Otoño de 2002

Almacenamiento subterráneo de gas natural

Redes con el mundo

Estimulación y control de la producción de arena

Aplicaciones sísmicas durante la vida del yacimiento

Oilfield Review

¿Usted cree que los hermanos Schlumberger imaginaban cuánsignificante sería su éxito, cuando completaron su primer tra-bajo de adquisición de registros de un pozo de petróleo enPechelbronn, Francia, el 5 de septiembre de 1927? En el trans-curso de unas horas, la ciencia de evaluación de formacionescomenzó a proveer su valor. Nuevas ideas han continuado flo-reciendo en un marco de crecimiento sin fin, y generacionesposteriores de exploradores han cosechado los logros intelec-tuales de la primera incursión en terrenos desconocidos.

Al cabo de unos pocos años, mediciones tales como las depotencial espontáneo y rayos gamma comenzaron a ser posi-bles. En 1942, Gus Archie de Shell descubrió las relacionesempíricas entre porosidad, resistividad del fluido, resistividadde la formación y saturación de agua, las cuales dieron origena la interpretación cuantitativa de registros. El trabajo deArchie continúa siendo la médula del análisis petrofísicomoderno, si bien muchos otros trabajos han contribuido también de manera vital.

En ocasión del 50 aniversario del primer registro de pozo, loque se consideraba una industria madura experimentó un rena-cimiento con la llegada de la era de la información. La tecnolo-gía informática revolucionó la adquisición e interpretación dedatos. Schlumberger, siempre un pionero en este campo, lanzólas primeras unidades computarizadas de adquisición de regis-tros. Sensores más poderosos agregaron valor a las computado-ras en lo que respecta a adquisición e interpretación de datos,paralelamente con espectaculares avances en la capacidad geo-física y de modelado de yacimientos.

Actualmente, luego de 75 años, los equipos de Schlumbergermiden rutinariamente las propiedades de la formación durantelas operaciones de perforación. Nuevas herramientas miden lasmismas propiedades a través del cemento y de la tubería derevestimiento e inclusive obtienen muestras de fluidos de losyacimientos sin dañar el pozo.

Mirando hacia atrás, estos logros podrían parecer fácilesporque no fuimos testigos de los esfuerzos que condujeron aléxito. Mirando hacia el futuro, no sabemos precisamentecuánto progreso esperar porque experimentamos directamen-te los desafíos y frustraciones a lo largo del camino hacia elprogreso.

Los esfuerzos científicos y de ingeniería que debemos em-prender para afrontar los tremendos retos de hoy en día, pro-vienen de las invenciones que condujeron al primer registro.Los profesionales en los laboratorios o en el campo, quehacen funcionar la tecnología dónde y cuándo sea necesario,deben compartir el mismo espíritu de innovación y compromi-so que los pioneros de Pechelbronn. La continua necesidad de mejorar los datos del campo petrolero y nuestra crecientecreatividad para utilizar los datos, requieren los más elevadoscompromisos de cada uno de nosotros.

Las mejoras en las tecnologías individuales, si bien sonimportantes, no son suficientes. Estoy convencido que la inte-gración es el principal valor agregado, y permanecerá de esemodo durante los próximos años. En TotalFinalElf, resolvimos

El espíritu de invención

un cuello de botella en el procesamiento de geociencia en unproyecto de petróleo crudo extra pesado en Venezuela. Las me-diciones durante la perforación transmitidas en tiempo real seintegraron con los despliegues de registros de pozos en uncubo sísmico 3D. Esta interpretación petrofísica inmediatapermitió al geocientífico dirigir nuestro pozo horizontal haciasecciones delgadas del yacimiento, desde una estación de tra-bajo ubicada a 300 km [190 millas] de distancia.

En nuestro proyecto marino de aguas profundas Girasol, aloeste de África, reconciliamos el modelo geológico, las imáge-nes sísmicas, las calibraciones del pozo y el modelo de yaci-miento que incluía un análisis de riesgo completo. Utilizandolos datos provenientes de dos pozos verticales y uno desviado,unimos conceptos en evolución con la evaluación de los datospara lanzar un desarrollo que incluía la perforación de 40pozos en canales complejos de arenisca turbidítica e implicabala inversión de 2000 millones de dólares estadounidenses.

¿Cuáles son los retos del mañana? Dependeremos de lamigración en profundidad antes del apilamiento para mejorarlas imágenes sísmicas debajo de la sal y en zonas de cabalga-miento parcial, de la información completa de los yacimientosubicados en ambientes remotos y de complejidad creciente, yde la capacidad de vigilar rutinariamente nuestras operacio-nes en línea y en tiempo real.

Un desafío clave para nuestra industria es asegurar el desa-rrollo sostenible de los recursos mundiales de petróleo y gas.TotalFinalElf está conduciendo una investigación en el proce-samiento de gas ácido, en el manejo del agua y en el secuestrode gas para ayudar a preservar los hidrocarburos para las futu-ras generaciones (véase “Almacenamiento subterráneo de gasnatural,” página 2). Cuando se cumpla el primer centenariode la adquisición de registros de pozos de Schlumberger, espe-ramos poder proclamar las soluciones para encarar estos desa-fíos, con el mismo espíritu que los pioneros de Pechelbronn.

Señor Jean-Marie MassetVicepresidente Senior de GeocienciasTotalFinalElf

Jean-Marie Masset se ha desempeñado como vicepresidente senior de explo-ración y yacimientos para TotalFinalElf desde enero de 2000. Se incorporó aElf en 1976 como geólogo, y ocupó varias posiciones de exploración tanto enoperaciones como en gerencia en Noruega, EUA (California y Talud Norte deAlaska) y El Congo. En 1990, retornó a Francia como gerente de exploraciónpara operaciones domésticas y luego fue asesor del vicepresidente senior deexploración. Como vicepresidente de desarrollo de nuevos negocios en Elfdesde 1998 a 2000, estuvo a cargo de la evaluación de nuevas oportunidadespara complementar los activos de producción de Elf en África Occidental yEuropa. Jean-Marie fue vicepresidente de la Unión Francesa de Geólogos(UFG) y también se desempeñó como presidente de la sección de geología dela Unión Francesa de Industrias Petroleras (UFIP).

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Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.

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

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoMiriam SittaDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza R.Departamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y pro-ducción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados yclientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

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

© 2002 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

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George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. AndersenEditor consultorLisa StewartEditores seniorGretchen M. GillisMark E. Teel EditorMatt GarberColaboradoresRana RottenbergBruce Goldfaden

DistribuciónDavid E. BergtDiseño y producciónHerring DesignMike MessingerSteve FreemanIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

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Otoño de 2002Volumen 14Número 2

Schlumberger

2 Almacenamiento subterráneo de gas natural

El almacenamiento subterráneo de gas natural es una industria creciente queayuda a los proveedores de gas a satisfacer la demanda fluctuante. Este artí-culo examina los aspectos fundamentales del almacenamiento subterráneo de gas natural y describe las tecnologías que lo hacen posible, incluyendo elmodelado mecánico, la explotación de minas de sal, la construcción de pozoshorizontales, la adquisición de imágenes de la pared del pozo durante la perfo-ración, las terminaciones especializadas y la vigilancia rutinaria de los yaci-mientos. Algunas historias de casos demuestran cómo estas tecnologías se utilizan para ayudar en el diseño, la construcción y la vigilancia de las instala-ciones de almacenamiento subterráneo de gas.

Oilfield Review

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54 Aplicaciones sísmicas a lo largo de la vida productiva del yacimiento

Las imágenes sísmicas ya no sólo sirven para la exploración. Las compañías ope-radoras dependen de los datos sísmicos para ayudar a delinear las reservas, evi-tar los peligros de perforación, posicionar los pozos de desarrollo, generarmapas de porosidad y de otras propiedades de los yacimientos, vigilar rutina-riamente la subsidencia y rastrear los cambios de fluidos. Las nuevas técnicasde adquisición y procesamiento de datos han conducido a un número crecientede exitosas aplicaciones de yacimientos. Los ejemplos de campo que se presen-tan en este artículo, demuestran el poder de los datos sísmicos para reducir elriesgo y mejorar el valor de los activos en cada etapa de la vida productiva de unyacimiento.

20 Redes con el mundo

La información compartida globalmente en una red segura es vital para las de-cisiones oportunas de negocios. En el sector de petróleo y gas, esa red se extien-de a océanos remotos, a selvas tropicales y a desiertos. Con la fuerza de trabajodiversa y globalmente dispersa de muchas compañías, el sistema debe proveeruna variedad de herramientas para mantener la productividad, desde aplicacio-nes de computación autocorrectivas hasta centros de ayuda operados cada horade cada día. Este artículo describe un conjunto de servicios diseñados paramantener una infraestructura segura para la tecnología de la información.

32 Método combinado de estimulación y control de la producción de arena

Los tratamientos de fracturamiento con control del largo de la fractura y el em-paque de grava en una sola operación, mitigan el influjo de arena sin restringirla producción del pozo. Este método combinado de "fracturamiento y empaque,"atraviesa el daño de formación y minimiza las restricciones de productividadque contaminan los empaques de grava de pozo entubado. En este artículo seexamina la evolución de este método, que fue ampliamente aceptado en el año1990. Algunas historias de casos ilustran diseños de trabajos, ejecución de trata-mientos, equipos de fondo de pozo, selección de apuntalantes y de fluidos, eva-luaciones previas al tratamiento, aplicaciones y técnicas emergentes.

72 Colaboradores

77 Próximamente en Oilfield Review

78 Nuevas publicaciones

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2 Oilfield Review

Almacenamiento subterráneo de gas natural

Alexander BaryFritz CrotoginoBernhard PrevedelHannover, Alemania

Heinz BergerEWE AktiengesellschaftOldenburg, Alemania

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Thomas Beutel, Joerg Blecker, Günter Lampe,Olaf Rolfs, Roman Roski, Botho Saalbach y Uwe Schmidt,Hannover, Alemania; Ted Bornemann, Houston, Texas, EUA;John Cook y Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Jean-ClaudeHocquette, Meylan, Francia; Steve Holditch, College Station,Texas; John Kingston, Crawley, Inglaterra; Mehmet Parlar,Rosharon, Texas; Daniel Sikorski y Jay Terry, Charleston,Virginia Occidental, EUA; y Ray Tibbles, Kuala Lumpur, Malasia.

El almacenamiento subterráneo de gas natural es una industria creciente que ayuda a los proveedores de gas a satisfacer la

demanda fluctuante. Los ingenieros que diseñan, construyen y vigilan rutinariamente las instalaciones de almacenamiento de

gas dependen de un rango de tecnologías que abarcan desde la explotación de minas de sal hasta los conocidos y ultra

modernos métodos de caracterización de yacimientos y construcción de pozos.

Kenneth BrownJoseph FrantzWalter SawyerPittsburg, Pensilvania, EUA

Michael HenzellRosharon, Texas, EUA

Klaus-Uwe MohmeyerE.ON Kraftwerke GmbHBremen, Alemania

Nae-Kan RenPekín, China

Kevin StilesDominion (CNG) Transmission CorporationClarksburg, Virginia Occidental, EUA

Hongjie XiongHouston, Texas

ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), DGS (Sistema deGelificación Retardada), FMI (generador de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total), GVR (ResistividadGeoVision), IDFILM, METT (herramienta Electromagnéticade Frecuencias Múltiples para Medición de Espesor deTubería), OFM, RAB (Resistividad Frente a la Barrena) yVIPER son marcas de Schlumberger.1. http://www.eia.doe.gov/

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La demanda energética aumenta a medida quecrece la población mundial de usuarios de ener-gía. Al mismo tiempo, existe un amplio sector quereclama la puesta fuera de servicio de las centra-les nucleares en defensa de un medio ambientemás limpio. El gas natural, que arde sin generarresiduos, es el combustible con mayores posibili-dades de satisfacer las complejas necesidadesde la sociedad en los albores del siglo XXI.

Las proyecciones para los próximos 20 añosindican aumentos en el consumo energético pro-veniente de casi todas las fuentes (derecha).1 Lademanda estimada de energía nuclear muestrauna disminución, pero es probable que la utiliza-ción de petróleo, carbón, gas natural y recursosrenovables aumente, registrándose el mayorincremento en la utilización de gas natural.

Las actuales reservas mundiales de gas, queascienden a 146 trillones de m3 [5146 trillones depies cúbicos (Tpc)], parecen suficientes parasatisfacer la demanda proyectada para el futuroprevisible. Estas reservas se concentran actual-mente en la ex-Unión Soviética y en MedioOriente; lejos de las zonas de demanda (derecha).Aproximadamente en el año 2020, la producciónde gas superará a la producción de petróleo enbarriles de petróleo equivalente (BOE, por sussiglas en inglés) por año. No obstante, para esaépoca, es probable que algunos países queactualmente cuentan con reservas de gas ade-cuadas—incluyendo los EUA—se conviertan enimportadores.

El gas natural puede utilizarse con dos fines:generación de electricidad y calefacción deambientes con hornos alimentados a gas. Enmuchas partes del mundo, la demanda de gasnatural es estacional. Es típico que se utilice másgas en los meses fríos que en los cálidos, pero enciertas regiones la demanda de electricidadaumenta nuevamente durante los meses de calorpor el uso de equipos de aire acondicionado.

Además de esta variación estacional en la uti-lización, la demanda energética local general-mente varía a lo largo de un período de 24 horas,experimentando un aumento durante el día y undescenso en la noche. Los períodos de demandapico pueden durar apenas media hora, pero lasempresas de servicios públicos deben estar pre-paradas para proveer mayor energía cuando seproducen esos picos.

Las empresas de servicios públicos que que-man gas deben comprar suministros para sus cen-trales de energía. Los contratos con proveedoresde gas a largo plazo garantizan una entregabásica para la generación de energía cotidiana,pero la demanda estacional puede requerir com-pras adicionales al precio instantáneo, o “de con-

tado,” en un lugar determinado. Cuando lademanda es baja, las empresas de servicios públi-cos venden el exceso de gas en el mercado de dis-ponibilidad inmediata o lo almacenan, si pueden.

Los proveedores de gas se encuentran en unasituación similar, y suelen suscribir contratos “decompra firme” con exportadores de gas, compa-ñías de exploración y producción de petróleo ygas (E&P, por sus siglas en inglés), y propietariosde líneas de conducción. Estos contratos a largoplazo requieren que los compradores paguen unvolumen de gas convenido, exista o no demanda.En momentos de gran demanda, los proveedoresde gas también compran en el mercado de dispo-nibilidad inmediata pero, tan pronto ésta decae,pueden optar por almacenar el gas en vez de ven-derlo a un precio bajo.

El almacenamiento subterráneo de gas natu-ral constituye una forma importante de manejarla fluctuación de los precios y de la demanda. Elalmacenamiento representa una parte vital de lacadena que vincula las actividades de petróleo ygas del sector de upstream—tales como explo-ración y producción—con la actividad de distri-bución que corresponde al sector de downstreamy, finalmente, con los consumidores. Muchas ins-talaciones de almacenamiento son manejadassobre una base mercantil por compañías inde-pendientes cuyo negocio es el almacenamientode gas. Estas compañías de almacenamiento degas proveen centros de distribución de gasconectados a líneas de conducción múltiples,para diversas compañías de abastecimiento ydistribución de gas.

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Carbón

Gas natural

Recursos renovables

Energía nuclear

> Proyecciones del consumo de energía. La utilización del petróleo, el car-bón, el gas natural y los recursos renovables, tales como la energía hidroe-léctrica, aumentará compensando con creces la disminución proyectada enel consumo de energía nuclear. El gas natural muestra el mayor incremento.

AsiaIndustrializada Europa

Occidental AméricaCentral y América

del Sur

Américadel Norte

África

Medio OrienteEuropa Oriental yex-Unión Soviética

Asia enDesarrollo

Reservas de gas

> Reservas mundiales de gas natural. Las reservas totales ascienden a 146trillones de m3 [5146 trillones de pies cúbicos (Tpc)]. La mayoría de las reser-vas se encuentran alejadas de las áreas de gran demanda.

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Este artículo examina la historia del almace-namiento subterráneo de gas natural y describelos diferentes tipos de instalaciones de almace-namiento. En dicha historia, muchas tecnologíasdesarrolladas para la evaluación de formacionesde petróleo y gas, perforación, caracterización deyacimientos, terminación y estimulación de pozos,desempeñan roles importantes. Mediante algu-nos estudios de casos se demuestra cómo se uti-lizan estas tecnologías para asistir en el diseño, laconstrucción y la vigilancia rutinaria de instalacio-nes de almacenamiento subterráneo de gas.

Sistemas de almacenamiento subterráneo de gasPueden construirse sistemas de almacenamientosubterráneo en formaciones salinas, rocas poro-sas y minas abandonadas (arriba). Los sistemas derocas porosas pueden ser yacimientos de hidro-carburos agotados o bien acuíferos.

El primer sitio de almacenamiento subterrá-neo de gas documentado fue inaugurado en elCondado de Welland, Ontario, Canadá, en el año1915.2 En 1916, el yacimiento Zoar, cerca deBúfalo, Nueva York, se convirtió en el primer pro-yecto de almacenamiento de gas de los EUA yaún hoy sigue funcionando. La operatoria deestos proyectos consistía en inyectar el gas pro-ducido en otras partes en los yacimientos de

hidrocarburos agotados durante el verano, yluego extraerlo para su utilización en invierno.También en 1916, Deutsche Erdoel AG recibióuna patente alemana por el método de disoluciónlocal de cavidades de sal para almacenar crudo ydestilados.

En las décadas siguientes, se registraronpocos avances en la tecnología de almacena-miento de gas, pero la actividad se reanudó enEstados Unidos en 1950. Ese año, se almacenaronpor primera vez líquidos de gas natural por elmétodo de disolución local de una cavidad de salen el yacimiento Keystone, Texas, EUA. En 1961,se utilizó por primera vez una caverna en salestratificada, en Marysville, Michigan, EUA, paraalmacenar gas natural. Estos proyectos de alma-cenamiento de gas se pusieron en marcha parallevar el suministro de gas a los crecientes cen-tros poblacionales, cuando la demanda superabala capacidad de las líneas de conducción deacero. Durante el año 1970, se inauguró enEminence, Mississippi, EUA, la primera instala-ción en una caverna lixiviada en un domo salino.Este sistema fue creado para reemplazar la pro-ducción del Golfo de México, que debía interrum-pirse cuando se producían huracanes. Se handiseñado estructuras similares para almacenarreservas estratégicas de petróleo y gas comomedida de protección de la seguridad nacional.

En la actualidad, existen más de 550 instala-ciones de almacenamiento subterráneo de gasen todo el mundo, de las cuales aproximada-mente dos tercios se encuentran en los EUA y lamayoría del resto en Europa. Gran parte delalmacenamiento se realiza en sistemas de rocasporosas—yacimientos de petróleo y gas agota-dos que han sido convertidos a sistemas dealmacenamiento de gas, o bien acuíferos—aun-que también existen instalaciones de tipocaverna. En Europa, han proliferado las instala-ciones de tipo caverna de sal, gracias a la abun-dancia de depósitos salinos naturales y a unahistoria importante en materia de explotación deminas de sal. Las cavernas de sal también se uti-lizan con fines de almacenamiento de gas enEstados Unidos, especialmente cerca del Golfode México. Las instalaciones de almacenamientoen minas abandonadas o en cavernas de roca sonmenos comunes.

Una de las empresas líderes en diseño yconstrucción de instalaciones de almacena-miento de gas es Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH (KBB), ahora compañía de Schlumberger.KBB ha participado en más de 100 proyectos deeste tipo en todo el mundo (página siguiente).Cada proyecto requiere un estudio de caracteri-zación petrofísica y mecánica de la ubicaciónpropuesta en el subsuelo, para asegurar que las

4 Oilfield Review

> Sistemas de almacenamiento subterráneo construidos en formaciones de sal (izquierda), minas abandonadas (centro) y rocas porosas (derecha).

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propiedades de la formación sean aptas para elalmacenamiento de gas a largo plazo. Las forma-ciones salinas se evalúan en relación con laresistencia de la roca y el volumen de la misma.Las formaciones de rocas porosas se evalúanrespecto del cierre estructural, los sellos, y conrespecto a la porosidad y permeabilidad parasustentar altos regímenes de productividad.

Dos parámetros importantes para todas lasinstalaciones de almacenamiento subterráneoson el volumen de gas de trabajo, o gas disponi-ble para la extracción, y el régimen de extracciónmáximo durante un período determinado. El gasde trabajo se determina por el volumen de la ins-talación de almacenamiento y la diferencia entrelas presiones de gas máxima y mínima. Un volu-men de gas, denominado gas de colchón, siem-pre queda almacenado. El régimen de extracciónmáximo del gas almacenado puede limitarse porla resistencia al flujo en el pozo de producción yen las rocas porosas.

Las técnicas de construcción de pozos, aplica-das a los pozos para el almacenamiento de gas,deben garantizar que los pozos toleren altas pre-siones de inyección, altos regímenes de produc-

ción y frecuentes alternaciones cíclicas; inyec-ción seguida de producción. Los pozos para elalmacenamiento de gas también tienen una vidaútil prolongada, 80 años o más, en comparacióncon los pozos de producción de petróleo y de gas.

En las secciones siguientes, primero se des-criben las tecnologías utilizadas para diseñar ins-talaciones en cavernas de sal y luego sedestacan algunos estudios de casos en rocasporosas.

Almacenamiento en cavernas de salLa sal tiene diversas propiedades que la hacenideal para el almacenamiento de gas. Posee unaresistencia moderadamente alta y fluye plástica-mente, sellando fracturas que de lo contrariopodrían convertirse en pasajes de fuga. Sus valo-res de porosidad y permeabilidad respecto de loshidrocarburos líquidos y gaseosos se acercan acero, de modo que el gas almacenado no puedeescapar. Las cavernas de sal proveen gran pro-ductividad; el gas puede extraerse rápidamenteporque no se registra pérdida de presión causadapor el flujo a través de medios porosos. El alma-cenamiento en cavernas puede pasar porciclos—cambio de inyección a producción—encuestión de minutos, y permite acomodar unafracción sustancial de gas de trabajo con res-pecto al gas total. Las cavernas de sal constitu-

yen la opción preferida para el almacenamientocomercial, porque permiten frecuentes alterna-ciones cíclicas y altos regímenes de inyección yproducción.

Para la exploración de cuerpos salinos se uti-lizan levantamientos electromagnéticos, sísmi-cos y gravimétricos porque la conductividad, lavelocidad y la densidad de la sal muestran ungran contraste con respecto a las de las rocasadyacentes. Los registros de pozos y la extrac-ción de núcleos (testigos, coronas) ayudan a eva-luar la estructura y la composición de la sal. Lasal puede presentarse en capas, pero esas acu-mulaciones evaporíticas a menudo contienenanhidrita, caliza y dolomía, que no se disuelven.Los domos salinos tienden a tener una composi-ción más homogénea que las capas de evapori-tas mixtas, y son más convenientes para elalmacenamiento de gas porque se disuelven enforma más uniforme y pueden alojar cavernasmás grandes.

Las investigaciones relacionadas con lamecánica de las rocas constituyen un compo-nente esencial del diseño de instalaciones dealmacenamiento de gas. Los cálculos teóricosayudan a determinar si una formación salinadada es apta para alojar una caverna. Estos cál-culos requieren un conocimiento de la estructuray de la resistencia de la sal, y ayudan a verificar

2. “Natural Gas Storage: Historical Development &Expected Evolution,” GasTIPS (Junio de 1997): Institutode Tecnolgía del Gas. http://www.gri.org/pub/con-tent/nov/19981103/165547/gts97-b-01.html

Almacenamientoen cavernas de sal

Producción desalmuera o sal

Almacenamientoen rocas porosas

Almacenamiento encavernas de roca

Producción de salesminerales especiales

> Ubicaciones de cavernas y proyectos de producción de sal construidos por Kavernen Bau- undBetriebs- GmbH (KBB). Además de instalaciones de almacenamiento de hidrocarburos, KBB cons-truye y maneja instalaciones para la producción de salmuera, de sal y de otros minerales.

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la forma y la ubicación de la caverna, la separa-ción entre las cavernas y la estabilidad de lasmismas a las presiones de operación (arriba).

La sal se deforma plásticamente en marcostemporales relativamente breves, lo cual explicasus excelentes cualidades de sello. Si bien estapropiedad ayuda a mantener la impermeabilidady evita que las cavernas se fracturen bajo fuertescambios de esfuerzos, también implica que lascavernas se contraerán con el tiempo. Los expe-rimentos realizados en núcleos salinos contribu-yen a determinar la resistencia de la formación ylas características de la deformación (próximapágina, arriba).

A fin de determinar el proceso de disoluciónóptimo para la creación de cavidades de sal, seexaminan los registros de pozos y los núcleossalinos (derecha). La presencia de impurezasinsolubles constituye un factor importante parala determinación de la mejor táctica de lixivia-ción, pero no siempre se identifica en los regis-tros de pozos; sin embargo, los núcleosproporcionan muestras para efectuar pruebas dedisolución en laboratorio.

La creación de cavernas implica la perfora-ción de un pozo por el cual entrará agua dulce ysaldrá salmuera residual (próxima página, abajo).Este pozo se utiliza también para la inyección yextracción de gas, y normalmente tiene el reves-timiento cementado hasta el tope de la caverna.

Cuando se perfora a través de la sal, la utilizaciónde lodo saturado de salmuera ayuda a evitar laexcesiva disolución de la sal mientras se perforael pozo hasta el fondo de la caverna. Un plan derevestimiento típico incluye una tubería guía de28 pulgadas, una tubería de revestimiento inter-

6 Oilfield Review

10 µm

> Núcleos salinos (izquierda) y fotomicrografía (derecha) preparada para estu-dios de disolución. La composición de los minerales y la textura de la sal pue-den afectar el proceso de disolución y deben caracterizarse para optimizar laconstrucción de cavernas.

Zechstein(sin sal)

Zechstein(sal de roca)

Zechstein(sal de roca)

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Potasio

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Perfil geológicosimplificado Estratigrafía

Esfuerzo desobrecarga

(sin sal)

Sal de roca

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Formaciónsubyacente

Perfil geológico Modelo teórico demasa rocosa

Modelo de cálculo por elmétodo de elementos finitos

Esfuerzo efectivo debidoa la extracción de gas

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Formaciónsubyacente

Esfuerzo efectivo, MPa

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> Construcción de un modelo geomecánico de caverna de sal. Los registros de pozos y los núcleos ayudan a construir un perfil geológico simplificado(izquierda). Esto constituye la base para el modelo teórico de masa rocosa (centro, a la izquierda) para la sal y las capas adyacentes. Un modelo bidimen-sional de cálculo por el método de elementos finitos (centro, a la derecha), simétrico respecto del eje vertical de la caverna, divide el modelo teórico enelementos para el cálculo de los esfuerzos. Los cálculos resultantes revelan la distribución de los esfuerzos (derecha) en torno a la caverna propuesta.

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media de 24 ó 20 pulgadas, si fuera necesariodebido al esfuerzo de sobrecarga, y una tuberíade revestimiento de superficie de 185⁄8 pulgadasó 16 pulgadas, asentada en la roca sello, y, porúltimo, una tubería de revestimiento de 133⁄8 u 11pulgadas, cementada por debajo del tope de lasal. Las sartas de lixiviación y de producción secuelgan dentro de la caverna, desde la últimatubería de revestimiento cementada.

Antes de iniciar las operaciones de lixivia-ción, se realiza una prueba hidráulica de integri-dad del pozo (WIT, por sus siglas en inglés), paraverificar la solidez del sistema del pozo; cabezade pozo, última tubería de revestimiento cemen-tada, zapata de la tubería de revestimiento ytramo del pozo abierto. Durante las operacionesde almacenamiento y recuperación, las presionesdiferenciales más altas que experimenta lacaverna se producen en la zapata de la últimatubería de revestimiento cementada, y es allídonde se produce la presión máxima durante unaprueba WIT.

En un pozo en una caverna de sal, la pruebaWIT mostró pérdidas hidráulicas inaceptables.Las investigaciones realizadas con posterioridadindicaron una zona débil, probablemente un microespacio anular entre el cemento y la sal, en lazapata de la tubería de revestimiento de 133⁄8 pul-gadas. Luego de analizar las opciones de repara-ción tradicionales, se concluyó que éstas eraninadecuadas. La inyección forzada (a presión) de

cemento a través de los disparos (cañoneos, per-foraciones, punzados) podría dañar la integridadde la última tubería de revestimiento cementada,y la cementación de una tubería de revestimientocorta (liner) adicional, limitaría el tamaño de lascolumnas de lixiviación y producción.

Ingenieros especialistas en terminación depozos, seleccionaron el Sistema de GelificaciónRetardada DGS de Schlumberger para su inyec-ción forzada en el espacio anular cementado. Elfluido DGS mantiene una baja viscosidad hasta

que un catalizador interno promueve la formacióndel gel. Se efectuó la inyección forzada del gelmientras un arreglo de empacador de intervaloinflable mantenía la tubería de revestimientocementada alrededor de la zapata, separada deltramo desnudo del pozo. Los empacadores tam-bién mantenían aislado el tramo de interés parala realización de una segunda prueba WIT, desti-nada a verificar el éxito del trabajo de reparación(abajo). Una vez confirmada la integridad delpozo, podría comenzar la lixiviación.

> Resultados de experimentos de laboratorio rea-lizados para determinar la resistencia y las pro-piedades de deformación de los núcleos salinos.Los dos núcleos del frente muestran deformaciónplástica. Los dos núcleos ubicados inmediata-mente detrás muestran fracturamiento.

Gas

Salmuera

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Lixiviación directa Lixiviación inversa

Agua

Salmuera

Gas

> Efectos de las posiciones relativas de la inyección de agua dulce y de laextracción de salmuera en la lixiviación directa (izquierda) y en la lixiviacióninversa (derecha). En el nivel de inyección de agua se disuelve más sal, locual crea una cavidad más amplia a esa profundidad. Los niveles de inyec-ción y extracción pueden modificarse para controlar la forma de la caverna.

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Velocidad de pérdida calculada,antes de la reparaciónVelocidad de pérdida calculada,después de la reparación

> Velocidades de pérdida de fluido a partir de las pruebas de integridad depozo (WIT, por sus siglas en inglés), antes y después de la reparación. Laprueba realizada antes de la reparación (puntos azules) mostró grandespérdidas permanentes, lo cual indicaba un probable micro espacio anularentre la sal y el cemento en la zapata de la tubería de revestimiento de133⁄8 pulgadas. Después de la inyección forzada del Sistema de Gelifica-ción Retardada DGS a través de los disparos de esta zona, una segundaprueba indicó que las pérdidas estaban controladas (puntos rojos).

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En el proceso de lixiviación, se bombea aguadulce por una sarta de producción del pozo y porla otra retorna salmuera. Se necesitan alrededorde ocho volúmenes de agua para disolver unvolumen de sal. El techo de la caverna debe pro-tegerse de una disolución fuera de control,mediante el bombeo de un fluido protector, por logeneral gas licuado—típicamente nitrógeno—que flota en la superficie de la salmuera. Pordebajo de este manto protector, se puede crearuna caverna por disolución de forma aproximada-mente cilíndrica, de acuerdo con los objetivos ylos cálculos geomecánicos y de disolución local.Para controlar la forma de la caverna, es posiblemodificar las profundidades relativas de lascolumnas de lixiviación. La forma y el tamaño dela caverna resultante pueden confirmarse concalibradores tipo sonar (arriba).

La salmuera producida puede utilizarse en laindustria química para la extracción de sal u

otros minerales, puede arrojarse en mares cerca-nos—siempre que esté permitido—o eliminarsemediante su inyección en otras capas de roca consuficiente inyectividad. En ciertos casos, la sal-muera residual se elimina en minas de sal aban-donadas.

Las impurezas no disueltas en la sal forman unresiduo saturado de agua, o colector, en el fondode la caverna. Luego de llenar la caverna con gasseco, el agua del colector se evapora en el gas amedida que éste se produce. La despresurizaciónde este gas húmedo puede producir la formaciónde hidratos que pueden obstruir los tubulares defondo de pozo y las instalaciones de superficie.Para determinar las condiciones de extracción degas libre de hidratos, deberían vigilarse rutinaria-mente la presión, la temperatura, la humedad y elpunto de rocío de la caverna. La inyección de inhi-bidores para evitar la formación de hidratos espráctica común antes de extraer el gas.

8 Oilfield Review

El tiempo necesario para crear una cavernadepende de la solubilidad de la sal y del tamañodeseado de la caverna. Una instalación reciente-mente construida en una caverna consta de cincocavernas de sal independientes de unos 250 m[820 pies] de altura y 40 m [131 pies] de ancho.Los costos de construcción, incluyendo la perfo-ración de pozos, la lixiviación de la sal, el mon-taje de las instalaciones de superficie y lainyección del gas que forma el colchón, totaliza-ron 150 millones de dólares estadounidenses.

La duración total del proyecto, desde el análi-sis de factibilidad hasta el montaje y la puesta enservicio, fue de más de cinco años. KBB estáconstruyendo una caverna que, cuando esté ter-minada en el año 2003, será la más grande delmundo (abajo).

Otro ejemplo de almacenamiento de gas encavernas se encuentra en Nuettermoor,Alemania. El lugar elegido en Nuettermoor ofre-cía condiciones ideales al operador EWEAktiengesellschaft, Oldenburg: sal de alta cali-dad, una ubicación favorable dentro de la red de

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> Una caverna de grandes dimensiones,que mide 400 m de altura por 80 m deancho. La Torre Eiffel de París, Francia,podría entrar en esta caverna.

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> Forma de una caverna delineada por las mediciones de uncalibrador tipo sonar.

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Otoño de 2002 9

transporte, extracción de agua dulce libre de pro-blemas y eliminación final de la salmuera en elestuario del Ems. Las cavernas de Nuettermoortienen hasta 400 m [1312 pies] de altura y 75 m[246 pies] de ancho.

La instalación de Nuettermoor consta de 18cavernas, dos de las cuales todavía se encuen-tran en construcción. El volumen geométrico totalde las cavernas es de unos 8.5 millones de m3

[300 MMpc] y puede alojar aproximadamente1300 MMm3 [46,000 MMpc] de gas natural, delos cuales un 80% corresponde a gas de trabajoy un 20% a gas de colchón. La presión de opera-ción mínima es de 30 bares [440 lpc] y la presiónmáxima es de aproximadamente 150 bares [2200lpc]. Una de las más grandes en su tipo a nivelmundial, la instalación de Nuettermoor, garantizauna porción sustancial del abastecimiento deenergía en Alemania.

Otro ejemplo de almacenamiento de gas encavernas es la instalación de Huntorf, Alemania,operada por E.ON Kraftwerke GmbH. En 1975, secrearon cuatro cavernas de almacenamiento degas mediante la disolución de un domo salinoPérmico, lo cual equivale a un volumen total de1.1 MMm3 [39 MMpc]. Cada caverna tiene de220 a 275 m [720 a 900 pies] de altura y unos 60m [200 pies] de ancho máximo. Con una presiónde almacenamiento máxima de 100 bares [1450lpc], la capacidad total de almacenamiento es de137 MMm3 [5100 MMpc]. De esta capacidad, elvolumen de gas de trabajo es de 68 MMm3 [2530

MMpc], y el resto es gas de colchón. Adyacentea la instalación de Huntorf, existe una instalaciónde almacenamiento de energía en forma de airecomprimido (véase “Almacenamiento de energíaen forma de aire comprimido,” página 10).

Perforación de pozos de almacenamientode gas en rocas porosasLa mayoría de las instalaciones de almacena-miento de gas se crean en las rocas porosas deyacimientos de gas agotados, que han estado enoperación durante varias décadas. Es menos cos-toso desarrollar yacimientos agotados que otrostipos de instalaciones, porque los pozos de dre-naje y las cañerías de recolección existentes pue-den convertirse para su utilización con fines dealmacenamiento de gas. En muchos casos, losyacimientos agotados contienen el gas básico,necesario para operar una instalación de almace-namiento. En general, las instalaciones en rocasporosas son aptas para el almacenamiento esta-cional y de reservas estratégicas. Las capacida-des de producción y la productividad limitadas,restringen su utilización para el suministro deenergía durante los períodos de generación deelectricidad de carga pico. Los operadores deestos yacimientos tienen que lidiar con los mis-mos problemas que experimentan las compañíasde E&P de petróleo y de gas, y a menudo aplicantecnologías comprobadas en los campos petrole-ros para incrementar la capacidad del yacimientoy aumentar los regímenes de extracción de gas.

En 1998, CNG Transmission, que ahora formaparte de Dominion Transmission, planificó la eje-cución de un pozo horizontal de gran productivi-dad, reingresando en un pozo existente en elyacimiento de almacenamiento de gas SouthBend, Condado de Armstrong, Pensilvania, EUA. Silograba perforar un pozo de re-entrada de radio decurvatura corto con tubería flexible, que siguieralas arenas de la Formación 100 Foot Sand, de ori-gen fluvial del Mississippico, CNG Transmissioncontaría con una forma eficaz en materia de cos-tos de mejorar el desempeño del campo.3 El pozoresultante se conectaría con las líneas de conduc-ción y con las instalaciones de superficie existen-tes, y la perforación en condiciones de bajobalance (desbalance, underbalanced) con tuberíaflexible, causaría mínimo impacto sobre el medioambiente y escaso daño de formación.

El yacimiento de gas South Bend, descubiertoen 1922, fue convertido a instalación de almace-namiento de gas en 1951. Su capacidad es de491 MMm3 [17340 MMpc], de los cuales 164MMm3 [5810 MMpc], o un 33.5%, se encuentrandisponibles para su extracción. El yacimientocontiene 61 pozos de inyección-producción y 4pozos de observación. Un 75% de la producciónde gas proviene de sólo 12 pozos, lo cualdemuestra que la heterogeneidad del yacimientoha hecho del emplazamiento de los pozos un ver-dadero desafío.

Para aumentar las posibilidades de perforarun pozo de re-entrada horizontal con éxito, lacompañía necesitaba conocer las característicaspetrofísicas y la naturaleza estratigráfica de lasarenas de alta calidad de la Formación 100 FootSand. Se limpió el pozo abierto existente y seadquirieron imágenes y registros con cable delpozo de diámetro reducido. También se examina-ron los registros de imágenes de pozos vecinos(arriba). La interpretación de todo el conjunto dedatos indicó una zona de alta porosidad y 4 m [14pies] de espesor, con echados (buzamientos) de 3a 4° hacia el SSO. Se programó que el nuevopozo ingresara en esta zona y luego continuara alo largo de un tramo horizontal de 152 m [500pies] de extensión.

3. Stiles EK, DeRoeun MW, Terry IJ, Cornell SP y DuPuy SJ:“Coiled Tubing Ultrashort-Radius Horizontal Drilling in a GasStorage Reservoir: A Case Study,” artículo de la SPE 57459,presentado en la Convención Regional del Este de la SPE,Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 de octubre de1999.

Tope de la zonade interés

Mejor porosidad

Base de la zonade interés

10 p

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> Imagen de resistividad de la pared del pozo obtenida con el generadorde Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, donde se apreciaun objetivo de alta porosidad y alta resistividad para el pozo horizontalde almacenamiento de gas de CNG Transmission. El pozo de re-entradade radio de curvatura corto, perforado con tubería flexible, contribuyó aaumentar la productividad en un 840%.

(continúa en la página 12)

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10 Oilfield Review

Desde el punto de vista económico, el gas natu-ral no es el único tipo de gas que conviene alma-cenar en cavernas. El aire comprimido, quetambién lo utilizan las centrales de generaciónde energía, también puede guardarse en instala-ciones de almacenamiento de energía en formade aire comprimido (CAES, por sus siglas eninglés).

La idea básica de las instalaciones CAES con-siste en almacenar la energía producida por uni-dades nucleares o unidades a carbón fuera delperíodo de consumo pico, como aire comprimidopara su utilización en los períodos de grandemanda. Durante los períodos de bajo consumoy bajos costos, un motor consume energía paracomprimir y almacenar el aire en cavernas dealmacenamiento subterráneo de gas(izquierda). Durante los períodos de carga pico,se extrae el aire comprimido para quemar el gasnatural en las cámaras de combustión de super-ficie.

En centrales eléctricas que operan exclusiva-mente con turbinas de gas, unos dos tercios dela energía se utilizan para comprimir el aire decombustión. En una central eléctrica del tipoCAES, no se necesita compresión adicional por-que el aire ya está comprimido. Una instalaciónCAES puede utilizar todo el volumen producidopara la generación de energía.

Hasta la fecha, se han construido dos plantasCAES; una en Huntorf, en 1978, y la segunda enMcIntosh, Alabama, EUA, en 1991 (páginasiguiente, arriba).1 Se está proyectando una ter-cera instalación en una mina de caliza de 10MMm3 [353 MMpc], en Norton, Ohio, EUA. Lasdos cavernas de almacenamiento de aire com-primido de Huntorf tienen una altura de unos250 m y un ancho de 60 m, para almacenar unvolumen total de 310,000 m3 [11 MMpc] de gas.

A fin de vigilar rutinariamente la estabilidadde las cavernas de almacenamiento de gas, unaherramienta de calibración tipo sonar inspec-ciona con regularidad la forma de las cavernaspara asegurar la longevidad de la instalación dealmacenamiento. Los frecuentes cambios depresión y de temperatura asociados con lainyección y la extracción de aire, pueden afectarla estabilidad de la sal. Para realizar trabajos enboca de pozo o en sartas de producción, a veceses necesario reducir la presión de aire de lacaverna en la instalación de Huntorf hasta la

presión atmosférica. Esta reducción de presiónpodría permitir que la sal fluya plásticamente,fenómeno que se conoce como escurrimiento dela sal. Además, los esfuerzos ejercidos en el volu-men externo de la sal pueden provocar deforma-ciones de magnitud considerable. Se ha

publicado que una caverna en Mississippi hasufrido una pérdida de volumen del 50%, debidoa la convergencia de la sal.

La inspección de los contornos de las caver-nas de la instalación CAES en Huntorf, resultódifícil porque las herramientas ultrasónicas utili-

Almacenamiento de energía en forma de aire comprimido

> Corrosión de una tubería de revestimiento de la instalación CAESen la caverna de sal de Huntorf. Hasta el plástico reforzado con fibrade vidrio (FRP, por sus siglas en inglés), que reemplazó a la tuberíade revestimiento de acero original en la década de 1980, sufrió pro-blemas de corrosión. Los registros para la evaluación de tuberías derevestimiento pueden verificar la eficacia de las medidas destinadasa prevenir la corrosión, tales como la inyección de aire seco entre elacero y el plástico reforzado con fibra de vidrio.

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Expansión del aireCompresión del aire

> Generación de energía en la instalación de almacenamiento de ener-gía en forma de aire comprimido (CAES, por sus siglas en inglés), duran-te un período de 24 horas. Durante los períodos de bajo consumo, elaire se comprime y almacena en el subsuelo (rosado). Durante los perí-odos de consumo pico, el aire comprimido se extrae (azul) y se quemacon el gas natural para generar electricidad.

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Otoño de 2002 11

zadas en las cavernas de gas natural tienen unrango de operación inadecuado para las cavernasCAES húmedas. Por el contrario, la inspecciónrealizada con la herramienta láser demuestra lopoco que se han modificado los contornos de lasparedes de las cavernas durante los 20 años deoperación (abajo a la derecha).

Un aspecto crítico del diseño de pozos para elalmacenamiento de aire comprimido fue elrequerimiento de regímenes de extracción extre-madamente altos con bajas pérdidas de presión.Para ello fue necesario utilizar una tubería derevestimiento de 241⁄2 pulgadas como última tube-ría de revestimiento cementada, y una sarta detubería de producción de 21 pulgadas. Debido aque no hay empacador que selle el espacio anu-lar entre la tubería de producción y la tubería derevestimiento, la última sarta de revestimientocementada está expuesta a la corrosión. El aguadel colector de componentes no disueltos en elpiso de la caverna satura al aire comprimido, locual lo hace altamente corrosivo. En Huntorf, serealizan intentos por contrarrestar la corrosiónde la tubería de revestimiento final mediante lainyección de aire seco en el espacio anular.

Para reducir aún más el impacto de la corro-sión, la sarta de tubería de producción ubicadadentro de la última tubería de revestimientocementada se hizo de un acero extra-grueso. Sinembargo, al cabo de unos pocos meses de opera-ción, comenzaron a surgir serios problemas decorrosión con la aparición de herrumbre en losfiltros, corriente arriba de la turbina de gas. Latubería de revestimiento de producción deacero de 133⁄8 pulgadas fue reemplazada porplástico reforzado con fibra de vidrio (FRP, porsus siglas en inglés) en la década de 1980.Ahora, sin embargo, hasta las sartas de FRPestán mostrando destrucción parcial (páginaprevia, abajo).

Para reemplazar el FRP en un pozo, se extrajoel tramo deteriorado, y se limpió e inspeccionóla última tubería de revestimiento de acerocementada de 241⁄2 pulgadas, utilizando la herra-mienta Electromagnética de FrecuenciasMúltiples para Medición de Espesor de Tubería

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Vigilancia rutinaria de la forma de las cavernas

Sonar en 1984Láser en 2001

> Vigilancia rutinaria de la forma y las dimensiones de las cavernas. Lassemejanzas entre los contornos detectados con un sonar en 1984 y losobservados por las mediciones láser en 2001 muestran cuán poco han cam-biado las formas de las dos cavernas en casi 20 años de operación.

1. Crotogino F, Mohmeyer KU y Scharf R: “Huntorf CAES:More Than 20 Years of Successful Operation,” presen-tado en la Conferencia del Instituto de Investigaciónsobre el Método de Disolución Local, Orlando, Florida,EUA, 15 al 18 de abril de 2001.

Vista aérea de la planta CAES de Huntorf

Caverna dealmacenamiento

de aire 1

Caverna dealmacenamientode aire 2

Central degeneraciónde energía

> Instalación de almacenamiento de aire compri-mido y central de energía de Huntorf, Alemania.

METT para evaluar el espesor de la pared de latubería. Debido al gran diámetro de la tuberíade revestimiento, la herramienta se utilizó fuerade su rango de operación normal, que es dehasta 133⁄8 pulgadas. La evaluación de los regis-tros indicó que las medidas de protección contra

la corrosión, consistentes en la inyección deaire seco entre la tubería de revestimiento deacero y la de FRP, habían logrado inhibir conéxito la corrosión de la tubería de revestimientode acero. No se observaron indicios de picadu-ras o corrosión en la superficie del acero.

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El revestimiento original del pozo se remon-taba a la década de 1920 y se consideraba dema-siado frágil para la perforación rotativaconvencional. La presencia de una “zonaladrona” agotada detrás de la sarta de revesti-miento asentada justo por encima de la secciónyacimiento, complicaba aún más el programa dere-entrada. Para evitar el ingreso a esta zona depérdida de circulación, la desviación tendría quecomenzar en el pozo abierto, utilizando un tapónde cemento en lugar de una cuña de desviaciónmecánica que es más aceptada.

La desviación comenzó a 1.5 m [5 pies]debajo de la zapata de la tubería de revesti-miento de 51⁄2 pulgadas, con un arreglo de fondode pozo (BHA, por sus siglas en inglés) direccio-nal para perforación con tubería flexible VIPERde Schlumberger. Para perforar el pozo horizon-tal de 43⁄4 pulgadas, se desplegó un motor y unBHA direccional en la tubería flexible de 23⁄8 pul-gadas. Dado que la presión del yacimiento habíadeclinado, el pozo terminó siendo perforado conun sobrebalance de presión de 200 lpc [13.6atm]. El desempeño de este sistema superó lasexpectativas y se lograron curvaturas de hasta100°/100 pies [30 m], lo cual excedió el pro-grama de 65°/100 pies. Sin embargo, la presen-cia inesperada de roca dura demandó varioscambios de barrena (mecha, broca, trépano) yretardó la velocidad de penetración, de modo quese revisó la planificación del pozo para interrum-pir la perforación 88 m [290 pies] después delcomienzo de la desviación.

A los dos meses de la limpieza del pozo, suproducción había aumentado de 9,650 m3/d a81,050 m3/d [0.337 MMpc/D a 2.83 MMpc/D], esdecir, un incremento de la productividad de 840%.

Luego de los resultados exitosos de esta pri-mera re-entrada, CNG Transmission decidió utili-zar tubería flexible para perforar otros dos pozosde re-entrada de radio de curvatura corto. Elsegundo pozo mostró un incremento en la pro-ductividad del 320% y la productividad del tercerpozo aumentó en un 2400%.

Perforación bajo presiónMientras que los yacimientos de almacenamientode gas en el noreste de EUA tienden a estar ubi-cados en formaciones relativamente someras derocas porosas competentes, las instalaciones enotras partes del mundo experimentan condicionesde perforación y problemas de estabilidad delpozo que requieren soluciones diferentes.

