKATE ayudaron a una sarta de herramientas

MDT a alcanzar una zona objetivo y luego propor-cionar más eficiencia que la de operaciones simi-lares llevadas a cabo sin los rodillos WellSKATE. Durante las operaciones con las herramientas MDT, el diferencial de presión máximo fue de 2 400 lpc [16,5 MPa] y el tiempo en estado esta-cionario para una sola colocación fue limitado por el operador a ochos horas.

De acuerdo con los supuestos del modelo de que todo el largo de la herramienta entraría en con-tacto con el pozo, la tensión normal prevista del cable en la superficie sería superior a 10 000 lbf. No obstante, gracias a la reducción de la fricción lograda con los accesorios WellSKATE, la tensión máxima fue de sólo 8 500 lbf [37,8 kN].

Además de reducir la tensión normal, los efectos de orientación de los rodillos de dos rue-

das WellSKATE ayudaron a mantener una posi-ción descendente óptima para colocar la probeta MDT (abajo). Mientras que el operador habitual-mente experimentaba una tasa de fallas de sellos del 30% en los pozos cercanos, cuando se utiliza-ron los accesorios WellSKATE sólo se perdió un sello en las 79 estaciones abordadas; una tasa de fallas de menos del 1,3%.

A veces las herramientas se atascanUno de los objetivos de los diseñadores del cable TuffLINE era proporcionar un cable que redujera el número de operaciones de pesca que requerían mucho tiempo. A veces, a pesar de los diseños de cables óptimos, las herramientas se atascan en el fondo del pozo. Cuando esto ocurre, la brigada de perfilaje generalmente corta el cable y la brigada de perforación baja la columna de perforación y utiliza una mordaza sujeta al extremo de la columna de perforación para enganchar las herra-mientas de perfilaje. Después que la brigada con-firma el enganche de las herramientas, el punto débil se rompe, el cable se recupera y la brigada de perforación extrae la tubería con las herra-mientas de perfilaje adosadas. Esta operación se conoce como pesca de tipo corte y enhebrado (cut-and-thread).

Antes de romper el punto débil, un operador puede optar por adquirir datos mientras extrae las herramientas del pozo con la columna de per-foración. Esta operación mucho más larga se conoce como perfilaje durante las operaciones de pesca (LWF). Si el punto débil no puede romperse, o el operador opta por mantener el contacto cable-herramienta durante la recuperación de la sarta de herramientas, puede ejecutarse una ope-ración de tipo corte y enhebrado inversa, en la que

> Ayudando a una sarta de herramientas MDT a alcanzar el objetivo. Un operador necesitaba muestras de fluidos de un pozo de aguas profundas de África Occidental. Para ello, se bajó la herramienta MDT con cable con los rodillos WellSKATE de tres y dos ruedas en un pozo de 121/4 pulgadas que exhibía una desviación de 33° (verde). El diseño compensado del rodillo de dos ruedas ayudó a orientar la probeta MDT hacia abajo, como lo indica el rumbo relativo (azul) de aproximadamente 187,5° a lo largo de las 79 estaciones abordadas. Una medición del rumbo relativo de 0° se orienta hacia arriba. Este posicionamiento óptimo produjo la pérdida de un solo sello durante todas las pruebas; los pozos cercanos similares registrados sin los rodillos WellSKATE promediaron más de un 30% de sellos perdidos.


Estaciones del probador de la formación MDT

Rumbo relativoDesviación del pozo

Desviación promedio de 33º

Rumbo relativo promedio de 187,5°

Desv

iaci

ón, g

rado

s

Rum

bo re

lativ

o, g

rado

s

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0 10 20 30 40 50 60 70 800 0

50

100

150

250

350

200

300

>Nuevos equipos accesorios. Los ingenieros diseñaron la familia de equipos auxiliares de despliegue WellSKATE para facilitar las operaciones de perfilaje. Estos dispositivos de baja fricción y bajo contacto ayudan a las herramientas de perfilaje a alcanzar la TD y además reducen el atascamiento durante el perfilaje.


Rodillo de tres ruedas Rodillo de dos ruedas Nariz de fondo de rodillo

Volumen 26, no.4 29


Resorte de liberaciónde alta resistencia

Conexión inferiordel cabezal

Conexión eléctrica para elcomando de liberación controlada

Bobina de liberaciónpre-empaquetada

Conexión superiordel cabezal

el cable se corta y se vuelve a empalmar después de extraer del pozo cada uno de los tiros de la columna de perforación.14

Para las operaciones de perfilaje con cable se utilizan dos tipos de puntos débiles: mecánicos y de liberación controlada. Los puntos débiles mecánicos constituyen desde hace mucho tiempo el hardware estándar para el perfilaje con cable. El ingeniero especialista en adquisición de regis-tros determina la resistencia de un punto débil de manera tal que éste se rompa antes de que lo haga el cable. El valor del punto débil se deter-mina utilizando la SWL para el cable menos el peso de las herramientas de perfilaje. Si una herra-mienta experimenta un incidente de atascamiento diferencial, el peso de la herramienta y las fuer-zas de fricción que actúan sobre ésta dejan de actuar sobre el punto débil. Las únicas considera-ciones para la determinación de la máxima ten-sión del cable, que pueden ser aplicadas en la superficie sin romper el punto débil, son el peso del cable en el lodo y las fuerzas de fricción que actúan sobre el cable.

El margen de error es pequeño para la selec-ción de un punto débil mecánico adecuado en el caso de las sartas de herramientas pesadas; el

punto débil seleccionado puede ser óptimo sólo en el punto más profundo del pozo. En ciertos escenarios, tales como en los pozos en forma de S o cuando el cable ha experimentado un incidente de atascamiento diferencial, la tensión ejercida desde la superficie no alcanza efectivamente la herramienta atascada, y la rotura del punto débil puede ser imposible sin exceder la SWL del cable. Por estas razones, después de la introducción de los cables de ultra-resistencia y extra-resistencia, los puntos débiles controlados eléctricamente pasaron a ser más comunes como método de libe-ración del cable de las herramientas de perfilaje.

Los puntos débiles de liberación controlada están diseñados para tolerar una tensión que excede la SWL del cable. El sistema de liberación SureLOC 12000 posee una SWL de 12 000 lbf [53,4 kN] y una resistencia a la rotura significativamente mayor. El operador puede aplicar tensión directa en la sarta de perfilaje hasta el valor de la SWL del cable sin temor a romper el punto débil (abajo).

Por ejemplo, el punto débil del cabezal de la sarta de herramientas de perfilaje con una ten-sión de superficie de 10 000 lbf experimenta sola-mente el peso efectivo de la sarta de herramientas que se encuentra por debajo durante el perfilaje en sentido ascendente. Dado que la SWL del cable TuffLINE es de 18 000 lbf, el operador puede apli-car 8 000 lbf adicionales por encima de la tensión normal de superficie del cable de perfilaje en un intento por liberar la sarta sin partir el cable o romper inadvertidamente el punto débil.

Los ingenieros de diseño de Schlumberger desarrollaron una versión de 12 000 lbf y 8 000 lbf del dispositivo de liberación del cable SureLOC. Este nuevo diseño reemplaza tanto los puntos débiles mecánicos como los dispositivos de libera-ción de generación previa controlados eléctrica-mente (ECRDs).15 El dispositivo ECRD original, diseñado para 8 000 lbf, es activado mediante la aplicación de corriente desde la superficie. Este dis-positivo no utiliza control alguno de software para el accionamiento y sólo puede ser activado si no se aplica tensión, condición que no puede ser posible si el cable se atasca por encima de la sarta de herramientas.

El dispositivo SureLOC es activado por el ingeniero especialista en adquisición de registros utilizando comandos de software combinados con la aplicación de energía eléctrica. La con-dición de cero tensión, requerida para activar el dispositivo ECRD, no es necesaria para el uso del dispositivo de liberación SureLOC. En un pozo del Golfo de México, un dispositivo SureLOC fue accionado exitosamente con 2 300 lbf [10,2 kN] de tensión residual en el cabezal.

En un campo de alta presión y alta temperatura del Golfo de Tailandia, un operador utilizó el dispo-sitivo SureLOC 12000 para superar los problemas experimentados previamente con los puntos débi-les de liberación controlada.16 Las brigadas especia-listas en operaciones con cable que registraban los pozos vecinos se enfrentaban con problemas frecuentes de atascamiento de las herramientas; los puntos débiles y los dispositivos de liberación controlada existentes demostraron ser poco con-fiables en múltiples operaciones de pesca. En el año 2011, el registro de cinco pozos con cable se canceló debido a las debilidades percibidas en los diseños de los puntos débiles mecánicos y de liberación controlada. Después de implementar el dispositivo SureLOC, que incrementó los lími-tes para la tensión segura, el operador redujo el número total de operaciones de pesca y a la vez

> Punto débil para una liberación controlada. Diseñado para tolerar 12 000 lbf de tensión directa, el punto débil SureLOC (arriba) es el elemento de resistencia del cabezal de perfilaje. Las conexiones superior e inferior del cabezal (abajo) se ajustan en el cabezal entre el cable y las herramientas. Si se atascan las herramientas de perfilaje, el ingeniero envía los comandos de software y la energía a través de la conexión eléctrica para liberar la bobina (extremo inferior derecho). Después de liberar la bobina, un resorte de alta resistencia (extremo superior derecho) separa enérgicamente el cable del cabezal.

14. La técnica de corte y enhebrado inverso es similar a la operación de pesca tradicional de tipo corte y enhebrado. La columna de perforación se baja en el pozo y se sujeta a las herramientas. A medida que se extrae del pozo con la columna de perforación, el cable se vuelve a conectar para cada tiro de la columna y el pozo se registra en secciones cortas a medida que la tubería se recupera lentamente. Dado que se trata de una operación que requiere mucho tiempo, este método usualmente sólo se implementa en las zonas de interés.

15. Para obtener más información sobre el sistema ECRD original, consulte: Alden et al, referencia 5.

16. Surapakpinyo K, Hanchalay C, Fundytus N, Ford R, Pakdee S, Sarian S, Battula A y Nery N: “High Tension Electrically Controlled Release Device Improves Reliability of Stuck Tool Release in the Gulf of Thailand,” artículo SPE 168281, presentado en la Asociación de Operaciones de Intervención y Operaciones con Tubería Flexible de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 25 al 26 de marzo de 2014.

30 Oilfield Review

instantánea máxima permitida para la liberación por tracción; las capacidades de tracción son actualizadas constantemente mientras se desa-rrollan las operaciones de perfilaje. Las limitacio-nes del operador pueden ser ingresadas en el software para asegurar el cumplimiento de las políticas específicas del pozo, campo u operación en cuestión.

El planificador ayuda al ingeniero especialista en adquisición de registros a visualizar las condi-ciones del pozo y rastrear los cambios producidos en las condiciones de tensión. El programa genera un diagrama de riesgos operacionales para diversos escenarios de herramientas y cables. Los pozos desviados y de alcance extendido pueden ser mode-lados y la tensión para situaciones complejas de perfilaje puede ser pronosticada por anticipado.

El planificador incluye un diagrama de flujo de una operación de pesca al que el ingeniero espe-cialista en adquisición de registros puede acce-

der antes de que las herramientas se atasquen en el pozo. El diagrama de flujo ayuda a los ingenieros a identificar las áreas de preocupación, especial-mente en los equipos de perforación flotantes de aguas profundas, en los que la tensión de superficie excesiva y los montajes complejos se suman a los riesgos asociados con las operaciones tradicionales de pesca de tipo corte y enhebrado.

La utilización de cables con grandes tensiones y puntos débiles controlados condujo al personal de operaciones marinas de Schlumberger, junto con algunos operadores, a reevaluar la elección del método de corte y enhebrado a la hora de recupe-rar las herramientas de perfilaje. El diagrama de flujo de decisiones de pesca identificó una meto-dología de menor riesgo para la recuperación de las herramientas de perfilaje en pozos profundos y ultra profundos (próxima página).

> Planificador del transporte de herramientas en el pozo. El software Well Conveyance Planner proporciona una interfaz gráfica (extremo superior) para que los ingenieros puedan visualizar los perfiles de los pozos, monitorear y predecir la tensión del cable de perfilaje, informar acerca las fuerzas en el tambor y determinar las soluciones de despliegue óptimas. Los datos del planificador pueden ser generados para operaciones de rutina y para pozos con una alta tensión del cable. Mediante la utilización de datos relevantes del pozo, tales como su geometría, las propiedades del lodo y la temperatura y la presión de fondo de pozo, y a través de la combinación de los parámetros de la sarta de herramientas, los componentes del sistema y el equipo de montaje (extremo inferior izquierdo), el software genera informes de riesgos operacionales (extremo inferior derecho) que permiten identificar debilidades en el sistema y ofrecer soluciones alternativas para reducir los riesgos.


Este, pies Norte, pies

Profundidad, pies

Tens

ión

med

ida

en s

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, lbf

Desv

iaci

ón d

el p

ozo,

gra

dos

Máxima tensión segura sobre el cable (medida en el dispositivo de tensión)

TVD,

pie

s

2 000

2 000

4 000

6 000

8 000

2 000

80

60

40

20

0

–2 000–4 000

5 0000

0

10 000

10 000

20 000

15 000

–4 000–2 000

0

0

0

Planificador del transporte de herramientas en el pozo

+ + +

+

Perfil del pozo

Instalación del cable Riesgo operacional relativo

Tensión del cable deperfilaje

Fuerza en el tambor Paquete dedespliegue optimizado

Abajo

Desviación

Up

Tens

ión,

lbf

Tensión del cable en el tambor

Distancia desde el cabezal de la herramienta, pies

10 000

10 000 20 000 30 000

5 000

0

0

Planeado

Enrollado

Tensión promedio por capa

Unidad deperfilaje

Malacate dedoble tambor

Cable metálicode alta resistencia

Profundidad, pies

Punto débil

10 000

20 000

Ries

go o

pera

ciona

l rel

ativo

, %

Malacate y cablede alta resistencia

Cable TuffLINE 18000y unidad OSU-PA

100

80

60

40

20

0

Riesgopotencial

Riesgopotencial

Riesgorelativo Riesgo

relativo

mejoró la eficiencia operacional cuando se reque-rían operaciones de pesca. El operador estimó que el dispositivo le había generado un ahorro de varios millones de dólares estadounidenses y pudo adquirir conjuntos completos de datos deri-vados de los registros.

Diagrama de flujo de una operación de pescaPara complementar los equipos nuevos y asistir a los operadores en el perfilaje, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron un software que modela las fuerzas que se encuentran durante las operacio-nes de perfilaje. El software Well Conveyance Planner analiza la información del pozo, tal como su geometría, los parámetros de las herramientas de perfilaje, las limitaciones de los cables, las con-diciones del lodo, y la temperatura y la presión de fondo de pozo. Además, ayuda a identificar los componentes más débiles del sistema (arriba) y predice la tensión sostenida máxima y la tensión

Volumen 26, no.4 31

> Diagrama de flujo de una operación de pesca. El software Well Conveyance Planner contiene un diagrama de flujo de una operación de pesca. A través del seguimiento de un proceso sistemático bien definido, el diagrama de flujo ayuda a los ingenieros a planificar la operación de pesca en caso de que se produzca un incidente de atascamiento de una sarta de herramientas en un pozo. Además, el software representa gráficamente los factores de riesgo ponderados (círculo coloreado) para pronosticar el éxito de la operación de pesca y el posible tiempo no productivo (NPT). Los resultados de la clasificación son numéricos (cuadrilátero gris): un número más alto indica menos probabilidad de falla. Los niveles de riesgo se muestran a modo de sombreado, desde el más bajo (azul) hasta el más alto (rojo oscuro). En este ejemplo de un pozo marino de aguas profundas, la mejor opción es una operación de pesca de extremo abierto (open-ended). Este tipo de análisis condujo a los ingenieros a reconsiderar los métodos tradicionales de corte y enhebrado para las operaciones de pesca en pozos ultra-profundos.

Oilfield Review WINTER 14/15Cable Fig 17AORWINT 14/15 CBL 17A

¿Criteriosaceptables parauna operación depesca de extremo

abierto?

¿Cableatascado?

Sí Sí

Sí

Sí

SíSí

Sí

Sí

Sí

No No

No

No No

No

No

No

No

¿Se procedea ejecutar

operacionesLWF?

Sí

No

¿Criteriosaceptables para

operacionesLWD?

¿Corte yenhebradoinverso?

¿El clienteestá de acuerdo

con liberar elpunto débil?

Efectuar unaevaluación deriesgos de la

operación de pesca

Ejecutar unaoperación de

pesca deextremo abierto

Efectuar unaevaluación deriesgos de la

operación de pesca

Corte yenhebrado inverso

Extraer las herramientasy el cable hasta la zapata dela tubería de revestimiento

Extraer lasherramientas y el cable

Determinar si se utilizaráel método de corte y

enhebrado estándar o inverso

Liberar elpunto débil

Operación de pescacon cable en agujero

descubierto

Efectuar una evaluaciónde riesgos de la

operación de pesca

Diagrama de flujo de operación de pesca

Extraer el cable


Método decorte y

enhebradoestándar


Fin

LWF

Engancharla pieza

a recuperar

Liberar el cable

Enganchar lapieza a recuperar

Extraer el cable

Extraer lasherramientas


Extraer el cable

LWF concluida

Convertir a LWF

Fin

Fin


Liberar el cable

Fin



Herramienta atascada

45 5

5

5

4

4

4

Operación de pescade extremo abierto

Perfilajedurante lasoperaciones

de pesca

Operaciónde pesca de

tipo cortey enhebrado

Operación de pescade tipo corte y

enhebrado inverso

3 3

3

3

2 2

2

2

1 11

1

0

Sí

No

Sí

No Sí

No¿Existen

fuentes deradiación

presentes?

¿Requisitoslegales o

del cliente?

¿El clienteconcede unaexcepción?

32 Oilfield Review

Para los pozos someros, la técnica de corte y enhebrado es eficiente en cuanto al tiempo y nor-malmente constituye la mejor opción en térmi-nos de operaciones de pesca. Para los pozos ultra profundos construidos en áreas de aguas profun-das, la tarifa horaria del equipo de perforación durante las operaciones de pesca debe ser contem-plada en el análisis para la elección de un método de pesca. Además, los montajes complejos y las condiciones de alta tensión de los cables suman riesgos para el personal, que raramente constitu-yen un factor importante a la hora de ejecutar ope-raciones de pesca en pozos más someros.

En un estudio llevado a cabo recientemente por el personal de operaciones marinas de Schlumberger, los ingenieros examinaron los datos de las operaciones de pesca correspondien-tes al período 2006-2011 (arriba). Los datos reve-laron que si bien un 88% de todas las operaciones de pesca se ejecutaba con éxito, un 34% regis-traba NPT. Las operaciones de tipo corte y enhe-brado representaban un 85% de los episodios de pesca con NPT. La liberación controlada de los pun-tos débiles seguida por la recuperación de las herramientas de perfilaje con el método de extremo abierto (open-ended) constituía un 11% de los inci-

dentes con NPT. No sólo hubo menos episodios con NPT asociados con las operaciones de pesca de extremo abierto que con las operaciones de tipo corte y enhebrado, sino que el índice de éxito fue el mismo para ambas técnicas. Además, la técnica de extremo abierto se consideró más eficiente, eco-nómicamente más efectiva e incluso más confia-ble que los métodos tradicionales de tipo corte y enhebrado y corte y enhebrado inverso.

Una justificación para la adopción de las ope-raciones tradicionales de tipo corte y enhebrado es la incertidumbre asociada con la rotura de los puntos débiles y la poca confiabilidad de los dis-

> Análisis de eficiencia y fallas de las operaciones de pesca. Los ingenieros especialistas en adquisición de registros de Schlumberger, que trabajan en ambientes marinos de aguas profundas, analizaron las operaciones de pesca en un marco de tiempo de seis años (abajo). Los datos de las operaciones de pesca con fallas de pesca y NPT fueron desglosados a su vez según el método de pesca utilizado (arriba). Las operaciones de corte y enhebrado, tanto tradicionales como de tipo corte y enhebrado inverso, representaron un 85% de las fallas. Las operaciones de pesca de tipo extremo abierto fueron responsables solamente del 11% de las fallas.

20

Núm

ero

de e

piso

dios

30

40

50

10

0

2006 2007

Año

Eficiencia de la operación de pesca

Operaciones de pesca totalesOperaciones que experimentan fallas durante la pescaOperaciones de pesca con NPT registrado

2008 2009 2010 2011


Fallas por técnica de pesca

Corte y enhebradoCorte y enhebrado inverso

Extremo abierto (Open ended)Otras

4%11%

58%

27%

Volumen 26, no.4 33

> Éxito del método de pesca de extremo abierto. Luego de un estudio de los métodos de pesca, las brigadas de perfilaje marinas comenzaron a recomendar el método de pesca de extremo abierto en vez del método de tipo corte y enhebrado para los pozos ultra profundos. El índice de éxito de la recuperación de herramientas a lo largo del período de dos años del estudio fue del 100% (arriba), con un 97% de recuperación registrado en el primer viaje en el pozo con la columna de perforación. La eficiencia de la técnica de pesca de extremo abierto en la perforación en aguas profundas se refleja además en el tiempo por operación, comparado con los métodos tradicionales de corte y enhebrado y los métodos de tipo corte y enhebrado inverso (abajo).


97%

< 1%3%

Éxito de la operación de pesca

Tercer viajeSegundo viajePrimer viaje

Tiem

po d

e pe

sca,

h

120

100

80

60

40

20

0

Extremo abierto Corte y enhebrado

Tiempo de pesca por operación

Corte y enhebrado inverso

positivos de liberación controlada del pasado, preocupación que ha sido eliminada gracias al dispositivo SureLOC.

La seguridad es otra de las consideraciones para no utilizar las operaciones de pesca tradicio-nales de tipo corte y enhebrado. Durante las ope-raciones de corte y enhebrado, para cada conexión de la columna de perforación, el cable se ten-siona hasta alcanzar aproximadamente el mismo valor de tensión que cuando las herramientas se atascaban durante el perfilaje. Mantener y tensio-nar repetidas veces el cable hasta las tensiones

extremas experimentadas durante el registro de pozos ultra profundos expone al personal a mayor riesgo en caso de falla de cualquier parte del sis-tema durante la operación de pesca. Las poleas, cadenas de fijación, eslingas y unidades de perfi-laje forman parte del sistema y su exposición a ciclos de gran tensión incrementa el riesgo de fallas de los componentes.

Luego del estudio de las operaciones de pesca, los ingenieros de Schlumberger que traba-jaban en el Golfo de México, en pozos de aguas profundas con alta tensiones, comenzaron a reco-

mendar la técnica de pesca de extremo abierto. El abandono de la técnica tradicional de pesca de tipo corte y enhebrado representó un cambio de metodología importante porque dicha técnica siempre se consideró el único método confiable de recuperación de herramientas. A lo largo de dos años de aplicación de la técnica de extremo abierto, las operaciones marinas experimentaron una tasa de recuperación de herramientas del 100% (arriba). El tiempo de pesca promedio para los intentos de pesca con el método de extremo abierto fue de menos de 20 horas. El tiempo pro-

34 Oilfield Review

medio insumido en las operaciones de tipo corte y enhebrado fue de casi 60 horas y, en el caso de la técnica de corte y enhebrado inverso, se pro-mediaron casi 120 horas.

