Primavera de 2005

Surfactantes viscoelásticos

Perforación en los océanos con fines científicos

Análisis de sellos por fallas

Mediciones de flujo multifásico

Oilfield Review

05_OR_001_S

mente el impacto del ruido generado por el equipo de perforaciónsobre el medio ambiente. Sin embargo, la ROP aumentó un 50% encomparación con otros pozos del área.

El mayor impacto económico de la tecnología de perforación rotativadireccional se registra probablemente en los campos maduros cuya vidaproductiva puede ser extendida mediante la perforación rápida depozos direccionales con una sola carrera de la barrena de perforación através de yacimientos significativamente agotados. Con ese fin, Shellpromovió el empleo de un RSS motorizado de 6 pulgadas en camposmaduros para crear pozos más pequeños. En los proyectos de perfora-ción implementados por nuestra compañía en campos maduros seregistran habitualmente reducciones de costos de al menos un 25% porque el desempeño de la herramienta de 6 pulgadas se equipara al de una herramienta de 81⁄2 pulgadas. Además, la reducción del tamañodel pozo permite bajar el costo de los fluidos de perforación y el costode remoción y eliminación de recortes sin restringir las tasas de flujo.

En Shell, el valor de utilizar un RSS es bien reconocido. Nuestra ini-ciativa de perforación “zapata a zapata” refleja el proceso de perfora-ción óptimo y la tecnología RSS constituye un habilitador clave. Ade-más hemos instituido una Red de Intereses Comunes (CIN, por sussiglas en inglés) en relación con la tecnología rotativa direccional, porla cual los ingenieros de pozo con experiencia en RSS en todas lasregiones de Shell comparten el aprendizaje y las prácticas relaciona-das con los sistemas rotativos direccionales para hacer avanzar colec-tivamente la curva de aprendizaje. La CIN también desafía a los pro-veedores de la industria para que sean los gestores de avancesadicionales en materia de RSS, tales como la generación de herra-mientas de tamaños diferentes.

Esperamos que el próximo hito importante, el despliegue exitoso deun sistema de perforación rotativa de diámetro súper reducido bajadoa través de la tubería de producción de 31⁄4 pulgadas (TTRD, por sussiglas en inglés), para perforar pozos de 33⁄4 a 41⁄2 pulgadas, se logre enel año 2005 gracias a un desarrollo conjunto de Shell, BP, Statoil y Schlumberger. Si bien se han completado trabajos con el sistemaTTRD a través de terminaciones más grandes, la capacidad de perfo-rar pozos de re-entrada a través de la tubería de producción de 41⁄2 pul-gadas reducirá aún más el costo de drenar acumulaciones marginalesen campos maduros; tema vital para todas las compañías por grandeso pequeñas que sean.

Chris Kuyken Líder de Equipo, Tecnología de Ingeniería de Pozos y Servicios al PozoShell Exploración y Producción, EuropaAberdeen, Escocia

Chris Kuyken tiene más de 22 años de experiencia en perforación de pozos de petró-leo y gas en la compañía Shell y ha trabajado en áreas terrestres y marinas, ocu-pando diversos cargos de ingeniería de pozos en Omán, Brunei y, desde 1999, enEscocia. Es enérgico defensor de la filosofía del programa Drilling the LimitTM deShell, por la cual la gente, el área de salud, seguridad y medio ambiente, y la tecno-logía constituyen la clave del éxito. Ingeniero europeo (EUR ENG, por sus siglas eninglés) inscripto en la Federación Europea de Asociaciones Nacionales de Ingenieros(FEANI, por sus siglas en inglés) e Ingeniero Colegiado (C ENG, por sus siglas eninglés) a través del Consejo Británico de Ingeniería, Chris obtuvo una licenciatura entecnología de ingeniería química de la Hogere Technische School (HTS) de La Haya.

1Drilling the Limit es una marca registrada de Shell.

En la industria del petróleo y el gas, los factores económicos y las reali-dades relacionadas con la salud, la seguridad y el medio ambiente(HSE, por sus siglas en inglés) nos obligan a ser objetivos en lo querespecta al desarrollo y despliegue de tecnología. El desarrollo rápidode tecnologías individuales requiere la atención constante y la objetivi-dad de los responsables de la toma de decisiones en las compañías deexploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). Entre las tec-nologías de evolución más rápida de que disponen las compañías deE&P se encuentran los sistemas de perforación rotativa direccional.

La compañía Shell Exploration & Production, Europa (Shell), seinteresó en el potencial de los primeros sistemas de perforacióndireccional para mejorar la eficiencia de sus operaciones de perfora-ción—elemento clave para que los equipos a cargo de la construcciónde pozos lograran satisfacer la filosofía del programa Drilling theLimitTM que es esencial en todos los proyectos de nuestra compañía. Sibien los motores de desplazamiento positivo ofrecían capacidad denavegación y control direccional, los motores en sí no resultaban efi-caces. Los motores direccionales permitían la rotación o el desliza-miento de la columna de perforación desde la superficie, lo que mejo-raba el control direccional. Sin embargo, esta tecnología era riesgosaporque el esfuerzo de torsión y el arrastre extremos limitaban la capa-cidad de perforación en el modo de deslizamiento y en el modo derotación. Además, la tortuosidad del pozo producida por los motoresdireccionales en el modo de deslizamiento a menudo causa otros pro-blemas: la tortuosidad dificulta aún más el deslizamiento futuro ypuede impedir la ejecución de operaciones críticas para la evaluaciónde formaciones y la bajada de la tubería de revestimiento.

La tecnología rotativa direccional eliminó la mayoría de las desventa-jas de los métodos de perforación direccional previos. Dado que estossistemas perforan direccionalmente con rotación continua desde lasuperficie, no existe la necesidad de deslizar la herramienta. La rotacióncontinua transfiere el peso a la barrena en forma más eficaz, lo queaumenta la velocidad de penetración (ROP, por sus siglas en inglés). Larotación también mejora la limpieza del pozo porque agita el fluido y losrecortes de perforación haciendo que fluyan fuera del pozo en vez deacumularse como un colchón de recortes. La remoción eficaz de losrecortes reduce la posibilidad de que el arreglo de fondo de pozo se atas-que o se obture.

Los proveedores de servicios han desarrollado una amplia variedadde sistemas rotativos direccionales adecuados con fines específicospara mejorar los resultados económicos de casi todo proyecto de per-foración. Estos sistemas incluyen herramientas que facilitan la perfo-ración de secciones horizontales largas; sistemas para ambientesaccidentados y rigurosos, que soportan la perforación con barrenasbicéntricas y la perforación en formaciones blandas; e incluso siste-mas diseñados específicamente para perforar pozos verticales.

Shell observó que perforar desde una de las zapatas de la tuberíade revestimiento hasta la siguiente con un sistema rotativo direccio-nal (RSS, por sus siglas en inglés) proporcionaba más eficiencia,mejor desempeño y mayor seguridad que efectuar una operación deperforación direccional con un motor de fondo. El RSS más moderno,que incluye una sección de potencia de fondo integrada para lograruna mayor ROP, ofrece beneficios a los proyectos de perforaciónimplementados en áreas pobladas (véase “Mayor potencia para conti-nuar la perforación,” página 4). Por ejemplo, en el Campo Groningen,situado en los Países Bajos, la utilización de este sistema permitiócorrer una cabeza rotativa superior girando a razón de 10 a 20 rpmpara perforar un pozo de inyección de agua, reduciendo considerable-

Tecnología rotativa direccional: Drilling the Limit

1

Schlumberger

Oilfield Review4 Mayor potencia para continuar la perforación

Un nuevo sistema de perforación rotativa direccional incluyeuna sección de potencia integrada que convierte la energíahidráulica del fluido de circulación en esfuerzo de torsiónrotacional. Esto complementa el esfuerzo de torsión rotacionalsuministrado por el equipo de perforación y produce velocida-des de penetración sin precedentes, lo que lo convierte en unsistema ideal para la perforación de formaciones duras. Aligual que otros sistemas rotativos direccionales de avanzada,esta tecnología de alto desempeño ofrece las ventajas de larotación continua a la velocidad de la columna de perforaciónpara minimizar los fenómenos de atascamiento/deslizamientode la columna de perforación y mejorar la eficiencia.

10 Nuevas aplicaciones para los surfactantes viscoelásticos

Los surfactantes viscoelásticos (VES, por sus siglas en inglés)revolucionaron las operaciones de estimulación por fractura-miento hidráulico a mediados de la década de 1990. Hoy endía, los avances continuos de la química VES permiten a losingenieros aplicar estos materiales únicos de maneras innova-doras que mejoran y optimizan asombrosamente las técnicasde terminación de pozos. Algunos ejemplos de campo deAmérica del Sur, América del Norte, el Mar del Norte y el MarCaspio demuestran la efectividad de los fluidos VES en opera-ciones de empaque de grava, fracturamiento hidráulico y acidificación dificultosas.

26 Perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra

Las actividades de perforación de pozos con fines científicoshan contribuido a la comprensión de los procesos dinámicosque afectan el clima, los desastres naturales y la creación ydistribución de los recursos de la Tierra. Este artículo examinala historia de los desarrollos tecnológicos registrados en la per-foración de pozos profundos en el océano con fines científicosy los planes para el siglo XXI.

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorGretchen M. Gillis

Editores seniorMark E. TeelMatt Garber

EditoresDon WilliamsonRoopa GirMatt Varhaug

ColaboradoresRana RottenbergJoan MeadJoel Parshall

DiseñoHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLincED International, Inc.E-mail: mail@linced.com;http://www.linced.com

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza RuizDepartamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

2

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

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

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

Primavera de 2005Volumen 16

Número 4

71 Colaboradores

75 Próximamente en Oilfield Review

76 Nuevas Publicaciones

78 Índice Anual

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42 Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello

La presencia de fallas puede tener un impacto enorme sobre laexplotación de petróleo y gas. Las fallas son a menudo respon-sables del entrampamiento de hidrocarburos y la comparti-mentalización de yacimientos. Además, pueden introducir unalto grado de incertidumbre tanto en la etapa de exploracióncomo en la etapa de desarrollo. Este artículo describe cómolos geocientíficos y los ingenieros están mejorando la compren-sión de las fallas en yacimientos siliciclásticos y cómo anali-zan, modelan y simulan los efectos de las fallas sobre el flujode fluido de superficie. Algunos ejemplos de Hibernia,Terranova, Canadá, y la Bahía de Prudhoe en Alaska, EUA,ilustran la aplicación exitosa de los métodos de análisis desellos por fallas modernos.

58 Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico

La medición del flujo trifásico sin separación de las distintasfases de fluidos aumenta la precisión de las mediciones de gas,petróleo y agua. Esta tecnología ayuda a los ingenieros a cuan-tificar las fases de fluidos, que cambian con el tiempo, paracomprender mejor el flujo dinámico. Algunos ejemplos decampo de Australia, el Golfo de México y África ilustran losbeneficios de los medidores de flujo multifásico de avanzada ydemuestran cómo ayudan a incrementar la producción, mejo-rar las operaciones de campo y optimizar el manejo de losyacimientos.

Syed A. AliChevronTexaco E&P Technology Co.Houston, Texas, EUA

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

George KingBPHouston, Texas

Anelise LaraPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Y.B. SinhaOil & Natural Gas CorporationNueva Delhi, India

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Nuestra portada

La embarcación para perforación sin tuboascendente JOIDES Resolution recuperónúcleos de muestras de sedimentos,basaltos y microbios en la Dorsal de Juande Fuca, en el área marina de Oregón,EUA, en agosto de 2004. Esta gira, laExpedición 301 del programa de perfora-ción de pozos profundos en los océanoscon fines científicos, marcó el inicio delPrograma Integrado de Perforación dePozos Profundos en los Océanos (IODP,por sus siglas en inglés). Durante sudesarrollo, un observatorio de pozo quepenetró la corteza oceánica superior fuereemplazado y se establecieron dosobservatorios nuevos. (Fotografías, corte-sía de John Beck, IODP, Universidad A&Mde Texas, College Station, EUA).

Oilfield Review es una publicación trimes-tral de Schlumberger destinada a los pro-fesionales de la industria petrolera, cuyoobjetivo consiste en brindar informaciónacerca de los adelantos técnicos relacio-nados con la búsqueda y producción dehidrocarburos. Oilfield Review se distribu-ye entre los empleados y clientes deSchlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

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

© 2005 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

4 Oilfield Review

La economía, la eficiencia, la protección delmedio ambiente y la seguridad son los objetivosmás importantes en la industria del petróleo y elgas. La nueva tecnología suele ser la clave paralograr estos objetivos, particularmente para quie-nes están involucrados en la perforación depozos. Los perforadores aspiran a la nueva tecno-logía tan implacablemente como el resto dequienes operan en los campos petroleros. Si bienlos sistemas rotativos direccionales están evolu-cionando rápidamente ofreciendo velocidades deperforación sin precedentes, los perforadoresprocuran obtener tecnologías que aceleren aúnmás el proceso de perforación. Sus motivacionesson diversas e incluyen la obvia reducción deltiempo y el costo de equipo de perforación que segenera a través de la utilización de un sistemarotativo direccional que suministre más potenciaa la barrena de perforación.

La tecnología de perforación de avanzadaofrece ventajas adicionales más sutiles, talescomo la reducción del desgaste de la tubería derevestimiento, ya que impide el contacto entrela columna de perforación y la tubería derevestimiento durante períodos de tiempo pro-longados (próxima página, a la izquierda). Lanueva tecnología también ayuda a los perforado-res a reducir el tiempo de exposición de laformación; el tiempo que media entre el procesode perforación y la evaluación de las formacio-nes. Esto minimiza la invasión de los fluidos deperforación y puede simplificar la evaluaciónpetrofísica. Menos tiempo entre la perforación yla entubación significa menos tiempo para que

el pozo se degrade; pasado cierto punto, labajada de la tubería de revestimiento se vuelvedificultosa. En última instancia, en muchoscasos, un proceso de construcción de pozos másveloz implica más rapidez en la producción depetróleo y gas.

No obstante, frente a estas ventajas, losingenieros de perforación consideran los incon-venientes que plantea un proceso de perforaciónmás rápido; entre los cuales, el principal es laposibilidad de que la calidad del pozo sea pobresi las operaciones de perforación no se llevan acabo en forma cuidadosa. Además, el sistema ylas bombas de lodo del equipo de perforacióntienen una capacidad inherente de limpieza delagujero que no debe ser excedida. La utilizaciónde tasas de flujo altas para limpiar el pozo puedeproducir erosión hidráulica. Las propiedades dellodo y las velocidades de flujo deben ser equili-bradas para asegurar la estabilidad del pozo. Porúltimo, en ocasiones, puede perderse el controldireccional si la velocidad predomina por sobretodas las demás consideraciones.

En artículos recientes de Oilfield Review sedescribió un sistema rotativo direccional (RSS,por sus siglas en inglés) que facilita la per-foración de secciones horizontales largas conexcelente control direccional; un sistema desa-rrollado para ambientes accidentados yrigurosos que soporta la perforación conbarrenas bicéntricas y la perforación en forma-ciones blandas; y un sistema de perforaciónvertical.1 Una característica en común que tie-nen todos los sistemas rotativos direccionales de

Pierantonio CoperciniFarag SolimanBelayim Petroleum Company (Petrobel)Cairo, Egipto

Mohamed El GamalKattamia, Egipto

Wayne LongstreetJon RoddMark SarssamDragon Oil Plc.Dubai, Emiratos Árabes Unidos

Iain McCourtBakú, Azerbaiján

Barry PersadMike WilliamsSugar Land, Texas, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Emma Bloor, Phil Coffman, Liz Hutton, Steve Siswanto y Pipine Widjaya, Sugar Land, Texas, EUA; ErikChristiansen, Calgary, Alberta, Canadá; Tony Pink, Bottesford,Inglaterra; y Brian Stevens y Paul Wilkie, Stonehouse, Inglaterra.adnVISION (Densidad-Neutrón Azimutal), NODAL, PowerDrive vorteX y SlimPulse son marcas de Schlumberger.

Mayor potencia para continuar la perforación

Un nuevo sistema de perforación rotativa direccional incluye una sección de potencia

integrada que convierte la energía hidráulica del fluido de circulación en esfuerzo de

torsión rotacional. Esto produce velocidades de penetración nunca antes alcanzadas.

Al igual que otros sistemas rotativos direccionales de avanzada, esta tecnología de

alto desempeño ofrece la ventaja de rotación continua, al menos a la misma velocidad

que la de la columna de perforación, para minimizar los fenómenos de atascamien-

to/deslizamiento y mejorar la eficiencia.

1. Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativadireccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004):4–9.Brusco G, Lewis P y Williams M: “Perforación de pozosverticales,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de2004/2005): 14–17.

2. Para mayor información sobre perforación en el modo dedeslizamiento, consulte: Maidla E y Haci M: “Understan-ding Torque: The Key to Slide-Drilling Directional Wells,”artículo de las IADC/SPE 87162, presentado en la Confe-rencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 demarzo de 2004.

Primavera de 2005 5

Mejor control direccional Rotación continua de la tuberíapara lograr un pozo más limpio

Sistema rotativo direccional motorizado

Mejor direccionamiento parareducir la tortuosidad del pozo

Menos riesgo deatascamiento de la tubería

Menor arrastre para mejorar elcontrol del peso sobre la barrena

Menor costo por barril

Ahorros de tiempo medianteperforación direccional másrápida y con menos viajesde la cuña de desviación

Alcance extendido máslargo sin arrastre excesivo

Se reduce elcosto de

terminacióny se simplificael trabajo dereparación

Mayor alcance horizontalcon buen

direccionamiento

Menor costo por pie perforadoSe necesitan menos pozos y menosplataformas para desarrollar un campo

> Ventajas de la tecnología de perforación de avanzada. En última instancia, la tecnología de perfora-ción de avanzada, tal como los sistemas rotativos direccionales motorizados, se traduce en menorcosto por barril.

Schlumberger es la rotación continua de todoslos componentes externos (arriba, a la derecha).

El RSS más moderno incorpora un motor defondo de pozo integrado para aumentar la veloci-dad de penetración (ROP, por sus siglas eninglés). Este sistema resulta ideal para la perfo-ración rápida de secciones verticales odireccionales largas. En este artículo, analiza-mos las demandas técnicas especiales que seplantean con respecto a los sistemas rotativosdireccionales motorizados y la forma en quequienes desarrollan las herramientas lograronsatisfacer esas demandas. Algunos ejemplos delMar Caspio, Egipto y Canadá demuestran lasventajas que ahora se pueden obtener con un sis-tema rotativo direccional de avanzada.

La necesidad de velocidadLos primeros sistemas de perforación direccio-nal se acoplaban a motores de fondo de pozo conuna cubierta acodada ajustable, componente dela columna de perforación que permitía a losperforadores modificar la trayectoria del pozo.Estos arreglos de fondo de pozo (BHAs, por sussiglas en inglés) tendían a producir pozos decalidad pobre o pozos en espiral mientras la per-

foración alternaba entre el modo de desliza-miento y el modo de rotación. En el modo dedeslizamiento, la columna de perforación norota; por el contrario, el motor de fondo hacerotar la barrena de perforación en el fondo delpozo. Las fuerzas de fricción, conocidas comoarrastre, aumentan a medida que la columna deperforación no rotativa es empujada por el ladobajo del pozo.2 Los ritmos de perforación en elmodo de deslizamiento son típicamente lentos ytanto el atascamiento mecánico como el atasca-miento diferencial de la columna de perforaciónson problemas que siempre están presentes.

Los sistemas rotativos direccionales más pri-mitivos mejoraron sustancialmente lasvelocidades de penetración y la calidad del pozo,limitando al mismo tiempo el atascamientomecánico. Estas observaciones condujeron a losingenieros de perforación a considerar la idea deincorporar un motor de fondo de pozo en unaherramienta rotativa direccional. Esta combina-ción no es de ninguna manera insignificante: loscojinetes y la transmisión del motor de fondodeben ser suficientemente resistentes como parasoportar el peso adicional de la herramientarotativa direccional que está debajo. Además, la

sección de potencia del motor de fondo de pozodebe ser configurada para impedir que la veloci-dad de rotación exceda los límites del sistemarotativo direccional. Si la velocidad de rotaciónes excesiva, se dificulta el control direccionalcon la posibilidad de comprometer la trayectoriadel pozo.

La integración exitosa de un motor de fondode pozo con un sistema rotativo direccional pro-metía numerosas ventajas, desde velocidades depenetración más elevadas hasta la simplifica-ción del uso de barrenas de perforación másagresivas. En áreas de gran sensibilidad ambien-tal, el accionamiento del sistema rotativodireccional con potencia de fondo de pozo única-mente elimina el exceso de ruido del equipo deperforación.

Dada esta diversidad de motivaciones, loscientíficos e ingenieros de Schlumberger se pro-pusieron afrontar los desafíos de construir unsistema de perforación rotativo direccionalmotorizado. El sistema rotativo direccionalmotorizado PowerDrive vorteX es el resultado desus esfuerzos.

> Tecnología adecuada con fines específicos enpozos de diámetros grandes y pequeños. Sedispone de diversos tipos de sistemas rotativosdireccionales para perforar pozos con diámetrosque oscilan entre 5.75 y 26 pulgadas.

6 Oilfield Review

Tecnología de perforación poderosaEl sistema PowerDrive vorteX ofrece una serieúnica de capacidades para lograr un proceso deperforación direccional más rápido (arriba). Suscuatro componentes principales son la secciónde potencia; los filtros, los cojinetes y la secciónde transmisión; la unidad de control; y la seccióndireccional. La integración de la sección depotencia con la herramienta rotativa direccionalrequirió que los ingenieros desarrollaran cojine-tes y un sistema de transmisión para el motor defondo que soporten el peso adicional de la herra-mienta rotativa direccional y absorban el pesoextra sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés), o carga, desde la superficie, para perfo-rar con mayor rapidez. Los demás componentesdel sistema PowerDrive vorteX incorporan tecno-logía comprobada de sistemas previos.

La sección de potencia convierte la energíahidráulica del fluido de perforación en energíamecánica en la barrena. Cuando el fluido de per-foración ingresa en la sección de potencia, hacegirar el rotor (arriba). Un eje de transmisión,robustecido para responder a las demandas deeste RSS, suministra el esfuerzo de torsión delrotor al eje de transmisión, lo que a su vezacciona la herramienta rotativa direccional y labarrena de perforación. Un elastómero especial-mente desarrollado para este uso, que sella elrotor, ofrece mayor eficiencia de fluido y ademásbrinda mayor resistencia química a los lodos deperforación y está regulado para temperaturasmás elevadas que los elastómeros previos.

La configuración de la sección de potenciapuede ser modificada mediante la utilización deun rotor con un número diferente de lóbulos. Elincremento del número de lóbulos permite que elrotor gire a velocidades más bajas proporcionandoun mayor esfuerzo de torsión. La configuraciónmás común utilizada actualmente, una sección depotencia con una relación de 7:8 en la que el rotortiene siete lóbulos, opera a 130 rotaciones porminuto (rpm) o un valor inferior y genera aproxi-madamente 20,000 lbf-pie [27.12 J] de esfuerzode torsión además del esfuerzo de torsión gene-rado en la superficie por el equipo de perforación.

Los cojinetes y la transmisión de cualquierRSS transfieren el esfuerzo de torsión desde elrotor y el estator a la unidad de control. El sis-tema PowerDrive vorteX incluye cojinetes más

grandes que transmiten mayor esfuerzo de tor-sión y carga del rotor a la barrena. Un adaptadorde filtro impide que los detritos del fluido de cir-culación entren en contacto con la unidad decontrol e interfieran con la operación confiablede la herramienta.

La unidad de control y la sección direccionalestablecen la trayectoria de la perforación. Lasdiversas opciones de estabilización disponiblespermiten a los ingenieros adaptar el BHA a larespuesta direccional deseada.

Dadas estas poderosas adaptaciones, noresulta sorprendente que aproximadamente un90% de los despliegues del sistema PowerDrivevorteX concretados hasta la fecha involucrenaplicaciones de perforación en base al desem-peño, en las que los ingenieros procuran lograrvelocidades de penetración más elevadas,mediante la utilización de la potencia excepcio-nalmente alta del sistema.

En aproximadamente un 5% de los desplie-gues, el sistema PowerDrive vorteX resultaconveniente porque el bajo esfuerzo de torsión,la velocidad de rotación restringida o las bombasde circulación pequeñas, limitan las capacidadesdel equipo de perforación. El sistema también esútil para limitar el desgaste de la tubería derevestimiento, mediante la reducción de la velo-cidad de rotación de superficie del equipo deperforación, a la vez que permite que la secciónde potencia de fondo rote la barrena. El contactomínimo entre la herramienta rotativa direccio-nal y la pared del pozo también reduce eldesgaste de la tubería de revestimiento.

El sistema se destaca además en lo que res-pecta a las aplicaciones de manejo de choquesen las que los perforadores se esfuerzan poraumentar la eficiencia. Por ejemplo, en labarrena pueden producirse efectos de atasca-miento/deslizamiento que hacen que ésta seatore momentáneamente antes de desconec-tarse. La minimización de éstos y otros efectosque tienden a demorar el proceso de perforacióny dañan el BHA mejora la eficiencia.

El problema de atascamiento mecánico involu-cra la sarta de perforación entera, no sólo labarrena. La disponibilidad de una herramienta quetiene mínimo contacto con las paredes del pozoreduce la probabilidad de atascamiento mecánico,pero la buena limpieza del pozo es clave para evi-tar el atascamiento mecánico. La utilización delsistema PowerDrive vorteX reduce los riesgos deatascamiento porque todo rota como mínimo a lamisma velocidad que la columna de perforación.3

Además de contar con los atributos dedesempeño típicos de un RSS—por ejemplo, ele-vada velocidad de penetración, alta eficiencia yexcelente control direccional—el sistema

Sección de potencia

Puntos deestabilizaciónmúltiples paraadaptar larespuesta del BHA a lasnecesidadesespecíficas

Unidad de control

Sección direccional

Cojinetes ytransmisión

Arreglo defiltro integrado

Sección de potencia

Cubierta

Rotor

Estator

> Componentes de un sistema de perforación ro-tativo direccional motorizado. La herramienta de9.625 pulgadas está diseñada para perforar pozosde 121⁄4 a 22 pulgadas y el sistema de 63⁄4 pulgadasperfora pozos de 81⁄2 pulgadas.

> Sección de potencia. El rotor gira dentro delestator para convertir la energía hidráulica enenergía mecánica. La velocidad y el esfuerzo detorsión del rotor pueden modificarse mediante lautilización de un rotor con un número diferentede lóbulos. El rotor que se muestra en esta sec-ción de potencia con una relación de 5:6 tienecinco lóbulos.

Primavera de 2005 7

PowerDrive vorteX optimiza el desempeño de lasbarrenas de un compuesto policristalino de dia-mante (PDC, por sus siglas en inglés).4 El mayoresfuerzo de torsión permite la utilización debarrenas más agresivas, aumentando aún máslas velocidades de penetración.

Prevención del atascamiento diferencial en el Mar CaspioLos sistemas rotativos direccionales de avanzadaestán desempeñando un rol clave para la compa-ñía Dragon Oil Plc. en el redesarrollo del campoLAM situado en el bloque Cheleken del áreamarina de Turkmenistán, en el Mar Caspio. Estecampo fue desarrollado inicialmente mediante lautilización de tecnología de perforación rusa enla década de 1980. Dragon Oil comenzó el redesa-rrollo del campo con perforación de pozos derelleno en el año 2001 y recientemente perforócuatro pozos como parte de un programa de per-foración continua iniciado en noviembre de 2003.

Los pozos en forma de S son perforados desdela plataforma de producción LAM 21 para acce-der a las reservas de petróleo del yacimiento RedSeries, que comprende areniscas y arcilitas inte-restratificadas del Mioceno tardío al Pliocenotemprano. Schlumberger fue seleccionada paraproveer servicios de perforación direccional,

mediciones durante la perforación (MWD, por sussiglas en inglés), adquisición de registros durantela perforación (LWD, por sus siglas en inglés) yobtención de registros con cable para los pozosde desarrollo. Las operaciones de perforaciónllevadas a cabo en el bloque Cheleken, normal-mente requieren condiciones de sobrebalance dealta presión en la parte superior de cada secciónde pozo cuando la sección se aproxima a la pro-fundidad total. Esto se debe en gran medida a lanaturaleza sobrepresionada y al espesor delyacimiento. Por lo tanto los problemas de atasca-miento diferencial son comunes.

Para el segundo de los cuatro pozos de desa-rrollo, el pozo LAM 21/107, Dragon Oil seleccionóun arreglo de perforación direccional convencio-nal con un motor de fondo. Los arreglos deperforación direccional tienden a producir incre-mento angular en el yacimiento Red Series, demanera que el personal de perforación decidióreducir el peso sobre la barrena para controlarmejor la trayectoria del pozo. Esta reducción delWOB redujo la ROP, lo que a su vez incrementó elriesgo de atascamiento diferencial especialmentedurante la perforación en modo de deslizamiento.Finalmente, ante la potencial ocurrencia de pro-blemas de atascamiento diferencial, se puso fin alas operaciones de deslizamiento. Por otra parte,

la tendencia natural del pozo a desviarse a razónde 3°/30 m [3°/100 pies] durante la perforación,creaba una desviación de la trayectoria del pozoque superaba las tolerancias preestablecidas.

Dragon Oil invitó a Schlumberger a optimizarel procedimiento de perforación para los trespozos siguientes. Los ingenieros de Schlumbergerpropusieron la utilización del sistema PowerDrivevorteX para aliviar varios problemas. En primerlugar, el RSS motorizado mantendría las velocida-des de rotación elevadas especificadas porDragon Oil. Las velocidades de penetración másaltas y la consiguiente reducción de los días deperforación limitarían el desgaste de la tuberíade revestimiento en los tramos superiores de lospozos. Finalmente, la utilización de un sistema deperforación completamente rotativo reduciríaconsiderablemente el potencial de atascamientodiferencial mediante la eliminación de la perfora-ción en el modo de deslizamiento.

En el tercer pozo, el pozo LAM 21/108,Dragon Oil perforó 772 m [2,533 pies] de pozode 81⁄2 pulgadas en 66 horas utilizando el sistemaPowerDrive vorteX. Comparativamente, un arre-glo de motor de desplazamiento positivoestándar (PDM, por sus siglas en inglés) habríarequerido aproximadamente 10 días para perfo-rar este tramo (izquierda).

Además de la elevada velocidad de penetra-ción, el RSS motorizado mantuvo la verticalidaden un tramo de pozo de 600 m [1,970 pies] a tra-vés del yacimiento, teniendo un 90% del pozomenos de 0.5° de inclinación. Los pozos son pla-nificados habitualmente con una trayectoriavertical o de bajo ángulo a través del yacimientopara minimizar los problemas de estabilidad delpozo. En el pozo LAM 21/108, la utilización delsistema PowerDrive vorteX posibilitó un ahorrode aproximadamente siete días de tiempo deequipo de perforación.

El sistema PowerDrive vorteX también fuedesplegado en el cuarto pozo perforado desde laplataforma LAM, el pozo LAM 21/109. En estepozo, la velocidad de penetración fue de 204 m/d[669 pies/D] en el tramo de 121⁄4 pulgadas y de175 m/d [574 pies/D] en el tramo de 81⁄2 pulga-das. En este caso, el RSS motorizado permitióahorrar aproximadamente nueve días de tiempode equipo de perforación.

Dragon continuará con su programa de per-foración en la plataforma LAM 10 y proyectabasarse en los beneficios obtenidos durante la

5,0000 105 15 2520 30 40

Número de días

35 45 5550 60 7065 75 80

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LAM 21/107LAM 21/108LAM 21/109

Sección de 121⁄4 pulgadas

Sección de 81⁄2 pulgadas

Sección de 6 pulgadas

3. Los componentes del arreglo de fondo de pozo debajo dela sección de potencia rotan a una velocidad equivalentea la suma de la velocidad de la columna de perforación yla velocidad rotativa de superficie.

4. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, SmithR y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no.3 (Invierno de 2001): 38–63.

> Perforación más rápida en el Mar Caspio. Las operaciones de perforaciónde desarrollo llevadas a cabo con el sistema PowerDrive vorteX en el campoLAM permitieron ahorrar varios días de tiempo de equipo de perforación. Elpozo LAM 21/107 (curva negra) fue perforado con un motor de fondo conven-cional. El RSS motorizado utilizado para la sección de 81⁄2 pulgadas del pozoLAM 21/108 (curva verde) y para las secciones de 121⁄4 y 81⁄2 pulgadas del pozoLAM 21/109 (curva roja) perforó más rápidamente que el PDM convencionalutilizado en el pozo LAM 21/107.

perforación de los pozos de redesarrollo de laplataforma LAM 21. Los sistemas PowerDrivevorteX se utilizarán en las secciones de pozo de121⁄4 y 81⁄2 pulgadas. La introducción de mejorasadicionales en el equipo de perforación y en lacolumna de perforación podría permitir inclusola aplicación de la tecnología PowerDrive vorteXen secciones de pozo de 6 pulgadas.

Desarrollo de un campo maduro en EgiptoBelayim Petroleum Company (Petrobel), unaunión transitoria de empresas entre Eni y Egyp-tian General Petroleum Corporation (EGPC), haestado utilizando la tecnología PowerDrive vor-teX con el fin de suministrar más energía ysuficiente velocidad de rotación para perforarlas vetas duras de anhidrita del campo maduroBelayim Marine ubicado en el área marina deEgipto, en el Golfo de Suez. Este campo petro-lero descubierto en el año 1961 está integradopor areniscas y lutitas interestratificadas quehan planteado diversos desafíos durante la cons-trucción de sus pozos, tales como severaspérdidas de lodo y problemas de atascamientodiferencial y el daño de formación que se pusode manifiesto durante la producción.5

Durante el curso de los 40 años de desarrolloy producción de este campo petrolero, Petrobeldesplegó numerosas tecnologías de avanzadapara mejorar la producción, incluyendo la opti-mización de las tecnologías de fluidos deperforación, barrenas de perforación y emplaza-miento de pozos, análisis del sistema deproducción NODAL, operaciones de estimula-ción y redisparos.6

Recientemente, el operador perforó variospozos direccionales nuevos para drenar elcampo en forma más eficaz. La clave para laincorporación de pozos nuevos consiste en reali-zar su construcción dentro de las restriccioneseconómicas del campo. Para satisfacer los obje-tivos técnicos y financieros de los pozos,Petrobel seleccionó la tecnología PowerDrivevorteX. Antes de perforar los pozos, los ingenie-ros simularon el desempeño de un motor paracircular el lodo convencional y del sistemaPowerDrive vorteX y determinaron que el RSSmotorizado incrementaría la ROP en más de un123%, en comparación con el motor para circularel lodo. Estas operaciones, que se iniciaron enenero de 2003, constituyeron el primer desplie-gue de la tecnología PowerDrive vorteX enEgipto, y el RSS motorizado demostró ser vitalen la prevención de problemas de atasca-miento/deslizamiento.

En el pozo 113M-86, cuyo objetivo era elpetróleo de la formación Kareem, la utilizacióndel sistema PowerDrive vorteX permitió un aho-

rro de más de 10 días de tiempo de equipo deperforación—un total de US$ 600,000. La ROPfue 47% más elevada que el mejor valor dedesempeño registrado previamente en el campo.Además, el tramo de 121⁄4 pulgadas fue perforadoen un solo viaje y la trayectoria se ajustó estre-chamente al plan. El RSS motorizado permitióun ahorro de al menos cinco días de equipo deperforación por pozo en otros tres pozos(arriba). En base a estos resultados, Petrobeltiene previsto utilizar el sistema PowerDrive vor-teX en el futuro.

Perforación de tramos laterales largos encapas con echados pronunciadosEn un campo del área de pie de monte deAlberta, Canadá, un operador está perforandopozos horizontales largos que producen gas. Elplan para uno de esos pozos consistió en perforarfuera de la zapata de la tubería de revestimientode superficie con un arreglo capaz de aumentar lainclinación hasta 15°, a razón de 1.0°/30 m, yluego perforar una sección tangencial de 2,260 m[7,415 pies] a través de formaciones con echadospronunciados.

Para perforar la sección de incremento angu-lar y la sección tangencial en forma más eficaz,Schlumberger propuso la utilización del sistemaPowerDrive vorteX en combinación con el sistemade herramientas MWD de diámetro reducido, detercera generación, SlimPulse. Si bien las veloci-dades de penetración más elevadas logradas conun RSS motorizado representaban una considera-ción importante, la compañía operadora tambiénquería un sistema capaz de mantener la trayecto-ria deseada a través de las capas con echadospronunciados sin perforar en el modo de des-lizamiento como sucede con un arreglo PDMconvencional. Además, la compañía quería mante-ner las rotaciones en superficie entre 30 y 60 rpmpara minimizar el desgaste de la tubería de reves-timiento causado por la rotación.

El sistema PowerDrive vorteX proporcionóuna transferencia de peso a la barrena de perfo-ración más eficiente y permitió el empleo de undiseño de barrena mucho más agresivo, aumen-tando la velocidad de penetración (próximapágina, arriba).

Este sistema RSS motorizado posibilitó diver-sas alternativas de ahorro de tiempo y dinero.

8 Oilfield Review

2,3000 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 1,100

Sección vertical, m

Azimut = 215.65° Origen = O N/S, O E/O

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DíasAhorro en términos de costos

> Perforación direccional en el campo Belayim Marine. El pozo 113M-86 en forma de S pertenecientea Petrobel (extremo inferior) alcanzó una profundidad vertical verdadera (TVD, por sus siglas en inglés)de 2,730 m [8,960 pies], justo por debajo de la formación productiva Kareem. En los cuatro pozos per-forados con el sistema PowerDrive vorteX, Petrobel estimó que el sistema permitía ahorrar más decinco días de equipo de perforación por pozo con un ahorro total de US$ 272,000 a US$ 600,000 porpozo (extremo superior).

Primavera de 2005 9

Las velocidades de penetración más elevadaspermitieron ahorrar 12 días de tiempo de equipode perforación, valuados en más de 400,000 dóla-res canadienses. El sistema RSS motorizadoprodujo un pozo más suave que el obtenido conun motor de fondo y permitió bajar la tubería derevestimiento en forma rápida y sencilla (abajo).

Comparado con la experiencia en los pozosvecinos, este pozo requirió 56 horas menos deensanchado.

Al igual que en muchas operaciones de cam-pos petroleros exitosas, la utilización de una solaherramienta no es el único factor de aporte. Eneste caso, la planeación cuidadosa, el diseñoóptimo de los arreglos de fondo de pozo y el tra-bajo en equipo realizado en la oficina tambiénincidieron en el resultado positivo.

Futuro de la perforación rotativa direccionalEl sistema PowerDrive vorteX combina una sec-ción de potencia integrada con un BHA que rotaal menos a la misma velocidad que la sarta deperforación. Los consiguientes aumentos de laROP resultan especialmente valiosos en lasáreas donde las velocidades de perforación sonaltas, si bien esta tecnología también propor-ciona un incremento vital del desempeño enentornos operacionales de menor costo cuandolas capacidades del equipo de perforación limi-tan el desempeño de la perforación. El sistemaPowerDrive vorteX extiende las capacidades deotros sistemas rotativos direccionales ya quepermite la perforación de pozos complicados enobjetivos definidos estrictamente, dentro de for-maciones que son duras, inestables o profundaso que combinan todas estas características.7

Es probable que el desarrollo de sistemasrotativos direccionales adicionales continúe aun ritmo acelerado. Como se describe en esteartículo, el sistema PowerDrive vorteX, desple-gado por primera vez en el año 2001 como unaherramienta de 9 pulgadas para la perforaciónde pozos de 121⁄4 pulgadas y posteriormente des-plegado en el año 2003 con componentestotalmente integrados, ya está disponible comoun sistema de 63⁄4 pulgadas para perforar pozosde 81⁄2 pulgadas.

Se encuentra en desarrollo un motor de per-foración de alto rendimiento para ser integradocon los sistemas PowerDrive vorteX, que poseeuna capa delgada de elastómero extendida sobremetal para mantener una forma más consistenteque el elastómero solo, independientemente dela presión de fluido existente dentro del motor.Esto permite que el nuevo motor transmita efec-tivamente un WOB aún mayor desde la superficiepara lograr una perforación más rápida y más efi-ciente. No obstante, el nuevo motor requerirá unequipo de perforación regulado para una presiónmás alta y bombas capaces de manipular losvolúmenes de recortes producidos a velocidadesde penetración más elevadas.

Además de los esfuerzos de investigación ydesarrollo de Schlumberger, BP, Shell y Statoilestán proporcionando fondos para el desarrollode un sistema rotativo direccional de diámetrosúper reducido, basado en la tecnologíaPowerDrive vorteX (véase “Tecnología rotativadireccional: Drilling the Limit,” página 1).8 Losresponsables del desarrollo de tecnología estándemostrando ser tan implacables como los inge-nieros de perforación a la hora de extender loslímites de la tecnología. —GMG

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Sistema PowerDrive vorteX PDM convencional

> Desempeño de la perforación direccional. Esta gráfica de tiempo en funciónde la profundidad compara las carreras del sistema PowerDrive vorteX(negro) con una de las operaciones de perforación más rápidas llevadas acabo con un motor PDM convencional (dorado) en el área de pie de monte.El sistema RSS permitió un ahorro de aproximadamente 12 días de tiempo deperforación cuando alcanzó el final de la larga sección tangencial.

> Pozos con trayectorias más suaves perforadoscon el sistema RSS motorizado. Las imágenes dedensidad de las formas de pozos obtenidas conel sistema de Densidad-Neutrón AzimutaladnVISION confirman que un pozo perforado conun motor PDM (extremo superior) muestra muchamás tortuosidad que el pozo suave perforado conel sistema PowerDrive vorteX (extremo inferior).

5. Elshahawi H, Siso S, Samir M y Safwat M: “ProductionEnhancement in the Belayim Fields: Case Histories,” artí-culo de la SPE 68688, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático dela SPE, Yakarta, 17 al 19 de abril de 2001.Eissa WM: “Optimizing Drilling Parameters EnhancesHorizontal Drilling Performance,” artículo de lasIADC/SPE 72881, presentado en la Conferencia y Exhibi-ción de Tecnología de Perforación de Medio Oriente delas IADC/SPE, Bahrain, 22 al 24 de octubre de 2001.

6. Herramienta analítica utilizada en la predicción deldesempeño de los diversos elementos que componen elsistema de terminación y producción. El análisis NODALse emplea para optimizar el diseño de las terminacionesde pozos a fin de que se adecuen a la productividad delyacimiento y para detectar las restricciones o límitespresentes en el sistema de producción e identificar cual-quier forma de mejorar la eficiencia de la producción.

7. Para análisis más extensos de las tecnologías y las apli-caciones RSS, consulte Ghiselin D: “Steering TechnologyTakes a Leap,” Hart’s E&P 76, no. 10 (Octubre de 2003): 79.Hartley F: “Rotary Steerable Systems Provide Advanta-ges, Opportunities,” Offshore 64, no. 4 (Abril de 2004): 66,67–70, 72, 74.

8. “Working Together To Solve Problems,” en The New Ageof Drilling: From Art To A Science, un suplemento deHart’s E&P. Houston: Hart Energy Publishing LLP (Febrero de 2004): 16.

10 Oilfield Review

Los objetos diminutos pueden tener un impactodesproporcionado sobre los esfuerzos de granescala. Una gota de tinta puede oscurecer todoun vaso de agua, mientras que la fisión de unátomo causa una liberación significativa de ener-gía. Las micelas—estructuras microscópicas deagua ligadas por surfactantes—resultan indistin-tas a simple vista, pero un volumen pequeño delas mismas, es suficiente para mejorar la efi-ciencia y efectividad de las operaciones deestimulación de pozos.1

Los surfactantes se utilizan en muchas opera-ciones de campos petroleros, tales como lasoperaciones de perforación y estimulación depozos.2 Antes de 1950, en los tratamientos deestimulación se utilizaban mezclas inflamablesde napalm y gasolina para crear fluidos viscososcapaces de iniciar y propagar una fracturahidráulica.3 En la década de 1950, los ingenieroscreían que la introducción de agua en un yaci-miento durante la ejecución de un tratamientode fracturamiento hidráulico producía daño deformación, de manera que los pozos eran estimu-lados con aceites viscosos o aceites gelificados.

Los investigadores descubrieron posterior-mente que los fluidos de fracturamientohidráulico a base de agua no eran tan perjudicia-les para la producción como creían en unprincipio. En la década de 1960, los ingenieros sevolcaron a las soluciones viscosas de goma guar, ode derivados de la goma guar, en salmuera.4

En la década de 1970, la industria de explora-ción y producción (E&P, por sus siglas en inglés)experimentó un incremento de las operacionesde estimulación por fracturamiento al tener queexplotar yacimientos menos permeables. Para

estimular pozos más profundos y con temperatu-ras más elevadas en estos yacimientos, losingenieros necesitaban fluidos de fracturamientomás viscosos y con más estabilidad térmica. Enrespuesta a esas demandas, los científicos desa-rrollaron una nueva generación de fluidos defracturamiento a base de polímeros. Con muchafrecuencia, los polímeros a base de goma guar sereticulaban con iones de borato, circonato o tita-nato para generar fluidos de alta viscosidad.5

La década de 1980 fue testigo de los avancesintroducidos en las técnicas de evaluación dedaños de formación en el laboratorio y de lamayor concientización acerca del daño produ-cido en la permeabilidad de las fracturas por losfluidos de fracturamiento a base de polímeros.Para minimizar el deterioro de la conductividadde la fractura inducido por el polímero, los inge-nieros comenzaron a utilizar fluidos defracturamiento energizados, lo que permitió dis-minuir la concentración de polímero requeridahasta en un 50%. El daño de formación produ-cido por el polímero residual se redujo,agilizándose la limpieza de los pozos y mejo-rando su productividad.

El paso siguiente tuvo lugar en la década de1990, cuando los científicos desarrollaron fluidosde fracturamiento acuosos, libres de polímeros,basados en la tecnología de surfactantes viscoe-lásticos (VES, por sus siglas en inglés). Desde laprimera generación de sistemas de fluidos VES,esta tecnología ha evolucionado considerable-mente. Las nuevas adaptaciones químicas mejoranel desempeño y han sido utilizadas para enfrentaruna amplia variedad de ambientes de perfora-ción y crear aplicaciones totalmente nuevas.

Nuevas aplicaciones para los surfactantes viscoelásticos

Los desarrollos introducidos recientemente en materia de surfactantes viscoelásti-

cos han permitido expandir la aplicación de estos materiales únicos a ambientes

nuevos y desafiantes. Desde las operaciones de terminación hasta las operaciones

de estimulación de pozos, los sistemas de surfactantes viscoelásticos están mejo-

rando la productividad de los pozos y la recuperación de hidrocarburos.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Curtis Boney, Ernie Brown, Steve Davies yGeorge Hawkins, Sugar Land, Texas, EUA; Jorge González yArthur Milne, Caracas, Venezuela; Satyaki Ray, Calgary,Alberta, Canadá; y David Schoderbek, Burlington ResourcesCanadá, Calgary.ClearFRAC, ClearPAC, CoalFRAC, FMI (herramienta degeneración de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), FracCADE, NODAL, OilSEEKER y PERMPAC son mar-cas de Schlumberger. Alternate Path es una marca deExxonMobil Corp.; la licencia de esta tecnología ha sidootorgada exclusivamente a Schlumberger. FANN es unamarca de Fann Instrument Company.

Slaheddine KefiCambridge, Inglaterra

Jesse LeeTimothy L. PopePhil SullivanSugar Land, Texas, EUA

Erik NelsonConsultorHouston, Texas

Ángel Núñez HernándezPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Barinas, Venezuela

Tom OlsenDenver, Colorado, EUA

Mehmet ParlarRosharon, Texas

Brian PowersBPBakú, Azerbaiján

Alistair RoyAllan WilsonBPAberdeen, Escocia

Alan TwynamBPSunbury, Inglaterra

Primavera de 2005 11

En este artículo, repasamos la evolución de laquímica de los fluidos VES en el campo petrolerodurante la última década, en que dejó de ser unatecnología relativamente desconocida para con-vertirse en tecnología de uso corriente. Algunosejemplos de campo de América del Sur, Américadel Norte, el Mar del Norte y el Mar Caspio,demuestran cómo estos novedosos materiales

ayudan a los ingenieros a optimizar el desempeñode sus activos de petróleo y gas y a mejorar larecuperación de hidrocarburos.

Desde el principioEn 1983, Dow Chemical Company introdujo unafamilia de surfactantes posteriormente conoci-dos como VES.6 Estos surfactantes se utilizaban

como densificantes en los productos de con-sumo, tales como decolorantes, detergenteslíquidos para el lavado de vajilla y cosméticos.Su intrigante desempeño condujo a los ingenie-ros del Centro de Tecnología de Dowell en Tulsa,ahora Schlumberger, a explorar diversas formasde aplicar la tecnología VES en la industria delpetróleo y el gas.

1. Las estructuras micelares se refieren a una agregacióncoloidal de moléculas anfipáticas que se dan a una con-centración micelar crítica bien definida.

2. 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.

3. Chase et al, referencia 2.4. La goma guar es un polisacárido hidrofílico que se

obtiene de la semilla de la planta de guar (Planta legumi-nosa que crece en Pakistán y en la India). Altamentedispersable en agua y en salmueras de diverso tipo,puede ser reticulado con bórax y otros compuestos paragenerar alta resistencia de gel para los sólidos en sus-pensión, tales como la arena y otros apuntalantes. Se

utiliza comúnmente en fluidos de fracturamiento paracrear la viscosidad requerida. Tiene baja estabilidad tér-mica, es sensible al pH y está sujeta a fermentaciónbacteriana.