En un caso, Wintershall AG planificó perforaruna serie de pozos horizontales adicionales en suyacimiento de almacenamiento subterráneo de

gas, situado en Rheden, Alemania. Para evitarpérdidas de lodo en la sección yacimiento, lospozos debieron perforarse mientras la presión dealmacenamiento se encontraba en su punto másalto. Para asegurar un adecuado control de pozo,Schlumberger, Wintershall y el contratista deperforación desarrollaron en forma conjunta unaserie de procedimientos operativos estrictos, queincluyeron medidas preventivas y procedimientosde respuestas ante emergencias, destinados agarantizar la correcta secuencia de trabajo paraevitar situaciones críticas.

Las presiones de yacimiento eran tan altasque en las primeras etapas de la construcción delos pozos, la columna de perforación no era losuficientemente pesada para bajar sin ser empu-jada. Los viajes de extracción de la columna paracambiar el BHA o la barrena y volver a bajar elBHA en el pozo, bajo alta presión, exigían la uti-lización de una unidad para entubar bajo presión(snubbing unit). La unidad Sedco SN24 seleccio-nada para el trabajo, debió experimentar ciertas

modificaciones estructurales aprobadas por lasautoridades mineras responsables, a los efectosde su conexión en la torre del equipo de perfora-ción. Una vez que el peso de la sarta de perfora-ción fue lo suficientemente alto como parasuperar la presión del gas en el pozo, la columnapudo bajarse sin la asistencia de la unidad paraentubar bajo presión. En ese momento, dicha uni-dad se desmontó y se extrajo del interior delmástil del equipo de perforación, y el personal deperforación pudo retomar las operaciones de per-foración habituales.

La unidad Sedco SN24 debió utilizarse entodos los viajes de salida del pozo hasta alcanzarla profundidad final (TD, por sus siglas en inglés)y terminar el pozo a esa profundidad. La últimaoperación con la unidad Sedco SN24 fue labajada de una tubería de revestimiento corta de7 pulgadas. Ahora, este procedimiento está apro-bado y se encuentra disponible para futuras apli-caciones de perforación con fines dealmacenamiento subterráneo de gas.

12 Oilfield Review

M A R D E L N O R T E

Alemania

Yacimiento de gasBreitbrunn/Eggstatt

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> Yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, en Bavaria, Alemania, convertido en yacimiento de almace-namiento de gas en 1993. En 1996, el agregado de seis pozos horizontales permitió duplicar la capaci-dad de almacenamiento de este yacimiento. Los pozos horizontales representan la mejor forma deintersectar la mayor cantidad de areniscas aisladas que constituyen las capas de almacenamiento degas. Aquí, una trayectoria de pozo suavemente curva atraviesa la capa de interés desde el tope hastala base y nuevamente hasta el tope (recuadro).

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Otoño de 2002 13

Generación de imágenes durante la perforaciónEl yacimiento de gas Breitbrunn/Eggstatt, que seencuentra en Bavaria, Alemania, fue descubiertoen 1975. Los pozos de producción eran verticalesy explotaban cuatro arenas hasta 1993, cuandola capa superior extrema, Capa A, fue convertidaen yacimiento de almacenamiento de gas. En1996, la demanda de gas natural durante losmeses de invierno condujo a una campaña desti-nada a duplicar la capacidad de almacenamientode este anticlinal, con la apertura de las Capas Cy D, que correspondían a dos areniscas más pro-fundas y menos homogéneas.4 Las capas másprofundas están integradas por lentes de arenis-cas aisladas, que podrían sufrir problemas deproducción de arena durante los ciclos de pro-ducción. La intersección de la mayor cantidad delentes posibles requería la perforación de pozoshorizontales con la adquisición de registrosdurante la perforación (LWD, por sus siglas eninglés) en tiempo real para el correcto geoposi-cionamiento del pozo. Los datos LWD ayudaríanademás a optimizar la orientación de la trayecto-ria del pozo para evitar direcciones con propen-sión a la producción de arena.

Los estudios geológicos, petrofísicos y geo-mecánicos, realizados antes de la perforación,permitieron mejorar la precisión del modeloestructural de yacimiento, contribuyeron a eva-luar la distribución de la arena y la estabilidaddel pozo, y sirvieron para la selección del lodo deperforación y de las herramientas LWD, que per-mitirían dirigir el pozo en forma exitosa dentro delas capas prospectivas delgadas de 5 a 15 m [16a 49 pies] de espesor. El modelo estructural logróuna precisión del 99.9% en cuanto a la profundi-dad, o una imprecisión máxima de 1.5 m, graciasa la incorporación en el modelo de localizacionesde pozos re-investigados, levantamientos direc-cionales y marcadores obtenidos de registros depozos existentes.

La evaluación petrofísica y estratigráfica pre-dijo que habría areniscas prospectivas en formade lentes aislados. Para penetrar la mayor canti-dad de lentes posibles, las trayectorias de lospozos fueron diseñadas como suaves perfiles enforma de U que permitieran atravesar las CapasC y D, desde el tope hasta la base y nuevamentehasta el tope, dentro de cada tramo horizontal(página previa).

Las trayectorias de los pozos fueron diseña-das de manera tal de minimizar la inestabilidadde los pozos y la producción de arena. Según unestudio geomecánico, el esfuerzo horizontalmáximo tiene una orientación N-S, el esfuerzo

horizontal mínimo posee una orientación E-O, y elesfuerzo intermedio es vertical. En base a estainformación, y suponiendo una resistencia deroca isotrópica, los pozos deberían diseñarse conorientación N-S. Sin embargo, las pruebas deresistencia de la roca mostraron una clara aniso-tropía, con valores de resistencia máximos en ladirección N-S que triplican el valor de la resisten-cia mínima. Por otra parte, se creía que losesfuerzos probablemente aumentarían en losflancos del anticlinal. Los pozos ubicados máscerca del eje anticlinal, lejos de los flancos,serían más estables. Esto condujo a seleccionarfinalmente la dirección NE-SO, a lo largo del ejeanticlinal, como el azimut óptimo del pozo.

El análisis geomecánico también incidió en laselección del lodo de perforación. A veces, seseleccionan lodos energizados con espuma parala perforación en condiciones de bajo balance,con el objetivo de evitar la invasión en yacimien-tos agotados, destinados a convertirse en yaci-mientos de almacenamiento de gas. En estecaso, un lodo de perforación base agua ofreceríamayor estabilidad del pozo y produciría un revo-que de filtración (enjarre) delgado en la pared delpozo para reducir la invasión.

Este tipo de sistema de lodo permitiría quetodas las técnicas convencionales de adquisiciónde registros y generación de imágenes durante laperforación, se aplicaran con transmisión dedatos en tiempo real. La herramienta deResistividad GeoVision GVR, que es una versiónreciente de la herramienta de Resistividad Frentea la Barrena RAB, fue seleccionada por su capa-cidad para diferenciar lentes de arenisca de laslutitas adyacentes. Se escogió la herramienta deDensidad-Neutrón Azimutal ADN para asistir enla identificación de rasgos de arcilla y concrecio-nes carbonatadas. Juntas, estas herramientasposibilitaron la evaluación de la porosidad y delcontenido de arena durante la perforación de lostramos horizontales de 81⁄2 pulgadas hacia labase y el tope, dentro de las capas C y D.

Los echados computados a partir de las imá-genes GVR en tiempo real, definieron la posiciónrelativa del pozo dentro del yacimiento (arriba).La perforación en dirección ascendente o des-cendente a través de la sección es fácil de reco-nocer en estas imágenes. Los límites de capassinusoidales apuntan hacia la superficie cuandose perfora en sentido descendente, y hacia elfondo del pozo cuando se perfora en sentidoascendente.5

Después de la perforación se analizarontodos los datos LWD, los datos adquiridos concable y los datos de núcleos, para la evaluaciónpetrofísica final. Se seleccionaron las zonas demayor permeabilidad para efectuar los disparos,siempre que los datos geomecánicos indicabanla factibilidad de producción sin arena. Se des-plegaron cañones de disparos orientados paraubicar los disparos en la arenisca y no, por ejem-plo, en una lente de lutita o en una concrecióncarbonatada subyacente.6

4. Rohler H, Bornemann T, Darquin A y Rasmus J: “The Useof Real-Time and Time-Lapse Logging-While-DrillingImages for Geosteering and Formation Evaluation in theBreitbrunn Field, Bavaria, Germany,” artículo de la SPE71733, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

5. Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R:“Resistivity While Drilling: Images from the String,”Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 4–19.

6. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,López-de-Cardeñas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18–33.

Imagen GVR en tiempo real

Dirección de la perforación

10 m

> Imagen GVR obtenida en tiempo real en un pozo horizontal ubicado en el yacimiento de almacena-miento de gas Breitbrunn. Los echados de los límites de capas, obtenidos de la imagen GVR, definenla posición relativa del pozo dentro del yacimiento. Cuando se perfora una sección estratificada enforma descendente, los límites de las capas apuntan hacia la superficie. En cambio, cuando se per-fora una sección en forma ascendente, los límites de las capas apuntan hacia el fondo del pozo. Enesta imagen, la barrena se mueve de derecha a izquierda, perforando la sección hacia abajo.

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Con estas técnicas, se perforaron y termina-ron tres pozos horizontales en cada una de lasdos areniscas heterogéneas. Cada pozo tenía unalongitud de más de 1000 m [3280 pies] y, en con-junto, los seis pozos duplicaron la capacidad dealmacenamiento de Breitbrunn, que alcanzó 1085MMm3 [38,300 MMpc].

Control de la producción de arena en pozosde almacenamiento de gasEl control de la producción de arena puede cons-tituir una preocupación importante en ciertospozos de almacenamiento de gas, especialmenteporque experimentan ciclos repetidos de altosregímenes de inyección y producción. El controlde la producción de arena era el objetivo primor-dial de la compañía Taiwan Petroleum andExploration, una división de la empresa ChinesePetroleum Corporation, cuando comenzó un pro-yecto en 1997 para profundizar seis pozos en elyacimiento Tiehchenshan y construir una instala-ción de almacenamiento de gas.

La formación destinada al almacenamiento degas, ubicada a una profundidad de 2800 m [9184pies], está constituida por una arenisca poco con-solidada con escaso contenido de lutitas. La poro-sidad promedio es del 20% y la permeabilidad de250 mD. Para mantener el régimen de inyección yextracción máximo especificado de 808,000 m3/d[28.2 MMpc/D] por pozo, los seis pozos se termi-narían con empaques de grava a pozo abierto.Cada pozo ya había sido perforado previamentecon columna de producción de 95⁄8 pulgadas,cementada justo encima del yacimiento.

El proyecto Tiehchenshan asignó 12 días porpozo, es decir, un total de 72 días para profundi-zar los seis pozos. El alcance del trabajo incluía lalimpieza de la tubería de revestimiento de 95⁄8pulgadas, la perforación de un tramo abierto de81⁄2 pulgadas de unos 30 a 40 m [100 a 130 pies]de largo, la extracción de núcleos de cinco de losseis pozos, el emplazamiento del empaque degrava, la bajada de una sarta de terminación finaly la limpieza de los pozos (izquierda).

El proyecto se completó en 60 días, con dosequipos de perforación y sin pérdida de tiempodebido a incidentes. Las necesidades de termina-ción incluyeron un tratamiento de remoción deherrumbre mediante la inyección de 10 bbl [1.6m3] de fluido con una concentración de HCl del15%, inhibidor de corrosión y agente secues-trante ferroso.7 A continuación, se realizó un tra-tamiento de purificación mediante la inyección de20 bbl [3.1 m3] de gel de hidroxietilcelulosa (HEC)

de 40 libras por mil galones (lpt) con 400 lbm [181kg] de arena de malla 20/40.

El empaque de grava incluyó la inyección de10 bbl de colchón de gel HEC de 40 lpt, seguidode la circulación de gel HEC de 40 lpt, con unaconcentración de grava de 1 libra de apuntalanteagregado (ppa) por galón de lechada. Algunospozos tenían empaques de lechada de gel HEC de80 lpt y 4 ppa por galón de lechada. El trata-miento posterior al colchón se efectuó inyec-tando 5 bbl [0.8 m3] de gel HEC de 40 lpt. El fluidode terminación que quedó en el espacio anularde la tubería de revestimiento de cada pozo erauna mezcla de 8.47 lpg con 3% de cloruro depotasio [KCl] con inhibidor de corrosión IDFILM820X. Esto para minimizar el desarrollo de bacte-rias y la acumulación de corrosión durante la vidaútil de los pozos. Se limpió y se realizó unaprueba de producción en cada pozo, obtenién-dose resultados positivos.

Los empaques de grava impidieron con éxitola producción de arena durante los tres años deproducción de gas desde la construcción de estospozos. Los pozos aún no han sido utilizados parainyección de gas, pero durante todo este tiempo,la productividad de los mismos se mantuvo en losniveles altos alcanzados inicialmente, gracias aléxito de los empaques de grava.

Vigilancia rutinaria de pozos de almacenamiento de gasTodas las instalaciones de almacenamiento de gasrequieren algún tipo de vigilancia rutinaria paraasegurar que los pozos puedan producir o aceptargas a los gastos (velocidades o tasas de flujo, cau-dales, ratas) requeridos. Los altos gastos experi-mentados durante la extracción del gas puedenproducir daños de formación en las inmediacionesdel pozo. De un modo similar, se pueden producirdaños en el pozo con altos regímenes de inyec-ción. La frecuente alternancia entre extracción einyección puede ser otra de las causas de esosdaños.

Tradicionalmente, la observación rutinaria depozos en sistemas de rocas porosas implica larealización de pruebas de contrapresión ensuperficie cada 1 o 2 años. Una prueba de con-trapresión en superficie consiste en cerrar elpozo unas horas hasta lograr la estabilización dela presión, para luego hacerlo producir y cerrarloen forma alternativa, durante períodos de 4 a 8horas. Se controla el gasto y se registran las pre-siones de superficie, normalmente cada 5 a 10minutos, durante los períodos de flujo y cierre.

14 Oilfield Review

Colgador dela tubería deproducción

Válvula deseguridad

Junta deexpansión

Camisacorrediza

Arreglo de sellode aldabas

Empacador

Válvula acharnela

Zapata de latubería derevestimiento de95/8 pulgadas

Zona dealmacenamientode gas

> Terminación de pozo típica con empaque degrava (no está a escala) en el proyecto de alma-cenamiento de gas de Tiehchenshan, Taiwán. Laformación destinada al almacenamiento corres-pondía a una arenisca poco consolidada y cadauno de los seis pozos requirió un tratamiento decontrol de la producción de arena para sustentarlos altos regímenes de inyección y extracción de gas.

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Los datos de una prueba de contrapresiónconvencional pueden utilizarse para predecir laproductividad del pozo, para cualquier presión deyacimiento y cualquier presión en boca de pozo.De este modo, cualquier daño que haya ocurridodesde la última prueba resultará evidente. Sinembargo, si las pruebas son poco frecuentes, esprobable que no se identifiquen daños en el pozocon la anticipación suficiente para evitar pérdi-das de productividad, y además puede resultardifícil determinar la causa del daño. Las pruebasfrecuentes, utilizando medidores de presión defondo de pozo, normalmente son demasiado cos-tosas. En las pruebas de superficie, los pozos sehacen producir a diversos gastos para determinarsu productividad y detectar cualquier daño pro-ducido desde la última prueba.

Los ingenieros del sector de Servicios de Datosy Consultoría de Schlumberger, desarrollaron unanueva forma de utilizar los resultados de las medi-ciones de superficie para cuantificar el daño delpozo con el tiempo.8 Sólo se requiere el análisis deuna prueba inicial de presiones transitorias (PTTA,por sus siglas en inglés); análisis que utiliza datosdel registrador de presión de fondo. El nuevométodo fue comprobado con datos de un pozo dealmacenamiento de gas en un yacimiento de are-nisca del este de los EUA.

El pozo seleccionado para la validación delnuevo método fue sometido a prueba en junio de1996. Se llevó a cabo una prueba de productividad,con un registrador de presión instalado en el fondodel pozo. El análisis de los datos del registrador depresión de fondo utilizado en la prueba de presio-nes transitorias, ayudó a determinar el factor dedaño mecánico del pozo, sm, y el factor de flujo nodarciano, D, a junio de 1996. El factor de dañototal, sT , está dado por sT= sm + Dq, donde q es elgasto del pozo. El producto Dq se denomina factorde daño no darciano y es causado por las altasvelocidades de flujo que se desarrollan en lasinmediaciones del pozo.

La siguiente prueba que se realizó en el pozotuvo lugar en junio de 1997 y el pozo fue estimu-lado hidráulicamente dos días después de laprueba. Se efectuaron dos pruebas más en sep-tiembre de 1997 y en mayo de 1998. En cada unade estas tres pruebas, se llevó a cabo una pruebade productividad y se registraron las presiones desuperficie. Para validar el nuevo método, un regis-trador de presión de fondo proveía simultánea-mente datos de fondo de pozo para ladeterminación del factor de daño mecánico y delfactor de flujo no darciano. Estos valores se calcu-laron luego utilizando sólo los datos de superficie yse compararon con los valores PTTA medidos(arriba).

Con el nuevo método, los operadores puedenvigilar el comportamiento de los pozos con mayorfrecuencia, a un costo mínimo. La implementaciónde esta técnica puede aportar datos para conocerel origen del daño en pozos de almacenamiento degas, permitiendo la remediación o atenuación deldaño antes de que la productividad decline hastaalcanzar niveles antieconómicos.

En otro estudio, los consultores deSchlumberger demostraron cómo las pruebas deflujo efectuadas a regímenes múltiples pueden ayu-dar a determinar la calidad del yacimiento, cuantifi-car el volumen de inventario, construir un modelode todo el sistema, catalogar los cuellos de botellaen las instalaciones de fondo de pozo y de superfi-cie, e incluso determinar la potencia necesaria paraciclar el gas de trabajo varias veces por año.9

Otra fuente de valiosa información de vigilan-cia rutinaria proviene de las mediciones electróni-cas de flujo (EFM, por sus siglas en inglés), en bocade pozo. El equipo de mediciones electrónicas deflujo mide, almacena y transmite los datos de gastode gas y de presión desde la boca de pozo hastauna computadora instalada en la oficina. Estos sis-temas todavía no se instalan en forma rutinaria enlos pozos de almacenamiento de gas, pero seestán popularizando cada vez más.

Un sistema EFM instalado a mediados de ladécada de 1990 en el yacimiento de almacena-miento de gas Belle River Mills, ubicado enMichigan, ayudó a los ingenieros a detectar pro-blemas operativos que dejaron inoperantes anumerosos pozos.10 Las mediciones, que tambiénayudaron a evaluar el impacto de las válvulas deseguridad subterráneas sobre la productividad delos pozos, formaban parte de un sistema auto-mático, destinado a alertar a los operadores decampo acerca del deterioro del desempeño de unpozo.

La empresa Michigan Consolidated GasCompany opera el yacimiento Belle River Mills,una estructura de arrecife del períodoNiagariense, que fue descubierto en 1961 y fueconvertido en yacimiento de almacenamiento degas en 1965. El yacimiento contiene 23 pozosactivos de inyección-producción, capaces de pro-ducir más de 34 MMm3/d [1200 MMpc/D]durante los períodos pico. Las grandes variacio-nes del régimen de flujo dentro de un mismo díason comunes.

Los primeros métodos de vigilancia rutinariade yacimientos consistían en la ejecución depruebas de contrapresión cada tres o cinco añospara evaluar la productividad del pozo, y pruebasde presión diferencial, de dos a cuatro veces poraño para determinar el aporte de cada pozo alflujo total del yacimiento.

La instalación de dispositivos EFM en boca depozo, ahora permite a los operadores vigilar per-manentemente la productividad del pozo y todoslos parámetros de flujo. Una red de computadoravincula los pozos y los escudriña una vez porhora. Las lecturas horarias se comprimen y trans-fieren a la oficina corporativa una vez por día.Estas actualizaciones frecuentes ayudan a identi-ficar problemas operativos, tales como fallas defuncionamiento de las válvulas, además de pro-blemas crónicos, tales como daños de pozo.

Fact

or d

e da

ño

Factor de daño-5 0 5 10 15 20

-5

0

5

10

15

20Factor de daño mecánicocalculado a partir de laspruebas de productividadFactor de daño mecánicomedido de la prueba PTTA

> Comparación entre el factor de daño mecá-nico determinado mediante el análisis de laprueba de presiones transitorias y el dañomecánico calculado en base a las pruebasde productividad. El buen ajuste entre ambosconjuntos de valores demuestra que es posi-ble utilizar los valores calculados en lugar de los valores medidos. El método requieremediciones iniciales con un registrador depresión de fondo de pozo.

7. Un tratamiento de remoción de herrumbre utiliza unamezcla química, normalmente de ácido e inhibidor, paraeliminar la herrumbre y las incrustaciones de los tubula-res antes de bombear un tratamiento de empaque degrava.

8. Brown KG y Sawyer WK: “Novel Surveillance HelpsOperators Track Damage,” artículo de la SPE 75713, pre-sentado en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE,Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayo de2002.

9. Brown KG y Sawyer WK: “Practical Methods to ImproveStorage Operations—A Case Study,” artículo de la SPE57460, presentado en la Convención Regional del Este dela SPE, Charleston, Virginia Occidental, EUA, 20 al 22 deoctubre de 1999.

10. Brown KG: “The Value of Wellhead Electronic FlowMeasurement in Gas Storage Fields,” artículo de la SPE31000, presentado en la Convención Regional del Este dela SPE, Morgantown, Virginia Occidental, EUA, 19 al 21de septiembre de 1995.

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Una forma de identificar anomalías en el com-portamiento de un pozo, es a través de gráficasde burbujas de los gastos de producción a partirde los datos EFM. La observación rutinaria deldesempeño de los pozos, puede hacersemediante el sistema computarizado de manejode la producción OFM. Una gráfica de burbujaspara un día típico en el yacimiento Belle RiverMills, muestra regímenes de extracción másbajos en los pozos situados en los flancos delarrecife, donde la calidad de la roca es pobre; sinembargo, todos los pozos contribuyen a la pro-ducción (izquierda). En otro día, se detectaronproblemas en varios pozos (abajo, a la izquierda).La inspección de las localizaciones de los pozosreveló que las válvulas de seguridad de las líneasde control habían perdido presión hidráulica, locual produjo una pérdida de productividad de4.29 MMm3/d [150 MMpc/D] en todo el yaci-miento. La detección de este problema en elmismo día ayudó a maximizar la productividad aun costo mínimo.

Además de las mediciones de presión para lavigilancia rutinaria del almacenamiento de gas,se realizaron algunas experiencias de observa-ción rutinaria de la actividad símica en Francia,en las que el Instituto Francés del Petróleo y delGas de Francia observó las emisiones acústicasen instalaciones de almacenamiento subterráneode gas.11 En experimentos más recientes, sevigiló rutinariamente la saturación, y la altura dela columna de gas fue medida utilizando técnicassísmicas de lapsos de tiempo e imágenes sísmi-cas de pozo.12

Rehabilitación de pozos de almacenamiento de gas dañadosLa Asociación Americana del Gas estima una pér-dida de productividad de unos 85.9 MMm3/d[3000 MMpc/D] en más de los 15,000 pozos dealmacenamiento de gas que se encuentran enoperación en los EUA. Los operadores de almace-namiento de gas invierten más de 100 millones dedólares estadounidenses anuales para restituir lapérdida de productividad, ya sea por remediacióno mediante la perforación de pozos nuevos.

Algunos de los mecanismos de daño, talescomo invasión y producción de arena, resultanfamiliares para los operadores de E&P, mientrasque otros mecanismos—tales como el desarrollode bacterias o la obstrucción de los poros conaceite de compresores—están más relacionadoscon la inyección y el almacenamiento de gas(próxima página). El Instituto de Tecnología delGas (GTI, por sus siglas en inglés) llevó a caborecientemente un proyecto para investigar meca-

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Mapa de burbujas que muestra problemas de producción

> Gráfica de burbujas que muestra problemas de producción detectados pormediciones electrónicas de flujo (EFM) en el yacimiento de almacenamientode gas Belle River Mills. Varios pozos, ubicados en la porción central de altacalidad del yacimiento, muestran valores de producción menores (burbujasmás pequeñas). Algunos pozos no muestran producción (círculos abiertos).La inspección de las localizaciones de los pozos reveló problemas con lasválvulas de seguridad de las líneas de control, las cuales fueron reparadasde inmediato.

Mapa de burbujas típico del régimen de extracción

> Gráfica de burbujas que muestra los regímenes de producción relativos apartir de mediciones electrónicas del flujo (EFM, por sus siglas en inglés),efectuadas en boca de pozo, durante un día típico en el yacimiento dealmacenamiento de gas Belle River Mills. Se espera menos producción(burbujas más pequeñas) en los flancos, o bordes, de la estructura donde la calidad del yacimiento es pobre. El centro del yacimiento muestra másproducción (burbujas más grandes). El círculo abierto indica un pozo sinproducción.

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nismos de daño en pozos destinados al almace-namiento de gas.13 Para suministrar datos paraesta investigación, los operadores de almacena-miento de gas evaluaron núcleos, fluidos y prue-bas de pozos, en más de 10 yacimientos dealmacenamiento de gas. Se identificaron cuatrotipos principales de daños:• bacterias• precipitados inorgánicos, tales como compues-

tos ferrosos, sales, carbonato de calcio y sul-fato de bario

• hidrocarburos, residuos orgánicos y productosquímicos para producción

• sólidos.En los pozos de estudio, la producción de

arena, la obstrucción mecánica, los problemasrelacionados con los fluidos de terminación yestimulación, y los efectos de la permeabilidadrelativa eran problemas menos frecuentes.

Todos estos mecanismos de daño requierendiferentes métodos de estimulación para restituirla inyectividad y la productividad, y con los años,se ha adquirido vasta experiencia en cuanto aldiagnóstico de los mecanismos de daño y eldiseño de técnicas de estimulación.

A fin de captar este conocimiento y ponerlo adisposición de los ingenieros que se desempeñanen la industria del almacenamiento de gas,Schlumberger y el GTI desarrollaron el modelo decomputación DamageExpert para diagnosticar eldaño de formación.14 Este modelo, creado parapozos de almacenamiento de gas, combina basesde conocimientos de almacenamiento de gas,lógica difusa y tecnologías de sistemas expertos.A partir de los datos ingresados por el usuario, elprograma ayuda a diagnosticar el tipo de daño deformación más probable y luego contribuye aseleccionar el mejor tratamiento y el mejor fluidode estimulación.

El primer paso en el desarrollo del sistemaconsistió en la construcción de una base de cono-cimientos. Esto, a su vez, se dividió en dos partes:adquisición del conocimiento y representación delconocimiento. La adquisición del conocimiento esel proceso de extracción y organización del cono-cimiento, obtenido de expertos en el tema y depublicaciones técnicas. Para este sistema, elconocimiento comprendía información y experien-cia de los operadores, de las compañías de servi-cios y de otros especialistas en mecanismos dedaños de formación en pozos de almacenamientode gas, así como también los correspondientesmétodos de tratamiento.

A continuación, el conocimiento adquirido esrepresentado, o estructurado, de un modo tal quefacilite la resolución del problema. En este caso

en particular, se construyeron bases de conoci-mientos para cuatro pasos de la secuencia deresolución de problemas: selección del candi-dato, diagnóstico del mecanismo de daño, reco-mendación del tratamiento y evaluación delmismo.

El conocimiento del tema se representó utili-zando lógica difusa, combinada con reglas deproducción, redes neuronales y algoritmos gené-ticos. La lógica difusa es una forma de represen-tar el conocimiento que es difícil de captar en unsistema basado en reglas estrictas. La lógicabinaria clásica, basada en reglas rígidas,resuelve problemas mediante la formulación deenunciados tales como, “si se cumple la condi-ción A, entonces existe la situación B.” El enun-ciado puede ser solamente verdadero o falso. Losvalores matemáticos para representar la situa-ción verdadera sólo pueden ser uno para verda-dero y cero para falso. Aplicando lógica difusa,los valores representativos de la situación verda-dera pueden variar entre cero y uno, y pueden

adoptar variables lingüísticas, tales como alta-mente, grande, un tanto y raramente. La lógicadifusa ofrece una forma de ayudar a emular elproceso de pensamiento de un ingeniero queestá diagnosticando el daño de formación y dise-ñando un tratamiento para su eliminación.

Sólidos

Residuos de hidrocarburos

Precipitados inorgánicos

Bacterias

> Tipos principales de daños en pozos de yacimientos de almacenamiento de gas. Los operadoresidentificaron cuatro mecanismos principales que obstruyen los poros y deterioran la productividad:bacterias, precipitados inorgánicos, residuos de hidrocarburos y sólidos.

11. Deflandre J-P, Laurent J y Blondin E: “Use of PermanentGeophones for Microseismic Surveying of a Gas StorageReservoir,” presentado en la 55ta. Conferencia yExhibición Técnica de la EAEG, Stavanger, Noruega, del7 al 11 de junio de 1993.

12. Dumont M-H, Fayemendy C, Mari J-L y Huguet F:“Underground Gas Storage: Estimating Gas ColumnHeight and Saturation with Time Lapse Seismic,”Petroleum Geoscience 7, no. 2 (Mayo de 2001): 155–162.

13. GRI: Investigation of Storage Well Damage Mechanisms,GRI-98/0197 (Abril de 1999). El Instituto de Tecnología delGas (GTI, por sus siglas en inglés) se conocía anterior-mente como Instituto de Investigación del Gas (GRI, porsus siglas en inglés).

14. Xiong H, Robinson B y Foh S: “Using an Expert System toDiagnose Formation Damage Mechanisms and DesignStimulation Treatments for Gas-Storage Wells,” artículode la SPE 72374, presentado en la Convención Regionaldel Este de la SPE, Canton, Ohio, EUA, 17 al 19 de octu-bre de 2001.

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La información circula a través de siete módu-los durante el proceso de diagnóstico y diseño deltratamiento (izquierda). El módulo de ingreso dedatos recibe información tal como identificación,dimensiones, terminaciones e historia del pozo,junto con datos de la roca del yacimiento y pro-piedades de los fluidos. Todos los módulos subsi-guientes utilizan esta información de entrada.

A continuación, el módulo de diagnóstico delmecanismo de daño analiza la información deentrada para identificar tipos posibles de dañosde pozo y de formación. Los mecanismos se cla-sifican de más probable a menos probable. Estemódulo puede saltearse si el usuario está segurode que se conoce el mecanismo de daño.

El módulo de factibilidad del tratamientodetermina si el pozo es un buen candidato para laremediación del daño. A éste le sigue el módulode selección del tratamiento, que recomienda elmejor tratamiento disponible para eliminar eldaño identificado.

El módulo de fluido de tratamiento ayuda aseleccionar el mejor fluido a utilizar en un trata-miento de matriz o en un lavado de pozo. Elmódulo verifica la compatibilidad entre la forma-ción y el fluido de tratamiento, y especifica losaditivos necesarios para evitar reacciones quími-cas indeseables. El módulo del programa debombeo recomienda una combinación de régi-men de inyección y volumen de fluido para cadazona a tratar. Y, por último, el módulo de presen-tación de informes emite informes de cualquierade los otros módulos.

El sistema experto fue probado en variospozos de almacenamiento de gas y, para mejorarel sistema, se retroalimentó la información. Unpozo de muestra fue terminado desnudo con latubería de revestimiento cementada por encimadel yacimiento de areniscas de almacenamientode gas. El pozo tenía una producción moderadade 71,600 m3/d [2500 Mpc/D] y su capacidad deextracción había declinado un 53%.

El módulo de mecanismo de daño indicó quela obstrucción de los poros y los efectos de lapermeabilidad relativa eran las principales cau-sas de los daños ocasionados al pozo (izquierda).El módulo de selección del tratamiento propusoun lavado del pozo o un tratamiento de matriz,con casi un 50% de probabilidad de éxito (páginasiguiente, arriba). Una vez que el usuario selec-cionaba un tratamiento de matriz, el sistemaexperto sugería los fluidos de estimulación y elprograma de bombeo (página siguiente, abajo).

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> Diagnóstico de daño de pozo de almacenamiento de gas. Dada la informa-ción de entrada, el sistema DamageExpert determinó que la obstrucción y los efectos de la permeabilidad relativa constituían las causas principales de daño de pozo, junto con las incrustaciones de óxido de hierro [Fe2O3], carbonato de calcio [CaCO3], sulfuro de hierro [FeS2] y cloruro.

Base de datos deinformación de pozos

Base dedatos de fluidos

Bases deconocimientos

Módulo de entrada de datos

Módulo de presentación de informes

Módulo de programa de bombeo

Módulo de fluido de tratamiento

Módulo de selección de tratamiento

Módulo de factibilidad de tratamiento

Módulo de mecanismo de daño

> Módulos del modelo de computación DamageExpert para el diagnóstico demecanismos de daño en pozos de almacenamiento de gas.

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El pozo fue estimulado con el tratamientorecomendado, que incluía un agente tensioactivo,un inhibidor de hierro, un inhibidor de corrosión yun taponador selectivo. Después del tratamiento,la productividad del gas había aumentado cincoveces.

Más allá del almacenamientoEl almacenamiento subterráneo de gas es sólouna de las industrias que se están desarrollandopara satisfacer las crecientes y rápidamentecambiantes necesidades energéticas mundiales.En Europa, por ejemplo, la Ley Parlamentaria deGas de la Unión Europea, que data de 1998,requiere que todos los países desregulen sus sec-tores de gas y electricidad durante la próximadécada. El éxito de este tipo de desregulación—destinada a estimular la competencia y reducir elcosto total—demandará mayor eficiencia en lacadena de suministro de gas.

El manejo de toda la cadena de suministro degas implica la observación rutinaria y el control entiempo real del transporte del gas desde la bocade pozo a través del gasoducto y de la cuadrículade gas natural licuado (GNL) hasta llegar a lapunta del quemador del consumidor final,pasando por las instalaciones de almacena-miento. También incluirá los servicios de tecnolo-gía de la información para facilitar el manejo delos activos, el acceso de terceros, la atención alcliente, la facturación y la comercialización. Elsector Energía y Servicios Públicos deSchlumbergerSema está diseñando e implemen-tando este tipo de solución de sistemas paraclientes en diversos proyectos de todo el mundo.Este tipo de proyecto de integración en granescala, podría conllevar en una primera etapa eldesarrollo de una solución de red satelital paraconectar los yacimientos productores de gas, lasestaciones colectoras y las estaciones de gaso-ductos, los sitios de almacenamiento subterráneode gas y las terminales de exportación de gas, auna base de datos central. El objetivo final delproyecto sería instalar centros de comercializa-ción e intercambio de gas, accesibles porInternet, en las principales áreas de consumo yen los puntos de control de las fronteras deexportación, similares al centro de comercializa-ción de electricidad diseñado y operado porSchlumbergerSema, actualmente implementadopara APX, en Ámsterdam, Países Bajos.

El aumento anticipado del consumo de gas yla desregulación sostenida, crearán oportunida-des y generarán cambios en las prácticas comer-ciales de las compañías de E&P de petróleo y degas, de las compañías de transporte y almacena-miento de gas, de las compañías de comercializa-

ción de gas, y de las compañías de servicios públi-cos y servicios generales. Para extraer el máximoprovecho de estas oportunidades, será necesarioel desarrollo de tecnologías de seguimiento y laaplicación de herramientas y servicios queaumenten la eficiencia y el valor. —LS

> Módulo de selección del tratamiento que muestra mayor confiabilidad enel éxito de dos tratamientos posibles: lavado de pozo y tratamiento de matriz.El usuario optó por el segundo tratamiento y pasó al módulo siguiente parala selección del fluido.

> Selección del fluido y programa de bombeo, propuestos por el sistemaDamageExpert. El sistema experto recomienda los parámetros para cadaetapa del tratamiento, incluyendo el volumen por etapas, el régimen deinyección y la composición química.

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Redes con el mundo

Jeff GronerConoco Inc.Houston, Texas, EUA

Larry GutmanMichael HalperFranklin ManessLee RobertsonJim SullivanDana Graesser WilliamsHouston, Texas

Trevor HarveyCatherine RobertsonBPAberdeen, Escocia

Ian McPhersonAberdeen, Escocia

La infraestructura de cables, antenas, satélites y sistemas de aplicaciones computa-

rizadas posibilita una rápida comunicación necesaria en el mundo empresarial de

nuestros días. Ya sea que la información incluya datos transmitidos en tiempo real

desde un pozo de producción, o de una sección sísmica que está siendo analizada

en dos continentes al mismo tiempo, es esencial una conexión segura.

El manejo de los activos hoy exige respuestasrápidas a condiciones cambiantes. Enormes volú-menes de datos son captados, transmitidos, ana-lizados y almacenados y, a menudo, cada una deestas actividades se lleva a cabo en un lugar dis-tinto del mundo. Se necesita una amplia y sofis-ticada infraestructura para transmitir estos bits ybytes de un lugar a otro y proteger el flujo deinformación de interferencias inadvertidas omaliciosas. A través de satélites, las compañíaspueden transmitir comunicaciones y datos, vir-

tualmente desde cualquier lugar del mundo. Lasseguras redes privadas de banda ancha transmi-ten los datos en tiempo real, a la vez que lasherramientas de seguridad garantizan que sólopuedan ver y acceder a esos datos quienes cuen-ten con la debida autorización.

Casi todos los geocientíficos, ingenieros,especialistas en compras y responsables de laplanificación esperan tener la información alalcance de la mano, en el lugar y el momento enque la necesitan, sin preocuparse por la logística

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Jeffrey T. Buxton, Cara Cejka, Samuel Edwards,Thien B. Nguyen, Natasha Noble, Lee Russell y RobertSanchez, Silvio Savino, Houston, Texas, EUA; y a MarkSambrook, Aberdeen, Escocia.

DeXa, DeXa.Badge, DeXa.Net, DeXa.Port, DeXa.Touch,iCenter, myDeXa y SpaceTrack 4000 son marcas deSchlumberger. Adobe y Acrobat son marcas registradas deAdobe Systems Incorporated. Microsoft y Windows sonmarcas registradas de Microsoft Corporation. UNIX esmarca registrada de The Open Group en los EstadosUnidos y otros países.

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> Red de computación global. El sistema DeXa.Net vincula las líneas terrestres de alta velocidad ygran ancho de banda (azul) con comunicaciones satelitales globales. Las estaciones terrestres(antenas) proveen comunicaciones en casi todas partes del mundo. Las estaciones de telepuertosmás pequeñas de Argelia y Noruega no se muestran en esta gráfica.

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necesaria para su provisión. Debe existir unainfraestructura de tecnología de la información(TI) para habilitar y asegurar estas actividades. ElConjunto de Servicios DeXa de Schlumbergerofrece soluciones de TI que ayudan a las compa-ñías de exploración y producción (E&P, por sussiglas en inglés) a concentrarse en su objetivocentral: descubrir y extraer hidrocarburos.

Este artículo se refiere al estado actual de latecnología de infraestructura de TI, en el negociode E&P. Una comunidad especializada de graninterés, la Red de Asociaciones Petroleras (OPNet,por sus siglas en inglés), forma parte de un servi-cio que provee conexiones en todo el mundo a tra-vés de enlaces satelitales y de fibra óptica. Eneste artículo se analiza la oferta de Schlumbergeren materia de seguridad de redes, incluyendo lastarjetas inteligentes. Como ejemplo de estos ser-vicios, se muestra la derivación a terceros de unasolución total de TI creada para Conoco.

Conexión del campo con el mundoLa conectividad de múltiples sitios sobre unabase global—dentro de una compañía, con losclientes y con los proveedores—es esencial paravincular la información correcta con las personasque correspondan, en el momento y en el lugaradecuados. Las comunicaciones vía satélite y lasredes privadas de banda ancha, inalámbricas yseguras, permiten el acceso a todos los datos einformaciones pertinentes. Tales comunicacionesresultan críticas en la adopción de decisiones entiempo real. Esta capacidad implica que los espe-cialistas pueden recibir en cualquier puntoremoto el mismo impacto que recibirían en susoficinas, o que pueden hacer su trabajo en susoficinas con la misma eficacia con que lo haríanen un equipo de perforación.

Dada la reducción de personal que experi-menta la industria en general, resulta cada vezmás crucial la conexión con los mejores especia-listas. Con una conectividad segura, de extremoa extremo hasta la fuente de información, sepueden apalancar las capacidades de los sociosinternos y externos en un entorno electrónico decolaboración seguro.

El volumen de datos que se manejan en lasactividades normales de E&P ha crecido sustan-cialmente en las dos últimas décadas (derecha).Se necesita una infraestructura importante parapoder transmitir, almacenar y administrar estainformación y asegurar que realmente contribuyaa acrecentar el cuadro de pérdidas y gananciasde las compañías operadoras.

El servicio de Soluciones de ConectividadSegura de Redes DeXa.Net ofrece una conectivi-dad global integrada segura entre todos los

usuarios y los datos. Para ello utiliza sistemas detelemetría satelital o enlaces de fibra óptica. Lascomunicaciones vía satélite extienden las redesglobales para llevar las capacidades de comuni-cación en tiempo real a los equipos de perfora-ción y a otros puntos remotos.

Para vincular todos estos elementos entre síse necesita una red de escala global.Schlumberger ha desplegado y administrado unaimportante red global privada durante casi dosdécadas como soporte para sus propias opera-

ciones de campo. Ahora, esa red se encuentradisponible como red privada segura para susclientes (arriba). Provee cobertura global con elancho de banda que se solicite, lo cual otorgacapacidad de red en el lugar y en el momento enque se necesite. La seguridad y la existencia decanales privados permiten resguardar la confi-dencialidad de los datos de los clientes. El servi-cio dispone de diversas opciones para garantizarque se otorgue prioridad a la transmisión de losdatos más importantes a través de la red.

100

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Giga

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la regióncercana al

pozo (por día)

Adquisiciónsísmica marina

(por embarcación,por pozo)

1993 2001

> Rápido crecimiento de la cantidad de datos en la industria del petróleo y delgas. El mejoramiento de las herramientas, el mayor volumen de datos almacena-dos en esas herramientas, y el aumento de las velocidades de transmisión delos sistemas de telemetría, generaron un incremento sustancial en el volumende datos captados durante el período 1985-2001. Con las herramientas típicasutilizadas cada año, la cantidad de datos adquiridos mientras se cumplimentabanlas mismas tareas—mediciones y registros adquiridos durante la perforación,registros con cable y adquisición sísmica marina—aumentó drásticamente. En1985, la técnica de vigilancia rutinaria permanente de pozos no estaba disponible,pero el volumen de datos que se manejan actualmente puede llegar a alcanzar100 megabytes por día en un pozo bien equipado con instrumental.

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Este tipo de conectividad de red extendida,combinado con centros de conectividad seguros yredes privadas virtuales, permite la recolecciónde datos en tiempo real, el análisis en tiemporeal y, finalmente, la toma de decisiones entiempo real. Dos tipos de comunicaciones contri-buyen a la red integrada. Los satélites vinculanpuntos remotos, tales como equipos de perfora-ción, plataformas o embarcaciones con estacio-nes terrestres centralizadas, conocidas comotelepuertos; y los cables de fibra óptica facilitanlas comunicaciones en tierra.

El servicio DeXa.Net provee la antena estabi-lizada SpaceTrack 4000 para aplicaciones marinas(derecha). Esta antena, de abertura muy pequeña,requiere mínimo espacio pero es lo suficiente-mente robusta para operar en plataformas semi-sumergibles, sistemas de producción flotantes,barcazas, embarcaciones para sísmica y barcosde soporte a actividades de buceo. Con un altogrado de precisión de seguimiento, mantiene elenlace con el satélite incluso en mares turbulen-tos. Las compañías que operan satélites de comu-nicaciones son muy cuidadosas en lo querespecta a los permisos de acceso a sus sistemas.La antena estabilizada SpaceTrack 4000, insta-lada por personal experimentado, debe satisfacerlos estrictos controles que imponen estas compa-ñías antes de permitir la conexión.

El negocio de E&P se desarrolla en muchospuntos remotos del mundo, donde no existe unainfraestructura de comunicaciones en superficie,tales como cables de fibra óptica o líneas telefó-nicas tradicionales. Sin embargo, las comunica-ciones rápidas, independientemente de ladistancia, hoy son imprescindibles en la industria.Los enlaces vía satélite son esenciales para lacomunicación con lugares tales como el desierto

de Argelia o las áreas de aguas profundas frentea la costa de África Occidental. Se requiere unportafolio de satélites para proveer cobertura glo-bal, porque los satélites de comunicaciones seubican en una órbita geosincrónica.1 El manejo delancho de banda en los satélites correctos para lacomunicación con todas las localizaciones de unacompañía, puede ser una tarea de carácter intimi-datorio. Schlumberger maneja la comunicaciónsatelital y, a través del servicio DeXa.Net, revendeel ancho de banda en soluciones adaptadas a lasnecesidades específicas de los clientes.

Unos 14 satélites cubren áreas de E&P estra-tégicas de todo el mundo. Telepuertos ubicadosen Aberdeen, Escocia; Stavanger, Noruega;Houston, Texas, EUA; Sedalia, Colorado, EUA;

Macaé, Brasil; Lagos, Nigeria; Hassi Messaoud,Argelia y Singapur proveen cobertura global.Cualquier lugar—no importa cuán remoto sea—puede vincularse con la red de datos. Las oficinasde los clientes se conectan con los telepuertos através de redes de fibra óptica y, a través del sis-tema central DeXa.Net de Schlumberger, losclientes obtienen una conectividad global. El sis-tema DeXa.Net ofrece una solución de comuni-caciones, de extremo a extremo y tipo llave enmano.

Red de socios privada y segura BP fue el principal auspiciante de la primera Redde Asociaciones Petroleras OPNet, establecidaen Aberdeen, Escocia, en 1994, para facilitar laejecución de operaciones críticas en campospetroleros, en los proyectos de ingeniería y en lapresentación de informes a socios de E&P. Unared OPNet utiliza varios elementos de la soluciónDeXa.Net para ofrecer redes administradas yseguras a una comunidad privada y cerrada decompañías.

BP quería utilizar la red OPNet para lograrmayor flexibilidad en las comunicaciones con losdiversos accionistas de la empresa, incluyendosocios capitalistas, compañías de servicios y pro-veedores de sus campos del Mar del Norte(izquierda). El objetivo de BP era disminuir los cos-tos mediante la reducción de la infraestructura y latransferencia del manejo de una red a un provee-dor externo. Al mismo tiempo, el mejoramiento dela seguridad constituía una prioridad fundamental.Los sistemas de detección de intrusos en tiemporeal escanean todo el tráfico durante las 24 horasdel día, los 7 días de la semana.

22 Oilfield Review

> Comunicaciones satelitales marinas. El diseño de alta resistencia y la ca-pacidad de seguimiento satelital hacen que la antena de pequeña aberturaSpaceTrack 4000 del sistema DeXa.Net resulte ideal para cualquier tipo deembarcación.

Socios externosSociosdel campo

Intercambio porcorreo electrónico

Operadordel campo

Servicios a los sectorescomerciales y financieros

Instalaciones marinas: plataforma,barcaza de perforación

Compañía a cargo del campoo grupo a cargo de los activos

Compañías de servicios

Red deAsociaciones

Petroleras(OPNet)

Conectividad locale internacional Red segura de datos

Sistemas de facturación

Distribuidores satelitalesVoz y datos

> Participantes de la red privada local de Aberdeen. La Red de Asociaciones Petroleras de Aberdeenagrupa una diversidad de participantes del Mar del Norte en una comunidad perfectamente integrada.

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Otoño de 2002 23

Esta red que emplea el Protocolo de Control deTransmisión y el Protocolo de Internet (TCP/IP, porsus siglas en inglés) para una comunidad cerrada,se utiliza para operaciones críticas en campospetroleros, proyectos de ingeniería y presentaciónde informes a socios.2 Por ejemplo, la informaciónde perforación o de registros de pozos puede sertransmitida en forma segura y en tiempo realdesde una plataforma de perforación hasta las ofi-cinas de una compañía situadas en tierra o a lasinstalaciones de un iCenter.3 Las operacioneslogísticas pueden coordinarse con mayor facili-dad. Por ejemplo, se puede asegurar que un buquede abastecimiento o un helicóptero no realicen unviaje con carga parcial cuando hay suministros opersonal que necesitan ser transportados.

El éxito de la operación se traduce en el cre-ciente número de usuarios. Cuando la red OPNetcomenzó a funcionar a modo de prueba en 1994,sólo cinco compañías formaban parte de la red.Ahora, unos 100 participantes se comunican porla red OPNet: 23 compañías operadoras de petró-leo y de gas, 33 compañías de ingeniería, 14compañías relacionadas con actividades de per-foración, 7 compañías de logística y transporte,unas 50 plataformas marinas y embarcacionesoperadas por 14 compañías y 16 servicios de TI yde oficina.4 El sistema se ha expandido más alláde los campos de BP para incluir los activos devarias compañías del sector británico del Mar delNorte. Se están estableciendo más redes OPNeten otras partes del mundo. La red OPNet deHouston fue puesta en funcionamiento endiciembre de 2001.