Ahora, los ingenieros recomiendan el método de pesca de extremo abierto para las operaciones de perfilaje en pozos de aguas profundas. Los ope-radores quizás se muestren reacios a adoptar esta

técnica porque el método de pesca de tipo corte y enhebrado se encuentra muy arraigado en la industria; por otra parte, la recuperación de herramientas que contienen fuentes radioactivas puede estar regida por regulaciones locales que requieren la utilización de la técnica de tipo corte y enhebrado.

Mejoras en las áreas marinasActualmente, existen a disposición dos unidades modulares marinas de perfilaje de servicio pesado para aprovechar las ventajas de los cables TuffLINE de capacidad nominal superior y los puntos débiles del dispositivo SureLOC. La uni-dad marina estándar de perfilaje OSU-F, que fue

> Unidad de perfilaje marina OSU-PA. Esta unidad recién diseñada cuenta con la certificación DNV para una tensión de 16 000 lbf. Mostrada en su jaula elevadora, la unidad modular comprende un equipo motor alimentado con diésel limpio POSU (izquierda), una cabina de perfilaje COSU (centro) y un guinche de perfilaje WOSU (derecha). La unidad OSU-PA es compatible con el malacate.


Volumen 26, no.4 35

concebida en la década de 1970, está diseñada para 8 000 lbf de tensión del cable de perfilaje. La nueva unidad marina de perfilaje OSU-PA exhibe una capacidad de tracción de 20 000 lbf y se encuentra disponible con un tambor de perfilaje de alta resistencia que puede admitir 11 000 m [36 000 pies] de cable de perfilaje TuffLINE (página anterior).

La unidad OSU-PA tiene la clasificación de Det Norske Veritas (DNV) para una tensión conti-nua del cable de perfilaje de hasta 16 000 lbf uti-lizando un tambor completo de cable.17 Si las condiciones garantizan la aplicación de una ten-sión más alta, durante un período breve, tal como para la prevención de un incidente de atasca-miento, la unidad está certificada para un esfuerzo de tracción instantáneo de hasta 18 000 lbf sin el empleo de un malacate. La unidad modular consta de cuatro partes: un equipo motor alimentado con diésel, una cabina de perfilaje, un guinche hidráu-lico y una viga de levantamiento; esta última cuenta con la certificación DNV para operaciones de levantamiento.

Los tres módulos principales —el equipo motor, la cabina y el guinche— pueden ser insta-lados como una sola pieza o por separado y son conectados con cables hidráulicos y de control eléctrico. Esta flexibilidad modular se encuentra incorporada para mejorar la seguridad y las restric-ciones respecto de la huella. En las operaciones que implican una alta tensión desde la superficie, el operador del guinche puede estar ubicado en la cabina lejos del módulo del guinche.

La unidad OSU-PB, equipada y diseñada en forma similar, es una unidad marina que exhibe el marcado CE de Conformidad Europea o Conformité Européenne.18 La unidad OSU-PA opera con un equipo motor alimentado con diésel para aire lim-pio; en cambio, la unidad OSU-PB utiliza un equipo motor electrohidráulico. La unidad OSU-PB ha sido aprobada además para operaciones en atmósferas explosivas (ATEX) zona 2.19

Existe a disposición un sistema de malacate de doble tambor para el alivio de la tensión, que puede operar en condiciones más rigurosas que la de las versiones previas y que puede ser sincroni-zado y controlado directamente desde la unidad OSU-PA o la unidad OSU-PB. Esta nueva unidad está diseñada para una SWL de 24 000 lbf [106,8 kN] de tensión, una tensión máxima de 30 000 lbf [133,4 kN], y velocidades del guinche de hasta 9 150 m/h [30 000 pies/h]. Un cable TuffLINE en un tambor con una alta tensión utilizado con una unidad OSU-PA permite una tensión continua para el perfilaje de hasta 16 000 lbf. No obstante, si la tensión normal de superficie pronosticada excede los 13 000 lbf, se recomienda utilizar el malacate.

Una visión de futuroCuando casi todos los pozos eran verticales, a menos que se desviaran por accidente o debido a circunstancias presentes en el fondo, las herra-mientas y los cables tradicionales de perfilaje resultaban adecuados para la tarea de adquisición de datos petrofísicos. Hoy, el porcentaje de pozos horizontales y de alto ángulo se ha incrementado y en muchas regiones los pozos verticales han pasado a ser la excepción. Los pozos horizontales y de alto ángulo son más aptos para ser registrados con equipos LWD que con cable. Pero las herra-mientas LWD a menudo poseen rangos de tempe-ratura y presión de operación más bajas que las herramientas operadas con cable y ciertas medi-ciones deben basarse en los métodos de desplie-gue con cable para las operaciones de perfilaje.

La evaluación de pozos profundos y ultra profun-dos requiere la utilización de cables metálicos para la adquisición de datos. Los diseños de ingeniería innovadores están permitiendo la ejecución de ope-raciones con cable y están agregando márgenes de seguridad que previamente no eran posibles.

El futuro de la industria de perforación se centra en lo que hasta hace poco eran considera-dos recursos inaccesibles. Los perforadores y operadores de pozos de aguas profundas cuentan con los equipos para conseguir esas recompen-sas. Mediante la eliminación de los eslabones débiles del sistema de cable, las compañías de perfilaje pueden seguirlos de cerca de manera más segura y más efectiva con las herramientas cruciales de perfilaje con cable. El objetivo fun-damental es poder transportar hasta el fondo del pozo las herramientas que adquieren datos para ayudar a los operadores a conocer mejor sus cam-pos y sus descubrimientos. —TS

17. Det Norske Veritas (DNV) es una organización internacional de calificación y clasificación. En el año 2013, DNV se fusionó con Germanischer Lloyd (GL) para formar DNV GL. Para obtener más información sobre las certificaciones DNV que cubren las unidades de perfilaje y los equipos de levantamiento, consulte: “Standard for Certification Number 2.22,” Det Norske Veritas AS (Junio de 2013), https://exchange.dnv.com/publishing/stdcert/2013-06/Standard2-22.pdf y “Standard for Certification Number 2.7-1,” https://exchange.dnv.com/publishing/stdcert/2008-11/Standard2-7-1.pdf (Se accedió el 3 de noviembre de 2014).

18. El marcado CE indica que un producto satisface los requisitos de las directivas aplicables de Conformidad Europea o Conformité Européenne (CE).

19. ATEX es la denominación con que se alude generalmente a las dos directivas de la Comisión Europea para el control de las atmósferas explosivas. Para obtener más información sobre las directivas ATEX relacionadas con las operaciones marinas, consulte: “Directive 94/9/EC on Equipment and Protective Systems Intended for Use in Potentially Explosive Atmospheres (ATEX),” European Commission Enterprise and Industry, http://ec.europa.eu/enterprise/sectors/mechanical/documents/legislation/atex/(Se accedió el 6 de octubre de 2014).

36 Oilfield Review

Más allá de las profundidades: Los desafíos de la región de aguas ultra-profundas

No hace muchos años atrás, la industria de E&P se vio obligada a desarrollar

tecnologías y métodos radicalmente nuevos para la prospección en las regiones

de aguas profundas más allá de la plataforma continental. Ahora, la industria está

teniendo acceso a las aguas ultra-profundas y está perforando pozos a profundidades

mucho mayores, lo que requiere la evolución constante de la tecnología y de los

flujos de trabajo de los proyectos.

Rob CummingsChris GarcíaAndrew HawthornRobert Holicek Houston, Texas, EUA John R. DribusNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Loïc HaslinParís, Francia

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2014/2015: 26, no. 4.Copyright © 2015 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Juan Ramón López Morales, Cota, Colombia; Aciel Olivares, PEMEX, Ciudad del Carmen, Campeche, México; Octavio Saavedra, PEMEX, Poza Rica de Hidalgo, Veracruz, México; Manuel Torres, Ciudad de México; y Víctor Vallejo, PEMEX, Villahermosa, Tabasco, México.arcVision, DrillMAP, GeoMarket, PowerDrive vorteX, Seismic Guided Drilling, seismicVISION y TeleScope son marcas de Schlumberger.MeshRite es una marca de Absolute Completion Technologies.

Cuando la industria de E&P accede a territorios no probados, los costos pueden ser significativos y es preciso que los ingenieros de perforación y terminación de pozos manejen dichos costos y erogaciones mediante la reducción del tiempo no productivo (NPT). Para ámbitos nuevos y desa-fiantes como los de aguas profundas, en los que los costos marginales superan el USD millón por día, la reducción del tiempo no productivo consti-tuye una estrategia lógica. Pero el énfasis en la reducción de los costos hoy es acompañado, por no decir que está siendo reemplazado, por otras consideraciones en las mentes de los operadores de aguas ultra-profundas.

Muchos operadores se han dado cuenta de que el valor obtenido a través de la reducción del tiempo no productivo en general no es suficiente para amortizar económicamente los costosos pro-yectos de aguas ultra-profundas si los pozos no son posicionados de manera óptima en el yacimiento y no se construyen con equipos capaces de durar a lo largo de toda la vida productiva del pozo. Además, algunos eventos recientes han hecho que los ope-radores sean plenamente conscientes de que el manejo de los riesgos y el cumplimiento estricto de las normativas revisten una importancia primor-dial a la hora de trabajar en un ambiente en el que los errores pueden traducirse en catástrofes humanas, ambientales y financieras.

Los problemas asociados con la seguridad y el medio ambiente no se limitan al ámbito de las aguas profundas con tirantes de agua (profundi-dades del lecho marino) considerados general-mente de más de 500 m [1 600 pies] o a la región

de aguas ultra-profundas, cuya profundidad excede los 1 500 m [5 000 pies]. Sin embargo, las inversiones son sustancialmente más elevadas en estos tirantes de agua que en aguas someras o en tierra firme, y las consecuencias de los pasos en falso resultan proporcionalmente más costosas. Para navegar en este mundo desafiante, las com-pañías de servicios y los operadores de aguas ultra-profundas están redescubriendo las virtu-des de la colaboración estrecha a través de todas las disciplinas que hacen realidad los proyectos.

El motor fundamental de este nuevo llamado a la implementación de un enfoque integrado para la exploración en aguas ultra-profundas es quizás la incapacidad de las herramientas y los flujos de trabajo actuales para modelar correcta-mente el subsuelo. La incertidumbre arraigada en los datos del subsuelo, adquiridos mediante tec-nologías tales como los levantamientos sísmicos o la adquisición de registros de fondo de pozo, requiere que los expertos interpreten sus conjun-tos de datos utilizando estimaciones probabilísti-cas y planes de contingencias. Los geofísicos, que utilizan dichos datos para confeccionar modelos mecánicos del subsuelo (MEM), incluyen suposi-ciones acerca de los tipos de rocas, la presión registrada a lo largo de la vida productiva de un campo y el efecto de los cambios de presión en la permeabilidad y en la porosidad efectiva. Basados en los MEM y otros modelos, los ingenieros de perforación formulan suposiciones clave relacio-nadas con el diseño de los pozos para determinar parámetros tales como densidades del lodo, tipos de barrenas, profundidades de entubación y ángu-

37Volumen 26, no.4

38 Oilfield Review

los de pozos a fin de confeccionar el programa de perforación. Sin embargo, la incertidumbre aso-ciada con el modelo del subsuelo puede generar incertidumbre en el diseño del pozo, lo que a su vez puede hacer que los ingenieros construyan pozos demasiado conservadores e innecesaria-mente costosos.

La práctica de confiar en los aportes de otros se implementa hasta en los diseños de las instala-ciones, las terminaciones y la producción porque cada disciplina debe trabajar con decisiones que se basan, al menos en parte, en las suposiciones de otras y en las limitaciones asociadas con los datos que cada disciplina tiene que abordar durante la exploración. Para minimizar las ineficiencias inherentes a tales procesos secuenciales, todos los miembros de un equipo de proyectos de aguas ultra-profundas deben comprender las incerti-dumbres enraizadas en los datos que reciben y comunicarlas a todo el equipo de trabajo, a lo largo de todo el proceso de diseño de campo.

Las fuentes de incertidumbre son reconocidas y abordadas en cada uno de los pasos de un pro-yecto de exploración y desarrollo en aguas ultra-profundas. Antes de escoger la localización

de entrada de la barrena en el lecho marino, los operadores consideran los riesgos geológicos some-ros y del fondo marino con los que podrían enfren-tarse. Para continuar la perforación se requiere el conocimiento de las presiones de poro esperadas, pero los modelos de presión de poro son confec-cionados a partir de los cálculos de la velocidad sísmica y se modifican en base a la experiencia de los perforadores en ambientes similares. Las pre-dicciones acerca de los gradientes de presión y temperatura, la geología compleja, las propieda-des geomecánicas, la química de los fluidos de formación y otros factores presentes delante de la barrena en todos los casos incorporan el manejo efectivo de riesgos que ha permitido a la industria perforar sus pozos con éxito en el ambiente incierto de aguas ultra-profundas.

Este artículo describe la definición, perfora-ción, terminación y explotación de los yacimien-tos de aguas ultra-profundas a través de un flujo de trabajo integrado. Además, explica el rol pro-minente asumido por los organismos reguladores desde el incidente del campo Macondo acaecido en el Golfo de México en el año 2010 (véase “Regulaciones para las áreas marinas en un mundo

post-Macondo”,” página 40). Un caso real de México ilustra cómo los equipos interdisciplinarios desempeñaron un rol clave para el éxito de la per-foración y la evaluación de un pozo complejo en la región de aguas ultra-profundas del Golfo de México. Otro caso real del norte de América del Sur demuestra cómo un enfoque integrado permite asegurar el éxito en áreas de operación remotas.

Incógnitas conocidasLos desafíos con los que se enfrentan los operado-res a la hora de perforar y terminar los pozos de aguas ultra-profundas son los mismos, aunque más pronunciados, que encontró la industria en las operaciones de aguas profundas previas. Por ejem-plo, en el Golfo de México, la Corriente del Lazo —flujos de agua cálida que circulan por debajo de la superficie oceánica y se desplazan desde el Mar Caribe hasta el Golfo y luego regresan al mar— puede ocasionar considerables problemas opera-cionales en las unidades de perforación de aguas profundas (izquierda). La Corriente del Lazo causa verdaderos estragos en el mantenimiento de la posición de los equipos de perforación y la bajada y la recuperación de los tubos ascendentes, y puede producir la fatiga de dichos tubos debido a las vibraciones inducidas por los torbellinos.1

Por mantenimiento de la posición se entiende el hecho de mantener la embarcación contra el viento y las corrientes dentro de un círculo especi-ficado, o círculo de vigilancia, en torno a la línea central del tubo ascendente. La extensión del círculo de vigilancia depende del tirante de agua, la geometría del tubo ascendente, la distri-bución de la tensión del tubo y los límites de los ángulos de las uniones flexibles para una opera-ción en particular.

Las unidades de perforación de aguas profun-das logran mantener la posición en casi todos los estados del mar a través de técnicas de posiciona-miento dinámico, que utilizan múltiples propulso-res subterráneos controlados por computadora. Los propulsores pueden rotar 360° y de ese modo ejercer fuerza sobre el casco de la embarcación en cualquier dirección requerida para contrarrestar las fuerzas marinas. Además, son monitoreados con-tinuamente por computadora y se ajustan en res-puesta a las condiciones cambiantes de los mares y las corrientes. Pero este proceso puede requerir que el equipo de perforación utilice cantidades significativas de combustible y, por consiguiente, agrega costos que inciden en la rentabilidad global del proyecto.

> Corriente del Lazo del este del Golfo de México. La Corriente del Lazo del Golfo de México puede formar un lazo corto (extremo superior izquierdo) o volverse alargada (extremo superior derecho). Cuando el lazo es largo, a menudo pellizca un cuerpo de agua que forma un remolino y que se conoce como torbellino (extremo inferior izquierdo). Estos torbellinos se deslizan hacia el oeste a lo largo de varias semanas (extremo inferior derecho) y finalmente pierden energía en el sector oeste del Golfo. El ciclo de corrientes de lazo y torbellino se repite varias veces al año.

Torbellinonuevo

ESTADOS UNIDOS

MÉXICO

Torbellinoantiguo

Golfo de México

Volumen 26, no.4 39

La Corriente del Lazo y las corrientes en línea recta empujan los tubos ascendentes lateral-mente, lo que dificulta su asentamiento en los preventores de reventón submarinos. La indus-tria de perforación en aguas profundas ha desa-rrollado equipos especiales para guiar los tubos ascendentes, pero estos equipos son muy costo-sos y, por ende, algunas unidades de perforación móviles no están preparadas para ofrecer una buena respuesta en las operaciones de perfora-ción en áreas marinas con corrientes fuertes.

Además, cuando las corrientes fluyen alrede-dor de un tubo ascendente emplazado en su lugar, aguas abajo del tubo se forman torbellinos. Las vibraciones inducidas por los torbellinos —la oscilación transversal de un tubo posicionado en una corriente fuerte— son causadas por el des-prendimiento de los vórtices alrededor del tubo ascendente y pueden dañar el tubo por fatiga. Para combatir este fenómeno, se colocan aletas helicoidales denominadas redanes o carenados a lo largo del tubo ascendente a medida que se baja cada sección desde el piso de perforación. Estos dis-positivos cortan la corriente y suprimen la forma-ción de torbellinos, pero dado que se instalan en las uniones de los tubos ascendentes individuales en el equipo de perforación a medida que se pre-paran para el despliegue, los redanes agregan un considerable tiempo y, por ende, costos a las ope-raciones de bajada de los tubos ascendentes.2

Otro obstáculo que deben enfrentar los opera-dores de aguas profundas es la ventana de perfo-ración restringida, que constituye una función de la diferencia decreciente entre la presión de poro de la formación y la presión de iniciación de la fractura de la formación a medida que se incre-menta el tirante de agua. La presión de iniciación de la fractura de la formación se reduce respecto de la presión en tierra firme o en aguas someras porque la sobrecarga terrestre es reemplazada por agua de mar, lo que se traduce en un menor esfuerzo vertical. La presión de iniciación de la fractura puede ser reducida aún más por los sedi-mentos no compactados y no consolidados, estruc-turalmente débiles, que son típicos de las secciones someras de los pozos de aguas profundas. Dado que la presión de poro generalmente se incrementa con la profundidad, la ventana de perforación se estrecha cada vez más a medida que aumenta el tirante de agua (derecha).3

> Presión de poro y presión de iniciación de la fractura. En los ambientes de aguas profundas, la sobrecarga de rocas de la Tierra es reemplazada por agua de mar y el esfuerzo vertical impuesto sobre el subsuelo, o sobrecarga (OB), se reduce (extremo superior). A medida que se incrementa la profundidad por debajo del fondo marino, la presión de poro (PP) y la presión de iniciación de la fractura (FP) se mueven hacia la igualdad (extremo inferior izquierdo). En consecuencia, la ventana de perforación se contrae. La reducción tanto de la FP como de la OB es más pronunciada en los ambientes de aguas profundas (extremo inferior derecho).

Ventana de perforación

Roca yacimiento

Sobrecarga en pozo terrestre

Sobrecarga en tirante de agua de 5 000 pies

Presión hidrostática

Sobrecarga en tirante de agua de 500 pies

Fondo marino

Prof

undi

dad

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

Presión

Presión

Presión

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

PP FP OB

Tirante de agua = 100 pies Tirante de agua = 5 000 pies

PP FP OB

1. Koch SP, Barker JW y Vermersch JA: “The Gulf of Mexico Loop Current and Deepwater Drilling,” Journal of Petroleum Technology 43, no. 9 (Septiembre de 1991): 1046–1119.

2. Koch et al, referencia 1.3. Rocha LAS, Falcão JL, Gonçalves CJC, Toledo C, Lobato

K, Leal S y Lobato H: “Fracture Pressure Gradient in Deepwater,” artículo IADC/SPE 88011, presentado en la

Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004.

La ventana de perforación es la diferencia, a una profundidad dada, entre la presión de poro y la presión de iniciación de la fractura. Para una perforación segura, el fluido de perforación del pozo debe estar a una presión dentro de la ventana de perforación.

(continúa en la página 42)

40 Oilfield Review

Desde hace mucho tiempo, las consideraciones relacionadas con la seguridad y el medio ambiente constituyen una prioridad para los operadores de áreas marinas. Sin embargo, inmediatamente después del incidente del pozo Macondo, acaecido en el Golfo de México en el año 2010, los operadores de EUA, que históricamente se habían auto-supervisado, debieron comenzar a cumplir con nuevas regulaciones en materia de medio ambiente y seguridad marina. El cumplimiento de estas regulaciones es supervisado por la oficina de EUA que asegura el cumplimiento de las nor-mas de seguridad y medio ambiente (BSEE), organismo que requiere que los operadores empleen un Sistema de Gestión de Seguridad y Medio Ambiente (SEMS) específico para ser autorizados a operar en el sector del Golfo de México correspondiente a EUA. Entre otras tareas, el organismo examina las solicitudes de permisos de perforación y lleva a cabo inspecciones de los equipos de perforación y las plataformas de producción.

La herramienta SEMS fue creada en el año 1990 cuando la Comisión Marina del Consejo Nacional de Investigación de EUA observó que si bien la industria trabajaba para cumplir con los organismos reguladores, los operadores no incentivaban la generación de un ambiente de identificación de riesgos o de desarrollo de procedimientos de mitigación de accidentes. En respuesta a este proceder, el BSEE, en colaboración con el Instituto Americano del Petróleo (API), desarrolló la norma (RP) 75: Práctica Recomendada para el Desarrollo de un Programa de Gestión de Seguridad y Medio Ambiente (SEMP) para Operaciones e Instalaciones Marinas. El API elaboró además la norma RP 14J, Práctica Recomendada para el Diseño y el Análisis de Peligros para las Instalaciones de Producción Marinas, destinada a identificar los riesgos de seguridad presentes en las instalaciones de producción marinas.1

Luego del incidente del pozo Macondo, acaecido en abril de 2010, el BSEE comenzó a requerir que todos los operadores de aguas estadounidenses contaran con un programa

SEMS bien documentado para el 15 de noviembre de 2013. En ese momento, 12 de los 84 operadores sujetos a dicho plazo no habían satisfecho la norma y fueron citados por el BSEE por falta de cumplimiento. Finalmente, 5 de esos 12 recibieron notifica-ciones de suspensión de sus operaciones.

Inicialmente, el BSEE permitía que las compañías llevaran a cabo auditorías internas. Hoy en día, en virtud del denominado programa SEMS II, se requiere que los opera-dores contraten un tercero independiente calificado como auditor del programa SEMS o que realicen una auditoría interna del programa SEMS de la compañía. Además de la suspensión forzada de las operaciones, el incumplimiento del programa SEMS puede traducirse en sanciones administrativas.

También conocido como la regla de seguridad en el lugar de trabajo, el SEMS es un sistema de gestión que incluye los 13 elementos siguientes:• disposiciones generales para la

implementación, la planeación y la revisión del programa a cargo del personal directivo

• información sobre seguridad y medio ambiente

• análisis de peligros• gestión del cambio• procedimientos de operación• prácticas de trabajo seguro• capacitación• calidad e integridad mecánica de

equipos críticos• revisión previa a la puesta en marcha • atención y control de emergencias• investigación de incidentes• auditoria de elementos de seguridad

y gestión ambiental• documentación y mantenimiento

de registros.Los mandatos del BSEE están dirigidos a

los operadores. No obstante, la incidencia de los informes de incumplimiento emitidos después del incidente del pozo Macondo pone de manifiesto el hecho de que el BSEE, que es un organismo del Departamento del Interior de EUA, también intenta responsabilizar a las

compañías de servicios y contratistas por el cumplimiento de las normativas de seguridad y medio ambiente.