5. Ely JW: Stimulation Engineering Handbook. Tulsa: PennWell Publishing Company (1994): 79–97.

6. Chase et al, referencia 2.

12 Oilfield Review

Los surfactantes son compuestos cuyasestructuras moleculares contienen tanto gruposhidrofílicos (que atraen el agua) como gruposhidrofóbicos (que repelen el agua). La mayoríade los surfactantes consisten de un grupo concabezas hidrofílicas y un grupo con colas hidrofó-bicas (arriba). Cuando se agregan a un fluidoacuoso, las moléculas de surfactante se combi-nan para formar estructuras que se conocen conel nombre de micelas. Las colas hidrofóbicas delas micelas se asocian para formar un núcleo

rodeado de cabezas hidrofílicas que aíslan lascolas del contacto con el agua. Típicamente, lasmicelas tienen forma esférica.

En el caso de los surfactantes VES, cuandociertas sales están presentes en el fluido acuosodentro de un rango de concentración particular,las micelas adoptan una estructura tipo barra(bastoncillos), similar a las fibras de polímeros(arriba, a la derecha). Estas micelas tipo barrase entrecruzan, se desarrolla el comportamientoviscoelástico y se obstaculiza el movimiento del

fluido (izquierda). Se produce un significativoaumento de la viscosidad y se desarrolla el com-portamiento elástico de los pseudosólidos.7

Cuando las micelas son desasociadas por laenergía de corte, el comportamiento reológico delos fluidos VES es similar al del agua, o casiNewtoniano; sin embargo, la viscosidad y el com-portamiento elástico se recuperan cuando seelimina la energía disruptiva (próxima página,arriba). Las propiedades quimiomecánicas úni-cas que crean la viscosidad de los fluidos VES seprestan fácilmente a la fluidificación poresfuerzo de corte, la suspensión estática, losbajos requerimientos de energía de transición decondiciones estáticas a condiciones dinámicas yla alta eficiencia del transporte de partículas.Los fluidos VES requieren menos energía paraser bombeados que los fluidos a base de polí-meros más convencionales, lo que reduceefectivamente los requerimientos energéticos delas bombas en la localización del pozo.

La viscosidad de los fluidos VES puede dismi-nuir con la temperatura. No obstante, el aumentode la concentración de surfactante o el ajuste de

Grupo de colashidrofóbicas

Grupo de cabezashidrofílicas

Condiciones estáticas

Condiciones dinámicas

Dire

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n de

l flu

jo

0.1 micrón

> El nivel molecular. Los surfactantes viscoelásticos exhiben una estructurade cabezas hidrofílicas bien definida (derecha) adosada a una sección decola articulada con un extremo hidrofóbico (izquierda). Cuando se dispersanen soluciones de salmuera específicas, las secciones de cola se asocianformando finalmente una estructura micelar vermicular o vermiforme.

> Efectos quimiomecánicos y viscoelasticidad.Cuando se mezclan con soluciones salinas a laconcentración correcta, los materiales VES for-man micelas de tipo barra que se entrecruzanbajo condiciones estáticas (extremo superior),impartiendo así viscosidad al fluido y elasticidada los pseudosólidos. Si se exponen a la energíade corte, tal como la proporcionada con el bom-beo de los fluidos, por baja que ésta sea, lasmicelas se desasocian de inmediato (extremoinferior). La elasticidad y la viscosidaddisminuyen.

> Micrografía de las micelas. A través de un microscopio electrónico de ba-rrido ambiental, se observa que las moléculas VES dispersas en una soluciónacuosa se asocian, forman estructuras tipo barra y se entrecruzan, generan-do finalmente viscosidad.

Primavera de 2005 13

la concentración de sales puede reducir esta flui-dificación relacionada con la temperatura. Adiferencia de los sistemas poliméricos convencio-nales, la viscosidad de los fluidos VES no sedegrada con el tiempo y resulta predecible y fácilde modelar, combinando simplicidad operativacon un diseño de fluido eficiente y eficaz (dere-cha, al centro).

Los primeros experimentos de laboratoriodemostraron que la viscosidad de los fluidos VESse rompe fácilmente a través del contacto con loshidrocarburos o se diluye por acción del agua deformación. El petróleo o el condensado produ-cido alteran el medio eléctrico del fluido, lo quehace que la forma de las micelas se reviertapasando de barras a esferas (derecha, abajo). Laviscosidad del fluido se reduce porque las mice-las, ahora esféricas, ya no se pueden entrecruzar.Alternativamente, cuando los fluidos VES sondiluidos por el agua de formación, la concentra-ción de surfactante finalmente se reduce hastaalcanzar un nivel en el que la cantidad de mi-celas presentes es insuficiente para que seentrecrucen y la viscosidad se pierde. A menudose realizan pruebas de laboratorio simples paraconfirmar la compatibilidad de los fluidos VEScon los hidrocarburos producidos específicos.

A comienzos de la década de 1990,Schlumberger aplicó por primera vez la químicaVES en el fluido de empaque de grava con sur-factantes viscoelásticos PERMPAC. Nuevo en elcampo petrolero, este surfactante catiónicologró viscosificar las salmueras comunes utiliza-das en las operaciones de terminación depozos—cloruro de potasio, cloruro de amonio,cloruro de calcio o bromuro de calcio—paraponer en suspensión y transportar la grava.8 Laconcentración de los fluidos VES oscilaba entre2.5 y 6% por volumen, dependiendo de la tempe-ratura de pozo prevista.

A diferencia de los fluidos de empaque degrava basados en viscosificadores poliméricos,tales como la goma guar o la hidroxietil celulosa(HEC), los fluidos VES dejan pocos residuos, loque reduce significativamente el daño del empa-que de grava.9

10

0.01 0.1 1 10 100 1,000

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100,000Formación y fractura

Régimen de flujo

Tubularesy disparos

Tasa de corte, s-1

Visc

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p

Perfil de viscosidad a 24°C [75°F]

2.5% de surfactante viscoelástico

40 lbm/1000 gal dehidroxietilcelulosa

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Tiempo, minutos

Referencias ClearFRAC HT

Visc

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Tem

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, °F

Temperatura5% de ClearFRAC HT4% de ClearFRAC HT

Rompedor o contacto con el

hidrocarburo líquido

Micelas vermiformeso vermiculares Micelas esféricas

+ =

> Ruptura de la viscosidad. Los fluidos VES pueden perder su viscosidad dediversas maneras. Al entrar en contacto con rompedores, agua de formacióno hidrocarburos líquidos, las micelas pierden su forma de barra, colapsandopara formar esferas. Una vez que esto ocurre, las micelas ya no puedenentrecruzarse y la viscosidad se pierde siendo en general irrecuperable.

> Viscosidad a través del tiempo. Los fluidos de fracturamiento sin polímerosClearFRAC poseen suficiente viscosidad para los tratamientos de fracturamien-to y otras aplicaciones a temperaturas de hasta 135°C [275°F]. Si se expone atemperaturas elevadas en pruebas de laboratorio, el fluido ClearFRAC HTmuestra poca pérdida de viscosidad con el tiempo. Los picos de viscosidadque aparecen a los 25, 58, 92 y 125 minutos son transformaciones artificialesdel proceso de prueba.

> Mejoramiento de la viscosidad. Si se comparan con los sistemas de fluidosde fracturamiento hidráulico convencionales, como los sistemas a base dehidroxietilcelulosa (HEC) (azul), los sistemas VES (curva roja) proveen unaviscosidad más alta a las tasas de corte experimentadas durante el fractura-miento (izquierda), mientras que la viscosidad provista es similar a las tasasde corte más bajas que son habituales en los tubulares y en los disparos(derecha).

7. El término pseudosólido describe los materiales quedesarrollan estructuras de gel altamente viscosas, quepueden exhibir un comportamiento elástico y que requie-ren poca energía para reducir el gel a líquido.

8. Los surfactantes catiónicos son agentes activos ensuperficie típicamente compuestos de sales aminas gra-sas. Poseen una carga positiva neta y son estables a lolargo de una gama de niveles de pH y en varias solucio-nes salinas.

9. Parlar M, Nelson EB, Walton IC, Park E y DeBonis VM:“An Experimental Study on Fluid-Loss Behavior of Fracturing Fluids and Formation Damage in High Permeability Porous Media,” artículo de la SPE 30458,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.

Con el tiempo, el surfactante PERMPAC fueutilizado en aplicaciones de fracturamiento cons-tituyendo la base para el desarrollo subsiguientedel fluido de fracturamiento libre de polímerosClearFRAC. Sin embargo, las limitaciones de cos-tos y temperatura—60°C [140°F]—impidieronsu uso generalizado en tratamientos de fractura-miento hidráulico.

Schlumberger introdujo el sistema de fluidossurfactantes ClearFRAC original en el año 1997.Al igual que los fluidos PERMPAC, el sistema fueconstruido en base a la química de los surfac-tantes catiónicos. El surfactante ClearFRACdemostró ser estable en salmueras de baja densi-dad a temperaturas de hasta 93°C [200°F]. Dadoque un alto porcentaje de las operaciones defracturamiento tienen lugar a temperaturas demenos de 200°F, el mercado de los fluidos VESpara tratamientos de fracturamiento era real-mente vasto. Además, el surfactante podíamezclarse continuamente con salmuera y el sis-tema de fluido resultante podía espumarse, oenergizarse, con nitrógeno [N2].

Beneficiosos para el medio ambienteDesde el comienzo, los fluidos de fracturamientoy empaque de grava VES permitieron mejorar eldesempeño del pozo. A partir de su éxito inicial,estos fluidos siguieron evolucionando. Para finesde la década de 1990, la búsqueda de nuevasreservas de petróleo y gas condujo a los operado-res a perforar y terminar pozos en áreas másdesafiantes y más sensibles desde el punto devista ambiental.

Los fluidos VES introducidos a comienzos dela década de 1980 se basaban en la química delos surfactantes catiónicos. Si bien son efectivostanto desde el punto de vista operativo como entérminos de costos, y resultan aceptables desdela perspectiva medioambiental en la mayoría delas localizaciones terrestres, los surfactantescatiónicos no siempre pueden ser descargados enambientes marinos.

Para encarar los problemas de descarga, losingenieros y científicos de Schlumberger comen-zaron a desarrollar surfactantes viscoelásticos nocatiónicos. A comienzos del año 2000, los investi-gadores habían descubierto nuevos surfactantesaniónicos capaces de satisfacer tanto las deman-das ambientales como las demandas funcionales.10

El resultado, es decir el fluido de fractura-miento libre de polímeros ClearFRAC EF,permitió mejorar el desempeño en ciertas situa-ciones proporcionando al mismo tiempo unfluido que podía ser descargado en áreas sensi-bles desde el punto de vista ambiental, talescomo la región del Lago de Maracaibo en Vene-zuela.

En América del Sur, se han perforado y termi-nado muchos pozos en el Lago de Maracaibosituado en la porción central norte de Venezuela.Hoy en día, las descargas provenientes de lasoperaciones relacionadas con el petróleo y el gasse limitan a los productos y materiales que satis-facen estrictas normas ambientales.

Los pozos del Campo Bachaquero, situado enla región del Lago de Maracaibo, generalmenteproducen a partir de areniscas altamente perme-ables, no consolidadas, de edad Mioceno. En

muchos casos, los tratamientos de estimulaciónpor fracturamiento hidráulico han demostradoser efectivos en lo que respecta al mejoramientodel desempeño del pozo.

Los ingenieros del laboratorio de soporte decampo de Schlumberger situado en Las Moro-chas, Venezuela, evaluaron diversos surfactantesClearFRAC, seleccionando finalmente el fluidoClearFRAC EF por su aceptabilidad medioam-biental en ambientes marinos, su baja tendenciaa la formación de emulsiones con el petróleo pro-

14 Oilfield Review

0 5 10 15 20 25 30 35 400

100

200

300

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500

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Tiempo, min

Perfil reológico del fluido ClearFRAC EF

Tasa

de

corte

, rpm

Visc

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p

Tem

pera

tura

, °F

Rupt

ura

por c

izalla

dura

, lbm

/100

pie

s2

Tasa de corte, rpmEsfuerzo de corte, lbm/100 pies2

Viscosidad,cpTemperatura,°F

-1.00 0 1.00 0

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3,900

3,850

12.2 a 14.2 laa

>14.2 laa

10.2 a 12.2 laa

8.2 a 10.2 laa

6.2 a 8.2 laa

4.2 a 6.2 laa

2.2 a 4.2 laa

0.0 a 2.2 laa

0 laa

< 0 laa

Ancho dela fractura

Curva de contorno correspondientea la concentración de apuntalante

Ancho, pulgadas

Prof

undi

dad,

pie

s

Longitud, pies

> Asegurando la viscosidad en el Lago de Maracaibo. Los ingenieros evalua-ron el desempeño reológico del fluido de fracturamiento ClearFRAC EF en laspruebas de laboratorio utilizando un reómetro FANN 50. Las pruebas dieronseguridad a los ingenieros en cuanto al potencial desempeño satisfactoriodel fluido. La viscosidad del fluido (azul) se mantuvo estable a pesar delincremento de la temperatura, que pasó de temperatura ambiente a 65°C[150°F]. Transcurridos siete minutos de la prueba, un cambio en la tasa decorte (anaranjado) produjo una variación de la viscosidad. Una vez reducidala tasa de corte, la viscosidad volvió a sus valores normales a lo largo detoda la prueba de 40 minutos de duración. El mantenimiento de la estabilidadde la viscosidad durante el calentamiento del fluido simplifica la ingeniería defracturamiento. A diferencia de los fluidos a base de polímeros que pierdenviscosidad con el incremento de la temperatura, la eficiencia de transportede apuntalante de los fluidos VES no varía con el recalentamiento del fluidodurante el bombeo.

> Resultados de las operaciones de fracturamiento. La imagen generada por elsoftware de diseño y evaluación de operaciones de fracturamiento FracCADEmuestra una estimación de la altura y el ancho de la fractura (izquierda). Lafractura se extiende a lo largo de una distancia de aproximadamente 24 m [80pies] del pozo (derecha). En el Pozo BA-2233, situado en el área del Lago deMaracaibo, se emplazaron aproximadamente 27,215 kg [60,000 lbm] de apunta-lante para fracturamiento. La mayoría de las regiones de la fractura recibieronmás de 14 libras de apuntalante, lo que produjo una conductividad efectiva dela fractura de 6,019 mD/m [19,746 mD/pie].

Primavera de 2005 15

ducido localmente y su perfil de viscosidad bajolas condiciones de fondo de pozo pronosticadas(página anterior, arriba).

Para mejorar el desempeño del pozo inyectorde vapor BA-2233, los ingenieros llevaron a cabouna operación de fracturamiento hidráulicogenerando una fractura de 15.2 mm [0.6 pulga-das] de ancho (página anterior, abajo). Mediantela utilización de un fluido portador ClearFRACEF, se emplazaron en la formación un pocomenos de 27,215 kg [60,000 lbm] de apuntalantepara fracturamiento de malla 20/40. A los 10minutos de iniciado el bombeo, o dos minutosdespués de que el apuntalante penetrara en losdisparos, se observó el detenimiento del creci-miento longitudinal de la fractura (TSO, por sussiglas en inglés).11

De acuerdo con el análisis del sistema de pro-ducción NODAL, la producción de petróleo conposterioridad al tratamiento de fracturamiento yprevio a la inyección de vapor sería de aproxima-damente 32 m3/d [200 B/D]. La producción realdespués del tratamiento de estimulación fue de33 m3/d [209 B/D], lo que coincide con el pronós-tico del análisis NODAL.

Retorno de fluidos más diluidosLos fluidos de fracturamiento cumplen con dosobjetivos fundamentales: en primer lugar, pro-veer la energía hidráulica que genera y abre unafractura y, en segundo lugar, emplazar los mate-riales apuntalantes transportados en la fracturaabierta para mantener una trayectoria conduc-tiva, o conducto, para el flujo lineal hacia elinterior del pozo. Una vez ejecutadas estastareas, la presión del pozo cae y el fluido de frac-turamiento fluye a la superficie.

En las pruebas de campo, los ingenierosobservaron que, en comparación con los fluidos abase de polímeros más convencionales, con losfluidos VES se requerían niveles de viscosidadsignificativamente más bajos para transportar yemplazar el apuntalante en forma eficaz (dere-cha, arriba). No obstante, en ciertos casos, hastaniveles de viscosidad mínimos podrían retardarel flujo de retorno del fluido de fracturamientodurante la limpieza del pozo.

Si se acorta el tiempo requerido para limpiarun pozo, se puede obtener más rápidamente laproducción comercial. Teniendo en cuenta esteconcepto, los responsables del desarrollo de tec-nologías comenzaron a investigar la química delos rompedores de emulsión para los fluidos VESa fin de posibilitar una reducción de la viscosidaden sitio en forma controlable y predecible.

La reducción de la viscosidad en las suspen-siones VES depende de diversos factores,incluyendo el medio iónico, la temperatura y losparámetros de empaques de surfactantes.12 Losprimeros experimentos demostraron que, al igual

que los hidrocarburos producidos, los rompedo-res químicos hacen que las micelas de los fluidosVES cambien su forma de barra para convertirseen esferas, colapsando la estructura micelarentrecruzada que genera la viscosidad.

Para fines de 1999, los responsables del desa-rrollo de tecnologías descubrieron una nuevaversión de rompedores de emulsión que podíanencapsularse y mezclarse con los apuntalantespara ser distribuidos en forma uniforme y efec-tiva a lo largo de toda la fractura (arriba). Enuna operación de fracturamiento típica, una vezemplazado el apuntalante en la fractura, se eli-

Visc

osid

ad, c

p a

100

s-1

0.01

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1

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0.01 0.1 1 10Tasa de corte, s-1

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35 lbm/1000 gal de fluidoa base de polímerosFluido ClearFRAC HT

Visc

osid

ad, c

p a

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s-1

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100

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050 100 150 200

Temperatura, °F250 300 350

6% de surfactante ClearFRAC en unasolución de cloruro de potasio (KCl)6% de ClearFRAC en una solución decloruro de potasio + 7 ppm* de rompedor6% de ClearFRAC en una solución decloruro de potasio + 10 ppm de rompedor6% de ClearFRAC en una solución decloruro de potasio + 15 ppm de rompedor

* ppm significa partes por mil

10. Los surfactantes aniónicos son agentes activos ensuperficie que poseen una carga negativa neta.

11. El fracturamiento con control del largo de la fractura con-siste en hacer que el apuntalante obture deliberadamenteel extremo de la fractura a través del agotamiento delcolchón. La propagación ulterior de la fractura cesa y lacontinuidad del bombeo aumenta el ancho de la fractura.

12. El parámetro de empaque de surfactante es afectado porlas condiciones de la solución tales como temperatura yconcentración de surfactante. También puede ser influ-enciado por los cambios acaecidos en la longitud de lacadena micelar y la ausencia de simetría, que producenun incremento en la curvatura espontánea del surfactante,determinando finalmente si las moléculas de surfactanteformarán micelas esféricas o micelas cilíndricas.

> Efectividad de los rompedores VES. La viscosidad de los fluidos ClearFRAC(azul) puede ser reducida mediante el agregado de compuestos rompedores.Con mucha frecuencia, los rompedores están encapsulados y entran en con-tacto con el fluido VES cuando las cápsulas son trituradas durante el períodoposterior al fracturamiento. Frente a la exposición a los rompedores encap-sulados, la viscosidad del fluido VES (dorado–izquierda) se reduce hasta endiez veces. Se muestra el desempeño resultante del incremento de la con-centración de rompedor con el incremento de la temperatura.

> Polímeros de desempeño destacado. Tanto en evaluaciones de laboratoriocomo en evaluaciones de campo, los fluidos ClearFRAC HT mostraron un de-sempeño superior al de los fluidos a base de polímeros (rojo) en lo querespecta a eficiencia de transporte. A una tasa de corte baja, los fluidosClearFRAC HT proveen viscosidades más altas que los fluidos a base de polí-meros (azul–izquierda), mientras que a una tasa de corte más alta (azul–dere-cha) se observan viscosidades mucho más bajas.

mina la presión hidráulica y la fractura comienzaa cerrarse. Las cápsulas que contienen el rompe-dor ClearFRAC son trituradas dentro de lafractura que se está cerrando, liberando el rom-pedor. El rompedor modifica los parámetros delempaque de surfactante del fluido de fractura-miento: las micelas colapsan y la viscosidad sereduce, mejorando efectivamente el flujo deretorno del fluido de fracturamiento.

En aplicaciones de campo, la utilización derompedores VES mejora la limpieza del pozo eincrementa la producción temprana de gas. Sereduce la formación indeseada de espuma defluido en la superficie, se mejora la separacióngas-líquido y se optimiza la conductividad de lafractura. Si se comparan las curvas de producciónde los pozos fracturados con los sistemas a basede polímeros más antiguos con los pozos fractura-dos utilizando los fluidos VES que incorporan laquímica de los rompedores, se observa que lascurvas de producción a menudo se asemejan conel tiempo. No obstante, en los primeros 60 díasaproximadamente, la limpieza más rápida de losfluidos VES que utilizan rompedores encapsula-dos produce un volumen de gas incrementalsustancial; los pozos se ponen en producción másrápido mejorando el retorno de la inversión(derecha).

Extensión de los límites térmicosLos ingenieros, científicos y responsables deldesarrollo de tecnologías que aplican fluidos VESlograron diversos acontecimientos importantes,incluyendo la aceptación mediombiental y el con-trol de la viscosidad diseñado técnicamente.Ahora, a medida que los ambientes de perforaciónse extienden para incluir condiciones de tempera-tura, profundidad y presión más extremas, lossistemas VES también están evolucionando parasatisfacer estos desafíos.

La versatilidad de los surfactantes viscoelás-ticos hace posible el desarrollo de sistemas defluidos para aplicaciones específicas. En Canadá,se necesitaba un nuevo sistema VES para enfren-tar los desafíos de perforación planteados en lasáreas de desarrollo de gas somero del sur deAlberta (derecha). Las rentabilidades margina-les, las estrictas regulaciones ambientales y lasbajas temperaturas de los pozos impusieronsobre los operadores la necesidad de buscar tec-nologías de fluidos de fracturamiento nuevas.

Los ingenieros de Schlumberger respondierona esa necesidad desarrollando un fluido de frac-turamiento libre de polímeros ClearFRAC LT, unfluido a base de surfactantes viscoelásticos dise-ñado para satisfacer diversos requisitosincluyendo su utilización en ambientes fríos.

Aplicado en pozos con temperaturas inferiores a38°C [100°F], el nuevo fluido también demostróser económico en situaciones que requerían solu-ciones de fracturamiento hidráulico de bajocosto. Para cumplir con los requisitos vigentes en

Canadá en materia de medio ambiente, los res-ponsables del desarrollo de tecnologíasdiseñaron el sistema ClearFRAC LT para queresultara compatible con soluciones salinas sincloruros, tales como los métodos de fractura-

16 Oilfield Review

C A N A D Á

A L B E R T A

Red Deer

Edmonton

Grande Prairie0

0 200 400 km

100 200 millas

Calgary

Brooks

Prueba de campo del fluido ClearFRAC con un rompedor encapsulado

Prod

ucci

ón p

rom

edio

, Mpc

/DCurvas de producción

El área sombreada indica laproducción de gas incrementalen los primeros 35 días

Días transcurridos desde la primera aplicación10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

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1,000

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1,500

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2,000

Tasa de fluido ClearFRAC

Tasa de fluido a base de polímeros

Fluido ClearFRACFluido de fracturamiento a base de polímeros

> Gas incremental. Los datos de las pruebas de campo indican que los fluidos ClearFRAC se limpianmás rápido (azul), produciendo más gas en el primer mes de producción que los fluidos a base de po-límeros (rojo). Este gas incremental (recuadro sombreado) puede compensar el costo de las operacio-nes de estimulación y mejorar el retorno de la inversión.

> Zonas prospectivas de gas somero en el sur de Alberta. El fluidoClearFRAC LT de baja temperatura se diseñó en primer término para ayudara los operadores a estimular en forma económica y eficaz los pozos per-forados en las áreas del sur de Alberta (dorado), Canadá.

Primavera de 2005 17

miento con espuma a base de nitrato de amonio ynitrógeno. Los fluidos ClearFRAC LT tambiénpueden ser formulados con cloruro de potasio ycloruro de amonio.

Como sucede con otros productos ClearFRAC,el surfactante ClearFRAC LT se mezcla continua-mente, lo que posibilita un ahorro de tiempoconsiderable en la localización del pozo. Los cos-tos se reducen y cada día se pueden estimularmás zonas. Las pruebas de campo realizadas enpozos múltiples de Canadá mostraron una mejorade los parámetros económicos de perforación yde la logística y la capacidad de estimular zonasproductivas marginales en ambientes de bajatemperatura.

Las modificaciones introducidas en laquímica de los surfactantes viscoelásticosClearFRAC LT han permitido hallar nuevas apli-caciones que trascienden los pozos de bajatemperatura, por ejemplo en yacimientos no con-vencionales tales como los yacimientos demetano en capas de carbón (CBM, por sus siglasen inglés) y las lutitas carboníferas, o ricas encarbono, fracturadas, que pueden resultar difíci-les de explotar. Globalmente, estos tipos de

yacimientos llegan a representar volúmenes dehasta 99 a 269 trillones de m3 [3,500 a 9,500 Tpc]de gas natural.13

La permeabilidad es uno de los factores máscríticos en la recuperación de depósitos CBM. Sinintervención, la transmisión del fluido y de la pre-sión depende en gran medida de la presencia degrietas de carbón y del sistema de fracturas encapas de carbón asociado (arriba).14

A diferencia del gas presente en una matrizde arenisca convencional, el gas CBM es arras-trado en el sistema de carbón por sorción en lassuperficies internas del carbón. En los sistemasde areniscas, la reducción de la presión de porohasta 500 lpc [3,447 kPa] a menudo produce laliberación de todo el gas arrastrado, mientrasque en un depósito CBM, suelen requerirse pre-siones de tan sólo 100 lpc [689 kPa].

Independientemente de que las fracturas seannaturales o inducidas durante las operaciones deperforación o terminación, la combinación de bajapermeabilidad y bajas caídas de presión hace quelos yacimientos CBM sean sensibles a cualquierrestricción en el flujo. Las terminaciones horizon-tales convencionales demostraron cierto grado de

éxito en la producción de reservas CBM compac-tas. No obstante, la productividad cae en formadramática cuando la permeabilidad natural sereduce por debajo de 10 mD. El daño producidopor los fluidos de perforación o de fracturamientoreduce aún más la productividad.15

CARBÓN

Imagenestática

Imagendinámica

Registro de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total

Flechas queseñalan

el echado0° 90°

XXX8

XXX9

Superficie erosiva en los limos

Trazas de estratificación

CarbónGrietas subverticales

Fracturas por esfuerzos de corte rotadas Carbón con lutitas

> Gas nuevo a partir del carbón somero. Si bien representan un desafío en lo que respecta a explotación, los mantos de carbón constituyen una fuente degas natural no convencional en forma de metano en capas de carbón (CBM, por sus siglas en inglés). El CBM existe como gas adsorbido en la matriz delcarbón o como gas libre en las fracturas o grietas del carbón. Las grietas varían en lo que respecta a tamaño, oscilando entre microscópicas y visibles asimple vista (izquierda). Las grietas se orientan generalmente en sentido perpendicular a los planos de estratificación naturales. Las imágenes de buenacalidad obtenidas con la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total operada a cable pueden definir grietas en aflora-mientos de capas de carbón más grandes. En esta imagen se observan abundantes grietas (derecha). Los colores brillantes de las imágenes estáticasindican litologías más resistivas, tales como los carbones, mientras que los colores oscuros corresponden a lutitas, limos, cenizas o fracturas abiertas.También pueden observarse fracturas por esfuerzos de corte naturales dentro del carbón que en general rotan formando ángulos variables con respectoa los planos de estratificación. (Foto e imagen FMI, gentileza de David Schoderbek, Burlington Resources Canadá, Calgary, y Satyaki Ray, SchlumbergerCanadá Ltd., Calgary; utilizadas con autorización).

13. Fredd CN, Olsen TN, Brenize G, Quintero BW, Bui T,Glenn S y Boney CL: “Polymer-Free Fracturing Fluid Exhibits Improved Cleanup for Unconventional NaturalGas Well Applications,” artículo de la SPE 91433, presen-tado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE,Charleston, Virginia Oeste, EUA, 15 al 17 de septiembrede 2004.Para más información sobre producción de gas CBM,consulte: Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A,Boyer C, Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G,Colson L, Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B ySchoderbek D: “Producción de gas natural a partir delcarbón,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de2003/2004): 8–33.

14. Una grieta es un plano de rotura presente en los depósi-tos de carbón, que provee conductividad natural a travésde la capa de carbón.

15. Osman EA y Aggour MA: “Determination of Drilling MudDensity Change with Pressure and Temperature MadeSimple and Accurate by ANN,” artículo de la SPE 81422,presentado en la 13a Muestra y Conferencia del Petróleode Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de2003.

Dado que los resultados no lograron satisfacerlas expectativas, los ingenieros de Schlumbergery de las compañías clientes diseñaron un pro-grama de refracturamiento para el intervalo de183 m [600 pies] correspondiente a la capa decarbón. Las permeabilidades de la capa de car-bón oscilaban entre 0.6 y 2 mD. Las reservas degas fueron estimadas en 11 a 14 m3/t [350 a 450pc/ton] de carbón. Mediante el bombeo de nueveetapas de fracturamiento a través de tuberíaflexible utilizando técnicas CoalFRAC, los inge-nieros de Schlumberger emplazaron 118,000 kg[260,000 lbm] de apuntalante para fractura-miento de malla 16/30 empleando un fluidoCoalFRAC energizado con nitrógeno.

La combinación de las nuevas técnicas defracturamiento con la tecnología de fluidos Coal-FRAC VES permitió quintuplicar la produccióninicial. Hasta el momento se han llevado a cabomás de 100 tratamientos CoalFRAC en Américadel Norte. Si se comparan con los tratamientoscon fluidos de fracturamiento a base de polí-meros más comunes, en promedio, los regímenesde producción obtenidos utilizando fluidosCoalFRAC han mejorado entre un 30 y un 60% enlo que respecta tanto a aplicaciones CBM como aaplicaciones en lutitas carboníferas.

El interés de los operadores en la obtenciónde fluidos de fracturamiento eficientes continuóexpandiéndose, pasando de las aplicaciones abajas temperaturas a ambientes mucho más pro-fundos y con temperaturas mucho más elevadas.A lo largo del año 2002, los fluidos de estimula-ción VES demostraron su eficacia a temperaturasoscilantes entre 4.5°C [40°F] y un límite supe-rior de aproximadamente 104°C [220°F].

Para abordar la necesidad de contar con flui-dos VES que resultaran efectivos en ambientesde alta temperatura, los científicos del SPC desa-rrollaron el fluido de fracturamiento libre depolímeros ClearFRAC HT, un fluido de fractura-miento VES a base de zwitterión diseñadoespecíficamente para temperaturas elevadas.18 Elsistema ClearFRAC HT extiende la envolventeoperacional de los surfactantes VES a 135°C[275°F] a la vez que mantiene otros atributoscomunes a los demás fluidos VES, tales comobaja caída de presión por fricción y excelentecapacidad de transporte de apuntalantes. Losfluidos ClearFRAC HT poseen baja tendencia a laformación de emulsiones, lo que permite su utili-zación en un amplio rango de aplicaciones deyacimientos de petróleo.

Al igual que otros fluidos de fracturamiento abase de surfactantes viscoelásticos, la viscosidadde los fluidos ClearFRAC HT se reduce sustan-cialmente como consecuencia de la dilución conlas salmueras de formación, el contacto o lamezcla con hidrocarburos, o el agregado de rom-pedores químicos.

Mejoramiento del desempeño de las operaciones de empaque de gravaLa producción de arena constituye un problemaserio en muchos yacimientos y los operadoresdeben invertir sumas importantes para minimizarlos efectos del flujo de arena no controlado. Elempaque de grava, en sus diversas formas, se uti-liza comúnmente para controlar el flujo de arenahacia el interior del sistema de producción.19

Los aumentos logrados en la estabilidad tér-mica, las mejoras de la tecnología de rompedoresde emulsión y la mayor compatibilidad con una

18 Oilfield Review

Cuando un manto de carbón se expone a losfluidos de perforación o de fracturamiento, puedeproducirse dilatación como resultado de la absor-ción del agua, los fluidos gelificados o el agua quecontiene bajas concentraciones de agentes reduc-tores de la fricción, tales como la poliacrilamidaparcialmente hidrolizada (PHPA, por sus siglas eninglés). Esto conduce a menudo a una reducciónsustancial de la porosidad y la permeabilidad delas grietas (derecha). Se han reportado reduccio-nes irreversibles de cinco a diez órdenes demagnitud.16 El hecho de no remover los geles o losviscosificadores de los fluidos de fracturamientode las microfracturas naturales puede producirdaños adicionales a la permeabilidad.

La eliminación de estos materiales con poste-rioridad al fracturamiento depende de lainiciación de una caída de presión y de la produc-ción del fluido contenido en el carbón. Esprobable que no se disponga de suficiente energíaa las bajas presiones características de los yaci-mientos CBM, para limpiar en forma eficaz losfluidos de fracturamiento a base de polímerosresiduales.

Cuando se preparan para fracturar hidráuli-camente un depósito CBM, los ingenierostambién deben considerar los asuntos relaciona-dos con la presencia de ambientes sensiblesdesde el punto de vista ambiental. Tanto como untercio de las reservas de CBM de EUA se encuen-tran localizadas en áreas en las que estrictasreglamentaciones ambientales controlan la com-posición de los fluidos que podrían entrar encontacto con el agua subterránea potable.

Los ingenieros del Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land (SPC) desarrolla-ron los fluidos de fracturamiento no dañinosCoalFRAC específicamente para el fractura-miento de CBM. Con mucha frecuencia, losfluidos CoalFRAC son energizados con nitrógenoy causan mínimo daño por sorción en las grietasdel carbón. Como sucede con otros fluidos a basede VES, los fluidos CoalFRAC retornan de inme-diato a la superficie después del fracturamiento,lo que evita el daño potencial en la permeabili-dad asociado con los fluidos de fracturamiento abase de polímeros residuales.

Las pruebas de campo realizadas en Wyomingcentral, EUA, demuestran el desempeño de losfluidos VES en yacimientos no convencionales.Inicialmente, en un tratamiento de fractura-miento consistente en seis etapas se emplazaron149,680 kg [330,000 lbm] de apuntalante de malla16/30 en la capa de carbón, utilizando una combi-nación de fluidos de fracturamiento a base depolímeros convencionales, energizados y no ener-gizados, no reticulados.17

Permeabilidad retenida en capas de carbón

Perm

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de

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, %

Fluido VESa 120°F

Fluido VESa 80°F

Fluido abase depolímero

Fluido a basede polímero con

rompedor agregado

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100

> Permeabilidad retenida en capas de carbón. En las pruebas de permeabi-lidad de retorno realizadas en una capa de carbón simulada en el laborato-rio, se muestran las características no dañinas de los fluidos VES libres depolímeros (azul) en comparación con los fluidos a base de polímeros (verde ypúrpura).

Tubería derevestimiento

Talón PuntaTubo de derivación BoquillasLechada

Tubo lavador Tubo ciego Grava Filtro Agujero descubierto Revoque de filtración

Tubo dederivación

Boquilla

Tubo lavadorFiltro

Primavera de 2005 19

variedad de soluciones salinas han extendido lasaplicaciones de los fluidos VES. Desde su intro-ducción como fluidos de empaque de grava, losfluidos VES han vuelto a ser el foco de atenciónde los especialistas tanto en control de la pro-ducción de arena como en empaque de grava.

En las operaciones de empaque de grava aagujero descubierto, un fluido portador transportay emplaza un volumen de grava de tamaño especí-fico en el espacio anular existente entre la rocayacimiento y el arreglo de producción, que sueleconsistir en una tubería de revestimiento cortaranurada o un filtro de alambre plano (arriba).

La grava actúa como un filtro permitiendo que elfluido de formación fluya de la formación a lasarta de producción, a la vez que se filtran los gra-nos de arena y otros finos de formación. Al igualque en las operaciones de fracturamiento, la con-ductividad, o la capacidad de los fluidos decircular a través del empaque de grava, es clavepara maximizar la productividad del pozo.

Las operaciones de empaque de grava tam-bién deben diseñarse para proveer un flujouniforme a través del arreglo de producción. Losempaques de grava con deficiencias de diseño ode implementación pueden someter el arreglo deproducción a zonas de flujo concentrado o puntoscandentes. En el caso de los filtros de alambreplano, el flujo concentrado erosiona la malla dealambre, lo que se traduce en la irrupción dearena y en el acortamiento de la vida útil de laterminación que, a su vez, puede conducir acostosas operaciones de reparación con finescorrectivos o a operaciones de re-terminación.

Para prolongar la vida útil de los empaquesde grava, los ingenieros deben lograr uniformi-dad en el emplazamiento de la grava y en el flujode fluido producido a lo largo de toda la termina-

ción. La conductividad a través de un empaquede grava puede ser deteriorada por la presenciade material residual de perforación o de fluidosportadores que perdura después del contraflujo.A diferencia de muchos fluidos a base de políme-ros, los fluidos portadores VES optimizan eltransporte de la grava sin dejar residuos dañinosque deterioran la producción.

Durante la construcción de pozos, los per-foradores intentan minimizar el daño deformación y las complicaciones relacionadas conlas operaciones de perforación, tales como elatascamiento de las tuberías, mediante la reduc-ción del volumen de fluido que se pierde en unaformación. Los fluidos de perforación tienenfases múltiples, que a menudo se describencomo fases continuas y discontinuas. La fasecontinua consiste de un fluido portador, quesuele ser agua o petróleo junto con sales y otroscompuestos solubles en los fluidos portadores.La fase discontinua contiene materiales insolu-bles, tales como los agentes densificantes, lossólidos perforados, los polímeros y los reducto-res de pérdida de fluido con partículas de sólidostales como el carbonato de calcio.

> Emplazamiento del empaque de grava con fluidos VES. El emplazamiento de la grava en pozos degran desviación y alcance extendido siempre es dificultoso. Mediante la utilización de los fluidos VESpara el transporte del apuntalante junto con la tecnología Alternate Path, los ingenieros puedenminimizar el riesgo de generar un empaque de grava a agujero descubierto incompleto. Los tubos dederivación adosados a la parte exterior del filtro (extremo superior derecho) proveen una trayectoriapara que la lechada de empaque de grava fluya en caso de producirse un arenamiento prematuro oun taponamiento.

16. Puri R, King GE y Palmer ID, “Damage to Coal Permeability During Hydraulic Fracturing,” artículo de laSPE 21813, presentado en la Reunión Regional de lasMontañas Rocallosas y el Simposio sobre Yacimientosde Baja Permeabilidad de la SPE, Denver, 15 al 17 deabril de 1991.

17. Fredd et al, referencia 13.18. Un compuesto zwitteriónico o dipolar lleva tanto una

carga positiva como una carga negativa.19. Para más información sobre la producción de arena y su

control, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A,López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, YoshiokaK, Roy A, Wilson A y Twynam A: “Métodos prácticos demanejo de la producción de arena,” Oilfield Review 16,no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

Durante las operaciones de perforación, elpozo se encuentra generalmente en condicionesde sobrebalance; la presión hidrostática esmayor que la presión de poro. A medida que elfluido de perforación es impulsado contra laroca yacimiento permeable, la formación actúacomo un filtro y la fase continua penetra porfuerza en los espacios de poro. Dependiendo dela permeabilidad y del tamaño de las gargantasde poro dentro de la formación que se está per-

forando, pequeños volúmenes de la fase disconti-nua son depositados en la región vecina al pozoformando un revoque de filtración tanto internocomo externo con respecto a la cara del pozo. Amedida que el fluido del pozo circula, este pro-ceso continúa describiendo un ciclo dinámico deerosión y sedimentación.

Una vez perforado el pozo, los ingenieros uti-lizan herramientas mecánicas y barridosquímicos para preparar el pozo para una

terminación a agujero descubierto. Indepen-dientemente del método de limpieza, siempreperdura cierta cantidad de revoque de filtraciónresidual y de sólidos de las gargantas de poro. Sino se eliminan, estos materiales migran desde laroca yacimiento hacia el interior del empaque degrava obturando potencialmente las trayectoriasde flujo, reduciendo la conductividad, deterio-rando la producción y creando puntos candentesque acortan la vida de la terminación (izquierda).

Para remover el material de revoque de filtra-ción interno y externo, pueden requerirse altascaídas de presión, de más de 200 lpc [1.38 MPa],para iniciar el flujo cuando el revoque de filtra-ción queda entrampado entre la grava y laformación. Los datos de la industria indican que,sin tratamiento, la permeabilidad retenidadespués del flujo de retorno puede ser extrema-damente baja; en ocasiones inferior al 1% de lapermeabilidad del yacimiento original.20

En el pasado, los tratamientos destinados aremover los revoques de filtración se realizabandespués de instalar el aparejo de terminación y losempaques de grava. Este procedimiento implicabamúltiples viajes de entrada al pozo para desplazarel fluido portador de empaque de grava y colocarproductos químicos que atacan el revoque de fil-tración y otros compuestos residuales.21

Hoy en día, los ingenieros combinan los flui-dos portadores de empaque de grava VES talescomo el sistema de fluidos ClearPAC, para lasoperaciones de empaque de grava, con enzimas ysoluciones de agentes quelatantes (CAS, por sussiglas en inglés) para atacar los componentesprincipales del revoque de filtración; almidones yagentes de obturación a base de carbonato decalcio [CaCO3]. La eliminación o la degradaciónde estos compuestos reducen significativamentela presión de iniciación del flujo de retorno y per-miten que el material de revoque de filtracióndegradado atraviese el empaque de grava, mini-mizando el deterioro de la permeabilidad ymejorando el desempeño del pozo.

La implementación de una operación deempaque de grava y limpieza consistente en unsolo paso requiere la integración de las tecnolo-gías de construcción y terminación de pozos. Através de la cuidadosa selección e ingeniería deldiseño del fluido de perforación de yacimientos,la evaluación de las químicas de limpieza en ellaboratorio y la evaluación de las condiciones depozo potenciales, los fluidos VES están ayudandoa los ingenieros a emplazar la grava en formauniforme y lograr la eliminación consistente delrevoque de filtración, particularmente a lo largode largas secciones horizontales de pozo.

20 Oilfield Review

Fluj

o de

lodo

Lodo

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ase

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Revoquede filtracióndepositadodurante la perforación

Fluido determinación

Filtros

Lodo a base de aceite nodesplazada

Filtrostaponadospor revoquede filtraciónagregadoprovenientede la pared del pozo

Perforación Terminación

> Eliminación del revoque de filtración. El revoque de filtración (izquierda) puede dañar severamenteun empaque de grava. Si no es eliminado adecuadamente por medios mecánicos o químicos, el revo-que de filtración puede volver a fluir dentro del empaque de grava durante la producción, taponandolas trayectorias de flujo y reduciendo la permeabilidad y la conductividad (derecha).

Primavera de 2005 21

Empaque de grava a agujero descubierto en aguas profundasEn un esfuerzo por incorporar las reservas depetróleo situadas en las profundidades delCampo Foinaven, que se encuentra ubicado aunos 190 km [118 millas] al oeste de las IslasShetland, en el sector británico del Mar delNorte, BP opera dos bloques en un tirante deagua que oscila entre 400 y 600 m [1,312 y 1,969pies]. El desarrollo del campo comenzó a fines de1994. Para el año 2003, BP había perforado ycompletado la terminación con empaque degrava y tubos de derivación a agujero descubiertoen aguas profundas más larga del mundo, comoprimer paso para acceder a un volumen de reser-vas de petróleo estimado en más de 40 millonesde m3 [250 millones de barriles].22,23

El desarrollo inicial del yacimiento T25 delCampo Foinaven implicó una terminación simplede un pozo horizontal. El Pozo P110 se extiende alo largo de 937 m [3,075 pies] de agujero descu-bierto, abarca dos cuerpos arenosos separadospor una sección de lutitas de 162 m [532 pies] ytiene acceso a un volumen estimado de 6.7 millo-nes de m3 [42 millones de barriles] de petróleo.

En el momento de comenzar con el desarro-llo del campo en el año 1997, los ingenieros deBP contaban con diversos tipos de diseños determinación a agujero descubierto. No obstante,ningún desarrollo había planteado tantos desa-fíos como el Pozo P110. Dado el elevado costo delos trabajos y el riesgo involucrado en las opera-ciones en aguas profundas, se asignaronconsiderables recursos a la planeación y diseñode la terminación del Pozo P110.

Los ingenieros examinaron primero si más de900 m [2,952 pies] de pozo horizontal podían serempacados con grava efectivamente y, en caso deser factible, de qué manera se llevaría a cabo eltrabajo. Mediante la utilización de simulacionesnuméricas y datos de caídas de presión por fric-ción provenientes de una prueba de taller en granescala previa, los ingenieros determinaron que latecnología de empaque de grava con tubos de

derivación a agujero descubierto podría asegurarel emplazamiento efectivo de la grava en pozos demás de 900 m y, potencialmente, en pozos dehasta 1,524 m [5,000 pies]. Sin embargo, para nosuperar los límites de caída de presión por fric-ción, las tasas de flujo durante el emplazamientode la grava debían ser bajas; es decir, de aproxima-damente 0.4 m3/min [2.5 bbl/min].

La distribución efectiva de la arena del empa-que de grava a bajas tasas de flujo a través de unpozo horizontal largo requiere de un pozo correc-tamente construido y un fluido portador concaracterísticas de fluidificación por esfuerzo decorte para minimizar la pérdida de presióndurante el emplazamiento de la grava frente a laformación. Los ingenieros determinaron quepara minimizar el riesgo y mejorar la eficiencia yel potencial de producción, se requería de unaoperación de terminación con empaque de gravay limpieza consistente en un solo paso.

La información de yacimientos limitada y lafalta de datos de núcleos planteaban una varie-dad de desafíos, desde la selección de la grava yel filtro hasta el desarrollo de fluidos de perfora-ción, empaque de grava y limpieza no dañinossinergísticos.

El primer desafío consistía en perforar unpozo de alta calidad evitando agrandamientos ydesviaciones excesivas del pozo que pudieraninterferir con el correcto emplazamiento de laarena durante las operaciones de empaque degrava. No obstante, antes de comenzar con laperforación se puso en marcha un programa dediseño de fluidos detallado para seleccionar elsistema de fluido de perforación del yacimiento(RDF, por sus siglas en inglés) correcto.

Este programa de diseño de fluidos incluyóun estudio de estabilidad del pozo para determi-nar las zonas de debilitamiento y la ventana degradiente de fractura y densidad del lodo. Se uti-lizaron núcleos laterales de pozos vecinos paraestudiar las características de las lutitas y la res-puesta a la exposición al RDF. Además, se evaluóel potencial de daño de formación junto con la

calidad del revoque y los requerimientos de pre-sión de eliminación utilizando técnicas deevaluación de permeámetros de retorno de labo-ratorio estándar.

La compatibilidad con la química de los flui-dos de terminación y limpieza resultó clave parael diseño RDF. Los ingenieros seleccionaron loscomponentes del sistema de fluidos de perfora-ción en base a la eficiencia de la perforación, laestabilidad del pozo y la susceptibilidad a losrompedores de enzimas y los agentes quelatantes.

La selección de la grava se basó en estudiosde núcleos laterales de pozos vecinos extensivosy en simulaciones de laboratorio. Se combinarontécnicas de tamizado seco, análisis granulométri-cos láser y técnicas de microscopía electrónicade barrido para estimar el tamaño del grano degrava en la Formación Foinaven T25. Estos resul-tados se utilizaron luego para desarrollar unmaterial de empaque de núcleos artificial comoanálogo de laboratorio.

Los técnicos utilizaron el material de núcleosartificial para la inyección de lechada y laspruebas previas al empaque. Las pruebas deinyección de lechada simularon la migración dela arena de formación hacia el interior del empa-que de grava durante la producción de petróleo.Las pruebas previas al empaque simularon losefectos del colapso del pozo que podría ocasionarla migración de volúmenes significativos dearena de formación en el frente del empaque degrava. En base a los resultados de estas pruebas,se seleccionó un apuntalante sintético de malla30/50 como el mejor material para controlar enforma efectiva la producción de arena y optimi-zar la eficiencia de la producción.

El emplazamiento de la grava a lo largo de losdos intervalos de producción horizontales era elpróximo desafío a enfrentar. Se seleccionó unfluido portador de empaque de grava ClearPAC abase de surfactantes viscoelásticos por sus carac-terísticas de fluidificación por esfuerzo de corte,limpieza y transporte de apuntalante, y su capaci-dad para incorporar y distribuir los químicos parala limpieza del revoque de filtración uniforme-mente en ambas secciones empacadas con grava.

El fluido VES permitió a los ingenieros trans-portar y emplazar la grava a lo largo de ambaszonas de producción, que en conjunto abarcan937 m [3,074 pies] de agujero descubierto. Másde 36,300 kg [80,000 lbm] de grava fueronemplazados en el pozo, cubriendo un 100% delvolumen del agujero descubierto.

Durante las pruebas de pozos, el régimen deproducción de petróleo inicial del Pozo P110 fuede 3,258 m3/d [20,500 B/D], superando las expec-

20. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA, Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C,Foxenberg WE y Parlar M: “Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or aMyth?,” artículo de la SPE 63232, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.

21. Para más información sobre empaques de grava y tecnología relacionada, consulte: Ali S, Dickerson R,Bennett C, Bixenman P, Parlar M, Price-Smith C, CooperS, Desroches L, Foxenberg B, Godwin K, McPike T, PitoniE, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: “Empaques degrava en pozos horizontales de alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52–75.

