Otoño de 2003

Evaluación de formaciones en pozos entubados

Responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas

Modelado mecánico del subsuelo

Resonancia magnética nuclear en tiempo real

Oilfield Review

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

OTOÑO DE

2003VOLUM

EN 15 N

UMERO 2

OR_03_002_S

Ningún accidente, ningún daño personal, ningún impactosobre el medio ambiente. Éstas son las aspiraciones quedeterminan la forma en que BP lleva a cabo sus operacio-nes. Y para sustentarlas, se establecen objetivos y metasespecíficos. Por ejemplo, todas las actividades de explora-ción y producción (E&P, por sus siglas en inglés) de BPahora se rigen, en gran medida, por la Norma 14001 de laOrganización Internacional de Normalización (ISO, por sussiglas en inglés).

BP no es la única compañía que reconoce que la excelen-cia en el desempeño en materia de manejo de la salud, laseguridad y el medio ambiente (SSMA), es esencial paracualquier compañía responsable y exitosa que opere en laindustria de E&P. Durante toda la década de 1990, las com-pañías petroleras y sus socios contratistas realizaron deno-dados esfuerzos por mejorar su desempeño en términos deSSMA. El enfoque inicial fue la seguridad. Para el año 2001,BP había logrado reducir la frecuencia de lesiones con pér-dida de tiempo a casi una décima parte de la cifra regis-trada en la década anterior. En los últimos años, la aten-ción se ha ido centrando cada vez más en el aspectoambiental.

El área de levantamientos sísmicos ha jugado un papelprominente en esta campaña por demostrar la excelenciaen el manejo del medio ambiente. Ahora, muchos países serigen por una política legislativa que exige la realización deuna evaluación del impacto sobre el medio ambiente (EIA,por sus siglas en inglés), incluyendo la implementación deprocesos de mitigación claros así como también consultascon las partes potencialmente susceptibles al impacto, afin de poder llevar a cabo operaciones sísmicas. Incluso, enausencia de requisitos legislativos, los operadores respon-sables exigen esta evaluación como requisito interno.

En el ambiente marino, el interés se centra en el tema delos posibles impactos físicos y los efectos que produce laenergía sísmica sobre el comportamiento de la fauna mamí-fera marina. En el Golfo de México, el Estudio Sísmico sobreel Esperma de Ballena (SWSS, por sus siglas en inglés),patrocinado por BP y otros, tiene como objetivo proveerdatos rigurosos que permitirán a los proveedores de servi-cios de levantamiento sísmico, las organizaciones ambienta-les y las agencias gubernamentales, comprender mejor lasrespuestas en su conducta que manifiestan los grandescetáceos a las señales sísmicas.

Las operaciones símicas terrestres son aún más proclives adejar huellas sobre el medio ambiente, por lo que resultaalentador el hecho de que numerosas compañías de serviciossísmicos ofrezcan líneas de productos que procuran minimi-zar el impacto ambiental. Recientemente, BP, como opera-dor, realizó un importante levantamiento 3D en el TaludNorte de Alaska, EUA, con WesternGeco como contratista.

Hacia levantamientos sísmicos más ecológicos

Las normas ambientales requeridas para operar levanta-mientos sísmicos en el Talud Norte son, justificadamente,unas de las más rigurosas del mundo, de modo que el pro-yecto planteaba una excelente oportunidad para que BPprobara el sistema EcoSeis† de WesternGeco (véase“Fomento de la responsabilidad ambiental en operacionessísmicas,” página 10). Se trata de una herramienta de vigi-lancia rutinaria y de rastreo del desempeño en función delas necesidades de los operadores petroleros, las agenciasgubernamentales y las comunidades locales. Se realizan ins-pecciones periódicas utilizando un esquema específico delproyecto. Estas inspecciones se califican luego para medirel nivel de cumplimiento. Las inspecciones cumplimentadasse acumulan y los puntajes se representan gráficamentepara demostrar el desempeño del grupo de trabajo en fun-ción de su plan. Existen medidas correctivas implementa-das en respuesta a inspecciones que arrojan puntajes bajos.

Para el proyecto del Talud Norte de BP, se llevaron a caboinspecciones diarias en el área de operación del grupo detrabajo, efectuándose una inspección independiente cadavez que el área se trasladaba a una nueva localización. Lasinspecciones se centraron en controlar que las escurriderasestuvieran en su lugar, minimizando la generación de resi-duos y observando los goteos y los líquidos derramados sobrela nieve. El proceso tuvo el resultado esperado en cuanto agarantizar un impacto ambiental de escasa magnitud.

En un mundo en el que los objetivos de BP en términosde SSMA están dejando de ser una aspiración para conver-tirse en una expectativa, es bueno saber que la industriasísmica provee productos que ayudarán a satisfacerla. Sóloa través de la asociación sensata con los proveedores quecomparten metas en común, las compañías de E&P esperansatisfacer sus propias metas en materia de SSMA.

James W. FarnsworthVicepresidente de Tecnología de BPHouston, Texas, EUA

James Farnsworth es el actual vicepresidente de tecnología de BP y está acargo de las operaciones de exploración a nivel mundial. Además, es un altofuncionario de la Iniciativa Global para Servicios Sísmicos de BP. Antes de ocu-par estas posiciones, se desempeñó como vicepresidente de Exploración enAmérica del Norte. También fue vicepresidente de exploración en aguas profun-das para BP en Houston, Texas, gerente de exploración en Alaska y gerente desubsuelo en el Mar del Norte Central. James obtuvo una licenciatura y maes-tría en geofísica y geología de la Universidad de Michigan Occidental y de laUniversidad de Indiana, respectivamente.

† EcoSeis es una marca de WesternGeco.

Consejo editorial

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

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

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 EditoresMatt GarberDon WilliamsonColaboradoresRana RottenbergStephen Prensky

Diseño y producciónHerring DesignMike MessingerSteve FreemanIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

En la portada:

Una cuadrilla de perforación prepara una herramienta de registros de resonancia magnética nuclear para correrla en un pozo. Esta herramienta proVISION* permite identificar zonas con hidrocarburos y estimar su productividad en tiempo real. La sección de color tostadode la herramienta corresponde a una de sus dos antenas.

*Marca de Schlumberger

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 RosatoDiagramaciónDiego 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 América.

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

© 2004 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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Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: andersen@sugar-land.oilfield.slb.com

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Otoño de 2003Volumen 15Número 2

Schlumberger

56 Colaboradores

59 Nuevas publicaciones y próximamente en Oilfield Review

Oilfield Review

1

42 Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación

Ahora es posible obtener registros de resonancia magnética nuclear durantela perforación. La identificación de zonas productivas y las predicciones deproductividad en tiempo real pueden utilizarse para emplazar el pozo demanera de alcanzar niveles de productividad óptimos. Este artículo muestralos avances introducidos en materia de adquisición de registros de resonan-cia magnética nuclear durante la perforación, y analiza cómo los operadoresestán utilizando esta tecnología para la ubicación de pozos y la evaluaciónde formaciones en tiempo real.

10 Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas

Las operaciones sísmicas terrestres pueden fomentar el control del medioambiente y el respeto por la cultura local. WesternGeco ha instituido un pro-ceso responsable para con el medio ambiente que comienza en la etapa deplaneación, pasa por la fase de ejecución del levantamiento, e incluye elanálisis posterior al proyecto a fin de contribuir a planear los trabajos futu-ros. Este artículo describe la nueva metodología de adquisición de datos sís-micos a través de ejemplos de América del Norte y del Sur, Australia y elsureste de Asia.

22 Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo

El estado natural de los esfuerzos en la Tierra afecta muchos aspectos de laexplotación de hidrocarburos. La información sobre los esfuerzos en lasrocas alrededor de un pozo o en un campo petrolero suele ser incompleta ydebe ser inferida a partir de una gran diversidad de fuentes. La disponibili-dad de un modelo mecánico del subsuelo consistente, que pueda ser actuali-zado con información en tiempo real, se ha convertido en un elemento esen-cial en muchos proyectos complejos de perforación y desarrollo en todo elmundo.

2 Evaluación y control de yacimientos detrás del revestimientoLos servicios avanzados de evaluación de formaciones permiten determinarcon precisión la porosidad, la resistividad, la litología, el contenido de lutita,las saturaciones de fluidos y la presión de la formación, además de recuperarmuestras de fluido de formación en pozos entubados. Los innovadores dise-ños de herramientas y programas de procesamiento hacen de la evaluaciónde formaciones detrás del revestimiento una alternativa viable para evaluarzonas pasadas por alto, intervalos que deben ser entubados antes de correrregistros geofísicos en agujero descubierto, y los efectos del tiempo sobre laszonas productivas. Este artículo examina cómo las compañías de exploracióny producción despliegan sus novedosos servicios de pozos entubados enambientes operativos complejos.

2 Oilfield Review

Evaluación y control de yacimientos detrás del revestimiento

Kevin BellmanEnCana CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Scott BittnerAnkur GuptaSugar Land, Texas, EUA

David CameronBruce MillerStavanger, Noruega

Edwin CervantesAnthony FondygaDiego JaramilloVenkat PachaQuito, Ecuador

Trent HunterAl SalsmanCalgary, Alberta

Oscar KelderStatoilStavanger, Noruega

Ruperto OrozcoEnCanEcuador CorporationQuito, Ecuador

Trevor SpagrudEnterra Energy CorporationCalgary, Alberta

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Darwin Ellis, Ridgefield, Connecticut, EUA;Enrique González, Quito, Ecuador; Martin Hyden, DwightPeters y Miguel Villalobos, Clamart, Francia; Martin Isaacs,Sugar Land, Texas, EUA; y Marvin Markley, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA.ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), AIT (herramientade generación de Imágenes de Inducción de Arreglo), CBT(herramienta de Adherencia del Cemento), CHDT (Probadorde la Dinámica de Formación de Pozo Entubado), CHFD(Densidad de la Formación en Pozo Entubado), CHFP(Porosidad de la Formación en Pozo Entubado), CHFR(Resistividad de la Formación en Pozo Entubado), CHFR-Plus(Resistividad de la Formación en Pozo Entubado), CNL(Registro de Neutrón Compensado), DSI (herramienta degeneración de Imágenes Sónica Dipolar), GPIT(Inclinómetro de Uso General), InterACT, MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), Platform Express,PowerSTIM, PS Platform, RST (herramienta de Control deSaturación del Yacimiento), RSTPro (herramienta de Controlde Saturación del Yacimiento para la Sonda PS Platform),SpectroLith, TLC (Adquisición de Registros en CondicionesDifíciles), USI (herramienta de generación de ImágenesUltrasónicas) y Variable Density (Densidad Variable) sonmarcas de Schlumberger.

Los servicios avanzados de evaluación de formaciones permiten determinar con pre-

cisión la porosidad, la resistividad, la litología, el contenido de lutita, las saturacio-

nes de fluidos y la presión de la formación, y recuperar muestras de fluido de

formación en pozos entubados. Los innovadores diseños de herramientas y progra-

mas de procesamiento hacen de la evaluación de formaciones detrás del revesti-

miento una alternativa viable para evaluar zonas pasadas por alto, intervalos que

deben ser entubados antes de correr registros a agujero descubierto, y los efectos

del tiempo sobre las zonas productivas. Este artículo examina cómo las compañías

de exploración y producción despliegan sus novedosos servicios de pozos entuba-

dos en ambientes operativos complejos.

Imagínese que intenta leer un periódico en unahabitación oscura, o sentir con sus manos la tem-peratura de una papa recién horneada, o la tex-tura de una roca utilizando guantes aisladores.La medición de las propiedades de las rocasmediante la utilización de herramientas deadquisición de registros es igualmente difícilcuando la formación se encuentra del otro ladode la tubería de revestimiento de acero y delcemento. Importantes desarrollos de programasde computación y herramientas permiten ahoraefectuar una evaluación rigurosa de la formacióndetrás del revestimiento.

Los modernos servicios de evaluación de for-maciones ayudan a las compañías de exploracióny producción (E&P, por sus siglas en inglés) a bus-car zonas adicionales o no reconocidas inicial-mente, y a identificar los hidrocarburos pasadospor alto luego de asentar la tubería de revesti-miento. Estos innovadores servicios operados acable en pozo entubado facilitan la determina-ción de la porosidad, la litología, el contenido delutita, las saturaciones de fluidos y la presión deformación. Una moderna herramienta de pruebasde formación recupera las muestras de fluidos deformaciones de los pozos entubados. La serie deservicios de Análisis Detrás del RevestimientoABC ofrece un método sólido y eficaz desde elpunto de vista de sus costos, para que las compa-ñías de E&P analicen o vigilen rutinariamente lasformaciones en pozos entubados.

Ya sea que se trate de campos maduros o dedescubrimientos nuevos, los servicios de pozosentubados refuerzan la eficacia en la toma dedecisiones. Por ejemplo, los servicios ABC pro-veen registros de respaldo cuando la adquisiciónde registros a agujero descubierto es demasiadoriesgosa. Las herramientas también brindandatos valiosos cuando se buscan zonas producti-vas pasadas por alto en pozos más antiguos ocuando se vigila rutinariamente la saturación, elagotamiento y la presión de formación para elmanejo óptimo de los campos de petróleo y gas.

En este artículo, se examinan las herramientasde evaluación de formaciones en pozos entubadosy su eficacia en operaciones realizadas en Canadá,Ecuador y el sector noruego del Mar del Norte.

Evaluación entre una roca y un punto duroSi se presenta la posibilidad de escoger, muchosoperadores prefieren evaluar formaciones antesde entubar el pozo. Sin embargo, hay muchoscasos en los que el riesgo de adquisición de regis-tros a agujero descubierto es demasiado grande, odonde no tiene sentido—desde el punto de vistaeconómico—realizar operaciones de adquisiciónde registros una vez que han cesado las operacio-nes de perforación y el equipo de perforación hasido liberado. Por ejemplo, en una campaña deperforación de pozos múltiples, algunos operado-res prefieren entubar todos los pozos y evaluarlosdespués. También hay pozos y campos existentes

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en los que las recompensas potenciales que sepresentan detrás del revestimiento son dema-siado valiosas para pasarlas por alto.

En campos maduros, habitualmente conoci-dos como campos “marginales,” los operadoresre-evalúan zonas donde se adquirieron registroshace décadas, utilizando solamente dispositivosde rayos gamma, potencial espontáneo y resistivi-dad. En otras situaciones, los pozos pueden pene-trar formaciones donde no se adquirió registroalguno. Las nuevas mediciones facilitan la eva-luación de formaciones, sin perjuicio de cuánantiguo sea el pozo. Habitualmente, el costo de laadquisición de datos en estos pozos entubados esmucho menor que el de la perforación de un pozonuevo que se realiza con el exclusivo propósito derecolectar datos. El riesgo de las operaciones deadquisición de registros de pozo entubado es con-siderablemente menor que el de las operacionesde perforación.

Cuando se perforan pozos nuevos, los opera-dores ocasionalmente encuentran formacionesen las que las condiciones de adquisición deregistros a agujero descubierto son difíciles. Enlugar de arriesgarse a perder una herramientapor atascamiento en estas formaciones, los ope-

radores pueden optar por una evaluación de for-maciones en pozo entubado completa, o adquirirregistros de pozo entubado para complementarlos registros adquiridos durante la perforación.En áreas donde la adquisición de registros a agu-jero descubierto es difícil, los operadores ahorrantiempo y dinero, y optimizan sus programas deevaluación de formaciones mediante la planea-ción anticipada de las operaciones de adquisiciónde registros en pozo entubado.

La adquisición de registros en pozo entubadotambién ayuda a los operadores a evaluar losefectos de la producción, tales como el movi-miento de los contactos de fluidos, los cambios desaturación y presión, y los perfiles de agota-miento e inyección. Una serie integrada de herra-mientas nuevas y no tan nuevas posibilita estostipos de evaluaciones y los hace eficaces desde elpunto de vista de sus costos.

Evaluación de formaciones detrás del revestimientoVarios elementos clave contribuyen a la efectivaevaluación de formaciones detrás del revesti-miento. Una comprensión exhaustiva de la condi-ción de la tubería de revestimiento y del cemento

constituye un requisito previo para una evaluaciónexitosa. Un registro de evaluación de la cementa-ción (la combinación de datos de la herramientade generación de Imágenes Ultrasónicas USI y laherramienta de Adherencia del Cemento CBT eslo ideal), revela cualquier anomalía de la cemen-tación que podría afectar los resultados obtenidospor las herramientas de evaluación de formacio-nes a través de la tubería de revestimiento. Desdeluego, que el diámetro del pozo y la configuraciónde su terminación, inciden en la selección de laherramienta de adquisición de registros.

Los intérpretes de registros experimentadosincorporan los detalles de las terminaciones—geometría del pozo, tubulares, ángulo de inclina-ción y cualquier restricción de fondo de pozo—ylos datos de registros de pozos en las estimacio-nes de producción y las recomendaciones paraefectuar las operaciones de disparos y otros pro-cedimientos, tales como tratamientos de estimu-lación. Estas recomendaciones provienen de unadescripción detallada de la formación—porosi-dad, litología y saturación de fluido—obtenida delos datos de registros de densidad, rayos gamma,neutrón, resistividad, sónico y de espectroscopía.

Los datos de movilidad de fluidos obtenidos de losprobadores de pozos entubados complementan elanálisis petrofísico. Las evaluaciones de registrosaplicando la técnica de lapsos de tiempo requie-ren dos conjuntos de estos datos (registros repe-tidos a través del mismo intervalo).

Se dispone de numerosos servicios ABC parasatisfacer los diversos requisitos de los clientes(abajo). Para evaluar la saturación, la herra-mienta de Resistividad de la Formación en PozoEntubado CHFR aplica tecnologías de vanguardiapara mediciones de resistividad de lectura pro-funda, que penetran más allá de la tubería derevestimiento de acero.1 La nueva herramienta deResistividad de la Formación en Pozo EntubadoCHFR-Plus, brinda equipos y técnicas de mediciónmejorados que aumentan la eficacia operativa delas mediciones de resistividad en pozo entubado.Ambas herramientas operan en forma similar,introduciendo corriente a la tubería de revesti-miento. Se produce una caída de tensión cuandouna pequeña cantidad de corriente escapa dentrode la formación. La caída de tensión es proporcio-nal a la conductividad de la formación, lo que per-mite el cálculo de su resistividad.

Disponible en el mercado desde el año 2000,la herramienta CHFR original ha demostrado suvalor en todo el mundo para aplicaciones talescomo vigilancia rutinaria de zonas productivaspasadas por alto, re-evaluación de campos anti-guos, control rutinario de yacimientos y satura-ción, y evaluación primaria de pozos entubadosantes de una evaluación completa de las forma-ciones. La herramienta CHFR-Plus, introducidaen el año 2002, ofrece capacidades de medición

similares, pero al doble de velocidad que el dispo-sitivo CHFR, debido a una nueva técnica de medi-ción.2 A la fecha, las herramientas CHFR yCHFR-Plus han realizado más de 800 registros.

La herramienta de Control de Saturación delYacimiento RSTPro para la sonda PS Platformtambién ayuda a determinar la saturación. Lasmediciones del parámetro sigma de la formaciónson muy eficaces en fluidos de formación de altasalinidad para determinar la saturación de agua.3

Como parte del servicio de la herramientaRSTPro, el procesamiento SpectroLith a partir deregistros de herramientas de espectroscopía derayos gamma inducidos por bombardeo de neutro-nes cuantifica las interpretaciones litológicas.4 Laadquisición de registros de la relacióncarbono/oxígeno, habitualmente conocida comoadquisición de registros de C/O, puede proveerresultados de saturación de la formación enambientes de agua dulce y de aguas de salinidaddesconocida; por ejemplo, en zonas donde existeun programa de inyección de agua en curso y lasalinidad del agua inyectada difiere de la del aguade formación. Cuando en un yacimiento dado seefectúan en forma repetida mediciones de satura-ción con los dispositivos CHFR y RSTPro, estasmediciones son clave para la vigilancia rutinaria yel manejo de yacimientos a través de la técnica delapsos de tiempo.

Para complementar los análisis de saturación,la herramienta de Porosidad de la Formación enPozo Entubado CHFP mide la porosidad y el pará-metro sigma de las formaciones. Esta herramientatiene una fuente de neutrones electrónica, tam-bién conocida como minitrón, que elimina la

necesidad de contar con una fuente radioactivaquímica. Los mecanismos de protección contraefectos del pozo y el enfoque de las medicionespermiten que los petrofísicos efectúen correccio-nes ambientales. El dispositivo de Registro deNeutrón Compensado CNL también se puedecorrer en pozos entubados, pero requiere correc-ciones ambientales globales porque carece de lossistemas de protección contra ambiente de pozo yde enfoque como los del dispositivo CHFP.

La herramienta de Densidad de la Formaciónen Pozo Entubado CHFD utiliza una nueva carac-terización del dispositivo de medición de densi-dad de tres detectores, incorporado en la sondaPlatform Express especialmente para operacio-nes en pozo entubado.

La herramienta de generación de ImágenesSónica Dipolar DSI brinda mediciones exactas delos tiempos de tránsito compresionales de la for-mación; utilizadas para determinar la porosidady como un indicador de gas. La herramienta tam-bién mide la lentitud (inversa de la velocidad) deondas sónicas de corte; clave para evaluar laspropiedades mecánicas de las rocas, tales comola estabilidad del pozo o de los túneles de los dis-paros, la predicción del crecimiento vertical delas fracturas hidráulicas o el análisis de produc-ción de arena.5 Los resultados de la herramientaDSI también se pueden utilizar para determinarla anisotropía de los esfuerzos, componente clavepara el fracturamiento orientado. Los datos tam-bién contribuyen a interpretaciones geofísicasque utilizan sismogramas sintéticos, perfiles sís-micos verticales y análisis de la variación de laamplitud con el desplazamiento. Totalmentecombinable con otras herramientas de adquisi-ción de registros en pozo entubado, el dispositivoDSI opera a velocidades de adquisición de regis-tros de hasta 1100 m/h [3600 pies/hora]. Antesde bajar la herramienta DSI, es crucial evaluar laintegridad del cemento porque una cementaciónde alta calidad mejora la calidad de los resulta-dos de la herramienta DSI.

El Probador de la Dinámica de Formación dePozo Entubado CHDT es una herramienta exclu-siva que mide presiones múltiples y recoge mues-tras de fluido detrás del revestimiento.6 Laherramienta perfora un pequeño orificio a travésde la tubería de revestimiento del cemento y den-tro de la formación. Luego de medir la presión yrecolectar muestras de fluido, la herramientaobtura el orificio efectuado a través de la tuberíade revestimiento. El dispositivo se ha utilizadopara efectuar más de 300 orificios y ha alcanzadoun índice de éxito de más del 91% cuando el ope-rador ha optado por taponar los agujeros de pre-ensayo. Las operaciones con la herramienta

4 Oilfield Review

Propiedad

Condición de la tubería de revestimiento

Condición del cemento

Litología

Presión

Litología

Porosidad

Contenido de petróleo

Contenido de gas

Identificación de fluidos

Herramientas de adquisición de registros

Herramientas USI y CBT

Herramientas RST y RSTPro y procesamiento SpectroLith

Herramienta CHDT

Herramientas de rayos gamma, densidad y neutrón

Herramientas CHFD, CHFP, CNL y DSI

Herramientas RST y CHFR

Herramientas neutrónicas y sónicas

Herramienta CHDT

Herramienta USI y dispositivos de calibrador

> Componentes de los servicios de AnálisisDetrás del Revestimiento ABC. Se pueden selec-cionar combinaciones de las herramientas ABCpara complementar datos obtenidos a agujerodescubierto o lograr objetivos específicos deevaluación de formaciones.