El SEMS II, cuyo plazo de autoría vence el 4 de junio de 2015, contiene requisitos no incluidos en la primera versión; estos nuevos requisitos apuntan a facultar al personal de campo para la toma de decisiones de gestión de seguridad en virtud de políticas que confieren la autoridad para interrumpir el trabajo y la autoridad para tomar decisiones definitivas en relación con el mismo. Para implementar la intención del SEMS II, los operadores deben establecer procedimientos que autoricen a todo el personal de una instalación marina a asumir la autoridad para interrumpir el trabajo. Además, los operadores deben definir con claridad el individuo o individuos que representan la máxima autoridad laboral responsable en la instalación para la toma de decisiones operacionales y de seguridad en cualquier momento dado y deben desarrollar un plan de participación del personal para la implementación del SEMS y las directrices para la notificación de condiciones de trabajo inseguras.

Si bien las compañías de servicios no son técnicamente responsables por el cumpli-miento de los requisitos del SEMS, los opera-dores son responsables de todo el personal de sus instalaciones. Por consiguiente, el operador de la instalación debe asegurar que todas las compañías contratistas y su personal cumplan con los requisitos del SEMS; los operadores ya han negado el acceso de ciertos trabajadores a las instalaciones marinas por razones de incumplimiento. De un modo similar, las compañías de servicios deben garantizar que sus subcontratistas adhieran al programa SEMS para cumplir con su responsabilidad con respecto al operador.

Para algunas compañías operadoras y de servicios, las implicaciones de este enfoque conllevan cambios significativos en los programas de seguridad y la capacitación para

Regulaciones para las áreas marinas en un mundo post-Macondo

1. Gordillo G y López-Videla L: “Managing SEMS Audits: Past, Present and Future,” Journal of Petroleum Technology 66, no. 2 (Febrero de 2014): 72–75.

Volumen 26, no.4 41

garantizar que los empleados estén preparados para asumir la responsabilidad de reconocer, suspender y notificar las prácticas inseguras. No obstante, en Schlumberger, para satisfacer la intención del programa SEMS II serán necesarios pocos cambios ya que esta compañía cuenta con una política de larga data, estrechamente alineada con los objetivos de la RP 75 (arriba). El personal de áreas marinas de Schlumberger debe tener archivada una descripción actualizada de sus cargos y debe haber terminado un plan de capacitación basado en las denominaciones de esos cargos; la compañía debe asegurarse

de que todos los empleados relacionados con la ejecución de funciones en áreas marinas hayan terminado los cursos de capacitación del GeoMarket para la Costa Norte del Golfo y los cursos requeridos por el cliente, que cuenten con la verificación de sus idoneidades y sus conocimientos y que hayan aprobado una prueba válida de drogas y alcohol.

Dado que muchos operadores y compañías de servicios que operan en las regiones marinas de EUA son compañías globales, es probable que lleven consigo sus prácticas de seguridad y medio ambiente basadas en el programa SEMS a los diversos mercados a los que acceden.

Las políticas corporativas diseñadas para cumplir con el programa SEMS deberían ser cada vez más aceptadas a nivel global conforme las compañías no radicadas en EUA buscan trabajar en las áreas marinas de ese país. Además, dado que el resultado final que arrojan los hábitos de trabajo seguros y eficientes es la reducción del tiempo de inactividad y de los errores costosos, podría argumentarse que si bien la implementación de la política SEMS implica ciertos gastos, el impacto financiero general en los proyectos de desarrollo de aguas profundas es sin dudas positivo.

> Schlumberger y el programa SEMS. Las prácticas de calidad, salud, seguridad y medio ambiente (QHSE) de Schlumberger coinciden con las recomendaciones de los programas SEMS y SEMS II de la norma API RP 75. Schlumberger necesita pocos ajustes para aprobar una auditoría SEMS II.

Monitoreo ymejoramiento

del desempeño

Gestión deContratistas

y Proveedores

Compromiso,liderazgo y

responsabilidad

Auditoría y revisiones

Procesosde negocios

Manejode riesgos

Organizacióny recursos

Políticasy objetivos

Información deseguridad y

medio ambiente

Información deseguridad y

medio ambiente

Auditoría deelementos SEMS

Análisisde peligros

Análisisde peligros

Elementosgenerales

Tercerosauditores

Gestióndel cambio

Gestióndel cambio

Gestión del cambio

Prácticas detrabajo seguro

Documentacióny mantenimiento

de registros

Atención ycontrol de

emergencias

Atencióny control deemergencias

Documentación ymantenimiento

de registros

Documentacióny mantenimiento

de registros

Integridaddel equipo

Revisión previaa la puestaen marcha

Procedimientosde operación

Procedimientosde operación

Autoridad paradetener el trabajo

Máximaautoridad laboral

responsable

Revisión previaa la puestaen marcha

Tercerosauditores

Análisis deseguridad en

el empleo


Autoridad paradetener el trabajo


responsable


Autoridad paradetener

el trabajoCapacitación

Capacitación

Investigaciónde incidentes

Investigaciónde incidentes


responsable

Notificaciónde condiciones

inseguras



Sistema de gestión deQHSE de Schlumberger

SEMS

SEMS II

42 Oilfield Review

En las condiciones que caracterizan a las regio-nes de aguas ultra-profundas, la presión hidrostá-tica de la columna de fluido de perforación por encima de la barrena puede exceder la presión de iniciación de la fractura de la formación que se está perforando. Si el pozo alcanza una profundi-dad en la que la ventana entre la presión de frac-turamiento y la presión de poro se cierra, el lodo de perforación se perderá en la formación y el operador no tendrá otra alternativa que proceder a la entubación del pozo. Con cada sarta de reves-timiento, el operador debe reducir el tamaño de la barrena del intervalo siguiente. Este proceso puede dar como resultado un tamaño final de pozo que impida la capacidad para adquirir datos de evaluación de formaciones o traducirse en un tamaño de tubería de revestimiento de producción demasiado pequeño para admitir volúmenes de producción rentable. Además, estos diámetros más reducidos pueden ser demasiado pequeños para dar cabida a la arquitectura de terminación requerida, tal como los sistemas de control de la producción de arena, de control del flujo de fluidos y de levantamiento artificial. Las sartas de revesti-miento agregadas pueden amenazar la rentabili-dad del proyecto por los costos de los materiales y los días adicionales de equipo de perforación.

Para abordar la ventana de perforación restrin-gida se han desarrollado numerosas soluciones.

Se han utilizado fluidos de perforación con reolo-gías planas que se mantienen constantes con las variaciones de temperatura y cementos de baja densidad, que a veces se infusionan con nitró-geno, para reducir la presión hidrostática de las columnas de fluidos en el pozo. En ciertos casos, cuando la tubería de revestimiento debe ser colo-cada por encima de la profundidad prevista para el asiento de la zapata, el perforador puede evitar una reducción del tamaño de la tubería de reves-timiento siguiente mediante una operación de rectificación —repasando y ensanchando el pozo por debajo del asiento de la zapata— y la coloca-ción posterior de una tubería de revestimiento que pueda ser expandida al tamaño de la tubería de revestimiento previa.

Alternativamente, algunas unidades de perfo-ración de aguas profundas están equipadas con sistemas de perforación de gradiente dual o con manejo de la presión. En los primeros, las bom-bas se colocan en el fondo marino para llevar el fluido a la superficie. El efecto que se genera es la reducción de la presión hidrostática sobre la for-mación mediante la bajada del tope de la columna de fluido hasta el fondo marino. Esto extiende la profundidad hasta la cual se puede perforar el pozo antes de que la presión hidrostática de la columna de fluido exceda la presión de iniciación de la fractura de la formación. En esta última

aplicación, la formación se hace fluir de manera controlada, lo que permite que el perforador con-trole el pozo utilizando un lodo de menor densi-dad, a la vez que se reduce la presión hidrostática ejercida sobre la formación.4

Los peligros someros de las profundidadesLos operadores comienzan la perforación en aguas profundas seleccionando los objetivos y las localizaciones de perforación. En los primeros tiempos de la perforación en aguas profundas, los operadores se sorprendían al observar fenóme-nos en la superficie y en el subsuelo que no habían observado en las áreas más someras o en tierra firme; tales fenómenos representan ame-nazas para el fondo oceánico y la estabilidad de los pozos. Algunas áreas del fondo marino contie-nen —además de obstáculos creados por el hom-bre, tales como cables, líneas de conducción, cabezales de pozos e incluso elementos de artille-ría sin explotar— peligros naturales para la per-foración, tales como hoyos producidos por el escape de fluidos activos, los volcanes de lodo y las escarpas de fallas, que pueden desestabilizar el sustrato e imposibilitar el anclaje de los equi-pos de perforación y la iniciación de la perfora-ción de los pozos. En aguas profundas, el fondo del océano también puede caracterizarse por la presencia de pendientes inestables, derrumbes, deslizamientos y hundimientos.

Inmediatamente por debajo del fondo marino, las amenazas para las operaciones de perforación provienen de los flujos de gas y aguas someras, la presencia de derrames (splays) y canales acuífe-ros y gasíferos sepultados, las fallas activas, las nubes de gas, las chimeneas y plumas convectivas, los hidratos de gas disociado y los efectos de la transferencia de presión lateral que pueden hacer que las presiones más elevadas lleguen a las pro-fundidades más someras. Si no se reconocen antes de comenzar la perforación, estos riesgos geológi-cos pueden obligar a los perforadores a abandonar

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

Cuvillier G, Edwards S, Johnson G, Plumb D, Sayers C, Denyer G, Mendonça JE, Theuveny B y Vise C: “Soluciones para los problemas de la construcción de pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 2–19.

5. Dutta NC, Utech RW y Shelander D: “Role of 3D Seismic for Quantitative Shallow Hazard Assessment in Deepwater Sediments,” The Leading Edge 29, no. 8 (Agosto de 2010): 930–942.

6. Eaton LF: “Drilling Through Deepwater Shallow Water Flow Zones at Ursa,” artículo SPE/IADC 52780, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 9 al 11 de marzo de 1999.

7. Dutta et al, referencia 5.

> Formación de riesgos de flujo de aguas someras en aguas profundas. A medida que se depositan los sedimentos, las velocidades de escape de los fluidos pueden mantener el ritmo de la tasa de compactación o no. Si los fluidos no pueden escapar con una velocidad que permite el equilibrio con la presión hidrostática, las areniscas se vuelven sobrepresionadas. La penetración de las areniscas sobrepresionadas permite la expulsión, a menudo súbita, del agua entrampada. Los sedimentos limosos ricos en minerales de arcilla, que tarde o temprano se convierten en lutitas, en general no se encuentran sobrepresionados.

Falla

Fondo marino

Sello

Arenisca de flujo de aguas someras

Volumen 26, no.4 43

sus localizaciones originales o al menos suspender las operaciones hasta que pueda confeccionarse un plan para sortear el problema perforando a tra-vés o alrededor del mismo. En la plataforma con-tinental más somera, especialmente en áreas deltaicas, el principal peligro del fondo submarino es la presencia de agua somera o bolsones de gas que generan riesgos de explosiones o de desesta-bilización del fondo marino durante y después de las operaciones de perforación. En el área de aguas profundas más allá de la plataforma y en aguas ultra-profundas, el flujo de aguas someras (SWF), el peligro geológico más común, consti-tuye un riesgo significativo para las operaciones de perforación.

El flujo de aguas someras prevalece en las cuencas con altas tasas de depositación y tiene origen en el sepultamiento rápido de depósitos de arena y limo seguido por fenómenos de compacta-ción diferencial y deshidratación. Estos fenóme-nos se producen en tirantes de agua de más de 500 m y usualmente se observan en formaciones de areniscas a aproximadamente 250 - 1 000 m [800 - 3 300 pies] por debajo de la línea de lodo (página anterior).5 Si se perfora a través de estas areniscas entrampadas, el agua y los sedimentos pueden fluir hacia el interior, hacia la superficie y a veces alrededor del pozo, y pueden amenazar la viabilidad de la localización del pozo. En el Golfo de México, por ejemplo, un operador se vio

obligado a desplazar una plataforma de cables tensados porque 10 de las 21 bocas de perfora-ción se desestabilizaron cuando la tubería de revestimiento se curvó después de que un SWF produjera el desmoronamiento del sedimento que las sustentaba.6

Cuando es posible, los ingenieros evitan perfo-rar a través de riesgos geológicos porque su mitiga-ción puede ser dificultosa y puede incurrirse en un significativo NPT. Cuando el peligro es inevitable, el plan de perforación debe incluir programas de lodo y entubación para contingencias diseñados para contener las presiones anormales. En aguas profundas, el control de pozos a través del incre-mento de la densidad del lodo, que es el método utilizado normalmente por los ingenieros de perfo-ración para combatir la presión anormal, a menudo es problemático debido a la estrechez de la ven-tana de perforación.

Los operadores protegen sus pozos de los ries-gos someros a través de la identificación y la selec-ción y planeación adecuadas del sitio. No obstante, en aguas profundas, los datos de pozos vecinos a menudo son escasos o inexistentes durante las fases de exploración de los proyectos, y los opera-dores identifican los peligros someros a través de levantamientos sísmicos de exploración e hidro-gráficos o levantamientos del sitio, la perfora-ción de pozos piloto o el modelado estratigráfico. Además, los datos sísmicos modernos de alta cali-

dad han mejorado significativamente la capaci-dad de la industria para detectar estos riesgos geológicos someros. Pero todas estas técnicas de identificación de peligros presentan tanto venta-jas como desventajas (abajo).

Además de identificar la existencia de un SWF, los geofísicos deben cuantificar el riesgo potencial del fenómeno. Por ejemplo, las arenas SWF de gran espesor que se extienden a través de grandes áreas son capaces de fluir por un largo período de tiempo, durante parte del cual las tasas de flujo generalmente se incrementan. El echado de formación asociado con un SWF también puede contribuir al nivel de riesgo porque un echado significativo permite que la presión de poro más alta proveniente de las porciones más profundas de la arena se mueva echado arriba, lo que incre-menta los efectos de la sobrepresión.7

Debido a la falta de datos de pozos vecinos de alta calidad, la evaluación del potencial para la presencia de riesgos geológicos en aguas profun-das también puede ser dificultosa. Los datos de riesgos geológicos recolectados utilizando méto-dos sísmicos tradicionales no pueden ser utiliza-dos para cuantificar el riesgo porque esos datos son adquiridos con un cable sísmico marino corto que carece de distancia suficiente entre fuente y receptor para extraer las propiedades físicas a través de análisis cuantitativos tales como la inversión sísmica.

> Identificación de riesgos someros. Existen numerosos métodos de identificación de riesgos someros, cada uno de los cuales posee ventajas y desventajas.

Mediciones sísmicas independientes adquiridas en una localización de perforación propuesta

Enfoque de alta frecuencia (fuente de alta frecuencia, remolque somero y desplazamiento ultra-corto)

Descripción Un rango de mediciones que incluyen mediciones batimétricas, de sonares de barrido lateral, de sondas multihaz y fotografías del fondo marino

Reprocesamiento de alta resolución de las mediciones sísmicas de exploración

Pozos piloto somerosperforados para registrar cerca de la superficie

Interpretación de las mediciones de sísmica de reflexión disponibles

Limitada (1-2 s por debajo del fondo marino)

Penetración Fondo marino solamente Ultra-profunda (10 s) Limitada por los costos de perforación

Dependiente de las mediciones

Media (200-300 Hz)Resolución Alta (500-1 000 Hz) Baja (100-150 Hz) No corresponde Equivalente a los datos sísmicos de entrada

Identifica anomalías geológicas del fondo marino y artificiales

Identifica fallas someras

Puede identificar riesgos someros mediante la interpretación estratigráfica

Valor Medición de alta resolución del fondo marino

Estimación indirecta de las propiedades de las rocas, que permite identificar riesgos someros

Cobertura espacial amplia

Potencial para la técnica de lapsos de tiempo

Medición directa de las propiedades de las rocas

No adecuada para los flujos de trabajo asociados con la física de las rocas

Cobertura espacial limitada

Deficiencias Penetración limitada por debajo del fondo marino

No adecuada para los flujos de trabajo asociados con la física de las rocas

Resolución limitada en el fondo marino

Costo Se basa en la interpretación geológica que utiliza la información de los pozos piloto para la calibración

Modelado estratigráficoPerforación depozos piloto

Levantamientos sísmicosde exploración

LevantamientoshidrográficosLevantamientos de sitios

44 Oilfield Review

Para contrarrestar esta deficiencia, los geofísi-cos han comenzado recientemente a reprocesar los datos sísmicos convencionales 3D de gran dis-

tancia entre fuente y receptor para cuantificar los riesgos someros. Luego, desarrollan mediciones cuantitativas de los riesgos someros utilizando

atributos tales como la relación entre la velocidad de las ondas compresionales y la velocidad de las ondas de corte (cizalla) (Vp / Vs), el esfuerzo efec-tivo y la densidad.8 Las arenas de un SWF son altamente no consolidadas y presentan una Vp que se aproxima a la del agua y una Vs que se aproxima a cero. Por consiguiente, los SWFs pue-den ser identificados por una alta relación Vp / Vs comparada con la de los sedimentos adyacentes.

Debido al proceso de sepultamiento y compac-tación que formó las arenas del SWF, éstas exhiben un contacto pobre entre granos y, por consiguiente, un bajo esfuerzo efectivo y una alta porosidad. Como resultado, la remediación a través del bom-beo de cemento o de píldoras de alta densidad —que son soluciones para otras circunstancias de pérdidas de circulación— es casi imposible y el enfoque más confiable para los SWFs consiste sen-cillamente en evitarlos. El mapeo de la batimetría de superficie en las áreas deltaicas permite gene-rar un mapa de probabilidades de riesgos que indica dónde los datos sísmicos deben ser cuidado-samente examinados por la presencia de rasgos lobulados o canales sepultados que podrían alojar SWFs para evitarlos.

Mapeo de terrenos inexploradosDadas las numerosas soluciones técnicas desa-rrolladas para las operaciones iniciales en aguas profundas y debido a que los costos, riesgos y recompensas son tan altos, los operadores de aguas ultra-profundas tienden a enfocarse más en la maximización del retorno de sus inversiones que en la reducción del NPT. Si bien la eficiencia de las prácticas operativas continúa siendo una prioridad, la preocupación principal para los ope-radores de aguas ultra-profundas es el posiciona-miento óptimo de los pozos dentro del yacimiento, ya que esto augura un incremento de las tasa de producción y recuperación final. En consecuencia, la geología y la geofísica han asumido roles más importantes a través de todo el flujo de trabajo de E&P en aguas ultra-profundas que en los ámbitos más tradicionales de exploración y desarrollo.

Normalmente, en aguas ultra-profundas, se dispone de poco control de pozos o mediciones directas de las propiedades de los yacimientos para calibrar las interpretaciones sísmicas y el modelado del subsuelo. Por consiguiente, los ope-radores se basan en modelos para comprender los riesgos financieros y técnicos asociados con el desarrollo de sus activos. El proceso de modelado de los yacimientos de aguas ultra-profundas incluye el modelado geológico y geofísico, la caracteriza-ción de yacimientos, el modelado del flujo de flui-dos de yacimiento, el diseño de las instalaciones, el aseguramiento del flujo y los análisis de incerti-

> Incertidumbre asociada con la localización de fallas. Durante el procesamiento de los levantamientos sísmicos, la migración basada en el mapa convierte las superficies en escala de tiempo en superficies en escala de profundidad. Una superposición de 500 realizaciones de una falla, migradas en base a un mapa, revela que la incertidumbre a través de este plano de falla es de aproximadamente 120 m [400 pies]. Para un pozo vertical, esto se traduce en más de 200 m [700 pies] de incertidumbre para precisar el lugar en el que el pozo debería cruzar la falla. (Adaptado de Esmersoy et al, referencia 11.)

400 pies

700 pies

> Técnicas de tiros de pruebas de velocidad. Los tiros de pruebas de velocidad con herramientas operadas con cable (izquierda) requieren que el perforador detenga la perforación y monte y corra una herramienta sísmica operada con cable. La herramienta seismicVISION (derecha) forma parte del conjunto de fondo. La adquisición de datos se efectúa durante las conexiones de las tuberías, por lo que no requiere tiempo de equipo de perforación extra. Las formas de ondas obtenidas con la herramienta SeismicVISION son transmitidas hacia la superficie desde la herramienta LWD utilizando el servicio de telemetría durante la perforación de alta velocidad TeleScope. (Adaptado de Chandrasekhar et al, referencia 13.)

Fuente

Fondo marino

Herramientaoperada con cable

Reflector sísmico

Fuente

Fondo marino

Reflector sísmico

HerramientaseismicVISION

Serv

icio

de

tele

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Tele

Scop

e

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dumbres y riesgos. El desarrollo de cada uno de estos componentes se complica debido a la falta de disponibilidad de datos rigurosos, tales como registros de pozos, pruebas y datos de núcleos.

El modelado geológico y geofísico utiliza habi-tualmente datos sísmicos, calibrados en función de los pocos registros que pueden haberse corrido en el área, para mapear los rasgos más importan-tes, tales como fallas y posibles barreras estrati-gráficas para el flujo de fluidos. La caracterización de yacimientos depende significativamente de los datos sísmicos, y para reducir la incertidum-bre inherente a estos datos, los geofísicos e inge-nieros utilizan métodos geoestadísticos a fin de describir los yacimientos a través de las tenden-cias, la variabilidad de las propiedades y las inter-pretaciones subjetivas.9 Estos modelos permiten a los científicos predecir los efectos producidos por los rasgos geológicos en el movimiento de los fluidos a través de todo el campo.10

En situaciones en las que la información de pozos vecinos es limitada, los ingenieros planifican los programas de perforación basados en la genera-ción de imágenes sísmicas en profundidad y en las propiedades estimadas para mapear las estructuras y los objetivos geológicos e identificar las caracte-rísticas de las formaciones, tales como el gra-diente de presión de poro, el gradiente de presión de fracturamiento y las propiedades geomecánicas. Dado que los datos son limitados, las incertidum-bres son significativas y el modelo geológico resultante es interpretativo y no único; cada modelo tiene múltiples opciones que se ajustan a los mismos datos sísmicos de superficie (página anterior, arriba).11

Para direccionar el pozo a través de intervalos inciertos, los ingenieros y geofísicos utilizan levantamientos de tiros de pruebas de velocidad en tiempo real.12 Esta técnica, que emplea el método de transmisión de pulsos a través del lodo y no perturba las operaciones de perforación, per-mite a los perforadores adquirir un levantamiento de tiros de pruebas de velocidad, o levantamiento sísmico de referencia, en cada conexión y recibir los datos en la superficie en tiempo real (página anterior, abajo). Los geofísicos utilizan estos datos para refinar el modelo de velocidad previo a la per-foración, que luego se utiliza para actualizar las profundidades de los objetivos de perforación y el modelo geológico.13 Además, los métodos de adqui-sición de mediciones sísmicas durante la perfora-ción (SWD) en tiempo real, tales como el servicio seismicVISION de Schlumberger, confirman la posi-ción de la barrena en la imagen sísmica.