Manejo de cables de fibra óptica en elsector central del Mar del NorteSi bien las velocidades y el ancho de banda delas comunicaciones terrestres mejoraron signifi-cativamente en la última década, los niveles delas comunicaciones marinas se encuentran reza-gados. BP acaba de tender un cable de fibraóptica desde la Bahía de Cruden, en la costa deEscocia, hasta el Campo Forties, situado en elMar del Norte, a unos 177 km [110 millas] deAberdeen (izquierda). El cable se extiende hastael Campo Everest, en el sector británico, y luegohasta el Campo Ula en el sector noruego.Cualquier plataforma que se encuentre a unos 40km [25 millas] de distancia de estas plataformasse puede conectar al sistema de fibra ópticamediante sistemas de microondas de alcanceóptico. Los enlaces de microondas y cable permi-ten ampliar hasta 1000 veces la capacidad detelecomunicación de estas plataformas. El cableprovee telecomunicaciones de alta calidad y grancapacidad al sector central del Mar del Norte.5

La empresa Central North Sea FibreTelecommunications Company (CNSFTC), subsi-diaria en propiedad exclusiva de BP, administraesta red de fibra óptica y revende la capacidad dered a otras compañías operadoras del sector cen-tral del Mar del Norte. CNSFTC eligió aSchlumberger como operador de servicios de tele-comunicaciones, por la experiencia que esta com-pañía había demostrado en la provisión decomunicaciones marinas.

Las mejores comunicaciones logradas a tra-vés de cable de fibra óptica permiten generarcambios fundamentales en las operaciones mari-nas (arriba). Las comunicaciones telefónicas sonclaras y sin demoras. Las videoconferencias pue-den tener calidad de teledifusión. Los servidoresen tierra son tan rápidos y eficaces para los usua-rios en áreas marinas como para los usuarios en

áreas terrestres. Grandes volúmenes de datosadquiridos costa afuera pueden estar disponiblesen tierra firme en forma inmediata, lo cual per-mite una efectiva vigilancia rutinaria del estadode las plantas y procesos marinos.

En una conferencia realizada para celebrar el25 aniversario del Campo Forties, el presidentede BP, Lord John Browne manifestó: “el ancho debanda prácticamente ilimitado hará que elentorno marino y el terrestre se conviertan en unúnico entorno de TI y eso transformará la formaen que opera la industria en el Mar del Norte,mejorándolo todo, desde la optimización de laproducción hasta los videocontactos de los ope-rarios que trabajan en el mar con sus familias.” Ycontinuó diciendo: “creemos que la inversión ini-cial, que asciende a 40 millones de dólares esta-dounidenses, creará grandes oportunidades paralas compañías operadoras y las compañías deservicios, reduciendo costos, prolongando la vidaproductiva de los campos y aumentando la pro-ducción.”6

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Aberdeen

Campo Forties

Campo Everest

Bahía de Cruden

Sector Británico SectorNoruego

CampoUla

> Cableado de fibra óptica en el sector centraldel Mar del Norte. Un cable de fibra óptica co-necta la red de Aberdeen de BP con el CampoForties, luego continúa hasta el Campo Everest yde allí se dirige al Campo Ula, en el sector norue-go. Las plataformas cercanas tienen acceso alcable mediante un enlace de microondas.

1. Los satélites ubicados en la órbita geosincrónica perma-necen fijos en el lugar, por encima de un punto de lasuperficie terrestre.

2. El término TCP/IP significa Protocolo de Control deTransmisión/Protocolo de Internet. El protocolo de con-trol de transmisión asegura una conexión confiable entrelas computadoras conectadas por Internet. El protocolode Internet controla cómo se desglosa la información enconjuntos y cómo deberían abordarse dichos conjuntospara llegar a la computadora de destino.

3. Para obtener mayor información sobre el iCenter, con-sulte: Bosco M, Burgoyne M, Davidson M, Donovan M,Landgren K, Pickavance P, Tushingham K, Wine J,Decatur S, Dufaur S, Ingham J, Lopez G, Madrussa A,Seabrook D, Morán H, Segovia G, Morillo R y Prieto R:“Manejo de activos durante toda su vida útil a través dela Red,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):42–57.

4. Los servicios de oficina incluyen compañías financierasy de certificación.

5. Para recabar detalles técnicos sobre las comunicacio-nes por cable de fibra óptica en el sector central del Mardel Norte, conéctese a: www.cnsfibre.com.

6. Browne J: “Speech for the Forties Field 25th AnniversaryThursday 7 September 2000,” http://www.bp.com/location_rep/uk/bus_operating/forties_field/sjb_speech.asp.

Cost

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Bajo costo

Antes delcable de

fibra óptica

Cable de fibra óptica

2 Mbit/sec

Mejoras de radio,simplificación dela tecnología dela información,

video, aplicaciones,vigilancia rutinaria

de pozos

Incremento de la innovaciónProyectos

Vigilancia en línea Control inteligentede pozos,

optimización deprocesos, sala

de control en tierra

8 Mbit/sec34 Mbit/sec 155 Mbit/sec

Alto costo

> Costo del ancho de banda. Con la instalación del cable de fibra óptica se redujo el costo por megabitdel ancho de banda para el Campo Forties, y se optimizaron la calidad y las capacidades (línea azul).

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Las compañías operadoras y sus socios en loscampos petroleros pueden mejorar su desem-peño en términos de salud, seguridad y medioambiente, reducción de costos operativos,aumento de la producción y prolongación de lavida productiva de sus campos. Cambios simples,tales como el traslado de servidores en tierra, lautilización de sistemas de videoconferencia parareducir las visitas en áreas marinas y la transmi-sión de un mayor volumen de datos a tierra para suanálisis, contribuirán al logro de estos objetivos.

Acceso seguro a los datosEn una compañía centrada en la información, lacaptación y el intercambio de conocimientos,experiencia e información resultan cruciales parala creación y la construcción de un repositoriocorporativo de activos digitales de nueva genera-ción. Este repositorio debe estar protegido—conmedidas de seguridad física y de TI—permi-tiendo al mismo tiempo un acceso eficaz en fun-ción de la demanda. Las interacciones entre lasdistintas compañías dentro de la industria de E&Pse plantean a nivel mundial, de manera que un

sistema bien diseñado debe contemplar la posi-bilidad de que existan intentos hostiles o mali-ciosos de interferir con las conexiones (véase“Protección de la riqueza olímpica”, página 26).

La base de esta seguridad es la integracióndel acceso físico y el acceso a la red. Un únicosistema autentifica la identificación de las perso-nas para una diversidad de fines. El sistema lespermite ingresar a ciertos edificios y oficinas,conectarse a sistemas de datos internos y, porúltimo, los autoriza a visualizar ciertas aplicacio-nes y datos. Una vez que una organización tieneimplementado un sistema sólido de identidad,autentificación y autorización, los beneficios quese logran con este sistema de seguridad sonpoderosos. La protección de la comunidad quetrabaja en un ambiente de colaboración, la auto-rización de acceso a áreas seguras o a equiposde perforación, el seguimiento de los certificadosde capacitación y seguridad, y hasta la solicitudde comidas en el bar, se pueden vincular con unsistema integrado de seguridad personal y deprotección de datos.

El sistema de Soluciones de Seguridad parael Manejo de la Identidad de DeXa.Badge utilizala tecnología individual de tarjetas inteligentespara acceder a activos digitales e instalacionesfísicas (arriba). La tarjeta inteligente provee iden-

tificación fotográfica, un chip de acceso físico yun certificado electrónico personal que identificay autoriza a un usuario. Además de la seguridadde acceso, se pueden facilitar ciertas transaccio-nes en la comunidad en red, mediante la encrip-tación de documentos y la firma digital de ciertastransacciones, lo cual queda habilitado por elcertificado de la tarjeta.

El sistema de Soluciones de Seguridad parael Control del Acceso a la Red DeXa.Port garan-tiza una seguridad de similares característicastanto para redes externas como para aplicacio-nes de portales de Internet. En este caso, lacomunidad que trabaja en un ambiente de cola-boración puede operar por Internet para inter-cambiar datos y realizar transacciones en formaprotegida. Si los datos o las transacciones son demucho valor, se pueden ampliar los niveles deseguridad para incluir lectores biométricos, talescomo el escáner de impresión digital o el escánerde retina, a fin de proveer un nivel adicional deautentificación del usuario. De esta manera, ade-más de un elemento conocido—tal como unnúmero de identificación personal—y un ele-mento personalizado—tal como una tarjeta inte-ligente—la autentificación puede incluir untercer nivel: algo que identifique al usuario enforma personal, tal como una impresión digital.Todos estos aspectos de la seguridad se encuen-tran disponibles, pero sólo pueden constituir labase segura requerida para las actividades entiempo real si se combinan con una solución deseguridad integrada.

Esto significa que los usuarios pueden acce-der a las instalaciones, a los datos y a las aplica-ciones de Internet en forma segura. El sistemagarantiza que únicamente las personas autoriza-das puedan visualizar los datos, que los datostransmitidos no puedan ser interceptados ni leí-dos por otros, y que las transacciones realizadasen la red puedan ser validadas y no rechazadasluego de aprobadas.7 El hecho de saber que elflujo de información y todos los participantes dela cadena de transmisión son seguros, permitetomar decisiones de manera confidencial entiempo real.

Adelanto importanteEn diciembre de 2001, Conoco tomó una medidadecisiva con miras a lograr una capacidad de TIglobalmente consistente y redujo los costosgenerales de TI, al derivar a terceros estos servi-cios mediante un contrato de seis años por unvalor de 300 millones de dólares estadouniden-ses. El contrato fue adjudicado a Schlumbergerdebido a su operatoria flexible, orientada a losservicios y a su presencia internacional, específi-camente en los numerosos puntos remotos que

24 Oilfield Review

7. En seguridad de redes de computación, la ausencia derechazo es una cualidad conveniente que asegura a losusuarios el permiso de acceso a todos los recursos a losque están autorizados.

> Credencial corporativa inteligente. Se puede lograr un alto nivel de seguri-dad utilizando una tarjeta inteligente con un chip de computación encastrado.Esta credencial puede utilizarse tanto para el acceso físico a las instalacio-nes como para el acceso a los sistemas de computación.

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son comunes a la industria de E&P. Mediante lautilización de herramientas y procesos integrados,Schlumberger está creando una infraestructuramundial de TI, con características independientesy un modelo de servicios global para Conoco. Dadoque Schlumberger conoce tanto los campos petro-líferos como la TI, la gerencia de Conoco no dudóen asignar a Schlumberger esta función estraté-gica clave.

En una reunión mundial de Conoco sobremanejo de la información (IM por sus siglas eninglés), celebrada en mayo de 2000, los gerentesde IM determinaron que una arquitectura común,con un servicio global consistente, permitiríaaumentar la productividad y lograr eficiencias deescala mediante el apalancamiento de recursos yactivos. La unificación de la infraestructura de TIde Conoco reduciría el tiempo inactivo de losempleados, con la introducción de sistemas com-patibles y nuevas aplicaciones. Aumentaría elenfoque en el proceso y en las capacidades aldisminuir las dificultades respecto de la infraes-tructura de TI de las unidades de negocios indivi-duales.

Conoco denomina a este programa ITBreakthrough. Este nuevo entorno operativocomún se basa en la consolidación global y en laestandarización a través de un único proveedor deTI, con una infraestructura común, una estructurade soporte unificada y herramientas integradas.

A nivel interno, los objetivos del programa ITBreakthrough abarcan tecnología, procesos ypersonas. A nivel externo, esto significa queConoco puede mostrar a sus clientes una imagenconsistente, lo cual permite a la compañía:• reducir el tiempo para ingresar al mercado de

soluciones técnicas• incrementar las soluciones coordinadas entre

las unidades de negocios• aumentar la flexibilidad comercial.

Inicio del contactoPara los casi 20,000 empleados de Conoco, lareestructuración aporta enfoque y vías desoporte múltiples. Nunca más se limitarán a la TIy a los centros de soporte existentes dentro de suedificio. Por el contrario, el soporte se proveeahora a través de un Centro de ServiciosGlobales, que brinda a los empleados un solopunto de contacto respecto de cualquier pro-blema o asunto relacionado con la TI.Significativamente, como parte clave de la solu-ción, las comunidades de usuarios y los equiposde manejo de TI pueden identificar, resolver yrastrear en forma proactiva sus propios proble-mas técnicos con herramientas de autoayudacreadas por Schlumberger. Los empleados deConoco, en todo el mundo, van a tener una nueva

aplicación en sus computadoras personales: elPortal de Autoayuda (SSP, por sus siglas eninglés) del sistema DeXa.Touch de Schlumberger,que se encuentra totalmente integrado a losotros sistemas de servicios y soporte derivados aterceros de TI del sistema DeXa.Touch. Estaherramienta, que es la primera en su tipo, estáimponiendo la norma de la autoayuda en laindustria.

Para fines de diciembre de 2002, todos losusuarios de Conoco tendrán en sus computado-ras de escritorio la herramienta DeXa.Touch SSP,a la que podrán acceder mediante el íconomyDeXa. El portal SSP habilita a los usuarios dePCs y a los equipos de manejo de TI de Conocopara que resuelvan sus propios problemas com-putacionales en forma rápida e independiente,permitiendo así reducir los costos de tiempoinactivo de los usuarios y el costo total de la titu-laridad de TI. Así, la gerencia de TI puede con-centrarse en procesos estratégicos de negocios,en vez de enfocarse en operaciones de sistemas.

El portal SSP habilita a los empleados deConoco para que utilicen las herramientas deautoreparación. Estas herramientas constituyenla primera línea de defensa, una forma rápida y

fácil de encarar y resolver los problemas cotidia-nos que se presentan con las PCs. Los empleadosde Conoco pueden solucionar diversos problemasrelacionados con aplicaciones y sistemas opera-tivos con sólo pulsar el ratón. En muchos casos,acciones automáticas, iniciadas por el usuario,pueden reducir sustancialmente los tiempos dereparación. Los objetivos son ampliar el abanicode problemas que pueden resolverse con el por-tal SSP y continuar con la reducción del costo desoporte informático.

Una herramienta denominada Quick Fix per-mite a los usuarios reparar problemas de aplica-ciones y redes al restituir las PCs a una condiciónde operación conocida (arriba). Por ejemplo, sialguien no puede imprimir un archivo AdobeAcrobat, podrá encontrar ayuda con sólo pulsarel ratón. Luego de conectarse al sistemamyDeXa, el usuario debe desplazarse por “AllPrinter Drivers,” y dirigirse al botón “Fix Now.” Encuestión de minutos, finaliza el proceso de auto-reparación y se restituyen los controladores de laimpresora sin necesidad de recurrir al centro deservicios.

El empleado recurre ala herramienta Quick Fix

El empleado sedirige al portal de

autoayuda myDeXa

El empleado recurre ala herramientas Tickets

El empleado se dirige ala base de conocimientos

Quick Fix intentaresolver el problema

El empleado crea supropio ticket de

problema en línea

La base deconocimientos busca

la respuesta o solución

El ticket se envía alCentro de Servicios

Globales o alsistema de soporte

en sitio para lasolución del problema

¿Problemaresuelto?

¿Problemaresuelto?

El empleado estánuevamente en línea

El empleado tieneun problema en su PC

No No

SíSí

> Herramientas de autoayuda del sistema DeXa.Touch. En lugar de llamarinmediatamente al centro de servicios por un problema con la PC, un usuariode Conoco tiene acceso a un juego completo de herramientas de soporte me-diante el ícono myDeXa. Una de esas herramientas, el Portal de Autoayuda,ofrece la herramienta Quick Fix. En pocos minutos, el empleado puede solu-cionar diversos problemas que, normalmente, requerirían la atención de unanalista de soporte. Para los problemas más difíciles, se dispone de una am-plia base de conocimientos. Si la respuesta es negativa en la base de cono-cimientos, el usuario puede crear un ticket en línea para el centro de ayuda.

(continúa en la página 29)

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26 Oilfield Review

Los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002, quetuvieron lugar en la Ciudad de Salt Lake, Utah,EUA, presentaron un desafío para la seguridadde los sistemas de red. Este evento deportivomundial—que suele ser el centro de intensasemociones nacionales—se convirtió en objetivopotencial de los piratas informáticos (hackers).Los resultados de los eventos debían ser trans-mitidos a los medios en tiempo real y en formasegura. La repetición de una carrera de esquípor problemas con el sistema no era una alter-nativa aceptable. El sistema tenía que estar fun-cionando a pleno el 8 de febrero de 2002; fechade inauguración de los Juegos (derecha).

SchlumbergerSema diseñó y operó el Centrode Tecnología de la Información (ITC, por sussiglas en inglés) de los Juegos y hará lo mismoen los próximos tres Juegos Olímpicos. Comointegrador de sistemas, SchlumbergerSema tuvoa su cargo la coordinación del trabajo de 15compañías y 1350 especialistas en tecnología dela información (TI) en el Consorcio Tecnológicode los Juegos. Con las centrales de datos situa-das en cada uno de los 10 puntos de desarrollode los eventos deportivos, además de otros cen-tros de los Juegos, una enorme infraestructurade TI manejó la transmisión instantánea de losresultados de los eventos, las acreditaciones, lasinscripciones de los atletas, el transporte y otrosprocesos clave. La contabilización de los punta-jes en tiempo real y la información básica sobrelos atletas y los eventos eran transmitidos a laprensa y medios de difusión, así como al sitio ofi-cial de los Juegos Olímpicos de Invierno de2002: www.saltlake2002.com.

A SchlumbergerSema se le encomendó latarea de garantizar la integridad y la seguridadde los datos dentro de esta infraestructura. Elobjetivo era impedir que el acceso de intrusos,actuando en forma intencional o bien acciden-tal, afectara el normal desenvolvimiento de losJuegos. Cualquier intento de ataque o cualquierataque concreto sobre la red se rastrearía parapermitir que los operadores respondieran enforma rápida y eficaz.

En el verano de 2001, SchlumbergerSema ini-ció una auditoría completa de los diversos ele-mentos del sistema de computación. El estudiodeterminó cada uno de los dispositivos queserían conectados al sistema: 225 servidores,

5000 computadoras personales, 145 computado-ras UNIX, 1850 máquinas de fax y fotocopiado-ras y 1210 impresoras. También se establecieronla titularidad, la dirección del protocolo deInternet (IP, por sus siglas en inglés) y la ubica-ción física real de cada dispositivo. Por otraparte, el equipo de seguridad hizo mapas de lasconexiones con otras empresas, tales como orga-nismos de control de terrorismo y autoridadesencargadas de hacer cumplir las leyes,tickets.com, el Museo Olímpico de Lausanne,Suiza, organizaciones nuevas y otros grupos quenecesitaban estar conectados al sistema.

Con esta información, se emprendieron tresesfuerzos paralelos para preparar el sistema:defensa a fondo, normas y procedimientos, ymanejo de la red y sistemas de detección deintrusos. Defensa a fondo es un término cas-trense que se aplica a las medidas defensivas

que se refuerzan entre sí, ocultando del campovisual las actividades de los defensores y permi-tiendo que éstos respondan a los ataques enforma rápida y eficaz. Como estrategia de seguri-dad de redes, la defensa a fondo utiliza diversasformas de defensa contra intrusos en vez de con-fiar en un único mecanismo defensivo.

Dos principios ayudan a ejecutar una defensaa fondo. El principio del menor privilegio exigeque a los usuarios, aplicaciones y sistemas se les debe conceder el menor privilegio posible,siempre que resulte compatible con el cumpli-miento de sus tareas. El principio de accesomínimo establece que cualquier acceso que nohaya sido explícitamente otorgado debe negarse.Por ejemplo, cada una de las conexiones en lared se conectó al dispositivo específico adicio-nado; sólo ese dispositivo tenía acceso al sis-tema en esa conexión.

Protección de la riqueza Olímpica

ITC

Ciudad deSalt Lake

Ciudad deWest Valley

Ogden

Capade hielo

Área deesquí

PlazaOlímpicaSalt Lake

ÓvaloOlímpicode Utah

Centro decomunicaciones

Utah, EUA

ProvoÁrea de hielo

Los Picos

EstadioOlímpico

Rice Eccles ParqueOlímpico

UtahComplejomontañés

Ciudad del ParqueCiudad del

Parque

Heber

Complejo delValle de

Los Ciervos

Depresióndel Soldado

> Red olímpica. Los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002 abarcaron 10 lu-gares para el desarrollo de los eventos deportivos en la Ciudad de Salt Lake,Utah, EUA y en los alrededores de la cadena montañosa Wasatch. Todos loslugares en donde se desarrollaron los eventos deportivos estaban conectadosal Centro de Tecnología de la Información de SchlumbergerSema.

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Otoño de 2002 27

El segundo esfuerzo consistió en establecernormas y procedimientos claros para la red deporte empresarial. SchlumbergerSema utilizó suexperiencia para establecer normas de seguri-dad y de configuración de la red. Se crearon pro-tocolos para el manejo de alarmas y eventos. Losrequisitos del sistema se modificaron rápida-mente dado el gran número de entidades involu-cradas; era menester implementar una política

de manejo del cambio. La intervención humana,descripta sucintamente en las normas y procedi-mientos, desempeñó un rol fundamental en laprotección exitosa de la integridad de los datosde los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002 dela Ciudad de Salt Lake.

El tercer esfuerzo se concentró en la planifi-cación, la construcción y el despliegue de lossistemas de manejo de redes (NMS, por sus

siglas en inglés) y los sistemas de detección deintrusos (IDS, por sus siglas en inglés), así comolos procedimientos de respuesta. Se optimizó laarquitectura del sistema de modo de desplegarla cantidad mínima de agentes de detección deintrusos, o agentes de sondeo, para proteger elsistema (abajo). Estos agentes son programas decomputación especializados que vigilan rutinaria-mente en forma permanente el tráfico de la red.

Enclave NMS/IDS

ServidoresNMS

Servidor UNIXEscudo deprotección(firewall)

Servidor maestrode sondeo

Servidor UNIX

Servidor UNIX

Internet

Puntos de desarrollo de los eventos

Enlaces B2B y B2C Enlaces de servidor de acceso remoto

Agentede sondeo

Agentede sondeo

Agentede sondeo

Direccionador(Enrutador)

Servidor UNIXAgentede sondeo

Direccionador

Servidor WindowsInterruptor

Servidor de basede datos IDS

Direccionador

Direccionador

> Detección de intrusos. Como resultado de los múltiples medios de acceso a la red de computación, era esencial contar con un sistema de detección de intrusos(IDS, por sus siglas en inglés). El acceso a los Juegos y a la red de administración podía lograrse desde los distintos centros deportivos, por Internet, desde servido-res remotos de la red interna y con ciertos servidores del tipo empresa a empresa (B2B) y empresa a cliente (B2C). Una aplicación de computación especializada,denominada agente de sondeo, vigiló rutinariamente todo el tráfico, generando alertas en caso de detección de algún uso no autorizado. En un enclave especial delCentro de Tecnología de la Información de SchlumbergerSema, el sistema de manejo de la red (NMS, por sus siglas en inglés) vigiló rutinariamente todos los agentesde sondeo a través de sistemas redundantes. Una ruta pasaba por el servidor del agente de sondeo maestro y la otra, por un servidor de la base de datos del sistemaIDS. El personal de seguridad de la red supervisó el sistema NSM en forma permanente durante todo el evento.

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En una situación ideal, todo el tráfico que entray sale de la red debería pasar por un punto, demanera que un agente podría vigilar rutinaria-mente y proteger la totalidad del sistema. Dadoque los sistemas del mundo real son más com-plejos, el sistema para los Juegos de Salt Lakefue protegido con 35 agentes.

Los agentes debían priorizar la gravedad decualquier ataque al sistema, lo cual implicabauna enorme cantidad de análisis de registros delsistema. El sistema de detección de intrusosdebía distinguir entre tráfico normal del sistemay anomalías. El sistema de manejo de la red pro-porcionaba al personal de sistemas un plan derespuestas claro ante cualquier tipo de anoma-lía. Además de los operadores de sistemas quevigilaban rutinariamente el sistema los sietedías de la semana, las 24 horas del día, el sis-tema de defensa podía enviar alertas al personalde respuesta por localizadores personales y porcorreo electrónico (derecha).

Los sistemas de manejo de la red y detecciónde intrusos fueron verificados dos veces, una enoctubre y otra en diciembre. Durante esas prue-bas, especialistas en pruebas de penetración desistemas éticos intentaron sabotear la red. Estoayudó a corregir las vulnerabilidades encontradas.

Una vez implementadas estas tres tareas para-lelas de defensa a fondo, normas y procedimien-tos, y sistemas de manejo de redes y detecciónde intrusos, SchlumbergerSema compiló undocumento global de operaciones a través de lared (abajo a la derecha). La idea era ofrecer unmanual que resultara de utilidad para los Juegosde 2002 y para los Juegos Olímpicos futuros.

La catalogación de normas y procedimientoscarece de utilidad si los mismos no se cumplen.SchlumbergerSema ofreció sesiones de capacita-ción para el personal clave en otras organizacio-nes de sistemas, que luego capacitaron a susgrupos. Como sucede con la mayoría de lasempresas que establecen sistemas de seguridadpor primera vez, ciertos integrantes de la comu-nidad de los Juegos opusieron resistencia alestablecimiento de normas restrictivas. Temíanque esas ideas interfirieran con el espíritu decooperación y de trabajo en equipo que caracte-riza a estos eventos. El equipo deSchlumbergerSema trabajó en estrecha colabo-ración con los equipos de manejo de la red paraahuyentar esos miedos y educar a la genteacerca de los motivos de esas normas y logródescubrir formas creativas de resolver proble-mas sin comprometer la seguridad. Como resul-tado de estos esfuerzos, se mejoró el nivel decooperación y se anularon los intentos no autori-zados de evadir las normas.

El sistema fue objeto de ataques durante losJuegos. El lugar tenía varias computadoras parauso de los atletas, entrenadores y demás inte-grantes de la comunidad Olímpica. Se realizaronintentos de utilizar esas computadoras paraingresar a páginas pornográficas de la Red, loscuales fueron detectados por el sistema de segu-ridad. Ciertos equipos nacionales trataron deagregar servidores al sistema para instalar por-tales en la Red. Entre los ataques más graves se

encontraron correos electrónicos infectados convirus, enviados desde afuera al personal internoy gente que intentaba sabotear los servidores,también desde afuera. Ningún ataque resultóexitoso. El sistema no fue comprometido y losJuegos contaron con una infraestructura establey segura que permitió que el mundo entero cen-trara su atención exclusivamente en los eventosdeportivos.

Oilfield Review

> El equipo de TI de SchlumbergerSema en el Centro de Tecnología de la Informa-ción de los Juegos de Salt Lake. La red de computación fue vigilada rutinaria-mente y controlada en forma permanente durante el transcurso de los JuegosOlímpicos de Invierno de 2002.

Diseminación y educación

Desarrollo de normasy procedimientos

Construcción y desplieguede un sistema de gestióny de detección de intrusos

Desarrollo y desplieguede una estrategia de

defensa a fondo

Compilación de undocumento de operacionesglobales a través de la red

Establecimiento deuna base de referencia

> Preparativos en términos de seguridad para los Juegos Olímpicos de Inviernode 2002. Tres esfuerzos paralelos dieron como resultado una solución de segu-ridad total para los Juegos Olímpicos de Salt Lake. La documentación estarádisponible para los próximos tres Juegos Olímpicos, que también serán coordi-nados por SchlumbergerSema.

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¿Qué se puede decir de las aplicaciones en eldisco rígido? Si un mensaje de error indica quehay una falla de Microsoft Word, con oprimirunas pocas teclas, el usuario podrá reparar laaplicación de inmediato. Aunque estuviera dispo-nible, el centro de servicios sería innecesario enesta solución de reparación automática.

Los administradores del portal SSP creanesquemas de protección y programas de trabajopara definir las aplicaciones y los parámetros deconfiguración del sistema operativo, que tendránprotección o respaldo para un conjunto determi-nado de usuarios de PCs. El portal SSP sondea lasmáquinas para identificar todos los componentesde las aplicaciones que deben ser protegidos.

En su mayor parte, una ejecución de protec-ción semanal resulta transparente para los usua-rios. Ellos pueden escuchar cómo trabaja el discorígido y observar un ícono nuevo en el extremoinferior derecho de la barra de menú. Duranteeste proceso, el programa de computación creaun archivo de respaldo de las aplicaciones y delos parámetros de configuración que se usaránposteriormente si surge algún problema. Esteprocedimiento es automático, pero los usuariospueden ejecutar la protección en forma manual sifuera necesario.

Esta ejecución de la protección del sistemarealiza copias de las claves de registro, los pará-metros de configuración y los controladores; losarchivos de aplicación y los archivos del sistema;los archivos ejecutables y los archivos INI; la

biblioteca de enlaces dinámicos (DLL, por sussiglas en inglés) y los modelos de objetos compo-nentes (COM, por sus siglas en inglés) en condi-ciones de operación. Cuando se produce unafalla, se puede realizar la autorestitución del sis-tema del usuario en menos de 10 minutos, en vezde tener que esperar a un técnico al que le podríallevar horas responder a una llamada de servicio.Se espera que la productividad de Conoco experi-mente un incremento drástico.

Además de Quick Fix, el portal SSP deDeXa.Touch incluye lo siguiente:• una base de conocimientos que ofrece informa-

ción de soporte, organizada en forma eficaz, demanera que los usuarios puedan encontrar res-puestas y soluciones a sus problemas en formarápida e independiente (arriba)

• un directorio de las tareas más comunes, rela-cionadas con las PCs

• información del sistema, que brinda a los usua-rios detalles sobre el equipo y las aplicacionesinstaladas en sus PCs

• informes de manejo, protegidos con claves deacceso, que proporcionan información sobreacuerdos de niveles de servicios, incluyendoinformes de interrupción de servicios, informesde error y de desempeño, además de informesde manejo del sistema e informes de seguridadde los escudos de protección (firewalls).

• un sistema global de emisión de tickets, que per-mite a los usuarios presentar y ver el estado delos problemas que no pueden ser autoreparados.

La gerencia de Conoco sabe que no puedecambiar los hábitos de sus empleados a nivelmundial en forma rápida y sin esfuerzos. Por eso,ha auspiciado una campaña de concientizaciónacerca de las herramientas de autoreparaciónque incluye un sitio en Internet. Cuarenta geren-tes de IM de Conoco, realizaron talleres especia-les para sus empleados. Posteriormente, seeligieron campeones en el manejo de myDeXadentro de cada unidad, para que ofrecieran suexperiencia en caso que se requiriera. Además,Schlumberger actuó como organismo patrocina-dor de seminarios de capacitación para todas lasunidades de negocio.

Tiempo de esperaCuando un empleado de Conoco tiene un pro-blema que no puede resolver, el Centro deServicios Globales de Schlumberger es el únicopunto de contacto en lo que respecta a cuestio-nes de aplicaciones, centro de ayuda, red, conec-tividad y seguridad en cualquier región delmundo, las 24 horas del día, los siete días de lasemana. Este soporte de primera clase tieneequipos que cubren todo el globo, cada uno delos cuales tiene un conocimiento profundo de lasoperaciones de Conoco.

Mediante este servicio de soluciones, Conocoestá apalancando la infraestructura mundial deSchlumberger en lo que respecta a mejores prác-ticas, conocimientos técnicos especializados,herramientas, tecnología y procesos. Por otraparte, Conoco ya no tiene que administrar losrecursos humanos afectados a TI en lo que res-pecta a su incorporación, contratación y capaci-tación. El tiempo, el esfuerzo y los recursos queen algún momento se invirtieron en cuestionesde soporte, ahora se pueden volver a concentraren lo esencial, permitiendo que Conoco refuercesu lado competitivo.

El personal de servicios se encuentra global-mente vinculado y sus funciones están integra-das a través de una infraestructura centralizadaque le permite operar como un centro de servi-cios virtual único. Todo el personal de soportetiene acceso a los mismos tickets y a los mismosdatos, a través de un sistema desarrollado porencargo y una secuencia de tareas para el ras-treo de tickets, notificaciones y recolección dedatos de medición.

Cuando un usuario llama al centro de servi-cios, un analista de soporte recolecta la informa-ción y abre un ticket, con lo cual se envíaautomáticamente un mensaje de correo electró-nico al usuario. El mensaje tiene el número deticket y contiene además detalles de los proble-mas y el estado de la reparación. Cada tipo dedispositivo con soporte—tal como una computa-

how to add a network printer

> Base de conocimientos del sistema DeXa.Touch para el portal de autoayuda. La base de conocimien-tos tiene respuestas para preguntas relacionadas con las PCs, con el sistema operativo y con las aplica-ciones. Se incluyen instrucciones detalladas, paso por paso, y soluciones ilustradas para resolver diver-sos asuntos y problemas. Se pueden construir bases de conocimientos personalizadas para el negociode un cliente con el contenido existente, migradas y almacenadas en el portal de autoayuda. Un usuariopuede realizar búsquedas por palabras clave, mensajes de error, o simples preguntas como la siguiente:“cómo agregar una impresora en red.” Una función avanzada opcional ofrece una búsqueda ajustada.El navegador contiene un índice del contenido de la base de conocimientos; el usuario tiene accesotanto a los resúmenes como a la información detallada.

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> Informe de desempeño de enlaces. A través de una vigilancia rutinaria de red proactiva, el Centro de Manejo de Servicios de Schlum-berger puede generar informes en tiempo real que detallan exactamente qué está sucediendo en la red de un cliente durante un períododeterminado; el acceso a estos informes es posible en cualquier momento a través del portal de autoayuda. El ejemplo de la gráficaindica la carga del enlace o el porcentaje de un segmento de la red que está siendo utilizado por el tráfico. El informe muestra también el tiempo de respuesta de los dispositivos de la red en la entrada y en la salida de este segmento de red en particular, que se rastrea haciendo un seguimiento del tiempo en milisegundos que les lleva a los dispositivos responder de un lado a otro. Un gerente de TI puedeobservar la disponibilidad de la red para el tráfico, el volumen de tráfico que circula por la red y la carga de los dispositivos de la red que manejan este tráfico.

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dora de escritorio, un servidor o un conmutadorde red—se rige por su propio conjunto de nivelesde servicio. A cada asunto se le asigna un ordende prioridades en base a su impacto sobre losnegocios de Conoco.

Por lo general, el 90 por ciento de las llama-das que se realizan a los Centros de ServiciosGlobales de Schlumberger son respondidas en120 segundos; estándar de la industria para estetipo de llamadas. El 50 por ciento de las mismasse resuelven en el primer contacto.

Conoco ha contratado seis Centros deServicios Globales de Schlumberger en todo elmundo: Houston; Ciudad de Ponca, Oklahoma,EUA; Cork, Irlanda; Lagos, Nigeria; Dubai, EAU; yYakarta, Indonesia. Una vez que los centros deservicios estén en pleno funcionamiento, parafines del año 2002, mediante un procedimientosincronizado, los equipos de Schlumberger y losempleados de Conoco podrán discutir problemasen idioma inglés, español, árabe, alemán, sueco,el idioma oficial de la República de Indonesia(Bahasa Indonesia) y tailandés. Los idiomas espe-cíficos se contratan para cada lugar.

Seguridad certificadaEl Centro de Manejo de Servicios (SMC, por sussiglas en inglés) de Schlumberger—una operaciónque cuenta con la certificación ISO—sustenta elcentro de servicios y el portal de autoayudamediante la provisión de servicios globales y cen-tralizados de notificación, rastreo y resolución deincidentes. El centro SMC combina la vigilanciarutinaria de la seguridad física y de la seguridad delas aplicaciones y de los sistemas operativos enuna instalación provista de energía continua y pro-tección contra incendios. Para acceder al centroSCM, se necesita una autorización de seguridadespecial; el ingreso a las instalaciones de compu-tación más sensibles relacionadas con la produc-ción requiere una autorización sumamenterestrictiva. Un sistema de identificación, autentifi-cación y autorización, sumado al manejo de la ins-talación, constituye la base de los niveles deescalabilidad del acceso seguro a estos sectoresprotegidos. Todas las personas que ingresan o tra-bajan en el centro SMC son supervisadas por per-sonal asignado a dicho sitio y por cámaras quefuncionan en forma permanente.

Todos los días, el personal del centro SMCvigila rutinariamente el desempeño del sistema,la disponibilidad e integridad de los datos y laviabilidad de la conectividad, examinando todoslos niveles de aplicaciones, sistemas operativos yequipos con sistemas de vigilancia rutinaria deúltima generación provistos de alarmas preesta-blecidas. Como la intervención humana es esen-cial, el equipo del centro SCM utiliza

procedimientos de respuesta definidos, basadosen niveles de alarma. Los servidores son exami-nados a intervalos de tiempo acordados con elcliente. Si surge un problema, se activa unaalarma visual en un gran panel de pantallas. Elpersonal en servicio determina si el problemaestá relacionado con una red, con un sistemaoperativo, con el equipo, o con una aplicación.Las medidas correctivas a adoptar incluyen el rei-nicio de los servicios, el mantenimiento de losarchivos y del sistema operativo, y el redireccio-namiento de los servicios u otras tareas demanejo de sistemas acordadas por contrato.

Además de la conectividad, se supervisa unlistado preestablecido de condiciones, procesos yaplicaciones y, si alguno de estos elementos estáfuera de los límites acordados, aparecerá resal-tado en las pantallas de manejo de sistemas paraatraer la atención del personal.

Otro elemento clave del escenario de seguri-dad es la supervisión del sistema de escudos deprotección. El tráfico a través del sistema deescudos de protección se registra según unacuerdo específico; estos registros se conservanen un servidor seguro y se archivan. Una vez porsemana, se envían al cliente resúmenes del sis-tema de escudos de protección en archivos o através de una conexión segura de Internet. Estosinformes contienen las estadísticas de conexiónde las 40 direcciones de remitentes y destinata-rios más frecuentes, clasificadas por intento,denegación y aceptación de conexión.

El personal supervisa y compila informes parasegmentos de la red, tráfico, conexiones y direc-cionadores (enrutadores) del cliente (página ante-rior). También se incluyen el control y la reparaciónde fallas, tales como fallas del direccionador,fallas de circuito, fallas de aplicación, situacionesde disco lleno, o problemas de desempeño.

Una vez detectada una falla o un problema, elpersonal del centro SMC crea un ticket de servi-cio y notifica al cliente. Al igual que en el Centrode Servicios Globales, los incidentes se clasificande acuerdo con el impacto percibido sobre lasoperaciones. El ticket también contiene la fecha yla hora, una descripción del pedido, los resulta-dos de la prueba de diagnóstico y la informaciónsobre la resolución.

Para Conoco y todos los demás clientes deSchlumberger, el centro SMC es el oficial de trá-fico cibernético permanente, que garantiza quelos datos circulen en forma segura e ininterrum-pida en todo el mundo. A medida que la informa-ción comienza a circular a través de un entornooperativo común, las unidades de negocios deConoco pueden desplegar soluciones internas yexternas en forma rápida y eficaz, en cualquiermomento y en cualquier lugar.

Compañías bien conectadasEl Conjunto de Servicios DeXa ofrece a las com-pañías un nuevo potencial para mejorar sus ope-raciones. Por ejemplo, una compañía contratistade perforación puede conectar equipos de perfo-ración múltiples en una red mundial configuradaa medida, para la comunicación, el intercambiode datos y la adopción de decisiones en tiemporeal. Esto resulta particularmente interesante enáreas marinas y lugares remotos, así como enpozos críticos de alto costo. El acceso instantá-neo a datos cruciales y a grupos centralizados deespecialistas técnicos—ya sea a través decomunicaciones móviles inalámbricas seguras omediante conexiones por Internet—puede acele-rar las respuestas a posibles problemas de segu-ridad, tales como incidentes de control de pozos,o contribuir a optimizar el rendimiento de la per-foración sobre la base de datos de otros pozosque están siendo perforados en otras áreas.

La conexión de plataformas autoelevables,semisumergibles y barcazas de perforación conlos clientes de sus respectivas compañías depetróleo o gas, permite la transmisión segura deinformación confidencial. La conexión con prove-edores de materiales de equipos de perforaciónpuede contribuir a aumentar la velocidad y la efi-cacia en materia de costos de las decisionesrelacionadas con la cadena de suministro, asícomo simplificar los procedimientos de compra.

Las credenciales inteligentes personalizadaspueden permitir el ingreso seguro desde la costahacia el equipo de perforación; por ejemplo,antes de abordar un helicóptero o un bote. Sepueden codificar en la credencial los anteceden-tes individuales en lo que respecta a capacita-ción operativa y capacitación en seguridad, demanera que ninguna persona ingrese a un equipode perforación sin contar con las certificacionescorrespondientes. El acceso a áreas restringidasdel equipo de perforación puede asegurarse contarjetas inteligentes, codificadas para un grupoespecífico de lectores de tarjetas. Se puede habi-litar y a la vez vigilar rutinariamente el accesoseguro a Internet y la concreción de transaccio-nes a través de la Red (Web) por parte del perso-nal del equipo de perforación.

La información es el elemento vital de laindustria del petróleo y del gas. Los servicios de TIde última generación permiten que las compañíasoperadoras se concentren en su objetivo centralde descubrir y extraer hidrocarburos. —MAA, BG

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Método combinado de estimulación y control de la producción de arena

Los tratamientos especializados de fracturamiento seguido de empaque de grava crean fracturas apuntaladas altamente

conductivas que producen aumentos de producción sostenida y controlan la migración de finos en yacimientos pobremente

consolidados. Este método combinado de “fracturamiento y empaque” que ganó popularidad en los últimos 10 años, sortea

el daño de formación y evita muchos deterioros de la productividad que se producen con frecuencia en los empaques de

grava convencionales de pozo entubado.

Fracturamientoy empaque 60%

Empaquecon lechadaviscosa 12%

Empaquecon agua a

alto régimen

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> Fracturamiento para el control de la producción de arena. Los resultados iniciales de los tratamientos de fracturamiento y empaque obtenidos a comien-zos de la década de 1990, mostraron mejoras en la productividad con respecto al empaque de grava convencional (izquierda). Como resultado, los trata-mientos de fracturamiento y empaque ahora representan más del 60% de las estimulaciones efectuadas para controlar la producción de arena en EstadosUnidos (arriba a la derecha), y las compañías que proveen servicios de estimulación invierten grandes sumas en investigación y desarrollo sobre estetema. Estas inversiones comprenden la construcción de barcos especialmente diseñados que incluyen equipos de mezcla de altos volúmenes, bombas dealta presión y sistemas de vigilancia rutinaria sofisticados, tales como el barco de estimulación Galaxy de Schlumberger (centro).

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Syed Ali David Norman David Wagner ChevronTexaco Houston, Texas, EUA

Joseph Ayoub Jean Desroches Sugar Land, Texas

Hugo Morales Houston, Texas

Paul Price Rosharon, Texas

Don Shepherd Saudi Aramco Abqaiq, Arabia Saudita

Ezio Toffanin Pekín, China

Juan Troncoso Repsol YPF Madrid, España

Shelby White Ocean Energy Lafayette, Luisiana, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Ernie Brown y Leo Burdylo, Sugar Land, Texas,EUA; Mehmet Parlar y Colin Price-Smith, Rosharon, Texas;Pedro Saldungaray, Yakarta, Indonesia; y Ray Tibbles, KualaLumpur, Malasia.ClearFRAC, CoilFRAC, DataFRAC, FIV (Válvula deAislamiento de la Formación), MudSOLV, PropNET, QUANTUM, SandCADE y ScalePROP son marcas deSchlumberger. Alternate Path, AllPAC y AllFRAC son mar-cas de ExxonMobil; la licencia de esta tecnología ha sidootorgada exclusivamente a Schlumberger.

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El fracturamiento hidráulico en yacimientos dealta permeabilidad para controlar la producciónde arena es una técnica de terminación de pozosampliamente aceptada. Actualmente, una de lasprimeras decisiones que deben tomarse durantela planificación del desarrollo de campos queproducen arena, es acerca de la conveniencia ono de utilizar el método de fracturamiento yempaque; una combinación de estimulación porfracturamiento hidráulico seguida de empaquede grava. Más de una década de éxitos pruebaque esta técnica mejora significativamente laproductividad del pozo en comparación con elempaque de grava convencional (página previa).

Los tratamientos de fracturamiento y empaqueestán creciendo en forma continua dentro del con-junto de técnicas de control de la producción dearena, así como también en términos de númerosde trabajos realizados. La utilización de esta téc-nica ha crecido diez veces; de menos de 100 traba-jos efectuados por año a principios de la década de1990, a un ritmo corriente de casi 1000 operacio-nes por año. En África Occidental, cerca del 5% delos tratamientos de control de la producción dearena son tratamientos de fracturamiento y empa-que, y en América Latina, los operadores fracturany empacan por lo menos el 3% de los pozos.

Los avances realizados en el diseño de laestimulación, en los componentes de termina-ción de pozos, en los fluidos de tratamiento y enlos apuntalantes (agentes de sostén) continúandiferenciando la técnica de fracturamiento yempaque con respecto a los fracturamientos yempaques de grava convencionales. Los opera-dores de Estados Unidos ahora aplican estemétodo de control de la producción de arena paraterminar más del 60% de los pozos marinos.

Shell utilizó el término frac pack a principiosde 1960 para describir aquellas terminaciones depozos realizadas en Alemania que eran hidráuli-camente fracturadas previo al empaque de grava.1

En la actualidad, la expresión fracturamiento yempaque (frac packing) se refiere a tratamientosde fracturamiento en los que se induce un arena-

miento para controlar el largo de la fractura (TSO,por sus siglas en inglés). Estos tratamientos creanfracturas cortas y anchas y empacan grava detrásde los filtros (cedazos); todo en una sola opera-ción. Las fracturas apuntaladas y altamente con-ductivas resultantes sortean el daño de formacióny mitigan la migración de finos, mediante lareducción de la caída de presión y de la velocidadde flujo cerca del pozo.

En 1963, se efectuó una de las primeras ope-raciones de fracturamiento y empaque enVenezuela, donde las compañías productoras lle-vaban a cabo pequeños tratamientos de fractura-miento utilizando arena y petróleo crudo viscoso,y luego bajaban los filtros de grava hasta la pro-fundidad de interés, pasándolos a través de laarena que quedaba dentro de la tubería de reves-timiento.2 Esta técnica resultó exitosa, pero no seaplicó a otras áreas hasta casi 30 años después.

En los años sucesivos, los operadores utiliza-ron varias técnicas de fracturamiento para sor-tear el daño de perforación y terminación quegeneralmente penetra mucho en los yacimientosde alta permeabilidad. Estos pequeños trata-mientos conocidos como “microfracturas” sediseñaron para tratar el daño de formación quelos ácidos o solventes no removerían, o que nopodrían sortearse volviendo a disparar la zona deinterés, especialmente cuando la estabilidad deltúnel dejado por los disparos era cuestionable enarenas pobremente consolidadas.

El interés por la técnica de fracturamiento yempaque resurgió a principios de la década de1980, cuando los operadores comenzaron a frac-turar formaciones de alta permeabilidad utili-zando técnicas TSO.3 Las fracturas apuntaladasmás anchas obtenidas, produjeron aumentos deproducción sostenida en la Bahía de Prudhoe y enlos campos Kuparuk, ubicados en el Talud Nortede Alaska, EUA, y en formaciones calcáreas delMar del Norte. Estos resultados atrajeron la aten-ción de productores de otras áreas y motivaron laevaluación de los fracturamientos TSO como téc-nica de control de la producción de arena.

1. McLarty JM y DeBonis V: “Gulf Coast Section SPEProduction Operations Study Group—TechnicalHighlights from a Series of Frac Pack TreatmentSymposiums,” artículo de la SPE 30471, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.

2. Liebach RE y Cirigliano J: “Gravel Packing in Venezuela,”presentado en la Séptima Conferencia Mundial delPetróleo, Ciudad de México, México 1967, Sección deTranscripciones III: 407–418.

3. Smith MB, Miller WK y Haga J: “Tip ScreenoutFracturing: A Technique for Soft, Unstable Formations,”artículo de la SPE 13273, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, 16 al 19 de septiembre de 1984; también en el docu-mento Ingeniería de Producción de la SPE 2, no. 2 (Mayode 1987): 95–103.Hannah RR y Walker EJ: “Fracturing a High-PermeabilityOil Well at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE14372, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al25 de septiembre de 1985.

Martins JP, Leung KH, Jackson MR, Stewart DR y CarrAH: “Tip Screenout Fracturing Applied to the RavenspurnSouth Gas Field Development,” artículo de la SPE 19766,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 11 de octubrede 1989; también en el documento Ingeniería deProducción de la SPE 7, no. 3 (Agosto de 1992): 252–258.Reimers DR y Clausen RA: “High-Permeability Fracturingat Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 22835, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1981.