Otoño de 2003 5

CHDT ofrecen un método eficaz desde el punto devista de sus costos para optimizar los planes deejecución de nuevas terminaciones, mejorar datosde registros viejos o incompletos, valorar zonasproductivas y evaluar pozos con respecto a supotencial económico. La herramienta tambiénpuede utilizarse para vigilar rutinariamente fren-tes de inundación y medir su efectividad en ope-raciones de recuperación secundaria.

El programa de computación personalizado,conocido como ABC Composer, ayuda a los intér-pretes de registros a preparar presentaciones deregistros compuestos. El programa puede incor-porar archivos PDS y ASCII.7

Es esencial una planeación exhaustiva previa ala ejecución del trabajo para que los servicios ABCsean exitosos. La preparación del trabajo incluyeuna bajada de la barrena y el raspador para retirarlos detritos del pozo. Las condiciones del pozoafectan ciertas herramientas más que otras. Porejemplo, en presencia de corrosión, la herra-mienta CHFR puede tener poco contacto eléctricocon la tubería de revestimiento. Los registros USIy CBT identifican la corrosión potencial de latubería de revestimiento, por lo que se reco-mienda como práctica bajar estas herramientasantes de correr la herramienta CHFR.

Adquisición de registros de contingencia en NoruegaPara desarrollar el campo Snorre, situado en lazona de Tampen en el área marina de Noruega, enel Mar del Norte, Statoil y sus socios están perfo-rando pozos de desarrollo desde dos plataformas(derecha).8 En el sector noruego, este campo esel segundo por su tamaño, sólo superado por elcampo Ekofisk. En parte, gracias a la aplicacióncontinua de nueva tecnología, el campo Snorreha estado produciendo petróleo y gas por más deuna década. Los pozos de producción horizonta-

1. Para obtener mayor información sobre la herramientaCHFR, consulte: Aulia K, Poernomo B., Richmond WC,Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, RouaultG, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougallA, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividaddetrás del revestimiento,” Oilfield Review 13, no. 1.(Verano de 2001):2–25.

2. El dispositivo CHFR-Plus introduce corriente del lado dela tubería de revestimiento opuesto a aquél donde fluyela corriente, para reducir la sensibilidad de la medición ala resistencia de la tubería de revestimiento. Además, lacarrera de calibración para este dispositivo se produceal mismo tiempo que la medición de la resistividad de laformación, con lo cual se ahorra más tiempo.

3. El parámetro sigma es la sección transversal macroscó-pica para la absorción de neutrones termales, o seccióntransversal de captura, de un volumen de materia,medido en unidades de captura (c.u., por sus siglas eninglés). Sigma también se refiere a un registro de estapropiedad y es la salida principal del registro de capturade neutrones emitidos por pulsos, que esencialmente seutiliza para determinar la saturación de agua detrás delrevestimiento. Sigma aumenta usualmente a medida queaumenta la saturación de agua o disminuye la satura-ción de petróleo. Para mayor información sobre adquisi-

Cratónico, relieve esencialmente bajo

Mapa paleogeográfico del Triásico Tardíoen el sector septentrional del Mar del Norte

Sedimentos continentales o lacustres

Sedimentos clásticos deltaicos, costeros y marinos somerosMarinos someros, fundamentalmente lutitas con escasos sedimentos carbonatados

Falla normal

Rocas carbonatadas

Dirección del influjo clástico

Dirección de transporte desedimentos clásticos dentro de la cuenca

NORUEGA

Estribación de Tampeny campo Snorre

Bergen

Stavanger

Oslo

NORUEGA

DINAMARCA

SUECIA

FINLANDIA

OsloBergenSnorre

Stavanger

M a rd e

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0

0 200 400 600 km

100 200 400 millas300

100 km

Edinburgo

Alto Grampiano

Plataforma Shetland

DINAMARCA

< Ubicación del campo Snorre, en el sectornoruego del Mar del Norte. El mapa paleogeo-gráfico (extremo inferior derecho) muestra queel área Tampen se asienta en sedimentos conti-nentales o lacustres, con fallas normales,correspondientes a la formación Statfjord. Estoscomplejos yacimientos están siendo sometidosa un proyecto de inyección alternada de agua yde gas (WAG, por sus siglas en inglés). El éxitode las operaciones WAG depende de un conoci-miento exhaustivo de los compartimientos delyacimiento y sus presiones.

ción de registros mediante emisión de pulsos de neutro-nes en pozo entubado, consulte: Albertin I, Darling H,Mahdavi M, Plasek R, Cedeño I, Hemingway J, Richter P,Markley M, Olesen J-R, Roscoe B y Zeng W: “The ManyFacets of Pulsed Neutron Cased Hole Logging,” OilfieldReview 8, no. 2 (Verano de 1996):28–41.

4. El término espectroscopía se refiere al estudio de lacomposición y la estructura de la materia utilizandodiversos instrumentos analíticos para medir la emisión ydispersión de las partículas o la energía. Para mayorinformación sobre la utilización del dispositivo RSTProen rocas carbonatadas, consulte: Akbar M,Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M,Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, LoganD, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

5. Para mayor información sobre la tecnología DSI, con-sulte: Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C,Hsu K, Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y SinhaB: “New Directions in Sonic Logging,” Oilfield Review 10,no. 1 (Primavera de 1998):40–55.

6. Para mayor información sobre la herramienta CHDT, con-sulte: Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM,

MacDougall T, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B,Rivero R y Siegfried R: “Pruebas de formación y obtenciónde muestras de fluidos a través del revestimiento,” OilfieldReview 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.Fields T, Gillis G, Ritchie B y Siegfried R: “Pruebas de for-mación y obtención de muestras de fluidos a través delrevestimiento,” GasTIPS 8, no. 3 (Verano de 2002): 32–36.

7. PDS (Picture Description Script) es un formato gráficopatentado por Schlumberger para el despliegue de datosde registros. Código Estándar Americano para elIntercambio de Información (ASCII, por sus siglas eninglés) es otro estándar industrial para formatos dedatos de computación.

8. El 1° de enero de 2003, Norsk Hydro transfirió la opera-ción del campo Snorre a Statoil. Para más información,consulte: “Snorre Turns 10 With Second-HighestRemaining Reserves” (6 de marzo de 2003):http://www.hydro.com/en/press_room/news/archive/2002_08/SnorreBirthday_en.htmlPara mayor información sobre el campo Snorre, con-sulte: “Snorre” (13 de marzo de 2003): http://www.sta-toil.com/STATOILCOM/SVG00990.NSF?opendatabase&lang=en&artid=7840C91E88FEBE93C1256B3D003B8F41

les drenan varios yacimientos complejos, explota-dos por inyección alternada de agua y de gas(WAG, por sus siglas en inglés). La inyección WAGcrea distintos regímenes de presión en comparti-mientos separados. El conocimiento de estosregímenes de presión es crucial para un manejoeficaz del yacimiento.

En un pozo de inyección del campo Snorre,con una desviación de 63° respecto de la vertical,se adquirieron mediciones LWD a una profundi-dad de entre 4070 y 4820 m [13,353 y 15,814 pies].Originariamente, se planificaron mediciones adi-cionales para todo el tramo descubierto del pozocon las herramientas DSI, el Probador Modularde la Dinámica de la Formación MDT y la sondaPlatform Express, bajadas mediante el sistema deAdquisición de Registros en Condiciones DifícilesTLC.

La herramienta integrada de adquisición deregistros con cable Platform Express, el disposi-tivo DSI y la herramienta MDT se bajaron en com-binación para obtener registros a agujerodescubierto y tres datos de presión de la forma-ción. Las mediciones de presión MDT fueron sufi-cientes para caracterizar el régimen de presión enla sección superior del yacimiento. Este pozo delcampo Snorre no se consideraba de alto riesgo,pero las herramientas de adquisición de registrosalcanzaron una profundidad de sólo 4440 m[14,568 pies] debido a problemas del pozo,midiendo solamente 50 m [164 pies] del intervalode yacimiento y dejando un intervalo crítico de380 m [1247 pies] a través de la sección del yaci-miento restante sin registro alguno de porosidad.

El operador decidió asentar la tubería derevestimiento y correr una serie de herramientasABC para obtener los datos requeridos. Este pro-grama de adquisición de registros ABC, que cons-tituyó la primera utilización de la serie ABC,incluía las herramientas USI, CBT y elInclinómetro de Uso General GPIT para evaluar lacalidad del cemento a través del intervalo de inte-rés (izquierda). Los dispositivos CHFD, CHFP,DSI y GPIT se corrieron para la evaluación de for-maciones. La operación se planificó y ejecutó sinproblemas, y los datos fueron transmitidos utili-zando el sistema de control y entrega de datos entiempo real InterACT, para su posterior procesa-miento a cargo del segmento de Servicios deDatos y Consultoría de Schlumberger, enStavanger, Noruega, y Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, y el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger, en Ridgefield, Connecticut, EUA.Los registros de pozo entubado se ajustan estre-chamente a los registros obtenidos a agujero des-cubierto en los intervalos superpuestos.

El operador caracteriza ciertos pozos como dealto riesgo porque el tiempo transcurrido entre laperforación y el logro del aislamiento por zonas delas unidades del yacimiento es crucial.9 El tiemporequerido para correr registros a agujero descu-bierto—sobre todo el dispositivo MDT para obte-ner datos de presión—hace que las condicionesdel pozo se deterioren, a veces hasta el punto enque la tubería de revestimiento no pueda bajarseexitosamente o que la calidad del cemento no lle-gue a ser óptima y no se pueda lograr el aisla-miento por zonas. Para eliminar este problema, el

6 Oilfield Review

-1000.0-500.0

0.32.63.03.54.04.55.05.56.06.57.07.58.0

X050

Condición de la tubería de revestimiento

Mapa del cemento

Mapadel cementoAdherencia

Sólidos arcillosos

Agua ligada

Porosidad efectivavol/vol

vol/vol

0.0

1.0

1.0Presión hidrostática

bar 400.0250.0

0.0Volumen de arcilla

Arenisca

Hidrocarburo

Formación Presiones CHDT Esquemadel pozo

Prof., m

Radiointerno

promedio

4 5pulg

X100

X200

X300

X250

X350

X450

X550

X400

X500

X150

Presión de formaciónbar 400.0250.0

Radioexternopromedio

4 5pulg

> Servicios ABC en el Mar del Norte. Los resulta-dos de la adquisición de registros durante la per-foración (LWD) de este pozo del campo Snorre,que se despliegan en el Carril 2, demuestran laalternancia de capas de arenisca y lutita. Esteregistro compuesto es una de las diversas for-mas posibles de mostrar los datos adquiridos uti-lizando los servicios ABC.

CANADÁ

ALBERTA

Calgary

Pozo11-26-34-7l

0

0 200 400 km

100 200 millas

> Localización del pozo 11-26-34-7, campo Caroline, Alberta Central, Canadá.

Otoño de 2003 7

operador seleccionó el servicio CHDT a fin deobtener las presiones de formación a través de latubería de revestimiento y del cemento.

A la fecha, se han terminado tres trabajosCHDT en el campo Snorre y se prevé la ejecuciónde otros. Éstos son algunos de los pozos CHDToperados con tractor que han planteado mayoresdesafíos.10 El primer pozo del campo Snorre en elque se bajó la herramienta era un pozo muy des-viado—aproximadamente 83°—y, por lo tanto,también fue la primera vez que se utilizó un trac-tor para bajar la herramienta CHDT. Tambiénconstituyó la primera utilización comercial de laherramienta CHDT en el campo Snorre. Elsegundo pozo fue el primer trabajo CHDT reali-zado en un pozo horizontal; en este caso, un pozocon una desviación de 95°. Con un peso de 1460kg [3219 lbm], la sarta de herramientas para esetrabajo, que incluía módulos de presión y demuestreo, sigue siendo la más pesada operadacon tractor hasta la fecha. Recientemente, sebajó en un pozo del campo Snorre la primerasarta de herramientas CHDT de probeta dualpara maximizar la cantidad de puntos de pre-

ensayo en un solo viaje. Se han obtenido valiososdatos de presión de formación con estas tres ope-raciones CHDT. La principal lección aprendidaes que la buena calidad del cemento resulta cru-cial para una interpretación adecuada y confia-ble de la presión de formación CHDT.

Para los pozos de producción de alto riesgodel campo Snorre, los datos de presión de forma-ción ayudan a establecer zonas de presión uni-forme en el diseño de la terminación y aoptimizar la densidad del fluido de terminación.Sin datos de presión, la densidad del fluido determinación se basa en el pronóstico de la pre-sión de poro máxima para el control del pozo. Sila presión del yacimiento es bastante inferior aeste pronóstico, el pozo no tendrá flujo natural,lo que demorará la producción. Además, el pozorequerirá una intervención para llevar a cabo lasoperaciones de estimulación, cuyo valor es demás de 1 millón de dólares estadounidenses enhoras de equipo de perforación solamente.

Los datos de presión en los pozos de inyec-ción de alto riesgo son esenciales para confirmarla comunicación entre los pozos inyectores y los

pozos productores situados en el mismo bloquede falla. Si la presión del yacimiento en un pozoinyector recién perforado corresponde a la pre-sión de poro inicial, el inyector no se halla encomunicación con los pozos productores y noaumentará la recuperación de petróleo. Serequiere un nuevo pozo inyector—a un costo deaproximadamente 10 millones de dólares esta-dounidenses—para desplazar los hidrocarburosdel yacimiento productor.

Evaluación de formaciones detrás del revestimiento en CanadáEn el campo Caroline, de Alberta, Canadá, BigHorn Resources, Ltd. (ahora parte de EnterraEnergy Corp.), perforó el pozo 11-26-34-7 paraprobar dos zonas con hidrocarburos potenciales(página anterior, arriba). Un puente de fondo depozo impedía que las herramientas de adquisi-ción de registros atravesaran los 50 m inferioresdel pozo, donde se hallaba ubicado el objetivoprimario. El objetivo secundario fue evaluado uti-lizando registros de resistividad y porosidadobtenidos a agujero descubierto.

Big Horn Resources quería evaluar los indica-dores de detección de gas a partir de los registrosde lodo, pero tuvo que entubar el pozo debido alas condiciones deficientes de la perforación paraadquirir registros a agujero descubierto. La com-pañía planificó reunir información adicional delyacimiento mediante la adquisición de registrosdetrás del revestimiento, desplegando la combi-nación de herramientas USI y CBT para evaluar lacalidad del cemento; las herramientas DSI y CNLpara determinar la porosidad; la herramientaCHFR para evaluar las saturaciones de fluidos, yel dispositivo CHDT para adquirir muestras defluido de formación y mediciones de presión.

El objetivo primario y más profundo—la for-mación carbonatada Elkton en la zona inferior aXX00 m de profundidad—resultó no productivosegún los resultados de las herramientas ABC(arriba). Las resistividades CHFR, combinadascon las mediciones de porosidad de las herra-mientas sónicas y neutrónicas, indicaron unaalta saturación de agua y, dado que no hubo indi-cación alguna de gas según la combinación deherramientas sónicas y neutrónicas, se abandonóla zona.

Resistencia delsegmento de

tubería derevestimiento

Rayos gamma

Adherenciadel

cemento

Coherenciadel sónico DSI

ohm-m0 0.0001

0 API

XX00 m

150

Resistencia delsegmento de

tubería derevestimiento

ohm-m0 0.0001

Resistividad CHFR – Carrera repetida

ohm-m2 2000

Resistividad CHFR - Primera carrera

ohm-m vol/vol2 2000

Delta T DSI en pozo entubado

µs/m µs/m300 100100 700

Porosidad-Neutrón en pozo entubado

0.45 -0.15

Primera carrera

Carrera repetida

> Evaluación del objetivo primario en pozo entubado, campo Caroline, Canadá. Las resistividadesCHFR (Carril 3), combinadas con las mediciones de porosidad de las herramientas sónicas y neutróni-cas (Carril 4), indicaban una alta saturación de agua en el objetivo primario más profundo cerca deXX00 m. Como no había indicación alguna de gas, esta zona fue abandonada sobre la base de la com-binación de herramientas sónicas y neutrónicas.

9. Para mayor información sobre aislamiento por zonas enel área Tampen, consulte: Abbas R, Cunningham E, MunkT, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, HolliesD, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo parael aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Inviernode 2002/2003): 18–31.

10. Un tractor es un dispositivo utilizado para operar equi-pos en pozos, más allá del punto en que la fuerza degravedad sola bastaría para ayudar al equipo a alcanzarel fondo del pozo.

Se esperaba que la zona secundaria superiorsituada a XX75 m—una arenisca Cretácica delGrupo Mannville de la Formación Rock Creek—fuera gasífera; su productividad se evaluó con unmuestreo CHDT (arriba). El muestreo de fluidosCHDT confirmó la presencia de hidrocarburo enesta zona. No obstante, sobre la base de las esti-maciones de movilidad del fluido (la relación depermeabilidad a viscosidad en unidades demD/cp), la movilidad potencial del fluido eraincierta, pero probablemente baja. Big HornResources optó por disparar esta zona utilizandotecnología de disparos operada con tubería de

producción. Las mediciones de presiones transito-rias provenientes de una prueba de flujo confir-maron la estimación de baja movilidad obtenidacon el dispositivo CHDT, de manera que la compa-ñía abandonó la zona superior (próxima página,arriba). Sin los datos de la herramienta CHDT, lacompañía podría haber invertido más de 250,000dólares canadienses para el fracturamientohidráulico y las pruebas de flujo en este pozo.

La experiencia de Big Horn Resourcesdemuestra que la evaluación de formacionesdetrás del revestimiento constituye una alterna-tiva viable cuando las condiciones del pozo difi-

cultan la adquisición de registros a agujero descu-bierto y aumentan el riesgo de atascamiento delas herramientas de adquisición de registros en elpozo durante la ejecución de estas operaciones.Para los operadores que deban decidir la ejecu-ción de operaciones costosas, tales como termina-ciones, estimulaciones o pruebas de pozos sobrela base de evaluaciones de formación incomple-tas, los servicios ABC constituyen una alternativaeficaz desde el punto de vista de sus costos.

Evaluación de formaciones en EcuadorLas operaciones de adquisición de registros aagujero descubierto en el campo Dorine, cuencaOriente, Ecuador, son riesgosas y a menudo cos-tosas por los problemas de estabilidad de lospozos. El campo se encuentra en la fase de desa-rrollo, de manera que el operador—AEC EcuadorLtd. (ahora EnCana Corporation)—está poniendoénfasis en la eficiencia del equipo de perforacióny la minimización de erogaciones de capital ygastos operativos. AEC decidió adquirir registrosen pozo entubado para un pozo en el que se habíanobtenido registros a agujero descubierto variosmeses antes. Comparando los registros obtenidosa agujero descubierto y pozo entubado, el opera-dor buscaba aumentar la confianza en una técnicade evaluación que ayudaría a reducir los costos dedesarrollo de campos petroleros. En lugar de inver-tir tiempo y dinero adquiriendo datos a agujerodescubierto subóptimos, en pozos complicados,el operador consideró la posibilidad de obtenersolamente registros de pozo entubado en lospozos futuros. Los datos de registros de densidad,porosidad y sónicos adquiridos en pozo entubadose ajustaban estrechamente a los datos obteni-dos a agujero descubierto (próxima página, abajo).

Diversas condiciones condujeron a la alta cali-dad de los datos obtenidos en pozo entubado. Eloperador y Schlumberger realizaron una exten-siva planeación previa a la ejecución de los traba-jos para garantizar que el pozo fuera un candidatoadecuado para los servicios ABC. Concretamente,los ingenieros verificaron la condición de lacementación para asegurarse de que el pozofuera un candidato adecuado para la utilizaciónde los dispositivos CHFP, DSI y CHFD. Las herra-mientas USI y CBT utilizadas en combinación,indicaron que la calidad del cemento era en gene-ral buena. La corrosión puede ser un problema;en particular, cuando se emplea el dispositivoCHFR en pozos más antiguos, pero la tubería derevestimiento en este pozo era nueva.

Al iniciarse las operaciones, la brigada deperforación bajó los raspadores en el pozo paraextraer las incrustaciones de cemento que pudie-ran interferir con la adquisición de datos en pozoentubado. Los datos fueron transmitidos en

8 Oilfield Review

Rayos gamma en pozo entubado

API0 150

Calibrador

pulgadas6 16

Tamaño de la barrena

Resistividad Carril de decisión Mapa delcemento

Prof., m

pulgadas6 16

AIT-H de 90 pulgadas deprofundidad de investigación

ohm-m0.2 2000

AIT-H de 10 pulgadas deprofundidad de investigación

ohm-m0.2 2000

Resistividad CHFR

ohm-m0.2 2000

Tubería de revestimiento

pulgadas0 20

Densidad total enagujero descubierto

g/cm31.95 2.95

Porosidad-Neutrón Termalen pozo entubado

vol/vol0.45 -0.15

Porosidad-Neutrón Termalen agujero descubierto

vol/vol0.45 -0.15

Presión de formación

lpc4050 4550

Presión hidrostática

lpc4050 4550

XX75

XX50

> Evaluación de otra zona del campo Caroline, Canadá, en pozo entubado. El yacimiento de areniscassuperior resulta claramente visible en la curva de rayos gamma de color verde (Carril 1), por encimade XX75 m. Los datos CHFR (círculos azules) se superponen sobre los datos de resistividad de lecturaprofunda (curvas rojas) del Carril 2. El operador optó por adquirir datos de presión CHDT de la porcióninferior de la arenisca (círculos azul y rojo en el Carril 3). El mapa del cemento (Carril 4) determinó lospuntos de pre-ensayo CHDT. Esta evaluación en pozo entubado condujo al operador a terminar elpozo en la porción inferior del intervalo de arenisca.

Otoño de 2003 9

tiempo real al personal del segmento de Serviciosde Datos y Consultoría de Schlumberger enQuito, utilizando el servicio InterACT. Este ejem-plo del campo Dorine demuestra que la adquisi-ción de registros después de asentar la tubería derevestimiento es un método de evaluación de for-maciones eficaz desde el punto de vista de suscostos, cuando la estabilidad del pozo planteariesgos inaceptables.

Los servicios ABC han sido utilizados en otraszonas de Ecuador. Por ejemplo, un operadorseleccionó el dispositivo CHFR para re-evaluar la

saturación en una zona de interés en la que losregistros obtenidos a agujero descubierto indica-ban una saturación de agua relativamente alta;los resultados de la herramienta CHFR indicaronuna saturación de agua más baja. Los serviciosABC también demostraron ser una parte críticadel proceso de reconocimiento de candidatos afin de evaluar pozos adecuados para la utiliza-ción de los servicios de optimización de pozosPowerSTIM.11 Los resultados de los servicios ABCayudaron a determinar el módulo de Young, larelación de Poisson y el gradiente de fractura de

la formación, que constituyen datos de entradacruciales para la optimización del diseño de lasoperaciones de fracturamiento hidráulico. Losservicios ABC también han sido utilizados enpozos que debieron ser entubados antes deadquirir registros a agujero descubierto.