22. Se utiliza tecnología de tubos de derivación o tecnologíaAlternate Path para garantizar un tratamiento de empa-que de grava completo alrededor de los filtros. Si elespacio anular se empaca prematuramente, los tubos dederivación adosados en la parte exterior de los filtrosproveen conductos para la lechada de empaque degrava, permitiendo que el empaque de grava se des-place más allá de cualquier obturación o puente quepudiera formarse alrededor de los filtros. Para más infor-mación sobre tratamientos de empaque de grava contubos de derivación, consulte: Acock et al, referencia 19.

23. Wilson A, Roy A, Twynam A, Shirmboh DN y Sinclair G:“Design, Installation, and Results from the World’s Longest Deep-Water Openhole, Shunt-Tube Gravel-PackWest of Shetlands,” artículo de la SPE 86458, presentadoen el Simposio y Exhibición Internacional sobre Controldel Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana,EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

tativas en unos 1,351 m3/d [8,500 B/D]. El pozoproduce actualmente sin arrastre de arena.

Extensivos análisis de núcleos laterales ypruebas de laboratorio permitieron a los inge-nieros dimensionar exitosamente los filtros degrava y de terminación. Los resultados de estaspruebas también guiaron el transporte de losfluidos RDF y VES y el diseño del sistema de lim-pieza. La integración de los procesos de diseño,construcción y terminación de pozos produjoresultados positivos: perforación exitosa conlodo a base de agua (WBM, por sus siglas eninglés), 100% de emplazamiento del empaque degrava, limpieza efectiva del revoque de filtra-ción, cero daño mecánico y regímenes deproducción que superaron las expectativas.

Cuándo se requiere lodo a base de aceiteSi bien los lodos a base de agua mejoraron sus-tancialmente desde mediados de la década de1980, los ingenieros y científicos se han esforzadopor diseñar lodos a base de agua eficaces desdeel punto de vista de los costos, capaces de emularel desempeño de los fluidos a base de aceite enlo que respecta a calidad inhibidora, lubricidad yestabilidad térmica.

Las terminaciones con empaques de grava aagujero descubierto problemáticas experimenta-das en Azerbaiján condujeron a BP a reemplazar

el RDF a base de agua por un lodo a base deaceite sintético (SOBM, por sus siglas en inglés).24

Previo al año 2003, se habían perforado seis pozosutilizando RDF a base de agua, que posterior-mente fueron empacados con grava. En lassecciones yacimiento perforadas con barrenas de81⁄2 pulgadas, se observaron agrandamientos de lospozos de hasta 45.7 cm [18 pulgadas]. La presen-cia de rebordes en el agujero irregular dificultabasu limpieza, lo que se tradujo finalmente en ope-raciones de terminación con empaques de gravapobres (arriba).

Trabajando en conjunto con las compañíasde servicios, los ingenieros de BP llevaron a caboextensivas pruebas de laboratorio para desa-rrollar un sistema de fluidos RDF y fluidos determinación no dañinos con capacidad para con-trolar el pozo durante la perforación y proveerun bajo factor de daño durante la terminación.25

El yacimiento está integrado por areniscas degrano fino a muy fino, pobre a moderadamenteclasificadas, con un diámetro medio de 85 a 200micrones, que requerían filtros de arena paraempaque de grava de malla 20/40 y filtros calibre12 para controlar la migración de arena y finos.

Se perforaron cuatro secciones yacimientocon SOBM cuyo espesor oscilaba entre 200 y 650m [656 y 2,133 pies], que abarcaban dos arenis-cas productivas separadas por una sección de

lutitas reactivas de 120 m [394 pies] de espesor.La presión del yacimiento promediaba los 32MPa a una profundidad vertical verdadera (TVD,por sus siglas en inglés) de 3,500 m [4,650 lpc a11,483 pies].

Los ingenieros perforaron cada una de las sec-ciones yacimiento con SOBM de densidad 1,258kg/m3 [10.5 lbm/gal]. A medida que avanzaba laperforación, los técnicos controlaban la calidaddel revoque de filtración manteniendo la concen-tración de sólidos perforados por debajo del 2% yrealizaban pruebas para asegurar que el RDFfluyera a través de un filtro de terminación decalibre 10, dos tamaños menos que lo requerido.

Una vez que el perforador terminó la secciónyacimiento, se efectuó un viaje de limpieza utili-zando sistemas mecánicos y químicos pararemover los sólidos y los detritos de la tubería derevestimiento. El tramo de agujero descubiertopor debajo de la tubería de revestimiento fuedesplazado con fluido a base de agua de altaviscosidad con carbonato de calcio, dimensio-nado para controlar las pérdidas en la rocayacimiento, que permitía a la vez el pasaje a tra-vés de un filtro de terminación de alambre planocalibre 10. El tramo de pozo entubado fue despla-zado luego con salmuera de terminación.

Para garantizar el empaque de grava com-pleto a través de zonas múltiples, los ingenierosrecomendaron la ejecución de una terminaciónAlternate Path. Después de bajar el aparejo determinación en el pozo, se desplazó el fluido concarbonato de calcio a base de agua con unasecuencia de fluidos de terminación optimizadospara esta aplicación a través de pruebas de labo-ratorio. Un fluido portador ClearPAC proporcionóel transporte de grava adecuado, mínima caídade presión por fricción y buen desempeño con eldiseño de tratamiento de empaque de gravaAlternate Path.

Se bombeó un fluido portador VES, a razón de0.9 a 1.1 m3/min [6 a 7 bbl/min], seguido de 6 laa(libras de apuntalante agregado) de lechada deempaque de grava malla 20/40, una etapa de 40bbl [6.4 m3] de fluido VES posterior al colchón yun volumen de desplazamiento adecuado de sal-muera filtrada.

Después de las pruebas, dos de los cuatropozos fueron suspendidos para su posterior pro-ducción. Sin embargo, los resultados de laspruebas de pozos iniciales mostraron un índicede productividad promedio (IP) de 45, lo queindica un excelente potencial de producción.26

Los otros dos pozos fueron puestos en produccióndespués de que las pruebas indicaran factores dedaño de +2.2 y +2.4, 30 a 50% inferiores a losobservados en las terminaciones con empaquesde grava a agujero descubierto previas.

22 Oilfield Review

10

89

7

56

4

23

1

-10

-2

-4-3

-50 10 20 30 40

Inclinación del pozo en grados50 60 70 80

Fact

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tal

Fluido de perforación a base de aguaTerminaciones con fluidos VES a base de aceite y a base de agua

> Bajo factor de daño con lodo a base de aceite. El empleo de fluidos de per-foración a base de aceite y fluidos de terminación a base de agua y la mayorinclinación del pozo, produce factores de daño mecánico más bajos. Se mues-tran los cambios teóricos en los factores de daño mecánico (rojo), donde conun ángulo de desviación de aproximadamente 60° el efecto geométrico co-mienza a dominar los factores de daño como lo indica la convergencia de laslíneas correspondientes al daño mecánico. Si está correctamente diseñado,un fluido de perforación de yacimientos a base de aceite seguido de un fluidode empaque de grava VES, en combinación con la perforación de pozos dealto ángulo con respecto a los planos de estratificación, da como resultadoterminaciones con un factor de daño mecánico bajo. En las pruebas de campo,los pozos perforados con lodos a base de agua muestran factores de dañomecánico más altos que los perforados con lodos a base de aceite. Los fluidosde perforación a base de aceite también pueden mitigar el daño mecánicopor bajo ángulo.

Primavera de 2005 23

En comparación con otros pozos del área, losingenieros calcularon una producción de petró-leo incremental de 87 a 95 m3/d [550 a 600 B/D],como resultado del empleo de un RDF a base deaceite seguido de la aplicación de técnicas determinación que utilizan fluidos de empaque degrava ClearPAC.

Aquí, y en otras áreas geográficas del mundo,los fluidos portadores de empaque de gravaClearPAC han contribuido al resultado exitoso deoperaciones de terminación dificultosas. Si bienson sensibles al contacto con los hidrocarburos,los sistemas de terminación con empaques degrava VES correctamente diseñados puedenmejorar la productividad de los pozos aún cuandose apliquen en conjunto con los fluidos RDF abase de aceite.

Menos agua, más petróleoVirtualmente todo yacimiento de petróleo esbarrido al menos parcialmente por el agua, yasea por la presión natural de los acuíferos o luegode la implementación de un proyecto de inyec-ción de agua. El movimiento del agua desplaza alpetróleo y a menudo determina la eficiencia de larecuperación de petróleo en un campo petrolero.Si bien resulta crítica para el proceso de produc-ción de petróleo, la producción de agua a vecesse vuelve excesiva.

Hasta las mejores técnicas de manejo de cam-pos petroleros poseen una capacidad limitadapara controlar los volúmenes excesivos de aguaproducida. En los campos maduros, la produc-ción de agua puede aumentar al punto de

representar la mayor parte del volumen delíquido que llega a la superficie. Los informesindican que globalmente, al menos tres barrilesde agua son generados con cada barril de petró-leo producido.27 Los sistemas de manipulación delíquidos a menudo se sobrecargan, lo que afectala eficiencia y la productividad. Tarde o tem-prano, el costo de abordar el problema del aguaproducida impide la rentabilidad del campo.28

A fines de 1999, los ingenieros y científicos deSchlumberger descubrieron una nueva aplicaciónpara los fluidos VES: la divergencia ácida. Durantelos tratamientos de acidificación estándar, los flui-dos de estimulación siguen la trayectoria demenor resistencia, estimulando preferentementelas zonas de permeabilidad más alta. Éstas suelenser zonas con saturaciones de agua más altas enlas que la permeabilidad relativa a los fluidos deestimulación a base de agua, tales como los áci-dos, también es más alta. Las zonas productivascon permeabilidades más bajas son estimuladasen menor grado. En consecuencia, la producciónde agua aumenta en forma desproporcionada encomparación con el petróleo.

Con frecuencia, el contraste de permeabilidadentre las zonas acuíferas y las zonas petrolíferasdificulta las operaciones de estimulación selecti-vas. Las técnicas de divergencia previas utilizabanpolímeros y sólidos para taponar las zonas de altapermeabilidad. Desafortunadamente, se tapona-ban tanto las zonas de baja permeabilidad comolas zonas de alta permeabilidad, lo que ocasio-naba más daños que beneficios a los regímenes deproducción.

La investigación condujo al desarrollo deldivergente ácido OilSEEKER, un sistema a basede surfactantes viscoelásticos que puede ser dise-ñado para yacimientos de areniscas o bien parayacimientos carbonatados. En cada caso, el fluidoOilSEEKER reduce selectivamente la inyectividaden las zonas con alta saturación de agua forzandoal ácido a ingresar en las zonas con alta satura-ción de petróleo (arriba).

24. Parlar M, Twynam AJ, Newberry P, Bennett C, Elliott F,Powers B, Hall K, Svoboda C, Rezende J, Rodet V yEdment B, “Gravel Packing Wells Drilled with Oil-BasedFluids: A Critical Review of Current Practices and Recommendations for Future Applications,” artículo de laSPE 89815, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.

25. El factor de daño es un valor numérico utilizado paradefinir la diferencia entre la caída de presión pronosti-cada por la ley de Darcy y los valores reales. Losfactores de daño oscilan típicamente entre 6 negativopara una conductividad alta estimulada, como la obte-nida con el fracturamiento hidráulico, y 100 o más de 100para daños extremos y conductividad pobre.

26. El índice de productividad (IP) es una forma matemáticade expresar la capacidad de un yacimiento para producirfluidos. El IP se expresa habitualmente como el volumende fluido producido en un tiempo dado (gasto) como con-secuencia de una caída de presión (o presióndiferencial) determinada ejercida frente a la formación.

27. Veil JA, Puder M, Elcock D y Redweik R Jr: “A WhitePaper Describing Produced Water from Production ofCrude Oil, Natural Gas, and Coalbed Methane,”http://www.ead.anl.gov/pub/dsp_detail.cfm?PrintVersion=true&PubID=1715 (examinado el 16 de abril de 2004).

28. Arnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ III, Galbrun M,Hightower M, Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P: “Manejo de la producción de agua: De resi-duo a recurso,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004):30–45.

Línea deproducción

Tanque de producciónLínea de inyección Abierto

Lutita

Lutita

Cerrado

Línea deproducción

Tanque de producciónLínea de inyección Abierto

Lutita

Lutita

Cerrado

Agua Petróleo Divergente ácido OilSEEKER

Viscosidad OilSEEKER

Ácido

LM

H

VIS

LM

H

VIS

> Estimulación de zonas de petróleo. Durante los tratamientos de estimulación ácida, el divergente ácido OilSEEKER (izquierda – amarillo) es bombeadodelante de la solución ácida (rojo). Al entrar en contacto con las zonas acuíferas, el fluido divergente aumenta la viscosidad formando un tapón que blo-quea efectivamente el acceso a las zonas de agua. En contraste, al entrar en contacto con zonas productivas el divergente OilSEEKER se diluye permitien-do que la etapa de acidificación subsiguiente trate en forma preferencial las zonas petrolíferas no bloqueadas por el fluido divergente (derecha – zona depetróleo verde).

Durante el desarrollo de los fluidos OilSEE-KER, las pruebas de laboratorio demostraron quela divergencia efectiva tiene lugar cuando lareología del fluido divergente es afectada direc-tamente por la química de los fluidos deformación. En el caso de los fluidos OilSEEKER,el divergente ácido conserva un estado gelificadomientras está en contacto con el agua, pero laviscosidad se degrada ante la exposición a loshidrocarburos líquidos. Los experimentos deinyección de núcleos realizados en el laboratoriodemostraron que las técnicas de divergencia abase de fluidos VES logran desviar efectivamenteel ácido desde un empaque de arena de 20,000mD hasta un núcleo de 200 mD utilizado parasimular una zona con permeabilidad más baja. Alcabo de varios ciclos de tratamiento, aproxima-damente un 40% del ácido fue inyectado en elnúcleo de baja permeabilidad.29

En el Campo Barinas, ubicado en el sudoestede Venezuela, Petróleos de Venezuela S.A.(PDVSA) produce petróleo de yacimientos carbo-natados de baja permeabilidad que contienen unalto porcentaje de areniscas y lutitas. Allí escomún la existencia de grandes volúmenes deagua producida, o alto corte de agua, y los pozoshan demostrado ser difíciles de estimular sin queaumente la cantidad de agua producida.

Terminado en el año 1984, el Pozo SMW9 pro-dujo inicialmente 18 m3/d [116 BPPD] con un

25% de agua y sedimento básico (AyS). En 1997,se realizó un tratamiento de estimulación de lamatriz que permitió aumentar la producción depetróleo a 40 m3/d [250 B/D] pero aumentando almismo tiempo la producción de agua.

Los ingenieros de PDVSA y de Schlumbergerevaluaron el pozo a comienzos de 2003. En esemomento, el pozo producía aproximadamente8 m3/d [51 B/D] de petróleo con una relaciónagua-petróleo (RAP) de aproximadamente un75% (arriba). Como sucede con muchos pozoscon altos cortes de agua, los ingenieros creíanque una reducción de la RAP aumentaría sustan-cialmente la producción de petróleo.

El intervalo productor de hidrocarburoscorresponde a una matriz calcárea con dolomitasduras y compactadas, fajas de glauconita y calizadura. Debido a la existencia de este tipo de geo-logía, a los ingenieros les preocupaba que lautilización de ácidos comunes, tales como elácido clorhídrico [HCl], pudiera dañar las zonasproductivas remanentes. En consecuencia, seprestó especial atención al diseño del trata-miento de estimulación ácida.

Los ingenieros de Schlumberger diseñaronuna formulación de ácido orgánico sin HCl, com-puesta de ácido fórmico y ácido acético. Lastemperaturas estáticas de fondo de pozo se esti-maron en 132°C [270°F], de modo que losingenieros seleccionaron la versión del fluido Oil-

SEEKER para altas temperaturas a fin de desviarel tratamiento ácido lejos de las zonas acuíferas.

En el campo, los ingenieros bombearonprimero una solución de petróleo y solventes,seguida de una salmuera viscosificada para lim-piar el pozo. A continuación, se bombeó eltratamiento OilSEEKER dentro de la formación,seguido de un ácido orgánico. Este proceso sereiteró para garantizar la correcta estimulación através de la zona de producción de 9.1 m [30pies]. El perfil de presión durante el bombeomostró escasas indicaciones de pérdida de fluidoexcesiva, lo que implicaba una alta probabilidadde que el ácido estuviera siendo bombeado en laszonas petrolíferas de permeabilidad más baja.

Durante los dos primeros meses posteriores ala simulación, los ingenieros registraron unincremento del 253% en la producción de petró-leo, que coincidió con una reducción del 24% enla producción de AyS (próxima página).

Ya sea que se utilicen para simular pozos encampos nuevos o bien en área maduras, los trata-mientos de estimulación ácida selectiva permitenmejorar el desempeño del pozo. Hoy en día, losingenieros pueden tratar solamente las zonaspetrolíferas mediante el diseño de tratamientosde fluidos que utilizan divergencia a base de flui-dos VES, tales como el sistema OilSEEKER.

24 Oilfield Review

Diagrama de producción de fluidos

1997 1998 1999 2000

Año

2001 2002 2003

Volu

men

de

fluid

os, %

20

0

40

60

80

100

% de agua

Fluidos totales

Petróleo total

> Incremento de la producción de agua. Con el tiempo, la producción de agua proveniente de pozosmaduros suele aumentar y el Pozo SMW9 de PDVSA no escapa a esta regla. Para el año 2003, elagua representaba el 75% del fluido producido por este pozo (púrpura).

Primavera de 2005 25

Una nueva generación para los fluidos VESDesde su primera utilización hace más de 20años, los surfactantes VES evolucionaron signifi-cativamente hallando nuevas aplicaciones ybeneficios en la industria de E&P. Hoy en día, losingenieros utilizan los fluidos VES paratratamientos de fracturamiento hidráulico, ope-raciones de empaque de grava, divergencia áciday un sinnúmero de aplicaciones diferentes.30

Continuamente se desarrollan nuevos fluidosVES. Una de las áreas de interés son los tra-tamientos de fracturamiento con dióxido decarbono [CO2] líquido sin polímeros. En el futurose incluirán productos ClearFRAC específica-mente diseñados para estimular pozos en los quela implementación de tratamientos de frac-turamiento hidráulico con CO2 líquido y lascaracterísticas de daño inherentemente bajo delos fluidos VES mejorarán sustancialmente laproductividad.

Los ingenieros esperan que la caída de pre-sión por fricción intrínsecamente baja de lossistemas con CO2 y VES mejore los tratamientosde estimulación bombeados a través de la tuberíade producción como resultado de permitir regí-menes de bombeo más altos, a una presión detratamiento máxima, particularmente en compa-ración con los sistemas de fracturamiento a basede polímeros más antiguos.

A medida que las operaciones de petróleo ygas alcanzan mayores profundidades y acceden aambientes cada vez más traicioneros, los científi-cos e ingenieros se esfuerzan por expandir loslímites de desempeño de los sistemas a base defluidos VES. Si bien estos materiales se han utili-zado durante un cuarto de siglo, aún conservan lapromesa de ofrecer el potencial de nuevos y esti-mulantes desarrollos que optimizarán laeficiencia operacional y mejorarán la recupera-ción de hidrocarburos. —DW

Antes de laestimulación 190 51 73

Barriles de fluidopor día (BFPD)

Barriles de petróleopor día (BPPD)

Porcentaje deagua y sedimento

básico (AyS)

Porcentaje deaumento de BFPD

Porcentaje deaumento de BPPD

330 74 8293 72Diseño

350 49 84 253180Después de laestimulación

> Tratamiento de estimulación efectiva con el divergente ácido OilSEEKER. Después de la estimula-ción, la producción de petróleo aumentó en un 253% y el porcentaje de sedimento básico y agua(AyS) declinó en un 24%, demostrando la efectividad del agente divergente ácido OilSEEKER.

29. Chang FF, Acock AM, Geoghagan A y Huckabee PT:“Experience in Acid Diversion in High Permeability DeepWater Formations Using Visco-Elastic-Surfactant,” artículo de la SPE 68919, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de Formación, La Haya, 21 al 22 demayo de 2001.

30. Para más información sobre divergencia ácida de surfactantes viscoelásticos, consulte: Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H,Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, LungwitzB, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y SandhuD: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimien-tos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primaverade 2004): 30–47.

26 Oilfield Review

El conocimiento del pasado es crucial para lapredicción del futuro. El fondo de los océanos ysus sedimentos y rocas subyacentes guardan unregistro de alta resolución tanto de la historia dela Tierra como de sus condiciones actuales. Lainformación que encierran estos estratos poseeel potencial de responder preguntas científicasfundamentales. Los programas de perforacióncientífica en los océanos proporcionan clavespara desenterrar este tesoro escondido, lo queconduce a una mejor comprensión de los cam-bios climáticos, los peligros naturales tales comolos terremotos, las erupciones volcánicas y lasinundaciones, y los recursos minerales y energé-ticos. Las tecnologías utilizadas comúnmente enla industria del petróleo y el gas para las opera-ciones de perforación, las mediciones de pozos ylas actividades de muestreo desempeñan un rolmuy importante en la perforación de pozos pro-fundos en los océanos con fines científicos.

Perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos: Revelación de los secretos de la Tierra

Tim BrewerUniversidad de LeicesterLeicester, Inglaterra

Tatsuki EndoMasahiro KamataFuchinobe, Japón

Paul Jeffrey FoxUniversidad A&M de TexasCollege Station, Texas, EUA

Dave GoldbergGreg MyersObservatorio Terrestre Lamont-DohertyPalisades, Nueva York, EUA

Yoshi KawamuraShin’ichi KuramotoAgencia Japonesa de Cienciay Tecnología Marina y TerrestreYokosuka, Japón

Steve KittredgeWebster, Texas

Stefan MrozewskiHouston, Texas

Frank R. RackUnión de Instituciones OceanográficasWashington, DC, EUA

adnVISION (herramienta de Densidad-Neutrón Azimutal),AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo), APS (Sonda de Porosidad de Acelerador deNeutrones), DSI (herramienta de generación de ImágenesSónica Dipolar), Formation MicroScanner (Microbarredorde la Formación), GeoFrame, geoVISION, GPIT (Inclinóme-tro de Uso General), HLDT (herramienta de Lito-Densidadpara Ambientes Hostiles), proVISION, RAB (Resistividadfrente a la Barrena), SFL (Resistividad Enfocada Esférica-mente), SlimXtreme, VSI (herramienta de generación deImágenes Sísmica Versátil) y WST (herramienta de Sísmicade Pozo) son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a John Beck y Ann Yeager, Universidad A&M deTexas, College Station, Texas, EUA; Rosalind Coggon, Centro

de Oceanografía de Southampton, Inglaterra; Javier Espinosa y Nathan Frisbee, Webster, Texas; Agus Hadijanto,Tokio, Japón; Martin Jakobsson, Universidad de Estocolmo,Suecia; Robert Kleinberg y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut, EUA; Herbert Leyton, Belle Chasse, Luisiana,EUA; Dave McInroy, Servicio Geológico Británico, Edimburgo, Escocia, y Kerry Swain, NASA, Houston, Texas.Se agradece además al Programa Integrado de Perforaciónde Pozos Profundos en los Océanos y a la Unión de Instituciones Oceanográficas (JOI, por sus siglas en inglés),Washington, DC, EUA; al Observatorio Terrestre Lamont-Doherty, Palisades, Nueva York, EUA; y a la UniversidadA&M de Texas, College Station, EUA, por la provisión delmaterial del Programa de Perforación de Pozos Profundosen los Océanos utilizado en la preparación de este artículo.

Los océanos y sus sedimentos y rocas subyacentes actúan como laboratorios naturales

que registran los procesos dinámicos de la Tierra acaecidos desde el pasado hasta el

presente. La perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos, el

muestreo y las mediciones de pozos están mejorando nuestro conocimiento de la

Tierra, aportando indicaciones acerca de la distribución de los recursos minerales, el

cambio climático global y los desastres naturales potenciales. Si bien algunas tecno-

logías utilizadas en la industria del petróleo y el gas son desplegadas con fines de

investigación científica, otros métodos y herramientas desarrollados específicamente

para las operaciones de perforación de pozos profundos en los océanos también

están encontrando aplicación en la industria energética.

> Muestra de núcleo de hidrato de gas recupe-rada durante la Campaña 204 del programa deperforación de pozos profundos en los océanos.Las muestras tienen un diámetro de aproximada-mente 6.5 cm [2.56 pulgadas].

Primavera de 2005 27

1. Le Pichon X: “Sea-Floor Spreading and Continental Drift,”Journal of Geophysical Research 73, no. 12 (Junio de1968): 3661–3697.

2. Kvenvolden KA y McDonald TJ: “Gas Hydrates of theMiddle America Trench, Deep Sea Drilling Project Leg84,” en Von Huene R, Aubouin J, Arnott RJ, Baltuck M,Bourgois J, Filewicz M, Helm R, Lienert B, McDonald TJ,McDougall K, Ogawa Y, Taylor E y Winsborough B: Informes Iniciales del Proyecto de Perforación MarinaProfunda 84. Washington, DC: Oficina de Impresión delGobierno de EUA (1985): 667–682.

3. Kleinberg LR y Brewer PG: “Probing Gas Hydrates Deposits,” American Scientist 89, no. 3 (Mayo a junio de 2001): 244–251.

4. Collett T, Lewis R y Uchida T: “El creciente interés en loshidratos de gas,” Oilfield Review 12, no. 2 (Otoño de 2000):46–61.

5. Kerr RA: “Signs of a Warm, Ice-Free Arctic,” Science 305,no. 5691 (Septiembre de 2004): 1693.

6. Los registros de Schlumberger fueron adquiridos desde elcomienzo de la perforación de pozos profundos en losocéanos con fines científicos, con el Proyecto Mohole(referencia 10). Schlumberger también ha participado enprogramas de perforación científica en tierra, lo que con-dujo al desarrollo de nueva tecnología para la industriadel petróleo y el gas; por ejemplo, una nueva tecnologíade perforación que combinaba técnicas de perforaciónrotativa y técnicas de recuperación de núcleos con elcable de extracción. Para más información sobre perfora-ción científica continental, consulte: Bram K, Draxler J,Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y Kühr M: “The KTB Borehole—Germany’s Superdeep Telescope into theEarth’s Crust,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de 1995): 4–22.

Las operaciones de perforación llevadas acabo en el fondo del mar en los últimos 40 añoscondujeron a interesantes descubrimientos cien-tíficos. Por ejemplo, en 1968, confirmaron quelos sedimentos y las rocas que conforman ellecho del Atlántico sur se tornaban cada vez másantiguas con la distancia al eje de la DorsalMesoatlántica, verificando así la hipótesis plan-teada sobre la tectónica de placas.1

En 1982, la perforación de pozos profundos enlos océanos con fines científicos permitió recupe-rar evidencias de hidratos de gas marinos macizospresentes en los sedimentos de aguas profundasdel área marina de América Central.2 Los hidratosde gas corresponden a agua y gas cristalizados,compuestos en su mayor parte por metano [CH4],que se forman bajo condiciones de alta presión ybajas temperaturas (página anterior).3 Los hidra-tos han recibido cada vez más atención en laindustria del petróleo y el gas porque constituyentanto un riesgo de perforación como un recursoenergético potencial para el futuro.4

Más recientemente, en el año 2004, las activi-dades de perforación llevadas a cabo en las aguascongeladas del Océano Ártico, en la cresta de laDorsal de Lomonosov, proporcionaron evidenciaspreliminares que demostraron que las aguas del

Ártico estaban libres de hielo y eran templadashace unos 56 millones de años.5 Los científicosque analizan los datos de núcleos y de registrosesperan poder determinar cuándo, cómo y porquéel clima del Ártico pasó de ser cálido a frío yadquirir un mayor conocimiento de las tenden-cias actuales del calentamiento global. Loscientíficos también están especulando acerca dela posibilidad de que existan áreas prospectivasde petróleo y gas en el Océano Ártico.

Los avances registrados en la tecnología deperforación, extracción de núcleos y adquisiciónde registros han sido facilitadores importantespara estos descubrimientos. Las mediciones de

pozos, obtenidas en forma rutinaria en los pozosde petróleo y gas, también desempeñan un rolfundamental en lo que respecta a la investiga-ción científica del océano mediante la provisiónde datos en secciones con recuperación denúcleos pobre o nula y en la vinculación de lasmediciones de núcleos con los datos sísmicos demayor escala. Schlumberger ha estado involu-crada en los programas de perforación de pozosprofundos en los océanos con fines científicosdesde 1961, proveyendo mediciones de pozos ytrabajando en estrecha colaboración con loscientíficos para desarrollar tecnología desoporte de sus objetivos científicos.6

28 Oilfield Review

1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983

DSDPMohole

1968DSDP, Campaña 1: descubrimiento de domos salinos en el Golfo de México en un tirante de agua de 1,067 m [3,500 pies]

DSDP, Campaña 3: evidencias conclusivas de la propagación del lecho marino y la deriva continental

1970Re-entrada de pozo guiada por sonar DSDP, Campaña 13: primeras evidencias sólidas de eventos de secado de mares en la costa del Mediterráneo

1973Pruebas del sistema de compensación de oleaje

1974DSDP, Campaña 39: relación casual entre el ciclo procesional de 23,000 años de la Tierra y el cambio climático de gran escala

1975Utilización de cono de re-entrada para reingresar en un pozo en un tirante de agua de 5,519 m [18,108 pies]

1979Pruebas de extractor de núcleos con pistón hidráulico para recuperar núcleos de sedimentos sin perturbar

1981Núcleos de la Campaña 82 del DSDP (1981) y de la Campaña 148 del ODP (1993) que muestran evidencias de la presencia de microbios en el basalto oceánico

1982DSDP, Campaña 84: recuperación de núcleo de hidratos de gas macizos, de 1 m de longitud, en el área marina de Costa Rica

1976Barrena desenganchable para permitir la adquisición de registros a agujero descubierto en un ambiente sin tubo ascendente, mediante sondas operadas a cable de diámetro interior más grande

1978DSDP, Campaña 60, en la Fosa Mariana en un tirante de agua de 7,034 m [23,079 pies]

1961Posicionamiento de una embarcación para perforación en un tirante de agua de 3,570 m [11,713 pies] y comprobación de la integridad de la columna de perforación con sondas magnéticas internas

El pozo de prueba de Mohole confirma la capacidad de obtener muestras de sedimentos pelágicos y rocas de basamento en aguas profundas

> Línea de tiempo que muestra los hitos de la perforación científica en los océanos. Se resaltan losdescubrimientos científicos importantes (azul) y los avances tecnológicos (negro) que tuvieron lugardurante el desarrollo del proyecto Mohole, el Proyecto de Perforación Marina Profunda (DSDP, porsus siglas en inglés) y el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (ODP, por sussiglas en inglés).

DSDPODP

Mohole

Primavera de 2005 29

A la vez que numerosas herramientas y técni-cas desarrolladas para ser utilizadas en loscampos petroleros están siendo aplicadas en lainvestigación científica, las tecnologías que expe-rimentaron avances en virtud de los programas deperforación científica también resultan deutilidad en la perforación de hidrocarburos, parti-cularmente las aplicaciones de perforación enaguas profundas y adquisición de registrosdurante la perforación (LWD, por sus siglas eninglés).

En este artículo, examinamos primero el con-texto histórico de la perforación de pozosprofundos en los océanos con fines científicos yluego analizamos las tecnologías actuales yemergentes, especialmente en relación con lasmediciones de fondo de pozo, que son esencialespara el logro de los objetivos de la perforacióncientífica. Por último, describimos el nuevo Pro-grama Integrado de Perforación de PozosProfundos en los Océanos (IODP, por sus siglasen inglés), que ofrecerá flexibilidad en lo que

respecta a la utilización de las diversas capaci-dades de perforación en todas las cuencasoceánicas, independientemente de la profundi-dad del lecho marino (tirante de agua) y el lugargeográfico.7

Contexto históricoDiversos programas de perforación de pozos pro-fundos en los océanos con fines científicosprecedieron al IODP. El primer programa deinvestigación comenzó con el Proyecto Mohole,seguido por el Proyecto de Perforación MarinaProfunda (DSDP, por sus siglas en inglés) y elPrograma de Perforación de Pozos Profundos enlos Océanos (ODP, por sus siglas en inglés),cubriendo la totalidad de los océanos con excep-ción del Océano Ártico que se encuentracubierto de hielo (página anterior, arriba). Seobtuvieron muestras de sedimentos del fondomarino en 1,279 sitios. Cada uno de estos progra-mas logró hitos significativos (abajo y página,anterior abajo).

El Proyecto Mohole, concebido en 1958 yvigente entre 1961 y 1966, utilizó una barcaza dela Marina de EUA reacondicionada, la Cuss 1.8 Elobjetivo era obtener muestras del manto perfo-rando a través de la corteza terrestre hastaalcanzar la discontinuidad de Mohorovicic(Moho).9 Esta ambiciosa meta requeriría la utili-

7. El IODP es una asociación global de científicos, institu-ciones de investigación y organismos gubernamentales.La Fundación Nacional de Ciencias de EUA (NSF, por sussiglas en inglés) y el Ministerio de Educación, Cultura,Deportes, Ciencia y Tecnología (MEXT) de Japón sonmiembros principales que realizan aportes financierosequivalentes. El saldo del financiamiento es proporcio-nado por el Consorcio Europeo para la Investigación delos Océanos (ECORD, por sus siglas en inglés) comomiembro contribuyente, y el Ministerio de Ciencia y Tecnología (MOST, por sus siglas en inglés) de China,como miembro asociado.

8. El Proyecto Mohole fue financiado por la FundaciónNacional de Ciencias de EUA y la Academia Nacional deCiencias de EUA.

9. La discontinuidad de Mohorovicic es el límite que separala corteza del manto terrestre. El espesor cortical oceá-nico, interpretado a partir de los resultados del método derefracción sísmica, oscila entre 3.6 y 5.5 km [11,800 y18,045 pies].

1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

ODP

1985Re-entrada de un pozo de 8 años de antigüedad en un tirante de agua de 5,511 m [18,080 pies]

1989Adquisición de registros a agujero descubierto, en un tirante de agua de 5,980 m [19,620 pies]

Campaña 124E: utilización de barrenas de extracción de núcleos de diamante para perforar a través de la corteza dura en los océanos

ODP, Campaña 125: descubrimiento de volcanes de lodo de serpentina que emanan del manto

ODP, Campañas 158 y 193: revelación del tamaño y la estructura de depósitos de sulfuro macizos activos, como los que forman la base de los emplazamientos mineros de nivel mundial

1991Despliegue de los sellos de pozos CORK para la vigilancia rutinaria (monitoreo) real de pozos en sitio

1992ODP, Campaña 146: registro de máxima resolución de los cambios ambientales oceánicos y los cambios bióticos producidos en los últimos 160,000 años; evidencias de ciclos de cambios climáticos con períodos de tan sólo 50 años

1999ODP, Campaña 186: dos observatorios de deformación sísmica/cortical instalados en un tirante de agua de 2,000 m [6,562 pies], 1,000 m [3,280 pies] por debajo del lecho marino. Separadas por una distancia de tan sólo 50 km [31 millas], un área termina siendo sísmicamente activa y la otra, no.

1995Recuperación de núcleo con extractor de núcleos a presión, a altas presiones locales

ODP, las Campañas 164 (1995) y 204 (2002) revolucionan el conocimiento de los depósitos de hidratos de gas natural

1996Adquisición de registros durante la perforación en un tirante de agua de 5,056 m [19,214 pies]

1997ODP, Campaña 171B: recuperación de núcleos antiguos de sedimento blando correspondiente al límite de extinción Cretácico/Terciario

2000ODP, Campaña 189: se confirmaron los hallazgos del proyecto DSDP, Campaña 29 (1973), en cuanto a que la separación entre Australia y la Antártica produjo corrientes en los océanos masivas y cambio climático; incluyendo el desarrollo del Manto de hielo antártico

2001Adquisición de registros durante la perforación en tiempo real en un tirante de agua de 4,791 m [15,718 pies]

2002Prueba exitosa del sistema de adquisición de registros durante la extracción de núcleos con la herramienta de resistividad frente a la barrena RAB

IODP

< Emplazamientos de perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicos entre 1961 y 2003. El proyecto Mohole (verde), iniciado en 1958,utilizó una embarcación naval convertida, la barcaza Cuss I, para perforar en dos sitios cercanos a La Jolla, California, EUA, y en Guadalupe, México, entre1961 y 1966. El Proyecto de Perforación Marina Profunda (negro) utilizó la embarcación para perforación Glomar Challenger para perforar en 624 sitios,entre1968 y 1983. Durante el Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (rojo), desarrollado entre 1984 y 2003, la embarcación para per-foración JOIDES Resolution navegó hasta los 80° de latitud norte y hasta los 71° de latitud sur y realizó operaciones de perforación en los siguientes 653emplazamientos.

posicionamiento dinámico con propulsoresretractables de puntos múltiples para mantenerla posición de la embarcación. Esta tecnologíaaún hoy se sigue utilizando en las embarcacionespara perforación de pozos petroleros. Las medi-ciones de pozos no eran consideradas esencialesen esos tiempos; se registraban menos de 90pozos y sólo si la recuperación de núcleos erapobre y el tiempo lo permitía.

El primer viaje científico DSDP, conocidocomo campaña, obtuvo evidencias de la presen-cia de domos salinos, a través de la recuperaciónde núcleos y la obtención de datos con cable, quetambién contenían evidencias de hidrocarburosdebajo del manto salino a profundidades abisalesde 2,927 a 5,361 m [9,603 a 17,590 pies], en elGolfo de México.12 El descubrimiento de sal tec-

tónicamente activa e hidrocarburos profundosincentivó a los exploracionistas dedicados a labúsqueda de petróleo y gas. Desde el primer des-cubrimiento subsalino comercial realizado porPhillips, Anadarko y Amoco en 1993, las opera-ciones de exploración y producción (E&P, porsus siglas en inglés) en el Golfo de México conti-núan prosperando.13

El programa ODP, la fase siguiente de los pro-gramas de perforación de pozos profundos en losocéanos con fines científicos, utilizó la embarca-ción para perforación JOIDES Resolution operadapor la Universidad A&M de Texas en CollegeStation (abajo).14 El programa ODP perforó 1,700pozos en tirantes de agua que oscilaron entre 91 y1,828 m [300 y 6,000 pies] con más de 213,000 m[699,000 pies] de recuperación de núcleos.15

30 Oilfield Review

Laboratoriode geofísica

Pozo central

Laboratorios de mediciones de pozosy laboratorios auxiliares

Laboratorios de obtención de núcleos,propiedades físicas y paleomagnetismo

Laboratorios de microbiología,paleontología y química

Laboratorio y sala de computación

Laboratorio de fotografía

Laboratorios a bordo< Embarcación para perforación JOIDESResolution con siete pisos de laboratorios abordo. La embarcación de 143 m [466 pies] cons-tituye un complejo de laboratorios distribuidos ensiete pisos para analizar la gran variedad denúcleos y registros recolectados en todo el mun-do. La embarcación es mantenida en su posiciónmediante 12 propulsores controlados por compu-tadora que soportan el sistema de propulsiónprincipal. Cerca del centro de la embarcación seencuentra el pozo central, una apertura de 7 m[23 pies] situada en el fondo de la embarcación,por la cual se baja la columna de perforación. Laembarcación para perforación es una universi-dad virtual que puede alojar 50 científicos ytécnicos y 65 tripulantes, con una serie de labo-ratorios distribuidos en siete pisos. Los dos pisosinferiores (que no se muestran) cuentan con ins-talaciones para almacenamiento de núcleos. Enla bovedilla de la embarcación, a la izquierda, seencuentra un laboratorio de geofísica que con-tiene el equipo que recolecta la informaciónrelacionada con la posición de la embarcación, eltirante de agua y los datos magnéticos utilizadosen el estudio de la topografía del lecho marino.

> Un ingeniero de Schlumberger obteniendo registros de pozos durante laperforación, en tiempo real, en el laboratorio de mediciones de fondo depozo.

> Una científica del ODP trabajando en descripciones de núcleos. (Fotogra-fía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).

zación de una columna de perforación de aproxi-madamente 9,100 m [29,860 pies] para alcanzarla discontinuidad de Moho a una profundidad deagua de 3,566 m [11,700 pies] entre la Isla deGuadalupe, y la costa de Baja California, ambasen México.10 Este objetivo excedía en 1,500 m[4,920 pies] la mayor profundidad de penetra-ción alcanzada en tierra, y las profundidades delagua superaban las capacidades de las operacio-nes de perforación marina existentes en esemomento. El proyecto, si bien no logró alcanzarla discontinuidad de Moho, sí posibilitó la perfo-ración científica en los océanos y condujo aldesarrollo de la tecnología de perforación enaguas profundas, al posicionamiento dinámicode buques y a nuevos diseños de embarcacionesque fueron utilizados posteriormente en los pro-gramas DSDP y ODP.

El proyecto DSDP comenzó sus operacionesen 1968 con la embarcación para perforaciónGlomar Challenger operada por la Institución deOceanografía Scripps.11 La embarcación GlomarChallenger promovió y refinó la utilización del

Primavera de 2005 31

Con los resultados exitosos de la adquisición deregistros de pozos, la adquisición con cable pasó aser parte integrante del programa ODP, con másde un 56% de los pozos registrados.16

Las últimas cuatro décadas de la perforacióncientífica en los océanos se han beneficiado conlos numerosos avances tecnológicos acaecidos enlas tecnologías de adquisición de registros concable, perforación y obtención de mediciones y enlos dispositivos de vigilancia rutinaria (monito-reo) de pozos a largo plazo. El desarrollo detecnologías para abordar los desafíos planteadosen términos de perforación de pozos profundos enlos océanos con fines científicos fue el resultadode una estrecha colaboración entre la comunidadcientífica y la industria de servicios.

Desafíos en la perforación de pozos profundos en los océanos con fines científicosExisten numerosos desafíos asociados con laperforación en áreas de aguas profundas y ultra-profundas, donde las profundidades del lechomarino exceden los 183 m [600 pies] y 1,524 m

[5,000 pies], respectivamente. Los objetivoscientíficos de los programas de perforación depozos profundos en los océanos exigían que seperforara en tirantes de agua mucho mayoresque las profundidades habituales de las opera-ciones de exploración y producción (E&P, porsus siglas en inglés). El programa debió desarro-

llar tecnología para perforar sin un tubo ascen-dente—un tubo de gran diámetro que conecta elconjunto de preventores de reventón (BOP, porsus siglas en inglés) con un equipo de per-foración de superficie flotante—utilizadocomúnmente en las operaciones de perforaciónmarina en busca de petróleo y gas (arriba).

10. Horton EE: “Preliminary Drilling Phase of Mohole Project1, Summary of Drilling Operations,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos del Petróleo 45, no. 11 (Noviembre de 1961): 1789–1792.

11. El proyecto DSDP fue financiado por la Fundación Nacional de Ciencias y fue dirigido por la Unión de Instituciones Oceanográficas para el Muestreo de laProfundidad de la Tierra (JOIDES, por sus siglas eninglés), un consorcio de instituciones oceanográficas deEUA. En 1976, el programa fue ampliado para incluir otrospaíses: Francia, Japón, la Unión Soviética, el Reino Unidoy Alemania Occidental.

12. Ewing M, Worzel JL, Beall AO, Berggren WA, Bukry D,Burk CA, Fischer AG y Pessagno EA Jr: Informes Inicia-les del Proyecto de Perforación Marina Profunda, Uniónde Instituciones Oceanográficas para el Muestreo de laProfundidad de la Tierra (JOIDES). Universidad de California, Institución de Oceanografía Scripps, Vol 1.(Agosto-septiembre de 1968).

13. Farmer P, Miller D, Pieprzak A, Rutledge J y Woods R:“Exploring the Subsalt,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 50–64.

14. El Programa de Perforación de Pozos Profundos en losOcéanos fue dirigido por la Unión de Instituciones Oceanográficas. (JOI); un consorcio de institucionesoceanográficas de EUA. La operación y la dotación delpersonal de la embarcación para perforación y la recu-peración de núcleos en distintos sitios del mundo estuvoa cargo de la Universidad A&M de Texas (TAMU, por sussiglas en inglés). El Observatorio Terrestre Lamont-Doherty (LDEO, por sus siglas en inglés) de laUniversidad de Columbia, Nueva York, EUA, dirigió losservicios de adquisición de registros y el banco de datosde levantamientos del sitio. Los fondos para el programaODP fueron provistos inicialmente por la FundaciónNacional de Ciencias de EUA (NSF, por sus siglas eninglés) y posteriormente se ampliaron para incluir otrossocios internacionales tales como Australia, Bélgica,Canadá, China, Dinamarca, Finlandia, Alemania, Islandia,Irlanda, Italia, Japón, Corea, los Países Bajos, Noruega,Portugal, España, Suecia, Suiza, Taiwán y el Reino Unido.

15. Los depósitos de núcleos del programa ODP se encuen-tran en el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty,Palisades, Nueva York, EUA; Institución de OceanografíaScripps, California; Universidad A&M de Texas y Universidad de Bremen, Alemania.

16. Goldberg D: “The Role of Downhole Measurements inMarine Geology and Geophysics,” Reviews of Geophysics 35, no. 3 (Agosto de 1997): 315–342.

Columna de perforación

Lecho marino

El fluido de perforaciónes bombeado en sentidodescendente a través de

la columna de perforación

Tubo ascendente

Preventorde reventones

El fluido y los recortes deperforación fluyen en sentidoascendente entre la columnade perforación y el tuboascendente

Tubería de revestimientode superficie

Herramienta de adquisiciónde registros durante laperforación

El fluido y los recortes deperforación fluyen ensentido ascendente entre la columna de perforación y el pozo o la tubería derevestimiento

Segunda tuberíade revestimiento

Agujero descubierto

> Perforación con tubo ascendente. El tubo ascendente es una tubería quese extiende desde la plataforma de perforación hasta el lecho marino. Ellodo y los recortes de perforación del pozo retornan a la superficie a travésdel tubo ascendente. El extremo superior del tubo ascendente se adosa a laembarcación de perforación, mientras que su extremo inferior se fija en ellecho marino. Un preventor de reventones (BOP, por sus siglas en inglés)emplazado en el lecho marino entre el cabezal de producción del pozo y eltubo ascendente ofrece protección contra la presencia de formacionessobrepresionadas y el influjo repentino de gas. El diámetro del tubo ascen-dente, que alcanza hasta 53.3 cm [21 pulgadas], es suficientemente grandecomo para permitir el paso de la columna de perforación, las herramientasde adquisición de registros y las sartas de revestimiento múltiples.

Cuando se perfora con un tubo ascendente, elfluido de perforación circula por el tubo, a travésde la barrena, y luego retorna a la superficiejunto con los recortes de rocas por la parteexterna de la columna de perforación.

Sin un tubo ascendente, el fluido de perfo-ración sale por la parte superior del pozoderramándose sobre el lecho marino y no retornaa la superficie (abajo). Esto no constituye un pro-blema para el ambiente de lecho marino porque

el agua de mar se utiliza como fluido de perfora-ción. No obstante, dado que no se agrega ningúnsólido, no se forma ningún revoque de filtración.Sin revoque de filtración, el pozo es menos esta-ble, lo que puede conducir a su colapso. Por lotanto, fue preciso desarrollar tecnología y solu-ciones para encarar los problemas asociados conel movimiento vertical de la embarcación, laestabilidad de los pozos, la re-entrada de pozosen un tirante de agua de más de 5,000 m [16,405pies] y otras cuestiones técnicas.

En perforación convencional en busca depetróleo y gas, los dispositivos de compensacióntratan al tubo ascendente como la referencia fijapara corregir las incertidumbres asociadas conla profundidad. Una importante mejora introdu-cida en las operaciones de adquisición deregistros en pozos sin tubo ascendente fue eldesarrollo de un compensador de oleaje de grandesplazamiento para reducir las incertidumbresasociadas con la profundidad que surgen delmovimiento vertical de la embarcación. El sis-tema compensador de oleaje con cable (WHC,por sus siglas en inglés) mide el movimiento ver-tical de la embarcación con un acelerómetro,desplaza automáticamente el pistón hidráulico ydesenrolla la cantidad de cable de adquisición deregistros requerida.17 El sistema WHC puedecompensar adecuadamente olas de hasta 6 m [20pies]. Actualmente, en la embarcación JOIDESResolution, se está probando un nuevo sistemade compensación de malacate rotativo programa-ble desarrollado por Schlumberger.

Con la columna de perforación flexible demás de 5,000 m de longitud colgando en estadode tensión desde la torre de perforación, comen-zar a perforar sin un tubo ascendente un pozo enla roca desnuda constituye un verdadero desafío.En ambientes de rocas duras, tales como las dor-sales mesoatlánticas, se torna dificultoso iniciarla perforación de un pozo y mantenerlo abierto,debido a la naturaleza fracturada y frágil de lasrocas encontradas. El programa ODP desarrollóel sistema de re-entrada de rocas duras para ini-ciar la perforación de pozos en ambientesdificultosos mediante la utilización de un marti-llo de perforación hidráulico. El martilloperforador se baja por el interior de la tuberíade revestimiento y perfora un pozo y haceavanzar la tubería de revestimiento simultánea-mente.18 En los campos petroleros de hoy en día,la tecnología que utiliza tubería de revesti-miento estándar para perforar el pozo y luegodejarla en su lugar para entubar el pozo, eliminalas maniobras de la columna de perforación ypuede incrementar la eficiencia de la perfora-ción en un 20 a un 30%.