Martins JP, Bartel PA, Kelly RT, Ibe OE y Collins PJ:“Small, Highly Conductive Hydraulic Fractures NearReservoir Fluid Contacts: Applications to Prudhoe Bay,”artículo de la SPE 24856, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Washington, DC,EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.Martins JP, Abel JC, Dyke CG, Michel CM y Stewart G:“Deviated Well Fracturing and Proppant ProductionControl in Prudhoe Bay Field,” artículo de la SPE 24858,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.

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Después de 1985, aumentó el interés por latécnica de fracturamiento y empaque como con-secuencia de la actividad desarrollada en el Golfode México, donde muchos pozos con empaquesde grava convencionales no alcanzan una produc-tividad adecuada. El daño de formación inducidopor los fluidos de perforación y terminación, el fil-trado del cemento, los disparos efectuados encondiciones de sobrebalance y la migración definos, contribuyen a la obtención de resultadosinsatisfactorios, así como lo hace el daño mecá-nico creado por la redistribución de los esfuerzosdespués de la perforación.4 El colapso de la for-mación y el influjo de arena como resultado de unempaque de grava incompleto alrededor de losfiltros de grava, y los túneles dejados por los dis-paros que quedan sin empacar, también restrin-gen la producción.

La técnica de fracturamiento y empaquereduce las caídas de presión causadas por eldaño de formación y las restricciones impuestaspor los componentes de la terminación, las cua-les se hallan comúnmente representadas por unvalor adimensional conocido como factor dedaño.5 A diferencia del empaque de grava, el fac-tor de daño asociado con la técnica combinadadisminuye a medida que los pozos producen y losfluidos de tratamiento se recuperan y, en conse-cuencia, la productividad tiende a mejorar con eltiempo. Por lo tanto, la tendencia entre los ope-radores es a aplicar esta técnica en casi todos lospozos que requieren control de la producción dearena.

En el Golfo de México, la técnica de fractura-miento y empaque ha ganado popularidad a finesde la década de 1980. Amoco, ahora BP, realizócinco terminaciones de fracturamiento y empa-que en el área Ewing Bank durante 1989 y 1990,mediante la inyección de mezclas con concentra-ciones de hasta 6 libras de apuntalante agregado(laa) por galón de fluido de tratamiento.6 En 1991,ARCO, ahora BP, utilizó la técnica combinada enel área South Pass.7 Pennzoil, ahora DevonEnergy, la utilizó en el área Eugene Island.8 Casial mismo tiempo, Shell fracturó y empacó pozostierra adentro desde embarcaciones (gabarras) enel campo Turtle Bayou, Luisiana, EUA. Shellexpandió el uso de esta técnica en el Mar delNorte y en pozos marinos en Borneo, y tambiénen pozos tierra adentro en Colombia, América delSur y el noroeste de Europa.9

El éxito de la técnica de fracturamiento yempaque condujo a aumentar su utilización, yesta técnica pronto comenzó a ser el método pre-ferido para controlar la producción de arena en elGolfo de México, donde varios yacimientos depetróleo y gas yacen debajo del agua, en áreasdonde la profundidad del lecho marino excede los

914 m [3000 pies]. Durante 1992, BP completótratamientos de fracturamiento y empaque en elBloque 109 del Cañón de Mississippi, donde lasprofundidades del agua varían entre 260 y 460 m[850 y 1500 pies].10 Unos pocos años más tarde,Shell y Chevron utilizaron esta técnica para desa-rrollar campos en áreas donde la profundidad dellecho marino alcanzaba los 3000 pies.

La transferencia de tecnología y el éxito de latécnica de fracturamiento y empaque en otrasáreas, tales como Indonesia, Mar del Norte, MedioOriente, África Occidental y Brasil, están contribu-yendo a expandir aún más la aplicación de estatécnica en todo el mundo. Los operadores planifi-can fracturar y empacar pozos en el Golfo deMéxico, ubicados en áreas donde la profundidaddel agua alcanza 1220 m [4000 pies], y en el Mardel Norte y costa afuera de Brasil, intentan despla-zar el límite de esta técnica hasta una profundidaddel lecho marino de 1830 m [6000 pies]. La estimu-lación por fracturamiento hidráulico y la técnica defracturamiento y empaque en yacimientos de altapermeabilidad ahora representan el 20% del mer-cado de fracturamiento hidráulico.

Este artículo describe la evolución de estatécnica y trata los desarrollos acontecidos enmateria de fluidos de estimulación, apuntalantes,equipos de fondo de pozo, simulación de diseño,ejecución de las operaciones y evaluación poste-rior a la estimulación. Algunas historias de casosilustran la aplicación de esta técnica para mejo-

rar la productividad del pozo y al mismo tiempoprevenir el flujo de retorno del apuntalante y laproducción de arena.

Fracturamiento con control del largo de la fracturaLos empaques de grava poseen típicamentealgún grado de daño—factor de daño positivo—y raramente logran producir valores de factor dedaño bajos en forma consistente. Las terminacio-nes con tratamientos de fracturamiento y empa-que, por otra parte, con frecuencia dan comoresultado pozos con mayor productividad que laobtenida con empaques de grava realizados porencima o por debajo de la presión de iniciaciónde la fractura, ya sea empaque con lechada oempaque con agua a alto régimen de inyección(HRWP, por sus siglas en inglés).11 Las evaluacio-nes de pozos terminados durante los últimos 10años con estas técnicas de control de la produc-ción de arena, muestran el dramático impacto delmétodo de fracturamiento y empaque en el factorde daño total de terminación (izquierda).12

El contraste de permeabilidad entre formacio-nes y fracturas apuntaladas determina la longi-tud de fractura requerida para la estimulaciónóptima del yacimiento. En yacimientos de bajapermeabilidad, existe un gran contraste de per-meabilidad, y por ende, mayor conductividadrelativa de fractura.13 En yacimientos de alta per-meabilidad, existe menos contraste y la conduc-

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14

12

Fracturamientoy empaque

Empaque conagua a alto

régimen de inyección

Empaque degrava con

lechada viscosa

10

8

6Fa

ctor

de

daño

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4

2

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> Daño de terminación. La evaluación de las terminaciones con técnicas decontrol de la producción de arena realizadas en el Golfo de México durantelos últimos 10 años, muestran un impacto dramático del método de fractura-miento y empaque en el factor de daño adimensional, y por consiguiente, enla productividad del pozo y en la recuperación final de hidrocarburos. Losoperadores reportan factores de daño promedios de 12 y 8 para terminacio-nes con empaque de grava realizadas mediante técnicas de empaque conlechada viscosa y empaque con agua a alto régimen de inyección (HRWP,por sus siglas en inglés), respectivamente. El tratamiento de fracturamiento yempaque muestra consistentemente factores de daño promedios más bajos;típicamente cercanos a 3.

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tividad relativa de una fractura angosta sereduce por varios órdenes de magnitud. Estoanula el valor de la extensión de la fractura másallá de una cierta distancia de la pared del pozoy resalta la necesidad de crear fracturas másanchas, porque la conductividad es tambiéndirectamente proporcional al ancho apuntalado.

Las fracturas cortas y anchas aumentan laproductividad del pozo, aún en formaciones dealta permeabilidad. Estas fracturas altamenteconductivas mitigan la producción de arena aso-ciada con altos gastos (tasas o velocidades deflujo, ratas, caudales), con el colapso del túneldejado por el disparo en formaciones pobre-mente consolidadas y con la migración de finosen formaciones con tamaños de grano pobre-mente clasificados. Esto es así debido a la reduc-ción de la caída de presión y de la velocidad deflujo cerca del pozo. Estos factores también pos-tergan el desarrollo de las condiciones críticas deesfuerzos que trituran los granos de la formaciónhasta que se alcanza una presión de yacimientomás baja.

El fracturamiento hidráulico de formacionesde baja permeabilidad crea fracturas apuntala-das angostas de 2.5 mm [0.1 pulg] de ancho, quese extienden hasta unos 300 m [1000 pies] o másde la pared del pozo (izquierda).14 Un tratamientoTSO genera fracturas apuntaladas con anchos dehasta 2.5 cm [1 pulg] o más en formaciones blan-

4. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C y Walters F:“Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 41–53. El daño mecánico consiste en el daño de formaciónlocalizado que resulta de la redistribución de los esfuer-zos locales luego de la remoción de la roca durante elproceso de perforación, especialmente en yacimientosextremadamente permeables. Los esfuerzos de la forma-ción originalmente soportados por el material perforadose concentran cerca de la pared del pozo, comprimiendoo triturando la matriz de la roca dentro de un anillo cilín-drico alrededor del pozo. Este efecto restringe los cue-llos de los poros y reduce la permeabilidad cerca delpozo, entrampando potencialmente las partículas finasque migran en dirección al pozo durante la producción.Para obtener mayor información acerca del factor dedaño mecánico, consulte: Morales RH, Brown E, NormanWD, BeBonis V, Mathews MJ, Park EI y Brown R:“Mechanical Skin Damage in Wells,” artículo de la SPE30459, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995; también en el Periódico de la SPE(Septiembre de 1996): 275–281.

5. El factor de daño negativo indica estimulación; el factorde daño positivo indica daño.

6. McLarty y DeBonis, referencia 1.7. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An Innovative

Stimulation and Sand Control Method,” artículo de laSPE 23777, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.

8. Monus FL, Broussard FW, Ayoub JA y Norman WD:“Fracturing Unconsolidated Sand Formations OffshoreGulf of Mexico,” artículo de la SPE 24844, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de1992.

Formaciones de baja permeabilidad

Empaque de apuntalante

Formaciones de alta permeabilidad

Fractura con fluido viscoso

Flujo bilineal

Formación

Encapsulamiento del apuntalanteFractura con fluido viscoso

Fractura con agua a altorégimen de inyección

Fractura con agua a altorégimen de inyección

> Geometría de la fractura. En formaciones de baja permeabilidad, los fluidos viscosos de fractura-miento generan fracturas largas y angostas; los fluidos menos viscosos, tales como el agua, se filtranmás rápidamente y crean fracturas más cortas (arriba a la izquierda). El fracturamiento hidráulicoaumenta el radio efectivo de terminación debido al flujo lineal que se establece dentro de las fractu-ras apuntaladas y al flujo bilineal dominante hacia el pozo (arriba a la derecha). En formaciones dealta permeabilidad, los tratamientos de fracturamiento crean fracturas apuntaladas cortas y anchasque proporcionan algo de estimulación al yacimiento y mitigan la producción de arena mediante lareducción de la caída de presión y de la velocidad del flujo cerca del pozo (abajo a la izquierda). Enformaciones de baja resistencia mecánica, o blandas, la concentración de apuntalante después delcierre de la fractura debe exceder los 10 kg/m2 [2 lbm/pie2] para superar el encapsulamiento delapuntalante en las paredes de la fractura (abajo a la derecha).

Mullen ME, Stewart BR y Norman WD: “Evaluation ofBottom Hole Pressures in 40 Soft Rock Frac-PackCompletions in the Gulf of Mexico,” artículo de la SPE28532, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,25 al 28 de septiembre de 1994.

9. Wong GK, Fors RR, Casassa JS, Hite RH y ShlyapoberskyJ: “Design, Execution, and Evaluation of Frac and Pack(F&P) Treatments in Unconsolidated Sand Formations inthe Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 26563, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.Roodhart LP, Fokker PA, Davies DR, Shlyapobersky J yWong GK: “Frac and Pack Stimulation: Application,Design, and Field Experience From the Gulf of Mexico toBorneo,” artículo de la SPE 26564, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1993.

10. Hannah RR, Park EI, Walsh RE, Porter DA, Black JW yWaters F: “A Field Study of a Combination Fracturing/Gravel Packing Completion Technique on the Amberjack,Mississippi Canyon 109 Field,” artículo de la SPE 26562,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubrede 1993; también en el documento Producción eInstalaciones de la SPE 9, no. 4 (Noviembre de 1994):262–266.

11. Las técnicas de empaque de lechada utilizan fluidos vis-cosos a base de polímeros para emplazar altas concen-traciones de grava, mientras que las técnicas HRWPutilizan concentraciones de grava más bajas transporta-das en un fluido menos viscoso, generalmente salmuera.

12. Mullen ME, Norman WD y Granger JC: “ProductivityComparison of Sand Control Techniques Used forCompletions in the Vermilion 331 Field,” artículo de laSPE 27361, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 7 al 10 de febrero de1994.Monus et al, referencia 8.

Fletcher PA, Montgomery CT, Ramos GG, Miller ME yRich DA: “Using Fracturing as a Technique for ControllingFormation Failure,” artículo de la SPE 27899, presentadoen la Conferencia Regional Occidental de la SPE, LongBeach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de 1994; tam-bién en el documento Producción e Instalaciones de laSPE 11, no. 2 (Mayo de 1996): 117–121.Hannah et al, referencia 10.Papinczak A y Miller WK: “Fracture Treatment Design toOvercome Severe Near-Wellbore Damage in a ModeratePermeability Reservoir, Mereenie Field, Australia,” artí-culo de la SPE 25379, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y del Gas del Pacífico Asiáticode la SPE, Singapur, 8 al 10 de febrero de1993.Stewart BR, Mullen ME, Howard WJ y Norman WD:“Use of a Solids-Free Viscous Carrying Fluid inFracturing Applications: An Economic and ProductivityComparison in Shallow Completions,” artículo de la SPE30114, presentado en la Conferencia Europea de la SPEsobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 15 al 16 demayo de 1995.

13. La conductividad de la fractura es una medida de cuánfácilmente fluyen los fluidos producidos o inyectados den-tro de una fractura hidráulica apuntalada.

14. El fracturamiento hidráulico comienza con una etapa deinyección de un fluido sin apuntalante, o colchón, a pre-siones por encima del esfuerzo de ruptura de la forma-ción, para iniciar una fractura en la roca y enfriar laregión cerca del pozo. Esta etapa de colchón crea dos“alas” de fractura a 180 grados entre sí, que se propagana lo largo del plano preferencial de fracturamiento (PFP).El PFP yace en dirección al esfuerzo horizontal máximo,perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo de la roca.Luego continúan las etapas de inyección de fluido car-gado de apuntalante para generar una geometría reque-rida—altura, ancho, y longitud—y empacar una fracturade dos alas con apuntalante. Los apuntalantes garantizanque una trayectoria conductiva permanezca abierta luegode que se detiene la inyección de fluido y se cierran lasfracturas dinámicas.

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das y longitudes de fractura de hasta 15 m [50pies], dependiendo de las características de laformación.15 Para tratamientos convencionales,la concentración final de apuntalante por unidadde área de la fractura es menor a 10 kg/m2 [2lbm/pie2]. Para los diseños TSO, estas concentra-ciones alcanzan de 24 a 49 kg/m2 [5 a 10lbm/pie2].

Una fractura apuntalada aumenta el radio determinación y el área abierta al flujo. Si se com-para con el influjo radial, el flujo bilineal resul-tante reduce la convergencia y turbulencia que seproducen en los disparos, lo cual mejora la pro-ductividad. Por ejemplo, una fractura apuntalada

con una longitud de 15 m [50 pies] y una altura de7 m [22 pies], posee 372 m2 [4000 pies cuadrados]de superficie; una terminación con empaque degrava en un pozo de 9 pulgadas de diámetro,posee una superficie máxima abierta al flujo radialde unos 5 m2 [50 pies2]. El radio de terminaciónefectivo para cada una de estas terminacioneshipotéticas con fracturamiento y empaque, y conempaque de grava convencional es de 15 m y 11.4cm [4.5 pulg] respectivamente.

El extremo de una fractura hidráulica es elárea final empacada por apuntalante durante elfracturamiento convencional en formacionesduras y de baja permeabilidad. En contraste, los

diseños TSO limitan la longitud o extensión de lafractura, mediante la utilización de fluidos que sefiltran y deshidratan la lechada del apuntalantedurante los primeros instantes del tratamiento.Esta deshidratación causa que el apuntalante seempaque cerca del costado periférico, o punta, deuna fractura dinámica. La fractura hidráulica seinfla como un globo mientras se inyecta fluido conapuntalante adicional, creando una trayectoriamás ancha y más conductiva a medida que elapuntalante se empaca en dirección hacia el pozo(izquierda).

La conductividad de la fractura y la estimula-ción del yacimiento no son las únicas causas delaumento de productividad resultante. Otro factores la eliminación de las restricciones del flujo através de los disparos. El tratamiento de fractu-ramiento y empaque agresivo abre una fracturadinámica de hasta 5 cm [2 pulg] de ancho a tra-vés de todo o casi todo el intervalo de termina-ción. Los principios de la mecánica de las rocasindican que el movimiento en el subsuelo reque-rido para generar fracturas anchas TSO tambiéndebe crear una abertura del espacio anular fuerade la lámina de cemento. Esta abertura luego seempaca con apuntalante para formar un anillo, o“halo,” alrededor del pozo.

Este empaque “externo” provee una conexiónhidráulica más efectiva entre las fracturas apun-taladas y todos los disparos, que reduce aún másla caída de presión a través de los intervalos determinación. Las simulaciones computarizadasindican que, en formaciones de alta permeabili-dad, los disparos que no están alineados con lafractura apuntalada pueden contribuir hasta conun 50% del flujo hacia un pozo (próxima página,abajo a la izquierda).16 El halo de apuntalante esun factor clave en el éxito de los tratamientos defracturamiento y empaque, y constituye la base

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15. Hanna B, Ayoub J y Cooper B: “Rewriting the Rules forHigh-Permeability Stimulation,” Oilfield Review 4, no. 4(Octubre de 1992): 18–23.

16. Burton RC, Rester S y Davis ER: “Comparison ofNumerical and Analytical Inflow Performance Modellingof Gravelpacked and Frac-Packed Wells,” artículo de laSPE 31102, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 14 al 15 de febrero de 1996.Guinot F, Zhao J, James S y d’Huteau E: “ScreenlessCompletions: The Development, Application and FieldValidation of a Simplified Model for Improved Reliabilityof Fracturing for Sand Control Treatments,” artículo de laSPE 68934, presentado en la Conferencia Europea de laSPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 21 al22 de mayo de 2001.

17. Stewart BR, Mullen ME, Ellis RC, Norman WD y MillerWK: “Economic Justification for Fracturing Moderate toHigh Permeability Formations in Sand ControlEnvironments,” artículo de la SPE 30470, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.

18. Monus et al, referencia 8.19. Hannah et al, referencia 10.

Fractura dinámica

Inflado de la fractura

Abertura del espacio anular

Cemento

Disparo

Filtro (cedazo)

Tubería de revestimiento

Fractura apuntalada

Empaque de apuntalante “externo”

Arenamiento inducidoen el extremo de la fractura

Apuntalante

> Fracturamiento con control del largo de la fractura (TSO). En los yacimientosde alta permeabilidad, las estimulaciones por fracturamiento hidráulicorequieren sistemas de fluidos que se filtran en los primeros instantes del tra-tamiento. La deshidratación de la lechada provoca que el apuntalante se em-paque en el extremo de la fractura, deteniendo la propagación, o extensión dela misma (arriba). A medida que se bombea lechada adicional, las fracturasde doble ala se inflan y el apuntalante se empaca en dirección hacia el pozo(centro). Un tratamiento TSO garantiza fracturas más anchas y mejora la con-ductividad de las mismas, promoviendo el contacto entre los granos en elapuntalante empacado. Esta técnica también genera suficiente desplaza-miento de la formación para crear una abertura del espacio anular entre elcemento y la formación que comienza a empacarse con apuntalante. Esteempaque “externo” conecta todos los disparos entre sí y reduce aún más lacaída de presión que se produce en las cercanías de la pared del pozo(abajo).

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de las terminaciones sin filtro que controlan laproducción de arena sin filtros mecánicos niempaques de grava internos (véase “Tecnologíasemergentes,” página 50).

La técnica de fracturamiento y empaque cons-tituye una defensa frontal contra la producción dearena, y los tratamientos de fracturamiento TSOdiseñados apropiadamente son vitales para eléxito de esta importante técnica de terminaciónde pozos. Los empaques de grava convencionalesde pozo entubado generalmente experimentan lapérdida progresiva de productividad, pero la pro-ducción de pozos con tratamientos de fractura-miento y empaque apropiadamente diseñados yejecutados, tiende a mejorar con el tiempo amedida que se recuperan los fluidos del trata-miento y se limpian los pozos.17

Ejecución del tratamientoInicialmente, los operadores utilizaron la técnicade fracturamiento y empaque en varias etapas;un tratamiento de fracturamiento TSO seguido delimpieza de pozo, instalación de filtros de exclu-sión de arena y operaciones de empaque degrava separadas.18 Sin embargo, los altos facto-res de daño positivos y la productividad limitadaobtenidos, indicaban daño entre la fractura apun-talada y el empaque de grava interno. La técnicade fracturamiento y empaque se simplificó a unaúnica operación para mejorar aún más la produc-ción del pozo y reducir los costos operacionales.19

El tratamiento de fracturamiento TSO ahora seejecuta con filtros de grava ya instalados en el

fondo del pozo. El empaque de grava en pozoscon instalaciones de filtros de grava se logra alfinal del tratamiento.

Al igual que con el empaque de grava conven-cional, los fluidos y apuntalantes para esta téc-nica combinada se inyectan a través de la tuberíade producción y de un empacador de grava queincluye una herramienta de servicio configuradaen modo de circulación o inyección forzada (dere-cha). Sin embargo, para soportar presiones másaltas durante las operaciones de fracturamientoTSO, las compañías de servicios adaptaron lasinstalaciones de empaques de grava estándar.Las modificaciones incluyen una mayor dureza delmetal, áreas de flujo más amplias y la minimiza-ción de los cambios bruscos en la dirección delflujo, para reducir la erosión del metal causadapor los fluidos y el apuntalante.

La configuración en modo de inyección forza-da se utiliza para la mayoría de los tratamientosde fracturamiento y empaque, especialmente, enpozos entubados con tuberías de revestimientode producción que no pueden manejar presionesaltas. La configuración en modo de circulaciónprovee una trayectoria para el retorno del fluido ala superficie a través del espacio anular existenteentre la tubería de producción y la tubería derevestimiento, o comunicación—un espacio anu-lar “vivo”—para vigilar rutinariamente la presiónen la superficie, en forma independiente de lafricción que se produce en los tubulares del pozo,dependiendo de si la válvula de superficie anularestá abierta o cerrada. Las caídas de presión por

100

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0100 1000

Permeabilidad, mD10,000

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Disparos no alineados

Fractura apuntalada

> Contribuciones de los disparos. El influjo no se limita al área transversal de lafractura apuntalada y a los disparos alineados, o conectados, con las alas de lafractura. Las simulaciones computarizadas indican que los disparos no alinea-dos contribuyen con casi el 50% del influjo de formaciones de alta permeabili-dad, restando importancia al fracturamiento TSO y a la creación de un empa-que externo.

Empacador degrava QUANTUM

Dispositivo mecánico decontrol de pérdida de fluido

Tubo lavador

Filtros de grava

Disparos

Filtros de grava

Disparos

Asiento esférico

Válvula esférica

Flujo de fluido

Orificios de circulación

Herramienta de servicio

BOP anular

Válvula de superficie ymedidor de presión anular

Orificios de circulación

Medidor de temperaturay presión

Empacador de fondo

> Herramientas de fondo de pozo. En los trata-mientos de empaque de grava y de fracturamien-to y empaque, una herramienta de servicio dirigeel flujo de fluido a través de un empacador degrava y alrededor del filtro. La configuración enmodo de inyección forzada se establece cerran-do el preventor de reventón anular (BOP, por sussiglas en inglés) y la válvula de superficie de cie-rre del espacio anular existente entre la tuberíade producción y la tubería de revestimiento(izquierda), o cerrando la válvula esférica, ubi-cada en el fondo del pozo (derecha). El cierre enel espacio anular con la válvula esférica de fondode pozo abierta, permite vigilar rutinariamente lapresión en el fondo del pozo, independientementede la fricción que se produce en la tubería deproducción. Al cerrar la válvula de fondo de pozo,se previene que el fluido retorne a la superficie yse protege a la débil tubería de revestimiento dealtas presiones; también se puede aplicar presiónal espacio anular para compensar la alta presiónejercida dentro de la tubería de producción. Losdispositivos mecánicos tales como las válvulas acharnela o el sistema de Válvula de Aislamientode la Formación FIV, previenen la pérdida exce-siva de fluido dentro de las formaciones luego de retirar la herramienta de servicio.

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fricción generadas por el bombeo de lechada conapuntalante a través de la tubería de produccióny de los componentes de terminación, general-mente enmascaran las respuestas de presión enel fondo del pozo, cuando la presión de trata-miento se registra en la tubería de producción.

Las primeras herramientas de servicio utiliza-ban una válvula de retención convencional, queno permitía observar las declinaciones de presióndespués del fracturamiento. Los diseños másrecientes de herramientas, tales como el empa-cador de grava QUANTUM, eliminan la válvulade retención, reemplazándola por una válvulaesférica de fondo de pozo mejorada, que permitevigilar rutinariamente las fluctuaciones de pre-sión en tiempo real durante los tratamientoscuando la válvula esférica está abierta. Un espa-cio anular vivo permite una evaluación más pre-cisa de los tratamientos.20

La técnica de fracturamiento y empaquegeneralmente comienza con la herramienta con-figurada en modo de inyección forzada. Una vezque se detiene el crecimiento del largo de la frac-tura, se cambia a modo de circulación para ase-gurar el empaque completo de los filtros de gravay el contacto entre los granos del apuntalante. Laherramienta de servicio luego se utiliza para lim-piar el exceso de lechada, bombeando fluido den-tro del espacio anular y hacia la tubería deproducción. El movimiento ascendente que serequiere para mover algunas herramientas deservicio, arrastra los fluidos del yacimiento haciael pozo. Este efecto de succión (suaveo) puedetraer la arena de formación a los túneles dejadospor los disparos, antes de que una fractura estécompletamente empacada, o reducir la conducti-vidad entre la fractura y el empaque de gravainterno, lo cual puede limitar la productividad deltratamiento de fracturamiento y empaque.

Las herramientas de servicio para asentar losequipos de fondo, tales como el sistema deempaque de grava QUANTUM, cierran la válvulaesférica de fondo de pozo y cambian la configu-ración de la herramienta con movimiento ascen-dente. Este tipo de herramienta también seutiliza para terminaciones profundas y tratamien-tos ejecutados desde equipos de perforación flo-tantes o barcazas de perforación.

Además de una variedad de condiciones deyacimiento y de requerimientos de fractura-miento y empaque de grava, la ejecución del tra-tamiento debe encarar otras situacionescomplejas, tales como la terminación de múlti-ples zonas e intervalos largos. Aún los mejoresdiseños de fracturamiento y empaque fracasan siuna pérdida excesiva de fluido dentro de la for-

mación provoca la formación de tapones deapuntalante entre los filtros de grava y la tuberíade revestimiento, restringiendo o bloqueando elflujo de fluido en el espacio anular. El empaquede apuntalante en el espacio anular, o tapona-miento, da como resultado la terminación tem-prana del tratamiento, la baja conductividad dela fractura y un empaque incompleto alrededorde los filtros de grava.

El emplazamiento de apuntalante con filtrosde exclusión de arena en el lugar, requiere unaatención especial con respecto a las partes libresdel espacio anular. A medida que aumenta lacaída de presión por fricción, existe la posibilidadde que el fluido de la lechada que se encuentra enel espacio anular existente entre el filtro de gravay la tubería de revestimiento, pase al espacio anu-lar existente entre el tubo lavador y el filtro degrava a través de este último. Esta situaciónempeora al deshidratarse la lechada, y la concen-tración de apuntalante aumenta a un estadoimposible de bombear, provocando que el apunta-lante bloquee el espacio anular existente entre elfiltro de grava y la tubería de revestimiento.

El bloqueo del espacio anular cerca del topede un intervalo de terminación, impide el fractu-ramiento continuo de zonas más profundas ozonas con esfuerzos locales más altos e inhibe elempaque subsiguiente de los filtros de grava.

38 Oilfield Review

20. Mullen et al, referencia 8.21. Shepherd D y Toffanin E: “Frac Packing Using

Conventional and Alternative Path Technology,” artículo de la SPE 39478, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Control del Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

Filtro

Tuberíabase

Fractura

Tubos dederivación

Boquilla

Tubería derevestimientoTubos de

derivación

Disparos

Filtrosde grava

Puente deapuntalante en

el espacio anular

Vacío

Boquilla

> Tecnología Alternate Path. Los puentes deapuntalante, o nodos, que se forman en el espa-cio anular existente entre el filtro de grava y latubería de revestimiento, como consecuencia dela deshidratación de la lechada o el arenamientoprematuro de la fractura en zonas sometidas aesfuerzos locales bajos, provoca la terminacióntemprana del tratamiento. En pozos con filtros deexclusión de arena convencionales, esto limita elcrecimiento vertical de la fractura y la eficienciadel tratamiento de fracturamiento y empaque. Latecnología Alternate Path utiliza tubos de deriva-ción con boquillas de salida estratégicamenteubicadas, soldadas en el exterior de los filtrosconvencionales (arriba y al centro). Los tubos dederivación proporcionan una trayectoria de flujopara la lechada que evita las restricciones delespacio anular, para permitir la continuación deltratamiento en los intervalos más profundos y elempaque de vacíos dejados alrededor de los fil-tros de grava (abajo).

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Aún una restricción de flujo parcial en el espacioanular aumenta la caída de presión por fricción,restringe la distribución del flujo y limita el creci-miento vertical de la fractura a través del inter-valo de terminación remanente. Los vacíosdejados en el espacio anular por debajo de unpuente de apuntalante, aumentan la posibilidadde una falla del filtro de grava por la erosión cau-sada por los fluidos producidos y los finos de laformación.

Para yacimientos homogéneos en los que losintervalos productivos poseen menos de 18 m [60pies] de espesor, el crecimiento vertical de lafractura cubre típicamente la zona completa. Enintervalos más largos, la probabilidad de cober-tura completa de la fractura disminuye, y elriesgo de bloqueo de apuntalante aumenta dra-máticamente. Los intervalos largos pueden divi-dirse en etapas y tratarse separadamente. Estorequiere más equipos de fondo de pozo, talescomo dos ensamblajes de fracturamiento yempaque apilados, además de tiempo adicionalde instalación, pero aumenta la efectividad deltratamiento de fracturamiento y empaque (véase“Filtros de grava Alternate Path y convenciona-les,” próxima columna).

La tecnología Alternate Path se encuentratambién disponible para empacar con grava, ypara empacar y fracturar intervalos más largos(página previa). Los filtros de grava AIIFRAC utili-zan tubos rectangulares, o tubos de derivación,soldados en la parte exterior de los filtros paraproveer trayectorias de flujo adicionales para lalechada. Los orificios de salida con boquillasreforzadas de carburo, localizadas a lo largo delos tubos de derivación permiten que los fluidos yel apuntalante salgan por debajo de las restric-ciones del espacio anular, lo cual permite conti-nuar el fracturamiento y el empaque en elespacio anular, luego de la formación de restric-ciones en el espacio anular existente entre el fil-tro de grava y la tubería de revestimiento. Losfiltros de grava AIIFRAC para fracturamiento yempaque utilizan tubos de derivación un pocomás largos que los filtros de grava AIIPAC para elempaque de grava convencional, a fin de permitirregímenes de inyección más altos durante elfracturamiento.

Los tubos de derivación proveen canales paraque la lechada vaya más allá de la zona de pozocolapsado y de los empacadores de aislamientozonal externos, al igual que los puentes de apun-talante de grava que se producen en el espacioanular en el tope de los intervalos o adyacente azonas de alta permeabilidad que presentan unaalta pérdida de fluido. Si se forman restriccionesen el espacio anular, aumenta la presión de inyec-

ción y la lechada se desvía a los tubos de deriva-ción, el único trayecto de flujo abierto. Esto garan-tiza la cobertura del fracturamiento y el empaquecompleto alrededor de los filtros de grava y a tra-vés de todo el intervalo disparado.

Filtros de grava Alternate Path y convencionalesA fines de la década de 1990, Saudi Aramco esco-gió la técnica de fracturamiento y empaque paracontrolar la producción de arena en pozos depetróleo ubicados a 200 km [124 millas] al surestede Riyadh, Arabia Saudita (abajo).21 Este camponuevo en la Provincia Central abarcó dos yaci-mientos Pérmicos heterogéneos que incluían are-niscas de alta permeabilidad, ubicadas entre 2650y 2740 m [8700 a 9000 pies] de profundidad eintercaladas con limolita de baja permeabilidad.

El yacimiento B más profundo es una areniscade alta calidad intercalada con una limolita del-gada de baja permeabilidad. El espesor del yaci-miento varía de 6 a 20 m [20 a 65 pies]. Laspruebas de pozos mostraron permeabilidades de0.5 a 2 darcies; los valores de permeabilidades alaire determinados en muestras de núcleo varia-

ron de 3 a 4 darcies. El yacimiento A es unasecuencia de areniscas individuales un poco másheterogéneas, intercaladas entre los estratos delimolita de menor permeabilidad. El yacimientosobreyaciente es de hasta 61 m [200 pies] deespesor total, con un espesor neto de hasta 23 m[75 pies]. Las permeabilidades determinadas apartir de pruebas de pozos fueron de 0.1 a 2.5darcies; las permeabilidades al aire medidas enmuestras de núcleo alcanzaron los 2 darcies.

Un pozo terminado sin medios para controlarla producción de arena, produjo por menos deseis meses antes de que el influjo de arena y elcolapso sospechado de los disparos detuvieran laproducción. Si las prácticas de terminación pro-vocaran una caída de presión significante en elfondo del pozo, sería difícil controlar la produc-ción de arena con regímenes de producción y pre-siones en cabeza de pozo adecuados parasatisfacer los objetivos de producción y que, almismo tiempo, permitieran que los pozos fluyerannaturalmente en las instalaciones situadas a 50km [ 31 millas] de distancia. La técnica de fractu-ramiento y empaque satisfizo los requisitos determinación de pozos para los yacimientos A y B.

Riyadh

Localizacionesde pozos

Arabia Saudita

EUROPA

ÁFRICA

ARABIA SAUDITA

IRÁN

IRAQ

ERITREA

EGIPTO

YEMEN

OMÁN

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Ma

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P é r s i c o

M a r A r á b i go

0

0 300 600 900 km

200 400 600 millas

SUDÁN

> Terminaciones con control de la producción de arena en tierra. A fines de ladécada de 1990, Saudi Aramco comenzó a utilizar la técnica de fracturamientoy empaque en las terminaciones nuevas de pozos de petróleo en Arabia Sau-dita, ubicados a unos 200 km [124 millas] al sureste de Riyadh. Estos fractura-mientos y empaques controlaron el influjo de arena y redujeron la caída depresión en el fondo del pozo, permitiendo que los pozos fluyeran naturalmentedentro de las instalaciones situadas a 50 km [31 millas] de distancia, bajo lascondiciones prevalecientes de presión.

52026schD07R1 11/26/02 4:37 PM Page 39

40 Oilfield Review

Resistividad, ohm-mRayos gamma, API0 200

8800

8900

8950

9000

9050

8850

3Prof., pies

Tubería deproducción

Empacadorde grava

Válvula acharnela

Empacadorde fondo

Tubo lavador

Filtros de gravaconvencionales

Disparos

Disparos

< Terminaciones en la Arena B. Un registro depozo típico indica un intervalo máximo de pro-ducción de casi 65 pies de espesor con disparosestrechamente espaciados entre sí en el yaci-miento B (izquierda). Los intervalos disparadosrelativamente cortos le permiten a Saudi Aramcoinstalar una sola terminación, así como fracturary empacar estas arenas más profundas utili-zando filtros de grava estándar (derecha).

Rayos gamma, API0 100 2 3

Prof., pies Resistividad, ohm-m

8750

8800

8850

8900

8950

9000

Disparos

Tubería deproducción

Empacadorde grava

Válvula acharnela

Tubo lavador

Filtros degrava AIIFRAC

Disparos

Empacadorde gravaVálvulaa charnela

Filtros de gravaconvencionales

Disparos

Empacadorde fondo

< Terminaciones en la Arena A. Un registro depozo típico muestra disparos a través de unintervalo de 180 pies de espesor del yacimiento A (izquierda). Saudi Aramco realizó dos trata-mientos separados utilizando una instalación defiltros de grava apilados para fracturar y empa-car estos intervalos más largos (derecha). Parala zona más profunda, que era de menor espesor,se utilizaron filtros de grava estándar y para ter-minar la zona más somera, que era de mayorespesor, se instalaron filtros de grava AIIFRACcon tubos de derivación.

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Otoño de 2002 41

Los intervalos largos de terminación requirie-ron diferentes técnicas de fracturamiento yempaque para cada yacimiento (página previa,arriba). Saudi Aramco utilizó filtros de grava con-vencionales en el yacimiento B, en el cual laszonas productoras poseen menos de 60 pies deespesor. Para intervalos más largos disparadosen el yacimiento A, el operador escogió filtros degrava AIIFRAC Alternate Path con tres tubos dederivación, cada uno diseñado para permitir unavelocidad de flujo de 1 m3/min [6 bbl/min], a finde permitir los regímenes de inyección requeri-dos (página previa, abajo).

Los pozos con contacto agua-petróleo cercade los disparos más profundos, requirieron unmayor control del crecimiento vertical de la frac-tura para evitar la irrupción temprana de agua. Enotros pozos, los disparos se extendieron sobrelargos intervalos y las zonas individuales estabanbastante separadas entre sí. Los ingenierosseleccionaron una terminación de filtros de gravaapilados, para cumplir los objetivos del trata-miento de fracturamiento y empaque en estospozos. La división del intervalo productivo en dossecciones, permitió a Saudi Aramco optimizar losdiseños de tratamiento para cada zona y evitar elfracturamiento de zonas con agua.

Típicamente, estos tratamientos de fractura-miento y empaque incluyen el colchón, una etapainicial de baja concentración de apuntalante, 0.60kg/L [0.5 lbm/gal], o libras de apuntalante agre-gado (laa) por galón de fluido de fracturamiento, yetapas adicionales con concentraciones elevadasde apuntalante; hasta 0.36, 0.72 o 1 kg/L [3, 6 o 9laa]. En algunos pozos, se bombearon con éxitoetapas con concentraciones de 9 laa. Las concen-traciones de apuntalante más elevadas fuerondifíciles de emplazar en zonas más permeables,pero el emplazamiento de 3 a 6 laa en la forma-ción produjo buenos resultados.

Saudi Aramco y Schlumberger modificaron losdiseños iniciales de fracturamiento en base alanálisis de operaciones de minifractura. Para ello,utilizaron el servicio de determinación de datosde tratamientos de fracturamiento hidráulicoDataFRAC de Schlumberger (véase “Diseño eimplementación,” página 42). El esfuerzo de cie-rre de la fractura, el coeficiente de pérdida defluido y la altura de la fractura, determinados apartir de estas pruebas de inyectividad llevadas acabo antes del tratamiento, ayudaron a garantizarque los tratamientos principales lograran contro-lar el largo de la fractura. El operador ajustó elcolchón y las etapas de apuntalante acorde conlas necesidades específicas y compensó la altapérdida de fluido en la arena B mediante el incre-mento del régimen de inyección a valores máxi-mos de 2.9 m3/min [18 bbl/min]. Los ingenieros

20

Pozo

Fact

or d

e da

ño a

dim

ensi

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0

-5

10

15

5

1

11

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2

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53 3

1

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2 3 4 5 6 7 8 9 10

> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque. Saudi Aramcoha fracturado y empacado 23 pozos en la Provincia Central de Arabia Sauditay ha publicado los resultados de un grupo inicial de 10 pozos terminados con12 tratamientos de fracturamiento y empaque. En los Pozos 6 y 7, el operadorutilizó instalaciones de filtros de grava apilados y dividió los intervalos de ter-minación en dos etapas, para optimizar los diseños del tratamiento y evitarfracturar en una zona subyacente que contiene agua. Los arenamientos pre-maturos y la terminación temprana del tratamiento en los Pozos 2 y 5 contri-buyeron a producir altos factores de daño y una productividad pobre, lo cualconfirmó que la conductividad de la fractura y la conectividad con el pozoeran factores de crítica importancia. Ocho pozos poseían factores de dañoinferiores a los esperados en empaques de grava convencionales y en trata-mientos de fracturamiento y empaque típicos.

también restringieron los regímenes de bombeo a2.5 m3/min [16 bbl/min] para las terminacionescon filtros de grava Alternate Path en el yaci-miento A, a fin de limitar la caída de presión porfricción en los tubos de derivación.

El operador llevó a cabo operaciones de pos-tratamiento, inyectando ácido clorhídrico [HCI] enalgunos pozos para reducir el tiempo de limpieza.Otros pozos sin tratamientos ácidos se limpiaron alcabo de dos meses. La productividad general delos pozos continuó mejorando a medida que serecuperaban los fluidos de tratamiento. La expe-riencia de los primeros pozos ayudó a optimizar losprocedimientos de fracturamiento y empaque.Saudi Aramco redujo las concentraciones de polí-meros en los fluidos de tratamiento e incluyó rom-pedores de emulsión encapsulados de dosificaciónlenta, para optimizar el emplazamiento de la frac-tura y la limpieza posterior al tratamiento.

El grupo inicial de pozos incluyó cinco termi-naciones con filtros de grava convencionales enel yacimiento B y cinco terminaciones con filtrosde grava AIIFRAC en el yacimiento A. En estasterminaciones, se trataron con éxito intervalos dehasta 200 pies de espesor. Se utilizaron instala-ciones de filtros de grava apilados en dos termi-naciones del yacimiento A. Los tratamientos sebombearon a través de 9000 pies de tuberías de3 pulgadas de diámetro externo (OD), a presionesde inyección en superficie inferiores a 10,000 lpc[69 MPa] y con regímenes de bombeo de entre 14bbl/min [2.2 m3/min] y 18 bbl/min.

El operador realizó pruebas de pozos fluyendolos mismos a través de las instalaciones de super-ficie o con herramientas de registros de producciónde fondo de pozo, para evaluar 12 tratamientos defracturamiento y empaque efectuados en las pri-meras 10 terminaciones de este campo (abajo).Con excepción de dos, estas terminaciones defracturamiento y empaque arrojaron bajos factoresde daño de terminación y proveyeron buen controlde la producción de arena en formaciones con másde 3 darcies de permeabilidad.

Un factor de daño positivo luego de un trata-miento de fracturamiento y empaque es conse-cuencia de una conectividad inadecuada entrelas fracturas apuntaladas y los pozos, una incom-pleta cobertura de la zona tratada, o una fallaque no permitió lograr una fractura TSO de altaconductividad. Si estas condiciones producen unfactor de daño de terminación de 8 o más, la pro-ductividad del pozo puede resultar no mejor quela obtenida con un empaque de grava convencio-nal. El logro de un rendimiento óptimo del trata-miento de fracturamiento y empaque, como en elcaso de estos pozos de Saudi Aramco, requierediseños preliminares detallados, una seleccióncuidadosa de fluidos y apuntalantes, pruebasprecisas de inyectividad antes del tratamiento yoptimización del tratamiento acorde con lasnecesidades de cada caso.

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Diseño e implementaciónDurante el diseño inicial de los tratamientos defracturamiento y empaque, los ingenieros de ter-minación determinan la geometría de la fracturarequerida en base a las condiciones del yaci-miento, a las propiedades de la roca y a las barre-ras naturales que detienen el crecimiento verticalde la fractura. La longitud de la fractura y, másimportante aún para las formaciones de alta per-meabilidad, el ancho de la misma, mejoran la pro-ductividad del pozo. Los operadores seleccionanun diseño óptimo de la fractura TSO mediante lamaximización del valor presente neto (VPN) quesurge de la productividad mejorada del pozo(arriba).22

Selección del apuntalante—El tipo de apunta-lante escogido para mantener abiertas las fractu-ras y formar un filtro granular es una importanteconsideración de diseño. El éxito de la técnica defracturamiento y empaque se debe, en parte, adimensiones más grandes de apuntalante que loscomúnmente utilizados en los empaques de gravaconvencionales. Concentraciones más altas deapuntalantes esféricos grandes, minimizan elencapsulamiento y compensan los efectos del flujoturbulento en las fracturas apuntaladas.

Los operadores utilizan varios tamaños degrano y tipos de apuntalante, incluyendo arenanatural, arena tamizada acorde con las necesida-des específicas, arena cubierta de resina y apun-talantes cerámicos sintéticos de resistenciaintermedia o de alta resistencia, según sean lapresión de cierre de la fractura y los esfuerzos alos que está sometida la formación. Los apunta-lantes para el tratamiento de fracturamiento yempaque deberían cumplir cuatro objetivos defracturamiento:• Proveer un contraste de permeabilidad efectiva• Controlar el influjo de arena y la migración de

finos• Minimizar el encapsulamiento del apuntalante

en formaciones blandas• Mantener la conductividad de la fractura sin tri-

turamiento del apuntalante.En el pasado, las consideraciones del empa-

que de grava determinaban la selección del apun-talante.23 Los empaques de grava requierengrava, o arena, de diferentes dimensiones paraprevenir que las partículas y los finos de la for-mación invadan el empaque anular. La regla deSaucier, tan abiertamente aceptada, indica que eldiámetro de las partículas de arena, o grava, ha

de ser de cinco a seis veces el diámetro medio dela partícula de los granos de formación.24 La per-meabilidad y conductividad de la fractura mejo-ran a medida que el apuntalante es de mayortamaño, pero la producción de finos y los granosde arena de la formación que reducen la perme-abilidad del empaque también aumentan. Lostratamientos de fracturamiento y empaquerequieren apuntalantes del tamaño adecuadopara optimizar la permeabilidad de la fractura.

A principios de la década de 1990, los opera-dores comenzaron a evaluar apuntalantes demayor tamaño y más resistentes, para aumentarla permeabilidad de la fractura y la conductividadrelativa en yacimientos de alta permeabilidad.25

Por ejemplo, se utilizaron apuntalantes de mayortamaño, malla 20/40, para tratamientos de frac-turamiento y empaque en vez de apuntalantes demalla 40/60; generalmente requeridos para elempaque de grava.26 La experiencia mostró quelos tamaños de apuntalante adecuados paraempaque de grava convencional, podrían incre-mentarse al siguiente tamaño de malla para lostratamientos de fracturamiento y empaque.

42 Oilfield Review

3.520

2030

4050 60

70 6

7

8

9

Concentració

n de apuntalante, lbm/ p

ie2

Longitud de la fractura, pies

Valores óptimos

1011

3.53

3.54

3.55

3.56

Valo

r pre

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3.57

3.58

3.59

3.60

> Aspectos económicos del tratamiento de fracturamiento y empaque. Los valores óptimos delancho y de la longitud de la fractura maximizan el valor presente neto (VPN). En este ejemplo, elancho y la longitud óptimos de la fractura, o concentración de apuntalante, son de 9 m [30 pies]y 34 kg/m2 [7 lbm/pie2], respectivamente. Los costos operativos e ingresos adicionales ajustadospor la tasa de descuento se expresan en valor presente. Las inversiones en terminación y esti-mulación y los costos operativos ajustados por la tasa de descuento se substraen del ingresoadicional, también ajustado por la tasa de descuento, para computar el VPN de un tratamiento.El ingreso adicional aumenta para fracturas más largas y más anchas, pero en algún punto loscostos adicionales para tratamientos más largos generan menos retornos.

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Otoño de 2002 43

En los diseños de tratamientos de fractura-miento y empaque, no se siguió el criterio deSaucier para dimensionar el apuntalante en rela-ción con el tamaño de grano de la formación,porque el gran área de flujo de las fracturashidráulicas mitiga la falla de la formación y elinflujo de arena. El balanceo de los mecanismosde producción de arena—velocidad de flujo,tamaños de partículas de apuntalante y propie-dades del fluido—permite a los operadoresaumentar la conductividad de la fractura y mejo-rar el desempeño del tratamiento de fractura-miento y empaque utilizando apuntalantes demayor tamaño.

La terminación de pozos más profundos conaltos esfuerzos de cierre de fractura, llevó a losoperadores a utilizar más apuntalantes cerámi-cos sintéticos porque son más resistentes y suforma esférica consistente reduce el encapsula-miento, lo cual también aumenta la conductivi-dad de la fractura (derecha). La mayoría de lostratamientos de fracturamiento y empaque utili-zan apuntalante cerámico de malla 20/40 y deresistencia intermedia (ISP, por sus siglas eninglés) cuando los yacimientos poseen un buensoporte de presión y los esfuerzos de cierre noson excesivos.