Planeación anticipada para obtener datos detrás del revestimientoA medida que aumente el número de compañíasde E&P que fomentan las actividades en campospetroleros maduros, la evaluación de formacio-nes detrás del revestimiento será cada vez másesencial como método de optimización de la pro-ducción eficaz desde el punto de vista de sus cos-tos. Los servicios ABC, incluyendo el soporte deinterpretación, permiten a las compañías obte-ner e interpretar datos y luego tomar decisionesfundamentadas, tales como perforación de pozosde re-entrada, perforación de pozos de avanzada,intervenciones de pozos, vigilancia rutinaria depozos o campos petroleros y otras operaciones.

Los servicios ABC hacen posible que las com-pañías de E&P obtengan registros de pozos ensituaciones que, de lo contrario, hubieran obsta-culizado o impedido la adquisición de datos. Encondiciones de pozo adversas, como la inestabili-dad de las paredes del pozo, los operadores ahorapueden optar por bajar la tubería de revesti-miento y llevar a cabo operaciones de adquisiciónde registros con posterioridad, utilizando los ser-vicios ABC. En campos petroleros más antiguos,los operadores pueden utilizar estos serviciospara evaluar zonas productivas potencialesdetrás de la tubería, en vez de perforar un nuevopozo con el simple propósito de obtener datos.Los pozos y campos petroleros productores resul-tan fáciles de vigilar rutinariamente con lasherramientas ABC. En muchas circunstancias, laplaneación anticipada de estas operaciones mini-miza los costos asociados con las horas de equipode perforación. Quizás los únicos obstáculos parala adquisición exitosa de datos con estas herra-mientas sean la accesibilidad del pozo y la condi-ción de la tubería de revestimiento, del cementoy de los componentes de terminación de pozos. Amedida que las compañías de servicios y de E&Pse familiaricen con la evaluación integral de for-maciones a través de la tubería de revestimiento,seguirán intentando hallar respuestas de primeraclase a las preguntas que se planteen acerca delos siempre cambiantes yacimientos. —GMG

120

100

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40

Volu

men

del

pre

-ens

ayo,

cm

3

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0

-20

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40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

Pres

ión,

kPa

15,000

10,000

5000

00 2000 4000 6000 8000

Tiempo transcurrido, segundos10,000 12,000 14,000 16,000

Presiones del manómetro de cuarzoPresiones del manómetro de deformación

Posición de la penetración de la barrenaVolumen del pre-ensayo

Prueba de hermeticidad dela tubería de revestimiento

Perforación de latubería de revestimiento

Pre-ensayos de la formación Taponamiento de la tubería de revestimiento

> Resultados CHDT del campo Caroline, Canadá. Esta gráfica de la presión CHDT en función deltiempo muestra un ciclo de pre-ensayo completo, que comienza con la prueba de hermeticidad de latubería de revestimiento, continúa con la perforación de la tubería de revestimiento, la ejecución demúltiples pre-ensayos de la formación, y finaliza con el taponamiento de la tubería de revestimiento.La presión cambió tan pronto la herramienta perforó a través del revestimiento, lo que es típico deesta región. El registro USI de este pozo reveló la existencia de canales de cemento en la zona, lo quepodría haber incidido en la respuesta de la presión. La prueba insumió más de cuatro horas debido ala baja permeabilidad de la zona. Una prueba de formación a agujero descubierto de duración similarplantearía mayores riesgos de atascamiento de la herramienta. En este caso, las herramientas deadquisición de registros fueron bajadas desde un equipo de servicios; mucho más económico que unequipo de perforación.

Profundidadmedida,

pies

X060

X070

X080

X090

X100

Lentitud compresiva de agujero descubiertoµs/pie

Lentitud compresiva de pozo entubadoµs/pie

Calibradorpulgadas6 16 140 40 140 40

Porosidad-Neutrón Termalde agujero descubierto

vol/vol

Porosidad-Neutrón Termalde pozo entubado

vol/volRayos gamma de pozo entubado

API0 150 0.6 0 0.6 0

Densidad total de agujero descubiertog/cm3

Densidad total de pozo entubadog/cm3Rayos gamma de agujero descubierto

API0 1501.65 2.65 1.65 2.65

> Comparación de datos de registros de densidad, porosidad y sónicos obtenidos en agujero descu-bierto y en pozo entubado. Existe una muy buena correlación entre los datos de agujero descubierto y de pozo entubado (Carriles 2 y 3).

11. Para mayor información sobre los servicios de optimiza-ción de pozos PowerSTIM, consulte: Al-Qarni AO, AultB, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, FairhurstD, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MRy Ramsey L: “De las propiedades de los yacimientos alas soluciones de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4(Primavera de 2001):44–65.

10 Oilfield Review

Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas

A medida que avanza hacia el siglo XXI, la industria del petróleo y el gas prioriza con-

siderablemente el desarrollo y la implementación de nueva tecnología. Los adelantos

más exitosos no sólo mejoran la eficiencia en todos los aspectos relacionados con la

evaluación y el manejo del yacimiento, sino que también fomentan el cuidado del

medio ambiente y el respeto por las culturas locales. Un nuevo sistema para preparar

y vigilar rutinariamente las operaciones sísmicas terrestres constituye una de esas

tecnologías que muestra resultados destacables.

David GibsonHouston, Texas, EUA

Shawn RiceGatwick, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Rhonda Boone, Tony Bright y Robin Walker,Gatwick, Inglaterra; y a Bruce Clulow y Ryan Szescila,Anchorage, Alaska, EUA. Por el óleo que aparece en lapágina 10, se agradece a George Stewart, StewartGraphics, Ridgefield, Connecticut, EUA.Desert Explorer, EcoSeis y Navpac son marcas deWesternGeco.

Otoño de 2003 11

El descubrimiento y desarrollo de los recursosnecesarios para satisfacer la demanda mundialde petróleo y gas siempre ha planteado desafíosa las compañías petroleras.

En los primeros tiempos de la exploraciónpetrolera, la decisión acerca de dónde perforarpara hallar petróleo o gas se basaba fundamen-talmente en la geología de superficie y en cora-zonadas. La perforación de pozos adicionalespara definir la extensión del yacimiento consti-tuía una práctica costosa e intrusiva; los resulta-dos eran impredecibles y, en ciertos casos, elimpacto sobre el medio ambiente local resultabadevastador (derecha).

La práctica ha evolucionado considerable-mente. A lo largo de los años, este sistema de per-foración con fines exploratorios basado en la“mejor conjetura” fue reemplazado por la cienciarecurriendo a un mapeo geológico sistemático, alanálisis geoquímico, al rastreo de rocas madrepotenciales, y a la tecnología de prospección sísmica.

La prospección sísmica utiliza ondas acústicaspara obtener una representación de las estructu-ras que se encuentran en el subsuelo. En tierra, seutiliza una fuente sísmica—habitualmente vehí-culos con plancha vibradora (“vibroseis”) o unacarga explosiva—para generar ondas acústicasque se propagan dentro de la tierra hasta grandesprofundidades. Cada vez que un frente de ondaencuentra un cambio en las propiedades geome-cánicas del subsuelo, parte de la onda es reflejadanuevamente a la superficie, donde un arreglo degeófonos registra la señal de retorno. La informa-ción registrada se procesa para generar una ima-gen representativa del subsuelo. Las compañíasde exploración y producción (E&P, por sus siglasen inglés) utilizan estas imágenes y los atributosobtenidos de las mismas para decidir dónde per-forar, para lo cual identifican las formacionesrocosas del subsuelo con más posibilidades decontener petróleo o gas entrampados.

Como tecnología de exploración, la prospec-ción sísmica ha tenido un éxito notable. Los espe-cialistas en E&P clasifican a los levantamientossísmicos tridimensionales (3D) de superficiecomo la tecnología de mayor impacto sobre laindustria de E&P. En la última década, dado que laaplicación de los levantamientos sísmicos 3D pasóa tener amplia difusión, el éxito exploratorio haaumentado del 40% en 1992 al 70% en 2001 (dere-cha). Al mismo tiempo, la cantidad promedio debarriles de petróleo extraídos por cada pozo exi-toso se ha cuadruplicado. Los levantamientos sís-micos han permitido que las compañías petrolerasahorren millones de dólares y han contribuido aque los precios de los combustibles se mantenganbajos, ¿pero a qué costo para el medio ambiente?

La adquisición de datos sísmicos implica eluso temporal de los terrenos que rodean a un áreaprospectiva. Tradicionalmente, los levantamien-tos han sido realizados sobre todo en el cicloexploratorio; sin embargo, los datos se utilizan alo largo de toda la vida productiva del campo.Durante la adquisición del levantamiento, se pue-den producir cambios temporarios—y rara vezpermanentes—si el proyecto no es bien mane-jado. El uso real de la tierra durante la adquisi-ción sólo afecta entre el 2.5% y el 5.0% de lasuperficie terrestre cubierta por el levantamientosísmico.1 Según el diseño del levantamiento, esteimpacto suele ser equivalente a una extensión de750 a 1000 km lineales [470 a 625 millas lineales]

1. Sweenney DF, Hughes JR y Cockshell D: “IntegratingEnvironmental Impact Evaluation into a Quality, Health,Safety and Environmental Management Ssystem,” artí-culo de la SPE 74009 presentado en la ConferenciaInternacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y MedioAmbiente en Exploración y Producción de Petróleo yGas, Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 22 de marzo de 2002.

0

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Año

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> Torres de producción en el campo petrolero Kern River, Bakersfield, California, EUA, en 1932. Eldesarrollo de este campo petrolero, que fue descubierto antes de la llegada de los levantamientossísmicos, tuvo un impacto considerable sobre el medio ambiente.

> Creciente éxito en perforación desde la introducción de los levantamien-tos sísmicos 3D, para un muestreo de 70 compañías de exploración y pro-ducción (E&P, por sus siglas en inglés) de todas partes del mundo. El índicede éxito es la cantidad total de pozos exploratorios clasificados como éxitocomercial, dividida por la cantidad total de pozos perforados. Otra medidadel éxito exploratorio es la creciente cantidad de barriles de reservas depetróleo incorporados por pozo (curva verde) desde la introducción de loslevantamientos 3D. Los datos son tomados de presentaciones de informa-ción financiera efectuadas ante la Comisión de Valores de Estados Unidos,proporcionadas a Oilfield Review por Robin Walker, WesternGeco, Gat-wick, Inglaterra.

de línea sísmica o de 2.5 a 5.0 km2 [0.9 a 1.8millas cuadradas] de superficie por cada 100 km2

[39 millas cuadradas] del área investigada.Si bien se considera que el impacto es transi-

torio y especialmente estético, los levantamientossísmicos que no se realizan correctamente pue-den producir un impacto ecológico considerable.Durante la última década, una mayor concienciaambiental, en conjunto con un mejor enfoque eneste aspecto por parte de los gobiernos, la indus-tria y los grupos de interés, han influido en formacreciente para que no se dejen “huellas” o rastrosde actividad después de esos levantamientos. Almismo tiempo, la industria realiza cada vez máslevantamientos de repetición (técnica de lapsosde tiempo) o de cuatro dimensiones (4D). La apli-cación terrestre de los levantamientos 4D podríatener un impacto ambiental aún mayor porque esposible que deban efectuarse levantamientosrepetidos antes de que el área del levantamientoinicial haya tenido tiempo para recuperarse.2

Estos levantamientos repetidos se realizan en lamisma área para vigilar rutinariamente los cam-bios producidos en los fluidos del yacimiento através del tiempo.

Con este respaldo de mayor concienciaambiental, la industria sigue demostrando sucompromiso con la protección del medioambiente al insistir en la adopción de prácticasde perforación, adquisición de registros, pruebasy tareas de producción más seguras y más sólidasdesde el punto de vista ambiental. Como la mayo-ría de las compañías de E&P contratan empresasde levantamientos sísmicos para que adquierandatos geofísicos por ellas, en lugar de recolectar-los ellas mismas, los proveedores de serviciosgeofísicos también deben manejar sus operacio-nes de manera de evitar incidentes relacionadoscon la salud, la seguridad y el medio ambiente(SSMA). El cliente y el contratista deben traba-jar juntos a fin de preparar planes de manejo deSSMA para cada proyecto geofísico.

Para reducir el riesgo de incidente ambientalpotencial durante la adquisición de datos sísmi-cos, WesternGeco desarrolló e introdujo el sistemade vigilancia rutinaria del desempeño ambientalpara operaciones sísmicas. El sistema EcoSeispara el manejo de calidad, salud, seguridad ymedio ambiente (QHSE, por sus siglas en inglés)de WesternGeco se concentra en los aspectosambientales existentes en un área. Este enfoqueestructurado y sistemático está diseñado a medidapara que cada proyecto sísmico logre el resultadodeseado de bajo impacto ambiental. Los especia-listas en QHSE desarrollan procesos y procedi-mientos ambientales específicos para un proyectode acuerdo con los requisitos del cliente y los esta-blecidos por las regulaciones, evaluaciones de

riesgos de proyectos, pautas de referencia, y con-sideraciones y problemas culturales locales. Estosprocesos y procedimientos luego son vigiladosrutinariamente en tiempo real y comparados conel resultado deseado para asegurar que se minimi-cen las huellas dejadas por el proyecto.

Este artículo describe las prácticas actualesadoptadas en las operaciones de adquisición dedatos sísmicos terrestres, en conjunto con méto-dos nuevos para evitar daños ambientales y con-trolar el cumplimiento de las pautas reguladoras.Estudios de casos provenientes de todo el mundomuestran cómo el sistema EcoSeis permite mini-mizar el impacto de los levantamientos y ayuda alas compañías de E&P a que adquieran datos enforma segura y eficaz desde el punto de vista delos costos.

Planeación para minimizar el impacto sísmicoLa mejor manera de comenzar a preparar unlevantamiento sísmico es comprender las necesi-dades de todas las partes interesadas incluyendolos habitantes locales, clientes, organismos regu-ladores gubernamentales, organizaciones nogubernamentales y grupos de interés. Estas par-tes contribuyen a la evaluación del impacto sobreel medio ambiente (EIA, por sus siglas en inglés),a veces denominada declaración del impactosobre el medio ambiente (EIS, por sus siglas eninglés), que describe las condiciones existentesen el área bajo consideración y cualquier riesgoque pueda plantear un levantamiento para laflora, la fauna, el patrimonio cultural u otrosaspectos del medio ambiente. Muchos gobiernosexigen el cumplimiento de los documentos de laEIA, que habitualmente son recopilados por

algunas empresas consultoras especializadas ypueden tener cientos de páginas de extensión.Cuando no existen regulaciones impuestas por elgobierno o los clientes, los contratistas suelenseguir las pautas de su propia compañía, y tam-bién las establecidas por la AsociaciónInternacional de Contratistas Geofísicos (IAGC,por sus siglas en inglés).3

Idealmente, los documentos de la EIA debe-rían ser estudiados y comprendidos por todos loscontratistas potenciales antes de presentar ofer-tas para un proyecto de levantamiento sísmico.Las compañías de servicios que acuerdan adqui-rir un levantamiento sísmico sin previo conoci-miento de restricciones y requisitos ambientalespueden tropezar con costos y demoras inespera-dos durante la adquisición de los datos sísmicos.La mayoría de los contratistas realizan, comorutina, investigaciones preliminares destinadas ala búsqueda de información en áreas de levanta-mientos potenciales, antes de presentarse a lici-tación, para identificar obstáculos y dificultades.

Los responsables de la planeación del levan-tamiento sísmico pueden utilizar esta informa-ción inicial para diseñar un levantamiento quesatisfaga los objetivos geofísicos y ambientales. Amenudo, los geofísicos de las compañías de E&Pproveen especificaciones detalladas con respectoal espaciamiento y profundidad de los tiros, elespaciamiento y la orientación de las líneasreceptoras, el tipo y tamaño de la fuente y su con-tenido de frecuencia.

Los grandes contratistas de servicios sísmicostambién tienen la capacidad de diseñar levanta-mientos y modificar los planes de levantamientosi fuese necesario.4 Por ejemplo, puede requerirse

12 Oilfield Review

Paleosol

> Paleosol o suelo antiguo (superficie más oscura) expuesto como resul-tado de las arenas voladoras sopladas por el viento en Abu Dhabi, Emira-tos Árabes Unidos (EAU). Estas superficies antiguas alojan muchos tiposde fauna fácilmente perturbada, de manera que las líneas sísmicas y loscaminos de acceso se desvían para evitarlas.

Otoño de 2003 13

cambiar la orientación de las líneas receptorasespecificadas por el cliente para adaptarse a lascondiciones locales. Un levantamiento en unambiente desértico de dunas de arena puederequerir una orientación diferente con respecto alas direcciones prevalecientes del viento, parapermitir la adquisición entre las dunas en vez dehacerlo a través de las mismas. En ciertosambientes desérticos, tales como en los desiertosaustrales de Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos(EAU), los paleosoles, o suelos antiguos, han que-dado expuestos por la migración de arenas vol-viéndose vulnerables a los distintos elementos(página anterior). Estos paleosoles, que contie-nen corales fosilizados formados en un ambientemás antiguo de aguas cálidas, alojan diversas for-mas de especies silvestres modernas y es precisoeludirlos cuando se despliegan las líneas sísmicas.

Una vez que el contratista de servicios sísmi-cos tiene garantizado un contrato de adquisicióny comprende las especificaciones del levanta-miento, es necesario establecer pautas para labrigada que investigará las posiciones de laslíneas fuentes y receptoras. La investigación delas líneas fuentes y receptoras requiere el accesode topógrafos y de sus equipos. En áreas libres,las brigadas sísmicas normalmente investigan laslíneas utilizando camiones livianos equipadoscon sistemas de posicionamiento global (GPS,por sus siglas en inglés), que se trasladan a lolargo de una cuadrícula predeterminada, y colo-cando estacas en las localizaciones fuentes yreceptoras especificadas.

Los problemas ambientales en esta etapa nosólo consisten en el daño que se puede ocasionardurante el levantamiento, sino también en eldaño potencial que podría causar la vía de accesorecientemente creada. Los senderos formadosdurante un levantamiento sísmico pueden con-vertirse en caminos no oficiales utilizados porfuturos visitantes para llevar sus vehículos a pun-tos remotos. Para mitigar este efecto, y ademásminimizar el impacto sobre el suelo y la vegeta-ción, las brigadas topográficas pueden imple-mentar configuraciones de líneas entrecruzadaso sinuosas en vez de rectas. Esto ayuda a reducirla erosión, elimina el impacto visual y disuade ala gente de movilizarse posteriormente por lositinerarios transitados por los vehículos vibro-seis. Los vehículos también pueden acceder a laslíneas del levantamiento desviándose de uncamino principal en ángulo para que las líneasno resulten tan visibles.

En el pasado, los levantamientos en áreas conimportante vegetación utilizaban topadoras paraabrir vías de acceso. Las topadoras cortan losárboles y arbustos de raíz y constituyen una

forma rápida y eficaz desde el punto de vista delos costos de abrir vías de acceso para los vehí-culos equipados con sistemas GPS. En ciertosambientes, y con el consentimiento del propieta-rio de la tierra, la utilización de topadoras siguesiendo el método escogido para la preparación delas vías de acceso. Sin embargo, los nuevos equi-pos y modernas técnicas permiten la adquisiciónde levantamientos de menor impacto ambiental,minimizando así el grado de perturbación de lavegetación.

Cuando el levantamiento se lleva a cabo enterrenos complejos, localizaciones remotas oáreas sensibles desde el punto de vista ambien-tal, la preparación de las vías de acceso por elmétodo convencional suele ser imposible o inde-seable. Una alternativa es la unidad de navega-ción inercial portátil liviana Navpac (arriba).Contenida en una mochila, esta unidad permite alos topógrafos establecer un itinerario sin cortarel follaje alto, lo que sería necesario, caso con-trario, para lograr espacio libre para los levanta-mientos con GPS. Esta alternativa permiteademás que las líneas del levantamiento sigan latrayectoria que ofrece menos resistencia. La uni-dad contiene un controlador manual para nave-gar y registrar datos y puede ser complementadacon un tablero de circuitos internos de recepto-res GPS que utiliza automáticamente el sistemaGPS diferencial si se encuentra disponible.

El sistema GPS diferencial toma las coorde-nadas iniciales de un punto de referencia fijoconocido, luego rastrea la señal GPS a medidaque se traslada la unidad Navpac y envía un valor

de corrección a la unidad móvil. Si el GPS nopuede funcionar, impedido por ejemplo por ladensidad del follaje que oculta la antena Navpacde los satélites en órbita, la unidad opera enmodo inercial. El modo inercial utiliza un giros-copio preciso sólido para rastrear todos los cam-bios horizontales y verticales de posición. Launidad Navpac compara estos cambios de posi-ción con las coordenadas iniciales para propor-cionar las coordenadas en cualquier punto nuevo.

El sistema Navpac es un excelente ejemplo detecnología desarrollada e implementada paraaumentar el rendimiento de la productividad,minimizando al mismo tiempo el impacto sobreel medio ambiente. Utilizado en forma rutinariaen Canadá, ha demostrado proveer datos de pros-pección superiores en terrenos dificultosos conun solo paso del levantamiento, mínima tala devegetación y mayor seguridad de la brigada.Resulta de utilidad en áreas muy forestadas,entre cultivos altos, debajo de la vegetación y enáreas urbanas; en lugares donde las tareas delevantamiento son dificultosas y se procura mini-mizar el impacto generado.

2. Para más información sobre monitoreo de la sísmica delapsos de tiempo, consulte: Pedersen L, Ryan S, SayersC, Sonneland L y Veire HH: “Seismic Snapshots forReservoir Monitoring,” Oilfield Review 8, no. 4 (Inviernode 1996): 32–43.

3. http://www.iagc.org4. Ashton CP, Bacon B, Mann A, Moldoveanu N, Déplanté C,

Ireson D, Sinclair T y Redekop G: “3D Seismic SurveyDesign,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 19–32.

> Unidad de navegación inercial portátil Navpac. Este sistema de navega-ción, que puede ser trasladado en una mochila, permite mapear las coor-denadas del levantamiento sin cortar el follaje alto y así lograr el espacioabierto necesario para los levantamientos que utilizan sistemas de posicio-namiento global (GPS, por sus siglas en inglés). La unidad contiene un con-trolador manual para verificar las coordenadas y registrar los datos, ypuede complementarse con un tablero de receptores GPS para su utiliza-ción en áreas donde el acceso a dispositivos GPS es factible.

> Cinco unidades vibroseis en un punto de tiro durante un levantamiento en Medio Oriente. Estosvehículos que proporcionan la fuente de energía constituyen un ejemplo de la familia de vibradoressísmicos terrestres Desert Explorer desarrollados por WesternGeco. Este diseño patentado incluyepasajes más seguros, un kit de luces para el desierto y un sistema de reaprovisionamiento de com-bustible libre de pérdidas. En el recuadro (arriba) se muestra un vehículo fuente con chasis articu-lado, que permite una operación estable en terrenos accidentados.