Los investigadores de Schlumberger perfec-cionaron el enfoque SWD mediante el desarrollo de un método para integrar los datos obtenidos durante la perforación con los datos sísmicos de superficie y de pozos vecinos. Con estos datos, los equipos de trabajo revisan y, si es necesario, generan un nuevo modelo 3D, que incluye una nueva imagen sísmica, y recalculan la predicción de la presión de poro y el gradiente de fractura-miento, lo que reduce la incertidumbre presente delante de la barrena.14 Durante las operaciones de perforación, la integración del flujo de trabajo de mediciones sísmicas de superficie y de fondo de pozo del método de perforación guiada por la sísmica mide las velocidades de la formación hasta la barrena (arriba). Con una cobertura habitual de 100 km2 [40 mi2] alrededor de una localización de pozo propuesta, los estudios basa-dos en el método de perforación guiada por la sís-

>Método de perforación guiada por la sísmica. La imagen sísmica previa a la perforación (izquierda) basada en la velocidad de formación estimada (curva negra) incluye la trayectoria del pozo (línea roja de guiones) y el objetivo (azul oscuro). Mediante la utilización de la técnica de perforación guiada por la sísmica, los ingenieros miden las velocidades de la formación hasta la profundidad de la barrena (centro, curva roja) y utilizan estos datos para actualizar el modelo en la sección perforada del pozo (sombreado rosa). Luego, los datos se utilizan para volver a construir el modelo del subsuelo y la imagen estructural (derecha, sombreado azul). El modelo reconstruido puede revelar un cambio en la localización del objetivo, que requiere la modificación en la trayectoria del pozo.

Velocidad Velocidad Velocidad

8. Para obtener más información sobre la relación Vp /Vs, consulte: Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M, Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M, Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi M, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento,” Oilfield Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.

9. Ezekwe JN y Filler SL: “Modeling Deepwater Reservoirs,” artículo SPE 95066, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

Mediante el empleo de modelos geoestadísticos, los geólogos utilizan información estadística para indicar la distribución probable de los rasgos a través de un yacimiento, si bien no conocen la localización precisa de esos rasgos.

10. Rossi D, Malinverno A y Carnegie A: “Trends in Geostatistics,” Middle East Well Evaluation Review 14 (Noviembre de 1993): 45–53.

11. Esmersoy C, Ramírez A, Hannan A, Lu L, Teebenny S, Yang Y, Sayers CM, Parekh C, Woodward M, Osypov K,

Yang S, Liu Y, Shih C, Hawthorn A, Cunnell C, Shady E, Zarkhidze A, Shabrawi A y Nessim M: “Guiding Drilling by Look Ahead Using Seismic and LWD Data,” artículo SPE 164786, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de África Septentrional, El Cairo, 15 al 17 de abril de 2013.

12. Un levantamiento de tiros de pruebas de velocidad es un tipo de levantamiento sísmico de pozo diseñado para medir el tiempo de viaje de la señal desde la superficie hasta una profundidad conocida.

13. Chandrasekhar S, Dotiwala F, Kim TK, Khaitan ML y Kumar R: “Reducing Target Uncertainties and Guiding Drilling Using Seismic While Drilling Technology, A Novel Approach in Andaman Sea Deepwater,” artículo SPE 165834, presentado en la Conferencia y Exhibición de Petróleo y Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta, 22 al 24 de octubre de 2013.

14. Peng C, Dai J y Yang S: “Seismic Guided Drilling: Near Real Time 3D Updating of Subsurface Images and Pore Pressure Model,” artículo IPTC 16575, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Beijing, 26 al 28 de marzo de 2013.

46 Oilfield Review

mica utilizan un modelo de referencia del subsuelo construido a partir de imágenes sísmicas y datos de inversión sísmica y de pozos vecinos. Luego, los creadores de los modelos del subsuelo producen una imagen de un volumen pequeño alrededor de la localización del pozo, que permite a los geofísi-cos confeccionar un modelo de velocidad de la geología de la región vecina al pozo.

Luego, los geofísicos analizan el pozo pro-puesto utilizando la imagen sísmica y las propie-dades estimadas de las rocas, tales como la presión de poro, el gradiente de fracturamiento y otras propiedades geomecánicas. Los ingenieros de perforación diseñan el pozo y toman las deci-siones previas a la perforación respecto de la tra-yectoria, las profundidades de entubación, los tamaños de las tuberías de revestimiento, y los tipos y densidades del lodo.

Durante o inmediatamente después de la per-foración de un intervalo, el personal de campo mide las propiedades del subsuelo utilizando herramientas LWD y herramientas operadas con cable, además de datos derivados de los registros de lodo y otros datos de perforación. A una pro-

fundidad predeterminada, o si los datos de perfo-ración en tiempo real indican la presencia de errores significativos en el modelo inicial, los geofísicos ejecutan un flujo de trabajo basado en el método de perforación guiada por la sísmica. Estos profesionales reprocesan los datos sísmicos de superficie cercanos al pozo y utilizan técnicas de inversión tomográfica restringida por datos de tiros de pruebas de velocidad para obtener nuevas velocidades, efectuar una migración en profundi-dad completa y desarrollar un modelo actualizado de lo que está delante de la barrena, que incluye un nuevo perfil de velocidad.

Los geocientíficos utilizan los registros de pozos para actualizar el modelo local del subsuelo utilizado para la predicción de la presión de poro y la presión de fracturamiento. Esto se aplica luego al nuevo modelo de velocidad para predecir las presiones de poro delante de la barrena. De este modo, los datos del pozo que se está perforando se incorporan en su totalidad en el modelo predic-tivo recién generado. En ciertas localizaciones o en la fase inicial de la perforación exploratoria, éstos pueden ser los únicos datos de pozos ade-

cuados disponibles. Dado que todo el flujo de tra-bajo se ejecuta en tiempo casi real, los ingenieros pueden modificar el programa de perforación y ajustar los elementos clave de la planeación, tales como la trayectoria del pozo, las densidades del lodo, los diseños de las tuberías de revestimiento y las localizaciones de los objetivos.

Alcance de la profundidad total en las aguas ultra-profundas del Golfo de MéxicoEn la práctica, muchos de los representantes de las diversas disciplinas de E&P involucrados en la mayoría de los proyectos de perforación, termi-nación y producción de pozos llevan a cabo sus tareas en aislamiento, a pesar de los reclamos permanentes de la industria respecto de las vir-tudes de la integración (izquierda). No obstante, Petróleos Mexicanos (PEMEX), la compañía petrolera nacional de México, que opera en el Golfo de México, está utilizando un flujo de trabajo integrado para dirigir algunos de sus proyectos de exploración en aguas profundas y ultra-profundas. La técnica —visualice, conceptualice, defina, dé seguimiento y evalúe, conocida por su sigla en idioma español VCDSE— es definida por las cinco etapas siguientes:• visualización: identificación de opciones y vali-

dación del proyecto del pozo• conceptualización: análisis y selección de las

mejores opciones• definición: ejecución de la ingeniería de detalle • seguimiento: ejecución de la construcción del

pozo • evaluación: documentación y evaluación de las

lecciones aprendidas durante la ejecución del pozo.

A lo largo de todo el proceso, un líder de pro-yecto coordina las disciplinas dentro del equipo VCDSE de exploración, los equipos operacionales y las compañías de servicios. Las disciplinas involu-cradas son: geofísica, geología, petrofísica, geome-cánica, e ingeniería de yacimientos, perforación, terminación y evaluación de riesgos. Estos equipos de trabajo cuentan con el apoyo de especialistas y compañías de servicios internacionales.15

Los ingenieros de PEMEX y Schlumberger identificaron distintas opciones y validaron un diseño de pozo para tres pozos ultra-profundos, los pozos Supremus-1, Maximino-1 y Trion-1, ubi-cados en el cinturón plegado Perdido en la región Tamaulipas Norte del Golfo de México. El equipo de trabajo empleó una metodología denominada Perforación sin Sorpresas (NDS) para integrar el diseño y la ejecución del proyecto.16 El flujo de trabajo de la metodología NDS incorpora infor-mación de la etapa de diseño para definir los

> Interdependencias en las operaciones en aguas profundas. En los proyectos de aguas profundas, la exploración, la evaluación y los desarrollos dependen directamente unos de otros. Dentro de cada una de estas amplias categorías, las disciplinas también son interdependientes y atraviesan las categorías; todas las disciplinas son al menos indirectamente dependientes entre sí.

Evaluación de formaciones

Calibración constante de los modelos geofísicos, geológicos y geomecánicosEstimación del tamaño del yacimientoSelección de conceptos (diseño de ingeniería)

Evaluación

Aseguramiento del flujo

Muestreo de fluidos representativosAnálisis PVT Mitigación química y térmicaPredicción de la depositación y la adhesión

Ingeniería de perforación

Programa de entubaciónVentana de presión de poro de la perforación (manejo de la presión durante la perforación)Tipo de terminaciónEvaluación de formacionesMuestreo de formaciones

Desarrollo

Ingeniería de terminación

Selección de conceptosContingencias asociadas con las intervencionesEstrategia relacionada con el factor de recuperaciónEstimación y diseño de la producción

Pruebas de pozos

Producibilidad según pruebas dinámicas de yacimientoConfirmación del diseño de la terminación (factor de daño)Evaluación de yacimientos (registración)

Otros datos geomecánicosde salida

Cubo de esfuerzos regionales para el posicionamiento de los pozosSelección del tipo de terminaciónModelado de la producción futura (levantamiento sísmico 4D)

Adquisición sísmica

Exploración

Levantamiento sísmico 3DElectromagnetismoIluminación de estructuras subsalinas

Geología y geofísica

Modelo sísmicoCaracterización de yacimientos submarinosSelección de áreasprospectivasModelo de velocidad para predecir la presión de poro

Datos geomecánicosde salida

Modelo mecánico del subsueloModelo o cubo de presión de poroModelo de estabilidad de pozoDatos geomecánicos en tiempo real

Volumen 26, no.4 47

pasos para la identificación y la mitigación de los riesgos de perforación potenciales e incluye medi-das de contingencias producidas con el software de planeación y manejo de la ingeniería de perfo-ración DrillMAP.

Si bien éstos fueron los primeros tres pozos perforados en las aguas ultra-profundas del lado mexicano del cinturón plegado Perdido, PEMEX ha perforado pozos en la región cercana de aguas profundas desde el año 2004. Sobre la base del análisis de datos de esos primeros pozos y de pro-nósticos de estabilidad de pozos, el software DrillMAP generó una herramienta de perforación visual que mostró el diseño de los pozos, inclui-dos los tamaños de las tuberías de revestimiento y las profundidades de entubación, las ventanas de densidad del lodo de perforación y las localiza-ciones de los riesgos de perforación potenciales. Además, el software DrillMAP proporcionó a los ingenieros los riesgos por sección de pozo, el índice de severidad, el método utilizado para detectar los riesgos y el plan de mitigación desa-rrollado por el equipo del proyecto en la fase pre-via a la perforación.

Durante la perforación de los tres pozos de aguas ultra-profundas, los ingenieros de Schlumberger y PEMEX monitorearon el avance utilizando el servicio de monitoreo geomecánico en tiempo real y la comparación continua con la planeación del software DrillMAP. En un centro de visualiza-ción de las operaciones de perforación, situado en Poza Rica de Hidalgo, en Veracruz, México, un grupo de petrofísicos, ingenieros geomecánicos e ingenieros especialistas en optimización de la per-foración monitorearon y analizaron los datos LWD provenientes del equipo de perforación. El equipo de trabajo multidisciplinario utilizó los modelos geológicos, geomecánicos y de presión de poro validados y actualizados, previos a la perforación, que ayudaron a reducir la incertidumbre en el intervalo de perforación siguiente.17

15. Vallejo VG, Olivares A, Saavedra O, López JR y Torres ME: “Drilling Evolution of the Ultra Deepwater Drilling Campaign in Mexico, Perdido Fold Belt,” artículo OTC 25030, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Asia, Kuala Lumpur, 25 al 28 de marzo de 2014.

16. Para obtener más información sobre el proceso “Perforación sin Sorpresas,” consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H, Standifird W y Wright B: “Prevención de problemas durante la perforación,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

17. Vallejo et al, referencia 15.18. Para obtener más información sobre la perforación

rotativa direccional, consulte: Copercini P, Soliman F, El Gamal M, Longstreet W, Rodd J, Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayor potencia para continuar la perforación,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.

Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D: “Nuevos rumbos en la perforación direccional,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 20–31.

>Mantenimiento de la verticalidad del pozo. Para un pozo perforado en el cinturón plegado Perdido del área marina de México, los ingenieros utilizaron un BHA que incluía un rectificador posicionado por encima de un motor de perforación PowerDrive vorteX. Primero, perforaron una sección de pozo piloto de 26 pulgadas para admitir las herramientas de adquisición de registros LWD arcVISION, que adquirieron mediciones de resistividad, rayos gamma, inclinación y presión anular durante la perforación. Luego, el rectificador se abrió y los ingenieros ensancharon el diámetro del pozo hasta 33 pulgadas. A lo largo de todo el intervalo de perforación, lograron mantener una trayectoria de pozo vertical de menos de 1° de inclinación, como se requería para el programa de entubación.

Estabilizador de la sarta

Portamecha (lastrabarrenas) no magnético


Herramienta LWD arcVISION


Sistema rotativo direccional motorizado PowerDrive vorteX

Adaptador del filtro

Rectificador

Servicio de telemetría TeleScope

Adaptador del filtro

Barrena de conos giratorios

Después de perforar el pozo Supremus-1, los ingenieros examinaron cómo la tubería guía de superficie fue colocada en su lugar y lograron opti-mizar la velocidad de penetración (ROP) para asegurar que la tubería de revestimiento alcan-zara la profundidad pretendida. Además, dado que los perforadores habían experimentado difi-cultades para mantener la verticalidad durante la perforación de la sección de superficie del pozo de

aguas profundas CAZA-1 utilizando una cubierta acodada vertical y un motor de perforación con-vencional, el equipo de planeación rediseñó el conjunto de fondo (BHA). El nuevo conjunto incluyó un sistema rotativo direccional motori-zado PowerDrive vorteX, una barrena de conos giratorios de 26 pulgadas y un abridor de pozo para ensanchar el pozo hasta alcanzar 33 pulga-das (abajo).18

48 Oilfield Review

En las secciones someras del pozo, los perfora-dores debieron emplear una trayectoria de pozo direccional única para evitar los riesgos someros e intersectar los objetivos someros del yacimiento. Además, el equipo de trabajo perforó un pozo de 121/4 pulgadas para poder adquirir con éxito regis-tros con herramientas operadas con cable, núcleos laterales (testigos laterales, muestras de pared) y datos modulares de muestreo de fluidos y presión. El diseño del BHA permitió a los ingenieros per-forar el pozo piloto de 121/4 pulgadas y desplegar las herramientas LWD y los abridores de pozo en la misma carrera.

Los ingenieros optaron por adquirir los datos petrofísicos y de propiedades de las rocas a través de las mediciones LWD para permitir la evalua-ción preliminar del yacimiento potencial y la

actualización del modelo geomecánico. Si no se encontraba zona de interés alguna, la sección de pozo de 121/4 pulgadas se perforaba y se registraba hasta la profundidad total al mismo tiempo que el rectificador ensanchaba el pozo, ahorrando así el tiempo que implicaría una carrera subsiguiente con el abridor de pozo.

Si la zona demostraba ser de interés, los inge-nieros podrían perforar el pozo de 121/4 pulgadas a través del yacimiento y recolectar los datos LWD antes de reconfigurar el BHA sin el rectificador para perforar el pozo piloto hasta la profundidad total (TD). El tamaño del pozo de 121/4 pulgadas permitió a los ingenieros correr un conjunto completo de herramientas de adquisición de registros con cable para adquirir los datos esen-ciales para la caracterización de las rocas y los

fluidos de yacimiento. Esta estrategia se tradujo en una operación exitosa y en una buena calidad de pozo y permitió satisfacer los objetivos de diseño de la perforación a la vez que redujo los riesgos de perforacion.19

Para computar con exactitud las reservas para el área Perdido, los ingenieros de PEMEX diseñaron y corrieron una prueba de formación a través de la columna de perforación (DST) en el pozo Maximino-1. La prueba DST estableció un récord mundial de profundidad de agua para este

> Opción de control de la producción de arena. Para evitar que la arena fluya hacia el interior del pozo y a la vez se cree un abatimiento de presión suficiente para efectuar pruebas de pozos en el pozo Maximino-1 de PEMEX, situado en aguas ultra-profundas, el operador optó por escoger los cedazos (filtros) autónomos MeshRite y desplegarlos a lo largo del doble de la longitud del intervalo a evaluar. Esta longitud adicional del cedazo redujo la caída de presión a través del área del cedazo y esta distribución del área de flujo permitió al sistema evitar el flujo excesivo en cualquier punto específico. La presencia de dichos puntos genera puntos candentes. El filtro del cedazo se forma envol- viendo camadas de lana de acero inoxidable comprimido sobre el tubo de base perforado, que luego se cubre con un recubrimiento externo perforado. Esa configuración genera un área de flujo abierta del 40% y una permeabilidad al aire de más de 3 000 D.

19. Vallejo et al, referencia 15.20. Para obtener más información sobre el alcance de la

extensión productiva Jubilee a través del Atlántico Sur, consulte: Bryant I, Herbst N, Dailly P, Dribus JR, Fainstein R, Harvey N, McCoss A, Montaron B, Quirk D y Tapponnier P: “De cuenca a cuenca: La tectónica de placas en exploración,” Oilfield Review 24, no. 3 (Marzo de 2013): 38–58.

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tipo de prueba. El equipo de trabajo utilizó las lecciones aprendidas y los datos de evaluación de formaciones adquiridos durante la perforación de los tres pozos previos del área, Trion-1, Supremus-1 y PEP-1, para diseñar la prueba DST y definir sus objetivos.

Con el propósito de prevenir la producción de arena, los planificadores de pruebas de pozos necesitaban optimizar la presión diferencial. Para ello, utilizaron un estudio de manejo de la produc-ción de arena llevado a cabo por los especialistas en geomecánica de Schlumberger. Basado en los resultados de ese estudio, el equipo de trabajo escogió los cedazos (filtros) autónomos MeshRite (página anterior). A fin de abordar los problemas que podrían surgir cuando se hicieran fluir los fluidos de formación a la superficie a través de un tubo ascendente largo sumergido en una columna de agua de mar, se llevó a cabo un estudio de ase-guramiento del flujo para predecir y mitigar la formación potencial de hidratos. Los datos reco-lectados a partir de la prueba de formación efec-tuada a través de la columna de perforación fueron prioritarios para el reconocimiento de las reservas y el potencial de producción, pero tam-bién resultaron importantes para todos los inge-nieros geomecánicos, ingenieros de yacimientos, el personal de pruebas y operaciones con cable, y los ingenieros de PEMEX.

Los equipos de trabajo de terminaciones de pozos y de pruebas de pozos diseñaron la sarta de fondo de pozo y el grupo de operaciones estuvo a cargo de la coordinación entre ambos equipos. La prueba DST exitosa proporcionó a PEMEX datos suficientes para registrar las reservas. Incentivada por el éxito de estas operaciones interdisciplina-rias en circunstancias altamente desafiantes, ahora PEMEX está evaluando el resto de los acti-vos que posee en el cinturón plegado Perdido.

El futuro de las operaciones en aguas ultra-profundas: Remotas, desafiantes e integradasLos riesgos, complejidades y costos de trabajar en tirantes de agua de más de 1 500 m exigen esfuerzos coordinados y una comunicación fluida entre las diversas disciplinas técnicas que identifican las

áreas prospectivas y diseñan y perforan los pozos para confirmar las acumulaciones de hidrocarburos. Además de la necesidad de cuantificar las incer-tidumbres asociadas con los riesgos geológicos someros, los datos de los levantamientos sísmicos y la geología para cada uno de los pasos de la ope-ración, desde la perforación hasta la producción, los operadores que exploran en aguas ultra-pro-fundas se enfrentan al desafío adicional que plan-tea la naturaleza remota de estas áreas. Los materiales y el personal no pueden ser transporta-dos rápidamente hasta los equipos de perforación que se encuentran a cientos de kilómetros de la costa; por consiguiente, para garantizar el éxito tanto técnico como económico, las operaciones no deben ser demoradas por problemas de comunicación.

Cuando Tullow Oil plc propuso perforar un pozo de exploración a 150 km [93 mi] de la costa de la Guyana Francesa, debió abordar una verda-dera frontera petrolera en todo el sentido del término, ya que el país no contaba con la presen-cia de una industria petrolera establecida y la base de soporte se encontraba en la República de Trinidad y Tobago con cierto apoyo de Surinam. El operador estaba explorando en un área remota con tirantes de agua de 2 048 m [6 719 pies] para determinar si su gigante extensión productiva Jubilee, frente a la costa de África Occidental, podía rastrearse a través del Atlántico hasta la costa este de América del Sur.20

La complejidad del proyecto era aún mayor por el hecho de que no se disponía de datos de pozos vecinos ni de una cadena de suministro estable-cida, y el equipo de trabajo utilizaría un equipo de perforación recién fabricado y aún sin probar. Después de finalizar un diseño de pozo conceptual, la compañía escogió el modelo de negocios y ope-raciones del segmento Integrated Services (IS) de Schlumberger, que incluyó un gerente de proyec-tos de servicios integrados (ISPM). Los servicios integrados consistieron en servicios de perfora-ción direccional, MWD y LWD, adquisición de registros con cable, adquisición de registros de lodo, barrenas de perforación, lodo de perforación y terminación de pozos. El proyecto IS apalancó la presencia global de Schlumberger para obtener el

equipo y el personal necesarios y los permisos de importación, transporte y almacenamiento reque-ridos para los suministros petroleros.

El ISPM desempeñó sus funciones en la ofi-cina de operaciones de Tullow como soporte directo del superintendente de perforación de Tullow y trabajó en estrecha colaboración con el gerente de perforación de Ensco plc en Cayena, Guayana Francesa. El ISPM coordinó la planeación previa a la operación, los procesos de manejo de ries-gos y los plazos de entrega de equipos y personal. El proceso Project Readiness Assessment, consis-tente en un plan de personal y equipos y un registro de evaluación de riesgos para identificar los proble-mas o los desafíos que requerirían acciones de reme-diación, redujo la probabilidad de ocurrencia de incidentes imprevistos y el NPT asociado. Los exper-tos de un centro de soporte de operaciones com-partieron los datos en tiempo real con el equipo de trabajo en la localización y el personal de Tullow a través de Internet. Durante los momen-tos más desafiantes, el personal del centro incluyó expertos en barrenas, perforación, BHAs y fluidos. El proyecto alcanzó la profundidad objetivo del operador y encontró 72 m [236 pies] de zona productiva neta de petróleo en dos abani-cos de areniscas turbidíticas, lo que demostró que el análogo de la extensión productiva Jubilee a través del Atlántico era apropiado.

Muchos proyectos de aguas ultra-profundas, como el llevado a cabo por Tullow Oil en la Guyana Francesa, se encuentran en fronteras remotas y se caracterizan habitualmente por la escasa dispo-nibilidad de datos de pozos vecinos y la dificultad de los aspectos logísticos. Estos dos factores exa-cerban la complejidad y el riesgo potencial de los emprendimientos que son en sí complejos. Para manejarlos, los operadores y las compañías de ser-vicios no tienen otra opción que aceptar con agrado el trabajo de los equipos interdisciplinarios y esfor-zarse para lograr una comunicación fluida. —RvF

50 Oilfield Review

Bioturbación: La reelaboración de los sedimentos para bien o para mal

Los geólogos petroleros están interesados en la bioturbación porque la misma

revela indicios acerca del ambiente depositacional. Además, la bioturbación puede

destruir o mejorar la porosidad y la permeabilidad, y afectar, en consecuencia, la

calidad del yacimiento, los cálculos de las reservas y los componentes dinámicos

del flujo de fluidos.