Selección del fluido—Luego de evaluar lascaracterísticas del yacimiento, los ingenierosescogen un fluido óptimo para una estimulacióny empaque de grava combinados. Los fluidos abase de polímeros hidroxietilcelulosos (HEC, porsus siglas en inglés), utilizados en tratamientosde fracturamiento y empaque, los fluidos de frac-turamiento a base de goma hidroxipropílica (HPG,

por sus siglas en inglés) con un reticulador deborato para aumentar la viscosidad del fluido, ymás recientemente, los fluidos de fracturamientocon surfactantes viscoelásticos (VES, por sussiglas en inglés), son todos aplicables. Los flui-dos para tratamientos de fracturamiento y empa-que deben poseer una variedad de propiedades.27

La selección del fluido depende fundamental-mente del criterio de fracturamiento TSO. A dife-rencia de las estimulaciones masivas efectuadasen formaciones de baja permeabilidad, para lostratamientos de fracturamiento y empaque no serequieren bajos valores de pérdidas de fluido, ouna alta eficiencia del fluido. De hecho, un fluidoalgo ineficiente ayuda a lograr un arenamientoinducido para controlar el largo de la fractura ypromueve el contacto entre los granos del apunta-lante desde la punta de la fractura hasta el pozo.

Sin embargo, los fluidos de tratamientos defracturamiento y empaque también deben man-tener suficiente viscosidad para crear fracturasdinámicas anchas y emplazar altas concentracio-nes de apuntalante que aseguren la conductivi-dad adecuada luego del cierre de la fractura.28

Una vez que se detiene el crecimiento del largode la fractura, los sistemas de fluidos transportan

apuntalante en un ambiente de bajas tasas decorte de una fractura dinámica ancha, pero tam-bién deben mantener el apuntalante en suspen-sión bajo condiciones de tasas de corte más altasen la tubería de producción, alrededor de los fil-tros de grava, a través de los disparos y durantela iniciación y propagación de la fractura.

La viscosidad del fluido se debería romperfácilmente para minimizar el daño de formación ydel empaque de apuntalante luego de los trata-mientos. Los fluidos óptimos necesitan ser com-patibles con las formaciones y los químicos, talescomo los rompedores de polímeros; tambiéndeben producir baja fricción y limpiarse rápida-mente durante el flujo de retorno posterior al tra-tamiento. A fin de maximizar la conductividadretenida de la fractura, los operadores son muycuidadosos con los rompedores de viscosidad ocon los tratamientos con ácidos efectuados luegodel tratamiento para optimizar la limpieza postra-tamiento, de modo de garantizar la máxima pro-ductividad y recuperación de hidrocarburos.Finalmente, los fluidos para tratamientos de frac-turamiento y empaque deben ser seguros, efecti-vos en materia de costos y fáciles de mezclar,especialmente en las aplicaciones marinas.

1000

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0 2 4 6 8 10 12Esfuerzo de cierre, 1000 lpc

100

10

Cerámico de malla 30/50Arena natural de malla 20/40Arena natural de malla 40/60

Cerámico ISP de malla 20/40Cerámico de malla 20/40

> Especificaciones del apuntalante. A mediados de la década de 1990, los ope-radores comenzaron a utilizar apuntalantes de mayor tamaño, más resistentesy más conductivos en las terminaciones con tratamientos de fracturamiento yempaque. Los cerámicos sintéticos se han convertido en el apuntalante prefe-rido en el golfo de México de Estados Unidos para mantener la conductividadde la fractura frente a los mayores esfuerzos de cierre que se encuentran enlas formaciones más profundas. Por ejemplo, el reemplazo de arena de menortamaño, malla 40/60 (verde), por un apuntalante cerámico de mayor tamaño,malla 20/40 y de resistencia intermedia (amarillo), aumenta la permeabilidaddel apuntalante y la conductividad de la fractura por un factor de seis en prue-bas de laboratorio efectuadas a 2000 lpc [13.8 MPa] de presión de cierre(inserto). Un apuntalante de resistencia intermedia (ISP, por sus siglas eninglés) tiene valores competitivos respecto de arenas naturales tamizadasacorde con necesidades específicas.

22. Morales RH, Norman WD, Ali S y Castille C: “OptimumFractures in High Permeability Formations,” artículo dela SPE 36417, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 6 al 9de octubre de 1996; también en el documentoProducción e Instalaciones de la SPE 15, no. 2 (Mayo de 2000): 69–75.

23. Monus et al, referencia 8.24. Saucier RJ: “Considerations in Gravel Pack Design,”

Journal of Petroleum Technology 26, no. 2 (Febrero de1974): 205–212.

25. Hainey BW y Troncoso JC: “Frac-Pack: An InnovativeStimulation and Sand Control Technique,” artículo de laSPE 23777, presentado en el Simposio Internacional dela SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.

26. Naturalmente la presencia de arena y apuntalantescerámicos sintéticos se especifican de acuerdo con elanálisis de tamizado basado en las distribuciones deltamaño de las partículas y el porcentaje de partículasretenidas por los filtros de mallas norteamericanasestándar.

27. Hainey y Troncoso, referencia 25.28. Morales RH, Gadiyar BR, Bowman MD, Wallace C y

Norman WD: “Fluid Characterization for Placing anEffective Frac/Pack,” artículo de la SPE 71658, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al3 de octubre de 2001.

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Los fluidos en base a HEC poseen variascaracterísticas requeridas para los tratamientosde fracturamiento y empaque, pero tambiénposeen varias desventajas. Los sistemas en basea HEC generan mayor fricción que los fluidos dereticulación demorada HPG o VES, y las pérdidasde presión por fricción se vuelven significantes enpozos más profundos o tubulares de menor diá-metro. Además, las características de transportede apuntalante para los fluidos HEC no son tanbuenas como las de los fluidos reticulados HPG oVES. Las altas temperaturas provocan un adelga-zamiento de los fluidos HEC y la viscosidad no estan alta a tasas de corte bajas.

Los sistemas HPG reticulados de alta viscosi-dad dejan algún residuo de polímero, pero maxi-mizan el crecimiento vertical de la fractura enformaciones de permeabilidad moderada a alta.También se desempeñan bien en intervalos demayor espesor y transportan concentracionesmás altas de apuntalante para una mayor con-ductividad de la fractura. Las presiones de bom-beo aumentan con los sistemas HPG, pero lascompañías de servicios pueden utilizar un reticu-lador demorado para reducir la fricción en lostubulares.

Los fluidos HPG de reticulación demorada secomienzan a inyectar con una viscosidad másbaja y requieren menos potencia hidráulica paraser bombeados al fondo del pozo. Antes de llegara los disparos, la temperatura en el pozo y el pHdel fluido aumentan la viscosidad de estos flui-dos para lograr bajas tasas de pérdida de fluido.La mayoría de los tratamientos de fracturamientoy empaque se bombean con fluidos HPG reticula-dos o de reticulación demorada.

Los fluidos de fracturamiento viscoelásticosClearFRAC sin polímeros, introducidos a media-dos de la década de 1990, utilizan un agente geli-ficante líquido VES para desarrollar viscosidad ensalmueras livianas. Este tipo de fluido generabajas caídas de presión por fricción durante elbombeo, suficiente viscosidad a bajas tasas decorte para el buen transporte de apuntalante,tasas de pérdida de fluido adecuadas para asegu-rar el control del largo de la fractura y alta perme-abilidad retenida para una mejor conductividad dela fractura. Los datos de campo también indicanque el confinamiento de la fractura utilizando flui-dos VES es mejor que cuando se utilizan fluidos defracturamiento convencionales, lo cual es una ven-taja durante el tratamiento de fracturamiento yempaque cerca de zonas que contienen agua.

Estos sistemas VES se mezclan fácilmente yno requieren aditivos, tales como bactericidas,rompedores de emulsión, desemulsificantes, reti-culadores, compensadores químicos o agentesde reticulación demorada. Los sistemas en base

44 Oilfield Review

Tasa

de

corte

, seg

1

Visc

osid

ad, c

p

0 10 20 30 40100

1000

10,000

45 ppt

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35 ppt

Cortedel fluido

Tiempo, min

Extensión dela fractura

Control del largode la fractura

0.1

1

10

100

1000

> Viscosidad del fluido versus tasa de corte típica (azul) obtenidas enpruebas de laboratorio. Bajo condiciones de fracturamiento y empa-que a lo largo de la extensión de la fractura de arenamiento inducidoen un campo de Amoco, ahora BP, de la Isla Matagorda del Golfo deMéxico de Estados Unidos, un fluido de fracturamiento HPG reticuladode 35 lpt (verde) mostró un comportamiento de la viscosidad ade-cuado, mientras que sistemas de 40 y 45 lpt (rojo y dorado, respectiva-mente) poseían viscosidades innecesariamente altas.

70

60

50

40

30

Prod

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Mpc

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20

10

01 2 3 4

Pozo5 6 7

50 lpt 35 lpt

> Mejoramiento de la productividad mediante tratamiento de fracturamientoy empaque. La producción de los pozos terminados con tratamientos de frac-turamiento y empaque en un campo del área de la Isla Matagorda del Golfode México, se duplicó luego de que Amoco, ahora BP, comenzara a utilizar unfluido HPG reticulado de 35 lpt (Pozos 5-7) en vez de un sistema de fluido ini-cial con concentración de polímeros de 50 lpt (Pozos 1-4). El Pozo 7 tambiénmostró una productividad alta, pero la producción estuvo limitada por unatubería de producción pequeña.

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Otoño de 2002 45

a fluidos VES tampoco son susceptibles al ataquebacteriano. Si los pozos deben cerrarse por perí-odos extendidos antes del flujo de retorno y lalimpieza, se recomiendan fluidos sin sólidos, tipoClearFRAC, para evitar la precipitación dañina demateriales con polímeros.

Los fluidos en base a sistemas HEC y VESminimizan el daño de formación en zonas de bajaa moderada permeabilidad, pero las altas tasasde pérdida de fluido y la invasión más profunda,generalmente, conducen a la recuperación máslenta de los fluidos de tratamiento.29 El agregadode enzimas o rompedores de óxidos a los fluidosde tratamientos de fracturamiento y empaque,reduce el daño de formación y mejora la limpiezadel pozo. Los rompedores de emulsión encapsula-dos de acción lenta, depositados en el empaquede apuntalante, permiten utilizar concentracionesmás altas de rompedores sin sacrificar la eficien-cia del fluido.

Además de las consideraciones respecto dela pérdida de fluido y de la caída de presión porfricción, la tasa de corte y la temperatura son crí-ticas en la selección de los fluidos de tratamien-tos de fracturamiento y empaque, y en lasconcentraciones de polímeros.30 Los primeros tra-tamientos de fracturamiento y empaque se reali-zaron utilizando los mismos sistemas de fluidoHEC que los utilizados en las operaciones deempaque de grava convencional. Luego, hubo unretorno a fluidos de fracturamiento más conven-cionales, debido a los requisitos de incrementode temperatura y a la necesidad de maximizar laconductividad de la fractura en formaciones dealta permeabilidad.

Inicialmente, los criterios de selección deestos fluidos eran similares a los de los trata-mientos de fracturamiento convencionales, enlos que las fracturas hidráulicas angostas de for-maciones consolidadas de baja permeabilidad,crean tasas de corte altas con tasas de pérdidade fluido bajas. Estos factores dan como resul-tado la pérdida de la viscosidad del fluido y elmenor enfriamiento de formaciones, y se requie-ren mayores concentraciones de polímeros paramantener la viscosidad durante el tratamiento. Eluso de concentraciones más altas de polímerosse extendió a los fracturamientos y a los trata-mientos de fracturamiento y empaque para yaci-mientos de alta permeabilidad.

En los tratamientos de fracturamiento yempaque, sin embargo, las fracturas son másanchas con velocidades de flujo y tasas de cortemás bajas. La inyección de fluido antes del trata-miento también disminuye la temperatura de laformación cerca del pozo. El bombeo de grandesvolúmenes de fluido de tratamiento disminuye latransferencia de calor de un yacimiento, dando

lugar a temperaturas más bajas dentro de la frac-tura. Si no se consideran estos efectos, se pue-den llegar a utilizar concentraciones de polímerosmás altas que las que verdaderamente se requie-ren. Esto aumenta el potencial de daño de la for-mación y disminuye la posibilidad de controlar ellargo de la fractura.

Por ejemplo, debido a las diferencias en latasa de corte, un fluido reticulado con una cargade polímeros de fluido base de 20 lbm/1000 gal(lpt) [2.4 kg/m3], puede tener la misma viscosidaden una formación de alta permeabilidad que unfluido de 40 lpt [4.8 kg/m3] en una formación debaja permeabilidad. La selección y las caracterís-ticas del fluido apropiado aumentan dramática-mente la eficiencia del tratamiento defracturamiento y empaque, así como la producti-vidad del pozo.

En 1996, Amoco, ahora BP, terminó cuatropozos en la Isla Matagorda en el Golfo de Méxicooccidental con tratamientos de fracturamiento yempaque.31 La temperatura del yacimiento era de150°C [300°F], de modo que el operador escogióun fluido HPG reticulado de 50 lpt de alta viscosi-dad, el cual también se utilizó en tratamientos deestimulación por fracturamiento hidráulico enyacimientos de baja permeabilidad. La producciónde estos pozos terminados con tratamientos defracturamiento y empaque, era comparable a la delos pozos empacados con grava. El operador atri-buyó el desempeño relativamente pobre de lostratamientos, a la falta de control del largo de lafractura debido al diseño inapropiado del fluido.

El operador y Schlumberger evaluaron losefectos de la tasa de corte en las propiedades delos fluidos para remediar el desempeño deficientede los tratamientos (página previa, arriba).32 Enbase a los resultados de esta investigación, lostratamientos de fracturamiento y empaque en lossiguientes tres pozos incluyeron un fluido de 35lpt [4.2 kg/m3]. La eficiencia del fluido disminuyó

debido a su menor viscosidad, lo cual permitióuna mejor deshidratación de la lechada y produjolos resultados TSO deseados. La producción dia-ria promedio de estos pozos se duplicó con res-pecto a la de los cuatro pozos iniciales (páginaprevia, abajo).

Prueba previa al tratamiento—Las pruebasde laboratorio y el ajuste histórico con trata-mientos previos, ayudan a comprender mejor losperfiles de esfuerzos y el desempeño de los flui-dos de tratamiento, pero las propiedades localesde la formación varían en gran medida en losyacimientos no consolidados de alta permeabili-dad. Luego de desarrollar diseños de estimula-ción preliminares, los ingenieros llevan a cabouna evaluación previa al tratamiento, o minifrac-tura, para cuantificar cinco parámetros críticos,incluyendo la presión de propagación de la frac-tura, la presión de cierre y la geometría de lamisma, así como la eficiencia y la pérdida defluido.33

Este procedimiento consiste de dos pruebas:una prueba de esfuerzo y una prueba de calibra-ción, realizadas antes del tratamiento principalpara determinar las propiedades específicas delyacimiento y establecer las características dedesempeño de los fluidos de tratamiento en lazona productiva. Una prueba de esfuerzo, o cierre,determina el esfuerzo mínimo local de la roca, locual es una presión de referencia crítica para elanálisis del tratamiento de fracturamiento yempaque y la selección del apuntalante (arriba).

29. Monus et al, referencia 8.30. Morales et al, referencia 28.31. Norman WD, Mukherjee H, Morales HR, Attong D, Webb

TR y Tatarski AM: “Optimized Fracpack Design Results inProduction Increase in the Matagorda Island Area,” artí-culo de la SPE 49045, preparado para su presentaciónen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de1998.

32. Morales et al, referencia 28.33. Monus et al, referencia 8.

Pres

ión

de fo

ndo

de p

ozo

Tiempo

Régimen deinyección en

aumento

Régimen deinyecciónconstante

Flujo deretorno

constante

Cierre Régimen deinyecciónconstante

Presión neta

Presión de cierre de la fractura

Presión de cierre instantánea (ISIP)

Presión dela extensión

de la fractura

Presiónde rebote

Declinación dela presión

> Prueba de minifractura previa al tratamiento. Las pruebas de esfuerzos, o cierre, comprenden lainyección de fluido de baja viscosidad y no dañino a regímenes cada vez mayores para iniciar unafractura y la determinación de la presión necesaria para la propagación o extensión de la misma. Lapresión de cierre de la fractura se determina vigilando rutinariamente la declinación de la presióndurante un flujo de retorno lento a régimen constante.

52026schD07R1 11/25/02 8:53 AM Page 45

Una prueba de calibración implica inyectarfluido de fracturamiento sin apuntalante al régi-men de diseño, a fin de determinar la eficiencia delfluido de tratamiento y los coeficientes de pérdidade fluido. El crecimiento vertical de la fracturapuede estimarse agregando trazadores radioacti-vos al apuntalante y corriendo un registro de rayosgamma posterior al tratamiento. Un análisis dedeclinación de la presión confirma las propiedadesde la roca y provee datos sobre la pérdida de fluidoy la eficiencia del mismo.

La vigilancia permanente del espacio anularactivo y las mediciones en tiempo real con regis-tradores de cuarzo, ubicados en el fondo del pozopara obtener respuestas de presión en forma inde-pendiente de las caídas de presión por fricción quese producen durante el bombeo, constituyen unaparte integral de las pruebas previas al trata-miento. El análisis preciso utilizando los serviciosDataFRAC, asegura que el diseño del tratamientode fracturamiento y empaque en cuestión y el delos tratamientos subsiguientes, generen fracturasamplias y con un largo controlado para lograrresultados óptimos.

Los datos de superficie provenientes de laspruebas previas al tratamiento, combinados conlas presiones de inyección medidas en el fondodel pozo, se comparan con los valores teóricos

de un simulador tal como el programa de diseñoy evaluación de empaque de grava SandCADE,para calibrar el modelo de fracturamiento y fina-lizar el diseño del tratamiento. Los datos calibra-dos del análisis DataFRAC también se utilizanpara evaluar la efectividad de la estimulacióndurante las evaluaciones posteriores al trata-miento.

El diseño del tratamiento, particularmente elfracturamiento hidráulico TSO, es críticamenteimportante para llevar a cabo un fracturamiento yempaque exitoso. Si un arenamiento prematuro ouna falla para controlar el largo de la fractura,dan como resultado un ancho de fractura insufi-ciente para superar el encapsulamiento del apun-talante en la formación, la productividad del pozopuede, como mucho, ser equivalente a la de unempaque de grava convencional. La prácticaestándar de fracturamiento y empaque consisteen rediseñar los tratamientos en sitio, luego deque se completan la prueba de minifractura y elanálisis correspondiente.

Diseño del tratamiento—Previamente, lostratamientos de fracturamiento y empaque, que aveces han fallado debido a un arenamiento pre-maturo de la fractura o a una obturación tem-prana del espacio anular, fueron diseñadossolamente utilizando simuladores de fractura-

miento hidráulico que ignoraban el equipo deempaque de grava y los componentes de termina-ción instalados en el pozo, tales como reduccio-nes para alojar los orificios en los empacadoresde grava, tuberías ciegas, filtros de grava y tuboslavadores. Con el simulador SandCADE, los inge-nieros ahora especifican los diseños de fractura-mientos TSO y simulan tratamientos defracturamiento y empaque utilizando simuladoresde pozo y de fracturamiento hidráulico acopla-dos.34 Este programa computarizado tambiénsimula el flujo de lechada incluyendo los efectosde inclinación del pozo, el asentamiento de lagrava y el rodeo alrededor de los filtros de grava,así como el flujo de fluido a través del empacadory de los filtros.

El simulador de fracturamiento hidráulicosoporta diseños de fracturamiento TSO en forma-ciones de alta permeabilidad. También se puedensimular la inducción de la obturación de grava enpozos, reduciendo deliberadamente el régimende bombeo o reconfigurando las herramientas deservicio para circular al final del tratamiento. Elsimulador SandCADE también modela el fractu-ramiento de múltiples capas y el flujo a través deltubo de derivación (abajo).

46 Oilfield Review

35603580360036203640366036803700

37803800382038403860388039003920

38803900392039403960398040004020

-0.1 0Ancho de fractura

en el pozo, pulgadasLongitud de la fractura, pies Ancho de fractura

en el pozo, pulgadasLongitud de la fractura, pies

0.1 0 10

Prof

undi

dad,

pie

s

Prof

undi

dad,

pie

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20 30 40 50 60 70 80 90

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37803800382038403860388039003920

38803900392039403960398040004020

-0.1 0 0.1 0 10 20 30 40 50 60 70

Concentraciónde apuntalante,lbm/pie2

0–22–44–66–88–1010–1212–14>14

> Modelado de tratamientos de fracturamiento y empaque. El simulador SandCADE de Schlumberger es la única aplicación disponible comercialmente quetiene en cuenta los elementos de empaque de grava y los componentes de la terminación instalados en el pozo. Un simulador de fracturamiento hidráulicoque calcula la geometría de la fractura, la distribución de apuntalante en las fracturas y el flujo de fluido en dos dimensiones, se acopla a un simulador depozo que modela el flujo del fluido y de la lechada en el espacio anular existente entre el filtro de grava y la tubería de revestimiento, así como el flujo en eltubo de derivación Alternate Path. Una característica especial simula el fracturamiento de múltiples capas con o sin tubos de derivación. Este ejemplo ilus-tra el tratamiento de fracturamiento y empaque simultáneo de tres zonas. Sin tubos de derivación, la simulación indica que el tratamiento emplaza la mayorparte del apuntalante en la zona del centro (izquierda). También indica que los filtros de grava Alternate Path garantizan el tratamiento del intervalo de ter-minación completo al igual que longitudes y anchos de fracturas más uniformes (derecha).

52026schD07R1 11/25/02 10:03 AM Page 46

Otoño de 2002 47

Aplicaciones de terminación de pozosLos diseños de fracturamiento en base a la tec-nología TSO, las dimensiones más grandes de laspartículas de apuntalante, los avances aconteci-dos en materia de fluidos de fracturamiento y laevaluación mejorada del tratamiento, combina-dos con un equipo de bombeo más versátil y máspoderoso y herramientas de fondo de pozo,hacen de los tratamientos de fracturamiento yempaque una alternativa viable de terminaciónen muchos pozos. La experiencia obtenida enmás de 4000 tratamientos de fracturamiento yempaque efectuados en el Golfo de México enformaciones cuya permeabilidad oscila entre 3mD y 3 darcies, ayuda a los productores de petró-leo y de gas a identificar los pozos candidatos atratamientos de fracturamiento y empaque (dere-cha). Las aplicaciones de terminación de pozoscon tratamientos de fracturamiento y empaqueincluyen lo siguiente:• pozos propensos a migración de finos y produc-

ción de arena• formaciones altamente susceptibles al daño y

de alta permeabilidad• pozos con alta producción de gas• zonas de baja permeabilidad que requieren

estimulación• secuencias laminadas de areniscas y lutitas• zonas productoras heterogéneas• yacimientos agotados y de baja presión.35

Actualmente, los operadores seleccionanmétodos de control de la producción de arenadeterminando primero si las condiciones justifi-can el tratamiento de fracturamiento y empaque.Existen 11 ventajas significativas de los trata-mientos de fracturamiento y empaque:• pasan más allá de la zona de daño de forma-

ción• aumentan el radio de terminación y el área de

flujo• reducen la caída de presión y la velocidad de

flujo• conectan zonas laminadas• reestablecen las condiciones de esfuerzos en

el pozo• mitigan la migración de finos y la producción de

arena• mejoran la productividad del pozo• producen terminaciones consistentes con bajo

factor de daño• sostienen el aumento de producción• mantienen la longevidad de la terminación• reducen la posibilidad de una falla en el control

de la producción de arena.

La mayoría de los pozos que requieren controlde la producción de arena son candidatos paratratamientos de fracturamiento y empaque. Lasexcepciones incluyen situaciones en las que elequipo de bombeo de alta presión no se encuen-tre disponible, pozos cuyas tuberías de revesti-miento sean menores de 5 pulgadas de diámetro,pozos con tuberías de revestimiento débilesdonde existe el riesgo de falla o pérdida de laintegridad del pozo, o terminaciones con unaposibilidad de crecimiento vertical de la fracturahasta zonas con agua o gas. El tratamiento defracturamiento y empaque puede resultar antie-conómico para pozos de producciones bajas,pozos de inyección o fuente de agua que no pro-ducen ingresos directamente, así como para yaci-mientos con reservas limitadas o zonashomogéneas de gran espesor en las que resultanmás apropiados los pozos horizontales con empa-que de grava a pozo abierto.36

En yacimientos más prolíficos, la turbulenciadel flujo asociada con los disparos del revesti-miento restringe la producción, de modo que losoperadores generalmente perforan y terminan

34. Sherlock-Willis T, Romero J y Rajan S: “A CoupledWellbore-Hydraulic Fracture Simulator for RigorousAnalysis of Frac-Pack Applications,” artículo de la SPE39477, presentado en el Simposio Internacional de la SPEsobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

35. Hannah et al, referencia 10.Ayoub JA, Kirksey JM, Malone BP y Norman WD:“Hydraulic Fracturing of Soft Formations in the GulfCoast,” artículo de la SPE 23805, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 26 al 27 de febrero de 1992.DeBonis VM, Rudolph DA y Kennedy RD: “ExperiencesGained in the Use of Frac Packs in Ultralow BHP Wells,U.S. Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 27379, presen-tado en el Simposio Internacional de la SPE sobreControl del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 7 al 10 de febrero de 1994.

36. Ali S, Dickerson R, Bennett C, Bixenman P, Parlar M,Price-Smith C, Cooper S, Desroches J, Foxenberg B,Godwin K, McPike T, Pitoni E, Ripa G, Steven B, Tiffin D y Troncoso J: “Empaques de grava en pozos horizontalesde alta productividad,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 52–75.

Yacimientos de alta permeabilidad

Secuencias laminadas de areniscas y lutitas

Yacimiento de baja permeabilidad

Fractura corta y ancha

Apuntalante

Apuntalante

Apuntalante

Zona dañada

Pozo

LutitaPozo

Pozo

Arenisca

Arenisca

Arenisca

< Tratamientos de fracturamiento y empaque. Eltratamiento de fracturamiento y empaque consti-tuye una alternativa de terminación viable paramuchos pozos de yacimientos con tendencia a laproducción de arena.

En yacimientos con permeabilidades modera-das o altas, susceptibles al daño de perforación yterminación, altamente penetrante en la forma-ción, el tratamiento de fracturamiento y empaquey los fracturamientos TSO amplios conectan losyacimientos y los pozos de manera más efectiva.

Para yacimientos con producción heterogéneao secuencias laminadas de areniscas y lutitas, eltratamiento de fracturamiento y empaque proveeuna conexión hidráulica efectiva a través de lamayor parte de un intervalo de terminación.Cuando la longitud del intervalo disparado eslimitada, el tratamiento de fracturamiento yempaque conecta una mayor porción del yaci-miento con menor cantidad de disparos.

En yacimientos de baja permeabilidad, la exten-sión de la fractura aumenta el radio de drenaje yel flujo bilineal aumenta la productividad delpozo. En formaciones con bajas presiones defondo de pozo, el fracturamiento va más allá delos residuos y el daño dejados por los disparos,mitigando el impacto de las operaciones de dis-paro efectuadas en condiciones de sobreba-lance. Las terminaciones con tratamientos defracturamiento y empaque también mejoran larecuperación de hidrocarburos de los yacimien-tos agotados y con baja presión, mediante laminimización del daño de terminación del inter-valo productivo. Esto reduce la caída de presióny la presión de abandono.

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tramos horizontales a pozo abierto para optimizarla productividad. Los filtros autónomos, los empa-ques de grava a pozo abierto o los filtros expan-dibles, son opciones de control de la producciónde arena en estos ambientes, especialmente paralas secciones de mayor espesor de los yacimien-tos. El tratamiento de fracturamiento y empaqueen terminaciones a pozo abierto es el próximopaso lógico para proveer control de la producciónde arena a largo plazo, sin sacrificar la producti-vidad.

Fracturamiento y empaque a pozo abiertoEl campo Widuri, operado por Repsol YPF, yace enel Mar de Java, Indonesia (arriba). Perforado en unárea prevista para inyección de agua, el pozo B-28estaba programado para explotar una arenisca del-gada de la formación Talang Akar, ubicada entre1067 y 1097 m [3500 y 3600 pies] de profundidad,con 29% de porosidad y una permeabilidad de 1 a2 darcies.37 La presión original del yacimiento erade 1350 lpc [9.3 Mpa], pero el mecanismo de dre-naje por gas disuelto con un débil soporte de unacuífero, causaron una rápida caída de la presión,

estabilizándose ésta en 600 lpc [4MPa]. La conso-lidación moderada de la formación y una tendenciade la misma a producir arena, requerían termina-ciones adecuadas para controlar la producción dearena. Inicialmente, los pozos se revestían y se ter-minaban con tratamientos de empaques de gravaa pozo entubado. Debido a la baja presión del yaci-miento, el operador decidió ejecutar tratamientosde fracturamiento y empaque a pozo entubado enlos pozos nuevos.

Una inesperadamente baja presión de fondo depozo—390 lpc [2.7 MPa]—dio como resultado lapérdida completa de fluido mientras se perforabael pozo B-28. Una lutita reactiva de alta presión,ubicada por encima de la zona de interés, estimulóal operador a bajar una tubería de revestimiento de7 pulgadas para aislar esta sección potencialmenteinestable. El colapso del pozo motivó el asenta-miento de la tubería de revestimiento más arribade lo planeado, dejando 21 m [70 pies] de lutitaexpuesta luego de continuar la perforación hastaalcanzar la profundidad final. Repsol YPF suspendióel pozo temporalmente luego de intentar bajar unainstalación de filtros sin éxito.

Luego de cinco meses de inyección de agua,la presión del yacimiento aumentó lo suficientecomo para soportar una columna de agua y man-tener la estabilidad del pozo. Repsol YPF decidióintentar un tratamiento de fracturamiento yempaque a pozo abierto, debido a que la bajadade una tubería de revestimiento de 5 pulgadas

implicaría una restricción importante para unempaque de grava interno. Este enfoque pre-sentó varios desafíos, incluyendo la estabilidaddel pozo abierto, el emplazamiento del filtro degrava, el fracturamiento de una larga sección dealta permeabilidad, la contaminación de lalechada con apuntalante por parte de las lutitasexpuestas y la eficiencia del empaque anular enun pozo con una inclinación de 70°. El empaqueincompleto y las fallas de terminación en otrasterminaciones, despertaron temores respecto dela efectividad del tratamiento de fracturamientoy empaque en pozos con alta inclinación.

Repsol YPF escogió una combinación nove-dosa de filtros de grava Alternate Path y unempacador de aislamiento de zonas múltiples(MZ) para evitar la contaminación de fluido, faci-litar el fracturamiento efectivo y garantizar elempaque completo de la larga sección del pozoabierto (próxima página). Se soldaron dos tubosde derivación a cada lado del empacador, diseña-dos para bombear 2.4 m3/min [15 bbl/min] a tra-vés de la sección de lutita reactiva y del total delintervalo productivo. El diseño incorporaba untubo lavador interno que transportaba el fluido deperforación a un motor de perforación. Este motorpodía rotar una barrena ubicada en el extremo delensamblaje, si así fuera necesario, para instalarlos componentes de la terminación. Además, secolocó una cubierta externa con agujeros paraproteger los filtros de grava en el pozo abierto.

48 Oilfield Review

37. Saldungaray PM, Troncoso J, Sofyan M, Santoso BT,Parlar M, Price-Smith C, Hurst G y Bailey W: “Frac-Packing Openhole Completions: An Industry Milestone,”artículo de la SPE 73757, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Control del Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

MALASIA

Singapur

YakartaINDONESIA

BORNEO

Mar Andaman

Mar de Timor

Campo Widuri

0

0 300 600 900 km

200 400 600 millas

ASIA

AUSTRALIA

Indonesia

> Tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto. A fin de maximizar la productividaddel pozo, Repsol YPF escogió la técnica de fracturamiento y empaque en una terminación apozo abierto de un pozo del campo marino Widuri, situado en el norte de Yakarta, Indonesia.

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Otoño de 2002 49

vés de las boquillas ubicadas a lo largo de los fil-tros de grava, para rellenar los vacíos en elempaque que se podrían formar debajo de lospuentes de apuntalante. Esta configuración pre-servó la conductividad de la fractura y el apunta-lante, mediante la prevención de la contaminaciónde la lechada por parte de la lutita reactiva.

La ejecución del tratamiento de fractura-miento y empaque se llevó a cabo sin problemasa pesar de las dudas existentes acerca de la altainclinación del pozo, de las múltiples fracturascompitiendo entre sí y de la pérdida excesiva defluido a través de 69 m [225 pies] de intervalo depozo abierto con 14 m [47 pies] de espesor dearena neta de alta permeabilidad. La simulacióndel tratamiento indicó una longitud final de lafractura de 5.5 m [18 pies], con un ancho apunta-lado de 1 pulgada.

La producción inicial total del pozo, con unabomba eléctrica sumergible, alcanzó los 2000 B/D[318 m3/d], con 500 B/D [79 m3/d] de petróleo;valores que excedieron las expectativas del ope-rador. El factor de daño posterior al tratamiento nose estimó mediante el análisis del incremento depresión, sin embargo, un manómetro ubicado enla bomba eléctrica sumergible vigiló rutinaria-mente las presiones dinámicas en el fondo delpozo, indicando una pequeña caída de presiónfrente a los componentes de terminación del pozo.

Herramienta deservicio QUANTUM

Empacador degrava QUANTUM

Empacador deaislamiento MZ contubos de derivación

Tuberíaciega AIIFRACcon boquillas

Filtros degrava AIIFRACcon boquillas

Motor deperforación

Tubos dederivación

Barrena deperforación

Lutita reactiva

Tubo lavador

< Terminación del Pozo B-28 del campo Widuri.Como parte de la instalación de terminación, secolocó un empacador de aislamiento de zonasmúltiples (MZ) debajo del empacador de gravaQUANTUM dentro de la tubería de revestimientode 7 pulgadas. Dos largos tubos de derivaciónque se extendían a lo largo del empacador evita-ron la sección de lutita reactiva. Una coberturaprotectora cubría los filtros de grava AIIFRAC ylos tubos de derivación para prevenir el dañomecánico que podía causar la inestabilidad delpozo o la rotación de la instalación para alcan-zar la profundidad final. Dicha cobertura tambiéncontribuyó a centralizar los filtros de grava paralograr un empaque anular más completo. Paraalcanzar el fondo del pozo, este ensamblajepodría rectificar y limpiar el pozo, si fuera nece-sario, utilizando un motor de desplazamientopositivo y una barrena instalados al final delensamblaje de los filtros. Se utilizó un tubo lava-dor interno para enviar fluido al motor de perfo-ración.

Las copas de elastómero del empacador MZevitaron el flujo en el espacio anular y desviaronel fluido hacia los tubos de derivación. Las boqui-llas de salida colocadas en el tubo de derivaciónse encontraban por encima de los filtros de gravapara evitar inyección alguna frente a la lutita. Lalechada evitó la sección de lutita, saliendo a tra-

52026schD07R1 11/25/02 8:54 AM Page 49

El desempeño del pozo se evaluó calculandoun índice de productividad (IP) específico—porunidad de espesor neto del yacimiento—a partirde las presiones dinámicas de flujo medidas en elfondo del pozo, las presiones estáticas del yaci-miento y los regímenes de producción (arriba). La productividad del pozo B-28 superó a la de lamayoría de los pozos en el campo y su rendi-miento fue comparable al de pozos horizontalesterminados con empaque de grava a pozoabierto. Considerando las excesivas pérdidas defluido ocurridas durante la perforación, este nivelde productividad demuestra la posibilidad deefectuar tratamientos de fracturamiento y empa-que a pozo abierto como una alternativa de con-trol de la producción de arena en yacimientosextremadamente permeables con altas relacio-nes de movilidad.

Tecnologías emergentesActualmente, los desarrollos continúan en todoslos aspectos del tratamiento de fracturamiento yempaque; desde la predicción de la producciónde arena y el modelado del tratamiento, hasta losnuevos fluidos que reducen el daño tanto en lasfracturas apuntaladas como en los empaquesanulares. Nuevas técnicas de emplazamientomejoran el tratamiento de fracturamiento yempaque mediante la aplicación de modernosequipos de fondo de pozo o la completa elimina-ción de instalaciones en el subsuelo. Los aditivosde fluidos que se hallan actualmente bajoprueba, prometen minimizar las declinaciones de

producción reduciendo la migración de finos ypreviniendo la acumulación de incrustaciones.

Los datos de tratamientos de fracturamiento yempaque generalmente indican la creación deuna fractura y el subsiguiente arenamiento con-trolado de la misma, pero los datos de presiónposteriores al tratamiento generalmente indicanvalores de factor de daño positivos y algo de dañoremanente, generando interrogantes acerca de laefectividad de las fracturas apuntaladas. Se handesarrollado modelos muy realistas para resolverlas discrepancias entre las evaluaciones geofísi-cas, la interpretación de registros de pozos, losdatos de fracturamiento provenientes de los tra-

50 Oilfield Review

38. Ayoub JA, Barree RD y Chu WC: “Evaluation of Frac andPack Completions and Future Outlook,” artículo de laSPE 38184, presentado en la Conferencia Europea de laSPE sobre Daño de Formación, La Haya, Holanda, 2 al 3de junio de 1997; también en el documento Producción eInstalaciones de la SPE 15, no. 3 (Agosto de 2000):137–143.

Prueba depozo (T)

T1

T2

T3

F1

F2

L1 G1

L1

G1

F1

G1

L1 G1

F2

G2

Emplazamientode la fractura (F)

Modelos deinterpretación y

simulación

Resultados delmodelo y

soluciones coincidentes

Registros depozos (L)

Geología yGeofísica (G)

> Evaluaciones posteriores al tratamiento. Lassoluciones del modelado geológico y geofísico, lainterpretación de registros de pozos, la evaluacióndel emplazamiento de la fractura y el análisis delas pruebas de pozos no dan resultados únicos.Varias combinaciones de datos de entrada—largodel intervalo productivo, presión del yacimiento,porosidad, permeabilidad y longitud, ancho o altode fractura—a menudo generan soluciones múlti-ples y resultados diferentes para cada modelo.Una mejor aplicación computarizada de simula-ción e interpretación ayuda a establecer la coinci-dencia entre todos los modelos diferentes, talescomo T2, F1, L1 y G1 en esta representación.

39. White WS, Morales RH y Riordan HG: “Improved Frac-Packing Method for Long Heterogeneous Intervals,” artículo de la SPE 58765, presentado en el SimposioInternacional de la SPE sobre Control del Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.

Promedio de los tratamientosde fracturamiento y empaque

a pozo entubado = 0.17

Índi

ce d

e pr

oduc

tivid

ad e

spec

ífico

(IP)

, B/D

/lpc/

pie

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

1 2 3 4 5 B-28 6Pozo

7 8 9 10 11 12

> Desempeño del tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto.Los cálculos de productividad generaron valores máximo y promedio delíndice de productividad específico de 0.17 y 0.39 B/D/lpc/pie [0.013 y 0.03m3/d/kPa/m] para 12 tratamientos de fracturamiento y empaque efectuadosa pozo entubado en el campo Widuri, respectivamente. Sólo dos pozos entu-bados en este campo se comportaron igual o mejor que el pozo B-28, en elque se efectuó un tratamiento de fracturamiento y empaque a pozo abierto. Este pozo mostró un IP específico de 0.28 B/D/lpc/pie [0.021 m3/d/kPa/m].

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Otoño de 2002 51

tamientos de fracturamiento y empaque y el aná-lisis de presión de las pruebas de pozo (páginaprevia, derecha).38 La generación de solucionesconsistentes y la resolución de discrepanciasrequiere la medición de múltiples parámetrosdentro de una disciplina y la integración de losmismos a través de las distintas disciplinas.

Los esfuerzos diferenciales dificultan la deri-vación uniforme de la fractura hidráulica y lacobertura completa en largos intervalos de for-maciones heterogéneas, aún utilizando la tecno-logía Alternate Path. Esto es particularmentecierto si los perfiles de esfuerzos varían significa-tivamente, cuando zonas de alta permeabilidadcon esfuerzos más bajos se encuentran en eltope de un intervalo largo. La propagación prefe-rencial de las fracturas en zonas con esfuerzoslocales más bajos da como resultado una esti-mulación casi óptima del yacimiento.

Ocean Energy utilizó una técnica novedosa enel Golfo de México para asegurar la estimulaciónuniforme y el empaque anular a través de largosintervalos en un campo del área Eugene Island.39

El operador bombeó más de una secuencia decolchón y lechada durante un tratamiento que noincluyó períodos de cierre para incrementarsecuencialmente la resistencia a la extensión dela fractura, o la rigidez de la misma, en cadazona, desde la del esfuerzo local más bajo a ladel esfuerzo más alto. Mientras el apuntalantese empacaba hacia el pozo, la propagación de lasfracturas se dificultaba y la siguiente secuenciade colchón y lechada se derivaba a otras zonasde intervalos homogéneos largos.

En esta aplicación, los filtros de gravaAIIFRAC mejoraron la derivación del tratamientode fracturamiento y empaque a través de interva-los largos. Múltiples registradores de tempera-

tura con memoria electrónica, colocados estraté-gicamente en el tubo lavador, detectaron la deri-vación de la lechada a través de los tubos dederivación a otras zonas (arriba). Las disminucio-nes de temperatura frente a un registrador indi-caron flujo de fluido y los aumentos detemperatura correspondieron a flujo reducido o aausencia de movimiento de fluido en la posicióndel registrador. Las respuestas de temperatura enlos registradores confirmaron una completacobertura del intervalo y la derivación de los flui-dos de tratamiento a cada una de las zonas deinterés. La presión neta que se desarrolló duranteel tratamiento indicó el arenamiento controladode la fractura.

La aplicación de la técnica de fracturamientoy empaque en múltiples zonas en un solo pozodemanda mucho tiempo y resulta onerosa. Unaalternativa de las terminaciones con tratamientos

105

110

115

120

125

130

Pres

ión,

lpc

Tem

pera

tura

, °F

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75Tiempo, min

Registradores superior e inferior de la presiónde fondo de pozoRegistrador inferior de

la temperatura de fondode pozo

Registrador superior de la temperatura de fondode pozo

3000

5950

5900

Registradores de presión y temperatura

1 100Rayos gamma, APIProf., pies Resistividad, ohm-m

2 3

6000

6050

6100

6150

6200

3500

4000

4500

5000

Disparos

> Derivación del tratamiento de fracturamiento y empaque. Inyectando dos secuencias separadas de colchón y lechada, OceanEnergy trató cuatro zonas de más de 73 m [240 pies] de espesor en el primero de dos pozos (izquierda). Dos registradores ubicadosen el tubo lavador registraron las temperaturas y presiones en el fondo del pozo y las almacenaron en la memoria de los mismos(derecha). La temperatura disminuyó inicialmente en el registrador superior debido al flujo de fluido a través de la zona tope(verde). Problemas de bombeo motivaron la detención de la inyección entre las secuencias de colchón y lechada. Después de rei-niciar la inyección, la temperatura en el registrador superior se estabilizó, luego aumentó debido a que un puente de apuntalanteprevino el flujo en el espacio anular. La temperatura en el registrador inferior disminuyó al desviarse el fluido por los tubos de deri-vación de los filtros de grava AIIFRAC y al alcanzar las zonas más profundas (azul). La temperatura en el registrador superior dismi-nuyó una vez roto el puente y reiniciado el flujo anular.

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de fracturamiento y empaque apilados, emplea fil-tros de grava Alternate Path y empacadores deaislamiento MZ con tubos de derivación, para ter-minar más de una zona en una sola operación debombeo con el mismo empacador de grava (dere-cha). Esta técnica de derivación utiliza la caída depresión que se produce en los tubos de derivaciónpara controlar el flujo de fluido. El cambio delnúmero y el largo de los tubos de derivación quevan hacia cada zona controlan la caída de presión.Los ingenieros varían las configuraciones de lostubos de derivación para lograr la distribucióndeseada. El sistema permite terminar potencial-mente hasta tres zonas a un costo reducido y conuna mejor rentabilidad.

Los operadores generalmente evitan delibera-damente muchos intervalos de producción margi-nales y secundarios. Estas zonas pueden noexplotarse debido al riesgo mecánico de extenderel intervalo de fracturamiento y empaque haciaarriba y abajo, así como al costo de movilizar unequipo de terminación para reparar el pozo, espe-cialmente en el mar, donde se realizan la mayoríade los tratamientos de fracturamiento y empaque.Recientemente, se han introducido nuevas tecno-logías que prometen acelerar la aplicación de lasterminaciones “sin equipo de terminación.”

La tecnología de fracturamiento con tuberíaflexible, incluyendo la estimulación CoilFRAC, seestá convirtiendo rápidamente en una herra-mienta viable para explotar zonas productivaspasadas por alto.40 Esta nueva tecnología ha sidoaplicada con éxito en yacimientos marinos decapas múltiples y en yacimientos de baja perme-

abilidad; sin embargo, el paso siguiente consisteen transportar esta tecnología a zonas marinas.El acceso a pozos marinos en un ambiente dereparación y la ejecución de una terminación sinfiltros, o con tratamientos de fracturamiento yempaque en una zona nueva, sin utilizar un cos-toso equipo de perforación o de terminación con-vencional, abren incontables oportunidades parael futuro. La reducción significante de la friccióncon fluidos VES puede aumentar la aplicación detratamientos de fracturamiento con tubería flexi-ble, permitiendo que este tipo de terminacionessin equipos de perforación o terminación se rea-licen a mayores profundidades.

Recientemente, los operadores comenzaron aevaluar e instalar filtros de exclusión de arena quese expanden contra la pared del pozo. En estoscasos, no es necesario empacar el espacio anularpara lograr la estabilidad del pozo. Los filtrosexpandibles también podrían instalarse despuésde los tratamientos de fracturamiento y empaquepara eliminar los empaques anulares internos.

Las tecnologías emergentes de terminacionessin filtros producen terminaciones potencialescon un factor de daño negativo y reducen los cos-tos de terminación, al mismo tiempo que mantie-nen un control efectivo de la producción dearena.41 En este caso, el fracturamiento TSO y elanillo de apuntalante dejado alrededor del pozoactúan como un filtro de arena. Sin embargo,cualquier área no cubierta abre la posibilidad deque los disparos produzcan arena. Esta técnicarequiere varias combinaciones de disparos orien-tados, inyección de resinas orgánicas para soste-ner los granos de la formación en su lugar yapuntalantes cubiertos de resina, así como tec-nología de fibras para prevenir el flujo de retornodel apuntalante (próxima página). Los apuntalan-tes porosos ScalePROP impregnados con inhibi-dores de incrustaciones, pueden mejorar elemplazamiento del inhibidor y garantizar la dosi-ficación química uniforme para una mayor pro-tección contra la acumulación de incrustacionesen los componentes de la terminación y en lostubulares del pozo.

Tendencias futurasLos ingenieros reconocen que los simuladores defracturamiento convencionales que se basan enla mecánica de fractura lineal elástica no mode-lan adecuadamente el tratamiento de fractura-miento y empaque. Las tareas de investigaciónactuales están centradas en la evaluación denuevos conceptos de modelado que tienen encuenta las diferencias en el comportamientoelástico y plástico entre las formaciones duras y

blandas. Se están estudiando también los efec-tos de la inyección de fluido durante las pruebasde minifractura previas al tratamiento sobre lapérdida potencial de fluido durante el trata-miento principal. Los simuladores futuros de tra-tamientos de fracturamiento y empaque tendránen cuenta el comportamiento de la inyección delfluido para mejorar aún más los diseños de talestratamientos.

52 Oilfield Review

Empacador deaislamientoMZ superior

Tubo dederivacióncon boquillaspara tratar la zona superior

Empacador deaislamiento MZinferior

Tubo dederivacióncon boquillaspara tratar lazona inferior

Tubo dederivación sinboquillas paratratar la zonainferior

Disparos

Disparos

> Tratamiento de fracturamiento y empaque, yempaque de grava de múltiples zonas en unasola operación. Los empacadores de aislamientode zonas múltiples (MZ) con tubos de derivación,permiten tratar más de un intervalo con el mismoempacador de grava durante una operación debombeo en un solo viaje al pozo. Los fluidos detratamiento pasan a través de los tubos de deri-vación instalados en empacadores MZ, ubica-dos al tope y fondo de un intervalo de termina-ción para aislar las zonas individuales. El tamañoy la configuración de los tubos de derivaciónequilibran el flujo entre las zonas para crear doso tres fracturas simultáneamente. Esta capaci-dad reduce el costo adicional de acceso a otrosyacimientos.

40. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, Gonzalez D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–80.