32 Oilfield Review

Los recortes fluyen al océano

Columna de perforación

Recortes

Lecho marino

El agua de mar es bombeada ensentido descendente a través dela columna de perforación

Tubería de revestimientode superficie

Barrena

Segunda tuberíade revestimiento

Agujero descubiertoHerramienta de adquisiciónde registros durante laperforación

El agua de mar y los recortesfluyen en sentido ascendenteentre la columna de perforacióny el pozo o la tubería derevestimiento

> Perforación sin tubo ascendente. El agua de mar es bombeada en sentidodescendente a través de la columna de perforación para limpiar y enfriar labarrena. El fluido de perforación y los recortes fluyen en sentido ascendenteentre la columna de perforación y el pozo o la tubería de revestimiento, dondese esparcen sobre el lecho marino y no retornan a la superficie.

Primavera de 2005 33

Otro de los desafíos de la perforación sintubo ascendente era la re-entrada de pozos pre-existentes. Puede ser necesario reingresar en unpozo por diversos motivos, tales como un cambiode barrena o cuando se retorna al pozo en cam-pañas múltiples. Para cambiar la barrena, porejemplo, se debe subir la columna de perfora-

ción, adosar una nueva barrena y volver a bajarla columna hasta el fondo dentro de la mismaperforación. La formidable tarea de reingresaren un pozo en el fondo del océano se logró con lautilización de un equipo de barrido por sonar yun cono de re-entrada. El arreglo de cono de re-entrada comprende un embudo de re-entrada

instalado en una placa de soporte que descansasobre el fondo marino y una cubierta para sopor-tar las sartas de revestimiento múltiples(izquierda). El sistema de re-entrada es anchoen la parte superior, por encima del lechomarino, y se estrecha en la parte inferior cercade la base del fondo marino, lo que facilita queel embudo guíe la columna de perforación den-tro del pozo.

El cono de re-entrada permite reingresar enun pozo en campañas múltiples para profundi-zarlo o para instalar un observatorio de pozopara la obtención de mediciones y muestras defondo de pozo a largo plazo.

El programa ODP desarrolló dos tipos funda-mentales de observatorios de pozos. Sedesplegaron sismómetros de banda ancha defondo de pozo con un ancho de banda que osci-laba entre 0.001 y 10 Hz y medidores de esfuerzoen sitios seleccionados, ubicados fundamental-mente en zonas sismogénicas o proclives aterremotos, cercanas a Japón y situadas en laporción este del Océano Pacífico. El otro tipo deobservatorio de pozo consta de instrumentalpara obtener mediciones en sitio de la tempera-tura y la presión de formación y muestreo de laspropiedades geoquímicas de los fluidos. De unmodo similar, los medidores de fondo de pozopermanentes para el monitoreo de tasas de flujo,presión y temperatura son habituales en loscampos petroleros para la optimización de laproducción en tiempo real.19

No obstante, la utilización efectiva de pozoscomo observatorios hidrogeológicos requirió quese los cerrara herméticamente para protegerlosdel agua de mar sobreyacente y que se permi-tiera a la formación retornar a un estado deequilibrio. Esto fue posible gracias al empleo deun sistema de prevención de la circulación entreel pozo y el océano (CORK, por sus siglas eninglés), desplegado por primera vez en el año1991, que aísla los pozos del agua de mar que se

17. Lorsignol M, Armstrong A, Rasmussen MW y Farnieras L:“Heave Compensated Wireline Logging Winch Systemand Method of Use,” Patente de EUA no. 6,216,789 (17 deabril de 2001).

18. Grupo Científico a Bordo, 2000: “Leg 191 PreliminaryReport: West Pacific ION Project/Hammer Drill Engineering,” Informe Preliminar del ODP 191,http://wwwodp.tamu.edu/publications/prelim/191_prel/191PREL.PDF (se examinó el 10 de diciembre de 2004).

19. Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G,Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M,Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A:“Métodos prácticos de manejo de la producción de arena,”Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

Tubería de revestimientode 103⁄4 pulgadas

Tubería de revestimientode 16 pulgadas

Lecho marino

Faldón de lodo

Cono de re-entrada

Tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas

Tubería de revestimientode 20 pulgadas

> El cono de re-entrada. Una instalación grande, en forma de embudo de3.7 m [12 pies] de diámetro, emplazada en el fondo del mar sirve comoconducto para el re-emplazamiento de un pozo perforado previamente ypara el asentamiento y el soporte de la sarta de revestimiento de super-ficie. El cono de re-entrada es liberado a través del pozo central (extremosuperior). (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).

mientas para la obtención de mediciones depozos a fin de satisfacer los objetivos científicosy operar efectivamente en ambientes hostiles.

Avances en mediciones de pozosLas mediciones de pozos ahora se considerantan vitales para el logro de los objetivos científi-cos de las operaciones de perforación de pozosprofundos en los océanos con fines científicoscomo lo son para la industria de exploración yproducción (E&P). Estas mediciones proporcio-nan un registro continuo de las propiedades delas formaciones bajo las condiciones locales, unenlace entre los datos de núcleos y los datos sís-

micos de escala regional más grande, y a vecesproveen los únicos datos válidos cuando la recu-peración de núcleos es pobre o inexistente.

La necesidad de contar con herramientas enambientes de pozos de diámetro reducido, altapresión y alta temperatura y la necesidad de dis-poner de herramientas de alta resolución paracaracterizar las capas delgadas han sido las fuer-zas impulsoras del diseño a medida de lasnecesidades específicas y el desarrollo de nuevasherramientas de pozos.

A veces las sondas de adquisición de regis-tros deben ser operadas a través de tuberías detan sólo 9.7 cm [3.8 pulgadas] de diámetro paraobtener mediciones en pozos de más de 30 cm[11.8 pulgadas] de diámetro. Para superar estadificultad, se redujo el diámetro de ciertasherramientas de campos petroleros. En el año1988, se modificó el dispositivo Microbarredorde la Formación, reduciéndose su diámetro exte-rior (OD, por sus siglas en inglés) de más de 11.4cm [4.5 pulgadas] a 9.4 cm [3.7 pulgadas]. Otrodispositivo, la herramienta de Sísmica de PozoWST para pozos de diámetro reducido, fue ade-cuada mediante el agregado de dos geófonoshorizontales. Esto posibilitó la determinación dela velocidad de ondas de corte y la anisotropíade las rocas subyacentes a partir de un levanta-miento VSP.

El objetivo de incrementar la resolución verti-cal de las mediciones de fondo de pozo incentivóa los científicos del Observatorio TerrestreLamont-Doherty, en Palisades, Nueva York, EUA(LDEO), a desarrollar la herramienta de rayosgamma de sensores múltiples (MGT) en el año2001. Esta herramienta aumenta la resoluciónmediante apilamiento de punto medio común ysuma de los datos recibidos desde un arreglo decuatro sensores de espectrometría de rayosgamma con un espaciamiento de 61 cm [2 pies]entre sí.20 La herramienta MGT incrementa laresolución vertical de los datos de los registros derayos gamma naturales en un factor de tres acuatro con respecto a las herramientas de adqui-sición de registros convencionales, mejorando lacaracterización de las capas delgadas y su corre-lación con los datos de núcleos.

Habitualmente, un sistema operado concable no puede registrar el intervalo superiorubicado justo por debajo del lecho marino por-que la columna de perforación tiene que serbajada unos 50 a 100 m [164 a 328 pies] aproxi-madamente para garantizar la estabilidad delpozo. Además, las sartas de herramientas largasa menudo no logran registrar el fondo del pozo.Por otra parte, en ciertos ambientes dificultosos,por ejemplo, en intercalaciones de roca dura yroca blanda, tales como las secuencias de fta-

34 Oilfield Review

encuentra por encima del lecho marino (arriba).Los datos de temperatura y presión registrados alo largo de un período que varía entre algunosmeses y varios años son recuperados mediante lautilización de equipos sumergibles tripulados ono tripulados.

Una nueva generación de sistemas CORK deavanzada incorporará empacadores múltiplespara aislar las zonas subterráneas del pozo a finde medir la temperatura, la presión, la químicade fluidos y la microbiología de cada zona.

Si bien las profundidades del lecho marino ylas condiciones de pozo son extremas, ODP ySchlumberger han concebido métodos y herra-

Faldón de lodo

Cono de re-entrada

Registrador de datospara el registro de presión

Orificios de muestreohidráulico

(desde los filtros)

Cabezal CORK

Tubería de revestimiento

Filtros

Tapón puente

Línea de infladodel empacador

Empacadores

Líneas de muestreohidráulico (desde los filtros)

> Sistema de prevención de la circulación entre el océano y el pozo (CORK, por sus siglas en inglés). Unavez finalizadas las operaciones de adquisición de registros y extracción de núcleos, el pozo es aisladodel agua de mar sobreyacente mediante el emplazamiento de un sistema CORK; un sello mecánico depozo readaptado a un cono de re-entrada (extremo superior). El sello impide la circulación de fluidohacia el interior y el exterior del pozo. Al sistema CORK se le puede adosar un arreglo de sensor quese extiende dentro del pozo para medir la temperatura, la presión y las propiedades químicas y bioló-gicas locales a lo largo de varios años. Un sistema CORK de avanzada incorpora sellos múltiples parapermitir el registro de las observaciones de series de tiempo en varias zonas aisladas (extremo infe-rior). Se despliega un submarino o un ROV (vehículo de operación remota) para descargar periódica-mente los datos. (Fotografía, cortesía de la Universidad A&M de Texas).

Primavera de 2005 35

nita-creta, las rocas se deterioran después de laperforación, lo que se traduce en recuperaciónde núcleos y registros pobres. En esos casos, lasherramientas de adquisición de registrosdurante la perforación resultan de importanciacrítica y proporcionan las únicas mediciones ensitio.21

Por razones de seguridad en pozos inestables,y para reducir el tiempo de perforación, duranteel desarrollo del programa ODP se desarrolló unainnovadora solución de adquisición de registrosdurante la extracción de núcleos (LWC, por sussiglas en inglés). La herramienta de resistividadfrente a la barrena RAB fue modificada mediantela incorporación de baterías anulares en la pareddel portabarrena y una nueva camisa de resistivi-dad de pastillas. Esto permite que un tuboextractor de núcleos ODP pase a través de laherramienta RAB para llevar a cabo las operacio-nes de extracción de núcleos durante laobtención de mediciones de resistividad y rayosgamma azimutal (derecha). El sistema LWC pro-vee precisión en lo que respecta a la calibraciónde la profundidad de los registros de núcleos yorientación de los mismos sin viajes adicionales,lo que se traduce tanto en ahorros de tiempocomo en ventajas científicas únicas.22

Obtención de muestras de núcleosEl mejoramiento de la recuperación de núcleos yla obtención de muestras no contaminadas einalteradas son objetivos científicos importan-tes. La contaminación producida por el procesode perforación puede afectar los estudios de laspropiedades magnéticas, la química de fluidos,la microbiología, la estructura sedimentaria, y latextura de las muestras de núcleo. Como sucedecon las operaciones de exploración y producción(E&P), las tecnologías de perforación y mues-treo de los programas de perforación científicaen los océanos han sido adaptadas a la dureza delas rocas y la litología. Las innovaciones específi-cas incluyen la técnica de extracción de núcleoscon pistón de avanzada para el muestreo derocas blandas a rocas de dureza intermedia y untubo extractor de núcleos extendido o un tuboextractor de núcleos de diamante para la extrac-ción de núcleos en rocas de dureza intermedia arocas duras.

La investigación de los hidratos de gas en par-ticular, requiere la recuperación de muestras encondiciones locales. Durante la extracción con-vencional de núcleos de hidratos, se produce laliberación de volúmenes sustanciales de gascuando los sedimentos son llevados a la superfi-cie. Los programas DSDP y ODP respectivamente,desarrollaron el tubo extractor de núcleos bajopresión operado con cable y el tubo extractor de

núcleos bajo presión para recuperar muestras apresiones locales de hasta 10,000 lpc [70 MPa].23

Estas herramientas resultan particularmenteútiles para el muestreo de hidratos de gas y lamedición del volumen de gas liberado desdeestas muestras. La necesidad de contar con pro-cedimientos de muestreo bajo presión quemantengan el núcleo a la presión de fondo depozo en una cámara autoclave, inspiró a un con-sorcio europeo a desarrollar un nuevo conjuntode herramientas conocido como autoclave deextracción de núcleos de hidratos; la próximageneración de sistemas de extracción de núcleosbajo presión.24

La Campaña 204 del programa ODP, que tuvolugar entre julio y agosto de 2002, proporcionó laoportunidad para probar una amplia variedad detecnologías y técnicas de medición nuevas.25 Elobjetivo científico de la misión era comprenderla presencia y distribución de los hidratos de gasen el área marina de Oregón, EUA. Esta cam-paña marcó la utilización, por primera vez, de latécnica de adquisición de registros y extracciónde núcleos en forma simultánea con el sistemaLWC y la ejecución de pruebas extensivas deherramientas de extracción de núcleos bajo pre-sión. La Campaña 204 desplegó además unaamplia gama de herramientas operadas concable y herramientas LWD de Schlumberger eincluyó herramientas desarrolladas por el pro-grama ODP para medir la presión en sitio.26 Porprimera vez en una operación ODP se utilizaroncámaras infrarrojas digitales para el barrido delas muestras de núcleos. Esto se realiza no biense recuperan las muestras del intervalo dehidratos de gas para registrar las anomalías detemperatura.27

20. Goldberg D, Meltser A y el Grupo Científico a Bordo delODP, Campaña 191, 2001: “High Vertical Resolution Spec-tral Gamma Ray Logging: A New Tool Development andField Test Results,” Transcripciones del 42o SimposioAnual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Hous-ton, 17 al 20 de junio de 2001, artículo JJ.

21. Goldberg, referencia 16.22. Goldberg D, Myers G, Grigar K, Pettigrew T, Mrozewski S

y el Grupo Científico a Bordo del ODP, Campaña 209:“Logging-While-Coring—First Tests of a New Technology for Scientific Drilling,” Petrophysics 45, no. 4(Julio a agosto de 2004): 328–334.

23. Pettigrew TL: “Design and Operation of a Wireline Pressure Core Sampler,” ODP, Nota Técnica 17. CollegeStation, Texas: Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (1992).

24. El consorcio HYACINTH europeo desarrolló el sistema deautoclave de extracción de núcleos de hidratos (HYACE,por sus siglas en inglés). Dos tipos de herramientas deextracción de núcleos bajo presión operadas con cable,una herramienta de percusión y una herramienta rota-tiva, fueron desarrolladas en conjunto con los mediospara transferir el núcleo a una cámara de laboratorio sinpérdida de presión.

25. Tréhu AM, Bohrmann G, Rack FR, Torres ME, Delwiche ME,Dickens GR, Goldberg DS, Gràcia E, Guèrin G, Holland M,Johnson JE, Lee YJ, Liu CS, Long PE, Milkov AV, Riedel M,

> Sistema de adquisición de registros durante laextracción de núcleos (LWC, por sus siglas eninglés). El tubo extractor de núcleos accionado amotor (MDCB, por sus siglas en inglés) pasa porla herramienta de resistividad frente a la barrenaRAB modificada para recolectar las muestras denúcleos durante la adquisición de registros deresistividad y de rayos gamma. (Adaptado deGoldberg et al, referencia 22).

Tubo extractor de núcleosaccionado por motor recuperable(MDCB, por sus siglas en inglés),diámetro exterior del tubo delnúcleo interno = 27⁄8 pulgadas

Batería anual

Diámetro interior de laherramienta RAB = 3.45 pulgadas

Electrodos de resistividadazimutal en la camisa depastillas, diámetroexterior = 91⁄2 pulgadas

Estabilizador reemplazableen el campo

Electrodo de resistividadde la barrena

Diámetro exterior delnúcleo = 2.5 pulgadas

Sensor de rayos gamma

Schultheiss P, Su X, Teichert B, Tomaru H, Vanneste M,Watanabe M y Weinberger JL: Transcripciones del Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océa-nos, Informe Inicial, Vol. 204. http://www-odp.tamu.edu/publications/prelim/204_prel/204toc.html (se examinó el 12de diciembre de 2004).

26. Algunas de las herramientas con cable utilizadas en laCampaña 204 son: APS (Sonda de Porosidad de Acelerador de Neutrones), DSI (herramienta de genera-ción de Imágenes Sónica Dipolar), DIT (herramienta deDoble Inducción), Formation MicroScanner (Microbarredor de la Formación), GPTI (Inclinómetro conFines Generales), HLDT (herramienta de Lito-Densidadpara Ambientes Hostiles), HNGS (Sonda de RayosGamma Naturales para Ambientes Hostiles), SGT (herramienta de Centelleo de Rayos Gamma), SFL (herramienta de Resistividad Enfocada Esféricamente),VSI (herramienta de generación de Imágenes SísmicaVersátil) y la herramienta WST-3. Las herramientas deperforación y obtención de mediciones fueron adnVISION, geoVISION, proVISION y la herramientaRAB-8 modificada para ser utilizada con el sistema deadquisición de registros durante la extracción denúcleos.

27. Cuando los hidratos de gas se desasocian de un inter-valo sedimentario, se pueden palpar con la mano puntosfríos que pueden ser medidos con cámaras infrarrojastérmicas.

Enfoque en los hidratos de gasLa existencia de hidratos de gas en sedimentosmarinos se conoce desde los primeros días delprograma DSDP pero en el pasado se los evitabalógicamente por cuestiones de seguridad de laperforación. Sin embargo, el creciente interésen los hidratos en sí como recurso energéticopotencial y en su posible influencia sobre elcambio climático, los ha convertido en una delas áreas de interés de la perforación científicaen los océanos.

Los hidratos presentes en los sedimentos deaguas profundas, en los márgenes continentalesexternos, son comúnmente estables. Los hidra-tos de gas se vuelven inestables cuando latemperatura del océano se eleva o se produce unfenómeno de despresurización debido a lareducción de la presión de confinamiento, cau-sada por ejemplo por una reducción del nivel delmar o una pérdida en la sobrecarga de sedimen-tos.28 Esto ocasiona la emisión de metano—ungas de efecto invernadero poderoso—en los océ-anos y en la atmósfera. Los científicos hanplanteado diversos cuestionamientos acerca delimpacto de los hidratos de gas sobre el ciclo delcarbono y el clima global.29 No obstante, existegran incertidumbre respecto de qué cantidad dehidrato y gas libre contienen efectivamente lossedimentos marinos. Por lo tanto, es importantesaber dónde y cómo se acumulan los hidratos, yvigilar rutinariamente las condiciones quepodrían alterar su estabilidad.

Para reducir esta incertidumbre, se perfora-ron 45 pozos en nueve emplazamientos de unalto batimétrico conocido con el nombre de Dor-sal de Hidratos, en un tirante de agua de 790 m

36 Oilfield Review

1250

1249

1248

1247

1246

12451244

1252

1251

-800

44°33’ N125°09’W 125°06’ W 125°03’ W

44°36’ N

-900 -1,000

-1,100

-1,200

Prof

undi

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m

0

75

150

225

300

375

450

Tiem

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1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

4,100 pies1,250 m

BSR

BSR

AC

A

BY

Y B

Localización 1245Localización 1246

Localización 1244

Localización1252

> Emplazamientos de perforación correspondientes a la Campaña 204 del programa ODP, en laDorsal de Hidratos, en el área marina de Oregón, EUA. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25).

> Corte vertical este-oeste a través de la imagen de datos sísmicos tridimensionales. Los datos sís-micos muestran el marco estructural y estratigráfico de la Dorsal de Hidratos en las Localizaciones1244, 1245, 1246 y 1252. El reflector de gran amplitud que se encuentra debajo del lecho marino es elreflector de simulación del fondo (BSR, por sus siglas en inglés) y corresponde a la base de la zonade estabilidad de los hidratos de gas. El BSR posee polaridad negativa, lo que indica la presencia desedimentos de alta velocidad con contenido de hidratos de gas que sobreyacen los sedimentos debaja velocidad que contienen gas libre. Debajo del límite AC, los datos sísmicos son incoherentes yrepresentan sedimentos intensamente deformados y más antiguos del complejo acrecional de laporción central de la Dorsal de Hidratos. Las reflexiones sísmicas indicadas con las letras A, B, B', Ye Y' corresponden a eventos estratigráficos anormalmente brillantes. La escala de profundidad enmetros debajo del lecho marino (mblm) se basa en una velocidad supuesta de 1,550 m/s [5,085 pies/s]por encima de 150 mblm [492 pies] y 1,650 m/s [5,413 pies/s] por debajo de 150 mblm. Las líneas decolor anaranjado rojizo indican la profundidad de penetración en cada localización. (Adaptado deTréhu et al, referencia 25).

28. Kleinberg y Brewer, referencia 3.29. Dickens GR: “Rethinking the Global Carbon Cycle with a

Large, Dynamic and Microbially Mediated Gas HydrateCapacitor,” Earth and Planetary Science Letters 213, no.3 (25 de agosto de 2003): 169–183.

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

31. Tréhu AM, Long PE, Torres ME, Bohrmann G, Rack FR,Collett TS, Goldberg DS, Milkov AV, Riedel M, SchultheissP, Bangs NL, Barr SR, Borowski WS, Claypool GE, Delwiche ME, Dickens GR, Gràcia E, Guerin G, HollandM, Johnson JE, Lee Y-J, Liu C-S, Su X, Teichert B, TomaruH, Vanneste M, Watanabe M y Weinberger JL: “Three-Dimensional Distribution of Gas Hydrate beneathSouthern Hydrate Ridge: Constraints from ODP Leg 204,”Earth and Planetary Science Letters 222, no. 3–4, (15 dejunio de 2004): 845–862.

32. Los experimentos de Archie establecieron una relaciónempírica entre la resistividad, la porosidad y la saturaciónde agua. Para obtener más información sobre la ecuaciónde Archie, consulte: Log Interpretation Principles/Applications. Houston: Servicios Educativos de Schlumberger, 1989.

Primavera de 2005 37

[2,592 pies], en el área marina de Oregon, EUA(página anterior, arriba). Durante la Campaña204, se obtuvieron varias mediciones geofísicasque pueden ayudar a cuantificar los hidratos degas, incluyendo el método de resonancia magné-tica nuclear, la generación de imágenes deresistividad, la adquisición de registros sónicos ylos perfiles sísmicos verticales (VSPs, por sussiglas en inglés). Se adquirieron datos sísmicosde pozos con la herramienta de generación deImágenes Sísmicas Versátil VSI que puede obte-ner registraciones simultáneas en estacionesmúltiples. Con diferentes configuraciones fuen-te-receptor, se adquirió sísmica de pozo conapartamiento de la fuente y con desplazamientosucesivo de la fuente para representar el sub-suelo lejos del pozo.30

Los datos sísmicos tridimensionales (3D)adquiridos en los nueve emplazamientos de per-foración, situados en la porción sur de la Dorsalde Hidratos, proporcionaron un marco estructu-ral y estratigráfico regional (página anterior,abajo). El fuerte contraste de velocidad exis-

tente entre los sedimentos de alta velocidad quecontienen hidratos de gas y los sedimentos debaja velocidad más profundos que contienen gaslibre produce un reflector de alta amplitud alque se alude como reflector de simulación delfondo (BSR, por sus siglas en inglés). Estereflector es interpretado como la base de la zonade estabilidad de los hidratos de gas. Las veloci-dades sísmicas derivadas de los VSP resuelvenclaramente esta reducción de la velocidad, indi-cativa de la presencia de gas libre debajo delBSR que se encuentra a una distancia de 129 a134 m [423 a 440 pies] aproximadamente, pordebajo del fondo marino.

Dado que los hidratos no son conductivos, laresistividad eléctrica de los sedimentos satura-dos de hidratos es mayor que la de lossedimentos saturados de agua. Las imágenes deresistividad adquiridas con la herramienta deresistividad frente a la barrena RAB mostraronla distribución azimutal de los hidratos en lossedimentos perforados (abajo). Los datos RAB,en conjunto con los datos sísmicos 3D, guiaron

la subsiguiente operación de extracción denúcleos permitiendo un muestreo preciso de laszonas ricas en hidratos de gas.31

La integración de los núcleos con los regis-tros de pozos y los datos sísmicos de pozos y desuperficie, cada uno con diferente resoluciónespacial y sensibilidad al contenido de hidratosde gas, arroja una estimación de la distribucióntridimensional de los hidratos de gas dentro deun sistema dorsal acrecional.

El porcentaje de hidratos de gas se estimómediante el empleo de diferentes metodologías.Si bien las mediciones de pozos proveen unmuestreo espacial continuo, existen suposicio-nes involucradas en la estimación de loshidratos de gas. Suponiendo que el espacioporoso está relleno de agua e hidratos de gassolamente, el porcentaje de hidratos de gaspresentes puede ser deducido mediante la utili-zación de la relación de Archie para determinarla saturación de agua, correspondiendo el restoa hidratos de gas.32 Esta técnica no distingueentre hidrato de gas y gas libre.

Prof

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ResistividadRAB-8ohm-m

0 20 40 40 60 80

Rayos gammaRAB-8

API1.55 1.65 1.75

g/cm3

Núcleo RAB-8Densidad volumétrica

Textura espesa de tipo cremaproducida por la disociaciónde hidratos

Arcilla con parche verdoso oscuroy espículas de esponja dispersas

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3A

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20 c

m

OrientaciónOrientaciónFotos de núcleosFotos de núcleosNN EE SS WW NN

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65

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Bajo Altoohm-m

Imagen estática RAB-8Resistividad profunda

Imagen estática RAB-8Resistividad profunda

> Datos de la Campaña 204 del Programa de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos. Los datos adquiridos en el Pozo 1249B incluyen una imagende resistividad profunda obtenida con la herramienta RAB-8 (Carril 2), resistividad (Carril 3), rayos gamma (Carril 4) y densidad de núcleos (Carril 5). A laizquierda se muestran fotos de núcleos. Los intervalos de alta resistencia indican la presencia de hidratos de gas. Obsérvese que la recuperación denúcleos (Carril 1) es intermitente y pobre, mientras que las mediciones LWD son continuas. (Adaptado de Tréhu et al, referencia 25).

Otro enfoque utilizó una liberación contro-lada de la presión de la muestra de núcleo parapermitir la medición del volumen de gas almace-nado dentro de un intervalo de sedimento. Estevolumen se utilizó luego con las curvas de equili-brio de gas establecidas para estimar el volumende hidratos de gas o gas libre presente en elnúcleo.

Los resultados indicaron que el alto conte-nido de hidratos de gas—30 a 40% del espacioporoso—se limita a los décimos de metros supe-riores que subyacen el fondo marino en la crestade la Dorsal de Hidratos, mientras que en losflancos de la dorsal, los hidratos se extienden amayor profundidad.33 La comprensión de la dis-tribución heterogénea de los hidratos de gas esun factor importante en el modelado de la for-mación de hidratos de gas en sedimentosmarinos y de los cambios debidos a la tectónicay el impacto ambiental.

En el año 2000, el Departamento de Energíade EUA (DOE, por sus siglas en inglés), en con-

sulta con otros organismos gubernamentales,inició una activa gestión con miras a poner enmarcha un programa de investigación funda-mental y aplicada para identificar, evaluar ydesarrollar hidratos de metano como recursoenergético. Numerosos países, entre ellos Japón,Canadá e India, también están interesados en elpotencial de los hidratos de gas como fuente deenergía y han establecido grandes proyectos deinvestigación y desarrollo relacionados con loshidratos de gas, mientras que China, Corea,Noruega, México y otras naciones están investi-gando la viabilidad de implementar proyectos deinvestigación de los hidratos de gas auspiciadospor los gobiernos.34

El proyecto industrial conjunto del DOE deEUA, liderado por ChevronTexaco, tiene proyec-tado perforar dos emplazamientos en aguasprofundas del Golfo de México, en el año 2005. Seaplicarán algunas de las técnicas y leccionesaprendidas como resultado de la Campaña 204.Si bien el principal objetivo es aprender cómo

explotar en forma segura los yacimientos dehidrocarburos convencionales que se encuentrandebajo de los hidratos, los resultados del pro-grama posibilitarán además una mejorevaluación de la viabilidad comercial de loshidratos de gas marinos.

Todos estos logros tecnológicos fomentaránla realización de estudios de perforación cientí-fica en los océanos en el siglo XXI, si bien en lapróxima década será necesario contar con tec-nologías específicas para enfrentar desafíostales como la medición de las altas temperaturasy presiones presentes en las zonas sismogénicas,las operaciones de muestreo de fluidos, la recu-peración de sedimentos no contaminados y devida microbiana en condiciones locales, el desa-rrollo de mediciones de pozos mejoradas y lainstalación de sensores a largo plazo o perma-nentes.

Con la adquisición de un número creciente dedatos, el manejo de los datos se ha convertido enotro asunto crítico. En el año 1996, Schlumberger

38 Oilfield Review

Agencia Japonesa de Ciencia y Tecnología Marinay Terrestre (JAMSTEC)

Operador

Ministerio de Educación, Cultura,Deportes, Ciencia y Tecnología (MEXT)

Plataforma y Operaciones de Perforación

Unión de Instituciones Oceanográficas (Alianza JOI)

Operador

Fundación Nacional de Ciencias (NSF)

Plataforma y Operaciones de Perforación

Embarcación para perforación sin tuboascendente JOIDES Resolution

Operador de Ciencias ECORD (ESO)

Embarcación para perforacióncon tubo ascendente Chikyu

Plataformas específicaspara cada misión

Programa Integrado de Perforaciónde Pozos Profundos en los Océanos

(IOPD, por sus siglas en inglés)

Estructura de AsesoramientoCientífico (SAS, por sus siglas en inglés)

Otros Subcontratosde Servicios Científicos

Asesorar y consultarIOPD Management International Inc.

Operador

Agencia de Manejo ECORD (EMA)

Plataforma y Operaciones de Perforación

EUA Japón Europa

> Programa Integrado de Perforación de Pozos Profundos en los Océanos (IODP, por sus siglas en inglés). El IODP es una operación de plataformas múlti-ples que involucra una embarcación para perforación sin tubo ascendente, una embarcación para perforación con tubo ascendente y una variedad deplataformas específicas para cada misión. Japón, EUA y Europa apoyarán a las organizaciones a cargo de la implementación en lo que respecta a lasdiversas embarcaciones y plataformas (véase referencia 7). (Fotografías, cortesía de la alianza JOI, JAMSTEC y ECORD.)

Primavera de 2005 39

y ODP colaboraron para probar un montículoestabilizado para las antenas utilizadas en latransmisión de datos de alta velocidad desde laembarcación JOIDES Resolution hasta los cen-tros de datos costeros. Ahora es común contaren las operaciones IODP con una versión deavanzada de este sistema de terminal de aper-tura muy pequeña (VSAT, por sus siglas eninglés) que ofrece cobertura global casi totalpara la transmisión de datos y comunicacioneselectrónicas y comunicaciones de voz.

Finalmente, los enormes volúmenes de datose información generados por los programas deperforación de pozos profundos en los océanosgeneran los mismos problemas con que seenfrenta el manejo de datos de exploración yproducción (E&P).35 Los datos heredados, reco-lectados durante el desarrollo de los programasDSDP y ODP, y los datos del programa IODPrecién lanzado, son algunos de esos problemas.Además de las mediciones crudas, el copiosovolumen de información digital, tales como losinformes de perforación, los datos de adquisiciónde registros de inyección y las descripciones delos recortes de perforación, deben ser manejadoscorrectamente y han de asociarse con los datosmedidos sin procesar para mantener la informa-ción contextual y asegurar la integridad y validezde los datos que maneja el sistema. Schlumber-ger ha estado colaborando en forma estrecha conla JAMSTEC—Agencia Japonesa de Ciencia yTecnología Marina y Terrestre—para diseñar yconstruir el prototipo de tal sistema de manejode datos. La integración de la capacidad de aná-lisis de datos dentro del sistema de manejo dedatos mediante la utilización del programa inte-grado de sistemas de caracterización deyacimientos GeoFrame permite a los usuariosacceder a los datos en forma directa desde unsitio remoto.

Una nueva era en perforación de pozos profundos en los océanosEl Programa Integrado de Perforación de PozosProfundos en los Océanos (IODP, por sus siglasen inglés), un programa nuevo que comenzó enel año 2004, se basa en la experiencia y los cono-cimientos adquiridos durante las campañas deperforación científica en los océanos previas. ElIODP es una asociación global de científicos,instituciones de investigación y organismosgubernamentales que provee un método másenfocado de exploración a mayores profundida-des y en áreas previamente inaccesibles (páginaanterior). Los objetivos científicos del IODP sedescriben sucintamente en el plan de cienciasinicial.36 Al igual que sus predecesoras, las expe-

diciones del IODP son controladas por las pro-puestas y se planifican luego de extensivasrevisiones científicas y de seguridad de índoleinternacional.

Sin embargo, el IODP difiere considerable-mente de cualquiera de los programas previosporque utiliza embarcaciones múltiples condiversas capacidades de perforación. Las pla-taformas múltiples—sin tubo ascendente,específicas para cada misión y con tuboascendente—permitirán perforar en áreas pre-viamente inaccesibles, tales como los márgenescontinentales, en aguas someras con menos demenos de 20 m [66 pies] de profundidad, enregiones cubiertas de hielo del Ártico y en losocéanos ultraprofundos.37

Se utilizará la actual embarcación estadouni-dense JOIDES Resolution en la primera faseoperacional de las operaciones sin tubo ascen-dente, que durará hasta el año 2005.38 Lasplataformas específicas para cada misión (MSP,por sus siglas en inglés) que opera el ConsorcioEuropeo para Perforación de Pozos Profundos enlos Océanos con Fines de Investigación trabaja-rán en aguas someras y regiones cubiertas dehielo.39 Tal como lo sugiere el nombre “específicaspara cada misión,” estas plataformas de perfora-ción podrían consistir en barcazas de perforación,plataformas de perforación autoelevadizas o siste-mas de perforación en el fondo del océano, segúnel entorno de perforación de que se trate.

La construcción de la plataforma con tuboascendente y el desarrollo de tecnologías rela-cionadas fueron iniciados en 1990 por el MEXT(Ministerio de Educación, Cultura, Deportes,

Ciencia y Tecnología) de Japón. Este programa,denominado “Perforación de Pozos Profundos enlos Océanos en el Siglo XXI,” fue integrado alIODP.40 La embarcación japonesa Chikyu, quesignifica “Tierra,” será una embarcación paraperforación posicionada dinámicamente, equi-pada con tubo ascendente y tecnología devanguardia. Inicialmente el buque Chikyualcanzará una profundidad de 10,000 m (32,800pies), en tirantes de agua de hasta 2,500 m(8,200 pies). En las operaciones sin tubo ascen-dente, el Chikyu tendrá capacidad para perforaren tirantes de agua de hasta 7,000 (22,970 pies).

En el futuro, el Chikyu será capaz de perfo-rar con un tubo ascendente en tirantes de aguade 4,000 m (13,120 pies), alcanzando una pro-fundidad total de 12,000 m (39,370 pies), lo quepermitirá acceder a regiones donde anterior-mente la perforación con fines científicos seencontraba impedida por la presencia de hidro-carburos y otros fluidos. Aunque la perforacióncon tubo ascendente se emplea comúnmentepara la exploración y el desarrollo de hidro-carburos, nunca se la ha utilizado en estosambientes ultraprofundos. Será posible perforarpozos más estables y capaces de penetrar zonascon diferentes presiones. Las zonas sismogéni-cas son particularmente difíciles de perforardebido a las fuertes pérdidas de fluidos asocia-das con los intervalos fracturados. Con lautilización de esta embarcación, los investigado-res pueden perforar e instalar sensorespermanentes en zonas sismogénicas. Se esperaque el Chikyu esté en condiciones de operarhacia fines del año 2006 o principios del 2007.

33. Milkov AV, Claypool GE, Lee Y-J, Torres ME, Borowski WS,Tomaru H, Sassen R, Long PE y el Grupo Científico de laCampaña 204 del ODP: “Ethane Enrichment and PropaneDepletion in Subsurface Gases Indicate Gas HydrateOccurrence in Marine Sediments at Southern HydrateRidge Offshore Oregon,” Organic Geochemistry 35, no. 9(Septiembre de 2004): 1067–1080.Milkov AV, Claypool GE, Lee YJ, Dickens GR, Xu W,Borowski WS y el Grupo Científico de la Campaña 204del ODP, “In Situ Methane Concentrations at HydrateRidge Offshore Oregon: New Constraints on the GlobalGas Hydrate Inventory from an Active Margin,” Geology31 (2003): 833–836.

34. Collett TS: “Gas Hydrates as a Future Energy Resource,”Geotimes 49, no. 11 (Noviembre de 2004): 24–27.

35. Beham R, Brown A, Mottershead C, Whitgift J, Cross J,Desroches L, Espeland J, Greenberg M, Haines P, Landgren K, Layrisse I, Lugo J, Moreán O, Ochoa E,O’Neill D y Sledz J: “Changing the Shape of E&P DataManagement,” Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997):21–33.

36. Para obtener más información sobre el plan de cienciasinicial, consulte: http://www.iodp.org/downloads/IODP_Init_Sci_Plan.pdf (se examinó el 30 de septiembrede 2004).

37. Coffin MF: “Expeditions to Drill Pacific, Arctic, and Atlantic Sites,” Unión Geofísica Americana, Transcripciones EOS 85, no. 2 (Enero de 2004): 13–18.

38. La Unión de Instituciones Oceanográficas (JOI, por sussiglas en inglés), la Universidad A&M de Texas, la

Universidad de Columbia, y el Observatorio TerrestreLamont-Doherty componen la alianza JOI. La JOI proveecolectivamente servicios de extracción de núcleos yadquisición de registros, equipamiento de laboratorio,personal, ingeniería, curado, distribución de datos ylogística para la embarcación sin tubo ascendente. LaUniversidad A&M de Texas subcontrata la embarcaciónsin tubo ascendente y el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty subcontrata los servicios de adquisiciónde registros.

39. Las plataformas específicas para cada misión son ope-radas por el Consorcio Europeo para la Investigación enlos Océanos (ECORD, por sus siglas en inglés), y dirigidaspor el sector de Operaciones Científicas del ECORD(ESO, por sus siglas en inglés), un consorcio de institu-ciones científicas europeas. El Servicio GeológicoBritánico (BGS, por sus siglas en inglés) es responsablede la dirección general de las ESO. La Universidad deBremen, de Alemania, fue contratada por el BGS para losservicios de curado, depósitos de núcleos y manejo dedatos. El BGS contrata al Consorcio Petrofísico Europeo,que comprende a la Universidad de Leicester, Inglaterra;la Universidad de Montepellier, Francia; RWTH Aachen,Alemania, y la Universidad Vrije de Ámsterdam, para lasactividades de adquisición de registros y las actividadespetrofísicas.

40. Para obtener más información sobre Perforación dePozos Profundos en los Océanos en el Siglo XXI (OD21),consulte: http://www.jamstec.go.jp/jamstec-e/odinfo/iodp_top.html (se examinó el 2 de diciembre de 2004).

El IODP inició sus operaciones en el año 2004con la Expedición 301 que utilizó la embarcaciónpara perforación sin tubo ascendente y la Expedi-ción 302 en la que se empleó una plataformaespecífica para la misión en cuestión. El objetivode la Expedición 301 era investigar la hidrogeolo-gía dentro de la corteza en los océanos,determinar las trayectorias de distribución defluidos, establecer enlaces entre la circulación defluidos, la alteración química y los procesosmicrobianos y determinar la relación entre laspropiedades sísmicas e hidrológicas.41 La Expedi-ción 301 se concluyó en agosto de 2004, en laDorsal de Juan de Fuca, en el Océano Pacíficooriental. Este sistema hidrotérmico activo liberalava derretida del interior de la Tierra en lasaguas más frías del océano. En la Expedición 301se utilizaron diversas herramientas con cablepara ambientes hostiles, desarrolladas para laindustria del petróleo y el gas, para explorar yaci-mientos más profundos a temperaturas ypresiones extremas.42

La Expedición 301 también recogió muestrasde sedimentos, basalto, fluidos y microbios. Seinstalaron dos nuevos observatorios de pozos auna profundidad de 583 m (1,913 pies) pordebajo del lecho marino. En estos pozos se lleva-ron a cabo pruebas hidrogeológicas.

En el futuro, una red de observatorios depozos de este tipo permitirá estudiar el movi-miento de los fluidos. La circulación del agua através de la corteza en los océanos tiene impli-cancias sobre tierra firme, especialmente enaquellos lugares en que las placas en los océanosse sumergen debajo de las placas continentales.Por ejemplo, la reciente actividad volcánica delmonte St. Helens, Washington, EUA, acaecida enoctubre de 2004, se debe a una combinación deagua con roca derretida cuando la placa en losocéanos fue sometida a subducción en el inte-rior de la Tierra. El agua en las zonas desubducción profunda es geoquímicamente reac-tiva con las rocas adyacentes y también puedeafectar la formación de fallas profundas.43

La Expedición 302, concluida en septiembrede 2004, utilizó múltiples embarcaciones en elÁrtico (próxima página). El rompehielos pesadoSovetskiy Soyuz proporcionó protección aguasarriba a la embarcación para perforación y análi-sis del hielo para la expedición, en tanto que elOden brindó protección frente a los hielos cerca-nos, comunicaciones e instalaciones para lasoperaciones científicas. Ambas naves acompaña-ron a la embarcación para perforación convertidaVidar Viking.

La Expedición 302 se centró en los cambiosclimáticos a corto plazo. La historia climáticadel Ártico de los últimos 56 millones de años hasido recuperada a partir de 339 m (1,112 pies)de núcleos y aproximadamente 150 m (492 pies)de registros de sedimentos marinos adquiridoscon cable. El examen preliminar de los núcleossugiere que el Océano Ártico, cubierto de hielo,alguna vez fue un lugar cálido. Nuevas investiga-ciones proporcionarán pistas sobre los cambiosclimáticos ocurridos cuando la Tierra pasó deser un planeta caliente a frío.44 Algunos científi-cos creen que una breve elevación de latemperatura puede haberse debido a una granemisión de metano de los depósitos de hidratode gas.45 La causa exacta de esta posible emisiónmasiva de gas de efecto invernadero aún no seconoce.

Los núcleos de la Expedición 302 proporcio-naron las primeras evidencias de la presencia deextensivo material orgánico creado por el plank-ton y otros microorganismos en los sedimentosdel lecho oceánico, lo que sugiere un entornofavorable para los depósitos de petróleo y gas.

Los desafíos futurosEn la próxima década, las tecnologías de perfo-ración y muestreo, los observatorios de pozos ylas mediciones de pozos desempeñarán un rolcrucial en lo que respecta a responder interro-gantes sobre el cambio climático global, losdesastres naturales, y la existencia y distribu-ción de recursos minerales y de hidrocarburos.

La necesidad de una mayor recuperación denúcleos, a la vez que se mantiene la calidad dela muestra, es importante para todos los objeti-vos científicos del programa IODP. Posiblementeserá necesario utilizar perforación direccional ymediciones de la orientación del esfuerzo paraoptimizar la recuperación de núcleos.46

La contaminación causada por los procesosde perforación y muestreo puede perjudicar losestudios de microbiología, composición de flui-dos y paleomagnetismo. La existencia ydistribución de las poblaciones microbianasconstituyen un foco de interés de la investiga-ción futura. Se recogerán muestras de unavariedad de entornos tectónicos y ambientalesque utilizarán las plataformas múltiples delIOPD. Con la perforación con tubo ascendente,se obtendrán por primera vez muestras directasdel área de acoplamiento entre la placa conti-nental y la placa en los océanos. Para que estosestudios tengan éxito es imprescindible obtenermuestras libres de contaminación. Por último,será necesario seguir desarrollando las técnicasde extracción de núcleos bajo presión para recu-perar muestras en condiciones locales,manteniendo la presión y la temperatura. Estoes de particular importancia en relación con lossedimentos que contienen hidrocarburos ehidratos de gas.

Otro objetivo primordial de las futurasexpediciones será el estudio de las zonas sismo-génicas perforando el epicentro de terremotos yemplazando dispositivos de monitoreo perma-nente que rastreen los cambios temporales detemperatura, presión de poro, química de flui-dos, inclinación, esfuerzo y deformación. Lastemperaturas pueden alcanzar 250ºC [482ºF] enlas zonas sismogénicas y 400ºC [752ºF] en lasáreas hidrotérmicas. Sin embargo, los sensoresde fondo del pozo actuales son capaces de tole-rar temperaturas de hasta 150ºC [302ºF]solamente, para el monitoreo a largo plazo.

El Centro de Tecnología de Schlumberger enKabushiki Kaisha (SKK, por sus siglas en inglés),

40 Oilfield Review

41. Grupo Científico a Bordo, 2004: “Juan de Fuca Hydrogeology: The Hydrogeologic Architecture of Basaltic Oceanic Crust: Compartmentalization, Anisotropy, Microbiology, and Crustal-Scale Propertieson the Eastern Flank of Juan de Fuca Ridge, EasternPacific Ocean,” Informe Preliminar del IODP 301,http://iodp.tamu.edu/publications/PR/301PR/301PR.PDF(se consultó el 3 de noviembre de 2004).

42. Además de las herramientas operadas con cable están-dar, las diversas herramientas para ambientes hostilesdesplegadas en la Expedición 301 incluyen la sonda dePorosidad de Acelerador de Neutrones APS, la sonda deRayos Gamma Naturales para Ambientes Hostiles HNGS,

la herramienta de Litodensidad Hostil HLDT y la herramienta de generación de Imágenes de Inducción de Arreglo AIT SlimXtreme. Para más información sobreadquisición de registros a alta presión y alta temperatura,consulte: Baird T, Fields T, Drummond R, Mathison D,Langseth B, Martin A y Silipigno L: “High-Pressure, High-Temperature Well Logging, Perforating and Testing,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 50–67.

43. http://www.iodp-usio.org/Newsroom/releases/exp_301_end.html (se examinó el 7 de noviembre de2004).

44. Kingdon A, O’Sullivan M y Gaffney O: “Arctic CoringExpedition (ACEX) Retrieves First Arctic Core,” anunciado el 25 de agosto de 2004, http://www.eurekalert.org/pub_releases/2004-08/sprs-ace082504.php (se examinó el 10 de diciembre de 2004).

45. Revkin CA: “Under All That Ice, Maybe Oil,” The NewYork Times: exhibido el 30 de noviembre de 2004,http://www.iodp.org/education_outreach/press_releases /nytimes_acex_article.pdf (se anunció el 10 de diciembre de 2004).

46. Goldberg et al, referencia 22.

Primavera de 2005 41

en colaboración con la JAMSTEC, ha realizadoun estudio de factibilidad sobre la tecnología devigilancia rutinaria permanente y su aplicabili-dad para el monitoreo a largo plazo en pozosprofundos en el océano con fines científicos. Porlo general, los valores nominales de temperaturay presión de los instrumentos científicos utiliza-dos en el pasado no son adecuados. Otroproblema importante es la cantidad de energíaque se requiere para monitorear continuamentela sismicidad durante períodos mayores a unaño, así como la confiabilidad del sistema demonitoreo de fondo de pozo. Schlumberger hainiciado un nuevo proyecto para desarrollar tele-metría de baja energía y un sistema de

suministro de energía para los sensores de moni-toreo permanente de próxima generación.

La investigación científica de los hidratos degas marinos sigue siendo un área de interés delprograma IODP. El conocimiento de la existen-cia y distribución de los hidratos de gas, lacomprensión de su rol en el ciclo global del car-bono y la evaluación de su potencial comorecurso energético siguen siendo objetivosimportantes. Las diversas plataformas de perfo-ración permitirán tomar muestras y obtenermediciones de pozos a distintas profundidades yen distintos ambientes. Se necesitará nueva tec-nología, no sólo para medir directamente laspropiedades de los hidratos de gas, sino también

para monitorear la presión, temperatura y flujode fluidos a lo largo de períodos prolongados.Los observatorios de pozos desempeñarán un rolde vital importancia en el futuro.

Por último, la enorme cantidad de datos quese recojan en los próximos años—levantamien-tos sísmicos, muestras de núcleos, datos deobservatorios de pozos, documentos e infor-mes—se debe almacenar en bases de datos quesean de fácil acceso para la comunidad cientí-fica global. Es necesario que se mantenga unaestrecha y sostenida asociación entre la comuni-dad científica y los proveedores de servicios paradesarrollar herramientas y procesos que abor-den estos desafíos en los próximos años. —RG

60°W

120°W

60°E

0°

180°

GROENLANDIA

Emplazamientos de la ACEX

SVALBARD

Dorsal

de Lomonosov

> Ejemplo de una operación MSP (Expedición 302) en el Ártico. La primera expedición para extracción de núcleos en el Ártico (ACEX, por sus siglas eninglés) se llevó a cabo ente agosto y septiembre de 2004, en la cresta de la Dorsal de Lomonosov en el Océano Ártico Central (izquierda). La embarcaciónpara perforación Vidar Viking (derecha) fue protegida por dos rompehielos, el Oden y el Sovetskiy Soyuz. La Vidar Viking perforó cinco pozos en cuatroemplazamientos y se recuperó una secuencia sedimentaria de 339 m (892 pies) de largo en los núcleos. (Fotografía, cortesía de M. Jakobsson, IOPD).

42 Oilfield Review

Una falla puede ser un transmisor o una barrerapara el flujo de fluido y la comunicación de lapresión. La categorización del comportamientode las fallas dentro de estos extremos es impor-tante para la perforación, exploración ydesarrollo de hidrocarburos. Los modernosmétodos de análisis de fallas que actúan comosello utilizan datos sísmicos, información estruc-tural y microestructural del análisis de núcleosde alta resolución, y datos de pozos y de produc-ción para predecir el comportamiento de lasfallas y reducir la incertidumbre y el riesgo aso-ciados con la explotación de yacimientossiliciclásticos fallados.