Murray K. GingrasS. George PembertonUniversidad de AlbertaEdmonton, Alberta, Canadá

Michael SmithMaturín, Venezuela

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2014/2015: 26, no. 4.Copyright © 2015 Schlumberger.FMI es una marca de Schlumberger. Los sedimentos experimentan numerosas modifi-

caciones hasta convertirse en rocas generadoras (rocas madre), yacimientos y sellos que generan y contienen reservas petroleras. Los cambios que se producen entre la depositación y la litificación, a los que se alude colectivamente como “diagénesis,” incluyen los procesos de compactación, cementa-ción, disolución y recristalizatción.1 Pero antes de que ocurra cualquiera de estos procesos, existe otro que puede afectar considerablemente las propiedades de las rocas. Ni bien son depositados, los sedimentos pueden ser alterados por la bio-turbación: la perturbación de los sedimentos y el suelo por la actividad de los seres vivos.

La bioturbación es en general un proceso geo-lógico de pequeña escala pero potencialmente sig-nificativo que puede acaecer en cualquier lugar en el que habitan animales o se desarrolla vegetación y puede adoptar diversas formas, entre las que se encuentran el desplazamiento del suelo por las raíces de las plantas, los túneles generados por los animales excavadores y las huellas dejadas por los dinosaurios (próxima página).

El aspecto que reviste mayor interés para la industria del petróleo y el gas son los cambios ocasionados por los organismos que se encuen-tran activos en la interfaz existente entre el agua y los sedimentos en los ambientes marinos.

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

2. Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y sistemas petroleros Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.

> Expresiones superficiales de madrigueras excavadas por debajo de la superficie. A medida que la marea se retira en la Bahía de Vallay, en North Uist, Escocia, pequeños animales vermiformes excavan la arena limosa y blanda en busca de alimento. Reunidos en millares, forman túneles someros pero dejan residuos en la superficie (izquierda). En este ejemplo, las acumulaciones de materia fecal cubren una superficie de al menos 5 km2 [2 mi2] (derecha).

Oilfield ReviewAUTUMN 14Bioturbation Fig. 2ORAUT14-BIOT 2

Volumen 26, no.4 5151

Las actividades de estos organismos se limitan habitualmente a una profundidad de alrededor de un metro, pero pueden cubrir una superficie de decenas a cientos de kilómetros cuadrados. La comprensión de los comportamientos de estos ani-males ayuda a los geólogos a caracterizar las condi-ciones ambientales prevalecientes durante un intervalo de tiempo geológico breve: después de depositados los sedimentos, pero mientras aún se encuentran suficientemente blandos para deformarse.

Durante muchos años, la aplicación de los estudios de los procesos de bioturbación corres-pondió al ámbito de la geología de exploración: para la estimación de la paleobatimetría, la eva-luación del ambiente depositacional y la identifi-cación de superficies estratigráficas clave, todos aportes importantes para los modelos geológicos utilizados en la determinación de las rocas gene-radoras potenciales y la calidad del yacimiento, y

en el modelado de cuencas y sistemas petroleros.2 No obstante, recientemente, los geólogos han expandido la aplicación de la bioturbación para abordar los desafíos geológicos de la producción.

La actividad de los animales en los sedimen-tos altera la estratificación, crea trayectos para el flujo de fluidos, posibilita el intercambio de mine-rales y fluidos entre las capas sedimentarias, modifica la química de los fluidos intersticiales y agrega o remueve materia orgánica. Estos cambios pueden facilitar o impedir la movilidad de los flui-dos diagenéticos, incrementar o reducir la porosi-dad y la permeabilidad, y alterar la homogeneidad de la permeabilidad y la isotropía. El hecho de reconocer estos efectos e incluirlos en los modelos de simulación de yacimientos puede optimizar los pronósticos de producción y las operaciones de recuperación mejorada de petróleo.

Este artículo describe las formas en las que las actividades de los animales pueden afectar

los depósitos sedimentarios y se centra en las rocas yacimiento. Algunos ejemplos de formacio-nes tanto siliciclásticas como carbonatadas mues-tran cómo los geólogos utilizan esta información para inferir las condiciones ambientales anti-guas y caracterizar las propiedades de las forma-ciones actuales.

La vida inmediatamente por debajo de la superficieLos animales que habitan cerca de la interfaz existente entre el agua y los sedimentos a menudo dejan evidencias de sus estilos de vida. Por ejemplo, las expresiones superficiales de la bioturbación del subsuelo pueden ser discerni-das en la zona intermareal de una playa (página anterior). En este caso, miles de acumulaciones fecales ricas en contenido de arena salpican el piso de una bahía somera. Estas riberas de mate-ria fecal son producidas por criaturas vermifor-

> La bioturbación en la superficie y en el subsuelo. La bioturbación incluye las huellas de los animales y los túneles creados por los animales excavadores. Las fotografías de la madriguera de cangrejos (izquierda) y del hormiguero (centro) fueron tomadas en la zona supramareal (backshore) de playas de arena cercanas a Savannah, en Georgia, EUA. (Fotografías, cortesía de Murray K. Gingras.) La fotografía de la huella del dinosaurio (derecha) proviene del Parque Estatal de Dinosaurios de Connecticut, en EUA.

Oilfield ReviewAUTUMN 14 Bioturbation Fig. 1ORAUT14-BIOT 1

52 Oilfield Review

> Trazas, galerías y túneles. Los animales marinos que habitan en la interfaz existente entre los sedimentos y el agua, o cerca de ésta, dejan trazas de diversas formas, tamaños y complejidad. (Adaptado de Gingras et al, referencia 3.)


> Trazas asociadas con el comportamiento de los animales. Los icnólogos interpretan las trazas para indicar las actividades de los animales, tales como actividades de escape, morada, reptación, alimentación y cultivo, entre otras. Las trazas pueden constituir variaciones o combinaciones de estas actividades. Los comportamientos se asocian de un modo general con ambientes depositacionales de mayor energía (extremo superior) y de menor energía (extremo inferior) y pueden ser considerados un continuo. Una variedad de especies puede producir estructuras similares si sus actividades son similares. Una sola especie puede generar varios tipos de trazas si ejecuta actividades diferentes y las trazas pueden variar si tienen lugar en diferentes sustratos. (Adaptado de Gingras et al, referencia 3.)

Oilfield ReviewAUTUMN 14Bioturbation Fig. 5ORAUT14-BIOT 5

Huellas de escape (Fugichnia)

Pistas de reptación (Repichnia)

Pistas de nutrición (Pascichnia)

Galerías de alimentación (Fodichnia)

Huellas de cultivo (Agrichnia)

Galerías de morada (Domichnia)

Hábitats dinámicos de mayor energía

Hábitats estables de menor energía

Volumen 26, no.4 53

mes excavadoras que ingieren el sedimento a granel, asimilan los nutrientes y excretan los gra-nos de roca no digeribles. Las excavaciones que realizan en el subsuelo pueden tener decenas de centímetros de profundidad y una asociación o comunidad de estos organismos puede afectar un área de varios kilómetros cuadrados.

La infauna, es decir los animales que habitan en los sedimentos tales como almejas, gusanos tubícolas, cangrejos y camarones, puede alterar los sedimentos de distintas maneras (página ante-rior, arriba). Y puede formar túneles tubulares y galerías de inclinación variable. Estas excavaciones pueden ser orificios someros, simples, sin revestir, o poseer paredes compactas, estar revestidas con material contrastante o tener múltiples aberturas. Y pueden permanecer abiertas durante un cierto período de tiempo, colapsar o ser rellenadas de inmediato con sedimentos similares o sedimentos contrastantes (derecha). Los túneles en sedimen-tos levemente consolidados tienen más probabili-dades de permanecer abiertos que los existentes en sedimentos más blandos.

Cierta actividad infaunal puede producir la mezcla total de un volumen de sedimentos, pero sin dejar trazas detectables. Por ejemplo, los ani-males que se alimentan en sedimentos estratifi-cados pueden perturbar el sustrato de manera tan completa que la estratificación deja de ser visible y hace que los sedimentos parezcan un intervalo macizo y homogéneo.

Los animales acuáticos que viven en la super-ficie de los sedimentos, la epifauna, también pueden dejar trazas de su actividad. Si bien estos animales —mejillones, estrellas de mar, lengua-dos y algunos cangrejos— pueden no excavar o modificar los sedimentos considerablemente, sí pueden dejar evidencias en la forma de surcos y otras pistas.

En el registro de las rocas, la bioturbación se manifiesta principalmente como trazas fosiliza-das de la actividad de los animales: huellas fosili-zadas, pistas, excavaciones, moradas o productos de desecho. El estudio de estas trazas corres-ponde al campo de la icnología. Esta especialidad se enfoca en el uso de trazas fósiles, o icnofósiles, para descifrar los aspectos paleoecológicos de los ambientes sedimentarios. Los tipos, número y variedad de trazas pueden ayudar a los geólogos a

determinar ciertos aspectos del ambiente deposi-tacional, tales como si los sedimentos fueron depositados en forma rápida o lenta o en aguas marinas o no marinas, someras o profundas.

Según la interpretación, los icnofósiles se relacionan con las estrategias de supervivencia de los animales, asociadas con las condiciones sedimentarias y ambientales, y difieren de los fósiles corporales por el hecho de que represen-tan un comportamiento o una actividad, no un organismo particular. Sólo en raras ocasiones, tal como en el caso de las huellas de los dinosaurios, los icnólogos pueden identificar la especie ani-mal que generó un icnofósil, sino que, en cambio,

tratan de deducir qué estaba haciendo el animal cuando generó la traza.

Mediante el estudio de las trazas fósiles, los icnólogos identificaron diversos tipos de compor-tamiento animal, incluidos los comportamientos de nutrición, morada, escape, descanso, repta-ción, nutrición y cultivo (página anterior, abajo).3 Dependiendo de la actividad, pueden encontrarse trazas asociadas en la superficie del sedimento —que finalmente se convierte en la interfaz entre dos capas— o dentro de una capa de sedimentos. Los icnólogos utilizan las evidencias de estos comportamientos para caracterizar el paleoam-biente de una capa de roca.

> Relleno contrastante. Esta excavación efectuada en un sedimento de grano fino ha sido rellenada con material de grano grueso. Se interpreta que esta traza en forma de U es la galería de morada de un anélido o de un crustáceo de un ambiente de llanura de marea arenosa o inframareal de baja energía. (Fotografía, copyright de S. George Pemberton.)


3 cm3. Gingras MK, Bann KL, MacEachern JA y Pemberton

SG: “A Conceptual Framework for the Application of Trace Fossils,” en MacEachern JA, Bann KL, Gingras MK y Pemberton SG (eds): Applied Ichnology. Tulsa: Society for Sedimentary Geology, Short Course Notes 52 (2009): 1–26.

Para clasificar estas trazas fósiles según su comportamiento, se utilizan sus designaciones en idioma latín: fodichnia, domichnia, fugichnia, cubichnia, repichnia, pascichnia y agrichnia.

54 Oilfield Review

Una forma básica de interpretar las rocas sedimentarias consiste en dividirlas en tres tipos principales de sedimentos litificados: no excava-dos, excavados y macizos (arriba).4 La clasifica-ción de estos tipos sirve como punto de partida

para interpretar las condiciones depositaciona-les en las cuales se formaron dichos sedimentos.

No excavados: Los sedimentos relativamente inalterados, tales como aquéllos cuya estratifica-ción original se mantiene intacta y con poca o

ninguna evidencia de bioturbación, normalmente se asignan a uno o más de los siguientes ambien-tes depositacionales:• agua dulce, en la que existen pocos organismos

que excavan profundamente


ExcavadasNo excavadaso laminadas

Moteadaso macizas

Bajas tasas de sedimentacióny buenos recursos alimenticios

Icnofósilesgrandes

y diversos

Icnofósilesgrandes

y diversos

Moderadas a escasas,distribución uniforme

Altas tasas de sedimentación,buenos recursos alimenticios y

condiciones en general consistentes

Grandes ydiversos

Pequeños

Zona inframareal inferior

Bahías o deltas. Raramente,barras de meandro

Moderadas a escasasDistribución esporádica Laminadas a mezcladas

Sedimentación por episodiosdominada (temporariamente) porprocesos climáticos favorables

Altas tasas desedimentación y condicionesdepositacionales variables

Bahía en reposo o laguna, posiblemente llanura de marea

Plataformamarina interna

Estratificación conbioturbación crípticaverdadera

Estratificacióncruzada

Laminares

Laminadas

Bahía lacustre en reposoo ambiente marino profundo

Fluvial, fluvio -lacustre o deltaico

Salto hidráulicodescendente

Flujo de sedimentos poracción de la gravedad

Probablemente marino somero o marino marginal

Probablemente llanura intermareal de grano fino de plataforma interna con rango mareal bajo o (menos probable) lacustre somero

Bahía abierta,prodelta distal

Delta con influenciafluvial, bahía restringidao estuario

Distribución unimodalde granos, falta de

diversidad mineralógicade granos

Contactos deestratificación moldeados

por sepultamientoy abundantes detritos

orgánicos

Deformaciónpenecontemporánea

observada en asociacióncon medios macizos

Contactos excavados enel tope o la base de

sedimentos macizos oexcavaciones vestigiales

localmente evidentes

o

o

o Arena

Lodo

Aren

a

Lodo

Grandes ydiversos

Pequeños

Prodelta proximal o complejo de frente deltaico y desembocadura de bahía

Estuario interno,canal de marea

Grandes ydiversos

Pequeños

o

Agua dulce

Agotamientode oxígeno

o

o

Alta tasa desedimentación

Agua dulce

Agua dulce

Alta tasa desedimentación

Mo m

Excavadas demanera generalizada

> Interpretación de las condiciones depositacionales a partir de texturas de bioturbación. La clasificación de las texturas sedimentarias en tres tipos —no excavadas o laminadas, excavadas, y moteadas o macizas— ayuda a los icnólogos a inferir el ambiente depositacional. (Adaptado de Gingras et al, referencia 3.)

4. Gingras et al, referencia 3.5. Buatois LA y Mángano MG: “Animal-Substrate

Interaction in Freshwater Environments: Applications of Ichnology in Facies and Sequence Stratigraphic Analysis of Fluvio-Lacustrine Successions,” en McIlroy D (ed): The Application of Ichnology to Palaeoenvironmental and Stratigraphic Analysis. Londres: The Geological Society, Special Publication 228 (2004): 311–333.

6. Hickey JJ y Henk B: “Lithofacies Summary of the Mississippian Barnett Shale, Mitchell 2 T.P. Sims Well, Wise County, Texas,” AAPG Bulletin 91, no. 4 (Abril de 2007): 437–443.

Loucks RG y Ruppel SC: “Mississippian Barnett Shale: Lithofacies and Depositional Setting of a Deep-Water Shale-Gas Succession in the Fort Worth Basin, Texas,” AAPG Bulletin 91, no. 4 (Abril de 2007): 579–601.

O’Brien NR: “The Effects of Bioturbation on the Fabric of Shale,” Journal of Sedimentary Petrology 57, no. 3 (Mayo de 1987): 449–455.

7. Taylor AM y Goldring R: “Description and Analysis of Bioturbation and Ichnofabric,” Journal of the Geological Society 150, no. 1 (Febrero de 1993): 141–148.

8. Un episodio de colonización se produce cuando una o más especies se expanden a una nueva área.

9. Pemberton SG, MacEachern JA, Gingras MK y Saunders TDA: “Biogenic Chaos: Cryptobioturbation and the Work of Sedimentologically Friendly Organisms,” Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology 270, no. 3–4 (15 de diciembre de 2008): 273–279.

10. Gingras et al, referencia 3.

Volumen 26, no.4 55

• ambientes anóxicos (pobremente oxigenados)• sedimentos en constante migración en el fondo

marino• altas tasas de sedimentación• localizaciones áridas o congeladas.

Los sedimentos arenosos no excavados indican normalmente procesos de depositación en agua dulce o sedimentación migratoria. Sin embargo, muchos ambientes continentales exhiben trazas fósiles.5 Generalmente se interpreta que los sedi-mentos laminados de grano fino no excavados, ricos en contenido de arcilla y limo, provienen de procesos de sedimentación en agua dulce o en con-diciones anóxicas, aunque las tasas de sedimenta-ción altas pueden arrojar el mismo resultado. Muchas rocas generadoras ricas en contenido orgánico, algunas de las cuales constituyen los objetivos de las extensiones productivas de lutitas gasíferas y petrolíferas compactas, constituyen ejemplos de sedimentos de grano fino depositados en ambientes con bajo suministro de oxígeno. Dado que dichos ambientes depositacionales no acogen muchos animales, los sedimentos pueden exhibir estratificación y granos de arcilla ordena-dos y mostrar escasa o nula bioturbación.6

Excavados: La clasificación de los medios exca-vados se basa en la distribución de los icnofósiles y en las características —principalmente tamaño y diversidad— de las agrupaciones icnológicas. Los icnólogos han desarrollado un índice de bio-turbación (BI) para describir el grado de bioturba-ción de los sedimentos.7 El índice clasifica, en una escala de cero a seis, la abundancia de las trazas y el grado de superposición de las trazas (derecha, extremo superior). El BI se relaciona con la dura-ción de los episodios de colonización y, a través de los mismos, con las tasas de sedimentación.8

Los sedimentos excavados de manera intensa o completa constituyen evidencias tanto de una biomasa infaunal significativa como de condicio-nes de acumulación lenta de sedimentos. La bio-turbación moderada a escasa, caracterizada por la presencia de trazas fósiles distribuidas de manera uniforme, indica una biomasa infaunal menos significativa y una tasa de sedimentación más alta. El tamaño y la diversidad de los icnofósi-les en los medios excavados reflejan los aspectos químicos de las aguas depositacionales. Por ejem-plo, en los depósitos marinos, las trazas fósiles grandes son indicativas de un alto contenido de oxígeno disuelto y de una salinidad marina estable. La preponderancia de trazas fósiles pequeñas sugiere la presencia de ambientes con estrés por salinidad o estrés oxidativo. La alta diversidad de tipos de fósiles se relaciona con el contenido de oxígeno y la salinidad y además indica la presen-cia de abundantes nutrientes.

Macizos: Los sedimentos cuya textura parece maciza, u homogénea, pueden tener su origen en cualquiera de las siguientes condiciones:• falta de variación suficiente del tamaño de grano

para definir la laminación sedimentaria• tasa de sedimentación tan alta que no se pro-

duce segregación granulométrica• mezcla mecánica resultante de la deformación

de los sedimentos blandos durante los procesos de flujo dominados por la gravedad

• altos grados de agitación biogénica.Sólo la última de estas condiciones es causada

por la bioturbación y su reconocimiento no siem-pre es fácil porque la roca puede parecer homogé-

nea (abajo).9 Por consiguiente, se la denomina criptobioturbación o bioturbación críptica. La tex-tura homogénea es causada por la reelaboración rápida de los sedimentos por los organismos en busca de nutrientes. La obliteración completa de la estratificación es el grado más alto de cripto-bioturbación; la estratificación puede estar pertur-bada en menor grado y, sin embargo, encontrarse bioturbada. La criptobioturbación en la arena indica generalmente un ambiente depositacional marino, pero en los sedimentos de grano fino puede ser producida en ambientes marinos o en ambientes de agua dulce.10

> Índice de bioturbación. El índice de bioturbación es un esquema para cuantificar el grado de bioturbación de los sedimentos. El índice clasifica la abundancia de las trazas y la consiguiente pérdida de la estructura sedimentaria primaria (Adaptado de Taylor y Goldring, referencia 7.)


Índice debioturbación

0

1

2

3

4

5

6

Porcentajebioturbado

31 a 60

61 a 90

91 a 99

100

5 a 30

1 a 4

0

Clasificación

Escasa bioturbación, estratificación característica y pocas trazas discretas o estructuras de escape

Baja bioturbación, estratificación característica, baja densidad de trazas y estructuras de escape a menudo comunes

Alta bioturbación, límites de estratificación indistintos y alta densidad de trazas con superposición común

Intensa bioturbación, estratificación completamente perturbada (apenasvisible), reelaboración limitada y excavaciones posteriores discretas

Bioturbación completa y reelaboración de sedimentos debida a la superposición reiterada de deformaciones

Moderada bioturbación, límites de estratificación netos, trazas discretas y superposición escasa

Sin bioturbación

> Bioturbación críptica. Cierta actividad biogénica no deja trazas características, sino que produce una disrupción sutil generalizada de la estructura sedimentaria original. En un núcleo derivado de un afloramiento del miembro Ferron Sandstone de edad Cretácico, en Utah, EUA (izquierda), la bioturbación es extensiva, pero existe cierta estratificación que se mantiene intacta. La bioturbación críptica observada en un núcleo de un pozo de la formación Mirador de edad Eoceno en Colombia (centro) ha destruido gran parte de la estratificación original. En un núcleo de un pozo del campo Bruce de edad Jurásico Medio, situado en el Mar del Norte (derecha), ha borrado todo signo de estratificación. (Adaptado de Pemberton et al, referencia 9.)

3 cm 3 cm


56 Oilfield Review

Interpretación estratigráfica secuencialA través de la estratigrafía secuencial, los geólo-gos identifican secuencias o depósitos sedimen-tarios limitados por discordancias, que son superficies caracterizadas por la erosión, la falta de depositación o los cambios abruptos del ambiente depositacional. La identificación de las superficies de discontinuidad clave y su correlación con los datos de pozos y de levantamientos sísmicos consti-tuyen la base del método estratigráfico secuencial. Para crear una interpretación integrada, los geó-logos utilizan trazas fósiles además del análisis sedimentológico y mediciones derivadas de núcleos y registros de pozos, para caracterizar los sedimen-tos presentes en cada secuencia e identificar las superficies depositacionales y las discontinuidades que separan las secuencias sedimentarias.

Un factor importante en la distribución de los organismos es la superficie en la que habitan.11 Los icnólogos caracterizan los ambientes de las superficies sedimentarias de acuerdo con la con-sistencia de los sustratos y han desarrollado una clasificación de tipos de superficies en términos de solidez:• sustratos sopa: esteatitas saturadas de agua• sustratos blandos: sedimentos lodosos con cierta

deshidratación• sustratos sueltos: arenosos• sustratos sólidos: estabilizados• sustratos firmes: deshidratados y compactados• sustratos duros: litificados.

Sólo con la solidez adecuada, estos medios tie-nen posibilidades de sustentar las trazas que pueden ser preservadas en el registro fósil. Por consiguiente, los icnofósiles sólo son discernibles normalmente en las superficies de sustratos sólidos y sustratos firmes (si bien las excavaciones rellenadas y reves-

> Imagen de la pared de un pozo de Orinoco. Un rasgo observado en una imagen FMI (izquierda) puede ser interpretado (centro) como una excavación en forma de U. Una fotografía de un núcleo no relacionado (derecha) muestra una excavación de este tipo (un icnofósil denominado Arenicolites) que puede estar presente en la imagen FMI. Las líneas verdes representan el echado estructural de la formación; las líneas amarillas corresponden a fracturas. (Fotografía, cortesía de S. George Pemberton.)

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> Imagen de la pared de un pozo con posible bioturbación. La imagen FMI (izquierda) exhibe rasgos de alta resistividad (colores claros) que pueden ser interpretados (centro) como excavaciones que se asemejan al icnofósil Thalassinoides (derecha) en un núcleo no relacionado. Las estructuras se clasifican como excavaciones de tipo galerías de morada y de alimentación de un crustáceo alimentador de depósito que habita en ambientes inframareales (shoreface) inferiores a marinos. (Fotografía, copyright de S. George Pemberton.)