Una vez investigadas y marcadas las posicio-nes de las fuentes y los receptores, la brigada deregistración despliega los receptores. Se trata degeófonos que se colocan en la tierra, comúnmentecon un grupo de geófonos conectado a la línea deadquisición cada 25 ó 30 metros [82 a 98 pies](arriba). Los geófonos registran una señal analó-gica; las señales analógicas provenientes de cadaestación—que comprenden normalmente entre 6y 72 geófonos—son agrupadas en un canal, envia-das a un digitalizador y registradas en una cintamagnética. Luego de la adquisición diaria, losespecialistas en control de calidad realizan el pro-cesamiento preliminar de los datos sobre losdatos digitalizados para verificar la adecuación dela geometría de adquisición. Típicamente, hayentre 8 y 12 líneas receptoras activas todo eltiempo con un total de hasta 500 canales cadauna. En un levantamiento estándar con 12 geófo-nos por canal, 400 canales por línea y 8 líneas acti-vas, hay 38,400 geófonos desplegados en unaspocas millas cuadradas. Después de registrar una

posición de emisión, la brigada enrolla la geome-tría de registración recogiendo los receptores quese encuentran en la parte posterior del levanta-miento y colocándolos en la parte delantera.

Para las fuentes sísmicas explosivas, la bri-gada sísmica perfora un pozo de explosión—generalmente de 9 a 30 m [30 a 100 pies] deprofundidad—para colocar la carga. El pozo deexplosión tiene un diámetro que oscila entre 6 y10 cm [2.5 a 4 pulgadas]. Normalmente el pozo seperfora con una perforadora rotativa que se ins-tala en una diversidad de transportes, inclusiveen camiones, acoplados, vagonetas articuladas,vehículos tipo oruga de bajo impacto y vehículostodo terreno. La perforadora se transporta de unpunto de explosión a otro. Cuando se requiere un

fluido de circulación, pueden ser necesariosentre 190 y 570 litros [50 a 150 galones] de aguao lodo para cada pozo. El lodo se hacer recirculary se recolecta en una represa de lodo portátil.Los recortes, cuyo volumen puede llegar a 0.2 m3

[8 pies cúbicos] por pozo, vuelven a depositarseen el pozo o se esparcen en forma uniforme sobreel terreno. Dado que el subsuelo se compone dediferentes capas de roca, los recortes pueden for-mar un parche de terreno descolorido que puedeperdurar varios años. En ciertas áreas, el accesode perforadoras instaladas en camiones y de loscamiones de agua asociados, puede requerir quese elimine vegetación espesa de un trayecto deentre 4 y 5 m [12 a 16 pies] de ancho.

En áreas inaccesibles, la brigada de perfora-ción traslada un sistema de perforación portátilde un punto a otro en helicóptero (próximapágina). Las operaciones con helicóptero impo-nen un impacto ambiental adicional mínimosobre la perforación de pozos de explosión.

Por último, para detonar una carga, un inte-grante de la brigada de adquisición conecta unaunidad controlada por radio a la carga, que luegose hace detonar en forma remota desde uncamión registrador.

La otra fuente de energía sísmica típica es unafuente vibroseis. Cada camión vibroseis pesa apro-ximadamente 29,500 kg [65,000 lbm]; pero en eldesierto, las brigadas usualmente despliegan vago-netas vibroseis articuladas que son más pesadas(38,600 kg) [85,000 lbm]. En todos los casos, losvehículos bajan una plancha pesada sobre elterreno, que vibra y transmite energía a la tierra.Dos a diez de esos vehículos sacudiendo la tierraen forma sincrónica—sincronizados por una señalde radio simultánea con todos los vehículos ynominalmente en una posición fuente—constitu-yen un punto de emisión unitario (izquierda).

14 Oilfield Review

> Tendido de líneas receptoras (izquierda) y colocación de geófonos (derecha) en un ambiente desértico. Los geófonos necesitan ser plantados, más quesimplemente tendidos sobre el terreno, para asegurar un buen acople acústico con el terreno y reducir el ruido que genera el viento. Los geófonos son tansensibles que una suave brisa producirá ruido en las trazas registradas. Este levantamiento consistió en una configuración de 72 geófonos por tendido degrupo en un esquema trapezoidal. Un tendido más común es el que consta de 6 ó 12 geófonos en línea recta.

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Después de generar energía en un punto de emi-sión, las fuentes vibroseis se desplazan al puntosiguiente a lo largo de la línea emisora, queestará a un cierto ángulo con respecto a laslíneas receptoras.

En terrenos cubiertos de nieve y ambientesarenosos frágiles, las fuentes de energía vibroseispueden ser instaladas en vehículos montadossobre oruga de hule (caucho) articulados.WesternGeco ha utilizado este tipo de vehículosen numerosos entornos diferentes, siendo la ope-ración para BP, en la región ártica de Alaska, lamás reciente. Las pistas de rodamiento de huleayudan a evitar que se produzcan daños en ladelicada tundra cuando el vehículo gira y ademásson más efectivas que los neumáticos (llantas)comunes en lo que respecta a la distribución delpeso de la unidad vibroseis. Esto minimiza la pre-sión sobre el terreno y ofrece mayor protecciónpara la vegetación que se encuentra debajo de lanieve. Su maniobrabilidad mejorada proporcionaun beneficio adicional; no requieren que seabran surcos por delante, lo que reduce aún másla cantidad de viajes necesarios durante el levan-tamiento en una localización específica.

La planeación anticipada y la aplicación de latecnología adecuada para minimizar el impactosobre el medio ambiente constituyen pasos vita-les en la adquisición de levantamientos. El pasosiguiente, que mide el éxito con el que un levan-tamiento sísmico satisface los requisitos ambien-tales, puede resultar una tarea difícil. Paraefectuar esta medición, WesternGeco ha desarro-llado el sistema EcoSeis que ayuda a las brigadassísmicas a realizar los levantamientos minimi-zando al mismo tiempo el daño ocasionado a latierra y a los seres vivos.

El sistema EcoSeisLa herramienta de manejo ambiental EcoSeisayuda a las brigadas a controlar y evaluar eldesempeño de sus actividades sísmicas terres-tres en lo que respecta al cuidado del medioambiente. Utiliza un proceso denominado escala-miento del logro de metas, que fue desarrolladoen las décadas de 1960 y 1970 en EUA comoherramienta para la vigilancia rutinaria y la eva-luación en el campo de los servicios de salud.5 Laindustria petrolera adaptó esta herramienta conla colaboración del gobierno—PrimaryIndustries and Resources, South Australia(PIRSA)—la industria (Santos) y los grupos deinterés ambiental. WesternGeco utilizó el sis-tema en Australia, en varios proyectos de Santos.

El método EcoSeis ofrece una forma creíblede establecer objetivos medioambientales quesean relevantes y pertinentes a las actividades

emprendidas y establece una forma práctica deevaluar el nivel de logro de esos objetivos. Parapermitir el acceso general, el programa está inte-grado con el sistema de preparación de informesQHSE de Schlumberger conocido como QUEST. Através de la base de datos QUEST, el personal deSchlumberger notifica todas las observacionesrelacionadas con el trabajo en términos de salud,seguridad y medio ambiente, accidentes, situa-ciones peligrosas y eventos asociados con la cali-dad del servicio. El sitio también documenta elregistro y el programa de entrenamiento enmateria de seguridad de cada empleado, registralas auditorías y las reuniones, organiza los planesde trabajos correctivos y compila las estadísticasde toda la compañía.

El sistema EcoSeis utiliza un enfoque objetivopara el manejo del medio ambiente que consisteen establecer un conjunto de objetivos válidos ymensurables respecto del medio ambiente, que

resulten aceptables para los contratistas de ser-vicios geofísicos y para sus clientes, los organis-mos de regulación y la comunidad en general. Elenfoque tiene como objetivo evaluar las activida-des medioambientales en forma más eficaz yefectiva, lograr mejores resultados respecto delmedio ambiente, proporcionar mayor flexibilidaden términos de la aplicación de tecnología nuevay mejorada destinada a satisfacer los objetivosmedioambientales, y garantizar a los clientes, losorganismos de regulación y la comunidad que seestán cumpliendo los objetivos medioambienta-les. El enfoque del sistema EcoSeis es diferenteal de los sistemas prescriptivos de manejo delmedio ambiente, que expone a grandes rasgosdeterminadas prácticas a seguir. Por el contrario,el método EcoSeis se centra en el resultado.

5. Sweeney et al, referencia 1.

> Una perforadora portátil para perforar pozos de explosión en Bolivia. Lasperforadoras portátiles utilizan aire inyectado a presión para la limpiezadel pozo y suelen ser suficientemente livianas para ser desarmadas y tras-ladadas al siguiente punto de tiro. En terrenos dificultosos, este equipoportátil es transportado en helicóptero.

Escalamiento del logro de metasEl escalamiento del logro de metas hace que latécnica EcoSeis resulte fácil de aplicar a unadiversidad de situaciones. Un rasgo importantedel escalamiento del logro de metas es que todoslos grupos de interés, es decir las personas o losgrupos con un interés en el resultado, puedenparticipar en la evaluación y obtención de con-senso acerca de los aspectos más importantes decualquier meta y el rango probable de resultadosdeseados e indeseados de las actividades encara-das, relacionadas con el medio ambiente o no.

Para cada aspecto evaluado, los resultados seclasifican en una escala que va de –2 a +2. Seespera que la mayor parte de los resultados satis-faga los criterios asignados a un puntaje de 0.Éste es el nivel que los grupos de interés conside-ran como nivel de logro satisfactorio. En la mayo-ría de los levantamientos, los resultados a vecesson mejores o mucho mejores que el estándaraceptable. A estos casos se les asigna un puntajede +1 y +2. De un modo similar, los resultadosinferiores al estándar aceptable reciben puntajes

equivalentes a –2 y –1. En general, los puntajesequivalentes a +1 y –1 ocurren con mucha menosfrecuencia que los equivalentes a 0, mientras queraramente se dan casos de +2 y –2.

La ocurrencia ocasional de un puntaje equiva-lente a –1 debería tomarse como advertenciaacerca de la necesidad de prestar mayor atencióna un aspecto especial de las operaciones y adoptaralguna acción correctiva. Si se dan con regularidadpuntajes de –1, es necesario abordar un problemasistemático en las operaciones. La presencia de uncaso de –2 indica generalmente la necesidad detomar acciones correctivas inmediatas. Talesacciones pueden adoptar la forma de rehabilita-ción física, revisión del sistema u otros mecanis-mos de preparación de informes y revisión. Laaparición de varios puntajes equivalentes a +1indica que el operador y el contratista están traba-jando mejor de lo esperado. Los casos de +2 repre-sentan un resultado ideal; se garantiza cierto gradode expresión de opiniones para recompensar resul-tados excelentes, a menos que se descubra que losestándares no eran suficientemente altos.

Un ejemplo de Indonesia muestra el escala-miento del logro de metas del sistema EcoSeis enacción. Durante la preparación de un levanta-miento en una localización remota, el primer pasoconsiste en establecer un campamento base, queocupará el sitio varios meses. Sin embargo, algu-nos integrantes de la brigada, incluyendo los topó-grafos, los perforadores de pozos de explosión y labrigada de registración, necesitan vivir más cercadel lugar del trabajo. Hasta 1000 integrantes de labrigada pueden pasar entre 10 días y varias sema-nas alojados en campamentos volantes distantes,cuya denominación proviene del fly o tienda decampaña bajo las que vivían las brigadas en losprimeros años de la prospección sísmica.

En el caso del levantamiento de Indonesia, nohabía regulaciones gubernamentales, evaluacio-nes de impacto ambiental o restricciones localesque guiaran las actividades del campamentovolante. Las brigadas de WesternGeco resolvierontratar el área del campamento volante como sifuera cualquier zona para acampar, limpiandotodo lo que hubiera quedado sucio. Para ello,

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Deficiente

> 5 represas de desechos ydesperdicios domésticos abiertas

<5 represas de desechos ydesperdicios domésticos abiertas

<3 represas de desechos ydesperdicios domésticos abiertas

<2 represas de desechos ydesperdicios domésticos

Ninguna represa de desechos ydesperdicios domésticos abierta

>2 instalaciones sanitarias abiertas <2 instalaciones sanitarias abiertas Todas las instalaciones sanitariascerradas

Todas las instalaciones sanitariascerradas

Todas las instalaciones sanitariascerradas

>20 materiales de construccióndel campamento dejados en ellugar

<20 materiales de construccióndel campamento dejados en ellugar

<10 materiales de construccióndel campamento dejados en ellugar

<5 materiales de construccióndel campamento dejados en ellugar

Ningún material de construccióndel campamento dejado en ellugar

> 25 tipos de desechos en el lugar <25 tipos de desechos en el lugar <15 tipos de desechos en el lugar <10 tipos de desechos en el lugar Ningún desecho en el lugar

Pequeñas manchas o signos decontaminación o derrames

Signos moderados decontaminación o derrames

Ningún signo de contaminacióno derrames

Ningún signo de contaminacióno derrames

Ningún signo de contaminacióno derrames

Signos excesivos de impactosobre el área adyacente

Signos moderados de impactosobre el área adyacente

Signos mínimos de impactosobre el área adyacente

Signos mínimos de impactosobre el área adyacente

Ningún signo de impactosobre el área adyacente

>5 pisadas marcadas en el suelo <5 pisadas marcadas en el suelo Ninguna pisada marcada en el suelo Ninguna pisada marcada en el suelo Ninguna pisada marcada en el suelo

Área prospectiva Localización Departamento Fecha del levantamiento

Todas las represas de desechos, quemay residuos domésticos, tapadas

Todo el material de construcción delcampamento retirado

Todas las unidades sanitarias tapadas Zonas de baños libres de desechos ymaterial de construcción

Ningún signo de tala excesivaReverdeo implementado (indicarcantidad de semillas plantadas)

Sitio libre de signos de contaminación yderrames (incluyendo los espejos de aguacercanos)

Sitio libre de basura

Sistema de desagüe del campamentotapado

Los caminos de acceso a la zona de bañosy sanitarios no tienen pisadas marcadas enel suelo y dejadas en su lugar

Ningún signo de quema en el área,aparte de las represas de desechos

Impacto mínimo sobre el área adyacente

Realizada por: Representante del cliente (si se requiere) Puntaje a la salida del sitioFecha de la inspección

Inspección en la salida de un campamento volante

–2

Inadecuado

–1

Satisfactorio

0

Bueno

+1

Muy bueno

+2

>10 metros de sistema dedesagüe abiertos

< 10 metros de sistema dedesagüe abiertos

<5 metros de sistema dedesagüe abiertos

<2 metros de sistema dedesagüe abiertos Ningún sistema de desagüe abierto

> Ficha de evaluación de resultados para medir el logro de metas utilizando el sistema EcoSeis de vigilancia rutinaria del desempeño medioambiental enun campamento volante en Indonesia. Los puntajes que oscilan entre –2 y +2 son adjudicados al rubro limpieza adecuada en las categorías que incluyenrepresas de desechos, instalaciones sanitarias, material de construcción, derrames y contaminación, destrucción del suelo e impacto visual sobre elmedio ambiente.

Otoño de 2003 17

establecieron pautas objetivas en cuanto a lim-pieza, inspecciones del sitio y definiciones decumplimiento (página anterior). Los criteriosaplicables a un desempeño satisfactorio—unpuntaje de logro de metas equivalente a 0—implican menos de tres represas de residuos odesperdicios comestibles abiertas; menos de 5metros [16 pies] de desagües pluviales sin relle-nar; todas las instalaciones sanitarias cerradas;menos de 10 tipos de materiales de construccióndel campamento en el sitio; ausencia de signos deimpacto ambiental sobre el área circundante; yausencia de pisadas en la superficie del terreno.

La jefatura de la brigada informó por antici-pado a sus integrantes y los subcontratistas quese inspeccionaría el terreno como parte del pro-ceso de limpieza y notificó a todo el personal laspautas que se utilizarían para vigilar el cumpli-miento. Las inspecciones efectuadas después delevantar el campamento volante mostraron unnivel satisfactorio de cumplimiento de pautasespecíficas (derecha). La mayoría de las inspec-ciones asignaron un puntaje 0 a las condicionesde limpieza, y registraron pocos casos de –1 y +1,con menos casos aún de –2 y +2.

Además de ayudar a las brigadas a evaluarcómo los levantamientos afectan la tierra y lavegetación, el sistema EcoSeis ha sido utilizadopara controlar el impacto de los levantamientossobre la población autóctona y los sitios arqueo-lógicos. El primer proyecto EcoSeis, llevado acabo en Australia, permitió asegurar que el levan-tamiento no perturbaría los sitios arqueológicosde los aborígenes. La población autóctona se tras-ladaba a pie por todo el país y las huellas que handejado se consideran sitios arqueológicos. Eldesafío consistía en desplegar un levantamientoque eludiera tales sitios. Para minimizar elimpacto sobre los mismos, WesternGeco entrenóa los operadores de topadoras para reconocerlos.Especialistas en vigilancia rutinaria del medio

ambiente volvieron a visitar el lugar del levanta-miento un año después, y confirmaron que lavegetación perturbada había vuelto a crecercubriendo las vías y caminos de acceso (arriba).

En México, las brigadas descubrieron montí-culos, o pequeñas lomas, que constituyen vesti-gios de comunidades antiguas. Ahora que sonconscientes de la posible presencia de montícu-los en varias partes del país, las brigadas deWesternGeco exploran las potenciales áreas delevantamientos prestando especial atención aestos rasgos arqueológicos.

En un levantamiento a realizarse en un áreaque contiene estos montículos, se obtendría unaficha de evaluación de resultados EcoSeis con unpuntaje insatisfactorio equivalente a –2 si la líneaatravesara y dañara un montículo. El puntaje equi-valdría a –1 si se encuentra y apenas se logra elu-dir un sitio durante el despliegue de la línea pero

el sitio no es visto, señalizado o notificado durantela preparación de la vía de acceso. Un puntajesatisfactorio equivalente a 0, requeriría que cadamontículo sea identificado, señalizado y notifi-cado antes de iniciar el levantamiento, y que laslíneas del levantamiento se entrelacen para eludirel sitio. Podría obtenerse un puntaje equivalente a+1 si todos los sitios son explorados, señalizados ynotificados y las coordenadas registradas, y lalínea se desvía 50 m [164 pies] para evitar un sitio.

Como las brigadas de WesternGeco a menudose aventuran en lugares no visitados durantecientos de años, suelen encontrar sitios arqueo-lógicos que son desconocidos incluso para lasorganizaciones gubernamentales. Siempre seadopta la precaución de distribuir mapas e indi-car la localización de sitios importantes desde elpunto de vista cultural entre las autoridades per-tinentes, de modo de proteger tales sitios.

> Compilación de los resultados de las inspecciones después dedesarmar el campamento volante de Indonesia, que muestra unnivel satisfactorio de cumplimiento con pautas específicas. Lamayoría de las inspecciones asignaron puntajes correspondientesa condiciones satisfactorias (0) y buenas (+1) y registraron pocoscasos de –2, –1 y +2.

0

5

10

15

20

25

Deficiente Inadecuado Satisfactorio Bueno Muy bueno

Preparación de la línea

Sitio del campamento

Represa de desechos

Sitios de cambio de petróleo

Almacenamiento de desechos

Núm

ero

de in

spec

cion

es

> Fotografías tomadas durante la adquisición del levantamiento de Australia (izquierda) y un año después de finalizado (derecha), donde se muestra que lavegetación ha vuelto a crecer.

Minimización de la huella del levantamiento en ChadLa ficha de evaluación de resultados del sistemade escalamiento del logro de metas y las pruebasfotográficas anteriores y posteriores al proyectoson sólo dos de las herramientas de manejo de lacalidad, la salud, la seguridad y el medio ambientedisponibles para el fomento de la responsabilidadambiental en operaciones de levantamientos sís-micos terrestres. Las brigadas de WesternGecotambién desarrollan tecnología no convencionalpara el logro de sus metas.

Un ejemplo de ello es el del campo petroleroDoba, ubicado en el sur de Chad, dondeWesternGeco inició un levantamiento en 1996. Conmás de 1 billón de barriles [159 millones de m3] dereservas comprobadas, distribuidas en un áreamuy forestada de aproximadamente 600 km2 [232millas cuadradas], el campo Doba era un candi-dato excelente para el método innovador de pre-paración de vías de acceso. Durante años, la formamenos costosa y más eficaz de abrir vías de accesohabía sido el uso de la topadora, que elimina lacapa superficial del terreno y las raíces, formagrandes pilas de vegetación que son retiradas después del levantamiento y deja el paisaje mássusceptible a la erosión. Los corredores conven-cionales limpiados con topadoras cada 200 m [656pies], en un área de las dimensiones del campoDoba, habrían dejado una cuadrícula gigante gra-bada en la superficie del terreno.

La iniciativa que subyace el desarrollo de unmétodo de apertura de vías de acceso más amiga-ble con el medio ambiente provino del BancoMundial y de la compañía petrolera cliente, quie-nes coincidieron acerca de la necesidad de pre-servar el frágil ecosistema del sur de Chad. Estoimplicaba minimizar el daño y disuadir delacceso futuro al área forestada. Para satisfaceresa necesidad, WesternGeco introdujo las máqui-

nas de desbroce ecológicas (arriba a laizquierda). Estas grandes segadoras industrialesreducen los matorrales y las malezas a una capade paja con estiércol sin dañar la estructura delas raíces o los suelos subyacentes. Las raíces quepermanecen en su lugar y la paja que queda en lasuperficie reducen la erosión y permiten que lavegetación vuelva a crecer rápidamente. Lasmáquinas de desbroce son más lentas y más cos-tosas que las topadoras pero causan menos daño.

Las fotografías tomadas durante la prepara-ción de las vías de acceso y a intervalos regularesluego de finalizado el levantamiento, muestrancon qué rapidez vuelve a crecer la vegetacióncuando se abren vías de acceso con máquinas dedesbroce (próxima página). Después de un mes,las vías de acceso siguen visibles, pero la vegeta-ción crece. Al cabo de dos meses, comienzan amedrar plantas más grandes. La evaluación pos-terior al proyecto ha demostrado que transcurri-dos entre 6 y 12 meses es imposible ver las víasde acceso. Hoy, hasta las vías de acceso másrecientes dejan de verse. Las mismas vías deacceso abiertas con topadora seguirían visibles alcabo de 30 años.

Las brigadas de WesternGeco están expan-diendo el uso de las máquinas de desbroce ecoló-gicas y las han desplegado en Chad, Bolivia yEstados Unidos para los operadores multinacio-nales que deseen aplicar en el extranjero lamisma tecnología segura desde el punto de vistaambiental que desean que se utilice en sus pro-pios países.

Más allá del cumplimiento del deber en BoliviaLas recientes operaciones sísmicas llevadas acabo en un ecosistema sensible del sur de Boliviaobservaron estándares estrictos destinados aminimizar el impacto del campamento base, los

campamentos volantes y la preparación de lasvías de acceso sobre el medio ambiente y lacomunidad autóctona.6 El levantamiento, quecubrió un área de 1090 km2 [421 millas cuadra-das] de la región chaqueña de Bolivia, decidióatenerse al plan de manejo del medio ambienteespecífico del proyecto, incluyendo los estánda-res ambientales de WesternGeco, la legislaciónboliviana sobre medio ambiente, las políticas delcliente y la Norma 14001 de la OrganizaciónInternacional de Normalización (ISO, por sussiglas en inglés).7

El área prospectiva presenta una combinaciónde vegetación típica de zonas desérticas, conmonte bajo y árboles de 20 m [66 pies] de altura.En este clima árido, con temperaturas extremasque oscilan entre 48°C [119°F] en noviembrehasta –10°C [14°F] en junio, la escasa poblaciónhumana vive fundamentalmente de la cría deganado. De las 11 comunidades de la región, sólouna tiene un generador eléctrico. El estado delsuministro de agua, los caminos y otros servicioses deficiente. Deberían considerarse y controlarsetodos los aspectos del potencial impacto del pro-yecto sísmico sobre el medio ambiente.