Las fallas que actúan como sello puedenconstituir un control primario sobre la trampa enmuchos yacimientos de hidrocarburos pero tam-bién pueden transformar un yacimientorelativamente grande y continuo en comparti-mentos que luego se comportan como un grupode yacimientos más pequeños. Cada comparti-mento puede tener sus propias características depresión y fluido, lo que obstaculiza el desarrolloeficaz y efectivo de los campos petroleros y lasubsiguiente recuperación de hidrocarburos.

Las fallas que no forman sellos pueden impe-dir que se acumulen el petróleo y el gas en tantolos hidrocarburos se forman y migran a través delas estructuras presentes en el subsuelo. Lasfallas abiertas y permeables de un yacimientoestablecido también pueden causar problemasde pérdida de circulación graves durante las ope-

raciones de perforación. La pérdida de lodo deperforación puede resultar cara y peligrosa eincluso conducir al abandono de los pozos. Inde-pendientemente de que sean perjudiciales obeneficiosas, las fallas y su comportamientodeben ser comprendidos por los geólogos y losingenieros para poder explorar y extraer lasreservas de hidrocarburos en forma exitosa.

Los desarrollos registrados recientemente enmateria de predicción de sellos por fallas se hanconcentrado en dos aspectos independientes,aunque interrelacionados, de la formación defallas: la arquitectura de las fallas y las propie-dades de las rocas de falla. La arquitectura delas fallas se refiere a la forma, tamaño, orienta-ción e interconectividad de las mismas. Ademáscomprende la distribución del desplazamientogeneral de las fallas que forman subfallas múlti-ples. La longitud de las fallas horizontales puedeoscilar entre unos pocos milímetros, en el casode las microfallas, hasta cientos de kilómetros.Por ejemplo, la falla de San Andrés en Califor-nia, EUA, tiene más de 1,290 km [800 millas] delongitud. Los estudios detallados de núcleos ydel subsuelo han demostrado que las fallas máslargas normalmente comprenden fallas más cor-tas interconectadas. Los agrupamientos de fallasforman una zona de daño por fallas o un halointerconectado de fallas en un rango de escalasque puede tener un impacto acumulativo sig-nificativo sobre el comportamiento de losyacimientos. El desplazamiento de los segmen-

Menor incertidumbre con el análisis de fallas que actúan como sello

Kip CervenyBP AlaskaAnchorage, Alaska, EUA

Russell DaviesRock Deformation Research (RDR) USA Inc.Dallas, Texas, EUA

Graham DudleyRichard FoxBPAberdeen, Escocia

Peter KaufmanCambridge, Massachusetts, EUA

Rob KnipeRock Deformation Research Ltd.Universidad de LeedsLeeds, Inglaterra

Bob KrantzConocoPhillipsHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Karen Dawe, Asociación Geológica de Canadá,St. John's, Terranova, Canadá; Jayne Harnett, RDR, Leeds,Inglaterra; y David McCormick, Cambridge, Massachusetts,EUA.FMI (herramienta de generación de Imágenes Microeléctri-cas de Cobertura Total), MDT (Probador Modular de laDinámica de la Formación, OBMI (herramienta de genera-ción de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite),Petrel y RFT (Probador de Formación a Repetición) son mar-cas de Schlumberger.

Los yacimientos de petróleo y gas de formaciones siliciclásticas falladas son difíci-

les de explotar. Mediante la integración de datos sísmicos, información detallada de

núcleos y datos de pozos y de producción, los geocientíficos ahora pueden modelar

el comportamiento de las fallas e incorporar los resultados en simuladores de flujo

de fluido de yacimientos. Este proceso integrado mejora la predicción del comporta-

miento de las fallas y reduce la incertidumbre y el riesgo asociados con la presencia

de trampas complejas.

Primavera de 2005 43

tos de fallas primarias y secundarias dentro delyacimiento se yuxtapone al yacimiento a lo largode la falla contra litologías disímiles, lo quepuede impactar el flujo de fluido.

Las propiedades de las rocas que se encuen-tran dentro de las zonas de falla afectan la

capacidad de sello de una falla. Estas propieda-des a su vez se ven afectadas por las facieslocales, los tipos y saturaciones de los fluidos deyacimiento, las diferencias de presión registra-das a lo largo de las fallas, las arquitecturas delas zonas de falla, las historias de sepultamiento

y fallamiento, y la yuxtaposición de las litologíasa través de las fallas.1 Además, los cambios depresión y fase de los fluidos producidos duranteel desarrollo del yacimiento agravan la compleji-dad del análisis del comportamiento de lossellos por fallas.2

1. Las designaciones de las facies representan las caracte-rísticas generales de una unidad de roca y reflejan suorigen y diferencian la unidad de otras unidades adya-centes. Las facies se distinguen entre sí por lamineralogía y la fuente sedimentaria, el contenido enfósiles, las estructuras sedimentarias y la textura.

2. Davies RK y Handschy JW: “Introduction to AAPG Bulletin Thematic Issue on Fault Seals,” Boletín de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 377–380.Yielding G, Øverland JA y Byberg G: “Characterization ofFault Zones for Reservoir Modeling: An Example from theGullfaks Field, Northern North Sea,” Boletín de la

Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 83, no. 6 (Junio de 1999): 925–951.Jev BI, Kaars-Sijpesteijn CH, Peters MPAM, Watts NL yWilkie JT: “Akaso Field, Nigeria: Use of Integrated 3-DSeismic, Fault Slicing, Clay Smearing and RFT PressureData on Fault Trapping and Dynamic Leakage,” Boletínde la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 77,no. 8 (Agosto de 1993): 1389–1404.

Régimen de esfuerzo relacionadocon fallas normales

Régimen de esfuerzo relacionadocon fallas inversas

Régimen de esfuerzo relacionadocon fallas de desplazamiento

σ1

σ2 σ3

σ3

σ2 σ1

σ2

σ3 σ1

44 Oilfield Review

Los métodos modernos de análisis de sellospor fallas mejoran la predicción del comporta-miento de las fallas en el subsuelo y reducen laincertidumbre asociada con la explotación deyacimientos siliciclásticos fallados. Este artículosintetiza los métodos de predicción de sellos porfallas y las incertidumbres asociadas. Una breveintroducción a la teoría de fallas básica ayuda adefinir las causas, tipos y características funda-mentales de las fallas antes de presentar unacaracterización más detallada del comporta-miento y predicción de los sellos por fallas.Además se examinan las tecnologías de campospetroleros utilizadas para medir y predecir lascaracterísticas de las fallas. Algunos ejemplos decampo de Hibernia, Terranova, Canadá, y la Bahíade Prudhoe, Alaska, EUA, demuestran cómo unamejor comprensión de la formación de sellos porfallas mejora la simulación y el desarrollo de losyacimientos clásticos, reduciendo en consecuen-cia la incertidumbre y el riesgo asociados.

Mecánica, arquitectura y propiedades básicas de las fallasCuando las rocas o las capas de rocas son someti-das a esfuerzos tectónicos, se curvan o se rompeno experimentan ambos fenómenos al mismotiempo. En su forma más simple, una falla es unadiscontinuidad laminar, o una superficie de rup-tura, generada en la roca a través de la cual seproduce un desplazamiento o deslizamientoobservable. La contracción y la extensión inducenla ruptura por cizalladura en las rocas. La direc-ción de los esfuerzos principales determina laorientación del plano de ruptura o de la falla. Laresistencia de la roca controla la magnitud delesfuerzo de corte necesario para romper la roca.

Aunque excesivamente simplificada, la teoríaAndersoniana de formación de fallas, desarro-llada por el geólogo E.M. Anderson en el año1951, sigue siendo ampliamente utilizada comobase para describir los fundamentos de la orien-tación de las fallas según la discontinuidad.3

Anderson describió tres tipos de fallas básicos—normal, inversa y de desplazamiento—relativosa las orientaciones de los esfuerzos regionalesmáximos. Esta teoría asume que uno de losesfuerzos principales—σ1, σ2 o σ3 en orden demagnitud decreciente—o la carga litostática, essiempre vertical, y que los otros esfuerzos sonortogonales y horizontales. Según esta teoría lasfallas se forman como dos planos conjugados conlas tres relaciones siguientes entre la orienta-ción de las fallas y los esfuerzos principales:• las fallas se forman con un ángulo de ± 30°

respecto de la dirección σ1

• las fallas se forman con un ángulo de ± 60°respecto de la dirección σ3

• la línea formada por la intersección de los pla-nos de fallas conjugados será paralela a σ2.

Estas relaciones son significativas porque silos geólogos conocen las direcciones de losesfuerzos principales, pueden predecir las orien-taciones de las fallas. Si además se conocen lasmagnitudes relativas de los esfuerzos principa-les, los geólogos pueden predecir los tipos defallas (izquierda).

No obstante, a escala del mapa sísmico, lasfallas raramente son laminares debido a las per-turbaciones del campo de esfuerzos causadaspor las heterogeneidades y la anisotropía de lasrocas. Más comúnmente, las fallas están com-puestas de segmentos independientes conextremos característicos definidos por líneas dedesplazamiento cero. Los enlaces pueden produ-cirse como enlaces completos donde losextremos de las fallas se conectan o como enla-ces incompletos donde la geometría de losextremos de las fallas es afectada por una fallaadyacente que carece de una conexión física.4 Eldesplazamiento de la estratigrafía a través deuna falla varía en forma sistemática, pasando deun desplazamiento cero en los extremos de lafalla a un desplazamiento máximo cerca del cen-tro de la falla. Las anomalías presentes en ladistribución sistemática del rechazo verticalreflejan las complejidades en la litología y en lossegmentos de fallas adyacentes.5 Las complejida-des de las fallas impiden una interpretaciónsimple de su orientación, geometría y arquitec-tura.

Un paso fundamental en la evaluación delcomportamiento de las fallas y de las propieda-des de sello es el mapeo de las fallas y laconstrucción de mapas del rechazo sobre elplano de falla y la yuxtaposición a escala sísmica(próxima página).6 No obstante, los límites de laresolución sísmica introducen incertidumbre enlo que respecta al rechazo vertical mapeado através de la falla y no permiten el mapeo de las

> Relación de los tipos de fallas con la orientación de los esfuerzos. La teoría Andersoniana explicalos tres tipos de fallas principales relacionados con la orientación del esfuerzo principal. Éstos son eltipo de fallas normales, en las que σ1, el esfuerzo local más grande es vertical (extremo superior); eltipo de fallas inversas, en las que σ1 es horizontal y σ3, el esfuerzo local más pequeño, es vertical(centro); y el tipo de fallas de desplazamiento en las que tanto σ1 como σ3 son horizontales (extremoinferior).

5 15 25 35 45 55 65

Contenido de arcilla, %

0.6

km0 1.0

0 millas

Primavera de 2005 45

fallas cuyo rechazo vertical es menor que la reso-lución sísmica. El rechazo mapeado total através de una falla a escala sísmica tambiénpuede incluir los rechazos sumados de numero-sas fallas que son demasiado pequeñas para serdetectadas por separado a escala sísmica. Elvolumen de los segmentos de falla estrecha-mente espaciados se conoce como zona de dañopor fallas.

El rechazo vertical mapeado a través de unafalla a escala sísmica desplaza las capas de rocassobre una falla unitaria o sobre un agrupamientode fallas múltiples, cada una de las cuales seencuentra por debajo del nivel de resolución sís-mica. La separación incide en la capacidad desello de la falla y en las propiedades de las rocasde falla dentro de la zona de falla. Se puede for-mar una falla que actúa como sello, por ejemplo,si una falla que intersecta diferentes litologíasproduce el emplazamiento de rocas permeablesde calidad de yacimiento contra rocas menospermeables tales como las lutitas. Esto seconoce como sello por yuxtaposición. Tambiénse puede formar un sello por falla si el yaci-miento permanece yuxtapuesto contra símismo—donde el rechazo vertical es menor queel espesor del yacimiento—o contra otro yaci-miento. Esto se produce porque la roca existentedentro de la zona de falla puede desarrollar unapermeabilidad más baja.

Las diferentes rocas de falla se desarrollanbajo diferentes condiciones de deformación ysus propiedades de sello están relacionadas conlas condiciones de deformación y los factoreslitológicos, tales como el contenido de arcilla.7

Las fallas que cortan areniscas porosas con bajo

contenido de arcilla—menos del 15%—puedengenerar sellos de baja permeabilidad a partir dela reducción de la permeabilidad asociada con latrituración mecánica de los granos de cuarzo.Éstos se conocen con el nombre de bandas cata-clásticas o bandas de deformación. Tambiénpueden desarrollarse bandas de desagregaciónen areniscas limpias pero sin la reducción aso-ciada con la porosidad y la trituración de granos.

Las fallas generadas en areniscas impurasforman rocas de falla con estructura de filosili-catos (PFFR, por sus siglas en inglés) conmayores contenidos de arcillas—entre 15 y40%—que reducen la porosidad y la permeabili-dad mediante la compactación y la mezcla de laspartículas de arcilla y los granos de cuarzo. Apa-recen pátinas arcillosas a lo largo de las fallasque cortan rocas con un contenido de arcillassuperior al 40%. Las capas de arcilla o las lutitasson arrastradas y deformadas a lo largo delplano de falla formando una barrera de baja per-meabilidad para el flujo de fluido. Tambiénpuede producirse cementación a lo largo de unplano de falla, formando barreras casi imperme-ables para el flujo. No obstante, estas zonascementadas raramente son continuas a menosque se asocien con un cambio regional, tal como

3. Anderson EM: The Dynamics of Faulting and Dyke Formation with Applications to Britain. Edinburgo, Escocia: Oliver y Boyd (1951): 206.Para mayor información sobre la orientación del plano defalla, consulte: http://www.naturalfractures.com/1.1.3.htm(examinado el 15 de enero de 2005).

4. Walsh JJ y Watterson J: “Geometric and KinematicCoherence and Scale Effects in Normal Fault Systems,”en Roberts AM, Yielding G y Freeman B (eds): The Geometry of Normal Faults, Sociedad Geológica de Londres, Publicación Especial 56. Bath, Inglaterra: TheGeological Society Publishing House (1991): 193–203.

5. El rechazo vertical de una falla es la diferencia de eleva-ción generalizada de la misma capa en los lados opuestosde la falla o la componente vertical de desplazamiento. Eldesplazamiento de una falla es la distancia total a lo largode la cual una capa se encuentra separada a ambos ladosde la falla y se define como: desplazamiento = rechazovertical/seno (echado del plano de falla).

6. Knipe RJ: “Juxtaposition and Seal Diagrams to HelpAnalyze Fault Seals in Hydrocarbon Reservoirs,” Boletínde la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 81,no. 2 (Febrero de 1997): 187–195.

7. Davies y Handschy, referencia 2.

> Interpretación de fallas a partir de datos sísmicos y modelado mediante la utilización de herramientas de computación. La arqui-tectura de fallas complejas en los escenarios de exploración y desarrollo puede hacerse más comprensible con la utilización deprogramas poderosos de mapeo y generación de imágenes tales como la aplicación de las herramientas de secuencias de ta-reas Petrel. En este ejemplo, los intervalos estratigráficos codificados en color, en la pared colgante (techo) y la pared de base(yacente), se yuxtaponen contra las superficies de falla modeladas, en tres dimensiones.

un aumento de la temperatura por encima de90°C [194°F], temperatura a la que la tasa deprecipitación del cuarzo aumenta (arriba).8

Las fallas más comunes observadas en loscampos de petróleo y gas son las fallas normales,que poseen en su mayor parte cierto compo-nente de movimiento oblicuo. Las geometrías defallas tridimensionales (3D) complejas surgen apartir de la nucleación, crecimiento y enlace delas fallas y dan origen a zonas de daño. La com-prensión de las zonas de daño por fallas es

crucial para el modelado del comportamiento delas fallas y su impacto sobre el desempeño delyacimiento.

Características de la arquitectura de las zonas de fallaEs posible obtener una apreciación de la com-plejidad de una zona de daño por fallas a travésde un estudio cuidadoso de las fallas en aflora-mientos. Las exposiciones superficialespermiten a los geocientíficos observar la arqui-

tectura de las fallas en detalle y en un contexto yescala espacial 3D no proporcionados por lainvestigación del subsuelo. Es importante desta-car que gran parte de lo que determina laspropiedades de sello de las fallas tiene lugar aescala subsísmica y dentro de la zona de dañopor fallas. En consecuencia, el estudio de laszonas de daño en afloramientos se ha vuelto cru-cial para el modelado de los sellos por fallas y lapredicción de la forma en que afectan el flujo defluido de superficie.

46 Oilfield Review

Cataclasitas

(contenido de

arcilla intermedio)

Protocataclasitas

(contenido de

arcilla intermedio)

Ultracataclasitas

(contenido de

arcilla intermedio)

Zona de

desagregación

(contenido de

arcilla intermedio)Zona de

desagregación

(pobre en contenido

de arcilla)

Protocataclasitas

(pobres en

contenido de

arcilla)

Cataclasitas

(pobres en

contenido de

arcilla)

Ultracataclasitas

(pobres en

contenido de

arcilla)

Ultracataclasitas

(ricas en contenido

de arcilla

Cataclasitas

(ricas en contenido

de arcilla)

Protocataclasitas

(ricas en contenido

de arcilla)

Zona de

desagregación

(hidroplástica, rica en

contenido de arcilla)

Contenido de arcilla

Serie de rocas de

falla con litologías

ricas en cuarzo

(banda de

deformación)

Serie de rocas

de falla con

estructura de

filosilicatos

Serie depátinas

arcillosas

~15%

40%

100%

10%

50%

90%

Litificación

Pobremente litificado

Parcialmente litificado

Bien litificado

Frag

men

taci

ón

Areniscas

limpias,

limos

Areniscas

impuras,

limos

Arcilitas,

lutitas

Estado delitificación

Frag

men

taci

ón

Contenido

de arcilla

A

B

C

A

C

cm

1 mm

Cataclasitas

Undeformedsandstone

B

in.cm

> Clasificación de rocas de falla que relaciona el contenido de arcilla, la fragmentación y la litificación.Las rocas almacén originales incluyen areniscas limpias con menos de 15% de contenido de arcilla,areniscas impuras con un contenido de arcilla que oscila entre 15 y 40% y arcilitas y lutitas con uncontenido de arcilla superior al 40%. Los procesos de fragmentación y litificación tienen lugar a lolargo de toda la historia de una falla y producen uno de tres tipos de rocas de falla, a partir de cadauna de las rocas almacén que se ilustran en la porción inferior del diagrama. Las fotografías del ex-tremo inferior muestran diferentes formas de rocas de falla, incluyendo rocas de falla (A) desagrega-das y cementadas (izquierda), (B) con estructura y pátinas de filosilicatos (centro) y (C) con pátinasarcillosas (derecha).

Primavera de 2005 47

La zona de daño es el volumen de rocasdeformadas existentes en torno a una falla prin-cipal que se ha originado a partir de lainiciación, propagación, interacción y desarrollodel deslizamiento a lo largo de las fallas peque-ñas presentes entre bloques de fallas.9 Elvolumen deformado que irradia desde un seg-

mento de falla principal puede dividirse en unazona de daño interna y una zona de daño externa.La zona de daño interna consiste habitualmentede rocas de falla intensamente deformadas queresultan difíciles de mapear en forma discreta,mientras que la zona externa posee una alta den-sidad de fallas de escaso rechazo vertical que amenudo mantienen una orientación similar alsegmento de falla principal.

La geometría de la zona de falla tambiénpuede ser definida a lo largo del rumbo de unafalla, o fallas, como tres zonas características(arriba). La primera zona se denomina zona dedaño por el extremo y se asocia con la concentra-ción de esfuerzos en el extremo del segmento de

la falla principal donde el desplazamiento seconvierte en cero. La segunda zona se denominazona de daño por enlace y se refiere al volumenafectado por la interacción entre dos segmentosde falla no coplanares subparalelos. La zona dedaño por la pared, es decir la tercera zona, seubica a lo largo de la superficie de falla y consti-tuye el resultado del daño producido por eldeslizamiento continuo de la falla o del dañoocasionado por los extremos de fallas abandona-das previamente al continuar el proceso depropagación de fallas a través del tiempo.10 Enlas tres zonas pueden producirse fallas de escalasubsísmica secundarias, fracturas naturales ycementación.

8. Fisher QJ y Knipe RJ: “Fault Sealing Processes in Siliciclastic Sediments,” en Jones G, Fisher QJ y KnipeRJ (eds): Faulting, Fault Sealing and Fluid Flow in Hydrocarbon Reservoirs: Publicación Especial de laSociedad Geológica 147. Bath, Inglaterra: The Geological Society Publishing House (1998): 117–134.

9. Kim Y-S, Peacock DCP y Sanderson DJ: “Fault-DamageZones,” Journal of Structural Geology 26 (2004): 503–517.

10. Kim et al, referencia 9.

> Clasificaciones de zonas de falla. Un diagrama conceptual 3D ilustra los volúmenes de daño internos y externos asociados conlas fallas. El calco de la vista en plano de la propagación de la falla a través de las rocas almacén indica tres zonas caracterís-ticas que son la zona de daño por el extremo (rojo), la zona de daño por el enlace (azul claro) y la zona de daño por la pared(verde). Las líneas correspondientes a los extremos de la falla se muestran en negro.

Zona de daño por el extremo

Zona de dañopor el enlace

Zona de daño por la pared

Zona de daño interna

Zona de daño externa

La investigación intensiva de las exposicionesde fallas, como la falla Moab del sudeste de Utah,EUA, ha permitido a los geocientíficos caracteri-zar zonas de daño por fallas y efectuar analogíascon las fallas principales existentes en el sub-suelo. La falla Moab ha sido extensivamenteestudiada por los geocientíficos, incluyendo cien-tíficos del Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut,EUA, y del grupo Rock Deformation Research(RDR) Ltd., Leeds, Inglaterra.11 Ubicada en laporción noreste de la Cuenca de Paradox, la fallaMoab es una falla normal de aproximadamente45 km [28 millas] de largo con rumbo noroeste asudeste. Esta falla comprende varios segmentosenlazados. El segmento más largo tiene unrechazo vertical de 960 m [3,150 pies] al sur,como se observa a partir del desplazamiento en

superficie y la erosión de las rocas sedimentariasde edad Pensilvaniano a Cretácico.12 La fallaMoab se mantuvo activa desde el período Triá-sico hasta mediados del Cretácico como mínimo.El paisaje de cañones que rodea a la falla Moabes ideal para mapear la exposición de la falla entres dimensiones (arriba).

Los científicos de SDR y RDR comenzaron aalmacenar datos de afloramientos detallados alo largo de un segmento de la zona de daño de lafalla Moab, en Bartlett Wash, como analogía conestructuras similares esperadas, aunque norepresentadas, en el subsuelo. Dentro del áreade estudio, el rechazo vertical a lo largo del seg-mento de falla principal es de 210 m [690 pies].El miembro Slick Rock Jurásico, más antiguo,correspondiente a la arenisca Entrada está bienexpuesto en la pared de base (yacente) y exhibe

una densa red de fallas de escaso rechazo verti-cal en una zona angosta adyacente al segmentode falla principal.

Los geocientíficos emplearon una técnica demapeo sofisticada, que utiliza un sistema deposicionamiento global (GPS, por sus siglas eninglés) de alta precisión y unidades remotaspara mapear los rasgos discretos con precisiónde 2 cm [0.8 pulgadas] (próxima página, abajo).Las coordenadas de los datos fueron identifica-das con atributos geológicos clave en diversasestaciones para captar la complejidad y la escalade la zona de daño por fallas. También se regis-traron las posiciones y las geometrías de loselementos estructurales principales y secunda-rios, tales como fallas y fracturas naturales. Loscientíficos crearon un modelo geológico digitalpara utilizar como analogía para la interpreta-

48 Oilfield Review

Área de mapeo detallado

AreniscaEntrada

Paredde base

l

Paredcolgante

AreniscaEntrada

SO NE

Lugar ventajosode la foto superior

Aproximado

328

m0 100

0 piesNE

Moab,Utah EUA

> Área de estudio Bartlett Wash, Moab, Utah, EUA. Una sección transversal fotográfica a lo largo de la falla Moab provee vistasque iluminan la arquitectura de la zona de falla compleja dentro del área de mapeo detallado (extremo superior). Una vista aérea(extremo inferior) que abarca desde la pared de base hasta la pared colgante muestra otra perspectiva del contacto neto forma-do por la falla Moab.

Primavera de 2005 49

ción de las fallas del subsuelo a fin de facilitar lavisualización a través de técnicas innovadoras,tales como visitas de observación virtuales, y uti-lizar la distribución de la población de fallascomo datos de entrada para los modelos de flujo(arriba).

Si bien la geometría estática y las propieda-des de las rocas de falla constituyen loscontroles principales sobre el flujo de fallastransversales en el subsuelo, la reactivación delas fallas es otro fenómeno que incide en las pro-piedades de flujo a lo largo de la falla. Loscambios producidos en los regímenes de esfuer-zos tectónicos a través del tiempo geológico, porejemplo, pueden reactivar una falla abriendotrayectorias que no existían previamente y per-mitiendo la filtración de hidrocarburos. A escalade tiempo de producción del yacimiento, loscambios producidos en los regímenes de presiónde poro como resultado de la producción o lainyección actual en los sistemas de fallas y susadyacencias, pueden iniciar la reactivación delas fallas y causar la pérdida del sello.

Los incrementos de la presión local produci-dos cerca o dentro del plano de falla comoresultado de la inyección reducen el esfuerzo

normal efectivo, lo cual puede causar la reactiva-ción de la falla.13 Además, los cambios de presiónproducidos en las rocas adyacentes a las fallas,por ejemplo a partir del agotamiento de un yaci-miento, alteran los esfuerzos locales que actúansobre los planos de fallas y, dependiendo de laalineación de la falla respecto de los esfuerzosprincipales, pueden conducir a una reactivacióncon la subsiguiente ruptura del sello. Este com-portamiento ha sido documentado en áreas talescomo el Mar del Norte, el Golfo de México y laCuenca de Bight en Australia.14

Estos cambios de presión tienen grandesimplicaciones en lo que respecta a producción,recuperación mejorada de petróleo (EOR, porsus siglas en inglés) y mantenimiento de lapresión, y en el almacenamiento subterráneo degas, incluyendo el almacenamiento de dióxidode carbono [CO2] para la reducción de lasemisiones de gas de efecto invernadero.15

11. Kaufman PS, McAllister E y Smallshire R: “Collection andVisualization of 3D Digital Geologic Data Sets: An Example from the Moab Fault Zone, UT,” presentado enla Reunión Anual de la Asociación Americana de Geólo-gos de Petróleo, Nueva Orleáns, 16 al 19 de abril de 2000.McAllister E, Smallshire R, Knipe R y Kaufman P: “Geometry of Fault-Damage Zones from High ResolutionMapping of the Moab Fault Zone, UT,” presentado en laReunión Anual de la Asociación Americana de Geólogosde Petróleo, Nueva Orleáns, 16 al 19 de abril de 2000.

12. “Quantification of Fault-Related Diagenetic Variation ofReservoir Properties at Outcrop,” http://www.faultanalysis-group.ucd.ie/Projects/UTAH.html (examinado el 15 de enero de 2005).

13. Hsieh PA y Bredehoeft JD: “A Reservoir Analysis of theDenver Earthquakes: A Case of Induced Seismicity,”Journal of Geophysical Research 86 (1981): 903–920.

14. Wiprut D y Zoback MD: “Fault Reactivation and FluidFlow Along a Previously Dormant Normal Fault in theNorthern North Sea,” Geology 28, no. 7 (2001): 595–598. Zoback MD y Zinke JC: “Production-Induced NormalFaulting in the Valhall and Ekofisk Oil Fields,”

NAproximado

82

m0 25

pies0

> Mapeo de alta precisión de la zona de daño dela falla Moab. Se utilizaron sistemas de posicio-namiento global (GPS, por sus siglas en inglés) yunidades remotas, que determinan las ubicacio-nes exactas de los levantamientos, para registrarlos rasgos discretos y ubicarlos con alta precisión.Los elementos estructurales secundarios, talescomo fallas y fracturas, fueron identificados conatributos geológicos clave para captar la com-plejidad y escala del daño producido por la falla.

> Mapeo de la zona de la falla Moab. En el sitio Bartlett Wash se mapearon más de 70,000 rasgos estructurales para poblar un mo-delo analógico de la zona de daño por fallas (izquierda). La densidad de las fallas pequeñas dentro de la zona de daño del segmen-to principal de la falla Moab disminuye al aumentar la distancia a la falla principal. Las trazas de fallas rojas se encuentran dentrode la zona de daño interna, mientras que los rasgos amarillos se ubican dentro de la zona de daño externa (derecha). Las pode-rosas herramientas de computación permiten a los geólogos utilizar técnicas innovadoras como las visitas de observación virtua-les, captando el conocimiento y las experiencias de los miembros de los equipos en el sitio.

http://www.geomi.com/images/PDFs/MDZ-Zinke_PAG_2002.pdf (examinado el 15 de enero de 2005).“Wetland Subsidence, Fault Reactivation, and Hydrocarbon Production in the U.S. Gulf Coast Region,”Hoja de Datos del USGS FS-091-01, http://pubs.usgs.gov/fs/fs091-01/ (examinado el 15 de enero de 2005).Hillis RR y Reynolds SD: “In Situ Stress Field, Fault Reactivation and Seal Integrity in the Bight Basin,”http://ftp.petroleum.pir.sa.gov.au/products/data/rb2003_2.pdf (examinado el 15 de enero de 2005).

15. Bennaceur K, Gupta N, Monea M, Ramakrishnan TS,Randen T, Sakurai S y Whittaker S: “Captación y almace-namiento de CO2: Una solución al alcance de la mano,”Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 48–65.Hawkes CD, McLellan PJ, Zimmer U y Bachu S: “Geomechanical Factors Affecting Geological Storage ofCO2 in Depleted Oil and Gas Reservoirs,” artículo2004–258, presentado en la 55a Reunión Técnica Anualde la Sociedad Canadiense del Petróleo, Calgary, 8 al 10de junio de 2004.

de falla humedecida con agua y al potencial debaja presión existente a través de la falla paracolumnas de hidrocarburo pequeñas. Los hidro-carburos pueden migrar lentamente pero el sellode resistencia hidráulica provee una obturaciónefectiva a lo largo del tiempo geológico. En labase de la zona de resistencia hidráulica, Pc esigual a Pt. La permeabilidad relativa a los hidro-carburos a esta altura es cero pero aumenta porencima de este punto en una zona de transiciónque pasa de un sello de membrana a una filtra-ción geológicamente significativa debido alincremento de la permeabilidad relativa. Los geó-logos consideran significativa la rotura del sellode resistencia hidráulica una vez que la tasa defuga excede la tasa de carga de hidrocarburos,momento en el cual los hidrocarburos dejan deacumularse.

Las diferencias de presión del agua presentesen el yacimiento a través de una falla o en elrelleno de la falla inciden en la altura de lacolumna de hidrocarburos resultante. La presiónde agua más alta existente en el acuífero, en laparte externa de la trampa, por ejemplo, conduceal flujo de agua dentro del yacimiento si la satura-ción de hidrocarburos en la zona de falla esmenor que la saturación de agua irreducible,Swirr. Estas condiciones mejoran el potencial desellos por fallas y aumentan la altura de la

columna de hidrocarburos. Las presiones másbajas existentes en el acuífero, en el exterior dela trampa, y en el relleno de la falla a una satura-ción de agua irreducible conducirán a unareducción de las alturas de las columnas dehidrocarburos en la trampa. Estas interrelacionesentre fluidos, presiones y propiedades de lasrocas constituyen controles importantes para lapredicción del comportamiento de las fallas y lascapacidades de sello.

La arquitectura de las fallas, las distribucionesde los rechazos, las litologías, las distribuciones ypropiedades de las rocas de falla en su totalidadinciden en las propiedades de flujo de las fallas.No obstante, la historia de las fallas es igual-mente importante a la hora de considerar elpotencial de sello de las trampas por fallas enexploración y producción. La historia de sepulta-miento, la distribución cronológica de ladeformación y la historia de la carga de hidrocar-buros inciden en las propiedades de las rocas defalla y en su impacto sobre la capacidad de sellode las fallas.

Las estrategias de desarrollo de yacimientosexitosas deben incorporar la historia de falla-miento y sepultamiento para predecir en formamás exacta el riesgo que plantean los sellos porfallas. Por ejemplo, los eventos tectónicos inde-pendientes crean fallas nuevas y reactivan las

50 Oilfield Review

La reactivación de las fallas que limitan el yaci-miento compromete los mecanismos de sello delas fallas, cizalla las tuberías de revestimientode los pozos y genera compactación y subsi-dencia. La integración de las propiedades deresistencia de las rocas de falla, la geometría delas fallas y las condiciones de los esfuerzos loca-les, proporcionan valiosos datos de entrada parael modelado y la evaluación del riesgo de reac-tivación.16 Las orientaciones de los esfuerzoslocales son interpretadas con dispositivos degeneración de imágenes de pozos, tales como laherramienta de generación de Imágenes Microe-léctricas de Cobertura Total FMI o laherramienta de generación de Imágenes Microe-léctricas en Lodos Base Aceite OBMI, y a partirde la adquisición de datos de presión de poroutilizando herramientas de medición y muestreotales como el Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT o el Probador de Forma-ción a Repetición RFT.

Los roles de la presión y la secuencia cronológica en la formación de sellos por fallasUn concepto importante para la estimación de lacapacidad de sello de las fallas es el relacionadocon la presión umbral (Pt). En rocas humedecidascon agua, Pt es la presión capilar más baja (Pc) ala que los hidrocarburos forman una trayectoriacontinua a través de las gargantas de poros inter-conectadas más grandes de la roca de falla.17 Elconocimiento del valor de Pt de las diferentesrocas de falla, generadas bajo diferentes condicio-nes, permite a los geocientíficos calcular la alturamáxima de la columna de petróleo (Ht) o la capa-cidad de sello de la roca de falla que impide lamigración de hidrocarburos a través de la falla. Lapresión capilar de los hidrocarburos bajo condi-ciones hidrostáticas contra un sello por fallaaumenta en sentido ascendente a partir de ceroen el nivel de agua libre (FWL, por sus siglas eninglés), que se encuentra en la base de la colum-na de hidrocarburos. Un sello capilar o sello demembrana impide la migración de hidrocarburosa través de la falla para una altura de la columnade hidrocarburos medida desde el FWL hastadonde el valor de Pc es igual al valor de Pt. El sellode membrana se forma debido a la tensión super-ficial entre el agua y el hidrocarburo, de maneraque la permeabilidad efectiva al hidrocarburo escero cuando Pc es menor que Pt (arriba).

Una columna de hidrocarburos con un valorde Pc mayor que el valor de Pt de la roca de fallamigrará lentamente a través de la falla. El flujo esretardado por la capacidad de sello de resistenciahidráulica de la roca de falla. El sello de resisten-cia hidráulica se forma cuando la permeabilidadrelativa al hidrocarburo es baja debido a la roca

Prof

undi

dad

Pc = Pt

Pc

Ht

Presión

Nivel deagua libre

Presión delos hidrocarburos

Presión hidrostática

Saturación demercurio fraccional [Hg]

Pres

ión

capi

lar d

eriv

ada

de re

gist

ros

Sello demembrana

1 0

Sello deresistenciahidráulica

Swirr

Pt

Pe

Rotura desello hidráulico

> Diagrama de presión capilar. La gráfica de presión en función de la profun-didad (izquierda) muestra la presión capilar, Pc, como la diferencia entre laspresiones del agua y los hidrocarburos con la profundidad. El hidrocarburotiene un gradiente de presión más pronunciado que el agua, de manera quela presión capilar se incrementa por encima del nivel de agua libre (FWL, porsus siglas en inglés) donde la misma es cero. La gráfica de la derecha mues-tra una curva típica de presión capilar por inyección de mercurio como semide en el laboratorio. La presión de entrada, Pe, es la presión a la cual loshidrocarburos ingresan primero en la muestra. Una altura de la columna dehidrocarburos, Ht, puede ser entrampada por debajo de la presión capilar um-bral, Pt, formando un sello de membrana. Las geometrías de la trampa quizáspermitan que las columnas de hidrocarburos excedan esta altura. Es posibleel flujo de hidrocarburos a través del sello que se encuentra por encima de laaltura Ht a una velocidad que depende de la permeabilidad relativa del sello.

Primavera de 2005 51

fallas existentes. Las fracturas pueden pro-pagarse, modificando potencialmente lascaracterísticas de permeabilidad del yacimiento.Las propiedades de las rocas de falla tambiéncambian con el sepultamiento y levantamiento.La permeabilidad a lo largo de las fallas y en lasrocas adyacentes generalmente disminuye conla profundidad de sepultamiento (derecha). Losaumentos de la temperatura incrementan la tasade precipitación del cuarzo, lo que puede redu-cir significativamente la transmisividad a travésde una falla.

Los mapas de actividades de fallas que codi-fican en color la cronología geológica deldesarrollo estructural ayudan a los equipos acargo de los activos petroleros a cuantificar elriesgo de desarrollar un área prospectiva o deimplementar los pasos de desarrollo subsiguien-tes, tal como la puesta en marcha de un procesode EOR. El conocimiento de la historia geológicay su impacto también es importante a la hora depredecir las propiedades de sello de las fallas.

Métodos de análisis de sellos por fallasLos métodos de análisis de sellos por fallas exi-tosos integran información fundamental sobre laarquitectura de la zona de falla, las propiedadesde las rocas de falla y los datos de presión. Unaherramienta importante para evaluar el poten-cial de flujo a través de una falla es una vista delrumbo o mapa del plano de falla con las inter-secciones de la pared colgante y la pared debase superpuestas sobre la superficie de fallamodelada.18 Los diagramas de Allan utilizan estatécnica para mostrar posibles trayectorias demigración de fluidos, puntos de fuga o áreas desello a través de la falla, y además han ayudado aexplicar la ubicación de los contactos hidrocar-buro-agua en diversos campos petroleros de todoel mundo. Los diagramas de Allan habitual-mente utilizan los horizontes interpretadossísmicamente para definir la separación entre lapared colgante y la pared de base a través de lafalla y la litología interpretada en base a losregistros de pozos para identificar los cambiosestratigráficos producidos entre los horizontessísmicos. Las herramientas de mapeo sofistica-das permiten el desarrollo de los diagramas deAllan como modelos 3D. Estos modelos requie-

ren cantidades significativas de datos y su desa-rrollo puede resultar lento aunque los nuevosprogramas de computación, tales como la aplica-ción de las herramientas de secuencias detareas Petrel, han reducido sustancialmente eltiempo de procesamiento (arriba).

Una alternativa con respecto a la complicadaevaluación de la distribución de la estratigrafía através del plano de falla, que se utiliza en losdiagramas de Allan, es un diagrama de triángu-los de yuxtaposición simplificado, que posibilitaun examen inicial rápido y la predicción de la

16. Jones RM y Hillis RR: “An Integrated, Quantitative Approach to Assessing Fault-Seal Risk,” Boletín de laAsociación Americana de Geólogos de Petróleo 87, no. 3(Marzo de 2003): 507–524.

17. Brown A: “Capillary Effects on Fault-Fill Sealing,” Boletínde la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo 87,no. 3 (Marzo de 2003): 381–395.

18. Allan US: “Model for Hydrocarbon Migration and Entrapment Within Faulted Structures,” Boletín de laAsociación Americana de Geólogos de Petróleo 73, no. 7(Julio de 1989): 803–811.

> Diagrama de Allan. Basados en datos sísmicos e información de pozos, losdiagramas de Allan demuestran las relaciones de yuxtaposición a través deun plano de falla. Estos diagramas se utilizan a menudo para identificar pun-tos de fuga de petróleo potenciales (rojo) a lo largo del rumbo de una falla.

Prof

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Plano deproyección vertical

Fuga potenciala b

c d

a b

c d

> Reducción de la permeabilidad en una zona de falla cataclástica con elaumento de la profundidad de sepultamiento en tres ejemplos de cuencasdiferentes. La permeabilidad se reduce en las zonas de fallas cataclásticasdebido principalmente a la trituración mecánica de los granos y al incremen-to de la cementación del cuarzo a mayor profundidad. En cuencas con gran-des esfuerzos efectivos medios, es probable el desarrollo de un proceso decataclasis intenso en las zonas de falla (azul), con la consiguiente reducciónde la permeabilidad al aumentar la profundidad de sepultamiento. En cuencascon esfuerzos efectivos medios menores, es factible que se produzca un pro-ceso de cataclasis moderada en las zonas de falla (rojo), que hace que lapermeabilidad sea más alta en esas zonas de falla. Las cuencas con proce-sos de cementación de cuarzo en las zonas de falla (verde) exhiben permea-bilidades en las zonas de falla que aumentan a medida que las profundidadesde sepultamiento se hacen más someras pero se vuelven muy impermeablespor debajo de los 3 km [9,840 pies] de profundidad debido al aumento de lacementación del cuarzo. Otros factores, tales como la historia geológica yla litología de las rocas almacén, desempeñan un rol significativo en lo querespecta a la determinación de los procesos que imponen la permeabilidadde la zona de falla.

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1

2

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50.0001 0.001 0.01 0.1

Permeabilidad promedio, mD

Cuenca A - Influencia de la cementación del cuarzo a una profundidad > 3 km

Cuenca B - Cataclasis moderadaCuenca C - Cataclasis intensa

capacidad de sello por fallas. Esta técnicapermite representar la pared colgante y las yux-taposiciones para diversos rechazos verticales yposibilita una evaluación del los intervalos estra-tigráficos yuxtapuestos para un rechazo verticaldado (arriba). Estos diagramas simplifican elanálisis de la yuxtaposición para un plano defalla unitario. Además, utilizando estos diagra-mas se pueden evaluar rápidamente los efectosde fallas múltiples con escasos rechazos vertica-les. La yuxtaposición se evalúa simplemente enlos rechazos verticales más pequeños para cadafalla.

En el análisis inicial, los diagramas detriángulos muestran la yuxtaposición de la estra-tigrafía a través de la falla. Los yacimientosyuxtapuestos contra rocas de baja permeabili-dad, tales como las lutitas, tienden a actuarcomo sellos, mientras que las yuxtaposicionesentre yacimientos a través de la falla probable-mente produzcan fugas. Los diagramas deyuxtaposición también pueden ser utilizadospara evaluar las rocas de falla presentes y suspropiedades asociadas que se desarrollan dentrode la zona de falla. Por ejemplo, se puede deter-minar la distribución de las pátinas arcillosasprovenientes de las capas ricas en arcilla pre-sentes en la zona de falla y cuantificar susefectos sobre el sello. Además, es posible evaluarlos rechazos verticales críticos cuando las fallascataclásticas de permeabilidad más alta puedenrepresentar un riesgo para el flujo de fallastransversales. Esto se produce cuando dos yaci-mientos siliciclásticos permeables seyuxtaponen a través de la falla—uno en la paredcolgante (HW, por sus siglas en inglés) y otro en

la pared de base (FW, por sus siglas en inglés)(próxima página).

Se han desarrollado varios métodos para esti-mar la distribución de las rocas de falla dentrode una zona de falla. Dos de los métodos másaplicados son la relación lutita-jaboncillo (SGR,por sus siglas en inglés) y las pátinas arcillosas.19

Además, los investigadores del RDR introduje-ron recientemente un método SGR modificado, orelación lutita-jaboncillo efectiva (ESGR, por sussiglas en inglés), que posibilita un mayor controlsobre la arquitectura y distribución de las rocasde falla a lo largo de la superficie de falla duran-te el análisis.

El método SGR estima el porcentaje de arci-lla en base a la litología dominante mezcladacon la zona de falla. El algoritmo calcula el con-tenido neto de arcilla dentro de la litología quees desplazada más allá de cada punto de la fallamediante el producto de la suma del espesor dela capa por el porcentaje de arcilla dividido porel rechazo vertical de la falla. Este cálculo seobtiene a través de una superficie de falla mode-lada con una distribución de los rechazosverticales calculada y con estimaciones del por-centaje de arcilla derivadas de los registros depozos. El método ESGR utiliza un SGR ponde-rado que permite una distribución no uniformede las arcillas dentro de la sección arrastradamás allá de cada punto de la superficie de fallapara modelar un proceso más complejo de lazona de falla.

Los estudios de afloramientos de zonas defalla también han demostrado que la presenciade pátinas arcillosas constituye un procesocomún de la zona de falla en el que la arcilla

forma una pátina a lo largo de la zona de falla deacuerdo con la presencia de un banco arcillosolocal. El espesor de la pátina arcillosa a lo largode la falla aumenta con el espesor de la capa arci-llosa original y disminuye con la distancia hastadicha capa. Múltiples capas arcillosas tienden acombinarse para producir una pátina continua, loque mejora la capacidad de sello por falla.

El método básico de modelado de las distri-buciones de las rocas de falla consiste encalcular la distribución de los rechazos vertica-les en una superficie de falla grillada a partir delas intersecciones de los horizontes sobre lafalla, rellenando la estratigrafía detallada conlos espesores y los contenidos de arcillaestimados y trazando las curvas de contornocorrespondientes a las propiedades de los sellospor fallas obtenidas, sobre la superficie de lafalla. Las curvas de contorno de la presión capi-lar medida a lo largo de la falla proporcionanuna calibración con la capacidad de sello paralas propiedades de las rocas de falla estimadas.Estos datos de presión suelen adquirirse a agu-jero descubierto utilizando herramientas demuestreo de la formación tales como las herra-mientas MDT o RFT.

Si bien el cálculo del potencial de sellos porfallas presente a lo largo de una falla parecedirecto, quizás se trate de una simplificaciónexcesiva. En base a estudios de afloramientos yfallas exhumadas, los geocientíficos observanque las pátinas arcillosas no se distribuyen enforma uniforme en las zonas de falla sino quepueden ser interrumpidas creando múltiples dis-continuidades que reducen el efecto de sello através de las escalas de tiempo geológico. Unestudio de la falla normal Calabacillas, situadaen Nuevo México, EUA, demostró que las pátinasarcillosas tienden a ser continuas a lo largo deuna distancia entre dos y seis veces superior alespesor de la capa de arcilla original, pero luegose adelgazan significativamente al alejarse de labase de la capa de arcilla original en la pared debase.20 Además, las pátinas son fracturadas fre-cuentemente por fallas de escaso rechazovertical. En consecuencia, las técnicas de esti-mación de pátinas y calibración de sellos puedensobrestimar el potencial de sellos por fallas,especialmente cerca de la base de una capa dearcilla original.

La calibración de las curvas de contorno de lapresión capilar y de las estimaciones de las pro-piedades de las rocas de falla sobre unasuperficie de falla es insuficiente si se utilizanlos métodos descriptos. Un análisis más precisodebería incluir la calibración de las propiedadesde las rocas de falla estimadas a partir de medi-ciones de núcleos. La presión umbral y la

52 Oilfield Review

Rechazo vertical, m0 50 100 150 200

Prof

undi

dad Arenisca A

Arenisca A Arenisca A

Diagramade triángulos

Diagramade bloques

Lutita

Lutita

AreniscaA

Arenisca

Arenisca

> Análisis de la yuxtaposición. Una diagrama de triángulos de yuxtaposición (izquierda) permite laevaluación simple y rápida de los escenarios de yuxtaposición estratigráfica; por ejemplo, cuandoun yacimiento, la Arenisca A, se yuxtapone contra una lutita impermeable que provee un sello. Otroescenario podría identificar el emplazamiento de una arenisca contra otra arenisca que no lograproveer un sello adecuado para el entrampamiento de hidrocarburos. La litología se muestra a laizquierda; el eje horizontal muestra la magnitud del rechazo vertical y las flechas de guiones diago-nales muestran el escenario de yuxtaposición en un rechazo y una capa específicos. El diagrama debloques (derecha) se muestra para ilustrar una representación 3D.

Primavera de 2005 53

permeabilidad medidas a través de fallas peque-ñas en núcleos ayudan a predecir la capacidadde sello y las propiedades de flujo de la distribu-ción de rocas de falla estimada. Las rocas de falla

en núcleos también definen la gama de tipos derocas de falla creadas por procesos tales como lacataclasis o la trituración de granos y permitenla evaluación del impacto de la historia geológicay de la secuencia cronológica de las fallas.

Las bases de datos de rocas de falla corres-pondientes a determinadas cuencas son clavepara la calibración del potencial de sello de lasrocas de falla. Los datos de rocas de falla re-presentan una información crucial para laobtención de simulaciones de yacimientos exito-sas que además utilizan datos de campo,incluyendo levantamientos sísmicos, registros de

pozos, registros y estudios de núcleos y datos depresión de campo. Estos datos también sonimportantes para reducir el riesgo asociado conun ambiente de exploración en donde puedehaber mucha menos información disponible.

Más conocimiento, menos incertidumbreLas fallas en núcleos no sólo posibilitan la cali-bración de las propiedades de las rocas de falla,tales como porosidad, permeabilidad y presionesumbrales, sino que proveen la distribución y ladensidad de las fallas a una escala que está pordebajo de la escala de resolución sísmica. Los

19. Yielding G, Freeman B y Needham DT: “Quantitative FaultSeal Prediction,” Boletín de la Asociación Americana deGeólogos de Petróleo 81, no. 6 (Junio de 1997): 897–917.Bretan P, Yielding G y Jones H: “Using Calibrated ShaleGouge Ratio to Estimate Hydrocarbon Column Heights,”Boletín de la Asociación Americana de Geólogos dePetróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 397–413. Yielding et al, referencia 2.

20. Doughty PT: “Clay Smear Seals and Fault Sealing Potential of an Exhumed Growth Fault, Rio Grande Rift,New Mexico,” Boletín de la Asociación Americana deGeólogos de Petróleo 87, no. 3 (Marzo de 2003): 427–444.