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11. La granulometría, el contenido orgánico, la energía local y la cohesión de los sedimentos son otros de los factores que pueden incidir en los patrones de colonización.

Pemberton SG, MacEachern JA y Saunders T: “Stratigraphic Applications of Substrate-Specific Ichnofacies: Delineating Discontinuities in the Rock Record,” en McIlroy D (ed): The Application of Ichnology to Palaeoenvironmental and Stratigraphic Analysis. Londres: The Geological Society, Special Publication 228 (2004): 29–62.

Taylor and Goldring, referencia 7.12. Pemberton et al, referencia 11.13. Taylor AM y Gawthorpe RL: “Application of Sequence

Stratigraphy and Trace Fossil Analysis to Reservoir Description: Examples from the Jurassic of the North Sea,” en Parker JR (ed): Petroleum Geology of Northwest Europe: Actas de la 4ta Conferencia. Londres: The Geological Society (1993): 317–335.

Buatois y Mángano, referencia 5. Pemberton et al, referencia 11. MacEachern JA, Pemberton SG, Gingras MK, Bann

KL y Dafoe LT: “Uses of Trace Fossils in Genetic Stratigraphy,” en Miller W III (ed): Trace Fossils: Concepts, Problems, Prospects. Ámsterdam: Elsevier (2007): 110–134.

Volumen 26, no.4 57

tidas pueden ser discernibles en sustratos blan-dos); las superficies de los sustratos duros son demasiado duras para que puedan ser penetradas por la mayoría de los organismos. Los sustratos fir-mes de ambientes marinos pueden resultar atrac-tivos para la colonización de animales. Su firmeza ofrece protección para los animales y estos sustra-tos tienden a tener lugar en áreas de acumulación lenta de sedimentos; además, los sedimentos fir-mes no requieren el mantenimiento constante de las excavaciones. No obstante, para que una super-ficie sea firme y al mismo tiempo se pueble, debe haber sido depositada, deshidratada y levemente compactada antes de poder actuar como hábitat. En los ambientes clásticos, estos requerimientos a menudo se asocian con los sustratos exhumados por la erosión, y las superficies resultantes corres-ponden a discontinuidades erosivas.12 La identifica-ción de las discontinuidades erosivas es importante porque forma las superficies de discontinuidad de las secuencias sedimentarias.

Los geólogos han incorporado la información icnológica en estudios estratigráficos secuencia-les de una amplia variedad de ambientes, inclui-das las secuencias marinas de edad Jurásico del Mar del Norte, las facies fluvio-lacustres Pérmicas de Argentina, los carbonatos Jurásicos de Arabia Saudita y las secuencias marinas de edad Cretácico de Canadá.13 La mayoría de este tipo de estudios utiliza los icnofósiles identificados en afloramientos y núcleos, pero las indicaciones visuales de la bio-turbación pueden provenir de registros de pozos.

Imágenes de los icnofósilesSi son suficientemente grandes y se encuentran rellenas con material que posee una resistividad con un suficiente contraste con respecto al de la roca hospedadora, las excavaciones y otras trazas pueden aparecer en las imágenes de resistividad de las paredes de los pozos. Algunos ejemplos de imágenes de resistividad de las paredes de los pozos perforados en las formaciones clásticas de la faja de petróleo pesado del Orinoco, en Venezuela, muestran un abanico de rasgos que pueden ser interpretados como evidencias de bioturbación.

En esa región, una compañía operadora está desarrollando un campo de petróleo pesado con múltiples pozos horizontales y desea posicionar los pozos en las mejores arenas prospectivas. Con este propósito, se encargó la ejecución de un estudio integrado que combinó análisis litoestratigráfi-cos, bioestratigráficos, sedimentológicos y petro-físicos de datos de núcleos y registros de las cuatro unidades principales del yacimiento para generar un modelo depositacional. El modelo ayudó a los geólogos a identificar las localizacio-

nes y las orientaciones de las arenas de canales apilados y planificar la ejecución de pozos de desarrollo con mayor confiabilidad.

En muchos casos, las excavaciones existentes en intervalos arcillosos de baja resistividad fueron rellenadas con sedimentos resistivos. Un registro adquirido con el generador de imágenes microeléc-tricas de cobertura total FMI de una de las forma-ciones más profundas, reveló la existencia de una capa de baja resistividad con una gran excava-ción en forma de U rellena con material resistivo (página anterior, arriba). Este icnofósil se asocia generalmente con ambientes inframareales de baja energía o llanuras de marea arenosas. En el mismo pozo, una imagen de una formación más somera

mostró rasgos circulares que podrían ser interpreta-dos como cortes en sección transversal mediante excavaciones orientadas en sentido horizontal. Los rasgos de alta resistividad se observaron en una capa de baja resistividad, cerca de su interfaz con una capa resistiva suprayacente (página ante-rior, abajo). Este tipo de excavación es común en ambientes inframareales inferiores a ambientes de plataforma.

En las imágenes FMI de este campo, también pueden verse posibles icnofósiles que exhiben el contraste de resistividad opuesto. En un pozo diferente, los geólogos identificaron una excava-ción cónica de baja resistividad en un intervalo estratificado de resistividad más alta (abajo).

> Rasgo cónico de baja resistividad. Una imagen FMI (izquierda) de un pozo de Venezuela exhibe una estructura cónica de baja resistividad (oscuro) (centro) que se asemeja al icnofósil de excavación vertical Rosselia (derecha), si bien las escalas son completamente diferentes. Este tipo de icnofósil corresponde a una excavación de una sola entrada, orientada en sentido vertical, con una abertura que se expande para adoptar una forma de embudo. Generalmente, estas excavaciones son rellenadas con sedimentos de granos más finos que los de la capa hospedadora. Se trata de excavaciones de tipo galerías de alimentación o de morada de alimentadores de depósito y son indicadores de ambientes inframareales inferiores a completamente marinos. Las líneas amarillas representan el echado de la formación; las líneas azules pueden ser superficies de inundación. (Fotografía, copyright de S. George Pemberton.)


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Este tipo de icnofósiles corresponde a excavacio-nes de una sola entrada con una abertura que se expande para adoptar una forma de embudo, que normalmente son rellenadas con sedimentos de granos más finos que los de la capa hospedadora. Se trata de excavaciones de tipo galerías de ali-mentación o de morada y son indicadores de ambientes inframareales inferiores a ambientes de plataforma proximal.

Si bien la identificación de estos icnofósiles no dirigió la interpretación de las secuencias depositacionales, sí corroboró el análisis de las propiedades litoestratigráficas, bioestratigráfi-cas, sedimentológicas y petrofísicas derivadas de los datos de núcleos y registros, lo que reforzó la interpretación integrada. Los geólogos pudieron identificar las superficies de inundación máxi-

mas y correlacionarlas entre los pozos del campo y además lograron extender esta interpretación a los campos vecinos.

En las últimas décadas, los geólogos de las compañías petroleras han utilizado los datos apor-tados por las trazas fósiles principalmente en las campañas de exploración y desarrollo, tales como las del ejemplo del Orinoco. Y recientemente, han comenzado a incorporar esta información en los estudios relacionados con la producción.

Efectos de la bioturbación en la producciónLa bioturbación puede destruir o mejorar la per-meabilidad. Los geólogos generalmente consideran que la bioturbación es perjudicial para la permea-bilidad; la agitación biogénica tiende a anular el proceso de selección de granos y la redistribución de los granos de arcilla fina puede reducir la per-meabilidad general de los medios estratificados. No obstante, las evidencias existentes en suelos y sedimentos recientes indican que en algunos casos la bioturbación mejora la porosidad y la per-meabilidad mediante la creación de nuevos trayec-tos para el movimiento de fluidos.

La porosidad y la permeabilidad se incremen-tan cuando los orificios excavados en sustratos fir-mes son rellenados con sedimentos contrastantes, usualmente de grano grueso.14 Estos icnofósiles pueden agregar porosidad y permeabilidad a una matriz que, de otro modo, sería impermeable y de baja porosidad. Si las excavaciones se encuentran alineadas —muchas se orientan en sentido verti-cal— la permeabilidad resultante es anisotrópica: mayor en la dirección vertical que en cualquier dirección horizontal. En ciertos casos, las excava-ciones constituyen la porosidad y la permeabilidad del yacimiento. En otros, pueden ser rellenadas con material que luego se vuelve impermeable. Incluso en otros casos, la permeabilidad mejo-rada se encuentra en una zona diagenética que rodea a la excavación.

Si no se detecta o se ignora la presencia de una porosidad modificada biogénicamente, pue-den producirse errores en las estimaciones de las reservas de hidrocarburos; si las excavaciones se encuentran rellenas con material de alta porosi-dad, los cálculos de las reservas en los que no se las tomen en cuenta serán demasiado bajos y si las excavaciones son compactas, los cálculos de las reservas podrían ser demasiado altos. La iden-tificación y la cuantificación de los efectos de la permeabilidad mejorada en zonas prospectivas son cruciales para el éxito de las operaciones de terminación de pozos y la precisión de las simula-ciones de la producción.

Los investigadores de la Universidad de Alberta en Edmonton, Canadá, han estudiado los efectos de la bioturbación en la permeabilidad y la porosi-dad.15 Y han observado los mayores efectos cuando las excavaciones en sustratos firmes deshidratados son rellenadas con sedimentos de granos gruesos (izquierda). Este tipo de excavación puede alcan-zar densidades areales de 2 500 excavaciones/m2 [250 excavaciones/pie2]. Los efectos sobre la per-meabilidad dependen de la conectividad de las excavaciones, la profundidad de penetración y el contraste de permeabilidad entre el relleno matri-cial y el relleno de la excavación. La zona con per-meabilidad mejorada puede exhibir un espesor de hasta 3 m [10 pies] y en general se limita a super-ficies de 1 km2 [0,4 mi2 ]. Capas con este tipo de bioturbación han sido reconocidas en diversos campos petroleros.

El campo petrolero Ghawar de Arabia Saudita, el más grande del mundo, es uno de estos ejemplos. El petróleo se encuentra contenido en las rocas car-bonatadas de la formación Arab-D de edad Jurásico. Mediante la adquisición de registros de produc-ción, se ha detectado la presencia de zonas delgadas, de permeabilidad súper alta, denominadas zonas “súper k” que aportan una gran proporción del flujo total. En algunas de las zonas súper k, la permeabi-lidad parece relacionarse con las fallas y las fractu-ras, en tanto que en otras, la alta permeabilidad se atribuye a la dolomitización y la lixiviación.16

Los geólogos de la Universidad de Alberta examinaron los núcleos de una capa súper k y observaron la presencia de una superficie geoló-gica de permeabilidad mejorada por las excava-ciones, a raíz de lo cual plantearon la hipótesis de que la superficie se había desarrollado cuando una capa de calcita micrítica de baja porosidad y sustrato firme quedó expuesta durante la erosión regional producida durante un período de ascenso del nivel del mar (próxima página). Los organis-mos epifaunales excavaron orificios de alrededor de 1 a 2 cm [0,4 a 0,8 pulgadas] de diámetro que penetraron hasta 2 m [7 pies] por debajo de la superficie. Muchas excavaciones se rellenaron con dolomía sucrósica, que es más porosa y per-meable que la matriz micrítica. Las mediciones obtenidas con el medidor de flujo indican que en algunos pozos, el 70% de la producción proviene de esta sola unidad.

Si bien la alta permeabilidad de esta capa es beneficiosa para la producción de petróleo, tam-bién puede plantear dificultades cuando se rellena con agua proveniente del acuífero subyacente. Las excavaciones pueden actuar como trayectos

>Mejoramiento de la permeabilidad. Las excavaciones rellenas con sedimentos de grano grueso generan canales de alta permeabilidad en la roca hospedadora de grano fino y baja permeabilidad. Las excavaciones de este tipo, denominadas Glossifungites, pueden tener densidades poblacionales de hasta 2 500 excavaciones/m2 [250 excavaciones/pie2]. (Fotografía, copyright de S. George Pemberton.)


3 cm

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para una parte del volumen de 1 millón de m3 [6 millones de bbl] de agua que se producen dia-riamente en los pozos del campo Ghawar.

En ciertos casos, si bien puede haber excava-ciones presentes, éstas no agregan porosidad efectiva. Un ejemplo de este fenómeno es el de la formación Natih de Omán, que fue depositada en una plataforma carbonatada marina somera de edad Cretácico medio.17 El miembro E de la for-mación Natih corresponde a un yacimiento de petróleo pesado del campo Al Ghubar y para el año 2003 había producido menos del 5% de su petróleo originalmente en sitio. En las estimaciones origi-nales de las reservas se incorporaron porosidades oscilantes entre 20% y 45% derivadas de los regis-tros de porosidad y neutrón. Para determinar las causas del desempeño deficiente de la producción, los geólogos e ingenieros escrudiñaron las medicio-nes de porosidad derivadas de núcleos y registros.

14. Pemberton SG y Gingras MK: “Classification and Characterizations of Biogenically Enhanced Permeability,” AAPG Bulletin 89, no. 11 (Noviembre de 2005): 1493–1517.

15. Pemberton y Gingras, referencia 14.16. Para obtener más información sobre la dolomitización,

consulte: Al-Awadi M, Clark WJ, Moore WR, Herron M, Zhang T, Zhao W, Hurley N, Kho D, Montaron B y Sadooni F: “La dolomita: Aspectos de un mineral desconcertante,” Oilfield Review 21, no. 3 (Marzo de 2010): 32–45.

17. Smith LB, Eberli GP, Masaferro JL y Al-Dhahab S: “Discrimination of Effective from Ineffective Porosity in Heterogeneous Cretaceous Carbonates, Al Ghubar Field, Oman,” AAPG Bulletin 87, no. 9 (Septiembre de 2003): 1509–1529.

El análisis de secciones delgadas de los diver-sos tipos de rocas carbonatadas penetradas por un núcleo de 60 m [200 pies] reveló cinco tipos de porosidad, de los cuales cuatro pueden ser inefectivos, lo que significa que no contribuyen a la producción. El tipo de porosidad efectiva —porosidad entre partículas mejorada por disolu-ción— genera intervalos prospectivos efectivos en la facies de caliza granular (grainstone), que componen el 20% del espesor total del yacimiento Natih E. En ciertas zonas, la lixiviación del cemento ha dejado las calizas granulares con los granos de carbonato ligados entre sí sólo por el petróleo viscoso.

> Desarrollo de una capa súper k en el campo Ghawar de Arabia Saudita. Los geólogos consideran que la súper permeabilidad del intervalo Arab-D de edad Jurásico se desarrolló cuando la erosión regionalmente extensiva expuso un terreno firme de calcita micrítica de baja porosidad (A). Los crustáceos colonizaron este sedimento firme y generaron una densa red de excavaciones (B). Las excavaciones se rellenaron con dolomía sucrósica detrítica (C), que es más porosa y permeable que la calcita micrítica que contiene las excavaciones. El petróleo (dorado) fluye libremente a través de la capa súper k (D). (Adaptado de Pemberton y Gingras, referencia 14.)

A B C D A B C D A B C D A B C D

60 Oilfield Review

El 80% restante del yacimiento Natih E con-tiene caliza granular lodosa (packstone) y caliza lodosa (wackestone), que exhiben los otros cua-tro tipos de porosidad mayormente inefectivos. Estas rocas poseen abundantes excavaciones de 0,5 a 2,0 cm [0,2 a 0,8 pulgadas] rellenas con cali-zas granulares parcialmente dolomitizadas, que generan porosidad entre partículas. Los rellenos de las excavaciones componen entre el 10% y el 50% del volumen de roca. Sin embargo, las excava-ciones no se encuentran suficientemente conec-

tadas como para producir cantidades significativas de petróleo. De un modo similar, en este yacimiento, los otros tipos de porosidad —microporosidad, porosidad móldica y porosidad intragranular— no son efectivos. Lamentablemente, los registros de porosidad-neutrón y densidad no distinguen la poro-sidad efectiva de la porosidad inefectiva, lo que genera imprecisión en el cálculo de las reservas.

Para determinar si otros registros resultarían más adecuados para evaluar la permeabilidad y la porosidad efectiva, los geólogos correlacionaron

los tipos de rocas y poros identificados en el núcleo con otras respuestas de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable; primero, ajustaron las respuestas de rayos gamma deriva-das del núcleo con las lecturas de rayos gamma derivadas de los registros. De los registros de pozos disponibles —rayos gamma, resistividad, sónico, porosidad-densidad y porosidad-neutrón— sólo los registros de resistividad mostraron correlacio-nes claras con la permeabilidad derivada de las muestras de núcleos pequeños (abajo).

> Registros de pozos y datos de núcleos obtenidos en el miembro E de la formación Natih del campo Al Ghubar en Omán. El desempeño deficiente del yacimiento condujo a los geólogos a reevaluar las mediciones derivadas de los registros y los núcleos para determinar los mejores indicadores de permeabilidad y porosidad efectiva. Sólo los registros de resistividad profunda (carril 7) y de la diferencia entre la resistividad intermedia y la resistividad profunda (carril 8) mostraron correlaciones claras con la permeabilidad derivada de las muestras de núcleos (carril 6). Las zonas de alta permeabilidad se indican con sombreado amarillo. (Adaptado de Smith et al, referencia 17.)


Rayos gamma

Tope delyacimiento

Contactoagua-petróleo

Porosidad-densidadºAPI %

0 025 50 50 40 30 20 10

Porosidad-neutrón%

050 40 30 20 10

Porosidad sónica%

050 40 30 20 10

Porosidad derivadade muestras

de núcleo%

050 40 30 20 10

Permeabilidadderivada de muestras

de núcleoResistividad

profunda

Resistividadprofundamenos

Resistividadintermedia

mD ohm.m10 0000,1 10 0000,1

ohm.m10 0000,175

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Las zonas de alta permeabilidad impregnadas de petróleo observadas en los núcleos se correla-cionan con los intervalos que exhiben valores altos de resistividad profunda. Estas zonas corresponden además a la separación entre las curvas de resistividad media y resistividad pro-funda, lo cual indica la invasión del fluido de per-foración en la formación, que ocurre sólo en las unidades permeables. Las curvas de resistividad muestran poca o ninguna separación en las capas de caliza lodosa excavadas, lo que indica baja permeabilidad y porosidad inefectiva.

Los resultados del estudio indican que, dado que las calizas granulares que poseen porosidad entre partículas conforman sólo un 20% del espe-sor total del intervalo poroso potencialmente petrolífero, la estimación del petróleo recupera-ble en sitio debería reducirse en un 80%. Si se tiene en cuenta esta reducción, se produjo alre-dedor de un 25% del petróleo recuperable en sitio, lo que el operador consideró aceptable para este yacimiento carbonatado.

Permeabilidad y porosidad de las excavaciones en un campo de gas En las formaciones carbonatadas, las excavacio-nes rellenas con dolomía pueden actuar como conductos primarios o secundarios para el movi-miento de los fluidos. El comportamiento del flujo de fluidos en las formaciones excavadas depende de la magnitud de la bioturbación, la conectivi-dad de las excavaciones y el contraste de porosi-dad y permeabilidad existente entre el relleno de dolomía y la matriz carbonatada.

Las fangolitas carbonatadas bioturbadas confor-man una parte del intervalo productivo del campo gasífero Pine Creek de Alberta, Canadá. Desde pro-fundidades de más de 3 000 m [10 000 pies], el campo ha producido más de 550 MMpc [15,6 millo-nes de m3] de gas.

En un estudio para el que se utilizaron mues-tras de núcleos cortadas en láminas delgadas de 11 pozos del campo, los geólogos de la Universidad de Alberta examinaron las propiedades sedimen-tológicas, icnológicas y petrofísicas de las facies del Grupo Wabamun; las facies del yacimiento primario del campo Pine Creek.18 Además, genera-ron imágenes de las muestras de núcleos utili-zando métodos de microtomografía computarizada (microCT) de rayos X y tomografía computada

helicoidal para obtener imágenes 2D y 3D, y efec-tuaron pruebas puntuales de permeabilidad para analizar las distribuciones de la permeabilidad en las muestras.

En las cuatro facies del yacimiento, la canti-dad de dolomía asociada con las excavaciones oscilaba entre 0% y aproximadamente 80%-100%. Las imágenes MicroCT de un núcleo de la facies con bioturbación más intensa revelaron la com-plejidad de la distribución de las excavaciones (arriba). Las excavaciones dolomitizadas repre-

sentan una mezcla de estructuras tubulares cuyo diámetro oscila entre milímetros y centímetros. La diferencia de litología entre las excavaciones y la matriz de lodo calcáreo no dolomitizado faci-lita la generación de imágenes de la excavación.

Las pruebas puntuales de permeabilidad cuan-tificaron la permeabilidad de los núcleos en una cuadrícula de 0,5 cm [0,2 pulgadas]. La permea-bilidad de la matriz es inferior a 1 mD, en tanto que la permeabilidad de las excavaciones dolomi-tizadas es superior a 100 mD.

> Permeametría puntual y análisis microCT de muestras del grupo Wabamun, en Alberta, Canadá. En esta formación, la permeabilidad se incrementa en donde las excavaciones se asocian con procesos localizados de bioturbación. Una muestra de núcleo (extremo superior izquierdo) exhibe trazas fósiles asociadas con dolomías (marrón claro) y una matriz de fangolita cálcica no dolomitizada (gris claro). Se pueden generar curvas de contorno para los resultados de las mediciones obtenidas en la permeametría puntual (extremo superior central ) para confeccionar un mapa de permeabilidades (extremo superior derecho). Los valores de permeabilidad más elevados alcanzan 340 mD y corresponden a las trazas fósiles dolomitizadas. Las imágenes MicroCT en 3D (extremo inferior, hilera superior), con una resolución de 34 μm, revelan fases minerales en cinco secciones transversales de una muestra de núcleo. Las excavaciones rellenas con dolomía se representan como sombras de azul, la matriz de fangolita cálcica en gris claro y las vacuolas como orificios sin rellenar (demarcados con las flechas negras). Las imágenes en sección transversal 2D, en el extremo inferior, se utilizaron para restringir las fases de atenuación dentro de la muestra de núcleo. En estas imágenes, las excavaciones rellenas con dolomía aparecen en gris claro, la matriz de caliza en gris oscuro y las vacuolas en negro.

1 cm

1 cm

2 cm


1 2 3 4 5

0 a 1 mD

1 a 10 mD

10 a 100 mD

> 100 mD

18. Baniak GM, Gingras MK y Pemberton SG: “Reservoir Characterization of Burrow-Associated Dolomites in the Upper Devonian Wabamun Group, Pine Creek Gas Field, Central Alberta, Canada,” Marine and Petroleum Geology 48 (Diciembre de 2013): 275–292.

62 Oilfield Review

> Historia de producción en un yacimiento gasífero compacto alojado en icnofósiles. La producción mensual de gas de un pozo del campo Pine Creek muestra la producción inicial de las excavaciones rellenas con gas en los primeros 15 o 20 años. Luego, la producción de gas declina porque el gas debe difundirse desde la matriz de baja permeabilidad hacia el interior de las excavaciones para su producción.