En cumplimiento de los requisitos de la com-pañía petrolera cliente, el gobierno boliviano,WesternGeco y las disposiciones de la norma ISO14001, todo empleado nuevo debía aprobar un

18 Oilfield Review

> Máquina de desbroce en Chad. Estas grandes segadoras se utilizan paraextraer la malezas sin dañar las raíces o el suelo. Las máquinas de des-broce son más lentas y más costosas que las topadoras pero causanmenos daño. El hecho de dejar las raíces en su lugar ayuda a reducir laerosión y permite que la vegetación vuelva a crecer rápidamente.

> Vagoneta de perforación para perforar un pequeño porcentaje de pozos deexplosión en el levantamiento de Bolivia.

6. Fyda JW y Eales RM: “Using an EnvironmentalManagement System During Seismic Activities toMinimize Environmental Impact and Provide a CivicAction Plan for Local Population in Proximity to aSensitive Bolivian Ecosystem,” artículo de la SPE 74007,presentado en la Conferencia Internacional de la SPEsobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente enExploración y Producción de Petróleo y Gas, KualaLumpur, Malasia, 20 al 22 de marzo de 2002.

7. ISO 14001 es el primer nivel en la familia ISO de normasmedioambientales internacionales. Para más información,consulte: http://www.iso.ch/iso/en/prods-services/otherpubs/iso14000/index.html

8. Fyda y Eales, referencia 6.

Otoño de 2003 19

curso de educación ambiental antes de firmar uncontrato. El temario del curso incluía: organiza-ción y políticas de calidad, salud, seguridad ymedio ambiente, procedimientos de campamen-tos base, pautas de apertura de vías de acceso,manejo de residuos, abordaje de incidentesambientales, información arqueológica y medidasde recuperación del medio ambiente.

El campamento base fue construido cerca deun pueblo, en un área que había sido limpiadaanteriormente para instalar campamentos sísmi-cos. La brigada bombeaba agua para el campa-mento desde un pozo cercano a una escuela yhabía construido una planta de tratamiento a finde producir agua apta para cocinar y lavar, y unsistema séptico para el tratamiento del agua resi-dual. Todo el residuo sólido (biodegradable, pro-veniente del petróleo y reciclable) se recolectaba,separaba, pesaba y eliminaba de acuerdo con lasdisposiciones de la norma ISO 14001 y la legisla-ción boliviana.8

Para minimizar el impacto del levantamientosísmico, el ancho máximo de las vías de acceso sefijó en 1.5 m [5 pies]. Sólo podrían talarse aquellosárboles que tuvieran un diámetro de no más de 20cm [7.8 pies] a una altura específica. Ciertos árbo-les y cactus estaban clasificados como especiesprotegidas y no podrían cortarse bajo ningún con-cepto. El diseño del levantamiento representabauna geometría de líneas sinuosas, de modo depoder mover cualquier línea para evadir obstácu-los. A fin de evitar daños innecesarios a la vegeta-ción, la brigada abrió las vías de acceso a mano,con machetes, dejando intacta la capa superficialdel terreno.

Para perforar casi un 95% de los pozos deexplosión, se hizo uso de perforadoras portátilesque utilizan aire inyectado a presión para limpiarel pozo. El equipo portátil era lo suficientementeliviano como para ser desarmado y llevado alsiguiente punto de tiro si el terreno lo permitía.En terreno peligroso, el equipo era trasladadocon helicópteros y redes de carga. En la medidade lo posible, se utilizaron vagonetas de perfora-ción para un pequeño porcentaje de pozos(página anterior, arriba a la derecha).

Después del levantamiento sísmico, un grupode saneamiento del medio ambiente recorriótodas las líneas y controló todos los campamen-tos volantes y los helipuertos para restituir lasáreas a su estado natural. Este grupo era respon-sable de recoger los desechos, las señales dellevantamiento y las tapas de cables de los puntosde tiro; rellenando los pozos de explosión quehubieran detonado durante la registración dellevantamiento; y colocando la vegetación cortadasobre las líneas del levantamiento para que sir-vieran como capa de paja con estiércol.

En ocasiones, el esfuerzo por evitar daños almedio ambiente trasciende lo requerido y se tra-duce en el mejoramiento de las áreas adyacentes.Para ayudar a optimizar algunos servicios básicosdentro del área del levantamiento de Bolivia, losintegrantes del campamento base participaron deprogramas de acción social. Los programas esta-ban destinados a aumentar la concientización delas comunidades locales acerca de asuntos medio-ambientales y ayudar a los residentes a aprender

a mejorar su calidad de vida en esta área proble-mática. A través de seminarios implementados enlas escuelas locales, los habitantes de la zona seenteraron de las medidas que podían adoptar parahacer su mundo más seguro y saludable. Los cur-sos dictados cubrieron los aspectos relacionadoscon la seguridad doméstica, el saneamiento delagua, la disposición final de residuos y la prepara-ción para emergencias médicas. El médico de labrigada visitó las comunidades, disponiendo el

> Fotografías tomadas para la vigilancia rutinaria del medio ambientedurante la preparación de las vías de acceso (arriba), un mes después(centro) y dos meses después de finalizado el levantamiento (abajo). Lavegetación vuelve a crecer rápidamente en las vías de acceso abiertascon máquinas de desbroce.

traslado de algunos pacientes a un hospital lejanoen los vehículos de trabajo. La brigada donó insu-mos de construcción para reparar edificios comu-nitarios, entregó material didáctico a las escuelas,reparó caminos de la zona y restauró el generadory las bombas de agua en la comunidad vecina.

Los programas de acción social son vitalespara las operaciones en muchas áreas. Estos pro-gramas fomentan las buenas relaciones entre elcontratista de servicios sísmicos, la comunidad yla compañía petrolera cliente, y garantizan que losproyectos llevados a cabo por el contratista con-tribuyan a satisfacer las metas de la comunidad alargo plazo.

Adquisición en ambientes árticosLas condiciones intimidatorias, característicasde los ambientes árticos, exigen dedicación, pla-neación y experiencia por parte de las brigadas afin de asegurar que la adquisición de datos serealice en forma segura y puntual. En el TaludNorte de Alaska ha habido brigadas realizandolevantamientos desde la década de 1950, cuandoWesternGeco comenzó a establecer las normasde desempeño y seguridad en condiciones pro-pias de las regiones árticas.

El ecosistema ártico es un sistema delicado.La frágil vegetación de tipo tundra, si se des-truye, puede tardar décadas en volver a crecer.Los caminos, los equipos de perforación, lastuberías y la presencia de seres humanos puedenafectar las manadas de caribú, los pájaros y otrasespecies migratorias (arriba). La actividadhumana no sólo perjudica a las plantas y a losanimales en términos numéricos sino también encuanto a distribución geográfica.9 Si no existe unmanejo correcto, la creciente cantidad de sereshumanos que habitan el Talud Norte en formaprovisoria puede generar más desperdicios paralos osos, zorros, cuervos y gaviotas que se ali-

mentan de podredumbre. La industria de E&P haidentificado esta preocupación, de manera quelos desperdicios se dejan a resguardo del accesode especies animales que habitan la región.

Para minimizar el impacto ambiental, loslevantamientos terrestres del ártico se llevan acabo en los meses de invierno cuando la tundra secongela y un manto de nieve protege a la vegeta-ción. WesternGeco ha desarrollado equipos, ope-raciones y cursos de entrenamiento especialespara estas duras condiciones. En las regiones árti-cas, durante muchos años se utilizaron vehículosmontados sobre orugas, en vez de ruedas.10 Estosvehículos se emplean no sólo para transportar lasfuentes vibroseis sino también para desplegar yrecuperar el equipo de adquisición (páginasiguiente, arriba a la izquierda). Los continuosavances registrados en la tecnología de bandas derodamiento han hecho posible la utilización deorugas de hule—una para cada extremo de unvehículo articulado—para minimizar el desliza-miento de los patines sobre la delicada tundra. Lautilización de orugas más anchas implica menospresión sobre el terreno y mejor calidad demanejo, lo que reduce la fatiga del operador yotros problemas relacionados con la salud. Losjalones plásticos y espigas de alambre alguna vezcolocados para indicar la posición de las fuentesy los receptores han sido reemplazados por esta-cas de madera que se biodegradan si se dejaninadvertidamente en el campo.

Un ejemplo reciente, que refleja múltiplesesfuerzos de protección del medio ambiente, esel levantamiento realizado por WesternGeco enGreater Prudhoe Bay Unit, Alaska, EUA, para BPExploration Alaska (BPXA), durante el inviernode 2002–2003. El objetivo del levantamiento eraaumentar la cantidad de datos adquiridos en ladécada de 1980 y mejorar la imagen de las for-maciones petrolíferas con miras a identificar

nuevos emplazamientos de pozos en un campopetrolero en declinación. Con programas de per-foración de pozos de relleno optimizados, BPXAesperaba mejorar la producción y controlarmejor la declinación natural de la producción delcampo. El área del levantamiento propuestaestaba cubierta por numerosos lagos y arroyos ydos desagües fluviales importantes, el Kuparuk yel Sagavanirktok. Además, en todo el área dellevantamiento, la infraestructura del campopetrolero Prudhoe Bay—estaciones de flujo,emplazamientos de pozos, caminos y líneas deconducción—presentaba obstáculos potencialescreados por el hombre. Dentro del área del levan-tamiento se encuentra ubicada la comunidad deDeadhorse y su aeropuerto. El levantamiento,que abarcaba un área de 470 km2 [180 millascuadradas], movilizó una brigada de aproximada-mente 80 personas. El grupo utilizó dos convoyesde equipos montados sobre orugas de hule paraminimizar el impacto sobre el medio ambiente(próxima página, arriba a la derecha).

Con tantos vehículos en operación, se debenadoptar cuidados especiales para evitar la conta-minación de la nieve con gotas o derrames deproductos a base de hidrocarburos durante elreaprovisionamiento, el mantenimiento y lasoperaciones cotidianas. Un camión vibroseishace circular aceite hidráulico a una presión decientos de bares [miles de lpc] para accionar el

20 Oilfield Review

> Manadas de caribú conviven con los vehículos de adquisición sísmica.

9. “Effects of Oil and Gas Development Are Accumulating onNorthern Alaska’s Environment and Native Cultures,” uninforme de las Academias Nacionales: 5 de marzo de 2003.http://www4.nationalacademies.org/news.nsf/isbn/0309087376

10. Read T, Thomas J, Meyer H, Wedge M y Wren M:“Environmental Management in the Artic,” OilfieldReview 5, no. 4 (Octubre de 1993): 14–22.

11. Un área de montaje es un sector del terreno donde la bri-gada prepara el equipo antes de ser utilizado en el campo.Las dimensiones del área pueden variar entre 50 por 50 my 200 por 200 m [164 por 164 pies y 656 por 656 pies].

Otoño de 2003 21

vibrador. Si se rompe una manguera, se puedenperder hasta 150 litros [40 galones] de aceite.Hoy, para evitar goteos, todos los vehículos por-tan materiales absorbentes que se colocandebajo de los mismos cuando se detienen. En elpasado, toda porción de nieve contaminadahubiera sido recogida con pala, introducida yenviada junto con el material absorbente conta-minado en un vehículo montado sobre oruga desoporte, o por avión, hasta un centro de elimina-ción final en la ciudad de Deadhorse, alejado delas diversas áreas de exploración en actividad.

En la actualidad, las brigadas de WesternGecopueden acumular toda la nieve y el materialabsorbente contaminado en localizaciones remo-tas del campo para su eliminación final, utili-zando una tecnología especial de eliminación eincineración de residuos. Los líquidos recolecta-dos y la nieve contaminada se vuelcan en unseparador de alta temperatura controlado porcomputadora. El agua extraída es reciclada parael lavado de los trapos de los talleres y los unifor-mes del personal. El aceite se utiliza para ali-mentar el quemador de un incinerador queelimina los materiales de desecho y la basuragenerada por el personal. El único residuo quequeda es la ceniza que se empaca en el puntoremoto y se envía a un centro de eliminación finaladecuado.

Se ha implementado un programa de monito-reo de la tundra que ayuda a comprender lascomplejidades de este frágil ecosistema y desa-rrollar formas de evitar su daño en el largo plazo.En los levantamientos recientes, se implementa-ron sistemas de medición especiales para contro-lar las áreas de permanencia, los sitios de loscampamentos y los rastros dejados como conse-cuencia de su traslado.11 Los elementos monito-reados incluyen separadores de condensación,

derrames, desechos, escurrideras, líquidos derra-mados y el impacto sobre la tundra, cuyo segui-miento consta en una ficha de evaluación deresultados. Por otra parte, se requirió la asisten-cia de gerentes para la vigilancia rutinaria delmedio ambiente y la retroalimentación de lainformación a través de un plan de medidascorrectivas para quienes visitaran las localizacio-nes de las brigadas. El programa EcoSeis deAlaska incluye un sobrevuelo estival para super-visar el impacto del contacto con la tundra a máslargo plazo. Esto se realiza en conjunto con otrosgrupos de interés. La vigilancia rutinaria ha sidoun elemento esencial para ayudar a las brigadasa minimizar los rastros dejados por los levanta-mientos sísmicos, prevenir cualquier impactopotencial sobre el medio ambiente en el largoplazo y educar a los grupos de interés acerca delos avances logrados en la forma en queWesternGeco lleva a cabo sus levantamientos eneste entorno especial. Los levantamientos sísmi-cos exitosos como el de Alaska para BP no selogran fácilmente, sino que demandan planea-ción, entrenamiento y estricta atención enfocadaen el detalle. WesternGeco trabajó con BPdurante casi un año para preparar el proceso deadquisición y las actividades medioambientalesantes de implementar los planes en el año 2003.En el año 2002, los procedimientos deWesternGeco en Alaska fueron auditados por DetNorske Veritas (DNV) en función del SistemaInternacional de Calificación Ambiental (IERS,por sus siglas en inglés), para el que un NivelIERS 5 equivale a la norma ISO 14001. El procesode manejo del medio ambiente de WesternGecoen Alaska recibió un Nivel 7 de certificaciónIERS de DNV, lo que indica un mejoramiento conrespecto a las normas ISO 14001 existentes. Porotra parte, el sistema especializado de separa-

ción e incineración de residuos se hizo acreedoral Premio Prevención de la Contaminación delComisionario por su Logro Destacado enReducción de Residuos 2002, conferido por elDepartamento de Conservación del MedioAmbiente de Alaska. El sistema de tratamientode residuos también recibió el premio a la exce-lencia en medio ambiente de Schlumberger pordemostrar liderazgo y compromiso con el medioambiente.

Conciencia ambiental: una responsabilidad de la industriaPara la mayoría de las comunidades, la llegadadel contratista de servicios sísmicos constituye suprimer encuentro con la industria de E&P. Comotal, el desempeño del contratista en términos desalud, seguridad y medio ambiente es observadode cerca y se convierte en pauta para otros servi-cios que aparecen más adelante durante el desa-rrollo de un área prospectiva. La industriageofísica asume esta responsabilidad con serie-dad y continúa desarrollando tecnología diseñadapara fomentar la seguridad en el manejo de losrecursos medioambientales y culturales.

Los ejemplos presentados en este artículodestacan los métodos desarrollados porWesternGeco en un esfuerzo por no dejar huellaalguna como consecuencia de sus actividades.Con el enfoque continuo de toda la comunidad deE&P, gestiones y expectativas similares se con-vertirán en la norma de la industria. Sólo a travésdel esfuerzo coordinado alcanzaremos nuestrasmúltiples metas: la conservación de los ecosiste-mas y los tesoros culturales, el desarrollo de solu-ciones técnicamente superiores y la exploracióny producción eficientes de los recursos. —LS

> Vehículo montado sobre oruga de hule para el despliegue de líneas. Unintegrante de la brigada conocido como tira cables despliega el cable sís-mico a medida que se mueve el vehículo.

> Dos convoyes de cinco unidades vibroseis cada una, desplegadas enla Unidad Greater Prudhoe Bay para BP Exploration Alaska.

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Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo

Anwar Husen Akbar AliCairo, Egipto

Tim BrownMarathonOklahoma City, Oklahoma, EUA

Roger DelgadoPluspetrolLima, Perú

Don LeeDick PlumbNikolay SmirnovHouston, Texas, EUA

Rob MarsdenAbu Dhabi, UAE

Erling Prado-VelardeAl-Khobar, Arabia Saudita

Lee RamseySugar Land, Texas

Dave SpoonerBP Aberdeen, Escocia

Terry StoneAbingdon, Inglaterra

Tim StoufferMarathonMoscú, Rusia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Usman Ahmed, Karen Glaser y Eduard Siebrits,Sugar Land, Texas, EUA; Tom Bratton, Pat Hooyman yGemma Keaney, Houston, Texas; Jim Brown, BG Tunisia,Túnez, Tunicia; John Cook, Cambridge, Inglaterra; JuanPablo Cassenelli, Pluspetrol, Lima, Perú; Marcelo Frydman,Bogotá, Colombia; Alejandro Martín y Julio Palacio, Lima,Perú; Adrian Newton, Gatwick, Inglaterra; Bill Rau,ChevronTexaco, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; y KenRussell y Kate Webb, Aberdeen, Escocia. Se agradece tam-bién a Pluspetrol, Hunt Oil, SK Corporation y Tecpetrol porsus contribuciones y por el material informativo del casoCamisea.APWD (Presión Anular Durante la Perforación), CMR(Resonancia Magnética Combinable), DrillMAP, DSI (herra-mienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar),ECLIPSE, FMI (herramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total),

FracCADE, MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), PowerDrive, PowerSTIM, RFT (Probador deFormación a Repetición), UBI (herramienta de generaciónde Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) y USI(herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas) sonmarcas de Schlumberger.

En muchas de las actuales operaciones complejas de perforación, terminación y

explotación, la falta de comprensión de la geomecánica de un campo petrolero

representa un riesgo costoso. El desarrollo de un modelo mecánico del subsuelo

consistente puede mitigar ese riesgo y brindar beneficios a lo largo de toda la vida

productiva del campo.

La Tierra es un lugar sometido a esfuerzos. Laciencia de la geomecánica intenta comprender losesfuerzos presentes en el subsuelo, ya sea que seencuentren en una cuenca de subsidencia simpleo en la intersección de placas tectónicas en coli-sión. Un modelo básico podría ser suficiente en elprimer caso, pero los marcos tectónicos complejosy otras situaciones dificultosas que se plantean enla exploración y el desarrollo de hidrocarburosexigen herramientas y modelos geomecánicoscada vez más sofisticados.

Los esfuerzos que se ejercen sobre los sereshumanos producen cambios en su comporta-miento o en su personalidad. De un modo similar,los esfuerzos presentes en la Tierra a menudomodifican sus rasgos, creando a veces condicio-nes adecuadas para el entrampamiento de hidro-carburos. El diapirismo salino genera trampasdonde las formaciones porosas descansan sobrela sal impermeable; el desplazamiento de la saltambién forma campos de esfuerzos complejos.

Las placas tectónicas colisionan, elevando a lasformaciones para formar cordones montañosos, ytambién crean las condiciones para la acumula-ción de hidrocarburos. La rápida acumulación desedimentos en lugares tales como el Golfo deMéxico genera diferenciales de presión que pue-den dar lugar a flujos de agua somera y zonassobrepresionadas más profundas; situacionesrealmente peligrosas para las operaciones deperforación.1

La comprensión de los peligros generados porlos esfuerzos que se presentan en la Tierra esimportante para la seguridad y eficacia de la per-foración e impulsa el desarrollo de modelos geo-mecánicos. Los esfuerzos presentes en la Tierratambién inciden en otros aspectos de la evalua-ción y el desarrollo de yacimientos. La magnitud yorientación de los esfuerzos afectan la iniciacióny propagación de las fracturas. Las formacionesdébilmente consolidadas pueden derrumbarse enel interior del pozo debido a los esfuerzos com-

1. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M,Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M,Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, SigismondiM, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lolargo de la vida productiva del yacimiento,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.Carré G, Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B,Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D,Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativaspara los pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 38–53.

Otoño de 2003 23

presivos producidos en la pared del pozo (ovaliza-ción por ruptura de la pared del pozo). La com-presibilidad de la formación puede ser unmecanismo de impulsión importante en yaci-mientos débiles; la subsidencia resultante puededañar las instalaciones de superficie y las líneasde conducción o reducir la distancia que mediaentre la parte inferior del piso de una plataformamarina y la cresta de las olas más altas, situaciónpotencialmente peligrosa.

Estos pocos ejemplos ilustran la necesidad dedisponer de una imagen coherente de los esfuer-zos presentes en el subsuelo. Lamentablemente,los datos obtenidos dentro de un área geográficaa veces son escasos y en ocasiones pueden pare-cer contradictorios. Por otra parte, las condicio-nes de los esfuerzos presentes en un pozodeterminado pueden diferir considerablementede las condiciones existentes en los pozos veci-nos. Los especialistas deben poder ajustar elmodelo de esfuerzos para que se adapte a unalocalización específica.

Por más complejo que pueda ser el estado delos esfuerzos en cualquier punto en particular, laperforación de un pozo y la extracción de hidro-carburos aumentan la complejidad de esteestado. Las actividades de perforación y produc-ción alteran los esfuerzos locales, a veces en per-juicio de las actividades de explotación de

yacimientos. La perforación extrae material deuna formación, lo que modifica los esfuerzos pre-sentes en los pozos adyacentes. La perforaciónen condiciones de sobrebalance o bajo balance,respectivamente, aumenta o reduce la presión deporo de la formación. Estos cambios pueden difi-cultar o facilitar la perforación, según las condi-ciones locales y es importante saber conanticipación cuál es el resultado más probable.El aumento de la presión de un pozo puede alte-rar los esfuerzos locales al punto de triturar laroca. Esto puede ser bueno si se trata de unafractura hidráulica planificada o malo si generapérdida de fluido durante la perforación. La pro-ducción reduce la presión de poro, lo que puedeproducir reducción de la permeabilidad o com-pactación de la formación. Estos efectos del ago-tamiento podrían no ser reversibles aun cuandola presión de poro aumente como resultado de lainyección de agua o de gas.

Es posible predecir resultados positivos onegativos en forma más confiable si se conoce elestado de los esfuerzos. La vigilancia rutinariadel estado de los esfuerzos durante la perfora-ción resulta particularmente importante paraproporcionar una medida de las condicioneslocales más que de las condiciones en las adya-cencias. Por otra parte, a menudo existen defi-ciencias en los datos obtenidos antes de la

perforación que pueden ser obtenidas mediantela registración continua de las condiciones de losesfuerzos. Las mediciones de los esfuerzos entiempo real aportan información clave para miti-gar los riesgos de la perforación. Estos datos soningresados en un modelo mecánico del subsuelo(MEM, por sus siglas en inglés).

Según la implementación de Schlumberger,el MEM es una compilación lógica de informa-ción relevante acerca de los esfuerzos a que estásometido el subsuelo y las propiedades mecáni-cas de las rocas que conforman un área determi-nada, un medio para actualizar esa informaciónrápidamente y un plan de utilización de la infor-mación para las operaciones de perforación y elmanejo de yacimientos. Un MEM puede utilizardatos de entrada de los modelos geofísicos, geo-lógicos y de ingeniería de yacimientos pero no essimplemente un modelo puesto en una cuadrí-cula con atributos asignados a cada una de susceldas. El aspecto adicional crítico de un MEM esque provee una vista unificada de las propieda-des mecánicas de las rocas para un área deter-minada (arriba).