41. Kirby RL, Clement CC, Asbill SW y Ely JW: “ScreenlessFrac Pack Completions Utilizing Resin Coated Sand inthe Gulf of Mexico,” artículo de la SPE 30467, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.Pitoni E, Devia F, James SG y Heitmann N: “ScreenlessCompletions: Cost-Effective Sand Control in the AdriaticSea,” artículo de la SPE 58787, presentado en elSimposio Internacional de la SPE sobre Control del Dañode Formación, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 de febrero de2000; también en el documento Perforación yTerminaciones de la SPE 15, no. 4 (Diciembre de 2000):293–297. Guinot et al, referencia 16.Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate Screenless Completionsin the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE73724, presentado en el Simposio Internacional de la SPEsobre Control del Daño de Formación, Lafayette, Luisiana,EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

42. Guichard JA III y Stewart B: “Field Experience FracPacking Near Gas/Water Contacts,” artículo de la SPE73776, presentado en el Simposio Internacional de laSPE sobre Control del Daño de Formación, Lafayette,Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

43. Ali et al, referencia 36.

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Otoño de 2002 53

Una mejor comprensión y un modelado másriguroso de la reología del fluido, con control de lapresión neta de fracturamiento, pueden ayudar alas compañías a fracturar zonas pequeñas sin rom-per barreras cercanas o penetrar zonas de agua ogas, especialmente cuando se combinan con dise-ños de tratamientos de fracturamiento y empaqueque controlan el aumento de presión neta.42

Los avances recientes acontecidos en mate-ria de fluidos prometen mejorar aún más la pro-ductividad de los tratamientos de fracturamientoy empaque. Esto incluye fluidos HPG reticuladoscon bajas concentraciones de polímeros, mejorasen el reticulador demorado y en el rompedor depolímero, y la extensión de los límites de tempe-ratura para los sistemas VES sin sólidos porencima de los 150°C. También están siendo eva-luadas alternativas para los sistemas de políme-ros actuales. El descubrimiento, o la creación de

nuevos polímeros, puede ser la clave para desa-rrollar un fluido de fracturamiento completa-mente nuevo.

Los servicios de remoción del revoque de fil-tración MudSOLV, utilizados actualmente para elempaque de grava y la limpieza simultánea enempaques de grava efectuados a pozo abierto,pueden encontrar una aplicación similar en los tra-tamientos de fracturamiento y empaque a pozoabierto.43 La incorporación de rompedores deemulsión agresivos y químicos para remover elrevoque de filtración en los fluidos de fractura-miento, sin afectar las propiedades base de losfluidos, sería ventajosa durante los tratamientosde fracturamiento y empaque para garantizar elcontacto químico con toda la sección de pozoabierto y proveer un perfil de producción uniforme.

El creciente aumento en la utilización de lodosintético base aceite, especialmente en yaci-

mientos de alta permeabilidad, requerirá fluidosde fracturamiento compatibles. Esta necesidadse volverá cada vez más importante a medidaque los operadores realicen más tratamientos defracturamiento y empaque a pozo abierto. Lacompatibilidad del fluido, la mojabilidad de laformación y la limpieza del revoque de filtraciónse deberán encarar en el contexto del costosoreemplazo por sistemas base agua y el manejodel fluido base aceite.

Algunas de estas técnicas requieren másdesarrollo, pero a medida que se implementantratamientos de fracturamiento y empaque enmás yacimientos y en un rango más amplio decondiciones de subsuelo, se desarrollarán nuevasideas y técnicas que permitirán apreciar todos losbeneficios del método combinado de estimula-ción y control de la producción de arena. —MET

Fractura apuntalada CementoTubería de

revestimiento Disparos

Empaque“externo”

Tratamiento coninhibidor de incrustaciones

Formación o fractura apuntalada quecontiene un líquido inyectado previamentecon inhibidor de incrustaciones o apuntalanteScalePROP impregnado con un inhibidorde incustraciones sólido

Terminación sin filtroApuntalante cubierto con

resina o arena sostenida ensu lugar por fibras PropNET

Inyección forzada deinhibidor de incrustaciones

Apuntalante ScalePROP impregnado

Protección requerida

Conc

entra

ción

de

inhi

bido

r de

incr

usta

cion

es, p

arte

s po

r mill

ón (p

pm)

Producción de agua

Fin de la vida del inhibidor deincrustaciones de inyección forzada

0

10

100

1000

10,000

> Terminaciones sin filtros. Combinados con el tratamiento de fracturamiento y empaque, la consoli-dación de resina, los apuntalantes cubiertos con resina o los aditivos para empaque de apuntalantede fracturamiento hidráulico PropNET (arriba a la derecha), controlan potencialmente la producciónde apuntalante y arena sin necesidad de recurrir a filtros de exclusión de arena y empaques de gravainternos (arriba a la izquierda). Los ahorros en materia de costos incluyen la eliminación de los filtros,el tiempo de equipo asociado para la instalación de los mismos y la colocación del empaque anular.Además, los apuntalantes porosos impregnados con inhibidor de incrustaciones ScalePROP contie-nen una fase sólida de inhibidor de incrustaciones (abajo a la izquierda). Este método distribuye el quí-mico a través del empaque de apuntalante para evitar la pérdida de inhibidor y proveer proteccióncontra las incrustaciones durante el flujo de retorno inicial del pozo y la limpieza de los fluidos de tra-tamiento; la lenta disolución asegura la dosificación uniforme del inhibidor durante la producción(abajo a la derecha).

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54 Oilfield Review

Aplicaciones sísmicas a lo largo dela vida productiva del yacimiento

Trine AlsosAlfhild EideStatoilTrondheim, Noruega

Donatella AstrattiStephen PickeringGatwick, Inglaterra

Marcelo BenabentosNader DuttaSubhashis MallickGeorge SchultzHouston, Texas, EUA

Lennert den BoerCalgary, Alberta, Canadá

Michael LivingstoneAberdeen, Escocia

Michael NickelLars SønnelandStavanger, Noruega

Juergen SchlafPhillips Petroleum CompanyStavanger, Noruega

Pascal SchoepferPetroleum Development OmánMuscat, Sultanato de Omán

Mario SigismondiJuan Carlos SoldoPecom Energía de Pérez Companc SANeuquén, Argentina

Lars Kristian StrønenStatoilBergen, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Mike Bahorich, Apache Corporation, Houston,Texas, EUA; Lee Bell, Laurence Darmon, Olav Holberg, JohnWaggoner y Bob Will, Houston, Texas; Phil Christie,Cambridge, Inglaterra; Doug Evans, Malcolm Francis,Michael French, Bob Godfrey, Kim Hughes y StephenMcHugo, Gatwick, Inglaterra; y a Ray Pratt, Amerada Hess,Oslo, Noruega.ECLIPSE, FrontSim, MultiWave Array y RFT (Multiprobadorde Formaciones) son marcas de Schlumberger.

Las compañías operadoras están explotando mejor sus yacimientos mediante la

combinación de imágenes sísmicas de alta calidad con datos convencionales

de yacimientos. Los equipos a cargo de los activos de esas compañías utilizan

esta información sísmica calibrada para lograr una mejor comprensión de las

propiedades del yacimiento, lo cual les permite reducir el riesgo en cada etapa

de la vida útil de sus áreas prospectivas.

En los últimos diez años, los levantamientos sís-micos 3D se han convertido en una herramienta deexploración indispensable para las compañías depetróleo y de gas. Las inversiones realizadas enadquisición, procesamiento e interpretación dedatos sísmicos, han permitido obtener informacióncrucial acerca de las estructuras y ubicaciones delos yacimientos. Ahora, muchas compañías estándescubriendo formas de aprovechar mejor susdatos sísmicos, trascendiendo los límites de laexploración, para extraer información adicionalque les permita evaluar sus reservas con mayorcerteza, desarrollar sus descubrimientos con másefectividad y producir petróleo y gas de maneramás efectiva desde el punto de vista de los costos.

Los datos sísmicos pueden incrementar elvalor de los activos en todas las etapas de la vidaproductiva del yacimiento (página siguiente,arriba). Durante la etapa de exploración, las áreasprospectivas promisorias se examinan en grandetalle. Los datos sísmicos de superficie de altaresolución ayudan a refinar el modelo geológicode un área prospectiva y permiten entender mejorel sistema petrolero, con lo cual se puede optimi-zar la selección inicial de las localizaciones de lospozos y aportar información para el análisis deriesgo. Durante la etapa de evaluación, los inge-nieros de perforación aprovechan los modelosmecánicos y los modelos de presión tridimensio-nales, ambos construidos en base a datos sísmi-cos, para predecir la ubicación de zonas riesgosasdel subsuelo, tales como zonas de flujo de aguassomeras y altas presiones de poro. En la etapa dedesarrollo, se pueden confeccionar mapas de laspropiedades de los yacimientos en la región entrepozos, utilizando datos sísmicos calibrados con

información de los pozos. Los geocientíficos y losingenieros utilizan datos de registros, núcleos ypruebas de pozos para generar descripciones deyacimientos en base a datos sísmicos, a partir delas cuales pueden crear modelos de yacimientos.Más tarde, los grupos de producción pueden utili-zar levantamientos sísmicos aplicando la técnicade lapsos de tiempo (sísmica 4D) a fin de rastrearcambios de saturación y de presión, para un mejoremplazamiento de los pozos de relleno y con elobjetivo de prolongar la vida productiva delcampo.

Las compañías operadoras aprovechan losavances tecnológicos logrados en la adquisición yel procesamiento de datos sísmicos para mejorarel rendimiento de sus activos de petróleo y degas, desde el descubrimiento hasta el abandono.En este artículo, se demuestra cómo los métodossísmicos están satisfaciendo las demandas decompañías operadoras de distintos tamaños, entodas las etapas de la vida productiva del campo.Mediante la descripción de algunos casos prácti-cos, se ilustran los diversos usos de los datos sís-micos más allá de las aplicaciones con finesexploratorios, recalcándose aquellas aplicacionesdesarrolladas específicamente para el control delyacimiento.

Reducción de riesgos, mejoramiento de los aspectos económicosDurante la etapa de exploración, los datos sísmi-cos 3D ayudan a las compañías operadoras adefinir el potencial de un área prospectiva y aidentificar el método óptimo para su evaluación.A esta altura del ciclo de vida del área prospec-tiva, los datos sísmicos pueden constituir la

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Otoño de 2002 55

única información disponible para evaluar yaci-mientos potenciales y medir la incertidumbre y elriesgo, antes de comprometer las enormes inver-siones y los vastos recursos que implica todaevaluación exhaustiva. Durante esta etapa, laperforación, las pruebas y la producción de lospozos, aportan información crucial y detalladasobre el yacimiento en la zona cercana al pozo. Amedida que este nivel de detalle se integra conlos datos sísmicos, las interpretaciones máscompletas generan nuevas oportunidades másallá del pozo, lo cual reduce finalmente el riesgoy mejora los aspectos económicos durante laetapa de desarrollo del campo.

Utilizando este concepto, Pecom Energía dePérez Companc SA (PECOM) y WesternGecolograron mejorar su comprensión del yacimientoMaría Inés Oeste, ubicado en la provincia deSanta Cruz, Argentina; estableciendo las basespara el éxito de su evaluación y su futuro desa-rrollo (derecha). El yacimiento de areniscas MaríaInés tiene un espesor promedio de 50 m [160pies] y produce petróleo y gas, dependiendo de laubicación del pozo. La aplicación de técnicas cua-litativas de variación de la amplitud con el des-plazamiento (AVO, por sus siglas en inglés), nosólo contribuyó a definir las localizaciones de lospozos, sino que también condujo a la perforaciónde pozos no comerciales en “puntos brillantes.”1

1. Las técnicas AVO cualitativas se desarrollaron para com-prender la relación entre la presencia de hidrocarburos ylos puntos brillantes, o reflexiones de gran amplitud.Chiburis E, Franck C, Leaney S, McHugo S y Skidmore C:“Hydrocarbon detection With AVO,” Oilfield Review 5,no. 1 (Enero de 1993): 42-50

Exploración Evaluación Desarrollo Producción

Tiempo

Optimización del yacimiento Desarrollo tradicional

Minimización delas erogaciones de capital

Aceleración dela producción

Minimización delos gastos operativos

Maximización dela producción Maximización de

la recuperación

Prórroga del abandono0

_

+

Fluj

o de

fond

os

> Etapas del ciclo de vida de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés). Con el tiempo, los yacimientos de petróleo y de gas atra-viesan cuatro etapas básicas: exploración, evaluación, desarrollo y producción. Los objetivos cambian a medida que los campos maduran, locual incide sobre los gastos y las estrategias de producción y desarrollo. Las técnicas innovadoras de procesamiento e interpretación de datossísmicos pueden contribuir a optimizar la producción, con el consiguiente aumento del valor de un activo en cada una de las etapas de la vidaútil del mismo.

0 400km

0 240millas

Río Gallegos

Pto. Santa Cruz

San Julián

ColoniaLas Heras

I S L A SM A L V I N A S

O c é a n o A t l á n t i c o

C H

I

L

E

S a n t a C r u z

N

CampoMaría Inés

A

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E

N

T

I

N

A

> Ubicación del campo María Inés Oeste en la provincia de Santa Cruz, República Argentina.

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Los geofísicos utilizan técnicas AVO para eva-luar el espesor, la porosidad, la densidad, la velo-cidad, la litología y el fluido contenido en lasrocas, mediante el análisis de la variación de laamplitud de las reflexiones sísmicas cuando varíala distancia entre el punto de disparo y el recep-tor. Un análisis AVO exitoso requiere el procesa-miento especial de los datos sísmicos y el

modelado sísmico para determinar las propieda-des de la roca con un fluido conocido en el medioporoso. Con ese conocimiento, es posible mode-lar la respuesta sísmica de la roca con otros tiposde fluidos alojados en los poros. Los análisis AVOestándar arrojan respuestas de índole cualitativamás que cuantitativa, lo cual dificulta la integra-ción de sus resultados en los modelos.

El levantamiento sísmico 3D del yacimientoMaría Inés—que cubrió un área de 258 km2 [100millas cuadradas] con 33 líneas fuente—fueregistrado entre noviembre de 1995 y febrero de1996. Como fuente sísmica se utilizó un camiónvibrador (izquierda). El desarrollo exitoso delcampo María Inés Oeste exigía pozos de mayorproducción acumulada y de menor riesgo, demodo que fue necesario contar con una técnicainnovadora para reducir la incertidumbre aso-ciada con la perforación de pozos nuevos.2

PECOM decidió recurrir al grupo SeismicReservoir Services (SRS) de WesternGeco, a losefectos de hallar una forma más confiable de uti-lización de los datos sísmicos existentes paradiferenciar entre áreas productivas y áreas noproductivas del campo. Los pasos cruciales adop-tados durante el reprocesamiento de los datos decampo permitieron atenuar el ruido—por ejemplo,los saltos de ciclo de los datos y las ondas super-ficiales—y compensar las variaciones de ampli-tud con el desplazamiento, la fuente y el receptor,preservando a la vez la información de amplitudrelativa contenida en los datos. Estos pasos permi-tieron además mejorar sustancialmente la calidadde la imagen (abajo). Los rasgos estructurales, talescomo fallas, fueron definidos con mayor nitidez.

56 Oilfield Review

> Operaciones sísmicas en el campo María Inés Oeste, ubicado en la provin-cia de Santa Cruz, República Argentina. Las cuadrillas y equipos de levanta-mientos sísmicos debieron enfrentar una amplia gama de condiciones meteo-rológicas durante la adquisición de los datos.

0127 _128Amplitud

Antes del reprocesamiento Después del reprocesamiento

1 km0.62 millas

> Sección sísmica antes y después del reprocesamiento. La sección sísmica reprocesada (derecha) muestra fallas definidas con mayor nitidez y mayorcontinuidad de los eventos en las zonas de interés que la sección sísmica original (izquierda).

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Otoño de 2002 57

En las áreas de interés se mejoró el contenido defrecuencia total, lo cual permitió generar imáge-nes de mayor resolución que las imágenes sísmi-cas originales. La alta calidad de los datosreprocesados resultó esencial para el éxito delproceso de inversión sísmica antes del apila-miento y del análisis AVO.3

Durante el reprocesamiento de los datos, seutilizó una técnica innovadora de inversión sís-mica híbrida. Esta técnica, que combina la inver-sión de formas de onda antes del apilamiento, elanálisis AVO y la inversión después del apila-miento, se aplicó a un área de 50 km2 [19 millascuadradas] del campo. La inversión híbridaimplica un uso menos intensivo de la computa-dora que la inversión de formas de onda antes delapilamiento estándar, de modo tal que se puedenprocesar grandes volúmenes de datos sísmicoscon excelentes resultados.4 El análisis AVO por sísolo se considera generalmente una herramientacualitativa, pero puede hacerse cuantitativa si seajusta o calibra con datos de pozos.

Dentro del área de 50 km2, se seleccionaron15 localizaciones de pozos perforados anterior-mente en base a puntos brillantes, de gran ampli-tud, que evidenciaban el cierre estructural.Mientras se ejecutaba este proyecto, se estabaperforando un pozo nuevo cuya localización tam-bién había sido seleccionada sin el aporte de lanueva técnica de inversión híbrida. Un mapa deamplitud de los datos compresionales migrados,mostraba las regiones anómalas que constituye-ron la base de la selección de las localizacionesde pozos (arriba a la derecha). El mapa de ampli-tud confirmó la selección de todas las localizacio-nes de pozos existentes, e indicó que el pozo quese estaba perforando atravesaría volúmenescomerciales de hidrocarburos en las areniscas delyacimiento María Inés. El análisis de amplitudtambién sugirió la presencia de áreas potencial-mente productivas hacia el noroeste del campo.

También se construyeron mapas de los valoresde impedancia de ondas compresionales (P) y ondasde corte (S), obtenidos del trabajo de inversión. Elmapa de impedancia de ondas P era similar al mapade amplitud y conducía a identificar las mismasáreas de producción potencial. El mapa de impe-dancia de ondas S aparecía sin rasgos, por lo cualresultaba de poca utilidad en sí mismo. No obstante,si se analizaban los dos conjuntos de datos en formaconjunta para formar un atributo que reflejaba larelación de Poisson del yacimiento, se obtenía unaimagen más precisa del fluido alojado en los poros.En vez de utilizar el análisis AVO estándar, el pro-ceso de inversión híbrida, que se ajustó a los datosde pozos, generó una interpretación de la relaciónde Poisson más precisa a partir de la cual se pudie-ron seleccionar las localizaciones de los pozos.

La relación de Poisson varía con la litología, laporosidad y el fluido contenido en el espacioporoso. Por ejemplo, el intervalo de este paráme-tro para las lutitas oscila entre 0.30 y 0.40; para lasareniscas acuíferas, entre 0.25 y 0.30; para las are-niscas petrolíferas, entre 0.20 y 0.25; y para lasareniscas gasíferas, entre 0.10 y 0.18.5 Cuando lalitología del yacimiento es constante, la informa-ción sobre la relación de Poisson permite diferen-ciar entre petróleo, gas y agua en la formación.

La localización del pozo perforado en elmomento del análisis parece menos que óptimaen el mapa de la relación de Poisson, como lo con-firmó el pozo estéril resultante. Las áreas prospec-tivas nuevas identificadas hacia el oeste en el mapade amplitud, ahora parecen cuestionables (arriba).

2. Benabentos M, Sigismondi M, Mallick S y Soldo J:“Seismic Reservoir Description Using Hybrid SeismicInversion: A 3-D Case Study From the María Inés OesteField, Argentina,” presentado para su publicación en The Leading Edge 21, No. 10 (Octubre de 2002).

3. Mallick S: “Some Practical Aspects of PrestackWaveform Inversion Using a Genetic Algorithm: AnExample from East Texas Woodbine Gas Sand,”Geophysics 64, no. 2 (Marzo-Abril de 1999): 323–349.

4. Mallick S, Huang X, Lauve J y Ahmad R: “Hybrid Seismic Inversion: A Reconnaissance Tool forDeepwater Exploration,” The Leading Edge 19, no. 11,(Noviembre de 2000): 1230–1237.

5. Mavko G, Mukerji T y Dvorkin J: The Rock PhysicsHandbook: Tools for Seismic Analysis in Porous Media.NuevaYork, Nueva York, EUA: Cambridge UniversityPress, 1998.

Pozo de petróleoPozo seco

Pozo de gas

Pozo de gas

Ampl

itud

400

8800

4600

1 km0.62 millas

Nuevas áreas prospectivasLínea de la sección sísmica

Pozo en perforación

> Mapa de amplitud de las areniscas del yacimiento María Inés. El mapa de amplitud de los datos api-lados confirmó que los pozos productivos existentes se encontraban en regiones de respuesta anó-mala. Esta interpretación indica que el pozo nuevo que se estaba perforando mientras se ejecutaba elproyecto, debería ser productivo y sugiere la presencia de áreas prospectivas nuevas hacia el noro-este del campo.

Pozo de petróleoPozo seco

Pozo de gas

Pozo de gas

1 km0.62 millas

Áreas prospectivas abandonadas

Pozo seco

Línea de la sección sísmica

Pozo de gas

Pozo de petróleo

0.17

0.27

0.37

Rela

ción

de

Pois

son

> Mapa de la relación de Poisson. Se analizaron conjuntamente los datos de ondas P y ondas S paraformar un atributo representante de la relación de Poisson del yacimiento. La relación de Poissonvaría con la litología, la porosidad y el fluido contenido en los poros. La variación de la relación dePoisson visualizada en este mapa, ayudó a explicar porqué el pozo nuevo perforado resultó no pro-ductivo e hizo que PECOM reconsiderara la viabilidad de algunas áreas prospectivas nuevas.

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Sin embargo, un pozo perforado después del análi-sis en la anomalía más occidental, produjo petróleodurante un cierto tiempo pero luego produjo agua.En consecuencia, las dos áreas prospectivas situa-das al oeste fueron abandonadas. El mapa de larelación de Poisson, que utiliza los datos de lainversión híbrida, permitió la perforación de dos

pozos productivos en el área del proyecto; un pozode gas al sudeste y un pozo de petróleo al noreste.

Los mapas de amplitud de las reflexiones y dela relación de Poisson, obtenidos a partir del aná-lisis AVO estándar, no permitieron distinguir cla-ramente aquellas áreas de las areniscas delyacimiento María Inés que contienen petróleo de

las que contienen gas, mientras que los atributosbasados en la inversión híbrida lo lograron sinambigüedades (izquierda). Esto quedó más clara-mente demostrado en la porción sudeste del áreadel proyecto. La mejor comprensión del fluido deyacimiento contenido en los poros, ayudó a opti-mizar las localizaciones de los pozos, lo cualredujo los costos y el riesgo al mismo tiempo quepermitió un drenaje más eficaz del yacimiento.

Además de reducir el riesgo asociado con laperforación de pozos de desarrollo, el estudio deinversión híbrida realizado por SRS tuvo unimpacto positivo sobre los aspectos económicosdel yacimiento. En un análisis económico llevadoa cabo por PECOM, se compararon las reservasrecuperables antes y después de utilizar la nuevatécnica. PECOM estima que un 35% de las reser-vas técnicamente recuperables, podría desarro-llarse comercialmente a un precio del petróleoequivalente a 12 dólares estadounidenses porbarril. Sobre la base de esta estimación, antesdel reprocesamiento y de las técnicas de inver-sión híbrida, el valor presente neto de la produc-ción fue calculado en 230 millones de dólaresestadounidenses, mientras que después delreprocesamiento y de la aplicación de las técni-cas de inversión híbrida su valor ascendió a 270millones de la misma moneda. El impacto econó-mico de 40 millones de dólares estadounidensesse atribuye a la comprensión más acabada de losriesgos del proyecto y a la reducción de la incer-tidumbre respecto del mismo.

Datos sísmicos de componentes múltiplespara la definición de yacimientosOtro ejemplo de la utilización de datos sísmicospara la evaluación de yacimientos proviene delsector central del Mar del Norte, donde Conocoestá trabajando en la evaluación del CampoCallanish. Este campo fue descubierto en 1999 yconfirmado por un pozo de evaluación en el año2000. El intervalo productivo principal, la are-nisca Forties, corresponde a un yacimiento com-plejo de edad Terciaria, controlado pormecanismos de entrampamiento estructurales yestratigráficos, y contiene petróleo, gas y agua.Esta área implica un doble desafío geofísico: laidentificación de la litología y la determinacióndel fluido contenido en los estratos del Terciario.

El contraste de impedancia acústica observa-do entre la arenisca con hidrocarburos Forties ylas lutitas sobreyacentes es extremadamentebajo. En consecuencia, los datos de ondas com-presionales o de ondas P convencionales, a me-nudo no logran distinguir entre lutita y yacimientoproductivo con hidrocarburos, porque ambos apa-recen como reflexiones debilitadas. Esto dificulta

58 Oilfield Review

Petróleo

Gas

0.32

0.17

0.22

0.27

Map

as d

e am

plitu

d y

de la

rela

ción

de

Pois

son

cons

truid

os e

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se a

la in

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ión

híbr

ida

> Comparación de mapas de atributos correspondientes al sector sudestedel área de estudio. El mapa de amplitud (izquierda) no diferencia claramen-te entre petróleo y gas (rotulado), mientras que el mapa de la relación dePoisson, construido en base a la inversión híbrida, lo detecta sin ambigüeda-des (derecha).

P P

P P PS

Sistema de arreglo de ondasmúltiples de 4 componentes

Fuente deondas P

Y

X

Hidrófono

Z

> Adquisición de datos de componentes múltiples. Se coloca un cable de adquisición de datos sís-micos directamente sobre el fondo del mar para conectar mecánicamente los receptores a la tierra.Cada estación de registradores contiene un hidrófono que registra los datos de ondas compresiona-les (ondas P) y geófonos que registran el movimiento de las partículas en tres direcciones ortogona-les entre sí: X, Y y Z (recuadro).

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mucho la delineación del yacimiento. En la are-nisca Forties, las posibles discontinuidadesestructurales y estratigráficas complican aún másel panorama. Cuando los geofísicos y los geólo-gos no logran distinguir adecuadamente areniscade lutita en las imágenes sísmicas, es difícildeterminar dónde las areniscas se acuñan o setruncan por la presencia de fallas. Por otra parte,cualquier volumen de gas presente en el yaci-miento o en la columna de sobrecarga interrumpela transmisión de las ondas P, dando origen a imá-genes de calidad pobre debajo de las zonas gasí-feras.

En un proyecto llevado a cabo por Conoco y elgrupo SRS de WesternGeco, se desplegó tecno-logía sísmica marina de componentes múltiples(4C) para superar las dificultades asociadas conla generación de imágenes en este escenariocomplejo.6 Como las ondas de corte (S) no se pro-pagan a través del agua, los cables sísmicosmarinos remolcados no pueden registrarlas. Porlo tanto, se coloca un cable de adquisición dedatos sísmicos directamente sobre el fondo delmar para conectar mecánicamente los receptoresa la tierra. Cada estación de registradores con-tiene un hidrófono que registra los datos deondas P y geófonos que registran el movimientode las partículas en tres direcciones ortogonalesentre sí: X, Y y Z (página anterior, abajo).

El geófono de componente Z registra el movi-miento de las partículas en la dirección vertical,respondiendo en primer término a las ondas P.Los geófonos de las componentes X e Y registranel movimiento de las partículas en las direccionesortogonales horizontales y responden predomi-nantemente a los movimientos de las ondas S.Los datos de cuatro componentes arrojan estima-ciones más confiables de la relación entre la velo-cidad de las ondas compresionales y la velocidadde las ondas de corte (Vp/Vs), y potencialmenteproporcionan información acerca de la densidadde la formación. La capacidad de registrar datosde componentes múltiples en el medio marino,permite a los geofísicos resolver problemas com-plejos de generación de imágenes, lo cual contri-buye a enfocar el yacimiento con más precisión.

En el caso del Campo Callanish, los datosobtenidos de cuatro pozos vecinos—incluyendoporosidad, permeabilidad, propiedades acústicas,saturación de agua y volumen de lutitas—fueronevaluados en un comienzo para comprender elyacimiento en la posición del pozo. Esta caracte-rización resultó particularmente valiosa en elmodelado, ya que permitió definir los diferenteshorizontes para mejorar la calidad de la imagendel yacimiento.

Si bien la suma de los datos del hidrófono ylos datos del geófono de componente vertical(datos PZ), obtenidos del levantamiento de cuatrocomponentes (4C) efectuado en el CampoCallanish, generó imágenes de calidad superiorque las provistas por los datos convencionalesregistrados con el cable sísmico marino remol-cado, el bajo contraste de impedancia acústicaentre la lutita y la arenisca Forties seguía cau-sando problemas. Estas ambigüedades aumentanel riesgo durante el proceso de evaluación, por-que es difícil evitar los intervalos no productivoscuando se seleccionan las localizaciones de lospozos. Las señales de ondas S, al no estar afec-tadas por el fluido contenido en la formación, per-mitieron identificar claramente el contrastelitológico en la cima del yacimiento Forties, mien-

tras que los datos PZ ayudaron a detectar el con-tacto agua-petróleo debajo del tope del yaci-miento (arriba). Ambos tipos de datos resultaronde utilidad en la identificación de zonas llenas desalmuera en la arenisca Forties.

Los mapas de atributos construidos con datosde ondas de corte pueden ayudar a resolver lascomplejidades que plantea un campo. En el

6. Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, Özdemir H,Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves ShineBrightly,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999):2–15.

Datos PZ

Datos de ondas S

Tope de la Formación Forties

Contacto agua-petróleo

Tope de la Formación Forties

Tope de la Formación Forties

Tope de la Formación Forties

> Resolución de ambigüedades de imágenes sísmicas con datos de compo-nentes múltiples. Las señales de ondas S (abajo), al no estar afectadas porel fluido alojado en la formación, permitieron identificar claramente el con-traste litológico en el tope del yacimiento Forties (amarillo), mientras quecon los datos del hidrófono y los datos compresionales de componente Z,sumados (datos PZ), se detectó el contacto agua-petróleo debajo del topedel yacimiento (arriba).

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Campo Callanish, el mapa de impedancia acús-tica correspondiente al tope del yacimientomuestra la tendencia de sedimentación pero nopermite la diferenciación entre lutita y areniscacon hidrocarburos (arriba).

El examen de los datos de ondas de corte con-duce a una mejor comprensión del yacimiento. Unmapa de la amplitud de las ondas de corte refleja-das (Rss), obtenido a partir de la amplitud de laonda compresional transformada en onda de corteluego de la reflexión (Rps), ayuda a distinguir entrelutita y yacimiento productivo (abajo). Si se avanza

en el proceso un paso más, se puede construir unmapa de un atributo que describe en forma másadecuada las características litológicas y de losfluidos del yacimiento. En forma similar a la rela-ción de Poisson, una relación entre la amplitud delas ondas compresionales y de corte reflejadas,Rpp, y Rss, expresada como Rpp/Rss, revela tanto lalitología como el fluido contenido en la formación(abajo a la derecha).

Las compañías de petróleo y de gas utilizaneste análisis de cuatro componentes (4C) paraseleccionar localizaciones de pozos y diseñar las

trayectorias de los mismos en forma óptima, con-tactando mayor volumen de reservas y reduciendoel riesgo durante la etapa de evaluación. La inte-gración de los datos de pozos nuevos con los datossísmicos de cuatro componentes (4C) existentes,reduce aún más el riesgo en el desarrollo futuro decampos tales como el del Campo Callanish.

Predicción de riesgos en base a datos sísmicosLa industria petrolera invierte anualmente 20 milmillones de dólares estadounidenses en operacio-nes de perforación. De ese importe, unos 3 milmillones se atribuyen a pérdidas. Los tramos de lacolumna perforadora, los fluidos, el tiempo deequipo de perforación, los activos de capital degran escala y la vida humana están expuestos ariesgos. Una de las principales causas de pérdidases el encuentro de una presión de formación ines-perada, anormalmente alta, hecho que se conoce aveces como riesgo geológico. Dado que la explora-ción se está extendiendo hacia zonas de petróleo ygas cada vez más profundas, los ingenieros de per-foración deben conocer las condiciones de presiónpara asentar correctamente las tuberías de reves-timiento, ya que una sola profundidad de revesti-miento mal seleccionada puede impedir que sealcance la profundidad final planeada del pozo.

En consecuencia, la evaluación de riesgos geoló-gicos antes de la perforación se ha convertido en uncomponente esencial de la planificación de pozos.Si se compara con el costo directamente asociadocon las operaciones de perforación—que en cier-

60 Oilfield Review

Mayor contenido de areniscas

Mayor contenido de lutitas

> Mapa de amplitud de las ondas de corte correspondiente al tope del ya-cimiento Forties. Cuando se utilizan datos de amplitud de ondas de corte,un mapa de la amplitud de las ondas de corte reflejadas, Rss, ayuda aidentificar la litología porque permite distinguir entre lutita y yacimientoproductivo. Los colores blanco y amarillo indican mayor contenido de are-nisca y el azul indica mayor contenido de lutita. Rss se deduce de la ampli-tud de la onda compresional transformada en onda de corte, Rps luego dela reflexión. El límite de sedimentación de la arenisca queda definido por la línea punteada.

Dirección de transporte desedimentos según la interpretación

> Mapa de impedancia acústica referido al tope de la Formación Forties enel Campo Callanish. El mapa muestra la tendencia de sedimentación, pero lalutita que se encuentra fuera de los límites de sedimentación de la arenisca(líneas punteadas) no puede diferenciarse de las posibles acumulaciones dehidrocarburos.

Yacimiento de hidrocarburos principal

Arenisca potencialmente con hidrocarburos

Límite del yacimiento de arenisca según la interpretación

> Mapa de la relación entre la amplitud de ondas compresionales y la delas ondas de corte reflejadas, Rpp/Rss. El mapa de la relación Rpp/Rss mues-tra la litología y el fluido contenido en la formación. En este caso, el mapaidentifica el yacimiento de hidrocarburos dentro del áreade sedimentación de arenisca (línea punteada).

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tos casos asciende a 500.000 dólares estadouni-denses por día—el costo de predicción de riesgosno es significante. Actualmente, no se perfora nin-gún pozo en un área marina sin este tipo de eva-luación de riesgos.

Los datos sísmicos de alta calidad constitu-yen la clave para efectuar estimaciones precisasde la presión de fluidos antes de la perforación.El comportamiento de las velocidades de lasrocas en función de la profundidad, aportavaliosa información acerca del estado de la pre-sión de poro que puede esperarse en el subsuelo.

Las presiones de poro mayores que la presiónhidrostática—o presión ejercida por unacolumna de agua—se denominan sobrepresio-nes. La sobrepresión es causada fundamental-mente por un fenómeno que se conoce comocompactación por desequilibrio (derecha).7 Avelocidades de sedimentación bajas, los granosde roca se decantan y el volumen de los porosdisminuye al expulsarse el agua. La rápida sedi-mentación de finos impide que el agua se escapedel volumen de sedimentos, lo cual mantiene ungran volumen poroso. Cuando el agua queda enel sedimento que luego es enterrado, el peso dela masa sobreyacente es sustentado no sólo porel contacto entre granos sino también, en parte,por el agua entrampada en los espacios porosos.

La perforación a través de carbonatos o are-niscas permeables, sobrepresionadas, ha provo-cado pérdidas sustanciales de control de pozoscuando tal sobrepresión no ha sido anticipada. Lasobrepresión en lutitas comparativamente imper-meables plantea numerosos inconvenientes rela-cionados con la estabilidad del pozo. El grupoSRS actualmente ofrece a la industria del petró-leo y del gas, métodos patentados para evaluarla probabilidad y el grado de sobrepresión endiferentes escenarios (derecha).

Flujo de aguas poco profundas—El flujo deaguas someras es una situación típica de losescenarios de aguas profundas, cuyas profundi-dades superan los 460 m [1500 pies], y de lossedimentos enterrados como mínimo 365 m[1200 pies] por debajo del lecho marino. Se deno-mina somera porque tiene lugar en los estratosque se encuentran relativamente cerca del lechomarino. Los abanicos submarinos y los flujos tur-bidíticos pueden depositar grandes cantidades desedimentos rápidamente. Los cuerpos arenososencajonados en lodos más finos, de baja permea-

7. Otras de las causas de la geopresión son la compresióntectónica, la expansión del agua por temperatura, la des-hidratación de la esmectita de agua absorbida y adsorbi-da, la diagénesis de la esmectita a la ilita y la formaciónde hidrocarburos. De éstas, la compresión tectónica seconsidera la causa más importante.

Compactación normal

• Esfuerzos efectivos altos• Presión de poro baja• Mayor densidad• Mayor velocidad• Contacto entre granos suficiente

Compactación por desequilibrio

• Esfuerzos efectivos bajos• Presión de poro alta• Menor densidad• Menor velocidad• Contacto entre granos deficiente

> Efectos de la presión de poro sobre las propiedades de las rocas. La causa principal de la geopre-sión (presión superior a la hidrostática) es la compactación por desequilibrio. Cuando se depositan,los granos de roca se encuentran débilmente empaquetados, lo cual genera un valor de porosidad ini-cial muy elevado y un contacto entre granos deficiente (izquierda). El peso de la sobrecarga es sopor-tado por los granos—a través del contacto entre los mismos—y por el fluido alojado en los poros. Alaumentar el peso de la sobrecarga, la formación se compacta y expulsa agua, lo cual reduce la poro-sidad y mejora el contacto entre granos (derecha). Cuando el peso de la sobrecarga aumenta dema-siado rápido, una mayor parte del peso es sustentado por el fluido, lo cual genera alta presión de poro.

Somero

Profundo

Hidrato de gas

Arenisca de flujo de aguas someras

Arenisca sobrepresionada

Sello impermeable

Fallamiento

Línea del lodo

Sello impermeable

> Tipos de riesgos geológicos. Los peligros someros (arriba) son comunesen ambientes de aguas profundas, donde las areniscas de alta presiónplantean riesgos a la perforación por su falta de compactación. El volumende poros es tan grande que la arenisca en sí parece una lechada. Si seencuentra cubierta por lutitas menos permeables, el agua intersticial nopuede escapar y la presión de poro aumenta. Cuando la barrena atraviesaeste tipo de formación, la arenisca puede fluir fuera del pozo y torcer lacolumna de perforación durante el proceso. Se debe controlar cuidadosa-mente la densidad del lodo de perforación ya que la separación entre elgradiente de fracturamiento y el de la presión de poro será muy pequeña.Los peligros profundos (abajo) se observan en sedimentos más consolida-dos, enterrados a mayor profundidad, que contienen fluidos sobrepresiona-dos. En esta situación, suele haber más separación entre el gradiente defracturamiento y el gradiente de presión de poro.

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bilidad, permanecen sin consolidar y se tornansobrepresionados. La penetración de estas arenis-cas con la barrena produce pérdidas de fluido y larápida extrusión de una lechada de arena pozoarriba, sobre el lecho marino. La columna de per-foración puede quedar aprisionada o doblarse,causando la pérdida total del pozo.

WesternGeco utiliza un proceso consistente encinco pasos para identificar potenciales areniscasque presentan flujo de aguas poco profundas.Dado que cada estudio depende de una señal sís-mica de banda ancha, de amplitud verdadera y altafrecuencia, se evalúa la adecuación de la secuen-cia de procesamiento de datos. A continuación, serealiza una interpretación estratigráfica para iden-tificar los ambientes y facies sedimentarias. En ter-cer lugar, se realiza un análisis AVO para extraer laordenada al origen de las ondas compresionales ylos volúmenes de gradientes. La combinación pon-derada de ambos procesos da como resultado unseudo volumen de ondas S. En cuarto lugar, unaaplicación sísmica de propiedad de WesternGeco,conocida como inversión sísmica total de formasde onda antes del apilamiento, emplea una meto-

dología que incluye algoritmos genéticos (GA, porsus siglas en inglés), para el modelado anticipadode un conjunto de ángulos sísmicos observados ypara la inversión de las propiedades elásticas delas rocas; tales como Vp, Vs, densidad y relación dePoisson. Por último, la tendencia de baja frecuen-cia deducida de las inversiones 1D antes del apila-miento, restringe una inversión híbrida—unacombinación de la inversión antes del apilamientocon una inversión después del apilamiento—a losvolúmenes de Vp y Vs, que luego se dividen entre sípara dar un volumen Vp/Vs.

Una alta relación Vp/Vs puede ser caracterís-tica de las areniscas de flujo de aguas somerasporque la relación teóricamente se acerca al infi-nito a medida que los sedimentos se hacen másfluidos. Los parámetros Vp y Vs disminuyen alaumentar la fluidez, pero Vs disminuye muchomás rápido y cae a cero en el agua. Cuando existeuna alta relación Vp/Vs cerca de una secuenciaestratigráfica apropiada, tal como debajo de unflujo turbidítico depositado rápidamente,aumenta la probabilidad de riesgo de perforación(abajo a la izquierda).8

La compañía Apache Corporation encargó aWesternGeco la realización de un estudio de flujode aguas someras en un área prospectiva deaguas profundas, situado en el Mar Mediterrá-neo. Apache optó por trasladar la localización deun pozo que inicialmente había sido ubicado demanera tal de atravesar un somero complejo deabanicos submarinos interdigitados, con grandesposibilidades de contener areniscas someras, noconsolidadas y sobrepresionadas. Con el nuevoemplazamiento, el pozo resultó ser un nuevo des-cubridor para Apache y se perforó sin encontrarpeligro somero alguno.

Presión de poro a altas profundidades—A lasprofundidades de perforación actuales, la sobre-presión puede duplicar a la presión hidrostática.Para evaluar los riesgos de perforación que plan-tean las condiciones de alta presión y contribuir aldiseño de programas de revestimiento, la industriaestá recurriendo a WesternGeco para obtener esti-maciones de presión antes de la perforación.9

WesternGeco utiliza un modelo de roca quecontempla la compactación por desequilibro y ladiagénesis de la lutita (próxima página).10

62 Oilfield Review

Tiem

po, m

s

1780

1860

1940

2020

2100

2180

2260

2340

2420

2500

2580

2660

Vp/Vs

0 1 2 3 4 5 6

SWF1

SWF2

SWF3

> Relaciones Vp/Vs anormalmente altas que indi-can tres riesgos de flujo de aguas someras(SWF, por sus siglas en inglés). A medida que larápida sedimentación de lutitas de baja permea-bilidad entierra a las areniscas más permeables,se inhibe la expulsión del agua intersticial. Enconsecuencia, el valor de Vp sigue siendo bajopero Vs se mantiene cercano a cero ya que losfluidos no transmiten las ondas de corte.

Prof

undi

dad,

pie

s

7000

8000

9000

Gradiente de presión de poro, lb/gal

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,0000 5 10 15

Presión RFT

Presión pronosticadaPresión promedioPresión editada

Gradiente de fracturaGradiente de sobrecarga

Esfuerzo efectivo

> Estimación de la presión de poro a alta profundidad. Esta estimación de lapresión se basó en datos sísmicos solamente, sin contar con información depozos de calibración. Las presiones pronosticadas (cruces verdes) y losvalores medidos con el Multiprobador de Formaciones RFT después de laperforación (cuadros rojos), se encontraron dentro de valores correspon-dientes a una densidad del lodo de 0.5 lbm/gal. A los 14,500 pies de profundi-dad, la diferencia entre la presión de poro y la de fracturamiento correspon-den a una densidad del lodo de 1 lbm/gal.

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Otoño de 2002 63

La información de velocidad se extrae de losdatos símicos y, a través de una serie de inver-siones, se obtiene información de porosidad ydensidad. A partir de la densidad obtenida de losdatos sísmicos, se calcula un gradiente de sobre-carga. Otras curvas calculadas muestran el gra-diente de fracturamiento, la tendencia decompactación normal, el esfuerzo efectivo normaly el esfuerzo efectivo; presión en los contactosentre granos.11 Por último, se calcula la presión deporo utilizando el principio de Terzaghi, que esta-blece que la sobrecarga es igual a la presión deporo más el esfuerzo efectivo.12

El método de estimación de la presión de porode WesternGeco genera un perfil de presión conuna precisión de media libra por galón (lbm/gal)en términos de densidad del lodo. Esta precisiónpuede lograrse aun cuando no se dispone deinformación de calibración de pozos vecinos. Losdatos sísmicos de alta calidad constituyen laclave, junto con los métodos de inversión de velo-cidad—tales como la tomografía de migración enprofundidad antes del apilamiento—que arrojanvelocidades físicamente válidas.13

En relación con un área prospectiva del Mardel Norte, WesternGeco entregó a AmeradaHess un pronóstico de la presión de poro para unyacimiento profundo pre-Cretácico de creta. Larealización de esta estimación constituyó un ver-dadero desafío, porque el objetivo se encontrabaen una sección pre-Terciaria más antigua,cubierta por carbonatos interestratificados ysedimentos clásticos cementados por carbona-tos. Hubo que tomar en cuenta las correccionesde velocidad por la anisotropía de la lutita.

La estimación de 16 lbm/gal [1920 kg/m3] dedensidad del lodo, antes de la perforación, secorroboró con un perfil sísmico vertical (VSP, porsus siglas en inglés) sin desplazamiento lateralde fuente, para realizar una actualización entiempo seudo-real de las presiones y predecir loque está adelante de la barrena. Las densidadesdel lodo en el pozo alcanzaron 16 lbm/gal yascendieron hasta las 17 lbm/gal [2040 kg/m3].La perforación concluyó con éxito, bajo controlhasta la profundidad final.

Caracterización sísmica 3DUna vez que un área prospectiva ha sido eva-luada, las decisiones cruciales que se adopten entérminos de desarrollo pueden reducir la incerti-dumbre y el riesgo asociado con la misma en lasetapas futuras del ciclo de vida de exploración yproducción (E&P, por sus siglas en inglés). La con-fiabilidad en los modelos de yacimientos basadossolamente en datos estándar de pozos, tiende aser mayor cerca del pozo y, en general, disminuye

abruptamente lejos del pozo. Para ayudar acaracterizar el yacimiento en la región entrepozos y explotar mejor sus reservas potenciales,las compañías ahora confían en la mejor resolu-ción espacial de los datos sísmicos modernos, afin de extender la aplicación de sus modelos deyacimiento a las áreas no perforadas de los cam-pos existentes. Si bien esto puede constituir undesafío importante, aun en yacimientos silici-clásticos, los yacimientos carbonatados presen-tan otros desafíos.14

La Formación Cretácica Shuaiba, en el sectorcentral de Omán, muestra muchas característicascomunes de los yacimientos carbonatados (dere-cha). Tales yacimientos se caracterizan por suheterogeneidad y sus complicadas redes de per-meabilidad y porosidad. Suelen ser naturalmentefracturados, lo cual plantea grandes desafíos en elmodelado de yacimientos. En uno de los ejemplos,la Formación Shuaiba posee un espesor promediode 60 m [200 pies] y exhibe bajos valores de per-meabilidad—entre 1 y 7 mD—pero altos valoresde porosidad que oscilan entre 10 y 35%. El yaci-miento en sí contiene un domo de relieve bajo,limitado al sudoeste por una falla casi vertical.

Debido a esta complejidad, WesternGeco yPetroleum Development Omán (PDO) realizaronrecientemente un estudio de yacimientos a fin degenerar un modelo óptimo para el cálculo dereservas, la simulación dinámica del flujo y laplanificación de pozos de relleno.

Para lograrlo, se confeccionó un modelo 3Ddetallado, integrando un volumen 3D de amplitudsísmica, reprocesado, con datos de registros de40 pozos multilaterales y 29 pozos verticales;cuatro de los cuales tienen datos de núcleos. Seconstruyó un mapa de la superficie del tope de laFormación Shuaiba, utilizando los topes de for-mación derivados de registros de pozos, y eltiempo de tránsito e información de velocidadobtenidos de los datos sísmicos. Se construyeroncuadrículas estratigráficas de alta resolución quecubrían seis zonas de interés bien definidas, enlas que se reiteró el muestreo de los datos deregistros. Siguiendo los datos de registros vuel-

tos a muestrear de los bloques de la cuadrícula,se establecieron las tendencias espaciales de laporosidad y de la saturación de agua mediante elanálisis de variogramas 3D.15 Se construyeronvariogramas 3D direccionales con azimut e incli-naciones arbitrarios, en sentido paralelo y per-pendicular a la estratificación. Luego se ajustó unmodelo geoestadístico estándar a cada gráfica, afin de determinar el rango de valores de las pro-piedades. Finalmente, se obtuvo un modelo 3Dde anisotropía espacial para cada propiedad delyacimiento mediante el ajuste de un elipsoide alos datos.

8. de Kok R, Dutta N, Khan M y Mallick S: “DeepwaterGeohazard Analysis Using Prestack Inversion,”Resúmenes Expandidos. Exposición Internacional y 71ªReunión Anual de la SEG 2001, San Antonio, Texas, EUA(9 al 14 de septiembre de 2001): 613–616.

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

10. Dutta NC: “Deepwater Geohazard Prediction UsingPrestack Inversion of Large Offset P-Wave Data andRock Model,” The Leading Edge 21, no. 2 (Febrero de2002):

11. Dutta, referencia 10.12. Terzaghi K: Theoretical Soil Mechanics. Nueva York,

Nueva York, EUA: John Wiley & Sons, 1943.

OMÁN

0.62 millas1 km

> Localización del campo en Omán y plano es-tructural del yacimiento donde aparecen las tra-yectorias de los pozos.

13. Sayers CM, Woodward MJ y Bartman RC: “SeismicPore-Pressure Prediction Using Reflection Tomographyand 4-C Seismic Data,” The Leading Edge 21, no. 2(Febrero de 2002): 188–192.

14. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi A, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya R,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russel SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

15. Un variograma es una función estadística de dos puntosque describe la diferencia creciente o la correlación ocontinuidad decreciente entre los valores de muestreoal aumentar la separación entre ellos.Isaaks EH y Srivastava RM: Introduction to AppliedGeostatistics. Nueva York, Nueva York, EUA: OxfordUniversity Press, 1989.

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La comprobación de la confiabilidad de lasestimaciones modeladas frente a los datos medi-dos en los pozos era crucial para el proceso demodelado. Para identificar los atributos sísmicosque mejor correlacionaban con la porosidad, serealizó un análisis de calibración general a losefectos de garantizar que cualquier relaciónempleada en la construcción de mapas fuera físi-camente válida y estadísticamente significativa. Acontinuación, se utilizó una técnica de validacióncruzada—junto con modelos de correlacionesespaciales y atributos sísmicos calibrados—a finde investigar diversos enfoques geoestadísticospara confeccionar mapas de las propiedades decada capa del yacimiento. Esta técnica demostróque el método trend kriging era la técnica óptimapara la construcción de mapas 3D de la porosidaden este yacimiento.16 A partir de los datos deregistros, se obtuvo una tendencia de porosidadvertical promedio—perpendicular a la estratifica-ción—que se combinó con una tendencia sísmicaareal obtenida por co-kriging de la porosidad pro-medio de la zona, utilizando la amplitud sísmica yla superficie que define el tope de la FormaciónShuaiba como guía. Se utilizó la tendencia 3Dresultante para obtener un modelo de porosidadpor trend kriging, mediante la aplicación de kri-ging a los valores de porosidad del pozo, lo cualarrojó un panorama más detallado de la distribu-ción de porosidad 3D.

La confiabilidad del modelo de porosidadobtenido por el método trend kriging fue evaluadacuantitativamente utilizando una técnica de vali-dación cruzada (derecha). En esta técnica, seobtuvo primero un modelo de porosidad por elmétodo trend kriging, excluyendo un “pozo ciego”seleccionado. La porosidad obtenida por elmétodo trend kriging en el pozo oculto se com-paró luego con los valores medidos de los regis-tros de pozos en cada profundidad. La excelentecorrelación estadística obtenida (0.9) demuestrala confiabilidad del modelo de porosidad obtenidopor el método trend kriging.

Se realizaron análisis volumétricos utilizandoel modelo de yacimiento restringido por los datossísmicos. También se efectuó la simulación esto-cástica del volumen de roca bruto (GVR, por sussiglas en inglés) y del volumen poroso neto (NPV,por sus siglas en inglés). El principal objetivo deesta simulación era evaluar el impacto de laincertidumbre estructural sobre el cálculo dereservas. Se efectuaron estimaciones de GRV yNPV, junto con los diversos percentiles—P15,P50 y P80—lo cual reflejó el impacto esperado dela incertidumbre estructural (derecha).

También se utilizaron datos de porosidad ypermeabilidad medidos de núcleos para estable-cer una relación entre ambos parámetros.

64 Oilfield Review

Øpozo ciego = ?

Ø1

Ø2

Ø3

Ø4

0.125

0.175

0.225

0.275

0.325

0.125 0.175 0.225 0.275 0.325

Ø re

gist

ro, f

racc

ión

Ø krigged, fracción

= 0.9ρ

> Validación cruzada de los resultados de un modelo de porosidad. Unmodelo de porosidad confeccionado con el método trend kriging omitió un pozo central del análisis. Se comparó la porosidad del modelo en la ubi-cación de este “pozo ciego” en cada profundidad con los valores medidosmediante registros de pozos. La correlación estadística resultante fue excelente, lo cual permitió validar el modelo de porosidad obtenido por el método trend kriging (recuadro).

0

25

50

75

100Mediana P15 P50 P85

Perc

entil

Volumen de roca bruto, Mm3 Volumen de roca bruto, Mm3

0

25

50

75

100Distribución Acumulado

> Cálculo del volumen de roca bruto (GRV, por sus siglas en inglés) utilizando métodos estocásti-cos. La distribución del volumen de roca bruto (izquierda) y el resultado acumulado (derecha),reflejan el impacto de la incertidumbre en la estructura. Los percentiles P15, P50 y P85 indican ladispersión en el resultado. Los valores de GRV reales no se muestran en la gráfica.

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Otoño de 2002 65

Mediante la aplicación de esta relación obtenidapor el método trend kriging, se obtuvo un modelode permeabilidad restringido por datos sísmicospara cada capa yacimiento, a fin de permitir lasimulación del flujo de fluidos (izquierda).También se obtuvo un modelo de saturación depetróleo a partir de la porosidad obtenida por elmétodo trend kriging, utilizando una relaciónentre el parámetro lambda y la saturación paraseis clases de porosidad diferentes. Luego seexportaron los modelos de porosidad, permeabi-lidad y saturación para cada capa del yacimiento,primero a un programa de re-escalado y final-mente a un simulador numérico para la simula-ción dinámica del flujo.

En este ejemplo, la integración rigurosa de losdatos de pozos disponibles con un volumen sís-mico de alta calidad dio como resultado un modelode yacimiento optimizado y confiable. El excelenteajuste histórico reforzó aún más la confiabilidaden el modelo, lo cual alentó a PDO a utilizarlo parala planificación de pozos. Ahora, los pozos se pue-den diseñar para que penetren la zona del yaci-miento de máxima calidad, lo cual permitiráoptimizar la producción y el drenaje de hidrocar-buros de la Formación Shuaiba (abajo).

16. El método kriging es una técnica de interpolación geo-estadística que da cuenta de la correlación espacialintrínseca en la propiedad que se está estimando. Elmétodo co-kriging utiliza los atributos sísmicos correla-cionados para restringir aún más el método kriging, locual reduce la incertidumbre residual estimada.

_0.5 1

2

1

0

_1

0 10 20 30Porosidad, %

Loga

ritm

o de

la p

erm

eabi

lidad

, mD kh núcleo, Ønúcleo

kv núcleo, Ønúcleokregistro, Øregistro

Logaritmo de la permeabilidad, mD

> Confección de un mapa de permeabilidad restringido por datos sísmicos.La relación entre la porosidad y la permeabilidad obtenida de los datos denúcleos (recuadro) proporcionó una transformada de porosidad a permea-bilidad. Esto permite obtener un modelo de permeabilidad restringido pordatos sísmicos para la simulación del flujo. Las líneas verticales rojas iden-tifican las localizaciones de los pozos.

Puntos de interésdel pozo definidosmediante picado 3D

Trayectoria del pozo siguiendola región de baja impedanciaacústica y alta porosidad

> Aquí, el objetivo es un yacimiento de máxima calidad con rangos específicos de atributos de yacimiento. En yacimientos complejos, la planificación depozos para cada yacimiento específico permite optimizar la producción de hidrocarburos y el drenaje del yacimiento. En este caso, la trayectoria del pozofue concebida para atravesar regiones con altos valores de porosidad dentro del yacimiento (izquierda). Es posible resaltar estas regiones para proporcio-nar un análisis en mayor detalle de la zona de interés (derecha).

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Identificación y cuantificación de la subsidenciaEn el Mar del Norte, las compañías que operanyacimientos en etapa de producción avanzadaenfrentan desafíos únicos asociados con yaci-mientos productivos de alta porosidad. Los yaci-mientos de creta Ekofisk del Paleoceno y Tor delCretácico son conocidos por sus altos valores deporosidad y sus bajos valores de permeabilidad,por saturaciones iniciales de agua bajas y por lapresencia de fracturas naturales, pero también selos conoce por sus tendencias a la compactaciónextrema.17 Si bien la compactación constituye unfuerte mecanismo de empuje en estos yacimien-tos de creta, también produce subsidencia en el

lecho del mar. Las plataformas de producción yperforación pueden hundirse cerca de la línea declima severo, lo cual constituye un verdaderopeligro. En el subsuelo, la intensa deformación delos tubulares llega a provocar la pérdida depozos. Para mitigar las manifestaciones de lasubsidencia en la superficie, las compañías ope-radoras han elevado las plataformas y construidobarreras protectoras de hormigón. Si bien la sub-sidencia puede ser un problema grave, el movi-miento en los estratos que se encuentran debajopuede resultar igualmente oneroso y mucho másdifícil de detectar y evitar.

En 1971, al comienzo de su vida productiva, losyacimientos sobrepresionados del Campo Ekofisk

operado por Phillips Petroleum, presentaron ago-tamiento de presión.18 Dado que las porosidadesiniciales alcanzaban valores de hasta 48% en laFormación Ekofisk y de 40% en la Formación Tor, lacompactación prevista provocada por una combi-nación del peso de la sobrecarga y de la pérdidade porosidad en el yacimiento, ocurrió a comien-zos de la década de 1990. En 1987, se inició lainyección de agua en todo el yacimiento, comoforma potencial de retardar la velocidad de subsi-dencia que resultaba evidente.19 La subsidenciacontinuó. En 1994, se incrementaron los regíme-nes de inyección para estabilizar la presión deyacimiento, pero no se advirtió ninguna reducciónen la velocidad de subsidencia.

66 Oilfield Review

17. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk.Stavanger, Noruega: Rogaland Research, 1995.

18. Sulak RM y Danielsen J: “Reservoir Aspects of EkofiskSubsidence,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 1989): 709–716.Ruddy I, Andersen MA, Pattillo PD, Bishlawi M y FogedN: “Rock Compressibility, Compaction, and Subsidencein a High-Porosity Chalk Reservoir: A Case Study ofValhall Field,” artículo de la SPE 18278, presentado en la63ª Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, 2 al 5 de octubre de 1988.

19. Johnson JP, Rhett DW y Siemers WT: “RockMechanicsof the Ekofisk Reservoir in the Evaluation ofSubsidence,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 1989): 717–722.

20. Sylte JE, Thomas LK, Rhett DW, Bruning DD y Nagel NB:“Water Induced Compaction in the Ekofisk Field,” artí-culo de la SPE 56426, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

Sección sísmica original Cubo de alta resolución

> Análisis de un cubo de alta resolución. Un filtro especial que realza las discontinuidades laterales en las imágenes sísmicas crea un cubo de alta resolu-ción. Este análisis ayuda a los intérpretes a identificar fallas sutiles (verde) y fracturas que resultan menos visibles en la sección sísmica original (izquierda).Este análisis también puede integrarse con el análisis de compactación para revelar más rasgos relacionados con dicho proceso (derecha).

Cook CC, Andersen MA, Halle G, Gislefoss E y BowenGR: “Simulating the Effects of Water-InducedCompaction in a North Sea Reservoir,” artículo de la SPE37992 presentado en el 14ª Simposio de Simulación deYacimientos de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 8 al 11 dejunio de 1997.Andersen MA: “Enhanced Compaction of Stressed NorthSea Chalk During Waterflooding,” presentado en elTercer Simposio Europeo de Análisis de Núcleos, París,Francia, 14 al 16 de septiembre de 1992.

21. Mes MJ: “Ekofisk Reservoir Voidage and SeabedSubsidence,” Journal of Petroleum Technology 42, no. 11(Noviembre de 1990): 1434–1438. Menghini ML: “Compaction Monitoring in the EkofiskArea Chalk Fields,” Journal of Petroleum Technology 41,no. 7 (Julio de 1989): 735–739.

22. Bouska J, Cooper M, O’Donovan A, Corbett C,Malinverno A, Prange M y Ryan S: “Validación de mode-los de yacimientos para mejorar la recuperación,”Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 22–37.

23. Schlaf J, Nickel M y Sønneland L: “New Tools for 4DSeismic Analysis in Carbonate Reservoirs,” presentadopara ser publicado en Petroleum Geoscience 9, no. 1(Febrero de 2003).Sønneland L, Nickel M y Schlaf J: “From Seismic toSimulation with New 4D Tools,” presentado en la 63ªConferencia y Exhibición Técnica de la EAGE,Amsterdam, Países Bajos, 11 al 15 de junio de 2001.Sønneland L, Nickel M y Schlaf J: “From Seismic toSimulation with New 4D Tools,” Journal of SeismicExploration 11 (2002): 181–188.

24. Nickel M y Sønneland L: “Non-Rigid Matching ofMigrated Time-Lapse Seismic,” Resúmenes Expandidos, Exposición Internacional de la SEG 1999 y 69ª Convención Anual, Houston, Texas, EUA(31 de octubre al 5 de noviembre de 1999): 872–875.

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Otoño de 2002 67

La segunda causa de la intensa compactaciónes un proceso denominado debilitamiento poragua, que explica la subsidencia permanente enel Campo Ekofisk.20 Las numerosas pruebas reali-zadas demostraron que este fenómeno, provo-cado por una interacción química entre el aguainyectada y los granos de calcita, reducía efecti-vamente el esfuerzo de cedencia y aumentaba lacompresibilidad de las formaciones de creta.Estas conclusiones vinculan claramente la pre-sencia de agua inyectada con la tendencia a lacompactación del yacimiento, como consecuen-cia de los intentos de mantenimiento de la pre-sión. La observación de la subsidencia en elsubsuelo resultó mucho más difícil que la obser-vación en superficie.21

En los últimos años, la generación de imágenessísmicas utilizando la técnica de lapsos de tiempo(4D) se ha convertido en una metodología muyvaliosa para los equipos a cargo de los activos delas compañías en todo el mundo, ya que les per-mite examinar las propiedades dinámicas de losyacimientos.22 Sin embargo, la detección y cuanti-ficación de subsidencias de muy escasa magni-tud—menos de 2.0 m [6.5 pies] en condicionesfavorables—mediante métodos sísmicos, consti-tuyen una tarea importante. Con este fin, los cien-tíficos del Centro de Investigación deSchlumberger en Stavanger, Noruega, desarrolla-ron un método nuevo que utiliza técnicas sísmicas4D para construir mapas de la subsidencia e iden-tificar fallas relacionadas con la misma.23 Las redesde fallas delinean compartimientos de yacimientosy también inciden en el flujo del agua de inyección.El conocimiento de la ubicación de fallas nuevas yreactivadas y del lugar hacia donde ha migrado elagua de inyección, es esencial para comprender elproceso de compactación. Los equipos a cargo delos activos de las compañías pueden utilizar estainformación como ayuda para definir las caracte-rísticas de flujo del yacimiento y evitar peligroscuando se planifican pozos nuevos.

La subsidencia se puede evaluar mediante lacomparación de imágenes símicas generadas adistintos tiempos. Para que la comparación seaefectiva, la repetibilidad de las adquisiciones ydel procesamiento de datos sísmicos es extrema-damente importante para el logro de los mejoresresultados posibles. Se han obtenido estimacio-nes de la subsidencia y de la compactación utili-zando el método isocoro, en el cual se comparanlos tiempos de tránsito de dos horizontes de refe-rencia, pero este método depende de la calidaddel picado de los horizontes. En yacimientosestructural o estratigráficamente complejos, elpicado coherente de los horizontes constituye undesafío en sí mismo.

El nuevo método elimina este dilema al propor-cionar una estimación de la subsidencia y de lacompactación para cada muestra de un volumensísmico, lo cual lo convierte en una solución 3Dverdadera. Mediante la aplicación de un algoritmodesarrollado en 1999, se calculan vectores de des-plazamiento a partir de los volúmenes sísmicoscorrespondientes a distintos tiempos, en base a lamagnitud del desplazamiento necesario para queuna muestra en el volumen sísmico de referenciase ajuste a la muestra correspondiente en el volu-men sísmico generado con datos adquiridos enotro momento.24 El resultado es un campo de des-plazamiento 3D que representa la distribución dela subsidencia para el tiempo transcurrido entre ellevantamiento de referencia y el levantamientoposterior. La derivada de la distribución de la sub-sidencia equivale a la compactación relativa.

El análisis emplea además un filtro especialque realza las discontinuidades laterales en lasimágenes sísmicas y genera un cubo de alta reso-lución. Esto ayuda al intérprete a identificar fallassutiles y fracturas, que resultan cruciales para unanálisis global (página anterior).

La dinámica del yacimiento se pone de mani-fiesto claramente luego de superponer los datosde compactación y la interpretación detallada defallas en un mapa de atributos sísmicos deriva-dos de un proceso de inversión. En este caso semanifiesta reflejando el fluido contenido en laformación (arriba). El mapa identifica tres condi-ciones dentro del yacimiento:• áreas que contienen agua de inyección y han

experimentado compactación• áreas que contienen agua de inyección pero no

se han compactado• áreas que no han experimentado inyección ni

compactación.Los puntos de control de los pozos se utilizan

para establecer la relación entre estas tres condi-ciones y los cambios de los atributos sísmicos enel tiempo. El requisito principal para la construc-ción de mapas es que los cambios de los atribu-tos sísmicos en el tiempo puedan diferenciarentre estas condiciones. Esto puede verificarserepresentando gráficamente el atributo de com-pactación en función de otros dos atributos sísmi-cos relacionados con los cambios temporales en

Agua de inyección,sin compactación

Compactación Sin cambios Pozos inyectores

Red defallas inicial

Red de fallas derivada del análisisdel cubo de alta resolución

500 m1640 pies

> Mapa de cambios de saturación proyectado sobre el horizonte superiordel yacimiento. Las áreas de color rojo contienen agua de inyección y hanexperimentado compactación. Las áreas de color azul contienen agua deinyección pero no se han compactado. Las áreas de color blanco no hanexperimentado inyección ni se han compactado. Las fallas interpretadaspreviamente—la red de fallas iniciales (amarillo)—tienen una orientacióneminentemente noreste-sudoeste y, en su mayoría, parecen servir comoconductos para la migración de fluidos dentro del campo. Las fallas deriva-das del análisis del cubo de alta resolución (verde) tienen una orientaciónnoroeste-sudeste y se formaron a partir del proceso de compactación ofueron reactivadas durante la subsidencia. El área de color negro en el sector sur del mapa es donde los datos sísmicos están comprometidos por la presencia de gas encima de la estructura.

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el espectro de energía reflejada: la descomposiciónespectral de las reflexiones volumétricas (VRS0 yVRS1). Aparecen tres agrupamientos o conjuntosdiferenciados que se asocian con tres condicionesde control conocidas (arriba). El hecho de que lostres agrupamientos sean diferentes implica que losatributos sísmicos pueden discriminar entre lastres condiciones. En una situación ideal, si la repe-tibilidad de los levantamientos efectuados a distin-tos tiempos fuera exacta, el agrupamiento “sincambios” degeneraría al punto cero. En conse-cuencia, la dispersión del agrupamiento “sin cam-bios” indica el error de repetibilidad de lasdiferentes mediciones. Por último, en la situaciónen que se han producido cambios en la compacta-ción y en el fluido contenido en la formación, lacondición de compactación muestra la mayor dis-persión pero cae, sin embargo, dentro de unaregión bien definida de la gráfica de interrelación.

Este análisis pone de manifiesto la importan-cia del fallamiento. Las fallas con rumbo norte-sur a noreste-sudoeste han sido identificadashace mucho tiempo y parecen estar asociadascon conductos de migración de fluidos dentro delcampo. Las fallas identificadas en el cubo de altaresolución, que tienen rumbo noroeste-sudeste,separan las regiones compactadas de las no com-pactadas y se interpretan como fallas reactiva-das. Estas fallas representan un peligro fatal paralos pozos que las atraviesan. Muchas de lasáreas que no muestran cambios, situadas entrelos pozos inyectores y los productores, puedencontener reservas pasadas por alto. Esta informa-ción permite identificar áreas donde PhillipsPetroleum debería emplazar más pozos de pro-ducción. Asimismo, ayuda a diseñar los pozos demanera tal de sortear los peligros asociados conel cruce de fallas reactivadas por compactación.

El análisis 4D ayuda a definir las característi-cas del flujo de fluidos en el yacimiento, paramejorar los modelos de flujo. A fin de ilustrareste concepto, se ingresaron las regiones deagua de inyección—derivadas del análisis—enel simulador de líneas de flujo FrontSim, paraayudar a identificar la conectividad entre lospozos inyectores y los pozos productores (pró-xima página, arriba). Este método utiliza la téc-nica de lapsos de tiempo aplicada a datossísmicos, para permitir que los equipos a cargode los activos de las compañías petroleras obser-ven los procesos dinámicos que tienen lugar enel yacimiento y sus alrededores, lo cual contri-buye al éxito de las etapas de desarrollo y pro-ducción al permitir emplazar los pozos en formamás efectiva.

Análisis sísmico 4D cuantitativoLuego de varios años de producción, la utilizacióncontinua de los datos sísmicos también aportabeneficios a los yacimientos maduros. Si setoman imágenes sísmicas “instantáneas” a dis-tintos tiempos (4D), durante cada una de las eta-pas de la vida productiva de un yacimiento, losequipos a cargo de los activos de las compañíaspueden observar cambios dinámicos en el yaci-miento, producidos por las técnicas de produc-ción y de recuperación asistida.25 Esta tecnologíacomprobada es aplicable a yacimientos de petró-leo y de gas de todo el mundo, pero las interpre-taciones han sido eminentemente cualitativas yaque describen dónde se producen cambios en elyacimiento pero no cuánto ha cambiado el yaci-miento. Los avances registrados en los últimostiempos permiten que las técnicas de construc-ción de mapas cuantitativos prolonguen la vidaproductiva de los yacimientos, puesto que reve-lan reservas pasadas por alto o no barridas. Lastécnicas de construcción de mapas cuantitativosresultan particularmente valiosas si se combinancon modelos de simulación de flujo de fluidos enel yacimiento.

68 Oilfield Review

25. Pedersen L, Ryan S, Sayers C, Sønneland L y Veire HH:“Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring,” OilfieldReview 8, no. 4 (Invierno de 1996): 32–43.

26. Alsos T, Eide AL, Hegstad BK, Najjar N, Astratti D, DoyenP y Psaila D: “From Qualitative to Quantitative 4DSeismic Analysis of the Gullfaks Field,” presentado en la64ª Conferencia y Exhibición de la EAGE, Florencia,Italia, 27 al 30 de mayo de 2002.Eide AL, Alsos T, Hegstad BK, Najjar NF, Astratti D,Psaila D y Doyen P: “Quantitative Time-Lapse SeismicAnalysis of the Gullfaks Field,” presentado en el Se-minario Geofísico de la Sociedad Noruega del Petróleo,Kristiansand, Noruega, 11 al 13 de marzo de 2002.

_6000

_4000

_2000

0

2000

4000

6000

_12 _10 _8 _6 _4 _2 0 2 4

Compactación

VRS1

VRS0

Agua de inyección Compactación Sin cambios

> Tres agrupamientos diferenciados, relacionados con tres condiciones decontrol conocidas: agua de inyección, compactación y ausencia de cambios.Cuando el atributo de compactación se representa gráficamente en funciónde otros dos atributos sísmicos relacionados con los cambios temporales enel espectro de energía reflejada—la descomposición espectral de las refle-xiones volumétricas (VRSO y VRS1)—se forman agrupamientos bien distin-tos, lo cual implica que los atributos sísmicos discriminan entre las tres condiciones de yacimiento. A cada condición se le asigna un color y seconstruye un mapa para la misma. Los puntos azules identifican áreas delyacimiento con agua de inyección pero sin compactación. Los puntos rojosson regiones de agua de inyección con compactación y los puntos verdesson regiones del yacimiento que no han experimentado cambio alguno.

52026schD08R1 11/25/02 10:28 AM Page 68

Otoño de 2002 69

En el sector noruego del Mar del Norte seestá llevando a cabo un proyecto de construcciónde mapas cuantitativos de la saturación a partirde datos sísmicos 4D, para contribuir al desarro-llo del Campo Gullfaks de Statoil. La FormaciónJurásica Tarbert del Campo Gullfaks es un yaci-miento de areniscas de alta calidad, cuya porosi-dad oscila entre 30 y 35% y cuya permeabilidadalcanza varios darcies. La complejidad estructuraldel campo complica la recuperación eficaz de lasreservas. Se efectuaron tres levantamientos sís-micos que se utilizaron en el proyecto para resol-ver la compleja distribución de los fluidos dentrodel yacimiento de arenisca. El levantamiento dereferencia se registró en 1985, antes del inicio dela producción que tuvo lugar en 1986 (abajo, a laderecha). Se efectuó un levantamiento posterioren 1995 en una porción del campo ubicada alnorte del área de estudio y los otros dos levanta-mientos cubrieron todo el campo y se efectuaronen 1996 y 1999.

Antes del proyecto de construcción de mapascuantitativos de la saturación, se confeccionó unmodelo detallado de los yacimientos del CampoGullfaks, que se utilizó para la simulación delflujo de fluidos. Con el programa de simulacióndinámica de yacimientos ECLIPSE, se construyóun modelo terrestre 4D para comprender mejor lainformación sobre el movimiento de fluidos con-tenida en los datos sísmicos 4D. El modelo terres-tre incluía propiedades estáticas, tales comoporosidad y volumen de arcilla, y propiedadesdinámicas, tales como presión de poro y satura-ción de petróleo. Las propiedades dinámicas seobtuvieron del simulador de flujo, para las fechascorrespondientes a los tres levantamientos sísmi-cos; es decir, 1985, 1996 y 1999. También se uti-lizaron en el modelo terrestre 4D las propiedadeselásticas de las rocas, incluyendo las velocidadesde ondas P y las velocidades de ondas S, deriva-das de un modelo de física de rocas, utilizandodatos de núcleos y de registros como datos deentrada.26 El modelo terrestre 4D debía pronosti-car con precisión la respuesta sísmica e identifi-car y cuantificar las diferencias en la respuestasísmica a medida que transcurría la vida produc-tiva del yacimiento.

Para poder comprender totalmente estas dife-rencias, se calibraron varios atributos sísmicos acondiciones de yacimiento, tales como la satura-ción. Se utilizó un simulador de yacimientos enlugar de registros de pozos para correlacionar lasvariaciones de saturación con el cambio en los

atributos sísmicos en aquellas zonas del campodonde se conoce bien el drenaje. Esto porquesólo unos pocos valores de saturación de petró-leo obtenidos de registros de pozos coincidíancon los tiempos de adquisición de los levanta-mientos sísmicos 4D. Una vez definidas estas

Pozo inyector

> Utilización de datos de cambios en la saturación para actualizar modelos de flujo en el simulador delíneas de flujo FrontSim. Las líneas de flujo indican los conductos de migración de los fluidos. La den-sidad de las líneas de flujo es proporcional a los regímenes de flujo y las saturaciones están codifica-das en colores, de valores de saturación de agua altos (azul) a valores de saturación de petróleo altos(rojo). El área en color negro responde a un efecto de visualización que permite examinar las trayec-torias de flujo. Como era de esperar, las líneas de flujo parten de los pozos inyectores y terminan enzonas con altos valores de saturación de agua.

200

Agua de inyección

Agua

Petróleo

Mejoramientode la recuperación

150

100

50

01986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014

Leva

ntam

ient

o de

198

5

Leva

ntam

ient

o de

199

5Le

vant

amie

nto

de 1

996

Leva

ntam

ient

o de

199

9

Año

Gast

o, m

3 /d

x 10

00

> Instantánea de la producción del Campo Gullfaks. La producción en el Campo Gullfaks se inició en1986. El levantamiento sísmico de referencia fue registrado en 1985. Cuando la producción comenzó adeclinar en 1994, se realizaron tres levantamientos a distintos tiempos: uno en 1995, en el sector nortedel yacimiento, y los otros dos cubriendo toda la extensión del yacimiento, en los años 1996 y 1999.

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> Mapas de probabilidades del Campo Gullfaks. Se confeccionaron mapas de probabilidades utilizando simulación estocástica, porque las diferentes clasi-ficaciones se superponen. Los mapas describen la probabilidad de que un área se encuentre drenada, parcialmente drenada o no drenada, según sean losdiversos cambios de saturación de petróleo (∆So). El mapa reduce la incertidumbre con respecto a la continuidad del desarrollo porque es cuantitativo yconstituye un dato de entrada más potente para los modelos.

Probabilidad que ∆So < 0.1 Probabilidad que 0.1 < ∆So < 0.4 Probabilidad que ∆So > 0.4

relaciones, se utilizó el cambio en la intensidadde las reflexiones para generar mapas de cam-bios de saturación (izquierda).

Para complicar aún más las cosas, el cambioen la intensidad de las reflexiones sísmicas deltope de la Formación Tarbert está relacionado nosólo con el cambio de saturación sino tambiéncon la altura original de la columna de petróleo(próxima página, arriba). Esta teoría fue compro-bada mediante el modelado sintético de un blo-que de falla rotado, lo cual demostró el efectosísmico tuning en respuesta a la inyección deagua (próxima página , abajo).27 La incorporaciónde la altura original de la columna de petróleo algrupo de variables aumenta la correlación entrelos atributos sísmicos y los cambios en la satura-ción de petróleo. Se probaron y aplicaron técnicasde clasificación sísmica a los modelos de drenajede yacimientos, lo cual permitió la identificaciónde áreas del campo como drenadas, parcialmentedrenadas o sin cambios desde el momento dellevantamiento original realizado en 1985. Lasindicaciones de áreas no barridas dentro delcampo constituyen la base para la futura planifi-cación de pozos y las estrategias de recuperaciónsecundaria. Sin embargo, como las distintas cla-sificaciones se superponen, existe incertidumbrerespecto de la identificación de áreas drenadas yno drenadas. El equipo a cargo de los activos deStatoil necesitaba minimizar esa incertidumbre yaque, en el campo Gullfaks, el costo de un pozo deproducción alcanza los 10 millones de dólaresestadounidenses. La simulación estocástica queutiliza variables independientes ayudó a estimarla incertidumbre respecto del cambio de satura-ción y la probabilidad de que un área se encuen-tre drenada, parcialmente drenada o no registrecambios de saturación (abajo).

70 Oilfield Review

0 0.75Variación de saturación

Variación de saturación entre 1985 y 1999

> Variación de saturación estimada en la parte superior de la Formación Tarbert enel Campo Gullfaks entre 1985 y 1999. Los datos de cambios de saturación para la por-ción superior del yacimiento se obtuvieron de simulaciones de yacimientos realiza-das con el programa ECLIPSE y se correlacionaron con el cambio en la intensidad delas reflexiones en el tope del yacimiento. Las correlaciones se efectuaron en zonasdonde el patrón de drenaje del yacimiento es bien conocido y en los tiempos corres-pondientes a los levantamientos. El color rojo indica cambios de saturación grandes,mientras que el azul implica cambios más pequeños. Los círculos amarillos identifi-can localizaciones de pozos.

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Altura original de la columna de petróleo, 0 a 100 m

Tiem

po, m

s

Máximo ~20 m

Plano > 40 m

Altura de la columna de petróleo, m0 20 40 60 80 100

Ener

gía

sísm

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refle

jada

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ede

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orm

ació

n Ta

rbet

+/-

15

ms

0.01

0.03

0.05

Roca sello

Roca sello

Tope del yacimiento

Petróleo

Agua

Agua quedesplazó al petróleo

Agua

Modelo base: yacimiento lleno de petróleo

Modelo de control: yacimiento inundado por agua

1300

1400

1500

Diferencia de amplitud(Datos base menos datos de inundación)

Tope del yacimiento

> Modelado de la respuesta sísmica de un bloque de falla rotado e inundado. Un modelo de un bloquede falla rotado demostró el efecto sísmico tuning de la respuesta a la inyección de agua (izquierda). La inundación de un bloque de falla rotado provoca un cambio en la amplitud, a lo largo del contactoagua-petróleo original, y en el reflector correspondiente al tope del yacimiento (arriba, a la derecha).La relación entre la intensidad de las reflexiones y la altura original de la columna de petróleo (abajo,a la derecha), muestra un valor máximo a una altura de la columna de petróleo equivalente a 20 m [65 pies] y un valor constante a alturas de más de 40 m [130 pies].

Otoño de 2002 71

El análisis de datos sísmicos 4D permitióidentificar reservas de hidrocarburos no explota-das en yacimientos maduros que se encuentranen una etapa de producción avanzada. Se utilizantécnicas de perforación de última generación ymétodos de recuperación secundaria paraextraer las reservas adicionales, lo cual permiteprolongar la vida útil del campo y aumentar elvalor de los activos. Durante los últimos tresaños en el Campo Gullfaks, la técnica sísmica 4Dcontribuyó significativamente a la perforaciónexitosa de los cinco pozos productivos programa-dos. Como los objetivos remanentes de la perfo-ración de pozos de relleno son ahora pequeños ymás riesgosos desde el punto de vista econó-mico, los análisis cobran mayor importancia.

Prospección con tecnologíaJunto con las compañías de servicios, las compa-ñías de E&P tienen grandes intereses en contri-buir con el desarrollo de la tecnología sísmicapara crear oportunidades de restitución de reser-vas, identificar reservas pasadas por alto en losyacimientos existentes y explotar sus reservasremanentes en forma más eficaz. El objetivo pri-mordial es extraer un mayor detalle del sub-suelo—en el yacimiento y a través de lasobrecarga—para respaldar las decisiones rela-cionadas con los campos en un marco temporaladecuado, desde el correcto dimensionamientode las instalaciones hasta la optimización de lospuntos de asentamiento de las tuberías de reves-timiento y de la entrada al yacimiento. El respaldode tales decisiones impondrá cada vez más exi-gencias respecto de la calidad de los datos sísmi-cos, el tiempo de procesamiento, las secuenciasde tareas integradas que utilizan múltiples tiposde datos, la visualización dinámica 3D y las per-sonas que se especializan en diversas disciplinas.Las nuevas tecnologías sísmicas seguirán ayu-dando a encontrar nuevas áreas prospectivas enescenarios desafiantes, y las técnicas de proce-samiento innovadoras revelarán áreas prospecti-vas que, aunque cuentan con levantamientossísmicos, son consideradas de alto riesgo porfalta de claridad. Las aplicaciones sísmicas exito-sas son numerosas y continúan aumentando. Portodo lo expuesto, la vida de un yacimiento nuncafue tan productiva como ahora. —MG

1999

1985

1999

1985

_128 127Impedancia acústica

Tope del yacimiento

CAP

Nuevo CAP

Tope del yacimiento

Agua

Petróleo

100

m

100 m

Roca sello

Tope del yacimiento

Agua

Agua quedesplazó al petróleo

Agua que desplazóal petróleo

Petróleo

100

m

100 m

Roca selloTope del yacimiento

> Cambios en el yacimiento observados en las imágenes sísmicas 4D. El levantamiento de 1999 (abajo)muestra claramente el efecto de la producción si se lo compara con el levantamiento de referencia de1985 (arriba). El cambio en la intensidad de las reflexiones sísmicas del tope del yacimiento Tarbertestá relacionado no sólo con el cambio de saturación sino también con la altura original de la columnade petróleo. Cuando el agua reemplaza al petróleo, aumenta la impedancia acústica en el yacimiento,lo cual provoca un efecto de debilitamiento sobre lo que solía ser una respuesta fuerte del tope delyacimiento. La intensa repuesta sísmica proveniente del contacto agua-petróleo (CAP), observada en1985, también se ha debilitado debido a la producción. Los colores rojo y amarillo representan una dis-minución de la impedancia acústica, mientras que los azules indican un aumento. En las seccionestransversales de los modelos que aparecen a la derecha se muestran la estructura, la litología y elfluido contenido en la formación.

27. Tuning es el fenómeno de interferencia constructiva odestructiva de las ondas provenientes de eventos o refle-xiones estrechamente espaciados. En este caso, con unespaciamiento menor a un cuarto de longitud de onda, las reflexiones experimentan interferencia destructiva yproducen un solo evento de baja amplitud. Con espacia-mientos de más de un cuarto de longitud de onda, las am-plitudes se reducen y el evento puede resolverse comodos eventos independientes. El espesor del efecto tuninges el espesor de la capa en el que dos eventos se hacenindistinguibles en el tiempo, y su conocimiento es impor-tante para los intérpretes sísmicos que estudian yaci-mientos delgados.

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Syed Ali es científico de investigación senior deChevronTexaco Exploration & Production TechnologyCompany en Houston, Texas, EUA. Allí provee servi-cios de asesoramiento técnico, capacitación y reco-mendaciones a ingenieros en temas relacionados conla interacción del sistema roca-fluido, acidificación deareniscas, control de daño de formación, química defluidos, terminación de pozos horizontales, fractura-miento hidráulico seguido de empaque de grava, em-paque con agua a altos regímenes y mineralogía deformaciones. En 1976 ingresó en Gulf Research &Development Company en Houston como geólogo deproyecto y luego se convirtió en geólogo de proyectosenior. Después de desempeñarse como sedimentó-logo para Sohio Petroleum Company en SanFrancisco, California, EUA, trabajó para Gulf Science& Technology Company en Pensilvania, EUA, comogeólogo de investigación senior. Desde 1981 hasta1984, se desempeñó como geólogo senior de planta enGulf Oil Exploration & Production Company en NuevaOrleáns, Luisiana, EUA. Posteriormente ingresó enChevron Production Company, en Nueva Orleáns, du-rante los siguientes diez años trabajó como supervisordel Laboratorio Tecnológico de Ingeniería. Antes deocupar su posición actual en 1999, fue asesor técnicode Chevron en Nueva Orleáns. Prolífico autor y espe-cialista en control de daño de formación y acidifica-ción de areniscas, Syed obtuvo una licenciatura y unamaestría de la Universidad de Karachi, en Pakistán;una maestría de la Universidad Estatal de Ohio enColumbus, EUA; y un doctorado del InstitutoPolitécnico Rensselaer en Troy, Nueva York, EUA.

Trine Alsos es geofísico del Centro de Investigación yTecnología de Statoil ASA en Trondheim, Noruega. Allítrabaja en el control geofísico de yacimientos, dedi-cándose especialmente a levantamientos sísmicos queaplican la técnica de lapsos de tiempo. Trabaja en laempresa desde 1998. Trine obtuvo una maestría enmatemática industrial de la Universidad Noruega deCiencia y Tecnología de Trondheim.

Donatella Astratti trabaja como geocientífica deyacimientos senior de WesternGeco. Reside enGatwick, Inglaterra, desde 1997. Allí se ha ocupadodel modelado 3D de yacimientos utilizando técnicasgeoestadísticas, interpretación cuantitativa 4D,caracterización de fracturas a partir de datos sísmi-cos, estratigrafía secuencial, modelado de velocidadpara conversión de tiempo a profundidad e inversiónde trazas. Trabajó en caracterización 3D de yacimien-tos en Kappa, en interpretación cuantitativa 4D en loscampos Gullfaks y Statfjord en el Mar del Norte, y enproyectos en Australia, Turkmenistán y Omán.Comenzó su carrera como geocientífica de yacimien-tos senior en ENI-Agip en Milán, Italia, en 1985.Desde 1994 hasta 1997, se desempeñó como geocientí-fica de yacimientos senior y como gerente de proyectopara NAOC Ltd. en Port Harcourt, Nigeria, trabajandoen manejo de yacimientos y en el cálculo de reservasde un campo petrolero de Nigeria. Donatella obtuvouna maestría (con mención honorífica) en cienciasgeológicas de la Universidad de Bolonia, en Italia.

Joseph Ayoub se desempeña como consultor del Centrode Tecnología de Servicios al Pozo de Schlumberger enSugar Land ,Texas. Trabajó para Schlumberger desde1979 en EUA, Europa, África y Medio Oriente. Su par-ticipación resultó crítica para la ingeniería y el lanza-miento de terminaciones utilizando la técnica defracturamiento hidráulico combinado con empaquede grava en el Golfo de México, a comienzos de ladécada de 1990. Autor de numerosos artículos sobrepruebas de pozos y fracturamiento hidráulico, integróla Comisión de Revisión Editorial de la SPE y variascomisiones de programas de la SPE en EUA y Europa,incluyendo la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, EUROPEC, y la Conferencia Europea sobreDaño de Formación. También se desempeñó comoConferenciante Ilustre de la SPE desde 1998 hasta1999. Joseph es graduado de la Ecole Centrale deParis, Francia.

Alexander Bary trabaja como ingeniero de perfora-ción senior en Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH(KBB) en Hannover, Alemania, desde el año 2001. Allíha estado a cargo de la ingeniería de pozos, la progra-mación de operaciones y la estimación de costos deproyectos, para proyectos de disolución local y alma-cenamiento subterráneo de gas, en Europa, África yAsia. Además se encarga de promover la integraciónde sistemas de manejo de QHSE de Schlumberger ytecnología innovadora en la organización KBB. Finali-zados sus cursos de capacitación en Europa, comenzósu carrera en la división de Manejo Integrado deProyectos (IPM, por sus siglas en inglés) deSchlumberger en 1996, en Port Gentil, Gabón, comoingeniero de pozos júnior en el proyecto Rembou deChauvco y en el proyecto Rabi de Shell. Desde 1997hasta 1998, se desempeñó como ingeniero de pozosjúnior y luego como ingeniero de pozo en el proyectoUrdaneta de Shell Venezuela SA en Maracaibo. Al añosiguiente, se convirtió en ingeniero de pozo para elproyecto de Energía de Sakhalin (Federación Rusa).Desde 1999 hasta 2000, se desempeñó como ingenierode pozo e ingeniero InTouch en el Centro de SoporteIPM en Londres, Inglaterra. Sus otros proyectos deIPM incluyeron trabajos en el Proyecto deAlmacenamiento Subterráneo de Gas de Intergen enAberdeen, Escocia, el proyecto Canuko en el áreamarina de Luanda, Angola, y el desarrollo de yaci-mientos satélites del Mar del Norte. Ganador de unpremio del programa Performed by Schlumberger enel año 2001, Alex obtuvo una maestría en ingenieríade yacimientos de la Universidad Técnica de Delft,Países Bajos.

Marcelo Benabentos es geofísico principal y gerentede desarrollo de negocios del grupo Servicios Sísmicosde Yacimientos (SRS, por sus siglas en inglés) paraLatinoamérica de WesternGeco. Está radicado enHouston, Texas. Sus responsabilidades se dividenentre operaciones de mercadeo para Latinoamérica ysoporte geofísico en el grupo SRS. Entre sus funcionesactuales se encuentran la introducción de nuevas tec-nologías para resolver problemas de yacimientos rela-cionados con litología, fluidos y presión de porodentro del mercado de Latinoamérica. Comenzó su

carrera en 1980 como jefe del grupo de procesamientopara Geophysical Services Inc. en la Argentina. Desde1983 hasta 1985, se desempeñó como jefe del grupo deprocesamiento senior de la compañía en la Argentina.Pasó los siguientes cuatro años en Colombia, dondeestuvo a cargo de la coordinación del procesamientode datos 2D y 3D en Colombia y Ecuador. En 1990,pasó a desempeñarse como gerente del centro deServicios Geofísicos de Halliburton en Colombia y fuedesignado geofísico de área para Latinoamérica en1992. En 1994, se convirtió en geofísico senior de pro-cesamiento 3D para Western Geophysical y el añosiguiente fue nombrado gerente de procesamiento dedatos para Colombia y Ecuador. En 1998, pasó adesempeñarse como gerente de proyectos especialespara Latinoamérica. Antes de ocupar su posiciónactual en 2001, fue geofísico senior para el grupo SRSde WesternGeco en Houston. Marcelo posee licencia-turas en física de la Universidad La Plata y de laUniversidad Nacional de La Plata, ambas enArgentina.

Heinz Berger es ingeniero de servicios públicos y sedesempeña como gerente de operaciones para alma-cenamiento subterráneo de gas en EWEAktiengesellschaft en Oldenburg, Alemania. Graduadode Fachhochschule Muenster, en Alemania, Heinz tra-baja en la compañía desde 1987.

Kenneth Brown trabaja como ingeniero de petróleosenior en la división de Servicios de Datos yConsultoría de Schlumberger, en Pittsburgh,Pensilvania, desde 1997. Entre sus misiones másrecientes se encuentran el diseño y análisis de prue-bas de presiones transitorias para pozos de elimina-ción de aguas residuales, estimación de reservas,análisis económicos de propiedades de producción,análisis y optimización de yacimientos de almacena-miento subterráneo de gas, desarrollo de bases dedatos de producción y estudios de pozos de rellenopara recuperación térmica. Comenzó su carrera en1981 como ingeniero de producción y de yacimientospara Marathon Oil Company, en Lafayette, Luisiana.Desde 1986 hasta 1987, fue consultor para PennokeConsulting Company en Pensilvania. En 1987, se tras-ladó a Shell Western Exploration & Production Co. enBakersfield, California. Durante los siguientes cuatroaños trabajó como ingeniero de yacimientos, respon-sable de la vigilancia rutinaria de yacimientos en elproyecto de recuperación térmica del campo SouthBelridge, el cual incluye 1500 pozos. En 1991, fue vice-presidente de Resource Services, Inc. en Westerville,Ohio, una empresa consultora en ingeniería ambien-tal. Durante los dos años siguientes se desempeñócomo gerente de ingeniería de Oil & Gas Tek, Inc. enHouston, Texas. Antes de ocupar su posición actual, sedesempeñó como ingeniero de yacimientos en MichiganConsolidated Gas Company, en Detroit, EUA. Allí estuvoa cargo de un importante proyecto de medición electró-nica de flujo para pozos de almacenamiento de gas. Kenobtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería depetróleo y de gas natural de la Universidad Estatal dePensilvania, en University Park.

Colaboradores

72 Oilfield Review

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Fritz Crotogino es el Jefe del Departamento deGeoingeniería de Kavernen Bau- und Betriebs-GmbH(KBB), en Hannover, Alemania. Posee amplios conoci-mientos en tecnología general de cavernas, almacena-miento de energía en forma de aire comprimido(CAES, por sus siglas en inglés), y reevaluación decavernas y minas de sal. Ingresó en KBB en 1977 y sedesempeñó como subgerente de proyecto para el desa-rrollo de una planta de almacenamiento de gas naturalen cavernas en Dinamarca, proyectos CAES y desarro-llo de tecnología de eliminación de residuos en caver-nas y abandono de cavernas. Autor de numerososartículos, Fritz estudió ingeniería de procesos en laUniversidad de Hannover, graduándose como ingenieroen 1973. Integró varias comisiones del Instituto deInvestigación de Métodos de Disolución Local y fue supresidente en el año 2001.

Lennert den Boer trabaja como geofísico de investiga-ción senior para el departamento de Investigación yDesarrollo de Caracterización de Yacimientos deWesternGeco. Está radicado en Calgary, Alberta,Canadá. Ingresó en Western Geophysical en Calgary en1983 como geofísico de proyectos especiales. Allí pro-cesó datos de perfiles sísmicos verticales (VSP, por sussiglas en inglés) y datos sísmicos marinos y terrestres2D y 3D. En 1986 se incorporó al grupo de Geociencias,donde desarrolló un programa de computación de in-versión sísmica y trabajó en el seguimiento de proyec-tos de recuperación asistida de petróleo. En 1990 fuetransferido a Londres para ingresar al departamentode Investigación y Desarrollo de Caracterización deYacimientos, donde ayudó a desarrollar el sistema geo-estadístico SigmaView. En el año 2001 fue transferidoa WesternGeco Canadá en Calgary, donde actualmenteestá trabajando en Investigación y Desarrollo para elsistema EarthGM 3D y en proyectos asociados decaracterización de yacimientos. Lennert posee unalicenciatura en geofísica de la Universidad de laColumbia Británica, Vancouver, Canadá.

Jean Desroches se desempeña como jefe de secciónde modelado y mecánica en el departamento deAplicaciones de Ingeniería del Centro de Productos deSugar Land, en Texas, desde 1998. En 1990, después detrabajar como ingeniero de investigación paraObservatoires Volcanologiques y luego paraCNRS/Institut de Physique du Globe en Francia,ingresó en el Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra, como cientí-fico de investigación adjunto. Allí trabajó en el desa-rrollo de modelos únicos para fracturamientohidráulico. Entre 1995 y 1998, fue ingeniero senior enla división de Servicios al Pozo de Schlumberger enSugar Land, donde se desempeñó como especialista enel campo de las mediciones de esfuerzos. Autor de nu-merosos artículos científicos, Jean obtuvo una maes-tría en ingeniería geológica de la Ecole NationaleSupéricure de Geologie de Nancy; una maestría en geo-física del Institut National Polytechnique de Lorraine;y un doctorado en geofísica de la Universidad de París,todos en Francia.

Nader Dutta se desempeña como geocientífico en jefede WesternGeco en Houston, Texas. Está a cargo detodas las actividades relacionadas con la tecnología defondo de los servicios sísmicos de yacimientos. Ingresóen la industria hace 26 años con la compañía Shell OilCo. Se retiró de Shell como geofísico de planta en 1986e ingresó en el Centro de Tecnología de Arco comodirector del grupo de Interpretación Geosísmica. Tresaños después, se convirtió en geofísico consultor globalen el grupo de Aguas Profundas de BP, en Houston. En1999, ingresó en la División Inteq de Baker Hughescomo asesor científico senior. Hasta el año 2001, fuegerente de desarrollo de negocios estratégicos y ge-rente de operaciones a nivel mundial de generación deimágenes de litología, fluidos y presión en la divisiónde Servicios Sísmicos de Yacimientos de WesternGeco.Poseedor de una licenciatura de la Universidad deAllahabad en India y de una maestría y un doctoradoen física de la Universidad de California, Nader ha tra-bajado en diversos aspectos de la propagación deondas sísmicas, incluyendo geofísica de pozo, física derocas, modelado de cuencas y tecnología de adquisi-ción de datos sísmicos y presión de poro durante laperforación, como inventor y gerente de tecnología. Esautor de más de 50 publicaciones, incluyendo el libroGeopresión.