Prod

ucci

ón m

ensu

al d

e ga

s, M

pc

Año

Producción de excavaciones

Pozo del campo Pine Creek

Difusión desde la matriz hacia el interior de las excavaciones

100

10

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

El gran contraste de permeabilidad existente entre las excavaciones y la matriz genera una his-toria de producción característica para los pozos del campo (arriba). Durante los primeros 15 años de la vida productiva de un pozo, la formación produce gas de las excavaciones. Después de la extracción del gas fácil, la declinación de la pro-ducción se interpreta como la declinación del gas que se ha difundido desde la matriz hacia el inte-rior de las excavaciones. Los geólogos que estu-dian este campo han acuñado un término nuevo —gas compacto alojado en iconofósiles— para describir esta asociación entre las excavaciones y la matriz.

La importancia de las excavacionesLa perturbación biológica de los sedimentos puede producir muchos efectos, positivos o nega-tivos, en los yacimientos. Mediante el reconoci-miento de las excavaciones y otras trazas fósiles, los icnólogos adquieren conocimientos que pue-den combinar con otra información para inferir el ambiente depositacional y el potencial hidro-carburífero de una formación. Esta información los ayuda a guiar las actividades de exploración.

La bioturbación altera las propiedades físicas de una roca a medida que ésta se forma. El pro-ceso puede incrementar o reducir la porosidad y la permeabilidad y puede modificar la anisotro-pía de la permeabilidad, a veces en un grado sig-nificativo. La cuantificación de estos efectos y su inclusión en los modelos de simulación de yaci-mientos permite mejorar las predicciones de la producción y las operaciones de recuperación mejorada de petróleo.

La bioturbación puede producir los mismos efectos en las capas de grano fino que en las rocas yacimiento. Las lutitas y las fangolitas pue-den perder su capacidad para actuar como sellos de yacimiento si la bioturbación produce un incremento considerable de la permeabilidad vertical. En los campos gasíferos Sirasun y Terang de Indonesia, se observó que la roca de cubierta margosa contenía excavaciones rellenas con fora-miníferos huecos. La formación de baja permeabi-lidad alojaba un volumen de reservas certificables de 500 000 MMpc [14 000 millones de m3] de gas y las excavaciones hicieron que la formación adquiriera características prospectivas, actuando como un sello con pérdidas.19

Las actividades llevadas a cabo reciente-mente en formaciones de fangolitas y lutitas potencialmente gasíferas y petrolíferas —deno-minadas yacimientos no convencionales porque actúan al mismo tiempo como roca generadora y

como yacimiento— pueden beneficiarse con la ejecución de más estudios enfocados en el pro-ceso de bioturbación. Se han documentado evi-dencias de bioturbación en diversas rocas de grano fino y baja permeabilidad.20 Y se han identi-ficado icnofósiles en la formación Woodford y en la lutita Marcellus inferior de EUA y en las lutitas Bakken y Montney de Canadá. Como en el ejemplo del campo Pine Creek, la presencia de extensas zonas de trazas fósiles en estas formaciones puede mejorar la capacidad de almacenamiento de gas y la conectividad de la porosidad con las fracturas inducidas. La bioturbación también puede afectar las propiedades mecánicas de las rocas, influyendo potencialmente en el resultado de los tratamien-tos de fracturamiento hidráulico.

En cierto modo, muchas actividades humanas califican como procesos de bioturbación. Aunque los pozos que perforamos y los túneles que excava-mos corresponden a escalas que exceden con creces las escalas de las excavaciones realizadas por las criaturas marinas, tenemos mucho que aprender de sus esfuerzos en pequeña escala. Mediante el reconocimiento de los procesos de bioturbación y la apreciación de sus consecuen-cias, es probable que los geocientíficos mejoren la comprensión de los yacimientos y optimicen las operaciones de recuperación de los recursos hidrocarburíferos. —LS

19. Pemberton y Gingras, referencia 14.20. Aplin AC y Macquaker JHS: “Mudstone Diversity:

Origin and Implications for Source, Seal, and Reservoir Properties in Petroleum Systems,” AAPG Bulletin 95, no. 12 (Diciembre de 2011): 2031–2059.

Colaboradores

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Chris Babin es gerente de Wireline Technology para Schlumberger North America Offshore y reside en Nueva Orleáns. Está a cargo del desarrollo y la implementación de nuevas tecnologías para operaciones marinas en Alaska, el este de Canadá y la plataforma continental y la región de aguas profundas del Golfo de México. Sus responsabilidades incluyen proyectos conjuntos de desarrollo de tecnología con clientes para aplicaciones especiales. Chris comenzó su carrera profesional en 1996 en Belle Chasse, Luisiana, EUA, como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable y ha ocupado diversas posiciones relacionadas con ventas y operaciones, todas en el área de Nueva Orleáns. Posee una licenciatura en ingeniería oceánica de la Universidad A&M de Texas, en College Station, EUA.

Rob Cummings comenzó su carrera profesional en 1998 en WesternGeco, que es actualmente una compañía de Schlumberger, como asesor de Salud, Seguridad y Medio Ambiente (HSE) asignado a la flota global de embarcaciones de exploración sísmica. Desde 2005, pasó tres años en Kuala Lumpur como gerente de HSE de la compañía para el área del Pacífico Asiático. Posteriormente, se convirtió en gerente de operaciones para África Occidental en Luanda, Angola, en donde dirigió proyectos de exploración marina de alta tecnología para diversos clientes y luego adoptó un rol global en el manejo de todos los aspectos de HSE de la compañía desde Londres. En el año 2012, Rob asumió su posición actual como gerente de HSE de Schlumberger en Houston donde está a cargo de la implementación y el soporte de programas en las áreas marinas de América del Norte y Alaska. Estudió en el Instituto de Tecnología de Durban y en la Universidad de Pretoria, en Sudáfrica, para obtener un diploma en medicina de emergencia.

John R. Dribus es asesor global de geología para Schlumberger. Está a cargo de las cuencas de aguas profundas del margen del Atlántico; el Golfo de México; los mares Negro, Rojo y Mediterráneo; y el este de África. Con base en Nueva Orleáns, se desempeña como geólogo de yacimiento y cuenta con más de 30 años de experiencia en el Golfo de México. Sus funciones han abarcado todos los aspectos de la geología de exploración, explotación y producción para Schlumberger y para una importante compañía de petróleo y gas, incluyendo más de 15 años de trabajo en la región de aguas profundas del Golfo de México y 5 años como geólogo de un campo de uranio. Sus áreas de conocimientos técnicos especiales abarcan el análisis de sistemas petroleros, la exploración en aguas profundas y los análogos, el análisis de riesgos geológicos y la formación en geociencias. John integra el comité asesor del Capítulo Delta del API y la Comisión de la Competencia Barril Imperial de la AAPG. Posee una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad Estatal de Kent en Ohio, EUA.

Chris García es asesor de operaciones en aguas profundas de Schlumberger para América Latina, en Houston. Comenzó su carrera profesional con la contratista de perforación en aguas profundas Zapata Offshore. Desde su ingreso en Schlumberger en 1987, ocupó numerosas posiciones, incluidas las de gerente temático del área de aguas profundas para el Golfo de México y gerente de desarrollo de negocios de aguas profundas en México y América Latina. Chris obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Texas en Austin y actualmente está por recibir una certificación profesional en gestión de proyectos.

Murray K. Gingras se desempeña como profesor y director asociado en el Departamento de Ciencias de la Tierra y Atmosféricas de la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá. Su principal área de enfoque es la aplicación de la sedimentología y la icnología en las sucesiones de rocas sedimentarias, como herramienta paleoecológica y como herramienta de desarrollo de yacimientos, y en la sedimentología de los procesos. Trabajó en el Instituto de Tecnología de Alberta Septentrional, en Canadá, enfocándose en la industria del petróleo y el gas, y como profesor adjunto en la Universidad de New Brunswick, en Canadá. Murray obtuvo un diploma en tecnología de ingeniería mecánica del Instituto de Tecnología de Alberta Septentrional y una licenciatura y un doctorado de la Universidad de Alberta.

Loïc Haslin es vicepresidente de Operaciones de Aguas Profundas para Schlumberger en París. Ingresó en la compañía en el año 1998 como ingeniero de campo después de recibir una maestría en ingeniería de procesos del Institut National Polytechnique de Grenoble, en Francia. Ocupó una diversidad de posiciones directivas y de integridad operacional en África Occidental, Asia, el Mar del Norte y América del Norte, enfocándose en operaciones de pruebas y terminaciones de pozos y en sistemas de levantamiento artificial. Antes de ocupar su posición actual, Loïc se desempeñó como gerente de negocios para operaciones de servicios de pruebas en la región Marina de América del Norte, que incluye el Golfo de México, la costa este de Canadá y Alaska.

Andrew Hawthorn es gerente de desarrollo de negocios y tecnología de Schlumberger, América del Norte, con base en Houston. Ingresó en la compañía en 1990 como ingeniero de campo en Noruega y ocupó numerosas posiciones en todo el mundo, principalmente en el Mar del Norte y Medio Oriente. Durante dos años a partir del 2005, fue campeón de productos acústicos LWD a cargo de nuevos proyectos de adquisición de mediciones sísmicas durante la perforación e ingeniería acústica seismicVISION* y sonicVISION*. Andy posee una licenciatura en geología y una maestría en ingeniería geológica de la Universidad de Durham en Inglaterra.

Robert Holicek se desempeña como gerente de proyectos de Schlumberger para el área marina de América del Norte desde el año 2013, brindado soporte para los proyectos específicos de desarrollo de tecnología de la región de aguas profundas de América del Norte. Residente actual de Houston, ingresó en Schlumberger en el año 2001 como ingeniero de campo especialista en tratamientos de estimulación en áreas marinas, en el Golfo de México, y luego asumió el rol de ingeniero técnico de distrito. En el año 2006, se convirtió en ingeniero especialista en tratamientos de estimulación de la producción, evaluando el rendimiento de la producción y los yacimientos y optimizando los diseños de las terminaciones a través del trabajo conjunto con ingenieros geomecánicos, de yacimientos y de terminación de pozos, y con petrofísicos. En el año 2010, se convirtió en gerente temático de operaciones de aguas profundas de Schlumberger para la costa norte del Golfo, enfocándose en el desarrollo de negocios, la estrategia de mercadeo y el análisis de brechas tecnológicas para todas las tecnologías de campos petroleros de la región de aguas profundas del Golfo de México. Robert posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Wisconsin, en Madison, EUA.

Chad Kraemer se desempeña como gerente de cuentas para el segmento de servicios de bombeo a presión de Schlumberger para BHP Billiton Petroleum. Comenzó su carrera profesional en el año 2004 como ingeniero de campo para los segmentos Well and Completion Services de Schlumberger en EUA. Subsiguientemente, ocupó posiciones de manejo de operaciones en EUA, Indonesia y Tailandia. Recientemente, concluyó un período de dos años como campeón de productos para el servicio HiWAY* y la tecnología a base de fibras de Schlumberger. Chad obtuvo una licenciatura en ingeniería química de la Universidad de Minnesota, en Twin Cities, EUA.

Bruno Lecerf se desempeña como gerente de programas con el grupo de Operaciones de Bombeo a Presión y Química, dentro del segmento Engineering, Manufacturing and Sustaining (Ingeniería, Manufactura y Sustentación) de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Previamente, fue gerente de proyectos en el Centro de Tecnología de Novosibirsk en Rusia, y con anterioridad a ese cargo, trabajó como ingeniero de soluciones especialista en tratamientos de acidificación en el Centro Integrado de Productividad y Operación de Herramientas en Sugar Land. Bruno obtuvo una maestría en química de la Ecole Supérieure de Chimie Physique Electronique de Lyon, en Francia, y una maestría en ingeniería química de la Universidad de Houston.

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Pablo Parra se desempeña como ingeniero técnico principal especialista en tratamientos de estimulación para el segmento Well Services de Schlumberger en Reynosa, Tamaulipas, México. Comenzó su carrera profesional en el año 2005 como ingeniero de campo y ocupó diversas posiciones técnicas y de operaciones de campo en Venezuela y Rusia para trasladarse luego a México en 2011. Pablo posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad Simón Bolívar en Caracas.

S. George Pemberton preside la cátedra C. R. Stelck en geología del petróleo y es profesor universitario distinguido en el Departamento de Ciencias de la Tierra y Atmosféricas de la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá. Su actividad de investigación, que se centra en la aplicación de la icnología en la exploración y explotación de petróleo, incluye trabajos recientes sobre la aplicación de la icnología en el flujo de fluidos a través del yacimiento. Ha trabajado en las más importantes unidades hidrocarburíferas del mundo. Además de haber integrado la Cátedra de Investigación de Canadá en geología del petróleo, es miembro honorario de la Sociedad Canadiense de Geólogos del Petróleo y de la Sociedad Real de Canadá. Ha recibido numerosos premios, incluida la Medalla Presidente Pasado de la Asociación Geológica de Canadá (GAC), la Medalla R. C. Moore por la Excelencia en Paleontología de la Sociedad de Geología Sedimentaria SEPM; el premio Educador Distinguido Grover Murray de la AAPG; el premio Killiam a la Excelencia en Mentoría y la Medalla Logan de la GAC. George fue galardonado con 15 premios al mejor artículo o la mejor presentación, ha publicado numerosos artículos y ha editado y coeditado 7 libros. Obtuvo un doctorado de la Universidad McMaster, en Hamilton, Ontario.

Alejandro Peña se desempeña como gerente de los servicios BroadBand para Schlumberger en Sugar Land, Texas. Obtuvo una licenciatura en ingeniería química y fue profesor adjunto de la Universidad de Los Andes en Mérida, Venezuela. Ingresó en Schlumberger en el año 2003 después de terminar un doctorado en ingeniería química en la Universidad de Rice en Houston. Desde entonces, ocupó diversas posiciones operacionales, de ingeniería y de gestión tecnológica, dentro de Schlumberger, en América del Norte y América del Sur. Alejandro es titular de nueve patentes otorgadas y autor de más de 30 publicaciones sobre tecnologías de estimulación de yacimientos y fenómenos interfaciales.

Serko Sarian se desempeña como gerente de proyectos de telemetría y portafolio de servicios de transporte de herramientas de Schlumberger en el Centro de Operación de Herramientas y Equipos de Superficie de Houston, en Sugar Land, Texas. Está a cargo del desarrollo y la introducción de sistemas de despliegue de herramientas operadas con cable, que incluyen tractores de fondo de pozo y cables de adquisición de registros (perfilaje). Serko ha sido gerente de servicios y soporte para operaciones en Europa y África y para operaciones con cable in Libia, India y la región de aguas profundas del Golfo de México. En 1987, comenzó su carrera profesional en Schlumberger como ingeniero de campo en Australia. Posteriormente, ocupó posiciones de campo en Vietnam y Malasia y luego trabajó como ingeniero de capacitación en el Centro de Capacitación de Egipto en Alejandría. Obtuvo una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad Americana de Beirut en el Líbano.

Michael Smith se desempeña como geólogo de pozo para Schlumberger en Maturín, Venezuela. Está a cargo de la interpretación de registros de imágenes de la pared del pozo y ha estado involucrado en diversos estudios de múltiples pozos, que integran interpretaciones estructurales, sedimentológicas, estratigráficas y petrofísicas. Previamente, se desempeñó como geólogo de yacimientos en Petróleos de Venezuela, SA (PDVSA) Petroregional del Lago de Maracaibo. Michael posee una licenciatura en geología de la Universidad de Oriente, en Bolívar, Venezuela.

Dmitriy Usoltsev se desempeña como campeón de productos para los servicios de Divergencia y Estimulación Ácida de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Está a cargo de las estrategias de estimulación y terminación de pozos, el refuerzo de la calidad de los servicios y la implementación de nuevas tecnologías de divergencia para tratamientos de estimulación ácida y apuntalantes. Ingresó en Schlumberger en el año 2000, como ingeniero de campo para el segmento Well Services en EUA. Desde entonces, ocupó posiciones relacionadas con operaciones de campo e ingeniería en Rusia y EUA. Dmitriy obtuvo una licenciatura y una maestría en matemáticas de la Universidad Estatal de Novosibirsk en Rusia.

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

Ariel Valenzuela está a cargo del Departamento de Ingeniería de Terminaciones y Productividad del Activo Burgos de Petróleos Mexicanos (PEMEX) y reside en Reynosa, Tamaulipas, México. Ingresó en PEMEX en el año 1985 y se ha enfocado en operaciones de terminación de pozos, fracturamiento hidráulico y productividad. Ariel es autor o coautor de numerosos artículos técnicos sobre terminaciones de pozos y tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera del Instituto Politécnico Nacional en Ciudad de México.

Hunter Watkins se desempeña como asesor de Terminaciones de Pozos, concentrándose principalmente en la lutita Eagle Ford para BHP Billiton Petroleum y reside en Houston. Cuenta con más de 38 años de experiencia en la industria, primero en Halliburton, en donde sus funciones principales consistieron en la gestión tecnológica y las operaciones de simulación de hidrocarburos no convencionales, y luego en Pinnacle y The Western Company. Posee una licenciatura de la Universidad de Texas en Austin y es ingeniero profesional del estado de Texas.

Volumen 26, no.4 65

PUBLICACIONES DESTACADAS

Forzamiento climático de riesgos geológicosBill McGuire y Mark Maslin (editores)Wiley-Blackwell111 River StreetHoboken, Nueva Jersey 07030 USA2013. 326 páginas. USD 164,95ISBN: 978-0-470-65865-9

El concepto de que es posible que el cambio climático antropogénico no sólo afecte la atmósfera y la hidrósfera terrestres, sino que además genere actividad geológica y geomorfológica es el tema central de esta recopilación de artículos. Puede que fenómenos tales como los terremotos, los tsunamis, las erupciones volcánicas y otros tipos de actividad sísmica se vean influenciados y sean desencadenados por el cambio climático. Diversos autores exploran las ramificaciones de la actividad geomorfológica potencialmente peligrosa, causada por el cambio climático, y su efecto en el hombre y la economía mundial.

Contenido:

• Respuestas peligrosas de la Tierra Sólida al cambio climático

• Proyección de los futuros cambios climáticos en el contexto de los riesgos geológicos y geomorfológicos

• El cambio climático y el colapso de los volcanes: evidencias del Monte Etna en Sicilia

• El derretimiento de los hielos y los peligros volcánicos en el siglo veintiuno

• Los múltiples efectos de los cambios producidos en la carga de hielo y el cambio asociado de los esfuerzos en los sistemas magmáticos

• La respuesta de las fallas a los cambios provocados por el clima en los volúmenes de hielo y agua en la superficie terrestre

• ¿Incide la Corriente de El Niño-Oscilación del Sur en la actividad sísmica del Pacífico Tropical Oriental?

• Las fallas de la masa submarina como origen de los tsunamis: Su control climático

• Rotura de laderas de alta montaña y episodios de calor extremo presentes y futuros

• Los impactos del cambio climático reciente y futuro en los peligros naturales de los Alpes Europeos

• Evaluación de la estabilidad pasada y futura de los yacimientos globales de hidratos de gas

• La inestabilidad de los hidratos de metano: Una visión desde el Paleógeno

• Índice

Mi opinión general acerca del libro es muy positiva, aunque —como es común en los volúmenes editados— algunos capítulos son mejores que otros. . . . El libro está bien producido, totalmente a color, es fácil de examinar y cuenta con un índice realmente vasto. Además de constituir una fuente de copiosa información, no me cabe duda de que servirá para inspirar la ejecución de más actividades de investigación de los riesgos geológicos en un mundo en cambio. . .

Migón P: “Book Review,” Pure and Applied

Geophysics 171, no. 7 (1º de julio de 2014):

1585–1587.

Próximamente en Oilfield Review

Perforación guiada por la sísmica. Las operaciones de perforación están plagadas de incertidumbres que surgen del conocimiento incompleto de la geología del subsuelo, la geofísica, las propiedades mecánicas, los esfuerzos locales, las presiones y las temperaturas de un área prospectiva de perforación. Lo que se sabe acerca de un área prospectiva de perforación, se estima a partir de datos sísmicos y datos de pozos vecinos; registros de pozos, núcleos, pruebas de pozos e informes de perforación. La reducción de estas incertidumbres y de los riesgos asociados constituye un motor clave de la industria. La perforación guiada por la sísmica es un proceso integrado que genera modelos predictivos estructurales y de presión de poro delante de la barrena mediante la consideración de los datos sísmicos de reflexión y de todos los datos del pozo que se está perforando.

Simulación de flujo multifásico. Antes de que los ingenieros desarrollen un campo, los simuladores de flujo multifásico pueden ayudarlos a comprender qué tipos de fluidos de formación pueden esperar del yacimiento objetivo y cómo fluirán esos fluidos a través de los pozos y las líneas de conducción. Los operadores de todo el mundo utilizan esta información, suministrada por la última generación de simuladores dinámicos de flujo multifásico en constante evolución, para escoger dónde y cómo posicionar los pozos y cuántos pozos deben terminar para optimizar el desarrollo de los campos petroleros y maximizar el retorno de la inversión.

Monitoreo de las tuberías flexibles. Una sarta de tubería flexible es sometida a numerosos y diversos tipos de deformación a medida que se baja y se extrae del pozo. El desgaste resultante reduce la vida útil de la tubería. Se ha diseñado un sistema de monitoreo de tuberías para detectar los defectos de las tuberías y los problemas de fatiga antes de que éstos se vuelvan inmanejables.

Interacciones entre las especies silvestres y las actividades de E&P. Los operadores, que están expandiendo su búsqueda de reservas extraíbles de petróleo y gas, deben cumplir con las regulaciones que protegen el medio ambiente contra los potenciales efectos adversos. Debido a la presencia de ruidos generados por el hombre, luces e instalaciones tanto en tierra firme como en el mar, las interacciones entre la industria de E&P y las especies silvestres son inevitables. Muchas décadas de investigación y observaciones han sido dedicadas a la evaluación del impacto ambiental en diversas especies, tales como aves migratorias, peces y mamíferos marinos. Los resultados de estos estudios están siendo considerados y aplicados por la industria para reducir los potenciales impactos negativos en la flora y la fauna.

Oilfield Review66

Aplicaciones prácticas de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo)D. H. JohnstonSociedad de Geofísicos de Exploración 8801 South Yale, Suite 500Tulsa, Oklahoma 74137 EUA2013. 289 páginas. USD 58,00ISBN: 978-1-56080-307-2

Este volumen, que se basa en un Curso Breve de Instructores Distinguidos de la SEG 2013, examina la tecnología sísmica 4D y cómo ésta posibilita la recuperación mejorada de hidrocarburos y las operaciones de campo económicamente efectivas. El libro analiza los conceptos de ingeniería de yacimientos y física de las rocas, que son esenciales para la comprensión de los datos 4D y los temas relacionados con la adquisición y el procesamiento de datos sísmicos 4D además de la interpretación y la integración de los datos. Algunos casos de estudio realzan los conceptos clave.

Contenido:

• Ingeniería de yacimientos y manejo de yacimientos

• La física de las rocas detrás de la sísmica 4D

• Filtrado 4D y factibilidad

• Repetibilidad y adquisición de datos sísmicos 4D

• Procesamiento sísmico de datos 4D

• Interpretación e integración de datos

• El camino por recorrer y otros pensamientos

• Apéndice A: Jotun 4D: Caracterización del movimiento de los contactos de fluidos a partir de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de lapsos de tiempo y con la herramienta de adquisición de registros (perfilaje) de producción

• Apéndice B: 4D en la región de aguas profundas del Golfo de México: Campos Hoover, Madison y Marshall

• Apéndice C: Monitoreo del agotamiento de la presión y mejoramiento de los modelos geomecánicos del campo Shearwater utilizando datos sísmicos 4D

• Apéndice D: Monitoreo de un proyecto de inundación de CO2 con incrementos de tiempo de alta resolución: Proyecto 4D Salt Creek

• Interpretación de datos sísmicos 4D: Lista de lecturas de casos reales

• Índice

El libro es extremadamente denso en términos de información. El contenido de información cubierto en tan sólo 194 páginas de texto y las numerosas y excelentes ilustraciones a todo color, más cuatro apéndices y una bibliografía minuciosa, es amplio y exhaustivo. Las diversas secciones pueden ser leídas varias veces porque con cada nueva lectura se ponen de manifiesto nuevos contenidos o se expresan las ideas centrales con mayor claridad.