Este artículo describe la construcción y utili-zación de los modelos mecánicos del subsueloilustrados con ejemplos de Perú, el Mar delNorte, el Golfo de México, Rusia, Medio Oriente yTúnez.

Geología Estratigrafíamecánica

Resistencia elástica Esfuerzo terrestrey presión de poro

Módulo de Young, E, MPa

Relación dePoisson, ν

Ángulo de fricción, Φ, grados

Esfuerzo, MPaDirección de σh

UCS, MPa201 W N

10 700100

E0 2004000

σVσhσhPp

> Concepto del modelo mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en inglés). El primer paso en la construcción de un MEM consiste en comprender lageología local y regional (izquierda). La estratigrafía mecánica detallada provee información sobre los tipos de facies y los mecanismos de deformaciónlocal (centro). De este estudio detallado se obtienen perfiles de parámetros elásticos y de resistencia de la roca, incluyendo la resistencia a la compresiónno confinada (UCS, por sus siglas en inglés) (derecha). Estos parámetros se utilizan para predecir la presión de poro, Pp, los esfuerzos horizontales mínimoy máximo, σh y σH, y el esfuerzo vertical, σV. La determinación de la dirección del esfuerzo horizontal también es importante para las operaciones de perfo-ración y terminación.

Planeación de la vida productiva de un campo petroleroLa geomecánica implica la predicción y el manejode la deformación de las rocas. Los episodios dedeformación de rocas no planificados le cuestan ala industria billones de dólares por año. El tiempoperdido por problemas de inestabilidad y la pér-dida de herramientas en el pozo se traducen encostos de perforación más elevados y demoras en laproducción. Si son graves, estos problemas puedenobligar a una compañía a perforar pozos de re-entrada o abandonar un pozo perforado. La falta decomprensión de las condiciones geomecánicaspuede generar terminaciones subóptimas y estimu-laciones infructuosas.

El desarrollo de la ciencia y la práctica de lageomecánica ha sido impulsado por una necesi-dad de la industria. La compactación de los yaci-mientos y la subsidencia de superficie han sidoseveras en ciertos yacimientos calcáreos del Mardel Norte, particularmente en el campo Ekofisk,donde Phillips—ahora ConocoPhillips—elevólas plataformas 6 m [19.7 pies] en 1987. La por-ción central del campo se había hundido otros 6m para 1994 y posteriormente debieron reempla-

zarse varias plataformas.2 Tanto el campoValhall—operado por Amoco, ahora BP—comoel campo Ekofisk, experimentaron problemas deinestabilidad de pozos durante la perforación y,posteriormente, durante la producción. A partirde 1982, algunas de las compañías involucradasen la explotación de los yacimientos calcáreosdel Mar del Norte se unieron con los ministeriospetroleros noruego y danés para estudiar la geo-mecánica de la creta en una serie de programasde Investigación Conjunta de la Creta.3

A comienzos de la década de 1990, BP debióenfrentar serios problemas de estabilidad depozos en el campo Cusiana, situado enColombia.4 Los métodos convencionales de reso-lución de problemas de inestabilidad de pozosresultaron ineficaces en este campo. Un equipode geocientíficos e ingenieros de múltiples com-pañías trabajó todo un año compilando informa-ción geomecánica suficiente para permitirlemejorar el desempeño de las operaciones de per-foración. La experiencia adquirida durante esteproyecto condujo a los especialistas deSchlumberger a desarrollar el concepto de unmodelo mecánico del subsuelo.5 Un MEM com-

prende datos petrofísicos y geomecánicos refe-rentes al estado de un yacimiento, su sobrecarga,y las capas límites adyacentes y, adicionalmente,provee un conocimiento unificado de esos datos.

Con el estudio del campo Cusiana, se origina-ron varios principios relacionados con el modelomecánico del subsuelo. Primero, todos los datosdisponibles deberían utilizarse para desarrollarel modelo geomecánico de un campo. La comple-jidad de cualquier análisis de datos debe serbalanceada en función de las restricciones detiempo existentes y el valor de la informaciónobtenida. Existen tres tipos de información clave:mecanismos de falla, estado de los esfuerzos ypropiedades mecánicas de las rocas. Por último,para la ejecución exitosa del programa de perfo-ración mediante la utilización de un MEM esnecesario contar con información en tiempo realpara actualizar el modelo, con un buen manejo dedatos y con excelentes comunicaciones.

En gran medida, el desarrollo de la geomecá-nica ha coincidido con el desarrollo de herra-mientas de adquisición de registros geofísicoscada vez más sofisticadas, tales como las deregistros sónicos y de generación de imágenes.Un MEM utiliza estos datos, correlaciones paraconvertir las respuestas de los registros geofísi-cos en propiedades mecánicas, datos de núcleosy recortes, e información obtenida de los infor-mes de perforación diarios y de otras fuentes(izquierda). El desafío consiste en tomar losdatos de todas estas fuentes, organizarlos dentrode un sistema de computación, y procesarlos einterpretarlos en forma oportuna para generarun resultado económico positivo.

Un MEM completo es más que la suma de losdatos que lo componen; es un conocimiento uni-ficado de todos los datos relevantes. Cuando lainformación es segmentada y conservada en con-juntos independientes—tales como problemasacontecidos durante la perforación de pozosvecinos en una categoría y resultados sísmicos enotra, con las presiones medidas durante la perfo-

24 Oilfield Review

2. Andersen MA: Petroleum Research in North Sea Chalk.Stavanger, Noruega: RF–Rogaland Research (1995): 142

3. Andersen, referencia 2: 1.4. Last N, Plumb RA, Harkness R, Charlez P, Alsen J y

McLean M: “An Integrated Approach to ManagingWellbore Instability in the Cusiana Field, Colombia, SouthAmerica,” artículo de la SPE 30464, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubre de 1995.Addis T, Last N, Boulter D, Roca-Ramisa L y Plumb D:“The Quest for Borehole Stability in the Cusiana Field,Colombia,” Oilfield Review 5, no. 2/3 (Abril/Julio de 1993):33–43.

5. Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “TheMechanical Earth Model Concept and Its Application toHigh-Risk Well Construction Projects,” artículo de la SPE59128, presentado en la Conferencia de Perforación dela IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 defebrero de 2000.

Propiedad

Estratigrafía mecánica

Presión de poro (Pp)

Esfuerzo de sobrecarga (sv)

Esfuerzo horizontal mínimo (sh)

Esfuerzo horizontal máximo (sH)

Parámetros elásticos [módulo de Young (E), módulo de corte (G), relación de Poisson (n)]

Parámetros de resistencia de la roca [resistencia a la compresión no confinada (UCS), ángulo de fricción (F)]

Mecanismos de falla

Registros geofísicos fuente

Rayos gamma, densidad, resistividad, velocidad de ondas compresivas derivadas del registro sónico (Vp) (Vp)

Vp, levantamientos de tiros de prueba de velocidad, resistividad

Densidad volumétrica

Vp y velocidad de ondas de corte derivadas del registro sónico (Vs),herramienta de esfuerzo operada con cable

Imágenes de la pared del pozo

Vp y Vs, densidad volumétrica

Vp y Vs, densidad volumétrica, estratigrafía mecánica

Imagen de la pared del pozo, calibrador de brazos múltiples orientado

Otras fuentes

Recortes, derrumbes, estratigrafía secuencial

Velocidad de intervalo derivada de datos sísmicos, pruebas de integridad de la formación, informes de perforación diarios

Recortes

Dirección del esfuerzo Calibradores de brazos múltiples orientados, imágenes de la pared del pozo, anisotropía de velocidad orientada

Mapas estructurales,datos sísmicos 3D

Pp , pruebas de pérdida de fluido, pruebas de admisión extendidas, operaciones de microfracturamiento hidráulico, pruebas de inyección escalonadas, base de datos local o regional, informes de perforación diarios, modelado

Pp , sh, resistencia de la roca, base de datos, modelo de esfuerzos del pozo

Base de datos, pruebas de núcleos de laboratorio, derrumbes

Base de datos, pruebas de núcleos de laboratorio, derrumbes

Informes de perforación diarios, derrumbes

> Fuentes de información utilizadas para construir un MEM.

Otoño de 2003 25

ración en un tercer conjunto de datos—losmodelos pueden ser incoherentes o inclusoinconsistentes. Con un MEM unificado, se pue-den aplicar relaciones rigurosas en forma uni-forme, proporcionando acceso más fácil,visualización, actualización en tiempo real y unúnico punto para la discusión a medida queingresa información nueva desde el equipo deperforación o la plataforma de producción (véase“Componentes de un modelo mecánico del sub-suelo,” página 26).

El grado de detalle de un MEM varía entre uncampo y otro, según las necesidades operativas ylos riesgos. Puede tratarse de un conjunto unidi-mensional simple de perfiles de profundidad queindican parámetros elásticos o elastoplásticos,resistencia de la roca y esfuerzos presentes en elsubsuelo en el contexto de la sección estratigráficalocal. En un modelo desarrollado en forma másexhaustiva, se incluyen las variaciones lateralespara generar un marco geofísico tridimensional(3D) que incorpora una descripción 3D de las pro-piedades mecánicas.

Naturalmente, cualquier MEM creado antesde la perforación se basará en datos históricos ydatos de pozos vecinos, de modo que inevitable-mente contendrá incertidumbres y estará untanto desactualizado no bien la barrena tengacontacto con el terreno. La actualización delmodelo durante la perforación es vital para redu-cir las incertidumbres, lograr el control correctodel proceso de perforación y obtener resultadossuperiores en el ulterior desarrollo. Un MEMpuede actualizarse utilizando información reciénadquirida, incluyendo datos de registros geofísi-

cos y datos de mediciones adquiridos durante laperforación (LWD y MWD, por sus siglas en inglésrespectivamente).

Los problemas secundarios que se planteandurante la perforación pueden volverse costososen el momento de tomar decisiones rápidas,sobre la base de información insuficiente eincompleta. Con un MEM implementado, elequipo de trabajo puede anticipar los problemaspotenciales y controlar los datos de entrada paralograr consistencia con el modelo. Cuando sur-gen problemas, el equipo de trabajo puede tomardecisiones rápidas, bien fundamentadas, e impe-dir que episodios secundarios se conviertan enproblemas de importancia.

A veces, las condiciones de los esfuerzos indi-can que un pozo debería ser estable pero la expe-riencia de campo demuestra lo contrario. Enestos casos, un MEM proporciona pautas para laselección del fluido de perforación. Por ejemplo,si la inestabilidad se debe a la presencia de arci-llas expansibles, sensibles, tales como la esmec-tita, debería utilizarse un fluido de perforacióncompatible con este tipo de formación. Con fre-cuencia, la inestabilidad del pozo está relacio-nada con planos de debilidad, tales como planosde estratificación o pequeñas fracturas pre-exis-tentes de sólo centímetros, por lo que se reco-mienda la utilización de un fluido de perforacióncon baja pérdida de fluido, con aditivos obtura-dores de fisuras. En algunos campos del Golfo deMéxico, la ventana de presión segura es tanestrecha que la resistencia de gel del fluido deperforación debe ser reducida para evitar el frac-turamiento de una formación.

La inversión necesaria para el desarrollo deun MEM se puede amortizar varias veces durantela vida productiva de un campo petrolero (abajo,a la izquierda). La mayoría de los MEMs existen-tes hasta la fecha han sido desarrollados duranteun programa de perforación, pero eso está cam-biando ya que se están desarrollando más MEMspara programas de re-terminaciones de pozos.

Un MEM activamente actualizado constituyeuna herramienta vital para el manejo del campodurante toda su vida productiva, de modo que elmanejo de datos se convierte en un tema clave.Muchas veces, los operadores obtienen informa-ción para un objetivo, que puede resultar de uti-lidad para una mayor comprensión de su activo.Sin un modelo unitario coherente, los ingenierosquizás ignoren información importante que lacompañía ya posee o probablemente no estén altanto del valor potencial de la información conque cuentan. La construcción de un MEM es unpaso importante para la obtención de ese valor.

Schlumberger tiene grandes conocimientostécnicos en lo que respecta a la construcción yutilización de modelos terrestres mecánicos. Lacompañía provee servicios de expertos en geome-cánica en todo el mundo, y cuenta con centros enHouston, Texas, EUA; Gatwick y Cambridge,Inglaterra; Kuala Lumpur, Malasia; y Abu Dhabi,UAE. La nueva tecnología que está desarrollandoSchlumberger en Abingdon, Inglaterra, combinalos cálculos de esfuerzos 3D con el simulador deyacimientos ECLIPSE. Dentro de Schlumberger,una comunidad geomecánica organizada com-parte sus conocimientos a través de reuniones yboletines de noticias, asegurando que las mejoresprácticas se difundan rápidamente por toda lacompañía.

Auditoría de los datos de CamiseaEl primer paso en la construcción de un MEMconsiste en organizar la información disponible através de una auditoría de datos. Esto es más queuna tabulación de información cuantitativa ycualitativa; el equipo de auditoría procura com-prender los problemas potenciales de la perfora-ción de pozos futuros u otras actividades. Unequipo recolecta información relacionada nosólo con un yacimiento sino también con las for-maciones que se encuentran por encima, pordebajo, y al lado del mismo. Dicha informacióncomplementaria puede ser difícil de encontrar,porque muchos programas de adquisición dedatos se centran solamente en la adquisición deregistros geofísicos de formaciones productivas.

Exploración Delineación Desarrollo ExplotaciónRecuperación

asistida

Presión de poroYacimientos fracturadosEstabilidad del pozoEmplazamiento del pozoProfundidad de la tubería de revestimientoSelección de la barrena de perforaciónFluido de perforaciónCompactación y subsidenciaMétodo de terminaciónControl de la producción de arenaResiduos de perforaciónDiseño de tramos multilateralesPozos horizontalesEstimulación de yacimientosRecuperación asistidaDiagnóstico de fallas

> Valor del MEM para las actividades relacionadas con la vida productiva del campo. Las barras indi-can la utilidad de un MEM para la determinación de las propiedades indicadas o para la ejecución delas actividades indicadas, durante las diversas etapas de las actividades de campos petroleros. Continúa en página 28

26 Oilfield Review

Schlumberger pasó varios años desarrollandoun proceso para construir un modelo mecáni-co del subsuelo (MEM, por sus siglas eninglés). Aunque los detalles varían según ladisponibilidad de datos y las necesidadescomerciales específicas para una situacióndada, la metodología se adecua a diversoscasos.

El primer paso del método consiste en acu-mular y auditar los datos disponibles. Toda lainformación relevante se combina en unencuadre coherente, el MEM, que permite lapredicción de las propiedades geomecánicas,tales como esfuerzos, presión de poro y resis-tencia de la roca.

Algunos componentes de los esfuerzos deuna formación pueden medirse directamentey otros pueden derivarse de cantidades cono-cidas, pero algunos deben estimarse en base acorrelaciones (arriba, a la derecha). Las prue-bas de núcleos determinan la resistencia a lacompresión no confinada (UCS, por sus siglasen inglés) y algunos otros parámetros talescomo el ángulo de fricción y la relación dePoisson, ν.1

El esfuerzo vertical, σV, suele obtenersemediante la integración de la densidad a tra-vés de los estratos de sobrecarga. En algunoscasos, no se adquieren registros de formacio-nes someras, por lo que a veces se utiliza unaextrapolación exponencial de esfuerzos verti-cales para modelar la región de la que no seadquieren registros.

La presión de poro, Pp, y el esfuerzo hori-zontal mínimo, σh, pueden determinarse apartir de pruebas de integridad de la forma-ción (FITs, por sus siglas en inglés) y de ope-raciones de minifracturamiento hidráulico,tales como los obtenidos mediante elProbador Modular de la Dinámica de laFormación MDT en una configuración deprueba de esfuerzos con empacador dual. Lasmediciones de estos parámetros en puntosespecíficos calibran las correlaciones deregistros a través de todas las formaciones.

Los modelos de esfuerzos, tales como elmodelo de Mohr-Coulomb, suelen utilizarsepara relacionar σh con Pp, σV y con el ángulode fricción interna. También se pueden utilizarotras correlaciones, pero requieren parámetrosde entrada adicionales que a menudo son difí-ciles de obtener. El ángulo de fricción internapuede correlacionarse con el contenido dearcilla obtenido de los registros geofísicos.

El esfuerzo horizontal máximo, σH, nopuede determinarse en forma directa, por loque hay que evaluar pistas para determinar lamejor correlación dentro de un modelo deesfuerzo escogido. La información correspon-diente a las restricciones impuestas sobre σH

incluye la presencia o ausencia de ovalizacio-nes por ruptura de la pared del pozo, medicio-nes de operaciones de minifracturamientohidráulico, resistencia de la roca y bases dedatos locales o regionales.

La dirección de σH es importante para ladeterminación de la estabilidad del pozo ypara la orientación de las fracturas hidráuli-cas. Los datos sísmicos proveen informaciónsobre la dirección de los esfuerzos regionalesal indicar fallas y rasgos compresivos y portracción relacionados con esos esfuerzos. Sinembargo, la proximidad con respecto a dichasfallas y rasgos principales—como la Cordillerade los Andes—puede alterar tanto la magni-tud como la dirección de los esfuerzos locales,aun cuando la conformación de ese rasgo noalterase el esfuerzo regional.2 Suele ser nece-saria una medida local de la dirección de losesfuerzos para complementar la informaciónregional. Las fallas y fracturas naturales pue-den interpretarse a partir de los datos de laherramienta de generación de ImágenesUltrasónicas de la Pared del Pozo UBI.

Mediante la registración de datos en elmodo dipolar cruzado, una herramienta degeneración de Imágenes Sónica Dipolar DSIindica la dirección de σH. Las ondas de corteque viajan a través de una formación se divi-den en ondas rápidas que se mueven a lo

largo de la dirección del σH más rígido yondas más lentas a lo largo de la dirección delσh más flexible. Los datos también proveenuna medida de la anisotropía de los esfuerzosazimutales.

El módulo de Young puede determinarse enbase a las velocidades de ondas compresiona-les y de corte registradas por los registrosacústicos. Sin embargo, existe una diferenciaentre este módulo de Young dinámico y elmódulo de Young estático en una prueba rea-lizada sobre material de núcleos.3 Para utili-zar esta información a fin de obtener la resis-tencia de la roca, usualmente en forma deUCS, se utilizan dos correlaciones. Primeroestá la conversión de módulo dinámico amódulo estático, después la transformaciónde módulo estático a UCS.

Se supone que la resistencia a la tracción,T, en la mayoría de las formaciones es aproxi-madamente la décima parte de la resistenciaa la compresión. En algunas situaciones,como la apertura de una fractura pre-existen-te, la resistencia a la tracción del cuerporocoso es cero.

Componentes de un modelo mecánico del subsuelo

> Estado de los esfuerzos. Normalmente elesfuerzo vertical, σV, se obtiene al integrar unregistro de densidad desde la superficie hastala profundidad en cuestión. El esfuerzo hori-zontal mínimo, σh, se puede obtener a partir delas operaciones de minifracturamiento hidráu-lico y la presión de poro, Pp, a partir de unamedición MDT. El esfuerzo horizontal máximo,σH, debe obtenerse a partir de correlacionescon registros geofísicos.

sV –registros de densidad

sh –operacionesde minifractura

sH –correlación

Pp –medición MDT

Otoño de 2003 27

Estas propiedades mecánicas resultan deutilidad para las actividades de perforación,terminación y producción de pozos. Una pre-gunta importante en perforación, cuya res-puesta la provee el MEM, es el rango de den-sidades de lodo que se puede utilizar enforma segura sin dañar una formación.

Una formación es sometida a esfuerzo decorte en la pared del pozo si la presión delpozo cae por debajo de la presión de ovaliza-ción por ruptura (derecha). El gradiente depresión de ovalización por ruptura de la pareddel pozo se determina a partir de Pp, σH, σh,T y ν. Dicho gradiente es típicamente la den-sidad del lodo mínima para una perforaciónsegura.

La máxima densidad del lodo para una per-foración segura suele obtenerse del gradientede fractura. La máxima densidad del lodo esla que crea una presión de pozo que supera lasuma de la resistencia a la tracción de la for-mación y el esfuerzo tangencial en la pareddel pozo (abajo, a la derecha).

Una ventana de perforación segura es elrango de densidades de lodo entre la presiónde ovalización por ruptura de la pared delpozo y la presión de fractura, incluyendo unfactor de seguridad cuando sea posible. Lacombinación de los gradientes de ovalizacióny fractura con la dirección del esfuerzo hori-zontal máximo provee datos de entrada clavepara la estabilidad de los pozos desviados yhorizontales. La dirección más estable sueleestar a lo largo de la dirección del esfuerzohorizontal mínimo.

Con los gradientes de los esfuerzos y laspropiedades de la formación definidas, elMEM se encuentra disponible para que losespecialistas en geomecánica lo utilicen para

1. La resistencia a la compresión no confinada es elvalor máximo de esfuerzo compresivo axial que unmaterial puede tolerar bajo la condición de esfuerzono confinante.

2. Para detalles matemáticos de los cambios deesfuerzo cercanos a las fallas, consulte: Jaeger JC yCook NGW: Fundamentals of Rock Mechanics,Londres, Inglaterra: Chapman and Hall, Ltd. y SciencePaperbacks (1971): 400-434.

3. Un módulo dinámico se deriva de una onda acústicaprogresiva con una frecuencia de unos pocos kilo-hertz, lo que perturba el material sometiéndolo a unesfuerzo constante. Un módulo estático se deriva depruebas de laboratorio efectuadas a regímenes decambio de esfuerzos sumamente bajos, pero sobre unrango de esfuerzos mucho mayor.

efectuar predicciones. Un plan de programasde computación de procesos y manejo de laperforación DrillMAP, desarrollado a partirdel MEM, indica las localizaciones y tipos deriesgos de perforación esperados, así como unmedio para mitigar esos riesgos. La informa-

ción nueva se puede comparar con las predic-ciones del MEM. Las anomalías entre la nuevainformación y el modelo brindan oportunida-des para mejorar el modelo y en definitivamejorar el conocimiento del campo petrolero.

Esfuerzo horizontal mínimo (sh)

Ovalización por rupturade la pared del pozo Pozo

sh

Esfuerzohorizontal

máximo (sh)

Fracturas inducidaspor la perforación

> Esquema de gradientes de ovalización por ruptura de la pared del pozo yfracturamiento. La densidad estática equivalente (ESD, por sus siglas eninglés) es mayor que la densidad del lodo (MW, por sus siglas en inglés),debido a los recortes presentes en el lodo y la compresibilidad del lodo. Ladensidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés) tambiénincluye los efectos dinámicos. Tanto la ESD como la ECD deben mantenersedentro de la ventana segura (verde en la barra). Las ilustraciones indican eltipo de falla posible dentro de cada régimen de esfuerzo (extremo superior).La condición del centro corresponde a un pozo estable. Al pasar a densidadesde lodo inferiores a la ESD mínima (izquierda), la formación puede ovalizarseen el pozo generando una falla por esfuerzo de corte; si cae por debajo de la presión de poro, se puede perder el control del pozo, lo que constituye una condición severa. Con densidades de lodo superiores al rango estable(derecha), la ECD podría superar el esfuerzo horizontal mínimo, generandodaño por tracción en la formación; si supera la presión de fractura, se puedepropagar una fractura dentro de la formación.