Contenidode arena

Neto/Total

mD

Ausenciade datos

de filosilicatos

Yacimiento contra laestratigrafía más antiguaen la pared de base

Yacimiento contra laestratigrafía másmoderna en la paredcolgante

La zona de fuga ha sido sellada poruna pátina de filosilicato potencialde la Unidad Yacimiento C

Arenisca de alta permeabilidadAreniscaArenisca impuraRica en contenido de filosilicato (incluyendo la lutita)Arenisca cementada

Litología de la roca almacén

Sellos cataclásticos (arenisca sobre arenisca)Sellos cataclásticos (arenisca sobre arenisca másallá de otras litologías)Sellos cataclásticos (arenisca de alta permeabilidad sobrearenisca de alta permeabilidad más allá de otras litologías)Sellos cataclásticos sobre estructuras de filosilicatosen pátinas (areniscas impuras en FW o HW)Alto potencial de sellos cataclásticos sobre estructuras defilosilicatos en pátinas (areniscas impuras más allá de otras litologías)Sello de cemento (cementado en FW o HW) Alto potencial de sello de cemento (sección cementadamás allá de otras litologías)Filosilicatos en pátinas (unidades ricas en filosilicatos olutitas en FW o HW)Alto potencial de filosilicatos en pátinas (unidadesricas en filosilicatos más allá de otras litologías)

Tipo de roca de falla/sello

Filosilicato

Permeabilidaddel testigo

Litologíade la rocaalmacén

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1007550250 125 150Rechazo vertical de la falla, m

Porosidad del testigo, %0 10 20 30 40 50

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> Análisis de la yuxtaposición. Una diagrama de triángulos de yuxtaposición (izquierda) permite la evaluación simple y rápidade los escenarios de yuxtaposición estratigráfica, por ejemplo, cuando un yacimiento, la Arenisca A, se yuxtapone contra unalutita impermeable que provee un sello. Otro escenario podría identificar el emplazamiento de una arenisca contra otra areniscaque no logra proveer un sello adecuado para el entrampamiento de hidrocarburos. La litología se muestra a la izquierda; el ejehorizontal muestra la magnitud del rechazo vertical y las flechas de guiones diagonales muestran el escenario de yuxtaposi-ción en un rechazo y una capa específicos. El diagrama de bloques (derecha) se muestra para ilustrar una representación 3D.

avances introducidos recientemente en losmétodos de interpretación sísmica, tales comolos programas de picado de fallas y mapeo deatributos automáticos, ayudan a los geofísicos ainterpretar grandes volúmenes sísmicos enmenos tiempo y con mayor detalle que los méto-dos manuales. Sin embargo, gran parte deldetalle de las fallas todavía existe a una escalaque está por debajo de la resolución sísmica, demodo que para la detección de estas fallaspequeñas se debe hacer uso de herramientas degeneración de imágenes de pozo de alta resolu-ción y del estudio detallado de núcleos dediámetro completo.

El Campo Hibernia altamente compartimen-talizado, situado en la Cuenca Jeanne d’Arc, enel área marina de Terranova, Canadá, demuestrala importancia de los exámenes de núcleosdetallados.21 El Campo Hibernia se encuentraubicado en una cuenca sedimentaria contenidadentro de la Cuenca Jeanne d’Arc que ha experi-mentado múltiples eventos de rifting asociadoscon la separación del supercontinente Pangea ycon la formación del Océano Atlántico que tuvie-ron lugar entre el Triásico tardío y el Cretácicotemprano.

Desde la primera producción que tuvo lugaren 1997, los geólogos e ingenieros de la compa-ñía Hibernia Management and DevelopmentCompany supieron que los dos yacimientos prin-

cipales del Campo Hibernia se encontrabancompartimentalizados por la presencia de fallas.A partir de las variaciones observadas en lasalturas de los contactos de fluidos y en las pre-siones, se identificó un total estimado de 30bloques de fallas. A medida que se continuabacon el desarrollo del campo, se obtuvieron indi-caciones de que el mismo podría estar aún máscompartimentalizado de lo que se pensaba origi-nalmente.22 Sin embargo, el equipo a cargo delos activos de la compañía no estaba seguroacerca del grado en que las fallas estaban redu-ciendo la producción de los pozos individuales yel desempeño de la inyección.

Para caracterizar la deformación y la ar-quitectura de la zona de falla, se extrajeronnúcleos de diámetro completo del yacimientoinferior de la sección de pared colgante de dospozos, el Pozo B-16 2 situado en el Bloque Q y elPozo B-16 4 situado en el Bloque R, (arriba). Losnúcleos fueron examinados a efectos de identifi-car las estructuras geológicas y se tomaronmuestras para el análisis de las propiedadesmicroestructurales y petrofísicas. Las rocas defalla fueron clasificadas de acuerdo con el conte-nido de arcilla.

Las rocas de falla con un contenido de arcillainferior al 15% exhibían tanto bandas de desagre-gación, que son zonas localizadas de flujo departículas con escaso fracturamiento de granos,

como bandas de deformación con filones cata-clásticos con magnitudes variables de reduccióndel tamaño de los granos debido a su trituraciónmecánica. A pesar de la ausencia de arcilla, estasrocas de falla poseen una permeabilidad prome-dio de 0.06 mD, lo que equivale a casi cincoórdenes de magnitud menos que la permeabili-dad de la roca almacén. Las rocas de falla quecontienen una cantidad intermedia de arcilla—entre 15 y 40%—son clasificadas como rocas defalla con estructura de filosilicatos y en este casoexhibían permeabilidades aún más bajas que lasde sus contrapartes con bajo contenido de arci-lla. Las rocas ricas en arcilla, caracterizadas porun contenido de arcilla superior al 40%, forma-ban pátinas arcillosas. Estas rocas de fallaposeen típicamente permeabilidades de menosde 0.001 mD, equivalentes a las propiedades delas rocas almacén. El análisis de las rocas defalla en núcleos demostró que los distintos tiposde rocas de falla son capaces de reducir significa-tivamente la permeabilidad a lo largo de lasfallas existentes en el Campo Hibernia.

Para evaluar el potencial de sello de las fallasque compartimentalizan el yacimiento, los tipos ylas propiedades de las rocas de falla se integrancon las estimaciones de la distribución de lasrocas de falla obtenidas de los diagramas de yux-taposición. Estos diagramas demuestran quecuando el rechazo vertical de la falla es menorque el espesor de las capas individuales y el yaci-miento se yuxtapone contra sí mismo, laspropiedades de sello quedan determinadas por laspropiedades de las rocas de falla cataclásticas.Contrariamente, cuando el rechazo vertical de lafalla excede el espesor de las capas individuales elsello por yuxtaposición del yacimiento contra laroca no yacimiento constituye el sello principal.

Un diagrama de triángulos de yuxtaposiciónde la Formación Hibernia en el Pozo B-16 2demuestra las distribuciones de las rocas de fallapronosticadas y los efectos interpretados de lasmismas sobre el flujo de fluido (próxima página).

Este diagrama muestra que para rechazosverticales de menos de 30 m [98 pies], las rocasde falla son predominantemente cataclasitas ozonas de trituración de granos. Por el contrario,

54 Oilfield Review

21. Porter JR, McAllister E, Fisher QJ, Knipe RJ, CondliffeDM, Kay MA, Stylianides G y Sinclair IK: “Impact of Fault-Damage Zones on Reservoir Performance in theHibernia Oilfield (Cuenca Jeanne d’Arc, Terranova): AnAnalysis of Structural, Petrophysical and Dynamic WellTest Data,” artículo especial 43 en Hiscott R y Pulham A(eds): Petroleum Resources and Reservoirs of the GrandBanks, Eastern Canadian Margin. St. John’s, Terranova,Canadá: Asociación Geológica de Canadá (2004): 129–142.

22. Gormley JR, Andrews RJ, Baskin DK y Stokes R: “AnIntegrated Study of Reservoir Compartmentalization inthe Hibernia Formation, Hibernia Field,” Resúmenes, Vol.26. Asociación Geológica de Canadá, Reunión Anual dela Asociación Mineralógica de Canadá, St. John’s, Terranova (2001): 52–53.

Arrumbamientode las fallas

N-S

Echado hacia el E

NO-SEEchado hacia el NE

Echado hacia el SO

Compartimentos

JI

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B-16 17

B-16 2B-16 4

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km0 2

0 millas

N

Hibernia

St. John’s

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CANADÁ

EUA

Echado hacia el O

> Mapa estructural del Campo Hibernia y ubica-ción de dos pozos en los que se extrajeron nú-cleos, el Pozo B-16 2 y el Pozo B-16 4, ubicadosen los Bloques Q y R, respectivamente.

Primavera de 2005 55

cuando los rechazos verticales superan los 30 m,aparecen las rocas de falla ricas en filosilicatos yricas en arcillas de permeabilidad más baja.Estos resultados indican que las rocas de fallapresentes en el Campo Hibernia tienen el poten-cial de degradar el desempeño de los pozos deproducción y de los pozos de inyección por igual.

Combinado con modelos de ajuste de la histo-ria de producción, que arrojan soluciones noúnicas a partir de los diversos escenarios geoló-gicos posibles, el análisis de sellos por fallascalibrado con los datos de fallas obtenidos denúcleos apoyó la interpretación de la forma enque las fallas afectan el flujo de fluido en el

campo. Esto condujo a la perforación del pozoinyector B-16 21, que fue emplazado de maneratal de sortear las zonas de daño por fallas peli-grosas. El nuevo pozo inyector mejoró el barridodel yacimiento y proporcionó soporte de presiónadicional para los pozos productores adyacentes.

Capa 2

Capa 1

Lutita intermedia

Areniscasuperior

Areniscabasal

Lutita

Lutita

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Arenisca

Lutita

Arenisca

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Alto contenido de lutita contra alto contenidode lutita más allá de otras litologías

Arenisca en FW y HWArenisca contra arenisca más allá deotras litologíasArenisca impura en FW y HWArenisca impura contra arenisca impuramás allá de otras litologíasAlto contenido de lutita en FW y HW

Yuxtaposición

Nota: Con un rechazo vertical de 75 m,la arenisca de la Capa 2 se yuxtapusocontra la arenisca basal de la Capa 3 Superior

0 100 200Rechazo vertical de la falla, m

Litofacies (derivada de la lutita volumétrica)Con predominio de areniscaHeterolítica mixtaCon predominio de lutita/fangolita

Arenisca en FW y HWArenisca contra arenisca más allá deotras litologíasArenisca impura en FW y HWArenisca impura contra arenisca impura más allá de otras litologíasAlto potencial para PFFR (altocontenido de lutita en FW y HW)Rocas de falla ricas en filosilicatos (pátinas arcillosas)Alto potencial de rocas ricas en filosilicatos(pátinas arcillosas)

Tipos de sellos por fallas (utilizando un factor de pátina arcillosa de 3.0)

Cataclasitas

Rocas de fallacon estructuras

de filosilicatos(PFFR)

Ricos enfilosilicatos

Nota: Reducción del tamaño de la ventana debido al potencialde formación de pátinas de lasareniscas impuras y las lutitasintermedias involucradas

Capa 2

Capa 1

Lutita intermedia

Areniscasuperior

Areniscabasal

Lutita

Lutita

Supe

rior

Med

iaCa

pa 3

Arenisca

Lutita

Arenisca

Basa

l

0 100 200Rechazo vertical de la falla, m

> Diagramas de yuxtaposición (extremo superior) y de sellos por fallas (extremo inferior) correspondientes al Pozo B-16 2 del Campo Hibernia. El diagramade yuxtaposición identifica una yuxtaposición de tipo arenisca contra arenisca en un rechazo vertical de 75 m [246 pies]. En este escenario, una areniscade la Capa 2 presente en la pared colgante (HW, por sus siglas en inglés) es arrastrada más allá de otras litologías—areniscas impuras y una lutita inter-media—presentes en la pared de base (FW, por sus siglas en inglés) y se yuxtapone contra la arenisca basal en el intervalo superior de la Capa 3. Ésta re-presenta una posible área de fuga. No obstante, cuando se toma en cuenta la pátina arcillosa, el área de fuga potencial predicha se reduceconsiderablemente.

El análisis de sellos por fallas asiste en las operaciones de perforaciónLos sistemas de fallas conductivas abiertas pue-den ser tan desafiantes como las fallas queforman sellos para el desarrollo de un campopetrolero, especialmente donde esos sistemasplantean un peligro de perforación serio. Desdeel comienzo de la perforación de desarrollo en elaño 1970, el Campo de la Bahía de Prudhoeintensamente fallado, situado en Alaska, EUA,ha producido más de 10,000 millones de barriles[1,600 millones de m3] de petróleo. A lo largo detoda la historia del campo, los problemas de pér-dida de circulación han sido comunes y hanestado relacionados directamente con la canti-dad de fallas atravesadas durante la perforaciónde los pozos. Con el volumen sustancial de reser-vas recuperables remanentes, el desarrollocontinuo por parte de BP y ConocoPhillipsrequiere que se perfore penetrando bloques defallas más pequeños y atravesando más fallascon el consiguiente aumento dramático de losproblemas de pérdida de circulación y la reduc-ción de la cantidad total de pies perforadosregistrada en los últimos años (arriba).

Los problemas alcanzaron niveles críticos enel año 1998, cuando 66 de 120 pozos y re-entradasexperimentaron problemas de pérdida de circula-ción, lo que se tradujo en un costo de más de US$10 millones. Los costos por tiempo insumido enresolver problemas incrementaron entre un 50%y un 100% los costos de construcción de pozos. Enalgunos casos, las tasas de pérdida superaron los1000 bbl/h [159 m3/h], lo que suscitó serias preo-

cupaciones respecto de la seguridad y puso enriesgo la pérdida de los pozos. BP y ConocoPhi-llips, en ese momento Arco Alaska, considerarondiversas opciones para encarar los problemas depérdida de circulación relacionados con la pre-sencia de fallas. El equipo a cargo de los activosdel Campo de la Bahía de Prudhoe podía optarpor no perforar los objetivos que planteaban ries-gos, reduciendo las opciones de desarrollo y lasreservas recuperables, o bien emplear elevadaserogaciones imprevistas de perforación quehabrían mitigado el problema pero a costa delconocimiento de su causa.

Las compañías socias que operan el Campo dela Bahía de Prudhoe, junto con RDR, decidieroninvestigar la causa de los problemas de pérdidade circulación—las fallas que actúan como con-ductos para el lodo de perforación. En el Campode la Bahía de Prudhoe, se han interpretado másde 5,400 fallas mediante levantamientos sísmicos.Las fallas oscilan en lo que respecta a longituddel rumbo entre 152 y 4,570 m [500 y 15,000 pies]con rechazos verticales que varían de 6 a 60 m[20 a 200 pies] (próxima página, extremo supe-rior). Primero se reprocesaron los datos sísmicosexistentes para mejorar la interpretación de lasfallas. Luego, se incorporaron las fallas mapeadasa una base de datos que incluía parámetros defallas tales como orientación y longitud. Juntocon los datos geológicos, se compilaron datos deperforación para todos los pozos del campo, inclu-yendo los volúmenes y las tasas de pérdida decirculación, y la ubicación de las pérdidas. Losdatos de pozos y el ajuste de la historia de pro-

ducción también se utilizaron para adquirir unmayor conocimiento del comportamiento de lasfallas, los fluidos y los yacimientos. Si bien esteanálisis ayudó a explicar el 80% de los problemasde pérdida de circulación, también demostró quese justificaba una exploración más detallada delas propiedades de las rocas de falla a lo largo delCampo de la Bahía de Prudhoe.

El análisis de distribuciones de fallas y pro-piedades de rocas de falla basado en miles depies de núcleos extraídos de 14 pozos propor-cionó la calibración necesaria para evaluar elcomportamiento de las fallas. La presencia defracturas vacuolares abiertas en los núcleos per-mitió identificar zonas conductivas que podríanplantear riesgos de perforación potenciales. Elmodelado de campo completo y de los esfuerzoslocales, integrado con la historia tectónica, mos-tró una orientación preferencial de las fallasconductivas paralelas a la dirección del esfuerzolocal máximo. Una base de datos integrada deestilos y arquitectura de fallas, propiedades derocas de falla y datos de pérdida de circulaciónfacilitó el estudio de las zonas de daño por fallasy el análisis de los sellos por fallas.

Las propiedades de la base de datos calibra-das con las yuxtaposiciones y las distribucionesde las rocas de falla basadas en el contenido dearcilla de las fallas individuales ayudaron a redu-cir el riesgo de perforar pozos de desarrollo en elCampo de la Bahía de Prudhoe. La planeación depozos previa a las operaciones de perforaciónahora incorpora los datos de la base de datos paraevitar áreas de perforación peligrosas (próximapágina, extremo inferior).

Un año después de implementado este pro-yecto de caracterización de fallas integrado, seperforaron 65 pozos y re-entradas. La cantidad depozos problemáticos, con más de 16 m3 [100 bbl]de pérdida de fluido de perforación, se redujo deun 32 a un 16% de los pozos totales. Las zonas depérdida de circulación fueron anticipadas y expli-cadas, lo que redujo el tiempo insumido en laresolución de problemas y permitió bajar los cos-tos de perforación en 2 a 5 millones de dólaresestadounidenses durante ese año. Sólo dos pozosexperimentaron problemas significativos. El cono-cimiento más acabado de las fallas presentes enel Campo de la Bahía de Prudhoe permitió redu-cir el riesgo de perforación, mejorar la planeaciónde pozos y aumentar la confianza del equipo acargo de los activos en lo atinente a continuar conel desarrollo. La reducción sustancial del riesgode perforación ha planteado objetivos de perfora-ción que alguna vez fueron consideradosdemasiado riesgosos, incrementando potencial-mente el volumen de reservas recuperables.

56 Oilfield Review

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1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000Año

Cantidad total depies perforadosPérdida decirculación total

> Aumento de los problemas de pérdida de circulación en el Campo de laBahía de Prudhoe. Junto con la declinación de la cantidad total de piesperforados (azul) acaecida en las dos últimas décadas, los problemas depérdida de circulación (rojo) se agravaron y se volvieron más costosos. Alperforar bloques de fallas más pequeños utilizando pozos horizontales, seatravesaban más fallas que durante las primeras etapas de la perforaciónde desarrollo. Se observó que el incremento de la cantidad de pies horizon-tales perforados a fines de la década de 1990 se correlacionaba directa-mente con pérdidas de lodo, identificándose a las fallas como fuentepredominante de los problemas de perforación.

Primavera de 2005 57

Problema complejo, respuesta simple Las fallas y sus influencias sobre el flujo defluido en los yacimientos constituyen una pro-blemática compleja. Los avances tecnológicoshan mejorado nuestra capacidad de medir estasinfluencias, tanto directa como indirectamente.Las técnicas de ejecución de pruebas de pozos,el ajuste de la historia de producción y la inyec-ción de trazadores radioactivos, por ejemplo,ayudan a evaluar si existen compartimentos enel yacimiento y, en ese caso, si los compartimen-tos se encuentran comunicados o aislados.Además se utilizan herramientas de adquisiciónde registros de pozos y herramientas de mues-treo para evaluar rocas, fluidos y presiones deyacimiento a fin de determinar la compartimen-

talización. Recientemente, los ingenieros logra-ron identificar con éxito las variacionescomposicionales de los fluidos relacionadas conla compartimentalización mediante la utiliza-ción la herramienta MDT de Schlumberger.23 Laevaluación, calibración y predicción de las fallasque compartimentalizan los yacimientos requie-ren un análisis sistemático que debe incluir laintegración de conjuntos de datos de propieda-des medidas en núcleos convencionales condatos de pozos del subsuelo y datos de produc-ción, interpretaciones sísmicas y analogías enafloramientos y en el subsuelo.

Las complejidades de fallas del subsuelopobremente resueltas pueden ser incorporadasen simuladores de flujo de fluido de yacimientos

utilizando los resultados de estudios detalladosde analogías con afloramientos. En los simulado-res, los efectos de las fallas son representadoscomo factores de transmisividad efectiva a tra-vés de secciones definidas. La transmisividadrelacionada con las fallas depende de la canti-dad de fallas, el espesor de las zonas de dañoasociadas y las propiedades de las fallas, talescomo la permeabilidad de las rocas de falla y laspresiones umbrales.

La incorporación de las propiedades de lasrocas de falla provenientes de las bases de datosha permitido mejorar el ajuste histórico y elmodelado del flujo de fluido a lo largo de lasfallas.24 Estos resultados aún contienen riesgo eincertidumbre. En el análisis de sellos por fallas,siempre habrá cierta incertidumbre relacionadacon la arquitectura interna de las fallas, las pro-piedades de las rocas almacén, la definición delas unidades estratigráficas a partir de los levan-tamientos sísmicos, los efectos de la presióncapilar y el alcance de la proyección del modelodada la cantidad limitada de datos de pozos. Lasbases de datos de propiedades de rocas de fallaproveen el rango y la magnitud de la incertidum-bre que pueden incorporarse en el modelado delriesgo, por ejemplo, mediante la utilización delas técnicas de Monte Carlo.

En el análisis de sellos por fallas se debe cap-turar y modelar la complejidad de las fallas, perola respuesta ha de ser suficientemente simplecomo para ser utilizada efectivamente en lassimulaciones de yacimientos y así reducir laincertidumbre asociada a la exploración y eldesarrollo de yacimientos siliciclásticos falladosenigmáticos. —MGG

Mapa de fallas del Campo de la Bahía de Prudhoe

Bahía de Prudhoe

Anchorage

AlaskaCANADÁEUA

5

km0 8

0 millas

Punto de comienzode la desviación

Objetiv

o

Ejemplo de plande pozo previo

Planeaciónpor pérdidas

Falla transversal con unarelación lutita-jaboncillo alta

Vista en planta

> La complejidad estructural del Campo de la Bahía de Prudhoe esdemostrada por un mapa de fallas que muestra un fallamientoextensivo en gran parte del campo.

> Mejoramiento de la planeación de pozos. Con el mayor conocimiento delcomportamiento de las fallas en el Campo de la Bahía de Prudhoe, las áreascon pérdidas considerables ahora pueden ser evitadas o previstas durantela perforación para alcanzar el objetivo. La información específica, tal comola relación lutita-jaboncillo a lo largo de fallas individuales, permite al equipoa cargo de los activos de las compañías identificar los puntos óptimos enlos cuales atravesar las fallas para minimizar las pérdidas de lodo y reducirlos costos de perforación.

23. Mullins OC, Hashem M, Elshahawi H, Fujisawa G, Dong C,Betancourt S y Terabayashi T: “Hydrocarbon Compositional Analysis In Situ in Openhole Wireline Logging,” Transcripciones del 45° Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Noordwijk, Países Bajos, 6 al 9 de junio de 2004, artículo FFF. Fujisawa G, Betancourt SS, Mullins OC, Torgerson T,O’Keefe M, Terabayashi T, Dong C y Eriksen KO: “LargeHydrocarbon Compositional Gradient Revealed by In-SituOptical Spectroscopy,” artículo de la SPE 89704, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.Elshahawi H, Hashem M, Mullins OC, Fujisawa G, Dong C,Betancourt S y Hegeman P: “In-Situ Characterization ofFormation Fluid Samples: Case Studies,” artículo de laSPE 90932, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembrede 2004.Betancourt S, Fujisawa G, Mullins O, Carnegie A, Dong C,Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.

24. Knai TA y Knipe RJ: “The Impact of Faults on Fluid Flow inthe Heidrun Field,” en Jones G, Fisher QJ y Knipe RJ(eds): Faulting, Fault Sealing and Fluid Flow in Hydrocarbon Reservoirs: Publicación Especial de laSociedad Geológica 147. Bath, Inglaterra: The Geological Society Publishing House (1998): 269–282.

58 Oilfield Review

Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico

Ian AtkinsonBertrand TheuvenyCambridge, Inglaterra

Michel BerardMoscú, Rusia

Gilbert ConortRosharon, Texas, EUA

Trey LoweHouston, Texas

Allan McDiarmid Apache Energy LimitedOccidente de Perth, Australia Occidental, Australia

Parviz MehdizadehConsultorScottsdale, Arizona, EUA

Bruno PinguetGerald Smith Bergen, Noruega

Kerry J. WilliamsonShell Exploration and Production CompanyNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Alain Chassagne, Luanda, Angola; Dan Deznan,Apache Energy Limited, Aberdeen, Escocia; Richard Kettle,Ahmadi, Kuwait; Donald Ross, Rosharon, Texas, EUA; Jon Svaeren, Framo Engineering AS, Bergen, Noruega; Eric Toskey, Bergen, Noruega y Laurent Yvon, Douala,Camerún.3-Phase, LiftPRO, NODAL, PhaseTester, PhaseWatcher,Platform Express y Vx son marcas de Schlumberger.

La tecnología de medición de flujos trifásicos en la superficie ha experimentado una

revolución silenciosa. Los medidores multifásicos de avanzada proveen a los ingenie-

ros de producción y yacimientos los datos necesarios para comprender y optimizar el

desempeño de los pozos sin separar una corriente de flujo en sus tres fases individua-

les; esto es gas, petróleo y agua.

Primavera de 2005 59

Un nuevo medidor de flujo de superficie estácambiando radicalmente la forma en que medi-mos el flujo complejo proveniente de los pozosproductores. Esta transformación es impulsadapor la nueva tecnología que permite medir conexactitud las variaciones rápidas producidas enlos fluidos trifásicos, incluyendo la presencia deflujos tipo tapón, espumas y emulsiones establesque previamente resultaban difíciles de cuantifi-car. La capacidad de medir el fluido multifásicoen tiempo real aumenta la eficiencia operacionalcon el consiguiente ahorro de tiempo y dinero.

Ahora es posible asignar la producción sin laseparación convencional de fases y superar lasrestricciones de procesamiento, o cuellos debotella, que tienen lugar en las instalaciones desuperficie existentes. La cuantificación exactadel flujo de cada una de las fases de fluidos deuna corriente de producción permite a los opera-dores tomar mejores decisiones acerca deldesempeño de los pozos. Ahora, los ingenierospueden identificar, comprender y remediar mejorlos problemas asociados con el flujo de pozosmúltiples, optimizar las operaciones de levanta-miento artificial y construir mejores modelosdinámicos de yacimientos.

Este artículo analiza los avances registradosrecientemente en materia de mediciones de flujomultifásico y examina la utilización de esta tecno-logía para aplicaciones de medición permanente,levantamiento artificial y pruebas de pozos móvi-les, tanto en tierra firme como en áreas marinas.Algunas historias de casos de Australia, el Golfode México y África destacan los beneficios de laavanzada tecnología de medición.

Separación convencional y pruebas de pozosLos separadores de prueba convencionales sonversiones reducidas de los separadores de pro-ducción grandes que segregan y miden el gas, elpetróleo y el agua en las instalaciones de proce-samiento de superficie. En las operaciones decampo ya establecidas, los separadores de pruebason instalaciones permanentes. Para los pozosexploratorios y los pozos de delineación, las com-pañías deben desplegar separadores de pruebamodulares. A veces son necesarios varios separa-dores de prueba en serie o en paralelo paramanipular pozos a alto régimen de producción,petróleos pesados o gas rico en condensado; esdecir, gas húmedo.

Habitualmente, los separadores de prueba sonrecipientes cilíndricos que se despliegan en formahorizontal. Estos recipientes poseen una longitudque oscila entre 4.6 y 9.1 m [15 y 30 pies] y unaaltura que fluctúa entre 2.4 y 4 m [8 y 13 pies] ypesan hasta 9,072 kg [10 toneladas]. Los separa-

dores reciben el efluente producido de los pozosindividuales y segregan las diferentes fases defluidos a través de un proceso basado en lafuerza de gravedad (arriba).

Los recipientes bifásicos separan el gas delos líquidos y los recipientes trifásicos separanulteriormente los líquidos en petróleo y agua.Estos sistemas miden las fases de fluidos inde-pendientes en forma individual cuando salen delrecipiente, antes de mezclar y hacer retornar losfluidos a una línea de flujo. Las condiciones ope-racionales normales para un separador deprueba se limitan a presiones que oscilan entre200 y 1,000 lpc [1.4 y 6.9 MPa], con presiones detrabajo máximas de hasta 1,440 lpc [9.9 MPa].

Los separadores de prueba no están diseña-dos para pozos específicos sino que, por elcontrario, deben manejar una amplia variedadde tasas de flujo o gasto. En el momento de lainstalación, los separadores de prueba a menudose sobredimensionan en forma intencional paraque sirvan como separadores de producciónauxiliares o complementarios y puedan procesarcualquier incremento de producción futuro.

La obtención de mediciones confiablesmediante un separador de prueba requiere queexistan condiciones relativamente estables den-tro del recipiente, lo que puede demandar variashoras. Los protocolos de pruebas de pozos aso-ciados con estas unidades generalmenteenfatizan la eficiencia operacional—un enfoquedel tipo “tamaño único”—en lugar de configurarlos instrumentos de medición y regular las tasasde flujo en base a las condiciones de pozos indi-viduales. Las restricciones de tiempo y las

limitaciones del personal a menudo impiden laoptimización del proceso de separación.

Además, las condiciones operacionales aveces impiden la separación completa de lasfases de fluidos. Siempre queda algo de petróleoen el agua, algo de agua en el petróleo, algo degas en los líquidos y algo de líquido en el gas.Estas condiciones producen errores en los ins-trumentos de medición del separador diseñadospara medir corrientes de gas, petróleo o aguamonofásicas. Los separadores de prueba tam-bién tienen problemas para medir ciertosregímenes de flujo anómalos debido a la necesi-dad de contar con condiciones de procesamientoestables y al hecho de que la respuesta a las con-diciones de flujo dinámico siempre se demora.

Los regímenes de flujo problemáticos inclu-yen fluidos tipo tapón, en los que una fase esinterrumpida por otra fase; espumas, que nopueden ser tratadas por los separadores conven-cionales y emulsiones estables que requierencalor adicional o un tratamiento químico paraseparar la fase que está suspendida y dispersa enotra. Además, los fluidos viscosos, tales como elpetróleo pesado, dificultan significativamente laseparación y obtención de mediciones precisas.

Mediciones multifásicasA diferencia de los separadores convencionales,los medidores de flujo multifásico miden conti-nuamente el flujo de gas, petróleo y agua sinseparar físicamente la corriente de flujo en fasesde fluidos individuales. Los medidores de flujomutifásico reciben los fluidos trifásicos directa-mente desde una línea de flujo, realizan las

Válvula dealivio de presión

Segunda válvulade alivio

de presiónPlacas de

coalescenciaPlaca deflectora del

rompedor de espumaSalida del gas a través de la placa-orificio

Extractor de vapores

Puertade acceso

Regulador delnivel de petróleo

Cortador de vórtice

Cortadorde vórtice

Salida del petróleo almedidor mecánico

Placa deflectora de vertederoSalida del agua almedidor mecánico

Regulador delnivel de agua

Placasdeflectoras

Salidaadicional

Entradade efluente

> Separadores convencionales y mediciones de fluidos. La separación de la producción se iniciacuando los efluentes de los pozos ingresan en un recipiente horizontalmente y chocan con una seriede placas perpendiculares. Esto hace que los líquidos caigan al fondo del recipiente mientras que el gas(rojo) sube a la parte superior. La fuerza de gravedad separa los líquidos en petróleo (marrón) y agua(azul). Las fases de gas, petróleo y agua son medidas por separado a medida que salen de la unidad através de líneas de salida independientes. Los fluidos son medidos por medidores mecánicos, mientrasque el gas es medido por una placa-orificio. Ambos dispositivos requieren calibración periódica.

60 Oilfield Review

superficie o en las plataformas marinas. En estemomento, existen más de 1,300 instalaciones demedidores multifásicos en todo el mundo, lo querefleja la importante expansión acaecida en losúltimos seis años (próxima página).2

Las pruebas a cargo de terceros y los proyec-tos industriales conjuntos han ayudado acomprobar la tecnología de medición de flujosmultifásicos. Los responsables del desarrollo demedidores de flujo trifásico también han demos-trado la eficacia de estos sistemas a través deextensivas pruebas de laboratorio efectuadas encircuitos cerrados de flujo. Una prueba en uncircuito cerrado de flujo consiste en medir conprecisión los fluidos monofásicos—gas, petróleoy agua—en un medio controlado, mezclándolospara generar una corriente multifásica y hacién-dolos circular luego por un medidor de flujomultifásico.

Los resultados de las mediciones obtenidas enlos circuitos cerrados de pruebas de flujo se com-paran con los volúmenes individuales de losfluidos constituyentes que conformaron el flujo deprueba.3 Estas pruebas evalúan el desempeño delmedidor frente a una amplia gama de mezclas defluidos y condiciones de flujo. El desempeño delmedidor en las condiciones de campo previstaspuede ser extrapolado a partir de los datos de loscircuitos cerrados de pruebas de flujo.

Los usuarios realizan pruebas extensivas delos medidores de flujo multifásico a fin de habili-tar los sistemas para aplicaciones de campoespecíficas. A menudo es necesaria dicha habili-tación porque los distintos sistemas de mediciónreaccionan en forma diferente a los cambiosproducidos en las condiciones de proceso, talescomo tasas de flujo, propiedades de fluidos, lapresencia de depósitos de incrustaciones o para-fina, y los volúmenes de arena o gas presentes enuna corriente de flujo.4

Hasta la fecha, no existe ningún procedi-miento de prueba comúnmente aceptado. Lossocios de proyectos, los organismos gubernamen-tales y otros titulares de participaciones deriesgos compartidos deben acordar los procedi-mientos de habilitación apropiados cada vez quese utiliza un sistema de medición para asignar, odistribuir, la producción mezclada de acuerdocon el lugar del cual provenga la producción. Sinembargo, diversos organismos industriales yreguladores—el Instituto Americano del Petró-leo (API), la Sociedad Americana de IngenierosMecánicos (ASME), la Comisión de Conservaciónde Petróleo y Gas (OGCC), la OrganizaciónInternacional de Normalización (ISO), el Depar-tamento de Comercio e Industria del ReinoUnido (DTI) y la Sociedad Noruega de Medición

Ag

Ao

Aw

Vg

Vo

Vw

VgVoVwAgAoAw

======

velocidad del gasvelocidad del petróleovelocidad del aguaárea ocupada por el gasárea ocupada por el petróleoárea ocupada por el agua

Fuente nuclear

Computadorade flujo

Detector nuclear

Transductorde presióndiferencial

Flujo

Venturi

Transductorde presión

> Mediciones de flujo multifásico. La medición del flujo trifásico en los tubulares de los pozos o en lastuberías de las instalaciones de superficie (izquierda) requiere de la medición continua de las cambian-tes composiciones y velocidades del gas (g), el petróleo (o) y el agua (w), (Ag, Ao, Aw y Vg, Vo, Vw,respectivamente). Las unidades de monitoreo de producción multifásica de avanzada pueden serintegradas con las tuberías de la instalación (extremo superior derecho) o montarse sobre patines(extremo inferior derecho).

> Tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx. La forma del medidorventuri responde al estándar industrial. Las mediciones de la presión absolutay la presión diferencial se obtienen en el mismo lugar, en la garganta tipoventuri. Las ventanas transparentes nucleares del medidor venturi permitenque los rayos gamma pasen de la fuente al detector con una pérdida insigni-ficante causada por la ferretería, lo que incrementa la precisión de lasmediciones. La fuente nuclear corresponde a bario 133 y posee una vida útilpromedio de aproximadamente 10.5 años. Una computadora de flujo proveedatos de procesamiento del sensor y de tasas de flujo además de más de 30parámetros adicionales en condiciones estándar y condiciones de línea. Estacomputadora permite almacenar más de 200 perfiles de pozos que incluyenlas características de fluidos específicas de cada pozo, lo que posibilita queel flujo de múltiples pozos pase a través del mismo medidor.

mediciones e inmediatamente devuelven los flui-dos a la línea de flujo (abajo). Estos medidoresmuestran los resultados de las mediciones a lospocos minutos de ser puestos en operación.1

La caída de presión producida en los medido-res de flujo multifásico es significativamentemenor que la que se produce en los separadoresconvencionales, lo que permite que las pruebas

de pozos se realicen en condiciones de produc-ción similares a las reales. En aplicaciones demediciones permanentes, estos dispositivos ocu-pan un espacio mínimo en las localizaciones de

Primavera de 2005 61

de Petróleo y Gas (NSOGM)—están desa-rrollando directrices para la aplicación yhabilitación de medidores de flujo multifásico.5

Además de los circuitos cerrados de pruebasde flujo, la ejecución de pruebas en condicionesde campo es otra alternativa a los fines de lahabilitación de sistemas de medición de flujomultifásico para aplicaciones específicas. Eldesempeño del medidor de flujo se compara conlas mediciones de los separadores de prueba enun campo en el que la composición del fluido, la

presión de la línea de flujo y las tasas de flujo seaproximan significativamente a los de una pre-sunta aplicación. La realización de pruebas encondiciones de campo reales a menudo estableceun mayor nivel de aceptación con respecto aldesempeño de los medidores de flujomultifásico.6 Sin embargo, las pruebas de campoconsumen más tiempo que los circuitos cerradosde pruebas de flujo típicas y tienden a ser máscostosas. Por otra parte, es esencial que losoperadores presten especial atención a la cali-

bración y operación de los separadores de pruebapara garantizar la obtención de datos de referen-cia de alta calidad.7

En lo que respecta a los desarrollos submari-nos, con los cabezales o los árboles de producciónde pozo y el equipo de control de la producciónemplazados en el fondo del mar, las pruebas decampo son a menudo impracticables. Además, losprocedimientos de los circuitos cerrados de prue-bas de flujo quizás no logren reproducir lascondiciones de presión y temperatura extremasprevalecientes en ciertos proyectos, tales comolos desarrollos en aguas profundas y ultraprofun-das. A menudo, la mejor opción en estos casos escomparar los datos de un programa acelerado devigilancia rutinaria (monitoreo) posterior a lainstalación con los datos de corrientes de procesomonofásicas convencionales en los puntos deexportación durante la ejecución de las pruebasde producción mensuales.8

Un nuevo diseño de medidor de flujoDebido a las limitaciones propias de los separa-dores de prueba convencionales, Schlumberger yFramo Engineering AS desarrollaron la tecnolo-gía de pruebas de pozos multifásicos Vx a travésde la empresa conjunta 3-Phase MeasurementsAS. Este sistema de medidores de flujo multifá-sico es aplicable a instalaciones permanentes,pruebas móviles y optimización de operacionesde levantamiento artificial.9 La tecnología Vx hasido habilitada en más de 1,500 circuitos cerra-dos de pruebas de flujo llevadas a cabo porterceros en cinco instalaciones independientesque generaron aproximadamente 5,000 puntosde prueba de regímenes de flujo.

Los componentes principales del medidor deflujo multifásico Vx son un medidor venturi pro-visto de sensores de presión absoluta y presióndiferencial, además de un detector de rayosgamma espectral de energía dual, acoplado auna fuente química radioactiva unitaria de bajaintensidad para medir el flujo másico total y lasfracciones de gas, petróleo y agua (página ante-rior, abajo).

1,200

1,400

1,000

800

600

400

200

0

Año

Instalaciones de Medidores Multifásicos

Núm

ero

de in

stal

acio

nes

1994 a 1996 1997 a 1998 1999 a 2000 2001 a 2002 2003 a 2004

Submarinas

TerrestresMarinas

> Expansión de la tecnología de medidores de flujo multifásico. Si bien las ins-talaciones de medidores de flujo multifásico aparecieron en el año 1994, elnúmero estimado de instalaciones creció en forma asombrosa aproximada-mente a partir de 1999 (extremo superior). En aplicaciones de medicionespermanentes, estos dispositivos ocupan menos espacio que los separadoresde prueba convencionales (extremo inferior).

1. Letton W, Svaeren J y Conort G: “Topside and SubseaExperience with the Multiphase Flow Meter,” artículo dela SPE 38783, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 deoctubre de 1997.

2. Mehdizadeh P: “Qualifying Wet Gas and MultiphaseMetering for Deep Water Well Allocations,” presentadoen la Conferencia y Exhibición Internacional de Tecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, 30 denoviembre al 2 de diciembre de 2004.

3. Mehdizadeh, referencia 2.4. Mehdizadeh, referencia 2.5. State of the Art Multiphase Flow Metering, Publicación

del API 2566, Primera Edición. Washington, DC: AmericanPetroleum Institute, 2004.

Use of Subsea Wet-Gas Flowmeters in Allocation Measurement Systems, Práctica Recomendada del APIRP 85, Comité Upstream del API, Subcomité de EquiposSubmarinos, Grupo Asesor Técnico de Mediciones Upstream. Washington, DC: American Petroleum Institute, 2004.Asignación de Gas y Condensado en el Área del Upstream, versión borrador, Informe TécnicoISO/TC193/SC3/WG1. Delft, Países Bajos: Nederlands Normalisatie-Instituut(NEN), 2002.Amdal J, Danielsen H, Dykesteen E, Flølo D, Grendstad J,Hide HO, Moestue H y Torkildsen BH: Handbook of Multiphase Metering. Oslo, Noruega: La SociedadNoruega de Medición de Petróleo y Gas, 1995.

Notas Orientativas para la Medición de Petróleo segúnlas Normas de Producción de Petróleo, Número 7-Borra-dor Final. Londres, Inglaterra: Departamento deComercio e Industria, Unidad de Otorgamiento de Licencias y Consentimientos, 2003.

6. Mehdizadeh, referencia 2.7. Hasebe B, Hall A, Smith B, Brady J y Mehdizadeh P:

“Field Qualification of Four Multiphase Flowmeters onNorth Slope, Alaska,” artículo de la SPE 90037, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

8. Mehdizadeh, referencia 2.9. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad

C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, KimminauS, Smith J y Stephenson K: “Avances en material de vigi-lancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4(Primavera de 2003): 14–37.

La tecnología Vx funciona sin necesidad decontar con un dispositivo de mezcla de fluidosaguas arriba, lo que minimiza el tamaño y elpeso de la unidad.10 Estos sistemas no poseenpartes móviles y básicamente no necesitan man-tenimiento. El flujo en línea pasa a través de unorificio de admisión a una sección recta y cortade tubería horizontal que conduce a una “T”invertida con un extremo horizontal cerrado.Esta “T” ciega preacondiciona y dirige el flujohacia arriba, a través de una sección de tipo ven-turi del medidor Vx. La presión se mide justoantes de que los fluidos ingresen en el medidorventuri y a medida que la corriente de flujo pasapor la garganta estrecha de dicho medidor.

El detector de rayos gamma espectral deenergía dual se encuentra instalado en uno delos lados de la sección de tipo venturi, opuesto auna fuente de bario, que emite rayos gamma condistintos niveles de energía; aproximadamente32, 81 y 356 keV. El detector mide las tasas deconteo radioactivas asociadas con la atenuaciónde rayos gamma a través de la mezcla de fluidosen los niveles de energía correspondientes a 32 y81 keV.11 El nivel de energía más alto mide prin-cipalmente la densidad de la mezcla, que esafectada por la relación gas/líquido; el nivel deenergía más bajo corresponde a la composicióndel fluido, en la que incide la mezcla deagua/líquido (derecha).

Dado que el flujo másico total y las fraccio-nes individuales se miden simultáneamente y enel mismo lugar—en la garganta tipo venturi—los sistemas de medición dual de los medidoresVx evalúan el mismo flujo. Esta configuración, ylas ecuaciones estrictas utilizadas para la diná-mica de los fluidos asociada con el flujocondicionado por una garganta tipo venturi, pro-porcionan una capacidad de medición robustaque no se ve afectada por los regímenes de flujoaguas arriba.12

Este diseño de detector se obtuvo a partir dela sonda integrada de adquisición de registroscon cable Platform Express, que posee la capaci-dad de procesar más de 1 millón de medicionespor segundo. En consecuencia, el detector rea-liza cálculos completos de las fracciones de gas,petróleo y agua cada 22 milisegundos o un pocomás de 45 mediciones de la densidad de la mez-cla de fluidos y la fracción trifásica por segundo.

La rápida velocidad de muestreo y mediciónpermite que el medidor de flujo obtenga la velo-cidad de la fase líquida y la fase gaseosa de unacorriente de flujo y compense las inestabilidadesde alta frecuencia presentes en la garganta tipoventuri. Por lo tanto, el medidor Vx puede medirlas condiciones de flujo causadas por las con-diciones de fondo de pozo y la tubería de

superficie, incluyendo la presencia de flujos tipotapón, espumas y emulsiones (próxima página,extremo superior).13

El servicio fijo de vigilancia rutinaria de laproducción de pozos multifásicos PhaseWatcheres la principal aplicación de monitoreo perma-nente de la tecnología Vx. Este sistema seencuentra disponible con gargantas cuyas dimen-siones oscilan entre 29 mm [1.1 pulgadas], 52 mm[2 pulgadas] y 88 mm [3.5 pulgadas], depen-diendo de la tasa de flujo.14

Para aplicaciones de pruebas de pozos móvi-les, el equipo portátil de pruebas periódicas depozos multifásicos PhaseTester se encuentra dis-ponible con gargantas de 29 mm o 52 mm. Estesistema compacto pesa aproximadamente 1,700kg [3,750 lbm] y puede ser transportado fácil-mente en camiones, remolques o patinesmodulares (próxima página, extremo inferior).También se dispone de un módulo de pruebas degas para aplicaciones de monitoreo permanentey pruebas móviles.15

62 Oilfield Review

Cuen

tas

Picos de baja energía

Picos de alta energía

Gas

40%

Petróleo

60%Agua

Tasa

de

cont

eo c

orre

spon

dien

te a

l pic

o de

alta

ene

rgía

Tasa de conteo correspondiente al pico de baja energía

17,500

15,000

10,000

12,500

7,500

5,000

2,500

032 KeV 81 KeV

Gas

PetróleoAgua destilada5% de agua salina10% de agua salina15% de agua salina

> Atenuación de rayos gamma. Los diferentes fluidos atenúan los rayosgamma en distinto grado. El detector de alta velocidad produce una tasa deconteo indicativa en las bandas de energía superior e inferior que constitu-yen una función del medio medido (extremo superior). Estas tasas de conteoposibilitan una solución triangular de la fracción de fase (extremo inferior).Para cada fase, la relación de la tasa de conteo de alta energía en función dela intensidad de la fuente, o tasa de conteo en tubería vacía, se representagráficamente en función de la relación de la tasa de conteo de baja energíaversus la intensidad de la fuente, en un diagrama de coordenadas x e y. Estospuntos se convierten en los vértices de un triángulo. La fracción de la fasees determinada por la intersección de dos líneas dentro del triángulo. La pri-mera línea representa la relación gas/líquido (verde); la segunda conecta elpunto correspondiente al 100% de gas con el punto correspondiente a larelación petróleo/agua (rojo).

Primavera de 2005 63

Oportunidades de medición permanenteLas mediciones de flujo multifásico ayudan a dis-tribuir la producción entre los titulares departicipaciones económicas y los titulares de par-ticipaciones por regalías o registran volúmenes

para la transferencia de la custodia en las estacio-nes de bombeo de los oleoductos o en lasterminales portuarias. Esta información resultaesencial para los socios de proyectos y tambiénpara los gobiernos que poseen necesidades de eje-

cución de pruebas para el cálculo preciso del pagode impuestos y regalías. Por ejemplo, podríanobtenerse mediciones en un pozo determinado,durante un período de una semana, de manera deextrapolar los resultados para distribuir la pro-ducción a lo largo de un período más extenso.

Además, los datos de los separadores deprueba sirven de base para las estrategias deoptimización de la producción. No obstante, amedida que avanzan los desarrollos de campospetroleros y se ponen en operación más pozos, lacapacidad de los separadores de prueba amenudo resulta inadecuada y se debe diferir la

Tasa

s de

fluj

o co

rresp

ondi

ente

s al

gas

y a

los

líqui

dos

Corte

de

agua

, %

2,000

4,500

Bolsones de gas

4,000

3,500

3,000

2,500

1,500

1,000

500

0

11:02 12:14 13:26

Tiempo

14:38 15:50

0

20

40

60

80

100Medidor multifásico

Gas, Mpc/D

Líquido, B/D

Corte de agua

Separadorconvencional

Gas, Mpc/D

Corte de agua

Líquido, B/D

10. Atkinson I, Berard M, Hanssen B-V y Segeral G: “NewGeneration Multiphase Flowmeters from Schlumbergerand Framo Engineering AS,” presentado en el TallerInternacional sobre Medición de Flujo del Mar del Norte,Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de 1999.

11. Al-Asimi et al, referencia 9.12. Atkinson et al, referencia 10.13. Williamson J y Mehdizadeh P: “Alaska Regulatory

Guidelines for Qualification of Multiphase Metering Systems for Well Testing” artículo de la SPE 94279, pre-parado para ser presentado en la Reunión Regional deOccidente de la SPE 2005, Irvine, California, EUA, 30 demarzo al 1° de abril de 2005.

14. Tasas de flujo máximas: Medidor venturi de 29 mm [1.1 pulgada]: 2051 m3/d[12,900 B/D] de líquido; 48,086 m3/d [0.17 MMpc/D] degas; Medidor venturi de 52 mm [2 pulgadas]: 6281 m3/d[39,500 B/D] de líquido; 161,229 m3/d [0.57 MMpc/D] degas; Medidor venturi de 88 mm [3.5 pulgadas]: 17,808 m3/d [112,000 B/D] de líquido; 452,271 m3/d [1.6 MMpc/D] de gas.

15. Atkinson DI, Reksten Ø, Smith G y Moe H: “High-Accu-racy Wet-Gas Multiphase Well Testing and ProductionMetering,” artículo de la SPE 90992, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

> Comparación entre los datos del medidor multifásico y los datos del separador. Los datos de medi-ción continua de un medidor de flujo multifásico identifican claramente la presencia de bolsones degas periódicos en el pozo. Los puntos de medición del separador de prueba indican que el separadorpuede detectar o no estos bolsones de gas, dependiendo de la frecuencia del procedimiento de reco-lección de datos.