Avakian R: “Book Review,” The Leading Edge 33,

no. 6 (Junio de 2014): 670.

El carbono de la Tierra: Revisiones de mineralogía y geoquímica, Volumen 75Robert M. Hazen, Adrian P. Jones y John A. Baross (editores)Mineralogical Society of America and Geochemical Society3635 Concorde Parkway, Suite 500Chantilly, Virginia 20151 EUA2013. 698 páginas. USD 40,00ISBN: 978-0-939950-90-4

Los investigadores del Laboratorio del Carbono Profundo (DCO), un esfuerzo de investigación internacional de 10 años que examina los roles químico y biológico del carbono presente en la Tierra, contribuyeron a este volumen. El libro está destinado a servir como referencia para que los investigadores comprendan la presencia del carbono en la Tierra; está previsto que un segundo volumen muestre el avance de la iniciativa DCO. El capítulo sobre los autores representa a los investigadores teóricos, de laboratorio y de campo, del ámbito de las ciencias físicas y biológicas, que exploraron temas tales como la química y la física fundamental del carbono en condiciones extremas, la geodinámica de los flujos de fluidos de la Tierra en gran escala y la biosfera microbiana del subsuelo. El volumen se encuentra disponible a través de Acceso Abierto.

Contenido:

• ¿Por qué “carbono profundo”?

• La mineralogía del carbono y la química de los cristales

• Estructura, enlaces y mineralogía del carbono en condiciones extremas

• Evolución del mineral con contenido de carbono

• La química del carbono en los fluidos acuosos en las condiciones de la corteza y el manto superior: Restricciones experimentales y teóricas

• Los orígenes primigenios del carbono de la Tierra

• Gasificación, almacenamiento y desgasificación de carbono terrestre a través del tiempo geológico

• El carbono en el núcleo: Su influencia en las propiedades del núcleo y el manto

• El carbono en las fusiones de silicatos

• Las fusiones de carbonatos y las carbonatitas

• Emisiones de carbono profundo provenientes de los volcanes

• Los diamantes y la geología del carbono del manto

• Nanoprobetas para el carbono profundo

• Acerca de los orígenes de los hidrocarburos profundos

• Simulaciones de laboratorio de la formación de hidrocarburos abióticos en el subsuelo profundo de la Tierra

• El comportamiento de los hidrocarburos en las interfaces nanoescalares

• Naturaleza y extensión de la biosfera profunda

• Serpentinización, carbono y vida en las profundidades

• Bioquímica y biofísica en condiciones de alta presión

• La viriósfera profunda: Evaluación del impacto viral en la dinámica de la comunidad microbiana en el subsuelo profundo

Para los geólogos petroleros que trabajan con recursos de tipo roca generadora (roca madre) o con yacimientos convencionales de petróleo generados por sistemas petroleros sedimentarios, habrá poco en este libro que sea directamente aplicable.

Para quienes ejecutan actividades marginales dentro de la industria del petróleo, estos documentos de revisión poseen el potencial para resultar extremadamente valiosos. . .

Sorenson RP: “Book Review,” AAPG Bulletin 98,

no. 9 (Septiembre de 2014): 1909–1910.

DEFINICIÓN DE OPERACIONES DE INTERVENCIÓN

Pocos pozos de petróleo y gas exhiben un desempeño eficiente y producen ininterrumpidamente desde la producción inicial hasta el abandono. Las par-tes móviles y los sellos se desgastan, los elementos tubulares desarrollan pérdidas, los sensores fallan y la presión de formación declina. Para encarar éstos y otros problemas, los operadores acuden a especialistas en interven-ción de pozos. Las intervenciones corresponden a dos categorías generales: livianas o pesadas. Durante las intervenciones livianas, los técnicos bajan las herramientas o los sensores en un pozo activo o vivo, mientras se con-tiene la presión en la superficie. En las intervenciones pesadas, la brigada de operaciones puede necesitar remover toda la sarta de terminación del pozo para efectuar cambios importantes en la configuración del mismo, lo que requiere que se ahogue (mate) el pozo mediante la interrupción de la producción en la formación.

El lado más livianoEl personal de servicios al pozo generalmente efectúa las intervenciones livia-nas utilizando línea de acero, cable conductor o tubería flexible. Estos siste-mas permiten que los operadores remuevan del pozo arena, parafina, hidratos u otras sustancias que pueden formar obturaciones y reducir o detener completamente la producción. Los operadores también utilizan intervenciones livianas para cambiar o ajustar el equipamiento de fondo de pozo, tal como las válvulas o las bombas, y para recoger datos de presión, temperatura y flujo de fluidos. En muchos casos, dado que son relativa-mente económicas y requieren un equipamiento mínimo, las intervenciones livianas se incluyen en los programas de rutina de mantenimiento de pozos.

Una línea de acero es un cordón simple de alambre delgado que permite bajar y extraer las herramientas y los sensores del pozo (derecha). Las inter-venciones basadas en el uso de línea de acero consisten en la remoción de arena y parafina, la introducción o la recuperación de las válvulas de control de fondo de pozo y la bajada de los sensores en un pozo para registrar las temperaturas y las presiones de fondo. La línea de acero se desenrolla y se enrolla en un tambor de accionamiento hidráulico. Cuando la resistencia a la tracción requerida para ejecutar una operación excede las especificacio-nes de la línea de acero, puede desplegarse un cable más pesado desde un segundo tambor.

El cable conductor también permite bajar las herramientas y los senso-res en el pozo con cable; la ventaja del cable es que los datos de fondo de pozo pueden ser entregados en la superficie en tiempo casi real. El cable con-ductor actúa como un conducto para la energía eléctrica y la transferencia de datos entre la superficie y las herramientas y los sensores de fondo de pozo. Después de poner en producción un pozo, el cable conductor puede ser uti-lizado para correr registros de producción u otros sensores.

Volumen 26, no.4 67

Operaciones de mantenimiento y reparación

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2014/2015: 26, no. 4.

Copyright © 2015 Schlumberger.

Rick von FlaternEditor senior

>Montaje básico de la línea de acero o del cable conductor. Un cable se dirige desde el tambor hasta la roldana inferior, que lo redirecciona en sentido ascendente hasta una segunda roldana. La roldana situada en el extremo superior del equipo de control de presión hace girar el cable 180° y lo introduce en el pozo. La válvula de cierre situada por encima del árbol de Navidad contiene arietes opuestos (no exhibidos aquí) que pueden ser cerrados para sellarse unos contra otros sin tener que remover el cable, lo que proporciona una barrera de presión alternativa en caso de falla del equipo de control de presión ubicado en una posición más alta en el sistema.

Oilfield Review WINTER 11/12 Slickline Fig. 1 ORWNT11/12-SLKLN 1

Equipo decontrol de

presión

Lubricador

RoldanaTambor para

cable conductoro línea de acero

Celda de carga

Roldana

Árbol deNavidad

Válvula de cierre

Oilfield Review

DEFINICIÓN DE OPERACIONES DE INTERVENCIÓN

La tubería flexible también permite bajar las herramientas en el pozo, pero su uso principal es como conducto para el fluido (abajo). Los ingenie-ros utilizan tubería flexible para eliminar la arena o incrustaciones que se acumulan dentro de la tubería de producción e inhiben la producción, o para colocar ácido u otros tratamientos en lugares precisos del pozo. Dado que la tubería flexible posee cierta rigidez, puede resultar más efectiva para la bajada de herramientas operadas con cable o con línea de acero, que dependen generalmente de la acción de la fuerza de gravedad o de tractores para ser introducidas en pozos de alto ángulo. Cuando se necesitan datos en tiempo real, se puede insertar un cable en la tubería flexible y conectarlo a uno de los sensores que está siendo introducido en el pozo.

Los sistemas de intervención livianos generalmente incluyen un mecanismo que asegura la contención de las presiones del pozo mientras la línea de acero, el cable conductor o la tubería flexible lo atraviesan e ingresan en el pozo. Los sellos de los sistemas de línea de acero y cable conductor son mantenidos utilizando el equipamiento ubicado por encima del cabezal del pozo. Los sis-temas de tubería flexible utilizan un sistema de control de presión autónomo, que permite que la tubería se introduzca en el cabezal del pozo.

Sistema de levantamiento pesadoPara ejecutar intervenciones pesadas, o remediaciones, las brigadas de operaciones remueven el cabezal del pozo y otras barreras de presión para permitir el acceso libre al pozo. Las brigadas llenan el pozo con lodo pesado

para contener la presión de formación durante una intervención. El lodo pesado es un fluido denso que genera una presión hidrostática en la forma-ción, mayor que la presión de poro de la formación.

Las intervenciones pesadas requieren un equipo de terminación de pozos para remover y reinstalar los componentes de la terminación del pozo. En muchos casos, el objetivo del operador es reemplazar partes desgastadas o con pérdidas. Generalmente, esto requiere que se reemplacen sólo las partes con fallas y se vuelvan a correr los componentes de terminación en el pozo. No obstante, en ciertos casos, los operadores efectúan remediaciones para adaptar la terminación a las condiciones de yacimiento, que se han modifi-cado como resultado de la producción. Estos cambios pueden incluir el inicio de la producción de agua y arena o la caída de la presión de formación hasta alcanzar valores demasiado bajos para llevar los fluidos a la superficie. En el caso en que la formación aloje reservas con potencial económico, el opera-dor puede efectuar ajustes para aislar la producción de agua, desplegar equipos de control de la producción de arena o correr sistemas de levanta-miento artificial en el pozo.

Los operadores pueden implementar un tipo especial de opción de reme-diación —una reterminación— para abandonar una zona y abrir y terminar otra, que fue sometida a pruebas y dejada detrás de la tubería cuando se per-foró el pozo. En algunos casos, se puede utilizar línea de acero para aislar la primera zona bajando en el pozo una herramienta especial para cerrar una camisa deslizante que había sido colocada a través de los disparos como parte de la terminación original. En ese caso, se utiliza línea de acero para abrir una camisa y permitir la producción desde una zona secundaria.

No obstante, debido a las condiciones iniciales del pozo, en general las camisas no constituyen una opción de terminación viable y los operadores deben abandonar primero la zona de producción primaria colocando allí un tapón de cemento. Luego, instalan el nuevo equipamiento de terminación con el cual producirán de la zona secundaria.

A veces, los operadores son reacios a utilizar lodo pesado para efectuar intervenciones pesadas porque el fluido denso puede dañar permanentemente las formaciones con agotamiento de presión. Una opción consiste en ejecutar la operación de intervención pesada con el pozo bajo presión, como en las intervenciones livianas, utilizando una unidad de entubación bajo presión. En las operaciones de entubación bajo presión se emplea un gato hidráu-lico para entubar o bajar tramos de tubería en un pozo activo contra la pre-sión del pozo. Si bien las operaciones de entubación bajo presión son similares a las operaciones con tubería flexible, las primeras utilizan tramos de tubería de producción o tubería de revestimiento rígida y pueden ser llevadas a cabo en pozos con presiones significativamente más altas que las presiones que son posibles con tubería flexible. Dado que el equipo de entu-bación bajo presión es más robusto que el utilizado en las operaciones con tubería flexible, puede emplearse para llevar a cabo casi todas las operacio-nes que requieren el empleo de un equipo de terminación de pozos.

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> Unidad de tubería flexible. La tubería flexible (TF) puede desenrollarse y enrollarse en un carrete de grandes dimensiones utilizando un cabezal inyector. El cabezal inyector accionado hidráulicamente emplea una serie de cuñas para sujetar y extraer la tubería del carrete o del pozo y a través de una guía arqueada denominada cuello de ganso. El cuello de ganso flexiona la tubería en dirección al cabezal del pozo o para enrollarla nuevamente en el carrete. La tubería flexible entra y sale del pozo a través de un preventor de reventones (BOP) de tipo stripper, que aloja los componentes que se sellan contra la tubería para contener la presión del pozo. Un segundo conjunto de arietes de sello (no exhibidos aquí), ubicados en la BOP, puede cerrarse contra la tubería flexible para proporcionar una barrera de presión alternativa en caso de falla del BOP de tipo stripper.

BOPde tipo

stripper

Cabezalinyector

Arco de guía(cuello de ganso)

Sarta detubería flexible (TF)

Carrete

Oilfield ReviewWinter 08/09ACTive fig. 1ORWin08/09-ACTV Fig. 1

Volumen 26, no.4

El trabajo en áreas marinasDesde la introducción de los pozos submarinos en la década de 1970, las compañías de servicios han desarrollado métodos para ejecutar intervencio-nes livianas sin los costosos equipos de perforación marinos. Mediante la utilización de embarcaciones especialmente diseñadas, las compañías de servicios ejecutan operaciones con línea de acero, cable conductor o tube-ría flexible a través de los cabezales de pozos submarinos con métodos basa-dos en el uso de tubos ascendentes o sin tubo ascendente (abajo).

En las intervenciones sin tubo ascendente, se despliegan las herramien-tas con cable conductor o línea de acero desde una embarcación para ope-

raciones de intervención submarinas hasta un paquete de control de presión submarino ubicado en el cabezal del pozo. Estas operaciones en agua libre se limitan actualmente a aguas relativamente someras de menos de 400 m [1 300 pies]. La utilización de tubería flexible en operaciones en agua libre se restringe casi exclusivamente a las operaciones que requieren interven-ciones hidráulicas, tales como el emplazamiento de lodo pesado o la ejecu-ción de tratamientos de estimulación o de aseguramiento del flujo.

Las intervenciones submarinas también pueden llevarse a cabo a través de un tubo ascendente, o una sarta de revestimiento, que conecta el cabezal submarino con un sistema en la superficie. Dado que los tubos ascendentes deben ser desplegados desde equipos de perforación marinos, este método tiene un costo más elevado que los métodos sin tubo ascendente. No obs-tante, el tubo ascendente extiende efectivamente el pozo hasta la superfi-cie, lo que permite que los ingenieros utilicen todas las opciones disponibles en materia de intervenciones livianas y pesadas.

Intervenir o no intervenirLas intervenciones constituyen una opción económica; los operadores deben considerar el costo de la operación en función del valor de la produc-ción adicional potencial. Las decisiones de intervención pueden tomarse ya en la fase de planeación cuando, por ejemplo, los operadores incluyen cami-sas deslizantes en la terminación. O los ingenieros pueden llegar a la con-clusión de que la producción de una zona secundaria potencial justifica la instalación de una terminación de pozo inteligente provista de sensores permanentes y camisas deslizantes accionadas en forma remota que requie-ren pocas operaciones de intervención, o ninguna, para acceder a las reser-vas conocidas dejadas detrás de la tubería.

En las decisiones de los operadores también inciden los métodos de intervención nuevos o mejorados. Por ejemplo, los ingenieros han desarro-llado una línea de acero que posibilita la comunicación bilateral digital y que puede desplegarse utilizando una unidad de línea de acero estándar. Esta línea de acero digital confirma la profundidad de las herramientas y las operaciones a medida que se ejecutan y permite a los operadores efectuar numerosas operaciones que en una época sólo eran posibles utilizando uni-dades con cable más pesadas y más grandes.

Los mayores desafíos y oportunidades en materia de operaciones de intervención de pozos se encuentran en las áreas marinas. El porcentaje de recuperación en los pozos submarinos es de tan sólo un 20% en comparación con un 50% a un 60% en los pozos en tierra firme y los pozos de plataformas. La diferencia radica en el proceso de toma de decisiones económicas. Dado que las intervenciones de pozos submarinos en profundidades de agua de más de 400 m deben ser ejecutadas desde costosos equipos de perforación mari-nos, los incrementos de producción esperados a menudo no justifican el costo de una intervención. A través del aumento de la capacidad de profun-didad de las intervenciones livianas, mucho menos costosas, los expertos consideran que podrán incrementar la recuperación final en un 15% a un 30% en algunos campos de aguas profundas.

>Montaje de un sistema de intervención liviano sin tubo ascendente. Mediante la utilización de una embarcación monocasco con capacidades de posicionamiento dinámico, las compañías proveedoras de servicios ejecutan intervenciones sin tubo ascendente con cable conductor y línea de acero. Puede utilizarse un vehículo operado en forma remota (ROV) para visualizar la operación y monitorear y guiar el asentamiento del paquete de intervención de pozo en el cabezal de pozo submarino. El paquete de intervención de pozo incluye el equipo de control de presión y el BOP submarino. Un umbilical de control permite a los técnicos manipular la BOP y las válvulas del árbol de producción submarino desde la superficie.

Tubería flexible

Cable conductor o línea de acero

Umbilicalde control

Paquete deintervención

de pozo

Umbilical ROV

Amarra ROV

Guías

Tubería flexible,línea de acero ocable conductor

Cabezal de pozo submarino

BOP submarino

Vehículo operado enforma remota (ROV)

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Índice anual de Oilfield Review—Volumen 26

ARTÍCULOS

Bioturbación: La reelaboración de los sedimentos para bien o para malGingras MK, Pemberton SG y Smith M.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 50–62.

Cables y rodillos: Mejoramiento de los eslabones más débilesBabin C y Sarian S.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 18–35.

Cuñas desviadoras para modificar la trayectoria de los pozosBruton G, Land J, Moran D, Swadi S, Strachan R y Tørge K.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 18–27.

Desarrollo de un fluido de alto rendimiento a base de aceite para perforación exploratoriaFærgestad IM y Strachan CR.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 28–35.

En busca de energía limpia y asequibleBao Z, Benson SM, Cui Y, Dionne JA, Maher K, Boerjan W, Halpin C, Nelson R, Nichols D, Ralph J y Ramakrishnan TS.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 4–17.

Espectroscopía de alta definición: Determinación de la complejidad mineralógicaAboud M, Badry R, Grau J, Herron S, Hamichi F, Horkowitz J, Hemingway J, MacDonald R, Saldungaray P, Stachiw D, Stoller C y Williams RE.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 36–59.

Innovaciones en operaciones de disparos: Perforación de orificios y modelos de desempeñoBaumann C, Fayard A, Grove B, Harvey J, Yang W, Govil A, Martin A, Mendez García RF, Ramirez Rodriguez A, Munro J, Velez Terrazas C y Zahn L.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 14–33.

Levantamientos sísmicos terrestres para yacimientos desafiantesBusanello G, Chen Z, Lei X, Li R, Egan M, Heesom T, Liang B, Lynn HB, Poole A, van Baaren P y Xiao F.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 36–53.

Más allá de las profundidades: Los desafíos de la región de aguas ultraprofundasCummings R, Garcia C, Hawthorn A, Holicek R, Dribus JR y Haslin L.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 36–49.

Perforación científica de pozos ultra profundos en los océanos: Exploración de la zona sismogénicaEguchi N, Moe K, Fukuhara M, Kusaka K, Malinverno A y Tobin H.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 18–35.

Preparándose para las áreas prospectivas de petróleo pesadoAkram F, Stone T, Bailey WJ, Forbes E, Freeman MA, Law DH-S, Woiceshyn G y Yeung KC.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 4–17.

Revelación del potencial de los yacimientos no convencionalesKraemer C, Lecerf B, Peña A, Usoltsev D, Parra P, Valenzuela A y Watkins H.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 4–17.

Sellado de fracturas: Avances en el control de las pérdidas de circulaciónBaggini Almagro SP, Frates C, Garand J y Meyer A.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 4–13.

Shushufindi: El renacimiento de un giganteBiedma DF, Corbett C, Giraldo F, Lafournère J-P, Marín GA, Navarre PR, Suter A, Villanueva G y Vela I.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 46–62.

Tecnología de barrenas de PDC para el siglo XXIBruton G, Crockett R, Taylor M, DenBoer D, Lund J, Fleming C, Ford R, Garcia G y White A.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 54–64.

Un avance significativo en las operaciones de pruebas de pozosEnnaifer A, Giordano P, Vannuffelen S, Nilssen BA, Nwagbogu I, Sooklal A y Walden C.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 34–45.

EDITORIALES

Aguas profundas y ultra-profundas: Manejo de la complejidad mediante métodos integrados de planeación y ejecuciónGarcia C.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 1.

Exploración en el Ártico: Una ventana de oportunidadesStachiw D.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 1.

La parte funcional de la perforaciónMaliardi AVol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 1.

Todo lo que nosotros sabemos, adonde sea que usted vayaStewart L.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 1.

DEFINICIÓN…ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS QUE DESCRIBEN LOS CONCEPTOS BÁSICOS DE LA INDUSTRIA DE E&P

Definición de los levantamientos sísmicos de reflexión: Una introducción a las reflexiones sísmicasNolen-Hoeksema R.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 60–62.

Definición de operaciones de intervención: Operaciones de mantenimiento y reparaciónvon Flatern R.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 67–69.

Definición de tubería flexible: Carretes de grandes dimensiones en la localización del pozoVarhaug M.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 71–73.

Definición del concepto de permeabilidad: El flujo de fluidos a través de los porosNolen-Hoeksema R.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 68–70.

PUBLICACIONES DESTACADAS

Abundancia radical: Cómo una revolución en la nanotecnología cambiará a la civilizaciónDrexler KE.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 69.

Aplicaciones prácticas de los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo)Johnston DH.Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 66.

Ciencia de novela: La ficción y la invención de la geología del siglo XIXBuckland A.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 70.

Curioso: El deseo de saber y porqué tu futuro depende de elloLeslie I.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 66.

El carbono de la Tierra: Revisiones de mineralogía y geoquímica, Volumen 75Hazen RM, Jones AP y Baross JA (eds).Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 66.

El fractalista: Memorias de un científico inconformistaMandelbrot B.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 59.

El mundo perdido de la formación Fossil Lake: Imágenes de tiempos remotosGrande L.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 70.

El oxígeno: Una historia de 4 000 millones de añosCanfield DE.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 68.

El PaleoclimaBender ML.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 68.

El universo por dentro: Descubriendo la historia común de las rocas, los planetas y el ser humanoShubin N.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 58.

En la frontera de la ciencia: Una retórica estadounidense sobre exploración y explotaciónCeccarelli L.Vol. 26, no. 2 (Diciembre de 2014): 69.

Experimentando con un planeta pequeño: Un entretenimiento eruditoHay WW.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 67.

Forzamiento climático de riesgos geológicosMcGuire B and Maslin M (eds).Vol. 26, no. 4 (Junio de 2015): 65.

Puntos de medición: La visualización que significa algoYau N.Vol. 26, no. 3 (Marzo de 2015): 66.

Un breve y radiante destello: Agustín Fresnel y el nacimiento del faro modernoLevitt T.Vol. 26, no. 1 (Septiembre de 2014): 58.

70 Oilfield Review

Oilfield GlossaryEl Oilfield Glossary que ya se encuentra disponible en inglés y español es una nutrida colección de más de 5 800 definiciones correspondientes a 18 disciplinas de la industria del petróleo y el gas. Expertos técnicos han revisado cada definición; muchos de los términos se complementan con fotografías, vídeos e ilustraciones. Visite el Oilfield Glossary conectándose a http://www.glossary.oilfield.slb.com/.

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