MW

Presiónde poro

ESDmínimo

Esfuerzohorizontalmínimo

Presión defractura

ECDESD

> Dirección del esfuerzo y daño del pozo. Se pueden producir fracturas indu-cidas por la perforación a lo largo de la dirección del esfuerzo horizontalmáximo si la densidad del lodo es demasiado alta. Se pueden producir ovali-zaciones por ruptura de la pared del pozo en la dirección del esfuerzomínimo cuando la densidad del lodo es demasiado baja.

5. Determinación de la necesidad de contarcon datos adicionales para construir un MEM.

6. Resumen de los resultados.Una auditoría de datos es básicamente una

revisión y un resumen de los datos pero tambiénpermite identificar falencias en la informaciónnecesaria para preparar un MEM. Se puedenresaltar y priorizar los datos faltantes para suobtención en el siguiente programa de perfora-ción o de recolección de datos.

En muchos casos, la consolidación de la infor-mación en un formato gráfico 3D es la mejorforma de apreciar la cantidad y calidad de losdatos disponibles. Las interpretaciones geofísi-cas y geológicas, incluyendo las localizaciones defallas y topes de formaciones, pueden combi-narse con la información cualitativa o cuantita-tiva obtenida de los informes de perforación y losdatos de registros geofísicos de inyección. Laszonas problemáticas y las localizaciones de even-tos geológicos son más fáciles de correlacionarcuando ambos tipos de información se combinanen una visualización 3D.

Datos obtenidos antes de la perforación—Cuando Pluspetrol y sus socios Hunt OilCompany, Tecpetrol y SK Corporation, recibieronlos derechos sobre el bloque Camisea en losAndes Peruanos, también obtuvieron un granvolumen de información de otra compañía quehabía explorado el bloque antes (izquierda).Dado que el objetivo de este bloque situado en elanticlinal San Martín yace sobre una selva tropi-cal sensible desde el punto de vista ambiental,

28 Oilfield Review

AMÉRICA DEL SUR

Niveldel mar

PERÚ

Co r d i l l e r a

d el o s

An d e s

Área prospectivade Camisea

Prof

undi

dad,

m

SE NO+1000

-1000

-2000

VivianChonta BasalNía SuperiorNía Inferior (fluvial)Nía Inferior (eólica)ShinaiNoi SuperiorNoi InferiorEneCopacabana

SM-1004

95⁄8 pulgadas

113⁄4 pulgadas

133⁄8 pulgadas

Clase Tipo Clasificación

Regional Marco tectónicoEstructura regionalHistoria de la cuenca

Perforación Informes de perforación diariosInformes de finalización de pozoRegistros de inyecciónRegistros de la barrenaRegistros del BHALevantamientos de pozos

Mapas estructuralesInterpretaciones sísmicas Mapas de localizaciones de pozosTopes de formacionesDescripciones litológicasDescripciones de núcleosEstudios geológicosPresiones de formación

Líneas sísmicas Levantamientos de tiros de prueba de velocidadRegistros geofísicos adquiridos con cable

112

2 1 2221

12 1

13222

1 2 3

Geología

Geofísica

> Área prospectiva de Camisea, Perú. El área prospectiva de Camisea está situada en los Andes(arriba). Las trayectorias de los pozos, en la mayoría de los pozos del programa de perforación fueronejecutadas direccionalmente desde unas plataformas de perforación para minimizar el impacto eco-lógico en la superficie (abajo).

> Información del campo Camisea clasificada porclase y tipo. La clasificación cualitativa indica elvalor de los datos existentes para la planeaciónde la perforación. La información de la Categoría1 es de calidad y cobertura de superficie sufi-cientes para satisfacer los objetivos de la plane-ación. La Categoría 3 indica que existen falenciassignificativas en el tipo y cobertura de los datos;la Categoría 2 es de valor intermedio.

Gran parte de la información de una auditoríade datos proviene de las experiencias de perfora-ción y producción previas. Una auditoría de datosse desarrolla a través de determinados pasos:

1. Definición del área objetivo.2. Obtención de datos geológicos, geofísicos y

petrofísicos asociados con el área objetivo.3. Revisión de los datos de perforación, termi-

nación y producción de pozos vecinos,comenzando con los más cercanos al áreade interés y agregando información rele-vante de otros pozos más alejados.

4. Revisión de estos datos para determinar lanaturaleza de cualquier problema de perfo-ración, terminación o producción de pozosanterior y su causa probable.

Otoño de 2003 29

los socios debieron utilizar los emplazamientos dedesarrollo existentes, o plataformas, en la superfi-cie. Las nuevas trayectorias se desviarían paraalcanzar los objetivos desde estas plataformas.

Los pozos anteriores habían resultado difíci-les de perforar, por problemas graves de inestabi-lidad y pérdidas de circulación. Su perforación yterminación insumió entre 60 y 120 días debido aincidentes de atascamiento de tuberías, demorascausadas por la pérdida de herramientas deadquisición de registros geofísicos durante la per-foración en el pozo y la necesidad de perforarpozos de re-entrada.

Pluspetrol solicitó a Schlumberger que reali-zara una auditoría de datos para las áreas pros-pectivas del bloque y le proporcionó 40 discoscompactos (CDs, por sus siglas en inglés) con unaamplia variedad de datos de pozos anteriores(página anterior, a la derecha). Los registros geo-físicos adquiridos con herramientas operadas concable cubren la mayor parte del rango de profun-didad, si bien la cobertura de registros geofísicosdesde la superficie hasta aproximadamente 1700m [5600 pies] es escasa (arriba).

Los datos de perforación contenidos en losCDs fueron clasificados por tipo de evento o pro-blema de perforación:• Fuerza mayor: por ejemplo, la puesta fuera de

servicio del equipo de perforación por lluviastorrenciales, tormentas eléctricas o pequeñosmovimientos sísmicos

• Barrena y arreglo de fondo de pozo (BHA, porsus siglas en inglés): por ejemplo, baja velocidadde penetración y tendencias no deseadas deaumento o caída de presión

• Equipo: eventos relacionados con el desem-peño del equipo de perforación, por ejemplo,fallas de la bomba o de la cabeza rotativa supe-rior

• Limpieza del pozo• Golpes de presión e influjo, incluyendo influjo

de gas en el lodo de perforación• Pérdidas de lodo en el fondo del pozo, típica-

mente pérdidas de más de 10 bbl [1.6 m3] porincidente

• Pruebas de pérdida de fluido (o de admisión;LOT, por sus siglas en inglés), o pruebas deintegridad de la formación

• Incidentes de atascamiento de tuberías• Problemas de pozos estrechos y de estabilidad

de pozos, incluyendo rectificaciones excesivasen pozo estrecho u obturaciones.

El análisis indicó que los problemas de pozosestrechos y de estabilidad de pozos eran la causade más de un tercio de los episodios y ocupabanun 36% del tiempo no productivo. Otras causasimportantes de problemas de perforaciónincluían la barrena y el BHA, los equipos de pozoy episodios de atascamiento de la tubería.

Esfuerzos—Con los episodios de perforaciónidentificados, el equipo de auditoría comenzó aevaluar las condiciones de los esfuerzos. Ladirección del esfuerzo horizontal máximo locales NNE. Se trata de una dirección casi ortogonalcon respecto a los esfuerzos regionales que crea-ron la cadena montañosa de los Andes. Estosesfuerzos regionales levantaron las montañas ymodificaron la textura de las rocas; por ejemplo,mediante la generación de fracturas. Esta con-clusión de la auditoría señalaba una interroganteimportante que necesitaba respuesta: ¿Está ladeformación del pozo dominada por esfuerzoslocales o por los efectos que tuvo la tectónicaregional sobre la creación de la estructura de lasrocas? Esta pregunta fue respondida posterior-mente utilizando los datos obtenidos durante laperforación del primer pozo.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

> Montaje de los datos de registros geofísicos de pozos disponibles. Estos registros geofísicos de 12pozos vecinos indican rayos gamma (verde) y calibrador (negro) en el Carril 1 de cada juego; resistivi-dad (rojo y negro) en el Carril 2; y sónico (verde), porosidad-neutrón (azul) y densidad (rojo) en el Carril3. Las bandas azules a la derecha del Carril 1—en los registros geofísicos de pozos 1, 2, 3, 4 y 12—muestra dónde se dispone de datos de la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI. Las bandas rojas a la izquierda del Carril 2—en los registros geofísicos de pozos3, 5 y 12—muestran las profundidades a las cuales se dispone de datos de la herramienta de genera-ción de Imágenes Ultrasónicas USI o de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI. Los registros geofísicos están alineados por profundidad.

La información geológica fue introducida enun modelo de visualización 3D. Este modelodemostró la estructura plegada y de cabalga-miento en las cimas de los estratos de sobrecarga(próxima página, arriba). La auditoría del campoCamisea destacó la importancia de comprenderel estado de los esfuerzos a lo largo de toda la his-toria de sedimentación. Según dicha auditoría,hubo un período entre la sedimentación del yaci-miento y el momento actual, en el que tanto losesfuerzos horizontales máximos como los esfuer-zos horizontales mínimos superaron al esfuerzovertical. Estos paleo-esfuerzos compresivosintensos generaron evidencias tales como fractu-ras que estaban presentes en el registro geoló-gico.6

Las fracturas observadas en los núcleos extra-ídos de los pozos vecinos proporcionaron infor-mación sobre el estado de los esfuerzos. Lapresencia de fracturas por esfuerzo de corte debajo ángulo, paralelas a la estratificación, es con-sistente con el plegamiento concéntrico, demanera que esas fracturas se desarrollaron pro-bablemente durante el plegamiento tectónicoregional. No obstante, las formaciones Noi y Nia

contienen fracturas por esfuerzo de corte norma-les, de modo que localmente el paleo-esfuerzomáximo era vertical cuando se formaron las frac-turas. Esto debe haber sucedido después de queel plegamiento inicial absorbiera parte de lacompresión tectónica e hiciera que los esfuerzosprincipales rotaran. Por otra parte, las fracturaspor esfuerzo de tracción en vez de las fracturaspor esfuerzo de corte normales presentes en laporción superior de la formación competenteVivian, indican que el plegamiento y el estira-miento ulteriores deben haber incrementado losesfuerzos diferenciales.7 El plegamiento de unapotente formación competente subyacente, posi-blemente la formación Copacabana, generó unplegamiento concéntrico de las formaciones delyacimiento. El movimiento resultante probable-mente alivió parte del esfuerzo horizontal pre-sente en el bloque Camisea. Actualmente, elesfuerzo vertical es el esfuerzo principal máximo.

Riesgos—La última etapa de la auditoría dedatos implicó la predicción de los riesgos poten-ciales de perforación. La mayor parte de los epi-sodios de atascamiento de la columna deperforación se había producido en pozos desvia-

dos, hecho significativo ya que los pozos planifi-cados serían desviados. Sin embargo, los pozosperforados anteriormente con problemas deatascamiento de tuberías, habían sido desviadosen dirección casi paralela al rumbo del anticlinalSan Martín, mientras que el rumbo de los pozospropuestos sería oblicuo o bien ortogonal res-pecto de la tendencia anticlinal (abajo).

Los pozos propuestos en el campo Camiseatendrían potencialmente más riesgos de perfora-ción que los pozos anteriores. Pluspetrol autorizóa Schlumberger a construir un MEM para lasáreas prospectivas de Camisea. Este MEMincluyó un plan DrillMAP que proporcionaba unpronóstico de los riesgos probables—clasificadospara cada sección de perforación—y su impactosobre la perforación.8

El modelado de Monte Carlo ayudó a identifi-car la variabilidad potencial de algunas de lascantidades pobremente restringidas por losdatos de pozos perforados anteriormente. Porejemplo, el modelado demostró que la resisten-cia a la compresión no confinada (UCS, por sussiglas en inglés) producía el mayor impacto sobrela predicción de la falla por esfuerzo de corte

30 Oilfield Review

Incl

inac

ión,

gra

dos

Azimut, grados

Dificultad enla perforación

Más

difi

culto

so

> Mapa de riesgos en la trayectoria de la perforación. El riesgo de perforación cambia según la orientación de un pozo respecto de los esfuerzos principa-les y el ángulo de incidencia de la trayectoria respecto de la estratificación. Las cinco trayectorias muestran (1) un pozo vertical a través de la cresta delyacimiento, (2) un pozo casi vertical marginal que penetra la formación en forma aproximadamente perpendicular a la estratificación, (3) un pozo casi ver-tical que intersecta los planos de estratificación a un cierto ángulo, (4) pozos desviados orientados echado abajo, en sentido paralelo a la estratificación y(5) pozos muy desviados en ángulo oblicuo respecto del echado de la estratificación (centro). La dificultad en la perforación puede representarse esque-máticamente a través de un diagrama de dificultades planteadas en la perforación (izquierda). Cuanto más grande es el lóbulo, más difícil es perforar enesa dirección. Por ejemplo, la Trayectoria 1 es relativamente fácil de perforar y, siendo vertical, no muestra ninguna dirección preferencial de dificultad.Sin embargo, la Trayectoria 5 es muy difícil de ejecutar en la dirección de σH. En otras partes de las estribaciones de los Andes, las Trayectorias 4 y 5 hansido las más difíciles de perforar. Los pozos del campo Camisea, oblicuos con respecto a la tendencia anticlinal, son similares a la Trayectoria 4. Se puedecrear un mapa de riesgos de la trayectoria, codificado en color, para cada horizonte (derecha). Este mapa correspondiente a la formación Shinai indicaque es más fácil perforar pozos casi verticales (azul) y que lo más difícil es perforar a lo largo de σH con una gran inclinación (rojo). La perforación con ungrado de dificultad moderado se representa en color amarillo. Se construyeron mapas similares para otros horizontes. La trayectoria a través de la forma-ción Shinai para SM1001 correspondía a una dirección que no planteaba dificultades, mientras que SM1002 y SM1004 eran más difíciles. En general, esnecesario aumentar la densidad del lodo para controlar pozos perforados en las direcciones más dificultosas.

6. El término paleo-esfuerzo indica el estado existente delos esfuerzos en el momento de la sedimentación o enalgún otro momento anterior al presente.

7. El esfuerzo diferencial es una medida de las diferenciasentre los esfuerzos principales.

8. Para obtener mayor información sobre el plan DrillMAP,consulte: Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L,Goraya S, Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicholson H,Standifird W y Wright B: “Prevención de problemasdurante la perforación,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

9. Para obtener mayor información sobre la iniciativa NoDrilling Surprises, consulte: Bratton, referencia 8.

10. Para obtener mayor información sobre perforación rota-tiva orientable, consulte: Downton G, Hendricks A,Klausen TS y Pafitis D: “Nuevos rumbos en la perfora-ción rotativa direccional,” Oilfield Review 12, no. 1(Verano de 2000): 20–31.

Otoño de 2003 31

pero las mediciones de UCS no formaban partede los datos auditados. Después de evaluar esteresultado de la simulación de Monte Carlo,Pluspetrol determinó la UCS en base a pruebasde núcleos de un pozo perforado anteriormente.

Un equipo del segmento de serviciosPerforación Sin Sorpresas (NDS, por sus siglas eninglés) de Schlumberger, y Pluspetrol utilizaronlos resultados del MEM y del plan DrillMAP paracrear un plan de perforación.9 A fin de optimizarla limpieza del pozo, Pluspetrol mejoró el motorde perforación reemplazándolo por un sistemarotativo orientable PowerDrive.10 El equipo vigilórutinariamente el desempeño de la perforaciónutilizando sistemas de adquisición de registrosgeofísicos y mediciones adquiridas durante laperforación.

Perforación—El equipo NDS actualizó el MEMy los planes DrillMAP durante la perforación delprimer pozo del bloque, completando los datosdonde la auditoría de datos indicaba deficiencias.La información obtenida durante la perforación deeste pozo confirmó las direcciones de los esfuerzos.Los datos de perforación del nuevo pozo proporcio-naron la respuesta al interrogante acerca de lainfluencia de los esfuerzos locales actuales y lospaleo-esfuerzos. El análisis de las imágenes de ova-lizaciones por ruptura de la pared del pozo demos-tró que los esfuerzos locales, más que la texturaremanente debida a la tectónica regional, domina-ron la deformación del pozo.

Las magnitudes de los esfuerzos pronostica-das previamente se aproximaban a las observa-ciones realizadas durante la perforación en elyacimiento, pero el modelo debió ajustarse en losestratos de sobrecarga, donde se disponía de unacantidad mínima de datos previos a la perfora-ción (derecha).

El primer pozo del operador fue terminado en82 días sin incidentes, cinco días antes de lo pla-nificado. Pluspetrol se manifestó muy conformecon los resultados de la aplicación del enfoqueNDS y siguió trabajando con Schlumberger enpozos adicionales.

La perforación del segundo pozo se desarrollósin incidentes a través de las arcillas reactivas delas Capas Rojas inferiores y la tubería de revesti-miento se asentó con éxito. La barrena quedóaprisionada en un tramo inferior, de modo que seperforó un pozo de re-entrada para alcanzar laprofundidad total, a la que se llegó con sólo tresdías de atraso respecto del programa establecidogracias a la planeación anticipada efectuada conel MEM.

Durante la perforación del tercer pozo, elequipo NDS observó una prueba de integridad dela formación (FIT, por sus siglas en inglés) inu-sual. Esta prueba, que se realiza normalmentedespués de asentar la tubería de revestimiento yperforar a través de la zapata de la misma, pro-

porciona una calibración para el esfuerzo hori-zontal mínimo. El comportamiento FIT en el pri-mer ciclo de presión fue normal, pero en unsegundo ciclo se observó una declinación anor-malmente rápida de la presión. Para confirmaruna hipótesis de que tal comportamiento era pro-vocado por la presencia de fracturas naturales, elequipo de trabajo modeló el resultado de laprueba de integridad de la formación en un simu-lador de fracturas utilizando los parámetros dis-ponibles en el MEM. La comprensión de estefenómeno proporcionó una explicación de laspérdidas que se habían producido durante lasoperaciones de cementación y ayudó a reducir elriesgo de pérdida de circulación en los tramosmás profundos.

Dens

idad

del

lodo

equ

ival

ente

, lbm

/gal

Profundidad vertical verdadera, m

pronosticadoderivado de la pruebade pérdida de fluido(o de admisión)

18

16

14

10

8

4

00 1500 250020001000500

2

6

12

W

N

N

sH

sh

> Actualización de los esfuerzos durante la perforación. La predicción del esfuerzo horizontal mínimo,σh, antes de la perforación resultó válida en las regiones en las que la cobertura de datos de pozosvecinos era buena, a más de 1700 m [5600 pies] de profundidad. La prueba de pérdida de fluido (o deadmisión; LOT, por sus siglas en inglés) en la zapata superior de la tubería de revestimiento, a unos1000 m [3280 pies], indicó que el valor de σh era más alto que lo estimado. El modelo fue corregidodurante la perforación para incorporar este resultado. La ilustración del fondo muestra una prueba depérdida de fluido en la zapata de una tubería de revestimiento.

> Vista en dirección al Este, a través del anticlinal San Martín, ubicado en el campo Camisea, y sis-tema de fallas de cabalgamiento. Los pliegues del tope de las formaciones Noi y Ene (superficieblanca) indican la existencia de deformación regional a partir de esfuerzos compresivos. Las otrassuperficies coloreadas muestran las localizaciones de las fallas. Las trayectorias de los pozos perfo-rados anteriormente (negro) parten de la superficie de la Tierra en la localización del pozo. Un guiónblanco en la trayectoria del pozo indica el nivel del mar. La dirección del esfuerzo horizontal máximoes NNE (recuadro).

Los primeros dos pozos indicaron la necesidadde implementar prácticas de perforación cuida-dosas en el tramo de 81⁄2 pulgadas a través de laformación Shinai. El MEM proveyó las pautaspara la perforación y no surgió problema alguno.

Pluspetrol valoró particularmente la planea-ción anticipada y la capacidad para tomar deci-siones bien fundamentadas rápidamente. Laestrecha comunicación existente entre los inte-grantes del equipo confirió a Schlumberger yPluspetrol la capacidad de incorporar en formainmediata al plan de trabajo la informaciónnueva y las lecciones aprendidas.

Modelado de los esfuerzos locales en el Campo MirrenLos esfuerzos regionales ofrecen un valiosopunto de partida para la estimación de los esfuer-zos en diversas cuencas. No obstante, las estruc-turas principales pueden afectar los esfuerzoslocales presentes en las adyacencias de uncampo o de un pozo. Por ejemplo, las cadenasmontañosas formadas hace mucho tiempo por laacción de esfuerzos compresivos tienen un efectosobre los esfuerzos presentes actualmente en lasinmediaciones. Las montañas pueden distorsio-nar a tal punto los esfuerzos locales que ningunode los esfuerzos principales sean verticales ypueden ocasionar la rotación de los esfuerzoshorizontales desviándolos de su orientaciónregional.

Las zonas con fallas y fracturas también pue-den afectar un campo local de esfuerzos. El movi-miento a lo largo de una falla alivia el esfuerzolocalmente, en especial el esfuerzo de corte através de la falla, mientras que el esfuerzo regio-nal lejos de la falla quizás no se modifique signi-ficativamente.

Para comprender los efectos de la distorsiónlocal sobre los esfuerzos actuales, a veces esnecesario crear un modelo de simulación geome-cánica. Uno de los casos en que se requiere dichasimulación es el campo Mirren, situado unos 200km [125 millas] al este de Aberdeen, Escocia, enel Mar del Norte. El campo está conectadomediante empalmes submarinos a la plataformaETAP (Eastern Trough Area Project) del Mar delNorte. Las arenas prospectivas están encajadasdebajo de un diapiro salino (arriba, a la derecha).

El operador, BP, contaba con datos de un pozoexploratorio y de otro de re-entrada, pero lainformación era insuficiente para desarrollar unperfil de esfuerzos confiable para la perforacióno planeación de la terminación. Las propiedadesde este pozo y de su pozo de re-entrada fueronutilizadas para calibrar un modelo numérico.

El diapiro del campo Mirren es casi simétricoen la sección transversal vertical y no se observóindicación alguna de anisotropía estructural local,de modo que el equipo de trabajo desarrolló unmodelo radialmente simétrico del diapiro y elcampo. Los esfuerzos de campo lejano fueron deri-vados de un modelo de Mohr-Coulomb. Dado quela sal es muy plástica y no sustenta los esfuerzosde corte, la condición de los esfuerzos se reducíaa la presión hidrostática ejercida dentro de la sal.

Las propiedades de la formación fueron toma-das de los registros geofísicos de pozos existen-tes. El esfuerzo ejercido por los estratos desobrecarga se obtuvo a partir de los registros dedensidad; el esfuerzo principal mínimo, no nece-sariamente horizontal, fue calibrado utilizandolas pruebas de pérdida de fluido. Los cálculos deun modelado mediante elementos finitos propor-cionaron las direcciones y magnitudes delesfuerzo principal en torno al diapiro. Los datosdel calibrador reforzaron la confirmación deestos esfuerzos principales.