> Pruebas de pozos periódicas. El sistema portátil de pruebas periódicas de pozos multifásicos PhaseTester puede ser montado sobre patines para sertransportado a localizaciones de pozos en tierra, en la parte posterior de un camión pequeño, o como un paquete modular para ser elevado con grúas en lasplataformas marinas. La unidad PhaseTester es considerablemente más pequeña y compacta que los separadores de prueba convencionales temporarios.

producción para dar lugar a las pruebas de pozos(arriba). Estas limitaciones constituyen un factordisuasivo en lo que respecta a probar más pozosde lo que se requiere desde el punto de vistacomercial o legal.

Una situación similar se produce cuando seincorpora nueva producción, tal como sucede conla terminación de zonas previamente pasadas poralto o la ejecución de tratamientos correctivos enpozos existentes, o cuando se implementan méto-dos de mantenimiento de la presión y métodos derecuperación asistida. En estos casos, los cuellosde botella provocados en los separadores de pruebalimitan la evaluación del campo y la optimizaciónde la producción.

Una alternativa es agregar capacidad deseparación pero cada separador llega a costarhasta US$ 500,000. La instalación de un medidorde flujo multifásico cuesta tan sólo alrededor deun 40% de ese importe. Los sistemas de mediciónmultifásicos no almacenan, ni separan o tratanlos efluentes del pozo, sino que miden los flujosde fluidos en las mismas condiciones en que seencuentran las corrientes de flujo en la línea de

producción y los devuelven de inmediato a lalínea de flujo. Esto elimina la formación de cue-llos de botella.

En ciertos casos, los medidores multifásicospermiten a los operadores convertir los separa-dores de prueba para ser utilizados comoseparadores de producción. Esta capacidad agre-gada incrementa los regímenes de producción decampo y mejora la flexibilidad operacional. Elemplazamiento de los medidores de flujo multifá-sico en las proximidades de las líneas de flujo ysu operación con pérdida de presión mínima per-mite efectuar las mediciones en condicionessimilares al punto de funcionamiento o elambiente de producción real de cada pozo. Elambiente submarino es otra de las aplicacionespara las mediciones de flujo multifásico.

Los sistemas submarinos PhaseWatcher posi-bilitan un ahorro significativo en términos decostos a través de la reducción a escala o la elimi-nación de las instalaciones de pruebas de pozosde superficie y las líneas de prueba submarinas(próxima página, extremo superior). Dado que losseparadores de prueba no pueden ser desplega-

dos en este entorno, la medición de la producciónde los pozos submarinos en superficie requiere lainstalación de costosas líneas de prueba submari-nas. Además, las instalaciones con base enplataformas a menudo poseen capacidad insufi-ciente para conectar los pozos submarinos a losseparadores de prueba existentes en la partesuperior, diseñados en un principio para alojarsolamente la producción proveniente de los cabe-zales de producción de las plataformas.

La ampliación de las instalaciones de las pla-taformas quizás no constituya una alternativaválida dadas las limitaciones de índole espacial yeconómica existentes. Además, debido a su longi-tud, las líneas de prueba submarinas aumentanlos tiempos de estabilización de los separadores,obstaculizando la capacidad de seguimiento delas condiciones de producción dinámicas desdela superficie, y reducen la frecuencia de laspruebas de pozos. La producción mezclada pro-veniente de diversos pozos submarinos oculta eldesempeño de los pozos individuales.

Si la mezcla se produce a través de un colec-tor de producción submarino sin ninguna líneade prueba, la medición del desempeño de lospozos individuales requiere la ejecución de“pruebas por diferencia.” Esto implica cerrarperiódicamente uno de los pozos mientras semiden los otros y obtener finalmente datos depozos individuales por inferencia, lo que se tra-duce inevitablemente en aplazamiento de laproducción y precisión pobre.

La reducción de los cuellos de botella nosiempre es una justificación importante para lainstalación de medidores de flujo multifásicopermanentes. A veces el problema radica en laaccesibilidad. Este es el caso de las plataformasmarinas automatizadas y de ciertos pozos terres-tres ubicados en áreas remotas. Los pozos que seencuentran alejados de la batería de producciónmás cercana con un separador de prueba, pue-den ser conectados directamente a una línea deflujo mezclándose con la producción provenientede otros pozos, especialmente si se trata degrandes productores.

La única forma de medir el flujo multifásicode estos pozos es a través del método de pruebapor diferencia. En términos prácticos, algunospozos quizás nunca sean sometidos a pruebas. Noobstante, la planeación, el diseño y la puesta enoperación de pozos nuevos con monitoreo perma-nente del flujo multifásico ofrecen nuevasposibilidades para la obtención de datos adiciona-les sobre el flujo de gas, petróleo y aguaproveniente de pozos de desarrollo, incluyendo losque se encuentran ubicados en localizacionesremotas.

64 Oilfield Review

Tasa

de

flujo

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Tasa de flujo (gasto) de líquido del sistema PhaseTesterTasa de flujo de líquido del separador convencionalConfiguración del estrangulador

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24 de agosto12:00

24 de agosto18:00

25 de agosto00:00

25 de agosto06:00

25 de agosto12:00

26 de agosto18:00

26 de agosto00:00

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

13/41/21/40

> Separadores de prueba subdimensionados. A medida que los operadores aumentan las tasas deflujo de los pozos con estranguladores de diámetros cada vez más grandes (rojo), se observan dife-rencias significativas entre las tasas de flujo de líquidos medidas por un medidor de flujo multifásico(verde) y las medidas por un separador de prueba convencional (azul). Con tasas de flujo altas, losseparadores de prueba demasiado pequeños a menudo no logran la separación completa. Un granvolumen de líquido permanece en el gas y deja de medirse con los líquidos. La operación del separa-dor puede incluso volverse inestable, debiéndose pasar por alto, lo que resulta en períodos breves deflujo cero. La correlación entre las tasas de flujo de líquidos medidas por el medidor de flujo multifási-co y las configuraciones de los estranguladores brinda confiabilidad en lo que respecta a la calidadde las mediciones de las tasas de flujo.

Primavera de 2005 65

Los sistemas de medición de flujo multifásicoaumentan la frecuencia de ejecución de laspruebas de pozos pero también mejoran la cali-dad de las mediciones. El flujo de ciertos pozoses tan inestable que no puede ser medido enforma precisa con un separador de prueba con-vencional. Los medidores de flujo multifásicoson más precisos que los separadores de pruebaconvencionales y se ven menos afectados por losregímenes de flujo complejos (izquierda,extremo inferior).

Las mediciones de flujo multifásico ademásidentifican condiciones de fases que probable-mente no sean detectadas por las medicionesexclusivamente volumétricas de los separadoresde prueba convencionales. Por otra parte, a dife-rencia de los separadores de prueba de pozos, losmedidores de flujo multifásico no poseen partesmóviles ni requisitos de mantenimiento asociadospara mantener la precisión de las mediciones.

Los medidores de flujo multifásico incremen-tan la seguridad operacional porque se elimina lanecesidad de contar con válvulas de alta presióny líneas de alivio de presión. Además se evita elalmacenamiento de volúmenes sustanciales dehidrocarburos en las condiciones potencialmenteinestables de los separadores de prueba. Éste esun tema importante si las pruebas de pozos sellevan a cabo en áreas sensibles desde el puntode vista ambiental. Además, no existen proble-mas de disposición de fluidos asociados con losmedidores de flujo multifásico, lo que aumenta laseguridad y protección del medio ambiente.

Los medidores de flujo multifásico no sóloeliminan los obstáculos para lograr mayor con-sistencia, confiabilidad y calidad en lasmediciones, sino que el proceso de medición ensí se convierte esencialmente en una función demonitoreo continuo. Si bien los pozos no semiden todo el tiempo, habitualmente las medi-ciones son más frecuentes y se llevan a cabodurante períodos más extensos.

Debido a esto, ahora los operadores estánobteniendo datos de flujo multifásico dinámico.Esta capacidad de observar los flujos multifási-cos en línea durante un período extendido, entiempo real, permite un mejoramiento sostenidode la calidad y cantidad de datos disponiblespara las decisiones relacionadas con la optimiza-ción de la producción. La unidad PhaseWatcherse puede conectar en forma segura a través deInternet para permitir el monitoreo y la toma dedecisiones remotas acerca de las operaciones depozos y campos petroleros desde cualquier lugardel mundo.

> Medidor de flujo submarino. La unidad de monitoreo submarina PhaseWatcher es bajada al lechomarino para ser instalada en un árbol de producción sumergido o en un colector (derecha). Este sis-tema reduce significativamente los costos de desarrollo de campos petroleros mediante la eliminaciónde las instalaciones de prueba de superficie y la instalación de líneas de prueba submarinas (izquierda).

Medidorventuri

Fuentenuclear

Detectornuclear

> Pruebas en condiciones de inestabilidad. Los medidores de flujo multifásicopueden ser utilizados para realizar pruebas de pozos que previamente resul-taban dificultosas o, a los fines prácticos, imposibles de ejecutar. Los datos deun pozo típico con flujos tipo tapón indican un aumento abrupto de la tasa deflujo de petróleo, de 159 m3/d [1,000 B/D] a más de 953 m3/d [6,000 B/D], condicio-nes que no pueden ser medidas con precisión por los separadores de pruebaconvencionales porque el tiempo de respuesta es demasiado lento. Ademásde esta variedad de flujo tipo tapón, los medidores de flujo multifásicos puedenmedir los flujos compuestos de espumas y emulsiones que también planteancondiciones esencialmente inestables para los separadores convencionales.

7,000

6,000

Tapones de petróleo

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

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Tasa

de

flujo

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l, B/

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Tiempo, horas4 6 8 10 12

producción y realizar ajustes operacionalesinmediatos en respuesta a los cambios produci-dos en las configuraciones de los estranguladores(orificios) o en la productividad de los pozos.Esto permitió eliminar el período de espera parala estabilización de los flujos de los tanques parainventario, que es necesario con un separador deprueba.

El proceso de optimización comenzó durantela limpieza del pozo, de manera que los sistemasVx proporcionaron el monitoreo continuo de laproducción. Los pozos alcanzaron sus regímenesde producción objetivo a las pocas horas de lapuesta en marcha. El monitoreo del flujo multifá-sico ayudó además a eliminar las interrupcionesde la producción gracias a la identificación inme-diata de incrementos en los cortes de agua y losflujos tipo tapón, lo que mejoró la capacidad demantener un proceso de producción estable. Larápida identificación de los factores de flujodinámico, lograda con los medidores PhaseWat-cher, permitió mejorar el diagnóstico del pozo enforma continua.

Mediante la provisión de un medidor de flujomultifásico para cada línea de flujo, Apache eli-minó la necesidad de contar con un separadorde prueba en los sistemas de producción decampo. Con aproximadamente 370 kg [815 lbm],los sistemas PhaseWatcher representaron unahorro en términos de peso de aproximada-mente el 90% frente a la alternativa de los

separadores de prueba convencionales quepesan unos 3,175 kg [3.5 toneladas] cada uno,excluyendo el soporte estructural y los compo-nentes utilitarios.16

Esta reducción de peso ayudó a minimizarlas erogaciones de capital, que se redujeron aúnmás con la limitación del tamaño de las estruc-turas de las plataformas y de la extensión de lastuberías. Esta minimización de la estructura setradujo además en otros ahorros de capital rela-cionados con la logística. La reducción deltamaño, el peso y la complejidad de las estructu-ras superiores de cada plataforma permitió eltransporte por carretera y en un solo viaje hastael lugar de descarga.

La eliminación de los separadores de pruebay el mantenimiento mínimo de los medidores deflujo multifásico también redujeron los costosoperativos. Las capacidades de operaciónremota logradas mediante la integración de lossistemas de medición y telemetría minimizaronaún más la necesidad de mantenimiento intru-sivo y las visitas del personal. La instalación desistemas de medidores de flujo multifásicodesempeñó un rol importante en la optimizaciónde las operaciones de levantamiento artificialpor gas y en la reducción de los costos de capitaly los costos operativos, objetivos cruciales en eldesarrollo de estos campos petroleros.

66 Oilfield Review

Los datos de los medidores de flujo multifási-cos permiten a los operadores determinar si lospozos producen según lo previsto y si se debenprogramar operaciones de reparación de índolecorrectiva en base a las tasas de producción degas, petróleo y agua individuales. Si la produc-ción de campo es limitada por la presencia decuellos de botella en las instalaciones de trata-miento de gas y agua de superficie, los medidoresde flujo multifásico ayudan a identificar quépozos optimizar y cuáles ahogar.

Otra oportunidad de optimización signi-ficativa corresponde a las operaciones delevantamiento artificial, donde habitualmente lossistemas de bombeo electrosumergibles (ESP, porsus siglas en inglés) o los sistemas de inyecciónde gas llevan los fluidos a la superficie. El servicioLiftPRO de Schlumberger para el mejoramientode los pozos sujetos a sistemas de levantamientoartificial con desempeños deficientes aborda estanecesidad, con aplicaciones tanto para medicio-nes permanentes como para pruebas móvilesperiódicas. Los pozos individuales pueden servigilados rutinariamente con medidores de flujomultifásico, mientras que las tasas de bombeo ode inyección de gas son monitoreadas en formaindependiente por diferentes instrumentos a finde identificar los niveles óptimos.

Optimización de las operaciones de levantamiento artificialApache Energy Limited utilizó el sistema Phase-Watcher para optimizar las operaciones delevantamiento artificial durante el desarrollo decampos marinos en Australia. El sistema Vxlogró satisfacer numerosos objetivos importan-tes, incluyendo la reducción de las erogacionesde capital y los gastos operativos, así como elmejoramiento de la asignación de la produccióny el manejo de los campos petroleros.

Un elemento clave de estos esfuerzos dedesarrollo fue la instalación de cinco platafor-mas automatizadas, con instalaciones mínimas,sin capacidad de procesamiento y, por lo tanto,sin separación en la parte superior (arriba). Laproducción proveniente de cada plataforma semezclaba en una línea de flujo de producciónunitaria, lo que requería la medición exacta decada fluido componente de la corriente defluido. Los pozos de cada campo petrolero sehacen producir mediante la utilización de un sis-tema de levantamiento artificial por gas común.

La medición con el sistema PhaseWatcher,habilitado haciendo uso de la infraestructura deInternet, en cada cabeza de pozo, permitió aApache optimizar rápidamente el sistema delevantamiento artificial por gas y el sistema de

> Levantamiento artificial por gas optimizado. Estas miniplataformas automatizadas fueron algunas delas numerosas instalaciones del área marina de Australia en las que Apache Energy Limited instaló elsistema de medición de flujo multifásico PhaseWatcher. La tecnología PhaseWatcher permitió aApache optimizar las operaciones de levantamiento artificial por gas, generando al mismo tiempoahorros en términos de erogaciones de capital y gastos operativos.

Primavera de 2005 67

Mejoramiento del proceso de asignación de la producciónLos entes reguladores y los organismos de laindustria del petróleo y el gas, incluyendo el Servi-cio de Administración de Minerales de EstadosUnidos (MMS), el API, la ASME, la DirecciónNoruega del Petróleo (NPD) y el DTI del ReinoUnido, reconocen el rol de los datos de alta cali-dad provenientes de los medidores de flujomultifásico en lo que respecta a las pruebas depozos y están desarrollando normas para la utili-zación de estos equipos. En consecuencia, elempleo de la tecnología de medidores de flujomultifásico para distribuir la producción de petró-leo y gas se está generalizando.

Los nuevos proyectos de aguas profundasreflejan cada vez más las estrategias de desarro-llo con un distribuidor de procesamiento querecibe la producción proveniente de uno o másyacimientos satélites con terminaciones subma-rinas. El número de campos petroleros distantesa menudo aumenta a medida que se desarrollannuevos descubrimientos, que luego se vinculandirecta o indirectamente con la instalación cen-tral (arriba).

Para estos tipos de desarrollos, la asignaciónde la producción suele ser más compleja dadoque la titularidad puede variar para cada campoo yacimiento. La utilización de la técnica de

separación de prueba basada en distribuidorespara las mediciones de flujo multifásico puederesultar cada vez más problemática. En primerlugar, por el tamaño y peso de los separadores deprueba que afectan el costo y los parámetrosoperacionales de la instalación central, talescomo el número de bocas (slots) para los cabeza-les de producción de las plataformas y laseguridad operacional.

Además, la expansión de la producción a tra-vés de empalmes satélites puede hacer que lasdemandas de pruebas de pozos excedan la capa-cidad y disponibilidad de los separadores deprueba, lo que se traduce en una menor fre-cuencia de pruebas de pozos individuales. Laincorporación de capacidad de separación en undistribuidor de procesamiento suele ser impracti-cable o imposible. Por otra parte, a medida queaumenta la distancia que media entre los pozos yel distribuidor, el proceso de medición y la obten-ción de mediciones con los separadores deprueba se vuelven más dificultosos.

El tiempo de estabilización de los separadoresde prueba de pozos aumenta cuando las líneas deprueba son más largas. Las líneas de prueba sub-marinas largas pueden enmascarar la dinámicadel flujo del pozo y contribuir a la formación deflujo tipo tapón cuando el agua se acumula en laszonas bajas a lo largo de su trayectoria. A medida

que declina la disponibilidad y eficacia de las ins-talaciones de separación de prueba, también lohace la calidad de los datos obtenidos para la dis-tribución y optimización de la producción.17

Contrariamente, los sistemas de medidores deflujo multifásico eliminan los problemas asocia-dos con la calidad de las mediciones y lafrecuencia de las pruebas de pozos.

El número de medidores de flujo multifásicoactualmente desplegados en los desarrollos deaguas profundas es limitado, pero su efectividaden lo que respecta al mejoramiento de la distri-bución de la producción genera aplicacionespotenciales en aguas profundas. Los medidoresde flujo multifásico pueden ser diseñados enforma económica para formar parte de las nue-vas instalaciones de producción a medida que sedesarrollan campos satélites. A la luz de estosfactores, la tecnología Vx se convierte en unanecesidad práctica en numerosos desarrollosmarinos y es esencialmente una tecnología habi-litante para algunos proyectos de aguasprofundas.18

Medición de la producción en distribuidores marinosShell instaló el sistema PhaseWatcher en elComplejo Auger del Golfo de México para supe-rar los cuellos de botella producidos en laseparación de prueba y las dificultades plantea-das por la asignación de la producción, comoresultado del crecimiento de la misma. Numero-sos campos submarinos existentes en el áreahabían sido vinculados al Complejo Auger parael procesamiento de la producción.

El Campo Auger produce desde una plata-forma de cables tensados (TLP, por sus siglas eninglés) que comenzó a operar en el año 1994 concapacidad para procesar 7,950 m3/d [50,000 B/D]de petróleo y 39.6 millones de m3/d [140 MMpc/D]de gas, de pozos de acceso vertical directo (DVA,por sus siglas en inglés). Al avanzar las activida-des de desarrollo, la producción pronto superó lasexpectativas. Las instalaciones TLP del CampoAuger fueron mejoradas y expandidas.

Además, el desarrollo de diversos campos sub-marinos adyacentes condujo a una serie deempalmes en la plataforma del Campo Auger, en2000, 2001 y 2004. Esto convirtió a las insta-laciones de ese campo en un distribuidor de

Pozos submarinos de campos satélites

Pozos submarinos de campos satélites

Colectores submarinos

Distribuidor de producción

16. El peso corresponde a un sistema de medición Vx conuna garganta tipo venturi de 88 mm [3.5 pulgadas] de diá-metro. También se utilizó una versión del sistema demenor diámetro en algunas de las aplicaciones.

17. Mehdizadeh, referencia 2.18. Mehdizadeh, referencia 2.

> Estrategia de desarrollo de campos satélites en aguas profundas. Un distribuidor de producción, oinstalación central, recibe la producción adicional directa o indirectamente a través de colectoressubmarinos, desde uno o más campos satélites con pozos submarinos. A medida que evoluciona esteescenario, los cuellos de botella producidos en la capacidad de separación de prueba conducen apruebas de pozos menos frecuentes y a mediciones de menor calidad al aumentar las distancias deflujo. Los sistemas de medidores de flujo multifásico eliminan estos cuellos de botella, lo que mejorala calidad de las mediciones y permite la ejecución de pruebas de pozos con la periodicidad necesa-ria. Estos factores mejoran la distribución de la producción y aumentan las oportunidades de optimi-zación de la misma.

procesamiento y exportación de la producciónque hoy manipula la producción de seis camposdiferentes (arriba).

A través de los diversos empalmes y expansio-nes, la capacidad de procesamiento llegó a sermás del doble que la existente previamente y lared de instalaciones se volvió más compleja.Debido a la capacidad limitada del separador deprueba y la complejidad de las necesidades demedición y de asignación de la producción, laejecución de pruebas de pozos comenzó ademandar aplazamiento de la producción ytiempo inactivo en ciertos pozos. Esto incre-mentó aún más la susceptibilidad a un cierre delsistema. Ante la dificultad de conseguir espacioen la plataforma, el agregado de capacidad deseparación resultaba a la vez complejo y costoso.

Mediante la instalación de cuatro medidoresde flujo multifásico, Shell redujo tanto las inte-rrupciones del flujo de producción como lanecesidad de desviar y diferir la produccióndebido a la ejecución de las pruebas de pozos. Lautilización de la tecnología Vx en un ambiente deproducción continua aportó un concepto mássimple para los nuevos pozos de producción sub-marina. Shell instaló seis dispositivos demedición PhaseWatcher adicionales en los empal-mes de las líneas de flujo de producción entrantey en el colector de producción DVA. Esto permiteel monitoreo continuo de las tasas de flujo de laslíneas de flujo submarinas sin necesidad de dispo-ner de separadores individuales.

El empleo de la tecnología de medidores deflujo multifásico en el Complejo Auger condujo ala aprobación, por parte del MMS, de esta tecnolo-gía combinada con el análisis del sistema deproducción NODAL para aplicaciones de medi-ción y asignación de la producción.19 La tecnologíade medición de flujo multifásico permitió resol-ver problemas importantes en la plataformaAuger y proporcionó una alternativa económicapara la medición de la producción futura en estainstalación.

Mejoramiento de la planeación de desarrollos en tierraEn África del Norte, las instalaciones de superfi-cie correspondientes a cinco campos petrolerossatélites se encuentran ubicadas en 12 emplaza-mientos de perforación en tierra esparcidos portoda el área de desarrollo. La producción se dis-tribuye entre varios socios, de acuerdo con losporcentajes de participación y regalías de cadacompañía.

La planeación de desarrollos futuros trajoaparejadas dificultades de diversa índole para eloperador, debido a las crecientes complicacio-nes asociadas con la integración de nuevospozos en el sistema de separación de pruebaexistente y los elevados costos involucrados enla expansión de ese sistema. La operación delseparador de prueba periódicamente causabapérdidas de presión significativas en la redcolectora de superficie, lo que exigía el empleo

de compresores de campo para compensar estaspérdidas. Ocasionalmente era necesario quemarel gas en antorcha para controlar los incremen-tos de presión resultantes.

Los operadores instalaron una serie de 12sistemas de medición de flujo multifásico Phase-Watcher, incluyendo medidores de 52 y 88 mmde diámetro, en todo el campo. Siete medidoresfueron asignados a la distribución fiscal de laproducción y cinco a la ejecución de pruebas depozos con fines de manejo de yacimientos. Lasespecificaciones clave de los nuevos medidoresincluyeron el almacenamiento interno de losdatos, el enlace directo con una computadora deservicio y la compatibilidad con los sistemas desupervisión, control y adquisición de datos(SCADA, por sus siglas en inglés) existentes. Eloperador implementó el módulo Identificador deFluido Vx ID con un conjunto de datos de propie-dades de fluidos, específicos del campo,cargados en los parámetros de configuración delmedidor. El despliegue de los medidores Vxsimplificó considerablemente los planes de desa-rrollo del campo.

Los primeros cuatro sistemas PhaseWatcherfueron entregados y puestos en servicio en octu-bre de 2004. El proceso de aceptación del sitioincorporó varias pruebas de campo para evaluarel desempeño de los medidores. Hasta la fecha,los sistemas Vx han demostrado poseer alta pre-cisión y repetibilidad de las mediciones.Mediante la utilización de estos medidores, eloperador evita el bombeo de la producción y suquema en antorcha. La entrega y la puesta enservicio de los sistemas de medidores de flujomultifásico Vx estuvo prevista para fines de 2004y principios de 2005.

Modernización de la infraestructura de campos petrolerosEn otra localización de África del Norte, variossocios poseen participaciones económicas en trescampos satélites, que están siendo desarrolladosy empalmados a una instalación de producciónprincipal centralizada. La instalación de los siste-mas de monitoreo de la producción de pozosmultifásicos de 52 mm PhaseWatcher se tradujoen un importante ahorro de costos gracias a laeliminación de estaciones de medición y separa-ción remotas (próxima página, arriba).

A fin de abordar la creciente necesidad demejorar las mediciones de flujo multifásico parala distribución de la producción y la asignaciónfiscal, y para la optimización de los campos, lacompañía operadora puso en servicio el primersistema de medición PhaseWatcher en agosto de2003. Este medidor inicialmente distribuyó la pro-

68 Oilfield Review

Desarrollode la arenisca

rosa, 1995

Expansiones de la instalación,1995, 1997 y 2000

Producción máxima,entre 1998 y 2000

Campo Macaroni,primer empalmesubmarino, 2000

Exploración decampo satélite

Producción del Campo Auger

Tiempo

La transformación del Campo Auger en una instalación central submarina

Empalmes de losCampos Serrano y

Orégano, 2001

Distribuidor de procesamiento Auger

Empalmes de losCampos Habanero

y Llano, 2004

Primeraproducción,

1994

Descubrimiento delCampo Cardamon,

1996

> Estrategias de desarrollo de campos submarinos. Los volúmenes de producción superiores a losprevistos, obtenidos en la plataforma del Campo Auger de Shell, en el Golfo de México, condujeron avarias expansiones de la instalación, seguidas de una serie de empalmes desde los campossubmarinos cercanos que demandaban instalaciones adicionales. Esto convirtió al Campo Auger enun distribuidor de procesamiento y exportación de gran volumen. Los medidores de flujo multifásicoayudaron a eliminar los costosos cuellos de botella en el distribuidor del Campo Auger, permitiendo aShell satisfacer en forma económica las complejas necesidades de medición y distribución de laproducción.

Primavera de 2005 69

ducción entre los socios del Pozo 1 durante eldesarrollo del primer campo. Seis meses después,el operador puso en operación el Pozo 2 a travésdel mismo medidor. Los dos pozos se encuentrana una distancia de aproximadamente 12 km [7.5millas] de la estación colectora principal.

El sistema de monitoreo PhaseWatcher per-mitió un ahorro estimado de US$ 10 millones através de la eliminación de una estación decampo intermedia. Numerosas pruebas de campocompararon el desempeño de los medidores enfunción de las mediciones convencionales obte-nidas con tres separadores de prueba de tercerosy los tanques medidores asociados. Los resulta-dos indicaron una diferencia máxima de menosdel 1.7% con regímenes de producción de petró-leo diaria que oscilaban entre 715 y 954 m3/d[4,500 y 6,000 B/D].

Sobre la base de este registro, en enero de2004 se instaló un segundo dispositivo PhaseWat-cher idéntico para medir dos pozos del segundocampo. El desempeño fue comparable con el delsistema inicial. En noviembre de 2004, se puso enservicio un tercer medidor de flujo PhaseWatcherde 52 mm para monitorear la producción del ter-cer campo. Los datos de este sistema de mediciónfacilitan la operación de un pozo provisto de ter-minación inteligente que tiene incorporadascuatro válvulas de control de flujo de fondo de

pozo. Está previsto que el segundo pozo de estecampo sea puesto en operación en el año 2005 yque produzca a través del mismo medidor.

Oportunidades de ejecución de pruebas móvilesLos medidores de flujo multifásico han transfor-mado la tecnología de medición de flujopermanente y además están generando nuevasoportunidades en lo que respecta a pruebas depozos móviles y periódicas. El sistema móvilPhaseTester adquiere los mismos datos dinámi-cos de alta calidad que el sistema PhaseWatcherpermanente. Se pueden obtener mediciones conrelativa frecuencia, lo que constituye una solu-ción ideal en las localizaciones en las quepreviamente no se obtenían datos de flujo multi-fásico o sólo se obtenían en forma esporádica.

Por primera vez, no existe ningún obstáculologístico o técnico decisivo para la realización depruebas en cualquier pozo de producción que unoperador necesite evaluar. Los pozos de produc-ción pueden ser sometidos a pruebas encualquier momento, si bien la etapa de limpiezaposterior a la perforación constituye una oportu-nidad potencialmente ventajosa para larealización de pruebas móviles. De este modo,las pruebas pueden ser integradas en el paquetemás grande de servicios al pozo para estableceruna producción optimizada desde el principio.

Además, mediante la combinación de unadotación completa de mediciones derivadas delos registros de producción de fondo de pozo conlas mediciones de superficie de un medidor deflujo multifásico, es posible obtener por primera

vez un diagnóstico completo del pozo. El medi-dor de flujo PhaseTester móvil desempeña un rolesencial en lo que respecta al diagnóstico de lafuente de intrusión del agua en los pozos de pro-ducción mixta.

Pruebas de limpieza en los pozos de petróleoTotal utilizó el sistema PhaseTester para efec-tuar pruebas de limpieza en los pozos dedesarrollo submarinos del Campo Girasol, enAngola. El sistema Vx obtuvo una cobertura com-pleta de los datos de flujo, que mostró mayorprecisión que la cobertura lograda con un sepa-rador convencional (abajo). Los datos obtenidosmediante la tecnología de medición de flujo mul-tifásico resultaron esenciales para ayudar al

19. El análisis NODAL, una herramienta analítica para pro-nosticar el desempeño en diversos puntos o nodos de unsistema de producción, se utiliza para optimizar el diseñode las operaciones de terminación de pozos y las instala-ciones de superficie y maximizar el desempeño de lospozos y la productividad de los yacimientos, identificarrestricciones o limitaciones en el sistema, y mejorar laeficiencia operacional.

> Instalación mínima de un medidor de flujo multifásico. El sistema de monito-reo de la producción de 52 mm PhaseWatcher fue instalado en un campo deÁfrica del Norte a fin de modernizar la infraestructura de superficie para mediry distribuir la producción.

> Pruebas de pozos móviles. Total conectó elsistema PhaseTester a un estrangulador aguasabajo y a una válvula de derivación durante lafase de limpieza después de la perforación y laterminación de pozos de desarrollo en aguasprofundas, en el área marina de Angola, ÁfricaOccidental (extremo superior). El índice de pro-ductividad (IP) obtenido de las mediciones deflujo multifásico en ocho pozos fue validado porlos cálculos del IP efectuados subsiguientementedurante la etapa de producción (extremo inferior).

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IP durante la limpieza del pozo

operador a poner en operación estos pozos enforma económica y a los niveles de producciónplanificados.

Este enfoque permitió asegurar que los pozosproducirían en forma sostenida, conforme a loproyectado, mejoró la eficiencia operacional, laseguridad y la protección del medio ambiente enlas operaciones de pruebas de pozos y suprimió lanecesidad de un separador de prueba convencio-nal. Además, los datos de flujo multifásicoestablecieron una base valiosa para las decisionesen curso relacionadas con el manejo de campos yyacimientos petroleros.20

Todos los pozos debían alcanzar niveles deproducción óptimos al ser puestos en operación afin de garantizar que la meseta proyectada parala producción de campo se alcanzara con elnúmero de pozos planificados. Además, las consi-deraciones de aseguramiento del flujo imponíanprocedimientos de puesta en marcha elaboradospara estos pozos.

Cada pozo necesitaba alcanzar un nivel deproducción de petróleo inmediato de 1,590 a2,385 m3/d [10,000 a 15,000 B/D] para crear unflujo estabilizado, libre de tapones, en las líneasde flujo submarinas. Al mismo tiempo, era nece-sario mantener la integridad del control de laproducción de arena a través de una puesta enmarcha graduada que no era posible con el sis-tema flotante de producción, almacenamiento ydescarga (FPSO, por sus siglas en inglés),debido a las restricciones del equipo y a los pro-blemas de estabilidad de las líneas de flujo.21

Para llevar a cabo estos procedimientos depuesta en marcha sin poner en riesgo los pozos,era preciso operar desde el equipo de perfora-ción. Esto implicó la imposición de límitesestrictos sobre el tiempo de equipo de perfora-ción presupuestado para controlar este gastoconsiderable, así como también la identificaciónrápida de cualquier intervención adicional delequipo de perforación. Después de someter apruebas exhaustivas los dos primeros pozos, atodos los pozos subsiguientes se les asignó untiempo de limpieza mínimo y las evaluaciones dedesempeño tuvieron que realizarse durante lafase de limpieza.

El sistema PhaseTester móvil proporcionódatos de mediciones de flujo continuos durantela limpieza del pozo que eran imposibles obtenercon las mediciones convencionales. Los datos detasas de flujo dinámicas permitieron al operadoroptimizar el período de limpieza y evitar eltiempo de equipo de perforación innecesario. Losdatos de flujo multifásico confirmaron el puntopreciso en el cual los fluidos y los detritos erancompletamente removidos y la producción, librede impedimentos, fluía desde todos los pozos.

Los datos del medidor de flujo multifásicoconstituyeron la base para las interpretacionesde las pruebas de incremento de presión que nohabrían sido posibles con los datos del separadorde prueba únicamente. Estas interpretacionescondujeron a análisis clave del desempeño de lospozos y las operaciones de terminación. Lasmediciones de la permeabilidad y del daño mecá-nico, obtenidas de estos datos de presionestransitorias, confirmaron la selección de los dise-ños de terminación con control de la producciónde arena en varios pozos y facilitaron la elecciónde los procedimientos de bajada de las herra-mientas.

Los datos también resultaron valiosos para laevaluación de formaciones y el modelado diná-mico de yacimientos, lo que a su vez reforzó laconfiabilidad en las predicciones del comporta-miento de los pozos. En un caso, la utilización demediciones dinámicas de flujo multifásico pararastrear el índice de productividad transitorioestimado (IP) de un pozo horizontal se tradujoen una decisión oportuna de suspender y rein-gresar en el pozo que, de lo contrario, hubierarespondido en forma deficiente a la limpieza.Después de la intervención, el IP mejoró sustan-cialmente logrando satisfacer las expectativas ylos registros de producción confirmaron que lasección horizontal entera estaba produciendo.

La cobertura completa de los regímenes delimpieza constituyó un aporte importante paralas pruebas de interferencia realizadas antes dela primera producción de petróleo en las áreasclave del campo petrolero. El monitoreo de laproducción proveniente de un pozo durante lalimpieza de un pozo vecino cercano proporcionódatos de gran utilidad sobre la presión y trans-misividad del fluido a través de las formaciones ylas fallas geológicas (véase “Menor incertidum-bre con el análisis de fallas que actúan comosello,” página 42).

Estos datos llevaron a Total a revisar elesquema de perforación y eliminar uno de lospozos de desarrollo propuestos. Los datos obte-nidos con un medidor de flujo multifásico y conlos medidores de fondo de pozo también acelera-ron el proceso de toma de decisiones, lo quecondujo a una operación con tubería flexible ylínea de acero en otro pozo en el que se abrióuna válvula de terminación parcialmentecerrada, permitiendo que el pozo fluyera nor-malmente.

El sistema de medición de flujo multifásicomejoró la seguridad del personal a través de laeliminación del separador de prueba con sus vál-vulas de seguridad y sus líneas de alivio depresión. Además, la tecnología de medición deflujo multifásico redujo los períodos de flujo de

limpieza y la quema de hidrocarburos en antor-cha, lo que contribuyó a proteger el medioambiente.

Tecnología de medición de flujo multifásico futuraA medida que se difunda su utilización, los medi-dores de flujo multifásico reemplazarán a losseparadores convencionales en muchas aplica-ciones de pruebas de pozos y eliminarán lanecesidad de disponer de instalaciones costosas,que ocupan mucho espacio, en ciertos emplaza-mientos de producción. La demanda futura deseparadores de prueba convencionales respon-derá cada vez más a los requisitos de muestreode fluidos. No obstante, parte del muestreo, par-ticularmente para el análisis de la relaciónpresión-volumen-temperatura (PVT, por sussiglas en inglés), se llevará a cabo con medido-res de flujo multifásico.

Es probable que las innovaciones tecnológi-cas hagan que los medidores de flujo multifásicoincursionen en ambientes de presión y tempera-tura más elevadas. Esto podría expandirsignificativamente las aplicaciones submarinaspara la tecnología Vx, generando al mismotiempo aplicaciones adicionales, en tierra firme,en los proyectos de recuperación térmica depetróleo pesado y en los mercados de gas natural.

Otra posibilidad de crecimiento futuro sonlos sistemas de medición de flujo multifásicointeligentes que, además de proveer informaciónsobre tasas de flujo, diagnostican el estado delmedidor y la calidad de las mediciones. En resu-men, la demanda creciente y el conocimientomás profundo de las aplicaciones potenciales delos medidores de flujo multifásico incentivaránvirtualmente la implementación de innovacionesy mejoras continuas y competitivas para satisfa-cer los nuevos desafíos. —JP/MET

70 Oilfield Review

20. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Barber EC: “Development Well Testing Enhancement Using a Multiphase Flowmeter,” artículo de la SPE 77769, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002. Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJF y Norris RJ: “AddedValue of a Multiphase Flow Meter in Exploration WellTesting,” artículo OTC 13146, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abrilal 3 de mayo de 2001.

21. Un sistema flotante de producción, almacenamiento ydescarga (FPSO, por sus siglas en inglés) es una instala-ción marina, habitualmente con forma de embarcación,que almacena crudo en tanques ubicados en el casco dela embarcación. El petróleo es descargado periódica-mente en petroleros transbordadores o barcazas denavegación oceánica para el transporte hasta las insta-laciones de recepción y procesamiento. Un sistemaFPSO puede ser utilizado para desarrollar y explotaryacimientos y campos marginales situados en aguasprofundas o a gran distancia de las líneas de conducciónexistentes.

Ian Atkinson se desempeña como asesor de ingenieríaen el Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge (SCR), Inglaterra, donde se dedica a lainvestigación de flujos multifásicos. Ingresó en la com-pañía en 1984 en Farnborough, Inglaterra, dondediseñó y desarrolló medidores de fluido, presión y den-sidad de fluido en flujos monofásicos. En 1990, fuetransferido a SCR para trabajar en medición de flujomultifásico y, posteriormente, pasó al Centro deProductos Riboud de Schlumberger (SRPC) en París,donde se concentró en el desarrollo de la tecnologíade pruebas de pozos multifásicos Vx* que condujo mástarde al desarrollo del equipo fijo de monitoreo de laproducción de flujos multifásicos PhaseWatcher* y delequipo portátil de pruebas periódicas de flujos multifá-sicos PhaseTester*. Ian posee una licenciatura enfísica de la Universidad de Bristol y un doctorado enciencias de los materiales de la Universidad deWarwick, ambas en Inglaterra.

Michel Berard se desempeña como asesor científicopara el Centro de Investigaciones de Schlumberger enMoscú. Obtuvo un diploma Grand Ecole en física de laEcole Normale Supérieure de París, un doctorado enfísica de la Université Pierre et Marie Curie de París yun doctorado en física molecular de la Universidad deParís. Ingresó en la compañía en 1984 como jefe dellaboratorio de física de sensores en el Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Montrouge,Francia, después de pasar 13 años en la universidad.Desde entonces, trabajó como jefe del departamentode mediciones de flujo y telemetría en Flopetrol, enMelun, Francia, y en el Centro de Productos deSchlumberger en Riboud, Clamart, Francia, donde fuejefe del segmento de mediciones de pozos y gerentedel sector de física. Antes de ser transferido a Moscú,se desempeñó como asesor científico en el Centro deInvestigación de Carbonatos de Schlumberger enDhahran, Arabia Saudita. Autor prolífico, Michel poseeademás seis patentes.

Tim Brewer se desempeña como conferenciantesenior en el Departamento de Geología de laUniversidad de Leicester, Inglaterra, y como directordel Grupo de Investigación de Pozos de la Universidadde Leicester. Antes de ocupar su posición actual, tra-bajó como geoquímico para el Servicio AntárticoBritánico, como consultor geofísico y geoquímico paraMidland Earth Science Associates y como conferen-ciante en temas geológicos en la Universidad deNottingham, en Inglaterra. Tim posee una licenciaturadel Instituto Politécnico de Portsmouth, en Inglaterra,y un doctorado de la Universidad de Nottingham,Inglaterra, ambos en geología.

Kip Cerveny es jefe del sector de desarrollo del equipoa cargo de la transmisión satelital en la Bahía dePrudhoe, para BP Alaska y está radicado enAnchorage. Antes de ingresar en la compañía comogeólogo en el año 2000, comenzó su carrera en ARCOcomo geólogo de investigación en Plano, Texas, EUA, yposteriormente trabajó como consultor geocientífico,radicado en Alaska, en diversos proyectos implementa-dos en Alaska, Rusia y Kazajstán. Kip obtuvo una licen-ciatura y una maestría del Dartmouth College,Hannover, New Hampshire, EUA, y un doctorado de laUniversidad de Wyoming en Laramie, EUA.

Gilbert Conort se desempeña como gerente de merca-deo de pruebas de pozos para la Oficina Central deTerminaciones y Productividad de Pozos deSchlumberger en Rosharon, Texas. Es responsable deldesarrollo de estrategias y del lanzamiento de nuevosproductos y servicios para los negocios relacionadoscon pruebas de pozos, sistemas de disparos bajadoscon la tubería de producción y operaciones con líneade acero. Ingresó en la compañía como ingeniero elec-trónico en Clamart, Francia, y subsiguientemente fuetransferido a Flopetrol Engineering en Melun, Francia,como gerente del programa de manómetros de presióny posteriormente como gerente de ingeniería de medi-ciones de presión de los sistemas de producción.Después de ocupar diversos cargos directivos enFrancia y EUA, asumió su posición actual en el año2004. Es cofundador de 3-Phase* Measurements AS,una asociación de empresas entre Schlumberger yFramo Engineering AS, constituida para desarrollar latecnología Vx. Gilbert obtuvo un diploma en ingenieríaelectrónica de la Ecole Supérieure d'Informatique-Electronique-Automatique de París.

Pierantonio Copercini es subgerente general de ope-raciones de perforación y reparación de pozos deBelayim Petroleum Company (Petrobel), una compa-ñía operadora de ENI, y está radicado en El Cairo.Maneja toda la actividad de los equipos de perforacióny reparación de pozos de la compañía. Comenzó sucarrera en Agip como supervisor de perforación en tie-rra y ocupó diversas posiciones, incluyendo la de inge-niero de perforación, gerente de perforación y gerentede operaciones de pozos, antes de ocupar su posiciónactual. Pierantonio posee un diploma de escuela téc-nica en mecánica expedido en Milán, Italia.

Russell Davies es gerente de operaciones de EUA yconsultor en geología para Rock DeformationResearch (RDR) USA Inc. y está radicado en Dallas.Posee un doctorado en geología estructural de laUniversidad A&M de Texas en College Station y ha tra-bajado en la industria del petróleo y el gas durantemás de 14 años. En RDR, maneja proyectos de escalaregional y de escala de áreas prospectivas en cuencasde todo el mundo; prepara y dicta cursos de entrena-miento y participa en tareas de investigación aplicada.Además, es profesor adjunto de la Universidad de

Texas en Dallas. Antes de trabajar para RDR, Russellpasó tres años en Shell Oil Company dedicándose aproyectos de exploración y desarrollo en el Golfo deMéxico antes de incorporarse al grupo de investigaciónde geología estructural de ARCO. Allí, se dedicó atemas de investigación y consultoría relacionados coninterpretación y validación estructural, análisis defallas y fracturas, y análisis de sellos por fallas. Trabajóen problemas asociados con fallas en cuencas de todoel mundo y recientemente editó un número especialdel Boletín de la AAPG sobre sellos por fallas.

Graham Dudley es gerente de tecnología del Mar delNorte para BP en Aberdeen. Desde su ingreso en lacompañía en 1985, trabajó desde la etapa de explora-ción hasta la etapa de producción como geólogo y pos-teriormente como líder de equipo y gerente dedesarrollo de campos petroleros del negocio de explo-ración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) entodo el Mar del Norte, el Reino Unido, Noruega,Alaska, Ucrania y otras localizaciones de proyectos.Graham obtuvo una licenciatura en geología de laUniversidad de Liverpool, Inglaterra.

Mohamed El Gamal es gerente de ventas deGeoMarket* de Schlumberger en Libia y está a cargode la introducción de nueva tecnología, incluyendo laherramienta de Medición de la Inclinación Frente a laBarrena AIM*, las herramientas de Evaluación deFormaciones y generación de Imágenes durante laPerforación VISION* y los sistemas rotativos direccio-nales PowerDrive*. Previamente, fue gerente de ven-tas del sector de Perforación y Mediciones (D&M, porsus siglas en inglés) para Schlumberger East Africa &East Mediterranean GeoMarket y estuvo radicado enEl Cairo. Ingresó en la compañía en 1997 como inge-niero de ventas y aplicaciones y posteriormente sedesempeñó como gerente de cuentas del sector deD&M. También trabajó como geólogo petrolero, geó-logo especialista en evaluación de la presión, geólogode pozo y representante de ventas técnico, paraEXLOG y Milpark en todo Medio Oriente y el Mar delNorte. Mohamed posee un doctorado en geología depetróleo de la Universidad de El Cairo en Egipto.

Tatsuki Endo es gerente de mercadeo para el Centrode Tecnología KK de Schlumberger en Fuchinobe,Japón, donde está a cargo de la coordinación de todoslos proyectos de colaboración con clientes. Ingresó enla compañía en 1981 como ingeniero de campo enIndonesia. Posteriormente trabajó en Noruega y enBrasil como analista de registros antes de retornar aJapón, donde pasó a formar parte del personal desoporte de campo y manejó diversos proyectos. Antesde ocupar su posición actual, Tatsuki se desempeñócomo gerente de proyectos del desarrollo de la herra-mienta de generación de Imágenes Sísmicas VersátilVSI*. Obtuvo una licenciatura en física de laUniversidad de Sophia en Tokio.

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Colaboradores

Paul Jeffrey Fox es director de operaciones científi-cas de la Organización de Ejecución del ProgramaIntegrado de Perforación de Pozos en el Océano deEUA de la Universidad A&M de Texas, College Station,y profesor de los Departamentos de Geología, Geofísicay Oceanografía. Participó en 36 expediciones oceano-gráficas, desempeñándose en carácter de científico enjefe en 26 de ellas. Sus principales intereses en térmi-nos de investigación incluyen la investigación de losprocesos volcánicos y estructurales que crean la litos-fera oceánica a lo largo del sistema de dorsales meso-atlánticas. Autor prolífico, Paul ha integrado comitésconsultivos para la Fundación Nacional de Ciencias, elSistema Nacional de Laboratorios Oceanográficos de laUniversidad, y otros programas destacados de investi-gación oceanográfica de EUA. Obtuvo una licenciaturaen geología de la Universidad Ohio Weslayan enDelaware, Ohio, EUA, y un doctorado en geología/geofísica marina de la Universidad deColumbia en la Ciudad de Nueva York.

Richard Fox es geólogo principal del Equipo deCalidad de Portafolios del Mar del Norte para BP yestá radicado en Aberdeen. Ingresó en la compañía en1991 como geólogo de investigación y ayudó a desarro-llar las capacidades de análisis de fallas, fracturas yesfuerzos de BP. Posteriormente trabajó en distintoslugares del mundo—Alaska, Golfo de México,Colombia, Venezuela, Mar del Norte, Noruega y MedioOriente—como parte del equipo de geología estructu-ral y como líder de redes estructurales de BP. Antes deocupar su posición actual, trabajó como líder delequipo de subsuelo para el sector de Evaluación yDesarrollo de BP. Richard obtuvo una licenciatura delInstituto Politécnico de Kingston, Londres, y un docto-rado del University College, Cork, Irlanda, ambos engeología.

Dave Goldberg se desempeña como científico seniorde Doherty en el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty de la Universidad de Columbia enPalisades, Nueva York. Además es director del Grupode Investigación de Pozos, que manejó los servicios deadquisición de registros para el Programa dePerforación de Pozos en el Océano y ahora para elcomponente del Programa Integrado de Perforaciónde Pozos en el Océano correspondiente a EUA. Daveobtuvo una licenciatura y una maestría en geofísicamarina del Instituto de Tecnología de Massachusetts,Cambridge, EUA, y un doctorado en geofísica de pozode la Universidad de Columbia, Ciudad de Nueva York.Ha escrito más de 100 publicaciones científicas sobreinvestigación de actualidad en geofísica de pozo y geo-física marina.

Masahiro Kamata es líder de proyectos de estudiossísmicos de avanzada KK de Schlumberger enFuchinobe, Japón, donde está desarrollando nuevossensores sísmicos para aplicaciones sísmicas terres-tres, de fondo de pozo y de lecho marino. Desde suingreso en la compañía en 1976, ha trabajado en herra-mientas sísmicas de fondo de pozo en Japón y en la

investigación de sistemas de telemetría acústica mien-tras estuvo radicado en Sugar Land, Texas, en Anadrill.Además trabajó en el desarrollo de instrumentos sísmi-cos y en la adquisición de datos sísmicos durante laperforación para Geco-Prakla en Dallas y en Hannover,Alemania. Masahiro es el inventor del arreglo sísmicode fondo de pozo y del acelerómetro de geófono. Poseeuna licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad Tohoku Gakuin de Sendai, Japón, y unamaestría y un doctorado, también en ingeniería mecá-nica, de la Universidad de Rice, Houston.