Alfhild Eide es ingeniero de planta para el Centro deInvestigación y Tecnología de Statoil ASA, enTrondheim, Noruega. Trabaja en geoestadística, mode-lado de yacimientos y estudios sísmicos 4D. Entre 1992y 1994, fue científico de investigación en el Centro deComputación Noruego en Oslo. Desde 1995 hasta 1999,fue auxiliar de investigación en la Universidad Noruegade Ciencia y Tecnología (NTNU) en Trondheim, dondeobtuvo un doctorado en estadística. Alfhild tambiénposee una maestría en matemática industrial de laUniversidad Técnica Noruega en Trondheim.

Joseph Frantz es gerente de operaciones para la divi-sión de Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger. Está radicado en Pittsburgh,Pensilvania. Después de graduarse en la UniversidadEstatal de Pensilvania en University Park en 1981como licenciado en ingeniería de petróleo y de gasnatural, ingresó en Getty Oil/Texaco en California.Entre 1982 y 1988, trabajó en ingeniería de yacimien-tos, perforación, terminación, estimulación y produc-ción. Durante los dos años siguientes estuvo enHouston, donde trabajó en los centros de Investigacióny Desarrollo de la compañía como ingeniero de simula-ción de yacimientos. En 1990, ingresó en S.A. Holditch& Associates en Pittsburgh, donde trabajó en proyec-tos de yacimientos y proyectos relacionados con cam-pos petroleros. Fue nombrado gerente de proyecto yluego designado gerente de división y vicepresidentede la oficina de Pittsburgh en 1997. Autor de más de 40artículos técnicos, también dictó cursos industrialesde inyección de vapor de agua, análisis de datos deproducción, fracturamiento hidráulico, metano decapas de carbón y lutitas gasíferas.

Jeff Groner es el actual líder de Manejo del Cambioen Tecnología de la Información (TI) para Conoco Inc.en Houston, Texas. Allí lidera un proyecto de cambioescalonado global en la capacidad y los servicios de TIpara Conoco. En sus 26 años con Conoco, ha estadoocupado en desarrollo de sistemas de aplicación, lide-razgo de proyectos de sistemas de aplicación, y desa-rrollo y soporte de sistemas ejecutivos de manejo.Durante los últimos nueve años estuvo ocupado enmanejo de TI. Jeff obtuvo una licenciatura en contabi-lidad de la Universidad Estatal de Oklahoma Este-Central en Ada, EUA.

Larry Gutman tiene más de 27 años de experiencia enel negocio de exploración de petróleo y servicios petro-leros. Su carrera ha incluido diversas funciones técni-cas, gerenciales y de mercadeo, en EUA, Europa y Asia.Actualmente se desempeña como ejecutivo de progra-mas globales para el Programa de Derivación aTerceros de Conoco, que implica la derivación a terce-ros del manejo de datos de exploración y producciónpara esa compañía. Previamente fue vicepresidente deoperaciones de GeoQuest (2000-2001) y vicepresidentede TI y manejo de datos de la misma empresa (1997-2000). También fue vicepresidente de TI deSchlumberger, a cargo de la organización de una fun-ción de TI corporativa para Schlumberger Limited ydel exitoso esfuerzo de implementación de la aplica-ción de computación de negocios integrados SAP a tra-vés de todas las líneas de productos de SchlumbergerOilfield Services. Larry obtuvo una licenciatura eningeniería eléctrica del Instituto de Tecnología deGeorgia, Atlanta, EUA.

Michael Halper trabaja para DeXa.Touch*/GlobalInfrastructure Services, dentro del grupo deSoluciones de Red y de Infraestructura deSchlumberger en Houston. Sus esfuerzos se han con-centrado fundamentalmente en el mercadeo de lascomunicaciones y el manejo de productos. Luego deobtener una licenciatura en administración de empre-sas de la Universidad Estatal Stephen F. Austin enNacogdoches, Texas, ingresó en Compaq ComputerCorporation como representante de ventas en 1998.Antes de ocupar su posición actual en el año 2001, sedesempeñó como gerente de programas de mercadeopara Compaq en Houston. Allí estuvo a cargo del desa-rrollo, la implementación y el mantenimiento de pro-gramas de mercadeo para el grupo de servidoresempresariales de Compaq.

Trevor Harvey trabaja en BP en Aberdeen, Escocia,desde 1985, desempeñando roles clave en estrategiade infraestructura, manejo y consultoría de TI. Entresus numerosos logros en BP se encuentra el fomentoexitoso de desarrollos de infraestructura estratégica,incluyendo las redes de socios extranet a comienzos dela década de 1990 y el más reciente proyecto de fibraóptica en el Mar del Norte central. Antes de trabajaren BP, trabajó como ingeniero electrónico calificadoen sistemas de simulación de radar a bordo de aerona-ves en la industria de defensa. Trevor también trabajópara MD Technology, una compañía pionera en siste-mas de generación de imágenes de cuerpo enteromediante resonancia magnética.

Otoño de 2002 73

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Michael Henzell es coordinador de Servicios deAsistencia en Control de la producción de arena eingeniero InTouch para Herramientas de Terminacióny Servicios de Bombeo de Schlumberger. Está radi-cado en Rosharon, Texas. Como ingeniero InTouch haestado a cargo de los pedidos de asistencia, el soportede campo global y la actualización de manuales técni-cos y catálogos de productos desde el año 2001. Comen-zó su carrera en 1986 como supervisor de pasantespara Terra Mar Co. Ltd. en Trinidad. Cinco años des-pués, ingresó en Tucker Energy en Trinidad como in-geniero de servicios de campo. También trabajó paraHalliburton en Maracaibo, Venezuela, y como gerentede país a cargo del mejoramiento de la producción enBolivia (de 1994 a 1997). Entre 1997 y 1998, se desem-peñó como ingeniero de campo especialista en controlde la producción de arena y en terminación de pozospara Schlumberger Dowell, en Asia del Este, Malasia,y luego como gerente de operaciones y de proyecto enTaiwán, República de China. En 1999 trabajó comoingeniero técnico y de operaciones, responsable de losservicios de terminación y control de la producción dearena para las terminaciones del yacimiento Sakhalin(Rusia). Posteriormente, fue gerente técnico de ladivisión de Servicios de Producción de Pozos para eloccidente de Venezuela. Mike obtuvo un diploma de laUniversidad de Cambridge del Queens Royal College,Puerto España, Trinidad, y posee una licenciatura eningeniería mecánica.

Michael Livingstone se desempeña como geocientí-fico para la división de Servicios Sísmicos deYacimientos de WesternGeco en Aberdeen, Escocia.Allí trabaja actualmente en inversión de trazas e in-terpretación sísmica de componentes múltiples (4C)en el campo Chestnut. Sus responsabilidades princi-pales comprenden la ejecución de trabajos de inter-pretación y procesamiento interpretativo, incluyendoinversión, variación de la amplitud con el desplaza-miento (AVO) y análisis de atributos. Comenzó enWestern Geophysical como geofísico de interpretaciónjúnior en 1998. Fue trasladado a Aberdeen en el año2001. Michael posee una licenciatura (con menciónhonorífica) en geología y geología del petróleo de laUniversidad de Aberdeen.

Subhashis Mallick obtuvo una licenciatura en cien-cias geológicas en 1976 y una maestría en geofísica en1978, ambas del Instituto de Tecnología, Kharagpur,India. Luego de trabajar cinco años en la industria delpetróleo, estudió en la Universidad de Hawai, dondeobtuvo un doctorado en geología y geofísica en 1987.Entre 1988 y 1990, fue sismólogo auxiliar en laFacultad de Ciencias Oceánicas y de la Tierra yTecnología, Universidad de Hawai, donde trabajó enlos aspectos generales de la propagación de ondas sís-micas. En 1991, se incorporó a la división deInvestigación y Desarrollo Geofísicos de WesternGeophysical. Actualmente se desempeña como cientí-fico principal de investigación en WesternGeco enHouston, Texas. Sus intereses en términos de investi-gación incluyen modelado e inversión sísmicos, téc-nica AVO, sismología de componentes múltiples ycaracterización de yacimientos.

Franklin Maness es gerente de programas para elgrupo de Soluciones de Red y de Infraestructura deSchlumberger en Houston, Texas. Allí se responsabi-liza de la supervisión de todas las actividades de TIrelacionadas con el contrato de derivación a terceroscon la Rama Médica de la Universidad de Texas, enGalveston. Previamente, fue gerente de servicios glo-bales a cargo de la supervisión de todo el soporte con-tractual para los clientes de Cable & Wireless Omnes,en el área de Dallas (de 1996 a 1999). También sedesempeñó como oficial de manejo de la informaciónen el 13er.Grupo de Finanzas del Ejército de los EUA(de 1992 a 1996). Franklin obtuvo una licenciatura enfinanzas de la Universidad de Carolina del Norte enGreensboro, EUA.

Ian McPherson es gerente del segmento deConectividad Remota Global para Servicios Marinosde Datos (DMS, por sus siglas en inglés) deSchlumberger. Está radicado en Aberdeen, Escocia.Allí se responsabiliza por el mercadeo y las técnicasde los servicios de conectividad remota en todo elmundo. Tiene más de 25 años de experiencia en laindustria del petróleo y del gas, tanto en adquisiciónde datos sísmicos como en telecomunicaciones. Haestado en DMS doce años y fue director de la compa-ñía durante cinco años. También estuvo cinco años enla Marina Mercante Británica como oficial de radio yelectrónica. Ian se graduó en mercadeo en laUniversidad de Napier en Edimburgo, Escocia.

Klaus-Uwe Mohmeyer es ingeniero mecánico y sedesempeña como ingeniero de mantenimiento para lacentral de energía Farge de E.ON Kraftwerke GmbHen Bremen, Alemania. Graduado de FachhochschuleBremen en Alemania, trabaja en E.ON KraftwerkeGmbH desde 1973.

Hugo Morales es ingeniero principal en la división deServicios de Producción de Pozos de Schlumberger enHouston, Texas. Se especializa en mecánica de rocas,control de la producción de arena y fracturamiento deyacimientos no consolidados. Trabaja enSchlumberger desde hace doce años. Sus áreas deinterés incluyen terminación y producción de pozos.Hugo obtuvo un doctorado de la Universidad de Utah,en Salt Lake City, EUA; una maestría de laUniversidad Estatal de Utah en Logan; y una licencia-tura en ingeniería civil de la Universidad Técnica deOruro, Bolivia.

Michael Nickel es geocientífico de investigaciónsenior del Instituto de Investigaciones deSchlumberger en Stavanger, Noruega. Además de diri-gir proyectos de investigación que involucran compa-ñías de energía locales y mundiales, es responsabledel desarrollo de algoritmos y procedimientos para lacaracterización de yacimientos y para el análisis dedatos sísmicos de componentes múltiples y de técni-cas de lapsos de tiempo. Entre 1985 y 1991, estudióingeniería eléctrica en Rheinisch WestfaelischeTechnische Hochschule en Aachen, Alemania, y luegorealizó un intercambio cultural en la UniversidadNoruega de Ciencia y Tecnología (NTNU) enTrondheim, Noruega, donde se graduó con menciónhonorífica. En 1989, obtuvo una beca de la Unión

Europea como estudiante visitante en IBM Essonnes,Francia, donde trabajó en el desarrollo de un circuitointegrado de multiplicación digital. Entre 1995 y 1997, se desempeñó como ingeniero de proyecto en Sintef-Unimed en Trondheim, donde desarrolló algoritmos deprocesamiento de imágenes para la generación de imáge-nes ultrasónicas para uso en medicina. En 1997 terminósu doctorado en generación de imágenes ultrasónicaspara uso en medicina en la Universidad NTNU.

David Norman es consultor de investigación, inte-grante del Equipo de Ingeniería de Terminación dePozos de la Unidad de Evaluación y Optimización dela Producción de ChevronTexaco Exploration &Production Technology Company. Reside en el Centrode Tecnología de Perforación de ChevronTexaco enHouston. Posee una licenciatura en química delMississippi College, Clinton, EUA. Luego de trabajarpara la obtención de una maestría en química en laUniversidad de Southern Mississippi en Hattiesburg,en 1976, David ingresó en IMCO Services como inge-niero especialista en fluidos de perforación y de ter-minación. Entre 1978 y 1998, trabajó para Dowell ySchlumberger en el área de la Costa del Golfo, prove-yendo soporte de campo para operaciones de inter-vención de pozos y mejoramiento de la producción, yposteriormente trabajó en proyectos en América delNorte y del Sur, Asia y Europa. Además de su impor-tante aporte al desarrollo de técnicas de control de laproducción de arena, especialmente tecnología defracturamiento hidráulico combinado con empaquede grava, David también desarrolló la primera utiliza-ción de sistemas de fluidos viscoelásticos para fractu-ramiento hidráulico y recibió una patente por estalabor. Además, es coautor del capítulo Acidificaciónde Areniscas de la 3ª Edición de Estimulación deYacimientos. Desde que ingresó en Chevron comoespecialista en ingeniería de terminación de pozos en1998, trabajó en proyectos en el Golfo de México,África Occidental, el Mar del Norte, China, Indonesiay Medio Oriente.

Stephen Pickering, es gerente de mercadeo de ladivisión de Servicios Sísmicos de Yacimientos deWesternGeco en Gatwick, Inglaterra. Allí se concentraen la utilización de los estudios sísmicos para mejorarel manejo de los yacimientos. Su primer trabajo fuecomo analista de datos sísmicos en WesternGeophysical. En 1981, ingresó en Hamilton Oil comointérprete y trabajó principalmente en zonas del Mardel Norte, incluyendo la evaluación del campo Bruce.Entre 1989 y 1995, fue gerente de exploración para elReino Unido y Europa en Hamilton Oil. Luego depasar a BHP Petroleum, desempeñó el cargo degerente de tecnología de exploración teniendo comoprincipal responsabilidad la evaluación de áreas pros-pectivas y el manejo de la cartera de inversiones. Sereintegró en Western Geophysical en 1999. Actualvicepresidente de la Sociedad de Exploración dePetróleo de Gran Bretaña, Stephen obtuvo una licen-ciatura en geología del Politécnico de Kingston, unamaestría en estratigrafía de la Universidad deLondres y una maestría en administración de empre-sas de la Universidad Abierta de Milton Keynes, todosen el Reino Unido.

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Bernhard Prevedel ingresó en Preussag Erdol &Erdgas en Alemania en 1982, luego de graduarse comoingeniero de petróleo de la Universidad de Minería deLeoben en Austria. Después de dos años de trabajocomo ingeniero especialista en perforación y levanta-mientos direccionales en Europa y Medio Oriente, seconvirtió en coordinador de operaciones de perfora-ción direccional en Alemania. En 1986 fue designadogerente del departamento de Ingeniería de ServiciosDireccionales de Preussag. En 1990, ingresó enAnadrill en Sugar Land, Texas, para dirigir el grupo detareas del Sistema Orientable Integrado ISS* y ayudara desarrollar las herramientas PowerPak* yGeoSteering*. Tres años después fue designadogerente de la línea de productos de herramientas deperforación, responsable de la ingeniería, la fabrica-ción y el soporte de los equipos de perforación deAnadrill. En 1993, fue transferido a Geco-Prakla enHannover, Alemania, para desempeñarse como gerentede la línea de productos de fuentes terrestres, convir-tiéndose en gerente de centro en 1995. En 1997 seincorporó a la división de Manejo Integrado deProyectos (IPM) de Schlumberger en Londres,Inglaterra, como gerente de desarrollo de negocios deIPM para la ex-Unión Soviética (CIS) y Asia central.Entre 1999 y 2001, fue gerente de desarrollo de nego-cios de Schlumberger Oilfield Services para Europacontinental. Después de su participación en la adquisi-ción de KBB, Bernhard fue nombrado gerente de desa-rrollo de negocios de Gas@SLB.

Paul Price es gerente de Desarrollo de Negocios paraHerramientas de Disparos Operadas a Cable,Terminaciones Frente a la Formación y Sistemas deHerramientas de Schlumberger. Está radicado enRosharon, Texas. Ingresó en Schlumberger en 1983como ingeniero de campo para trabajar en cementa-ción, control de la producción de arena y estimulaciónen Berwick y Houma, Luisiana. En 1988, pasó a desem-peñarse como gerente de servicios de campo para ope-raciones de control de la producción de arena enFreeport, Texas. Su posición siguiente fue la de inge-niero de distrito para operaciones de control de la pro-ducción de arena en el sector norte de la Costa delGolfo (NGC) en Nueva Orleáns, Luisiana (de 1989 a1990). Luego fue trasladado a Tulsa, Oklahoma, comoingeniero de desarrollo para productos químicos decampos petroleros (de 1991 a 1992). Durante lossiguientes tres años se desempeñó como ingeniero deServicios de Diseño y Evaluación para Clientes(DESC*), trabajando en proyectos para Conoco yOcean Energy en Lafayette, Luisiana. Entre 1997 y1999, se desempeñó como ingeniero técnico delGeoMarket* NGC para operaciones de estimulación ycontrol de la producción de arena en Nueva Orleáns.Antes de ocupar su posición actual en el año 2001, fuegerente de ingeniería, en la división de Servicios alPozo de NGC. Ingeniero profesional matriculado enTexas, Oklahoma y Luisiana, Paul obtuvo licenciaturasen ingeniería química e ingeniería de petróleo de laUniversidad Estatal de Mississippi y una maestría enestudios avanzados de petróleo del Institut Françaisdu Petrole en París, Francia.

Nae-Kan Ren es el gerente de Mercadeo de Desarrollode Yacimientos de Schlumberger Oilfield Services enPekín, China. Allí se responsabiliza por el desarrollo yla expansión del negocio de Schlumberger en China,en áreas terrestres y marinas. Previamente, estuvo conSchlumberger Dowell, en China, a cargo de la expan-sión del servicio de estimulación y cementación deDowell en China. Comenzó su carrera en 1979 en elLaboratorio de Investigación y Desarrollo de Mecánicade Rocas de Dowell, en Tulsa, Oklahoma. Durante lossiguientes seis años trabajó como ingeniero, despuéscomo ingeniero de investigación y luego como inge-niero de investigación senior. Ayudó a desarrollar téc-nicas innovadoras para la determinación de esfuerzoslocales. Entre 1985 y 1990, fue gerente técnico delDepartamento Internacional de Dowell en Houston,Texas. Allí estuvo a cargo de la asistencia técnica, lacoordinación, la gerencia y las ventas para el negociointernacional en servicios de estimulación, termina-ción y manufactura. El año siguiente se desempeñócomo especialista en estimulación de Dowell enSingapur, supervisando el negocio de estimulación y elsoporte técnico, de ventas y de mercadeo en Taiwán,China, Japón, Indonesia, Malasia, Australia y ArabiaSaudita. Entre 1991 y 1996, fue gerente de país enTaipei, Taiwán. Nae-Kan posee una licenciatura enminería e ingeniería de petróleo de la UniversidadNacional Cheng-Kung de Taiwán, República de China,y una maestría en ingeniería minera de la Universidadde Wisconsin en Madison, EUA.

Catherine Robertson es líder del Equipo Fibre andBeyond de BP en Aberdeen, Escocia. Allí dirige dossubsidiarias de propiedad exclusiva de BP: Fibre CableCompany (FCC) y Central North Sea FibreTelecommunications Company (CNSFTC). Catherinees responsable de operaciones y ventas, y mercadeo deambas compañías. Trabaja en BP desde hace más deveinte años. Gran parte de su experiencia reside en elnegocio digital y en otros roles, incluyendo el degerente de proyecto para el tendido de cables de fibraóptica, gerente de programas de comercio electrónico,gerente de información de negocios. Miembro de laSociedad de Computación Británica, Catherine es gra-duada en informática de la Universidad Heriot-Watt enEdimburgo, Escocia.

Lee Robertson es líder de Principios de Consultoría yPrácticas de InfoSec para Soluciones de Red y deInfraestructura de Schlumberger. Está radicado enHouston, Texas. También fue gerente del programa deintegración de redes de WesternGeco e integró algrupo de WesternGeco en la red de Schlumberger.Además, fue jefe de seguridad de TI en los JuegosOlímpicos de Invierno de 2002 de Salt Lake City enUtah. Comenzó su carrera en 1989 como supervisor deturnos y analista en el 41er Batallón de Soporte deSeñales del Ejército de EUA en Corea. Entre 1990 y1992, fue analista de redes y administrador del sistemade red de área local (LAN) para la 82da División Aéreadel Ejército de EUA, en el Fuerte Bragg, Carolina delNorte. Durante los siguientes tres años se desempeñócomo analista de redes senior en la División Aérea delEjército de EUA, en el Fuerte Bragg. En 1995, ingresóen Schlumberger Omnes en Houston como gerentetécnico de red de área amplia (WAN) y de seguridad.Sus responsabilidades incluían el manejo de más de

600 direccionadores (enrutadores) y 20 barreras deprotección (firewalls) de Internet. Entre 1996 y 1998,fue gerente senior de soporte técnico paraSchlumberger Omnes en Houston, donde permaneciólos dos años siguientes como gerente del Centro deManejo de Servicios de Schlumberger Omnes, antes deasumir su posición actual en el año 2000.

Walter Sawyer se desempeña como consultor princi-pal de simulación de yacimientos para la divisiónoriental de Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger desde 1995. Se encarga de la mayorparte de los aspectos de la ingeniería de yacimientos,con especial énfasis en la aplicación de la técnica desimulación de yacimientos a problemas de ingenieríade yacimientos. También se ocupa del desarrollo ysoporte de las aplicaciones computarizadas de simula-ción de yacimientos de la compañía. Comenzó sucarrera como químico, matemático de investigación eingeniero de petróleo en el Centro de TecnologíaEnergética de Morgantown (Virginia Occidental, EUA)(1966-1978). Durante los siguientes cuatro años fueprofesor adjunto de ingeniería de petróleo en laUniversidad de Virginia Occidental en Morgantown.Entre 1980 y 1995, fue fundador y presidente de lacompañía Mathematical & Computer Services, Inc.;empresa dedicada al asesoramiento en ingeniería deyacimientos y modelado matemático de la recupera-ción de gas proveniente de lutitas Devónicas, areniscascompactas y metano de capas de carbón. Autor denumerosos artículos, Walt obtuvo una licenciatura enquímica del Glenville State College en VirginiaOccidental, y una maestría en matemáticas de laUniversidad de Virginia Occidental.

Juergen Schlaf es geólogo senior del departamento deexploración y producción de Phillips PetroleumCompany en Stavanger, Noruega. Allí se responsabilizade la planificación de pozos de producción en yaci-mientos de creta en la plataforma continental deNoruega y de la construcción de modelos de yacimien-tos. Después de obtener un doctorado en geología de laUniversidad de Viena, Austria, en 1998, ingresó en eldepartamento de Investigación y Desarrollo deSchlumberger Oilfield Services en Stavanger. Allí tra-bajó los siguientes tres años en interpretación de sís-mica 3D, ocupado principalmente de estudios de casospara diversas compañías de petróleo, incluyendo laconfección de mapas de litología, análisis textural,estudios 4D y sismoestratigrafía. Juergen trabaja enPhillips desde el año 2001.

Pascal Schoepfer es sismólogo de producción seniorde Petroleum Development Oman (PDO). Trabajó enel grupo de compañías de Shell en el Reino Unido y enOmán durante más de diez años. En Londres, trabajópara Shell como geofísico de exploración y de evalua-ción, concentrándose en la evaluación del área del gra-ben central del Mar del Norte. Como sismólogo deproducción para PDO, estuvo ocupado en la evaluaciónde sísmica 4D de un yacimiento carbonatado en elnorte de Omán. Actualmente está a cargo de la coordi-nación de los esfuerzos de sismología de producción yexploración de campo cercano en Omán central.Pascal posee una maestría en geología y geofísica, y undoctorado en geología; ambos de la Universidad deFribourg, Suiza.

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George Schultz es gerente de Predicción de RiesgosGeológicos para la División de Servicios Sísmicos deYacimientos de WesternGeco para América del Norte ydel Sur. Está radicado en Houston, Texas. Comenzó sucarrera en 1998 como geofísico de proyectos especia-les en Geosignal, en Houston. Allí desarrolló una téc-nica de picado de velocidad y elaboró un sistema deautopicado de la velocidad de apilamiento, mejorandosustancialmente el tiempo de procesamiento de lavelocidad de apilamiento 3D. George obtuvo unalicenciatura en física de la Universidad DePaul,Chicago, Illinois, EUA, y una maestría en geofísica dela Universidad de Stanford en California.

Don Shepherd es especialista en ingeniería de petró-leo de Saudi Aramco. Está radicado en Abqaiq, ArabiaSaudita. Su misión incluye la identificación y reco-mendación de nuevas tecnologías para terminación depozos e ingeniería de producción. Desde que ingresóen Saudi Aramco en 1991, fue uno de los líderes de losesfuerzos de la compañía para el control de la produc-ción de arena, incluyendo la participación directa enla primera utilización de la compañía de empaque degrava en 1994, fracturamiento hidráulico seguido deempaque de grava en 1996 y empaque de grava enpozos horizontales en el año 2000. Sus responsabilida-des actuales incluyen la instalación y evaluación deun proyecto piloto de levantamiento artificial consis-tente en 10 pozos, mediante la utilización de bombaselectrosumergibles en el campo Ghawar y un ensayode prueba de tecnología de pozos inteligentes.Comenzó su carrera en 1970 en la filial de Exxon,Imperial Oil Limited, en Calgary, Alberta, Canadá,donde ocupó varios cargos relacionados con ingenie-ría de petróleo, incluyendo una misión de tres añospara Exxon en Libia, desde 1974 hasta 1977. Desde1979 hasta que ingresó en Saudi Aramco en 1991, sedesempeñó como gerente ejecutivo senior en la indus-tria de petróleo en Canadá. Don obtuvo una licencia-tura en ingeniería eléctrica de la Universidad deSaskatchewan, Saskatoon, Canadá.

Mario Sigismondi es geofísico de yacimientos dePecom Energía de Pérez Companc SA en la provinciade Neuquén, Patagonia, Argentina. Allí lidera elequipo de sísmica de yacimientos en el departamentode ingeniería de yacimientos de la compañía. Desde1983 hasta 1992, se desempeñó como geofísico enYacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) SA, departa-mento de exploración, trabajando en las provincias deMendoza, Santa Cruz y Buenos Aires, Argentina. En1996 se desempeñó como geofísico de exploración enQuintana Minerals, trabajando en las provincias deSanta Cruz y Buenos Aires. El año siguiente trabajócomo geofísico en Petrolera Pérez Companc SA enEntre Lomas, Argentina. También fue conferenciantede geofísica aplicada en el departamento de geologíaaplicada de la Universidad Nacional de Córdoba, enArgentina. Mario se graduó en geología en laUniversidad Nacional de Córdoba y obtuvo una maes-tría en geofísica de exploración (interpretación) de laUniversidad Nacional de Cuyo en Mendoza.

Juan Carlos Soldo se desempeña como geofísico deyacimientos en Pecom Energía de Pérez Companc SA,Argentina. Trabaja en el Centro de TecnologíaAplicada, en la sede central situada en la provincia deNeuquén, Argentina, en interpretación de datos sísmi-cos antes del apilamiento (AVO) y en técnicas deinterpretación de atributos sísmicos e inversión sís-mica. También interviene como asistente tecnológicoen numerosos proyectos de exploración y desarrolloen Latinoamérica. Juan posee una licenciatura engeofísica de la Universidad Nacional de La Plata,Argentina y una maestría en ingeniería de yacimien-tos del Instituto Tecnológico de Buenos Aires,Argentina.

Lars Sønneland es director de investigación en elCentro de Investigaciones de Schlumberger enStavanger, Noruega, donde el foco de atención princi-pal es la caracterización y el control geofísico de yaci-mientos. Luego de graduarse en matemáticas,informática y física y, habiendo obtenido un doctoradoen matemática aplicada de la Universidad de Bergen,Noruega, ingresó en GECO en 1974. Tuvo a su cargodiversas tareas técnicas relacionadas con aplicacio-nes geofísicas hasta el año 1989, cuando fue transfe-rido al Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger (SDR) en Ridgefield, Connecticut,EUA. Entre 1990 y 1998, ocupó diversos cargos degerencia técnica dentro de Schlumberger. Fue trans-ferido al Centro de Investigaciones de Schlumbergeren Cambridge (de 1999 a 2000). Al mismo tiempo,puso en funcionamiento el Centro de Investigacionesde Schlumberger en Stavanger. Autor de más de 70artículos científicos y titular de numerosas patentes,también recibió el Premio Técnico de la AsociaciónNoruega de Ingenieros Colegiados, el PremioGeofísico de Noruega y el Premio al Mejor Proyecto deDesarrollo e Investigación de Schlumberger. Larsdesempeñó un papel fundamental en el desarrollo dela interpretación sísmica 3D, la aplicación de siste-mas de interpretación sísmica y caracterización y con-trol sísmicos de yacimientos Charisma*.

Kevin Stiles se desempeña como superintendente deperforación, reparación y estimulación de pozos enDominion (CNG) Transmission Corporation’sClarksburg, en la división de Virginia Occidentaldesde 1996. Comenzó su carrera en Conoco, Inc. en1983 trabajando como ingeniero en el área de laCuenca Williston. Ingresó en CNG en 1985 como inge-niero de producción y almacenamiento de gas radi-cado en Clarksburg. Varios años después, se convirtióen ingeniero de proyecto para un programa de perfo-ración de 10 pozos en el yacimiento de almacena-miento de gas Greenlick de CNG, en Pensilvania.Antes de ocupar su posición actual, trabajó comoingeniero de almacenamiento de gas para CNG, acargo de la ingeniería de yacimientos de tres camposde almacenamiento de gas de Oriskany en el norte dePensilvania. Kevin posee una licenciatura en biologíadel Fairmont State College en Virginia Occidental, yuna licenciatura en ingeniería de petróleo de laUniversidad de Virginia Occidental en Morgantown.

Lars Kristian Strønen trabaja como especialista engeofísica en Statoil ASA en Bergen, Noruega. Desde1988, su responsabilidad principal ha sido el proyectode sísmica 4D en el campo Gullfaks. Ingresó comogeofísico en Esso Norge en Stavanger, Noruega, en1981. En 1988, fue contratado por Statoil como geofí-sico senior radicado en Bergen, donde manejó losactivos del campo Gullfaks. Lars obtuvo el equivalentea un doctorado en geofísica del Solid Earth Institutede la Universidad de Bergen en 1981.

Jim Sullivan es gerente del Centro de Manejo deServicios de Soluciones de Red y de Infraestructura(NIS) de Schlumberger, en Houston. Allí está ocupadoactualmente en las operaciones de los centros demanejo de servicios NIS en forma global. Comenzó sucarrera en 1992 como ingeniero de red deSchlumberger en el Centro de Sistemas de Austin(Texas). Entre 1995 y 1997, se desempeñó como in-geniero de sistemas de red para Omnes en Houston,proveyendo servicios de ingeniería y de manejo deproyectos a las distintas divisiones de Omnes. Durantelos dos años siguientes trabajó como gerente de nego-cios de Soluciones de Red y de Intranet de Cable &Wireless Omnes, donde estuvo a cargo de la defini-ción, el desarrollo, la comercialización y el manejo delos productos y servicios de la compañía en todo elmundo. Antes de ocupar su posición actual en el año2000, estuvo a cargo de la integración de sistemas paraSoluciones de Red de Schlumberger. Titular de dospatentes en redes de acceso y manejo de centros deservicios, Jim obtuvo una licenciatura en informáticade la Universidad de Maryland en College Park, EUA.

Ezio Toffanin es gerente de desarrollo de negociospara Terminaciones Frente a la Formación deSchlumberger para Medio Oriente y Asia. Está radi-cado en Pekín, China. Sus principales responsabilida-des incluyen actividades de mercadeo externas einternas para mejorar el negocio de terminacionesfrente a la formación en Medio Oriente y Asia. Ingresóen la compañía en 1992 como ingeniero de yacimien-tos especialista en cementación en Dowell, traba-jando en problemas de migración de gas en pozoshorizontales en Esbjerg, Dinamarca. Entre 1994 y1995, fue líder de celdas de cementación y supervisorde base en Fahud, Omán, donde estuvo a cargo de lasupervisión de varios proyectos de estimulación. Elaño siguiente estuvo ocupado en la capacitación entemas relacionados con el control de la producción dearena, en Lafayette, Luisiana. En 1996, fue trasladadoa Al-Khobar, Arabia Saudita, como ingeniero en con-trol de la producción de arena a cargo de la campañaSTIMPAC* en Arabia central. Permaneció allí comolíder de celdas de control de la producción de arenahasta 1998, año en que fue nombrado gerente interinoen Dubai, EAU. Posteriormente se desempeñó comoingeniero de terminación frente a la formación enRosharon, Texas, donde estuvo ocupado en proyectosespeciales y en la implementación de nueva tecnolo-gía de terminaciones frente a la formación en todo elmundo. Antes de ocupar su posición actual en el año2001, fue gerente de mercadeo de nuevas tecnologíasde control de la producción de arena. Ezio obtuvo unamaestría en ingeniería mecánica de la UniversitéCatholique de Louvaine-la-Neuve en Bélgica.

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Juan C. Troncoso es jefe de ingeniería de pozos paraproyectos de gas natural licuado en Medio Oriente, enRepsol YPF. Está radicado en Madrid, España. Entre1996 y 2001, estuvo a cargo de la ingeniería de produc-ción y terminación de pozos de la Unidad de NegociosNorte, área marina del Sudeste de Sumatra. Sus activi-dades incluían terminaciones con empaque de grava apozo abierto en pozos horizontales, diseño de termina-ciones, control general de la producción de arena (ter-minaciones con empaque de grava y fracturashidráulicas seguidas de empaque a pozo abierto), esti-mulación, levantamiento artificial y reparaciones depozos. Comenzó como ingeniero analítico de operacio-nes senior en Arco, Lafayette, Luisiana (de 1981 a1986). Fue transferido a Yakarta, Indonesia, a ArcoInternational Oil and Gas Company, como ingeniero depetróleo senior para la región marina del Mar de Java(de 1986 a 1989). Entre 1989 y 1996, trabajó para ArcoOil and Gas Co. y para Vastar Resources Inc. enLafayette, Luisiana, como ingeniero de producción yterminación de pozos senior para el área marina delGolfo de México. Ingresó en Repsol YPF como especia-lista en ingeniería de producción en 1996. Juan se gra-duó en ingeniería mecánica en la Universidad de Chiley obtuvo una maestría en ingeniería mecánica de laUniversidad de Colorado en Boulder, EUA.

David Wagner es el actual gerente de la unidad deevaluación y optimización de la producción deChevronTexaco Exploration & Production TechnologyCompany. Está basado en el Centro de Tecnología dePerforación de ChevronTexaco en Houston. Entre 1979y 1987, ocupó diversos cargos de ingeniería de produc-ción en la región oeste de Chevron, concentrándoseprincipalmente en las operaciones del Valle de SanJoaquín. Se desempeñó como especialista en ingenie-ría de terminación de pozos para el proyecto de inyec-ción de vapor en Duri, Sumatra, Indonesia, entre 1987y 1991. Durante los siguientes tres años trabajó comoingeniero de terminación de pozos en ChevronPetroleum Technology Co., apoyando el desarrollo y lasaplicaciones de tecnología en las operaciones deChevron en todo el mundo. Antes de ocupar su posi-ción actual, se desempeñó como asesor de ingenieríade petróleo senior para Chevron USA, en Lafayette,Luisiana, donde estuvo a cargo del soporte técnico enmateria de terminación, estimulación, reparación ydesempeño de pozos en las operaciones de Chevron enel Golfo de México (de 1994 a 1998).

Shelby White es superintendente senior del departa-mento de terminación y reparación de pozos de OceanEnergy, Inc., división Golfo de México. Está radicado enLafayette, Luisiana. Luego de obtener una licenciaturaen ingeniería de petróleo de la Universidad Estatal deLuisiana en 1980, ingresó en Mobil Oil Corporation enDenver, Colorado, como ingeniero de perforación ysupervisor de perforación. Entre 1988 y 1992, se desem-peñó como ingeniero de operaciones senior en Mobil,en Nueva Orleáns, Luisiana. Luego de un breve período

de desempeño como ingeniero consultor, en 1994ingresó en Flores & Rucks, Inc., ahora Ocean Energy.Como ingeniero de operaciones senior, estuvo a cargode la preparación de procedimientos y la supervisiónde la perforación, terminación y reparación de pozosen yacimientos del Golfo de México. Ascendido a suposición actual en el año 2000, Shelby supervisa todaslas actividades de terminación, reparación y remedia-ción de pozos en operaciones de la plataforma del Golfode México.

Dana Graesser Williams es gerente consultora de pro-yecto del grupo Soluciones de Red y de Infraestructurade Schlumberger. En su función actual desarrolla e im-plementa soluciones para clientes. Comenzó su carre-ra en 1993 trabajando para Universal ComputerSystems. Trabajó para diversas compañías de conexióna través redes como especialista técnica y como con-sultora antes de ingresar en Schlumberger en carácterde consultora técnica en el año 2000. Sus proyectos enSchlumberger incluyeron diseños de redes, programa-ción de fusiones-transiciones y evaluaciones de redes yde seguridad. Fue gerente de proyecto de seguridad enSalt Lake City, Utah, donde sus tareas incluyeron lacreación de una solución de seguridad de porte empre-sarial para los Juegos Olímpicos de Invierno de 2002.Dana obtuvo una licenciatura en desarrollo agrícola dela Universidad A&M de Texas, en College Station, yuna maestría en tecnología de sistemas de la informa-ción de la Universidad de Houston. Posee varias certifi-caciones industriales en conexiones a través de redes yseguridad.

Hongjie Xiong se desempeña como ingeniero de yaci-mientos líder y coordinador de proyectos para Chinaen la división de Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger, en Houston, desde 1999. Allí trabajó enproyectos que involucraron la selección de candidatospara perforación en condiciones de bajo balance(underbalanced) y la planificación de desarrollos decampos, servicios avanzados de tecnología de estimu-lación y control de daño de formación. Ingresó en S.A.Holditch & Associates Inc. en 1992 como ingeniero depetróleo y tres años después pasó a ser ingeniero depetróleo senior y coordinador de proyectos para China.Además de sus responsabilidades en la enseñanza, susproyectos incluyeron servicios de consultoría en termi-nación de pozos y tratamientos de estimulación, desa-rrollo de una aplicación de computación para eldiagnóstico del daño de formación y el diseño de trata-mientos de estimulación para yacimientos de almace-namiento de gas y yacimientos convencionales. Autorde numerosos artículos, recibió el Premio al MejorArtículo de la SPE en 1995. Hongjie obtuvo una licen-ciatura y una maestría en ingeniería de petróleo delInstituto del Petróleo del Sudoeste en China, y un doc-torado, también en ingeniería de petróleo, de laUniversidad A&M de Texas en College Station.

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Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

El petróleo pesado. Los productores de petróleo invo-lucrados en la recuperación de petróleo pesado seencuentran frente a desafíos de producción especia-les. Este artículo analiza algunas de las propiedadesdel petróleo pesado y describe las técnicas de perfora-ción, adquisición de registros, terminación y estimula-ción de pozos que ayudan a convertir los yacimientosde petróleo pesado en activos rentables.

Comprensión de la incertidumbre. La exploración yexplotación de hidrocarburos constituyen un negocioriesgoso. Los datos que utiliza la industria tienenincertidumbres que surgen de errores de medición eimprecisiones de modelado. Este artículo describiráuna forma de manejar las incertidumbres y determinarel valor de la nueva información destinada a reducir elriesgo, y presentará ejemplos de campo en los que seha utilizado la metodología.

Actualización de multilaterales. La perforación exitosa de varios pozos de drenaje laterales a partir de una sola perforación principal requiere integridadmecánica, capacidad de exclusión de arena, y el aisla-miento hidráulico de las juntas de terminación en lasramificaciones individuales. Las aplicaciones parapozos multilaterales incluyen yacimientos de petróleopesado, formaciones estratificadas o naturalmentefracturadas, y yacimientos con bolsones de reservasresultantes de compartimentos geológicos o agota-miento parcial. Este artículo presenta las últimas téc-nicas de construcción de pozos, utilizando ejemplos decampo en Venezuela, Brasil, Indonesia y Nigeria.

Aislamiento zonal. El mejoramiento de la integridaddel pozo a largo plazo constituye una prioridad cre-ciente. Las compañías de exploración y producciónreconocen que un excelente aislamiento zonal requiereun sistema de eliminación de lodo superior y un diseñoadecuado del sistema de cementación. Los nuevos pro-gramas computarizados de simulación, los sistemas decementación primaria amigables desde el punto devista ambiental y el soporte de campo a nivel mundial,ayudan a las compañías a lograr sus objetivos de cons-trucción de pozos desde el principio, a la vez que opti-mizan la protección ambiental.

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Energía alternativa: Hechos,estadísticas y asuntosPaula BerinsteinOryx Press88 Post Road WestWestport, Connecticut 06881 EUA2001. 232 páginas. $69.95ISBN 1-57356-248-3

Destinado al lego, este libro constituyeuna fuente de información completasobre las formas de energía alternativay el contexto en el que operan. Cadacapítulo contiene una visión general, asícomo también el tratamiento de lasnecesidades de equipos, la economía,los incentivos y las consideracionesambientales. También se incluyennumerosas tablas que cubren temastales como producción, emisiones, con-sumo, costos de combustibles y costosoperativos.

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Estudios integrados de yacimientosLuca CosentinoÉditions Technip27 rue Ginoux75737 Paris Cedex 15 Francia2001. 310 páginas. $85.00ISBN 2-7108-0797-1

El objetivo de esta publicación es expli-car el proceso de los estudios integra-dos de yacimientos y resaltar lasdiferencias críticas entre un estudiointegrado de yacimientos y un estudiotradicional. El autor analiza el papel delos equipos multidisciplinarios que com-parten ambientes de trabajo comunesen los que compilan bases de datos inte-gradas, diseñan aplicaciones interdisci-plinarias, y comparten modelos delsubsuelo. Si se aplica a los estudios deyacimientos, este proceso puede ayudara fomentar proyectos más efectivos ymenos costosos.

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• Asuntos de integración

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(Marzo de 2002): 316.

Misterios de Tierra firme: Laedad y la evolución de la TierraJames Lawrence PowellThe Free Press1230 Avenue of the AmericasNueva York, Nueva York 10020 EUA2001. 272 páginas. $25.00ISBN 0-684-87282-X

Este libro ofrece una nueva perspectivade la historia de la Tierra y se centra enlos tres puntos de penetración más im-portantes para conocer la Tierra: eltiempo y la edad de la tierra, la derivacontinental y la violencia de los pro-cesos cósmicos en cuanto afectan elplaneta.

Contenido:

• Tiempo: The Mill of Exquisite Work-manship (La fábrica de exquisitaconfección); Strange Rays (Rayosextraños); The End of the Debate (Elfin del debate); The Age of Meteori-tes (La edad de los meteoritos), theMoon (La Luna) y the Earth (La Tie-rra).

• Deriva: A Science Without a Theory(Una ciencia sin teoría); The Dreamof a Great Poet (El sueño de un granpoeta); The Rejection of Drift (Elrechazo de la deriva); A PlausibleMechanism (Un mecanismo razona-ble); Data from the Abyss (Datos delabismo); Seafloor Spreading(Expansión del fondo oceánico);Rejection and Priority (Rechazo yprioridad)

• Azar: Glimpses of the Moon (Vistafugaz de la luna); Moonlighting(Brillo de luna); Voyages (Trave-sías); A Most Difficult Birth (Unnacimiento muy difícil); Impactrevolution (La revolución delimpacto); The Tapestry (El tapiz)

• Índice

El libro está escrito con claridad,en forma de relato fluido. Este enfoqueinteresante y diferente de la historia denuestro planeta será considerable-mente apreciado.

Michael F: The Leading Edge 21, no. 2

(Febrero de 2002): 218.

NUEVAS PUBLICACIONES

Perforación interactiva para eldesarrollo de campos petrolerospor vía rápidaJacqueline Lecourtier (ed)Éditions Technip27 rue Ginoux75737 Paris Cedex 15 Francia2001. 118 páginas. $39.00ISBN 2-7108-0804-8

Escrito principalmente por ingenierosde perforación de las más grandes com-pañías petroleras, los artículos de estelibro provienen de un seminario cele-brado en Rueil-Malmaison, Francia, enel año 1999. El seminario estuvo refe-rido a la necesidad de mejorar eldesempeño de perforación en el negociopetrolero del sector de upstreammediante el reconocimiento de proble-mas, la sugerencia de soluciones y elanálisis de las mejores prácticas parareducir el tiempo de equipo de perfora-ción y los costos de perforación.

Contenido:

• Prólogo

• Perforación inteligente: Revolucióntecnológica y cultural para la indus-tria del petróleo

• Estrategias de adquisición de datosde pozos

• Oportunidades de geoposicionamiento

• Logro y mantenimiento de mejorasen el desempeño de perforación, enel pie de monte andino de Colombiasometido a esfuerzos tectónicos

• Estabilidad de pozo: Uno de losdesafíos más importantes de ingenie-ría cuando se perforan pozos inteli-gentes

• Perforación interactiva: El caminomás rápido del yacimiento a la pro-ducción

• Síntesis de discusiones de la MesaRedonda.

Se trata de una valiosa colecciónde mejores prácticas que necesitanleer todos los geólogos y geofísicos deexploración y explotación.

Palaz A: The Leading Edge 21, no. 2

(Febrero de 2002): 217.

Oilfield Review

52026schD10R1 11/25/02 10:38 AM Page 1

79Otoño de 2002

Estratigrafía secuencial de laPlaca ArábigaP.R. Sharland, R. Archer, D.M. Casey,R.B. Davies, S.H. Hall, A.P. Heward,A.D. Horbury and M.D. SimmonsGulf PetroLinkP.O. Box 20393Manama, Bahrain2001. 371 páginas. $500.00 para par-ticulares; $200.00 para bibliotecasuniversitarias e instituciones sin finesde lucro.ISBN 9901-03-08-9

Este libro sintetiza la industria delpetróleo y datos publicados previa-mente tales como litoestratigrafía, sedi-mentología, geoquímica,bioestratigrafía y registros de pozospara demostrar la evolución tectónica yestratigráfica en la Placa Arábiga. Elobjetivo es presentar un análisis estrati-gráfico secuencial moderno de toda lasucesión de la Placa Arábiga.

Contenido:

• Introducción

• Metodología y estratigrafía secuencial

• Megasecuencias tectonoestratigráficas

• Superficies de inundación máximas

• Prospectividad petrolera y conclusiones

• Bibliografía

• Glosario

El libro constituye un hito literarioque debería atestiguar la concrecióndel objetivo explícito del editor de esta-blecer la estratigrafía secuencial comola técnica de interpretación preferidade los geocientíficos que trabajan entemas de Medio Oriente.

El libro está copiosamente ilus-trado en colores, con registros de pozosclave, secciones transversales y fotosde afloramientos, incluyendo un mapade elementos tectónicos de gran escalay una sección cronoestratigráfica detoda la placa, desde la costa medite-rránea del Líbano hasta la costa deOmán en el Mar Arábigo.

…el libro contiene una valiosa yextensa bibliografía, con y sin referen-cias, sobre la geología de MedioOriente.

Copestake P: Petroleum Geoscience 8, no. 1

(Febrero de 2002): 97-98

El pico de Hubbert: La inmi-nente crisis mundial del petróleoKenneth S. DeffeyesPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2001. 208 páginas. $24.95ISBN 0-691-0986-6

Basado en el trabajo del geofísico M.King Hubbert, el libro predice que laproducción mundial de petróleo alcan-zará un punto máximo y comenzará adeclinar al final de la década, desenca-denando una crisis energética sostenidairreversible.

Contenido:

• Visión general

• El origen del petróleo

• Yacimientos de petróleo y trampasde petróleo

• Su descubrimiento

• Métodos de perforación

• Dimensiones y potencial de descu-brimiento de campos petroleros

• Hubbert revisado

• Gráficas de porcentajes

• El futuro de los combustibles fósiles

• Fuentes de energía alternativa

• Un nuevo panorama

• Índice

La historia de Hubbert es impor-tante y necesita ser contada. Sospechoque los historiadores en los años veni-deros reconocerán El pico de Hubbertcomo un punto de inflexión histórico.

Burnhill T: New Scientist no. 2313

(20 de octubre de 2001): 56.

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