Peter Kaufman es científico principal de investigacióny trabaja en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Massachusetts. Desdeque ocupó su posición actual en 1998, ha trabajadocomo geólogo estructural en el programa de Geología,realizando caracterizaciones de campo detalladas dezonas de daño por fallas mediante la utilización de latécnica de mapeo con el sistema de posicionamientoglobal diferencial. Además desarrolló visualizaciones3D de datos de afloramientos y datos del subsuelomediante la utilización de una variedad de programasde computación y desarrolló la visualización de la yux-taposición de fallas utilizando la infraestructura de laRed. Peter comenzó su carrera como geólogo petrolerodedicado al modelado de cuencas en Amoco ProductionCompany en 1995, después de obtener una licenciaturaen geología de la Universidad Case Western Reserve deCleveland, Ohio, y un doctorado en geología delInstituto de Tecnología de Massachusetts. Ingresó en elCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, EUA, en 1998 y además trabajóen el Centro de Tecnología de Abingdon, en Inglaterra,donde redactó documentos de especificaciones para losdiversos módulos de los programas de modelado deyacimientos FloGrid*.

Yoshi Kawamura es responsable de las relacionesinternacionales y la coordinación con el ProgramaIntegrado de Perforación de Pozos en el Océano(IODP, por sus siglas en inglés) para el Centro deExploración Terrestre Profunda (CDEX, por sus siglasen inglés) y está basado en la Agencia Japonesa deCiencia y Tecnología Marina y Terrestre (JAMSTEC,por sus siglas en inglés) en Yokosuka. Ingresó en laJAMSTEC en el año 2001 después de ocupar diversasposiciones incluyendo la de gerente de servicios decampo relacionados con operaciones con cable,gerente de localizaciones de operaciones con cable ygerente de mercadeo de servicios de campos petrole-ros para Schlumberger Wireline. Yoshi obtuvo unalicenciatura en física aplicada de la Universidad deAgricultura y Tecnología de Tokio.

Slaheddine Kefi es científico de investigación seniordel Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra, y está a cargo del desarrollo denuevas formulaciones en las operaciones de estimula-ción y cementación en campos petroleros. Desde queocupa su posición actual en el año 2004, ha investigadoel desarrollo de nuevos lodos a base de aceite y ha tra-

bajado en tratamientos de acidificación de la matrizen condiciones de campos maduros. Ingresó en la com-pañía en 1998 como ingeniero de desarrollo paraDowell en Clamart, Francia, y también ha trabajado enSugar Land, Texas, en una diversidad de proyectosincluyendo el divergente ácido OilSEEKER*, la tecno-logía de cementación de pozos petroleros basada en lautilización de concreto CemCRETE* y los sistemas delechada LiteCRETE*. Slaheddine posee una maestría yun doctorado de la l’Université Paris Sud, Orsay,Francia, y una maestría de la Ecole Supérieure dePhysique et de Chimie Industrielles de París, todos enquímica.

Steve Kittredge es ingeniero de campo general para elPrograma de Perforación de Pozos en el Océano (ODP,por sus siglas en inglés) del Distrito Marino deHouston del segmento de Servicios al Pozo deSchlumberger y está radicado en Webster, Texas.Actualmente trabaja en la Expedición 304 de la DorsalMesoatlántica. Previamente, se desempeñó como inge-niero senior para el ODP, a cargo de la provisión deservicios de adquisición de registros y del manteni-miento de todo el equipo de adquisición de registrospara el Observatorio Terrestre Lamont-Doherty y susproyectos. Steve posee una licenciatura en ingenieríamecánica del Instituto de Tecnología de Georgia,Atlanta, EUA.

Rob Knipe es profesor de geología estructural y direc-tor del Centro de Investigación de la Deformación delas Rocas (RDR, por sus siglas en inglés), una compa-ñía de investigación/asesoramiento escindida de laUniversidad de Leeds en Inglaterra. Rob formó estegrupo de geocientíficos en el año 1992, para proveerservicios de geología estructural especializada a laindustria minera y la industria petrolera, incluyendonuevos métodos para evaluar el impacto de las estruc-turas de fallas sobre los procesos de flujo asociadoscon la exploración y producción de hidrocarburos.Además, lideró tareas de investigación en temas rela-cionados con el comportamiento físico y químico delas rocas durante la deformación, concentrándose enla evaluación del rol dual de las fallas como zonas depermeabilidad mejorada para la migración de fluidosconcentrados y como barreras de baja permeabilidadpara el flujo de fluido. Autor de más de 70 artículos deinvestigación, Rob realiza discursos de apertura enconferencias internacionales y ha recibido premios dela Sociedad Geológica de Londres y la AAPG por su tra-bajo de investigación. Es miembro del comité directivopara el programa de investigación del Micro al MacroFlujo de Fluido del Consejo Nacional de Investigacióndel Medio Ambiente (NERC, por sus siglas en inglés) yha presidido el Grupo de Investigación sobreDeformación de Yacimientos de la AAPG. Rob recibiórecientemente la Medalla William Smith de laSociedad Geológica de Londres.

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Bob Krantz se desempeña como geólogo estructuraldel segmento de Tecnología del sector petrolero delupstream para ConocoPhillips en Houston. Allí, se haconcentrado en el impacto de las fallas y las fracturassobre el desempeño de los yacimientos, y la efectividadde las trampas, y en las relaciones entre las estructu-ras pequeñas y la deformación regional. Previamente,trabajó en Alaska para ConocoPhillips, ARCOExploration Research, ARCO InternationalExploration y ARCO Alaska. Posee una licenciatura engeología de la Universidad de Utah, Salt Lake City,EUA, y una maestría y un doctorado en geología de laUniversidad de Arizona, Tucson, EUA. Bob tambiénrealizó tareas de investigación postdoctorales en laUniversidad de Arizona y en la Universidad de Rennes,Francia. Es presidente del Grupo de Investigaciónsobre Deformación de Yacimientos de la AAPG.

Shin’ichi Kuramoto es líder del Grupo de ServiciosCientíficos y Servicios de Información de la AgenciaJaponesa de Ciencia y Tecnología Marina y Terrestre(JAMSTEC, por sus siglas en inglés). Previamente, sedesempeñó como investigador senior para el ServicioGeológico de Japón en el grupo de Ciencia yTecnología Industrial de Avanzada. Shin’ichi posee undoctorado en geología y geofísica marina de laUniversidad de Tokio, Japón.

Chris Kuyken es líder de equipo del segmento deTecnología de Ingeniería de Pozos y Servicios al Pozopara Shell Exploration & Production en Europa y tienemás de 22 años de experiencia en perforación de pozosde petróleo y gas en Shell. Ha trabajado en áreas terres-tres y marinas, ocupando numerosas posiciones deingeniería de pozos en Omán, Brunei y, desde 1999, enEscocia. Es un enérgico defensor de la filosofía de per-foración Drilling the LimitTM de Shell, por la cual lagente, la salud, la seguridad y el medio ambiente y latecnología son las claves del éxito. Ingeniero europeo(EUR ENG, por sus siglas en inglés) registrado en laFederación Europea de Asociaciones Nacionales deIngeniería (FEANI, por sus siglas en inglés) e IngenieroCertificado (C ENG, por sus siglas en inglés) a travésdel Consejo de Ingeniería Británico, Chris obtuvo unalicenciatura en tecnología de ingeniería química de laHogere Technische School (HTS) de La Haya.

Jesse Lee es gerente de programas de Schlumbergerpara productos químicos de campos petroleros enSugar Land, Texas, donde es responsable del fluido defracturamiento libre de polímeros ClearFRAC*, losproyectos de fluidos con metano en capas de carbón ylos fluidos de fracturamiento a base de polímero dealto valor. Ingresó en la compañía en 1997 como inge-niero de desarrollo para Dowell en Sugar Land y luegose convirtió en ingeniero de desarrollo senior para losfluidos de fracturamiento viscoelásticos a base de sur-factantes antes de ocupar su posición actual. Jesseposee una licenciatura en química de productos natu-rales y química analítica de la Universidad Nacional deTaiwán, Taipei, y doctorados en química inorgánica dela Universidad de Yale, New Haven, Connecticut, y enquímica de polímeros/organometálica del Instituto deTecnología de Massachusetts, Cambridge.

Wayne Longstreet es asesor de perforación paraDragon Oil Plc. y está radicado en Dubai, EAU. Ha trabajado para la compañía durante cuatro años.

Trey Lowe es gerente de cuentas internacionales parael segmento de Terminaciones y Productividad de Pozos(WCP, por su siglas en inglés) y reside en Houston. Esresponsable del soporte de las operaciones de pruebasinternacionales y mediciones de flujos multifásicos paralos clientes que residen en Houston. Desde su ingresoen la compañía en 1998, Trey ha ocupado diversas posi-ciones relacionadas con el manejo y las ventas decampo incluyendo el de campeón de productos para losproductos y servicios PhaseWatcher. Posee una licencia-tura en ingeniería química de la Universidad del Estadode Oklahoma en Stillwater, EUA.

Iain McCourt es gerente de perforación e ingenieríapara el GeoMarket de Schlumberger en el Caspio, enBakú, Azerbaiján, donde se encarga de todo el trabajode perforación y diseño de ingeniería realizado paralos clientes del área del Mar Caspio. Ingresó en lacompañía después de obtener una licenciatura en geo-logía de la Universidad de Queen en Belfast, Irlandadel Norte. Comenzó su carrera como responsable delos registros de lodo en el Mar del Norte y trabajó endistintos lugares de Asia, Medio Oriente, Australia yNueva Zelanda, en posiciones de variada responsabili-dad, incluyendo la de ingeniero especialista en obten-ción de mediciones durante la perforación (MWD, porsu siglas en inglés) y adquisición de registros durantela perforación (LWD, por su siglas en inglés), perfora-dor direccional, campeón de productos, gerente deservicios de campo, instructor para sistemas de inge-niería de perforación y sistemas rotativos direcciona-les y gerente de conocimientos para entrenamiento enmediciones. Antes de ocupar su posición actual, Iainestuvo radicado en Midland, Texas, como gerente deoperaciones para West Texas.

Allan McDiarmid es ingeniero de petróleo senior paraApache Energy Ltd. en Perth, Australia Occidental,Australia. Se graduó en la Universidad de Strathclyde,Glasgow, Escocia, en 1985, obteniendo una licencia-tura (con mención honorífica) en minería e ingenieríapetrolera. Allan ha ocupado diversas posiciones deingeniería de yacimientos e ingeniería petrolera enSOEKOR, en Sudáfrica, y en Santos and Helix WellTechnologies en Australia.

Parviz Mehdizadeh es consultor para ProductionTechnology Inc., en Scottsdale, Arizona, y comenzó sucarrera en Conoco Inc. en 1962. Durante sus 30 añosen la compañía, trabajó en programas de desarrollo detecnología y en proyectos de aplicaciones de desarrollode la producción, incluyendo los relacionados con elprocesamiento y la medición de fluidos en áreas mari-nas. Además, dirigió la construcción de la instalaciónpara pruebas de campo de fluidos multifásicos deConoco en Lafayette, Luisiana, EUA. Entre 1993 y1996, se desempeñó como consultor para AgarCorporation, dirigiendo el desarrollo, mercadeo e ins-talación de campo de medidores multifásicos parapruebas de pozos. Desde entonces, como consultor, haproporcionado asesoramiento técnico sobre la selec-

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ción y especificación de medidores multifásicos a diver-sas compañías operadoras. Fue copresidente de la MesaRedonda sobre Usuarios de Mediciones Multifásicas dela Universidad A&M de Texas y actualmente está traba-jando con el Comité de Mediciones de Petróleo delInstituto Americano del Petróleo, en el desarrollo deespecificaciones para sistemas de medición de flujomultifásico. Parviz obtuvo una licenciatura en física,una maestría en ingeniería metalúrgica y un doctoradoen ingeniería química y ciencia de los materiales, todosde la Universidad de Oklahoma en Norman.

Stefan Mrozewski es ingeniero de ventas y soporteinterno de servicios de diseño y evaluación DESC*para clientes del segmento de Perforación yMediciones de Schlumberger para BP en Houston.Coordina las operaciones MWD y LWD para los gruposde desarrollo de plataforma y aguas profundas delGolfo de México (GOM, por sus siglas en inglés) de BP.Ingresó en Schlumberger en el año 2000 como inge-niero de campo en Youngsville, Luisiana. Participócomo ingeniero especialista en operaciones LWD enlas Campañas 204 y 209 del Programa de Perforaciónde Pozos en el Océano, realizando operaciones de per-foración en busca de hidratos de gas y probando la tec-nología de extracción de núcleos durante laperforación con la herramienta de Resistividad Frentea la Barrena. Stefan obtuvo su licenciatura en geofí-sica de la Universidad de Waterloo, Ontario, Canadá.

Greg Myers es gerente de servicios de ingeniería y ser-vicios técnicos del Grupo de Investigación de Pozos delObservatorio Terrestre Lamont-Doherty en Palisades,Nueva York. Desde su graduación en Rutgers, laUniversidad del Estado de Nueva Jersey, NewBrunswick, EUA, en 1991, ha estado involucrado endiversos aspectos de la geofísica de pozo, tales comoservicios de campo, análisis de datos, investigación ydesarrollo de nuevas herramientas, integración denueva tecnología y manejo de programas. Sus áreas deinterés en lo que respecta a ingeniería incluyen medi-ciones nuevas, compensación de oleaje, adquisición deregistros durante la extracción de núcleos y nuevas téc-nicas de recolección de núcleos. Además de sus respon-sabilidades de manejo y diseño terrestres, Greg haparticipado de numerosas expediciones de Perforaciónde Pozos en el Océano con fines científicos.

Erik Nelson se retiró de Schlumberger en el año 2004después de 27 años de servicio y ahora trabaja comoconsultor independiente en Houston. Antes de reti-rarse, se desempeñó como asesor de ingeniería deSchlumberger en Sugar Land, Texas, donde trabajó enel desarrollo de nuevos productos químicos para ope-raciones de cementación, fracturamiento y control dela producción de arena. Erik posee una licenciatura enquímica y una maestría en geoquímica, ambas de laEscuela de Minas de Colorado en Golden. Es editor enjefe del libro de texto Well Cementing (Cementaciónde Pozos) actualmente en su tercera impresión.

Ángel Núñez Hernández es gerente técnico delDistrito Central Sur para Petróleos de Venezuela SA(PDVSA), situada en Barinas, Venezuela. Comenzó sucarrera en 1987 en Corpoven, una subsidiaria dePDVSA, en el Distrito de San Tomé, y se especializó enoperaciones de producción, ingeniería de producción,tratamientos de estimulación químicos, operacionesde disparos y reparación de pozos. En 1997, Ángel fuetransferido al Distrito de Barinas como líder de yaci-mientos y posteriormente supervisó el desarrollo deyacimientos en la unidad de manejo de la producciónpara PDVSA. Posee una licenciatura en ingenieríapetrolera de la Universidad de Zulia, Maracaibo,Venezuela.

Tom Olsen es gerente de desarrollo de negocios degas no convencionales terrestres de EUA deSchlumberger y está radicado en Denver. Ha trabajadoen Schlumberger desde su ingreso en Dowell en 1980.Sus primeras funciones que involucraron temas rela-cionados con tratamientos de estimulación de pozos,mejoramiento de la producción e ingeniería de proyec-tos lo condujeron a diversas posiciones en el Mar delNorte, la ex Unión Soviética (CIS, por sus siglas eninglés), Canadá, y, en EUA, Alaska, Texas, Oklahoma yColorado. Posteriormente se desempeñó como gerentetécnico de operaciones de mejoramiento de la produc-ción para Europa y la ex Unión Soviética. Luego dedesempeñarse como gerente de servicios de produc-ción de pozos de Dowell para Europa y la ex UniónSoviética, fue trasladado a Sugar Land, Texas, comogerente de mercadeo para el Centro de Productos deServicios al Pozo. Antes de ocupar su posición actual,dirigió el Grupo de Servicios de Consultoría deSchlumberger. Tom posee una licenciatura en geologíade la Universidad de Connecticut en Storrs.

Mehmet Parlar es gerente de desarrollo de negociosdel sector de Sistemas de Fluidos de Terminación dePozos Frente a la Formación del equipo de Desarrollode Negocios para el Control de la Producción de Arenade Schlumberger en Rosharon, Texas, y provee aportetécnico y de mercadeo para el desarrollo de productosde control de la producción de arena y soporte en con-trol de la producción de arena y soporte en términosde fluidos de estimulación. Después de obtener unamaestría y un doctorado en ingeniería petrolera de laUniversidad del Sur de California en Los Ángeles,ingresó en Dowell, en Tulsa, como ingeniero de desa-rrollo. Entre 1996 y 1999, se desempeñó como inge-niero de yacimientos en el equipo de Desarrollo deNegocios para el Control de la Producción de Arena deDowell, en Lafayette, Luisiana. Antes de ocupar suposición actual, Mehmet se desempeñó como ingenieroprincipal especialista en soluciones de terminación depozos horizontales en Rosharon y como especialista enproducción de pozos y coordinador técnico en SugarLand, Texas. Autor de numerosas publicaciones, poseeademás una licenciatura en ingeniería petrolera de laUniversidad Técnica de Estambul en Turquía.

Barry Persad es campeón de productos del sector demotores y herramientas de perforación para el seg-mento de Perforación y Mediciones de Schlumbergery está radicado en Sugar Land, Texas. Se desempeñacomo enlace para la introducción de los motores deperforación de alto desempeño PowerEdge* al igual

que para la implementación de nueva tecnología deestatores de pared delgada para otras herramientasde perforación rotativa direccional motorizadas.Después de obtener una licenciatura en cienciasambientales de la Universidad de Guelph, Ontario,Canadá, comenzó su carrera en Baker Hughes Inteq,en Trinidad, Indias Occidentales, como especialistaen adquisición de registros de lodo. Barry ingresó enSchlumberger Anadrill de Canadá en 1997 como espe-cialista en MWD y también trabajó como perforadordireccional y como gerente de servicios de campo delsector de perforación direccional en Canadá antes deocupar su posición actual.

Bruno Pinguet es asesor técnico de medición de flu-jos multifásicos de International Oilphase DBR deSchlumberger, ubicado en Aberdeen, Escocia, y enBergen, Noruega. Tiene a su posición la definición y eldesarrollo del negocio y la transferencia técnica deconocimientos. Además representa a Schlumbergeren el Proyecto Industrial Conjunto de Gas Húmedo,con otras compañías entre las cuales se encuentranSaudi Aramco, BP, Shell, Total, BG Group yConocoPhillips. Comenzó su carrera en SchlumbergerResearch & Engineering Flopetrol en Inglaterra yFrancia, diseñando un nuevo sensor para medir laestructura del flujo en los flujos difásicos. Fue transfe-rido al departamento de ingeniería del Centro deProductos Riboud de Schlumberger, donde trabajó enadquisición de registros de producción y en modeladode mediciones en flujos multifásicos. Además trabajóen Kuwait, Indonesia y Malasia como ingeniero decampo y en Noruega como gerente de desarrollo deproductos para 3-Phase Measurements AS. Brunoposee un doctorado (con la máxima mención honorí-fica) en mecánica de fluidos de la Ecole NormaleSupérieure de París y un postgrado (con menciónhonorífica) en física de los líquidos de la UniversitéPierre et Marie Curie de París.

Timothy L. Pope es campeón de productos para losfluidos de fracturamiento ClearFRAC de Schlumberger,en Sugar Land, Texas, y trabaja con los equipos dedesarrollo de productos en ejecución de pruebas, eva-luación de productos y soporte de campo. Ingresó enla compañía en Vernal, Utah, después de obtener unalicenciatura en ingeniería petrolera de la Universidadde Wyoming en Laramie. Además obtendrá una maes-tría en ingeniería petrolera de la Universidad deWyoming, previa defensa de su tesis. Antes de ocuparsu posición actual en el año 2003, trabajó como inge-niero DESC en Talisman Energy, en Calgary.

Brian Powers es ingeniero de terminación de pozossenior responsable del diseño y la ejecución de opera-ciones de terminación de pozos en los campos Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) del área marina deBakú, Azerbaiján, para BP Plc. Ingresó en Amoco en1982 y posteriormente trabajó para BP después de lafusión de las dos compañías acaecida en 1998, endiversas posiciones relacionadas con ingeniería deproducción e ingeniería de terminación de pozos enEUA, Egipto y EUA, antes de ser transferido a Bakú enel año 2001. Brian obtuvo una licenciatura en ingenie-ría geológica de la Escuela de Minas y Tecnología deDakota del Sur, Rapid City, EUA.

Frank R. Rack es director del Programa dePerforación de Pozos en el Océano (ODP, por sussiglas en inglés) y director del Departamento deEnergía/Laboratorio Nacional de TecnologíaEnergética (DOE/NETL, por sus siglas en inglés) enJoint Oceanographic Institutions (JOI), Inc. y estáradicado en Washington, DC. Es responsable delmanejo de programas y la supervisión de los contratosJOI con la Fundación Nacional de Ciencias de EUApara preservar el legado del programa ODP y las acti-vidades de integración de sistemas de la Organizaciónde Ejecución del Programa Integrado de Perforaciónde Pozos en el Océano de EUA. Frank es responsableademás del manejo y la supervisión de los proyectosDOE/NETL relacionados con los hidratos de gas y pro-vee servicios de manejo de proyectos para nuevosemprendimientos relacionados con la Perforación dePozos Profundos en el Océano con fines científicos.Frank ha participado de más de 12 viajes de investiga-ción como científico de planta, especialista en propie-dades físicas y especialista en operaciones marinas.Posee una licenciatura en recursos naturales de laUniversidad de Rhode Island, Kingston, EUA, y undoctorado en oceanografía geológica/geofísica de laUniversidad A&M de Texas, College Station.

Jon Rodd es gerente de desarrollo de petróleo paraDragon Oil Plc. en Dubai, EUA, y supervisa todas lasoperaciones de desarrollo de campos petroleros, per-foración y reparación de pozos, las operaciones sísmi-cas 3D, el manejo de la producción, y la geología ygeofísica de yacimientos del subsuelo. Antes de ingre-sar en Dragon Oil hace más de 20 años, trabajó en elsector británico del Mar del Norte, en los PaísesBajos, Siria, Omán, Fiji, Qatar y Pakistán para variosde los grandes operadores. Jon posee una licenciaturade la Universidad de Gales, Swansea, y un doctoradode la Universidad de Reading, Inglaterra, ambos engeología.

Alistair Roy es ingeniero de terminación de pozossenior de BP para el Campo de Gas Rhum, situado enel Mar del Norte, y está radicado en Aberdeen. Es res-ponsable del diseño y la instalación de tres termina-ciones de pozos submarinos de alta presión y altatemperatura implementadas a comienzos de 2005.Antes de ingresar en BP en el año 2000, trabajó comoingeniero de petróleo para diversas compañías inclu-yendo Marathon Oil, Monument Oil y British Gas.Alistair obtuvo una licenciatura (con mención honorí-fica) en geología aplicada de la Universidad deStrathclyde, Glasgow, Escocia, y una maestría en inge-niería petrolera de la Universidad Heriot-Watt deEdimburgo, Escocia.

Mark Sarssam es jefe del sector de Desarrollo yProducción de Yacimientos para Dragon Oil Plc. enDubai, EUA. Antes de ingresar en la compañía esteaño, trabajó para Shell Omán, Shell Brunei, Fina yAmerada Hess. Mark obtuvo una maestría en ingenie-ría petrolera del Imperial College de Londres.

Gerald Smith es gerente de desarrollo de negocios deSchlumberger para el sector de Pruebas de PozosMultifásicos, en Bergen, Noruega. Es responsable deldesarrollo creativo del campo de pruebas de pozosmultifásicos, incluyendo la obtención de mediciones yla vigilancia rutinaria de yacimientos. Ingresó enFlopetrol Schlumberger en 1979 después de obteneruna licenciatura (con mención honorífica) de la

74 Oilfield Review

Universidad de Bradford, Inglaterra. Gerald trabajó entoda Europa y África como ingeniero, gerente de pro-ductos, gerente de cuentas y gerente de desarrollo denegocios antes de ser transferido a Houston comogerente de mercadeo para operaciones con cable ypruebas, producción y terminación de pozos. Antes deocupar su posición actual, fue gerente de cuentasinternacionales del sector de mercadeo de pruebas depozos multifásicos en Houston.

Farag Soliman es gerente general de perforación yreparación de pozos para Belayim Petroleum Company(Petrobel) y está radicado en El Cairo. Posee unalicenciatura en ingeniería petrolera de la Universidadde El Cairo.

Phil Sullivan es ingeniero principal paraSchlumberger en Sugar Land, Texas, y actualmenteestá desarrollando aditivos contra pérdidas de fluidospara mejorar la eficacia de los fluidos de fractura-miento además de colaborar con los investigadores delCentro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra, y de la Universidad dePrinceton, Nueva Jersey. Desde su ingreso en la com-pañía en 1994 como ingeniero de desarrollo paraDowell, ha trabajado en sistemas de fluidos, fluidos detransporte asistidos con fibras, fluidos de fractura-miento ClearFRAC y operaciones de limpieza contubería flexible. Phil posee una licenciatura de laUniversidad de Virginia, Charlottesville, EUA, y unamaestría y un doctorado, todos en ingeniería mecá-nica, de la Universidad de Purdue, Lafayette Oeste,Indiana, EUA. Autor prolífico, posee además numero-sas patentes.

Bertrand Theuveny es campeón de productos paraproducción en tiempo real/gerente de dominio de pro-ducción con base en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra, donde está acargo de la racionalización de la producción y la reco-lección de productos de respuesta para yacimientos ydel soporte de la infraestructura de Tiempo Real. Haestado involucrado en pruebas de pozos desde suingreso en Flopetrol en 1985. Ocupó diversas posicio-nes relacionadas con operaciones con cable y pruebasincluyendo la de ingeniero de pruebas, ingeniero deservicios de campo, gerente de país y coordinador demercadeo de pruebas en Brasil, Argelia y Libia. Fuetransferido a Noruega como gerente de soporte para 3-Phase Measurements AS y antes de ocupar su posi-ción actual en el año 2002, trabajó como gerente dedesarrollo de negocios a nivel mundial para pruebas depozos multifásicos. Bertrand obtuvo una licenciaturaen ingeniería oceánica de la Ecole Centrale de París yuna maestría en ingeniería petrolera y geofísica de laUniversidad de Alaska en Fairbanks.

Allan Twynam es ingeniero de perforación senior deBP (Fluidos) en el Grupo de Tecnología deExploración y Producción y está radicado en Sunbury,Inglaterra. Allí, maneja los laboratorios de fluidos y esresponsable del soporte técnico y los proyectos dedesarrollo en todos los aspectos relacionados con laperforación de yacimientos, los fluidos de terminaciónde pozos y la mitigación del daño de formación.Ingresó en el sector de perforación y terminación depozos del Centro de Investigaciones de BP en 1990después de desempeñarse como ingeniero de fluidosde perforación para emplazamientos de pozos ygerente de base en Great Yarmouth para BW Mud, en

el Reino Unido. Subsiguientemente trabajó como inge-niero de soporte técnico de fluidos para las operacio-nes de BP International y manejó los contratos defluidos, cementación y manejo de residuos para BPVenezuela. Retornó a Sunbury en 1998 para conducirproyectos de desarrollo de tecnología en el manejo deresiduos de perforación. Luego de la fusión de BP yAmoco, manejó los proyectos de fluidos y daño de for-mación para BP. Allan obtuvo una licenciatura (conmención honorífica) en geología y geografía delUniversity College, Cardiff, Gales.

Mike Williams es gerente de ventas globales deSchlumberger para el sector de Perforación yMediciones en Sugar Land, Texas, y ayuda a asegurarque los socios clientes empleen la tecnología de perfo-ración, emplazamiento de pozos y evaluación de for-maciones más efectiva desde el punto de vista de suscostos. Comenzó su carrera en Schlumberger en 1987como registrador de registros de lodo en el sector surdel Mar del Norte. Trabajó como supervisor de perfora-ción direccional en diversos proyectos para variosclientes del Mar del Norte, en el programa de perfora-ción de pozos de alcance extendido que superó todoslos récords en Wytch Farm y como gerente de desarro-llo de negocios para servicios relacionados con la per-foración en el sector británico del Mar del Norte.Autor de numerosos artículos, Mike posee una licen-ciatura (con mención honorífica) en ciencias de la tie-rra de la Universidad de Birmingham, Inglaterra.

Kerry J. Williamson es ingeniero de proceso seniorpara Shell Exploration and Production Company(SEPCo, por sus siglas en inglés), región EP Américas,y está radicado en Nueva Orleáns, donde proveesoporte de ingeniería de proceso a los activos y los pro-yectos de Shell en el Golfo de México. Ingresó en lacompañía en Nueva Zelanda en 1997 y trabajó en elGolfo de México desde el año 2001. Fue ingeniero deinstalaciones para la plataforma de cables tensadosdel Campo Auger, donde manejó la instalación demedidores multifásicos para pruebas de pozos de laslíneas de flujo submarinas de a bordo utilizando la tec-nología de pruebas de pozos multifásicos 3-Phase Vx.Kerry obtuvo una licenciatura en ingeniería de laUniversidad de Auckland, Nueva Zelanda.

Allan Wilson es ingeniero de terminación de pozossenior de BP y reside en Aberdeen, donde trabaja en laUnidad de Producción de Aguas Profundas que cubrelos campos Foinaven, Schiehallion y Loyal al Oeste delas Shetlands. Está a cargo de la entrega de termina-ciones de pozos en esas áreas y es la autoridad técnicaen temas de terminación de pozos. Allan ingresó en BPen el año 2000 después de trabajar cinco años paraWellserv Plc. en diversas posiciones, desde ingenierohasta gerente de proyectos. Allan obtuvo una licencia-tura (con mención honorífica) en ingeniería mecánicade la Universidad Robert Gordon, Aberdeen.

Primavera de 2005 75

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.Drilling the Limit es una marca registrada de Shell.

Próximamente en Oilfield Review

Yacimientos carbonatados. Por toda su riquezaen hidrocarburos, los yacimientos carbonatadosresultan notoriamente difíciles de explotar. Pararecuperar estos hidrocarburos de la manera mássegura y eficaz posible, los científicos e ingenierosllevan a cabo operaciones de evaluación de forma-ciones, caracterización de yacimientos y optimiza-ción de las terminaciones a escala de pozo. A escalade yacimiento, las compañías operadoras realizanenormes esfuerzos por optimizar la producción y elposicionamiento de pozos nuevos. Algunos ejemplosde campo demostrarán cómo la nueva tecnologíamejora la evaluación de carbonatos; los esquemasde clasificación de rocas más simples facilitan lasinterpretaciones confiables de las distribuciones detamaños de poros y sirven como marcos valiosospara las decisiones relacionadas con el manejo deyacimientos.

Aseguramiento de la producción submarina. Lasterminaciones submarinas a menudo se empalmancon las instalaciones de producción a través demillas de líneas de flujo y tubos ascendentes. Latemperatura, presión y química de los fluidos produ-cidos deben ser reguladas en estas líneas de produc-ción submarinas para prevenir la formación dedepósitos que podrían impedir el flujo entre el yaci-miento y la instalación central. Este artículo describelos roles que desempeñan los sistemas de pruebasde fluidos, sobrepresión de flujo y vigilancia rutinariaen el manejo del flujo de petróleo, gas y agua de unextremo del sistema de producción al otro.

Manejo de yacimientos de gas condensado. Unfluido de gas condensado retrógrado condensa hidro-carburo líquido cuando el fluido cae por debajo de supresión de rocío. La condensación puede producirseen la formación, creando un banco de condensadoque reduce la producción o puede tener lugar en elpozo, cargándolo con la fase más pesada y requi-riendo a menudo una operación de intervención paramantener la producción. Este artículo describe losesfuerzos realizados por mantener la productividadde los pozos independientemente de la declinaciónde la presión de yacimiento.

76 Oilfield Review

Recomendado para cursos prepa-ratorios sobre corrosión y como refe-rencia práctica para aquellosingenieros y técnicos en ejercicio de suprofesión que busquen una descripciónclara de los principios y aplicacionesbásicos.

Darby R: Choice 41, no.10 (Junio de 2004):

1911-1912.

NUEVAS PUBLICACIONES

Corrosión y protecciónEinar BardalSpringer-Verlag175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA2004. 336 páginas. $89.95ISBN 1-85233-758-3

Elaborado para ser utilizado como guíadestinada a estudiantes de ingenieríamecánica, marítima y civil, y ademáscomo texto de referencia para los inge-nieros en ejercicio de su profesión, ellibro combina una descripción prácticade los problemas de corrosión con unaexplicación teórica de los diversos tiposy formas de corrosión. Los ejerciciosproporcionados para cada uno de los 10capítulos subrayan la relación que exis-te entre los problemas prácticos y losprincipios científicos básicos.

Contenido:

• Introducción

• Corrosión húmeda: características,prevención e índice de corrosión

• Termodinámica: Potenciales de equilibrio

• Cinética de los electrodos

• Pasividad

• Tipos de corrosión con diferentesreacciones catódicas

• Diferentes formas de corrosión clasi-ficadas según su aspecto

• Corrosión en diferentes ambientes

• Pruebas, monitoreo e inspección dela corrosión

• Prevención de la corrosión

• Índice

Aunque escrita originariamente enidioma noruego, el estilo de esta obraes directo y las explicaciones, fáciles deseguir. El material teórico no resultaapabullante, sino que constituye unfundamento sólido adecuado. Se inclu-yen numerosas figuras y diagramasclaros y efectivos.

Al reunir material literario prove-niente de Europa Occidental, EuropaOriental (sobre todo Hungría), Rusia yde otras fuentes de la ex Unión Sovié-tica, el autor provee un servicio real-mente valioso. Si bien la ingeniería deyacimientos no es mi tema, puedo afir-mar que de hecho esta obra proporcio-nará un buen texto de referencia paramuchos aspectos de la ingeniería deyacimientos. En sus páginas es posiblehallar muchas ecuaciones relevantessimples.

La mayoría de los geofísicosextraerán poca utilidad de este libro.Puede resultar útil como referenciapara quienes trabajan intensamente engeología, geofísica o modelado deyacimientos.

Bartel DC: The Leading Edge 23, no. 5

(Mayo de 2004): 496, 508.

• Presiones ambientales: El dilemaverde: Bienvenido al calentamientoglobal; Limpieza del aire; AdamSmith se reúne con Rachel Carson.

• Tecnología energética: Más grandeque Internet: El futuro de las célulasde combustible; La ciencia de loscohetes salva a la industria petro-lera; ¿El renacimiento de la energíanuclear? Micropower se encuentracon Village Power.

• Epílogo: El futuro es el gas

• Notas, Bibliografía, Índice

Vaitheeswaran (corresponsal entemas de energía y medio ambiente deThe Economist) ha preparado la mejorrevisión de la situación energéticamundial que este revisor haya leído.

Comer JC: Choice 41, no. 9 (Mayo de 2004): 1696.

El libro es entretenido (otra cuali-dad inusual en un libro sobre políticaenergética).

Blair PD: American Scientist 92, no. 3,

(Mayo-junio de 2004): 271.

Desarrollo de yacimientos de petróleoJózsef PápayAkadémiai KiadóP.O. Box 245H-1519 Budapest, Hungría(También se puede conseguir en International Specialized Book Services, Inc.)920 NE 58th Avenue, Suite 300Suite 300Pórtland, Oregón 97213 EUA)2003. 939 páginas. $89.00ISBN 693-05-7927-8

Este libro se refiere a los métodos derecuperación de petróleo crudo y de gasnatural, tanto convencional como mejo-rada; también analiza los principiosgeológicos y temas tales como clasifica-ción de yacimientos, simulación numé-rica y manejo de la temperatura. Entreotros tópicos tratados también seencuentran los procesos de almacena-miento subterráneo de gas en rocasporosas, la construcción de modelos deyacimientos, y los métodos de planea-ción y análisis.

Contenido:

• Geología básica para la recuperación de petróleo

• Procesos de recuperación convencional: Métodos de planeación y análisis

• Procesos de recuperación mejoradade petróleo

• Clasificación de reservas y recursosde petróleo

• Índice

Poder para la gente: De quémanera la inminente revoluciónenergética transformará unaindustria, modificará nuestravida y quizá salve al planetaVijay V. VaitheeswaranFarrar, Straus y Giroux19 Union Square WestNueva York, Nueva York 10003 EUA2003. 358 páginas. $25.00ISBN 0-374-23675-5

Con el objetivo de producir su evalua-ción de las fuerzas económicas, políti-cas y tecnológicas que están reconfigu-rando el manejo de los recursos energé-ticos a nivel mundial, Vaitheeswaran,reportero en temas de energía para The Economist, entrevistó a distintosejecutivos de compañías petroleras y deservicios públicos, reguladores, directi-vos de grupos dedicados al medioambiente y defensores de los combusti-bles alternativos.

Contenido:

• Introducción

• Fuerzas del mercado: El ascendentede la mano invisible: Micropower:El Sueño revivido de Thomas Edison; Enron contra Exxon: o Losgigantes durmientes se despiertan;Porqué enloqueció California; Elpetróleo: la adicción más peligrosa.

Lógica difusa en geologíaRobert V. Demicco yGeorge J. Klir (editores)Academic Press525 B Street, Suite 1900San Diego, California 92101 EUA2004. 347 páginas. $95.00ISBN 0-12-415146-9

Destinado a los geocientíficos, estelibro describe sucintamente el rol de lalógica difusa, un sistema de conceptos ymétodos para explorar modos de razo-namiento que son aproximados másque exactos. Los autores introducen lautilización de la teoría de conjuntosdifusos con capítulos individuales sobretópicos relevantes para los geocientífi-cos: modelado de sedimentos, detec-ción de fracturas, caracterización deyacimientos, agrupamiento en análisisde datos geofísicos, movimiento delagua subterránea y análisis de series detiempo.

Contenido:

• Introducción

• Lógica difusa: Curso tutorial especializado

• Lógica difusa y ciencia de la tierra:Panorama general

• Lógica difusa en ciencias geológicas:Revisión de la literatura

• Aplicaciones de lógica difusa almodelado estratigráfico

• Lógica difusa en hidrología y recursos hídricos

• Análisis de conceptos formales engeología

• Lógica difusa e investigación de terremotos

• Transformación difusa: Aplicación al problema del crecimiento de losarrecifes

• Estimación del nivel antiguo del mar

• Reconocimientos, Índice.

El libro constituye un excelentepunto de partida para cualquier geofí-sico interesado en aprender sobre lastécnicas de computación y aplicarlas alprocesamiento e interpretación sísmi-cos. Espero ver pronto algunas aplica-ciones de esta tecnología en nuestraindustria, y en un futuro no muy lejanorevisar un volumen acerca de lógicadifusa en geofísica.

McCormack M: The Leading Edge 23, no. 6

(Junio de 2004): 606-607.

accidental. Para rastrear la palabradesde su acuñación a mediados del sigloXVIII hasta comienzos del siglo XX, losautores efectúan la crónica de gran partede las actuales ciencias naturales y socia-les. El libro también representa el argu-mento contra la retórica de la cienciapura, que define el descubrimiento comoel mero resultado de una investigaciónque ha sido planificada de modo rígido.

Contenido:

• Los orígenes de la serendipidad

• La difusión inicial de la serendipidad

• El descubrimiento accidental en laciencia: La opinión victoriana

• Respuestas habituales a la serendipidad

• Las cualidades de la serendipidad

• Los diccionarios y la “Serendipidad”

• La historia social de la serendipidad

• Las implicancias morales de la serendipidad

• La distinta importancia de la serendipidad en la ciencia

• La serendipidad como ideología ycomo política de la ciencia

• Nota sobre la serendipidad comometáfora política

• Nota sobe la serendipidad en lasHumanidades

• Epílogo, Referencias, Índice

…y esta bibliografía de la serendi-pidad es un libro humano, versado ymuy sabio.

Es lamentable que hayamos tenidoque esperar tanto para que aparezca,porque [este libro] es el mayor logro[de Merton].

Shapin S: American Scientist 92, no. 4

(Julio-agosto de 2004): 374-376.

Escrito para que constituya una intro-ducción general de la aplicación de lageología y la geofísica a la búsqueda yproducción de petróleo y gas, este librode texto está estructurado para reflejarlos procesos secuenciales y cíclicos dela exploración, evaluación, desarrollo yproducción. Al final de cada capítulo sepresentan algunos ejemplos de pozosperforados en todo el mundo y otros desistemas petroleros cuya edad oscilaentre el Precámbrico tardío y elPlioceno.

Contenido:

• Introducción

• Herramientas

• Exploración de frontera

• Exploración y Explotación

• Evaluación

• Desarrollo y producción

• Referencias, Índice

Una característica muy agradablede este libro son sus ejemplos decampo generales; 15 en total, incluidosal final de cada capítulo...

El libro está bien ilustrado; si biencaben algunas observaciones... franca-mente, la calidad de la reproducción demuchas líneas sísmicas y el tono mediode las fotografías desconciertan...

No obstante, es sumamente reco-mendable, a un precio muy competi-tivo, para el mercado al que apunta; y,en verdad, para todos los geocientíficosespecializados en petróleo.

Parker J: Petroleum Geoscience 10, no. 2

(Mayo de 2004): 184.

Primavera de 2005 77

Los viajes y las aventuras de la serendipidad : Estudio desemántica sociológica y sociología de la cienciaRobert K. Merton y Elinor BarberPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2004. 328 páginas. $29.95ISBN 0-691-11754-3

El libro rastrea la historia de la serendi-pidad en el mundo—esa feliz combina-ción de conocimiento y suerte por la cualse realiza un descubrimiento no del todo

La geociencia del petróleoJon Gluyas y Richard SwarbrickBlackwell Publishing Company350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA2004. 288 páginas. $83.95ISBN 0-632-03767-9

La escuela de conductores IsaacNewton: La física y su autoBarry ParkerThe Johns Hopkins University Press2715 North Charles StreetBaltimore, Maryland 21218 EUA2003. 250 páginas. $26.95ISBN 0-8018-7417-3

Escrito por un profesor de física, el librodescribe casi todos los aspectos de lafísica en términos de su relación con losautomóviles—desde la mecánica básica,incluyendo la velocidad, la aceleración,el impulso y el esfuerzo de torsión,hasta conceptos más avanzados como latransferencia y la eficiencia del calor, laelectricidad y el magnetismo, y la aero-dinámica. Con ilustraciones generosas,esta obra está destinada a atraer tanto alos entusiastas de los autos como a losaficionados a la ciencia.

Contenido:

• Introducción

• El camino abierto: La física básicadel manejo de un auto

• Todo agitado: El motor de combustión interna

• Cuando saltan las chispas:El sistema eléctrico

• Frénalos: Desacelerando

• Amortiguadores y engranajes:El sistema de suspensión y la transmisión

• Buen arrastre: Diseño aerodinámico

• Curso sobre choques: La física de lascolisiones

• Las banderas a cuadros: La física delas carreras de autos

• La hora pico: tráfico y caos

• El camino que queda por delante:Los autos del futuro

• Epílogo: La bandera de llegada

• Bibliografía, Índice

[El libro] tiene un encanto evi-dente y mantiene el interés del lector.Pese a ciertos defectos menores, estaobra resultará de gran interéspudiendo proveer un buen recursopara los docentes que enseñan físicaelemental.

Smith HJP: The Industrial Physicist 10, no. 2

(Abril-mayo de 2004): 33-34.

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ARTÍCULOS

Aspectos destacados de unaencuesta a lectoresAndersen M y Stewart L.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 4–5.

Captación y almacenamiento deCO2: Una solución al alcance dela manoBennaceur K, Gupta N, Monea M,Ramakrishnan TS, Randen T, Sakurai S y Whittaker S.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005):48–65.

Disparos sobre el objetivoBersås K, Stenhaug M, Doornbosch F,Langseth B, Fimreite H y Parrott B.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 30–39.

El tiempo lo dirá: Contribucionesclave a partir de datos sísmicosde repeticiónAronsen HA, Osdal B, Dahl T, Eiken O,Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.

Examinando los pozosproductores: Supervisión de lossistemas ESPBates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A,Hudson S, Romero G y Shanmugam V.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29.

Fluidos de perforación deemulsión reversible para unmejor desempeño del pozoAli S, Bowman M, Luyster MR, Patel A,Svoboda C, McCarty RA y Pearl B.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005):66–73.

Las diversas facetas de los datossísmicos de componentesmúltiplesBarkved O, Bartman B, Compani B, GaiserJ, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

Manejo de la producción deagua: De residuo a recursoArnold R, Burnett DB, Elphick J, Feeley TJ, Galbrun M, Hightower M,Jiang Z, Khan M, Lavery M, Luffey F y Verbeek P.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 30–45.

Mayor potencia para continuar la perforaciónCopercini P, Soliman F, El Gamal M,Longstreet W, Rodd J, Sarssam M,McCourt I, Persad B y Williams M.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.

Menor incertidumbre con elanálisis de fallas que actúancomo selloCerveny K, Davies R, Dudley G, Fox R,Kaufman P, Knipe R y Krantz B.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 42–57.

Métodos prácticos de manejo dela producción de arenaAcock A, ORourke T, Shirmboh D,Alexander J, Andersen G, Kaneko T,Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J,Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29.

Nuevas aplicaciones para lossurfactantes viscoelásticosKefi S, Lee J, Pope TL, Sullivan P, Nelson E, Nun̆ez Hernandez A, Olsen T,Parlar M, Powers B, Roy A, Wilson A y Twynam A.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 10–25.

Optimización de los tratamientosde fracturamiento y empaqueGadiyar B, Meese C, Stimatz G, Morales H, Piedras J, Profinet J y Watson G.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 18–31.

Perfilaje y cuantificación deflujos multifásicos complejosBaldauff J, Runge T, Cadenhead J, Faur M, Marcus R, Mas C, North R y Oddie G.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 4–13.

Perforación de pozos profundosen los océanos con finescientíficos: Revelación de lossecretos de la TierraBrewer T, Endo T, Kamata M, Fox PJ,Goldberg D, Myers G, Kawamura Y,Kuramoto S, Kittredge S, Mrozewski S yRack FR. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 26–41.

Perforación de pozos verticalesBrusco G, Lewis P y Williams M.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 14–17.

Pruebas virtuales: La clave de unproceso de estimulaciónAli S, Frenier WW, Lecerf B, Ziauddin M,Kotlar HK, Nasr-El-Din HA y Vikane O.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 62–73.

Sistemas avanzados deoperación de herramientas en el fondo del pozoAlden M, Arif F, Billingham M, GrønnerødN, Harvey S, Richards ME y West C.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 32–47.

Tubería flexible:La próxima generaciónAfghoul AC, Amaravadi S, Boumali A,Calmeto JCN, Lima J, Lovell J, Tinkham S, Zemlak K y Staal T.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 40–61.

Un nuevo giro en la perforaciónrotativa direccionalWilliams M.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.

Un nuevo horizonte enmediciones de flujo multifásicoAtkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Lowe T, McDiarmid A,Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.

NUEVAS PUBLICACIONES

Análisis de pruebas de pozos: Lautilización de modelos deinterpretación avanzadosBourdet D.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.

Corrosión y protecciónBardal E.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Desarrollo de yacimientos de petróleoPápay J. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Evaluación de la incertidumbreasociada a las mediciones:Fundamentos y pautas prácticasLira I.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

Fundamentos del análisis deriesgo: Una perspectivaorientada al conocimiento y lasdecisionesAven T.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.

La energía en la encrucijada:Perspectivas e incertidumbresglobalesSmil V.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.

La estructura dinámica de lasprofundidades de la Tierra: Unenfoque multidisciplinario Karato S.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.

La escuela de conductoresIsaac Newton: La física y su autoParker B.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.

La guía de Chicago para lacomunicación de la cienciaMontgomery SL.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

La guía para las operaciones depesca en pozos petroleros:herramientas, técnicas y reglasempíricasDeGeare J, Haughton D y McGurk M.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 68.

La geociencia del petróleoGluyas J y Swarbrick R.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.

La mente sobre el magma: Lahistoria de la petrología ígneaYoung DA.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

Las mujeres en la ciencia:Procesos y resultados de lascarrerasXie Y y Shauman KA.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 68.

Lógica difusa en geologíaDemicco RV y Klir GJ (eds).Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Los viajes y las aventuras de laserendipidad: Estudio desemántica sociológica ysociología de la cienciaMerton RK y Barber E. Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 77.

Magnetismo ambiental: Principiosy aplicaciones del magnetismoambiental. Series GeofísicasInternacionales, Volumen 86Evans ME y Heller F.Vol. 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 78.

Manual internacional desismología e ingeniería deterremotos. Parte ALee WHK, Kanamori H, Jennings PC y Kisslinger C (eds).Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Manual internacional desismología e ingeniería deterremotos. Parte BLee WHK, Kanamori H, Jennings PC y Kisslinger C (eds).Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Origen y predicción de presionesde formación anormales.desarrollos en la ciencia delpetróleo 50Chilingar GV, Serebryakov VA y RobertsonJO Jr.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Poder para la gente: De quémanera la inminente revoluciónenergética transformará unaindustria, modificará nuestra viday quizá salve al planetaVaitheeswaran VV.Vol. 16, no. 4 (Primavera de 2005): 76.

Programas de computación yanálisis de datos inteligentes enla exploración de petróleoNikravesh M, Aminzadeh F y Zadeh LA (eds).Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 67.

Propagación y generación deondas elásticas en sismologíaPujol J.Vol. 16, no. 2 (Otoño de 2004): 66.

Reseña histórica de casi todoBryson B.Vol. 16, no. 1 (Verano de 2004): 78.

Índice Anual de Oilfield Review —Volumen 16