Una vez calibrado el modelo, las propiedadesresultantes fueron rotadas en torno del eje desimetría para crear un modelo 3D. El modeloreveló áreas de grandes esfuerzos diferencia-les—donde los esfuerzos mínimos y máximosdifieren considerablemente—en las zonas adya-centes del diapiro salino. La perforación en esasáreas requeriría altas densidades de lodo paraevitar la inestabilidad del pozo. No obstante, enesa misma área próxima al diapiro, la presión defractura modelada era baja, lo que exigía unadensidad de lodo baja. Dado que la densidad dellodo no podía ser alta y baja al mismo tiempo, latrayectoria elegida del pozo evitó estas áreas pro-blemáticas cercanas al diapiro (próxima página).

32 Oilfield Review

11. Para obtener mayor información sobre el campoPetronius contenido en esta sección, consulte: SmirnovNY, Tomlinson JC, Brady SD y Rau WE III: “AdvancedModeling Techniques with Real-Time Updating andManaging the Parameters for Effective Drilling,” artículopresentado en la 14a Conferencia y Exhibición deTecnología Marina Profunda, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, 12 al 15 de noviembre de 2002.

REINOUNIDO

CampoMirren

NORUEGA

M a rd e l

No

r te

0

1000

NW SE

2000

Prof

undi

dad,

m

3000

Cima de la sal

Nivel 1

Nivel 2Nivel 3

Nivel 4

Nivel 5

Sele

Ekofisk

Fondo del mar

> Localización y estratigrafía (arriba) del campo Mirren, en el Mar del Norte. Un diapiro salino creó elcampo Mirren con acumulaciones de hidrocarburos en la formación Sele. Las propiedades de la for-mación y los datos de calibración fueron obtenidos del pozo de exploración perforado anteriormentey su re-entrada (azul).

Otoño de 2003 33

Las propiedades a lo largo de cada trayectoriaseleccionada fueron tomadas del modelo 3D.Esta información proporcionó proyecciones deestabilidad de pozo y arenamiento que fueronutilizadas para perforar nuevos pozos y planificarterminaciones que minimizarían la producciónde sólidos. Dos pozos del campo Mirren fueronperforados y terminados con éxito con informa-ción tomada del modelo; la producción comenzóen noviembre de 2002.

Manejo de las tolerancias de perforación en el campo PetroniusAdemás de proveer datos de entrada para elmodelado de simulación, un modelo MEM resultade utilidad en la evaluación previa a la perfora-ción. Un modelo MEM construido antes de la per-foración proporciona al equipo a cargo de laperforación, un plan de perforación que incluyeuna advertencia de los peligros. La verificaciónde los esfuerzos en tiempo real permite al equipo

de trabajo refinar el MEM y el plan de perfora-ción durante el avance de la perforación. La vigi-lancia rutinaria en tiempo real puede resultaresencial para el éxito de un pozo, particular-mente cuando la ventana de perforación seguraes extremadamente estrecha.

La presión de poro y los esfuerzos horizonta-les se pronostican delante de la barrena en basea correlaciones de registros sónicos y de resisti-vidad desarrollados para el MEM de un campo.Con una ventana de perforación estrecha, estascantidades deben actualizarse en forma continuapara evitar el desplazamiento fuera de la ventanasegura. Por otra parte, debe vigilarse permanen-temente la densidad del lodo en el tramo des-nudo del pozo.

La densidad del lodo no es la misma en lasuperficie que en la barrena, y la densidad delmismo en el fondo del pozo cambia aún máscuando circula el lodo. La densidad estática equi-valente (ESD, por sus siglas en inglés) del lodoen el BHA difiere de la densidad del lodo en lasuperficie debido a la suspensión de sólidos y a lacompresibilidad del lodo. Dejando de lado laspropiedades del lodo, las principales influenciassobre las fluctuaciones de la densidad de circula-ción equivalente (ECD, por sus siglas en inglés)son el tamaño del pozo; la configuración del BHAy de la columna de perforación; el desplaza-miento y la velocidad de viaje de las tuberías; lavelocidad de penetración; y los regímenes y pre-siones de bombeo.

Las densidades equivalentes pueden medirseen torno a un BHA utilizando una herramienta deadquisición de la Presión Anular Durante laPerforación APWD. La ECD se transmite a lasuperficie en tiempo real. La ESD se registra enel fondo del pozo mientras no se hace circularlodo y los valores de ESD mínimos y máximos setransmiten no bien se retoma la circulación.Cuando la ventana segura de perforación—o dedensidad del lodo—se hace más pequeña que ladiferencia entre la ESD y la ECD, es probable quelas operaciones de perforación normales causenfracturamiento u ovalizaciones por ruptura de lapared del pozo o, en ciertos casos, ambos tipos defalla en el mismo pozo.

La importancia de mantener una ventana dedensidad del lodo segura se detectó durante laplaneación previa a la perforación de los pozosdel campo Petronius. La plataforma para elcampo Petronius se encuentra en el límite de laplataforma continental y el ambiente de aguasprofundas del área de Viosca Knoll del Golfo deMéxico. El operador, ChevronTexaco, comenzó eldesarrollo en el año 2000 y planificó perforar trespozos de alcance extendido con un desplaza-miento horizontal de hasta 5800 m [19,000 pies].11

0

1000

0 1000 2000 3000Desplazamiento, m

Contraste de esfuerzos

Presión de fractura

4000 5000 6000

0 1000 2000 3000Desplazamiento, m

4000 5000 6000

2000

Prof

undi

dad,

m

3000

4000

0

1000

2000

Prof

undi

dad,

m

3000

4000

0 to 1 MPa

20 to 30 MPa >40 MPa Superficies30 to 40 MPa

1 to 2 MPa 2 to 5 MPa 5 to 10 MPa 10 to 20 MPa

0 to 1 MPa

20 to 30 MPa >40 MPa Superficies30 to 40 MPa

1 to 2 MPa 2 to 5 MPa 5 to 10 MPa 10 to 20 MPa

> Resultados del modelado en torno al diapiro salino del campo Mirren. Una zona de alto contraste deesfuerzos costea la base del diapiro salino [zonas de color púrpura oscuro y naranja (arriba)] y la pre-sión de fractura también es baja en esta área [zonas de color púrpura claro y oscuro (abajo)]. Seseleccionó una trayectoria de pozo (verde) para evitar esta área problemática.

El tirante de agua (profundidad del lechomarino) cambia rápidamente cerca de la plata-forma (derecha). El tirante de agua en la plata-forma es de 533 m [1750 pies] pero el extremonorte del yacimiento se encuentra debajo de sólo213 m [700 pies] de agua y el extremo sur, debajode casi 975 m [3200 pies]. Este cambio extremodel tirante de agua, con el cambio consecuenteen el esfuerzo de los estratos de sobrecarga,debió ser considerado durante el diseño de estospozos de alcance extendido.

Se habían planteado problemas de perfora-ción en pozos anteriores con menos extensiónlateral que los tres pozos programados. Los pozosperforados previamente tuvieron problemas delimpieza, tiempo de circulación excesivo, estre-chez, obturaciones y herramientas perdidas en elpozo. Estos problemas se agudizaron al aumentarla inclinación del pozo porque la ventana segurade densidad del lodo se hizo más estrecha.

ChevronTexaco fijó varias metas para la per-foración de estos pozos de alcance extendido. Lacompañía quería evitar problemas de pozos,específicamente el atascamiento de las tuberíasy las sacudidas bruscas asociadas con las tube-rías aprisionadas, la pérdida de herramientas ylas pérdidas de circulación. El programa de per-foración exigía una densidad del lodo alta paraevitar ovalizaciones por ruptura de la pared delpozo en un tramo superior, asentando luego latubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas más alláde esta zona inestable. Con la tubería de revesti-miento asentada, se redujo la densidad del lodopara evitar pérdidas de circulación como conse-cuencia de la presencia de un gradiente de frac-tura más bajo en la zona siguiente. Era imperiosovigilar la ECD y la ESD durante la perforación ymantener sus valores dentro de los límites segu-ros en todo momento.

Modelo mecánico del subsuelo—La planea-ción de estos pozos de alcance extendido en elcampo Petronius demandó la construcción de unMEM 3D para integrar los datos existentes ymodelar la información faltante. Los registrosgeofísicos del medidor de echado y de la herra-mienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI identifi-caron discordancias y fallas, que se utilizaronpara establecer las direcciones de los esfuerzos.

Normalmente, el esfuerzo vertical debido alpeso de los estratos de sobrecarga se determinamediante la integración de la densidad de las for-maciones sobreyacentes. En Petronius, el lechomarino fuertemente inclinado complicaba esteenfoque. El equipo NDS construyó un modelo 3Ddel yacimiento para dar cuenta de la profundidad

variable del lecho marino y el cambio del esfuerzolateral resultante. Los registros geofísicos de den-sidad de pozos vecinos no habían cubierto todo elintervalo de profundidad, de modo que los datosfueron extrapolados hasta el lecho marino. Unlevantamiento de velocidad sísmica 3D proveyó lainformación para construir un cubo de densidad3D con control de calidad, en base a un registrosónico. El lecho marino fuertemente inclinadogeneraba una diferencia de más de 0.12 g/cm3 [1lbm/gal] en el gradiente del esfuerzo de sobre-carga pronosticado, al final de la trayectoria delpozo, comparado con un pozo vertical de igual pro-fundidad total.

Los datos de entrada para el MEM se obtuvie-ron de los datos adquiridos antes de la perfora-ción. Un análisis petrofísico completo establecióla mineralogía de las formaciones y las propieda-des de las rocas. Un cubo sísmico 3D proporcionólos datos de entrada para una predicción de lapresión de poro. Las pruebas de ruptura de la for-mación en pozos vecinos proporcionaron elesfuerzo horizontal mínimo en las lutitas y cons-triñeron el esfuerzo horizontal máximo. Las medi-ciones de presión del Probador Modular de la

Dinámica de la Formación MDT y del Probador deFormación a Repetición RFT y las pruebas de pér-dida de fluido permitieron calibrar estos perfiles.

El equipo extrajo un pronóstico de la estabili-dad del pozo a lo largo de la trayectoria del pozoespecificada a partir del MEM. La ventana de lodoestable entre la densidad del lodo necesaria paraevitar la iniciación de ovalizaciones por rupturade la pared del pozo y el esfuerzo horizontalmínimo fue inferior a 1 lbm/gal. La diferencia pro-nosticada entre la ESD y la ECD superó este valor,de modo que podría ocurrir cierto daño del pozo.

El equipo de trabajo decidió que la ocurrencialimitada de ovalizaciones por ruptura de la pareddel pozo era más fácil de manejar que el fractu-ramiento inducido de la formación, de maneraque impuso un límite menos restrictivo sobre ellado bajo de la ventana de densidad del lodo.Dado el tamaño del pozo y el diseño de lacolumna de perforación, el MEM ayudó a deter-minar la magnitud de falla máxima que podríamanejar la hidráulica del equipo de perforacióncon una probabilidad mínima de perder el pozo.El equipo de trabajo determinó que podrían pro-ducirse ovalizaciones por ruptura de la pared del

34 Oilfield Review

TexasLuisiana

Mississippi

Campo Petronius

Alabama

Florida

Georgia

G o l f o d e M é x i c o

12,000

10,000

8000

6000

Prof

undi

dad,

pie

s

–20,000 –15,000 –10,000 –5000

PlataformaN S

0Desplazamiento, pies

5000 10,000 15,000 20,000

4000

2000

0

Trayectoriasde pozos

Fondo marino

> Localización (arriba) y trayectorias de pozos (abajo) para el campo Petronius, Golfo de México. Laprofundidad del fondo marino cambia considerablemente por encima del campo Petronius.

Otoño de 2003 35

pozo contenidas dentro de un ángulo de 60° sinafectar su limpieza e integridad, de modo queeste fue el criterio de diseño adoptado para ladensidad del lodo (arriba). Sin embargo, las con-diciones debían vigilarse rutinariamente con cui-dado. Una vez iniciada la falla de la pared delpozo no había forma de predecir cómo se com-portaría la ovalización. La falla empeoraría pro-bablemente con el tiempo, mientras la condiciónde los esfuerzos permaneciera fuera de los límitesde seguridad. Por lo tanto, durante la perforaciónse controló cuidadosamente la ECD y la ESD.

Un modelo de la mecánica de la perforaciónindicó que el sistema rotativo orientablePowerDrive PD900 mejoraba la limpieza del pozo ypermitía el flujo con menos caída de presión en laherramienta que un motor de perforación de fondode pozo. El análisis de estabilidad del pozo predijo

la ECD y las velocidades anulares necesarias paraoptimizar la limpieza del pozo. Un análisis com-pleto de los esfuerzos en la columna de perfora-ción estableció los límites operativos para evitarfallas y eliminar el potencial tiempo inactivo.12

Las lecciones aprendidas y las buenas prácti-cas descubiertas durante las preparaciones previasa la perforación fueron capturadas en la base dedatos MEM. Utilizando el análisis de las causas raí-ces, el equipo de trabajo desarrolló acciones pre-ventivas y correctivas para episodios potenciales.

Perforación—Con un plan implementado, laperforación comenzó en el año 2002. Los ingenie-ros del equipo de perforación asignados a esalocalización vigilaban continuamente las opera-ciones de perforación y la adquisición de registrosgeofísicos en tiempo real, incluyendo los registrosde rayos gamma, resistividad, sónicos, de densi-

dad y porosidad-neutrón. Un equipo multidiscipli-nario proveía soporte en tierra las 24 horas.

La limpieza del pozo era una operación crí-tica. La ECD es sensible a la condición del pozoy, en este caso, el margen entre causar el colapsoo fractura de la formación era estrecho. La cali-bración de los esfuerzos requirió la vigilanciarutinaria de la ECD con precisión de 0.012 g/cm3

[0.1 lbm/gal], además de la calibración de losgradientes previstos a partir de las pruebas deintegridad de la formación, pruebas de pérdidade fluido y pruebas de admisión extendidas.

12. El análisis de la columna de perforación incluyó esfuer-zos de flexión, curvamiento sinusoidal, carga axial efec-tiva, fuerzas laterales totales e inclinacionales ycapacidad de torsión y tracción.

σh σh

σH

σH

Fracturas potenciales

Zonas de falla por esfuerzo de corte(ovalización porruptura de lapared del pozo)

α α

α–ángulo dela ovalización

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s10

00 p

ies

Litología

Porosidad total

Agua ligada

Gradiente de sobrecarga Circunferencia del pozo0° 360°

Arena

Ilita

Esfuerzo horizontal mínimo

Densidad del lodo, α=60°

Densidad del lodo, α=0°

Presión de poro

1 lbm/gal/divisiónGradientes de esfuerzos

Predicción de la ovalizaciónpor ruptura de la pared del pozo

Prueba de pérdidade fluido (LOT)

Prueba de pérdidade fluido(LOT)

> Utilización del análisis de ovalización por ruptura de la pared del pozo para establecer el peso mínimo del lodo. El análisis de estabilidad del pozo (Carril2) indica que el peso mínimo del lodo para prevenir la iniciación de la ovalización por ruptura de la pared del pozo, MW0 (verde), no tiene separación sufi-ciente con respecto al esfuerzo horizontal mínimo, σh (dorado). El equipo NDS analizó la dinámica de la perforación y decidió que el pozo podía mante-nerse limpio, con ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo con un ángulo de hasta α=60° (derecha). Utilizando este criterio MW60 (rojo), se predijeronlas localizaciones de las fallas de pozo esperadas (Carril 3). En el Carril 2, una prueba de pérdida de fluido confirmó la correlación para σh. El gradiente deesfuerzo de la sobrecarga está a la derecha (magenta). El Carril 1 muestra un análisis petrofísico de las formaciones.

La limpieza convencional del pozo mediante nor-malización del lodo producía pocos derrumbescomo consecuencia de las ovalizaciones por rup-tura de la pared del pozo. No obstante, mediantela adquisición de registros geofísicos que dancuenta de las condiciones de la mecánica de laperforación—tales como esfuerzo de torsión yarrastre—se vigiló rutinariamente la probabili-dad de generar derrumbes mayores que losrecortes de perforación.

Procedimientos especiales de limpieza delpozo y viajes proveyeron una acción mecánicapara eliminar los derrumbes más grandes. Seincrementó el tiempo de circulación antes desacar la tubería de perforación del pozo cuandose llegó a la profundidad de la zapata de la tube-ría de revestimiento, cuando se alcanzó el fondodel pozo y al perforar a ciertos ángulos de incli-nación críticos. El material de derrumbe llegó alas temblorinas (zarandas vibratorias) despuésde varias circulaciones completas, cuando losrecortes de perforación normales ya no circula-ban en las temblorinas y los derrumbes siguieroncirculando hacia la superficie durante variashoras.

La ventana de densidad del lodo aceptableera tan estrecha que persistía la posibilidad defracturamiento de la formación. El equipo a cargode la perforación observó cierta distensión delpozo, seguida por pérdidas de lodo. Las fracturasde este intervalo fueron localizadas mediante elanálisis de los registros de resistividad MWDrepetidos (técnica de lapsos de tiempo), adquiri-dos durante la perforación y nuevamente durantela extracción de las herramientas del pozo.13 Elequipo a cargo de la perforación trató las fractu-ras con material de control de pérdida de fluido yredujo la densidad del lodo a un nivel aceptableen base al MEM actualizado en tiempo real.

El análisis indicó que el gradiente de esfuerzohorizontal mínimo en los cuerpos arenosos era0.035 g/cm3 [0.3 lbm/gal] menor que el de laslutitas, de modo que se actualizó el modelo paradar cuenta de esta diferencia de resistencia delas distintas litologías.

La vigilancia permanente de los pozos,sumado a un modelo MEM que posibilitó conocerlos eventos no deseados, permitió que tres pozosalcanzaran con éxito la profundidad total. No seregistró incidente alguno de tubería aprisionada,herramientas perdidas en el pozo o re-entradas.Las pérdidas de fluido secundarias observadasfueron abordadas con éxito. Se alcanzaron todoslos objetivos; todas las columnas de revesti-miento fueron asentadas en las profundidadesplanificadas. En promedio, el ahorro total en tér-minos de tiempo en la construcción de estos tres

pozos fue del 15%. Considerando solamente eltiempo invertido en la perforación, el ahorro fuede un 45%, comparado con el plan previo a la per-foración del campo Petronius.

Control de la producción de arenaEl MEM también desempeña un papel importanteen lo que respecta al control de la producción dearena que a menudo se observa en formacionesdébiles y no consolidadas. La arena que se des-plaza en la corriente de flujo, erosiona los tubula-res y puede dañar el equipo de superficie y desubsuelo. La prevención de la producción dearena frente a la formación suele ser el mejormétodo de minimización de este daño, utilizandodisparos orientados o bien terminaciones sincedazos (filtros).14 En ciertas situaciones, el frac-turamiento vertical indirecto (IVF, por sus siglasen inglés) provee control de arena ya que se dis-para una zona competente y se fractura una zonaproductiva adyacente, menos competente.15 Lacorrecta aplicación del IVF requiere un conoci-miento detallado de la formación, la litología y laspropiedades geomecánicas, lo que puede obte-nerse a partir de un MEM.

En el año 2000, el operador Sakhalin EnergyInvestment Company aplicó la técnica IVF en elcampo Piltun-Astokhskoye, ubicado unos 12 km[7 millas] al noreste de Sakhalin Island, Rusia(arriba).16 Los pozos del campo son propensos a laproducción de arena proveniente de zonas pro-ductivas pobremente consolidadas.

Los pozos habían sido terminados utilizandotratamientos de fracturamiento hidráulicoseguido de empaque de grava y tratamientos deempaque con agua a alto régimen de inyección(HRWP, por sus siglas en inglés).17 Después deltratamiento, los pozos mostraron un alto factorde daño mecánico positivo.18 El operador probó elIVF para verificar si la formación en sí podríacontrolar la producción de arena, trabajando conSchlumberger para examinar la litología y la geo-mecánica del pozo candidato en detalle. Se estu-diaron varios pozos para generar un MEM.

La porción de la zona petrolífera que exhibela permeabilidad más alta comprende una are-nisca pobremente consolidada que correspondea arenas limpias de grano fino a medio, con esca-sas cantidades de arcilla. El ambiente de sedi-mentación consistía en una plataforma marina,correspondiente a una secuencia granocreciente;las secciones inferiores están más consolidadasdebido al mayor grado de concentración ycementación de las arcillas. Las zonas barrera,altamente consolidadas, varían de limolita arci-llosa y arenisca a lutitas.

Si bien el valor medio de la permeabilidad dela formación oscila entre 150 y 200 mD, las are-niscas limpias tienen permeabilidades altas dehasta 4 D. La permeabilidad en el pozo se calculóutilizando la transformada de permeabilidad deTimur-Coates en base al registro de ResonanciaMagnética Combinable CMR.19 Estas medicionesse calibraron con datos de núcleos.

36 Oilfield Review

RUSIA

RUSIA

SakhalinIsland

CampoPiltun-Astokhskoye

CHINA

JAPÓN

T a t a rS

o un

d

M a r d e O k h o t s k

> Campo Piltun-Astokhskoye, en el área marina de Sakhalin Island, Rusia.

Otoño de 2003 37

La dirección de los esfuerzos horizontalesmáximos, σH, fue determinada utilizando unaherramienta de generación de Imágenes SónicaDipolar DSI que opera en modo dipolar cruzado.La respuesta de la herramienta DSI indicó que ladirección de σH máximo es noreste-suroeste.Esto fue corroborado mediante los resultados dela ovalización por ruptura de la pared del pozo,observada en un registro de calibrador de cuatrobrazos.

Otras propiedades para el MEM, tales como larelación de Poisson y el módulo de Young, tam-bién se obtuvieron del registro DSI. Las medicio-nes de la resistencia a la compresión noconfinada obtenidas de los núcleos se calibraroncon la UCS derivada de una correlación de regis-tros DSI.

Disparos—Las localizaciones seleccionadaspara los disparos dieron cuenta de las magnitu-des y direcciones de los esfuerzos para minimizarla falla de los túneles dejados por los disparos.20

Si bien la orientación preferida para los disparosen estos pozos muy desviados era la vertical, nosiempre fue posible utilizarla.

Se seleccionó un intervalo de disparo dentrodel intervalo más consolidado, de menor perme-abilidad, situado levemente por debajo de la zonaobjetivo de alta permeabilidad. En base a lainformación del MEM, el diseño de tratamientosde fracturamiento hidráulico FracCADE y elmodelado del programa de computación indica-ron que el IVF se desarrollaría desde la zonacompetente hacia el intervalo más productivo ymás débil, situado por encima (derecha). Elmodelo ayudó a diseñar la densidad de los dispa-ros, la penetración y el tamaño del pozo paraminimizar la posibilidad de producción de arenade formación o de apuntalante.

13. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pareddel pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003):24–39.

14. Para obtener mayor información sobre terminacionessin cedazos, consulte: Acock A, Heitmann N, Hoover S,Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR: “Métodos decontrol de la producción de arena sin cedazos,” OilfieldReview 15, no. 1 (Verano de 2003): 40–57.Para obtener mayor información sobre fracturamiento yempaque, consulte: Ali S, Norman D, Wagner D, AyoubJ, Desroches J, Morales H, Price P, Shepherd D, ToffaninE, Troncoso J y White S: “Método combinado de estimu-lación y control de la producción de arena,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 32–53.

15. Bale A, Owren K y Smith MB: “Propped Fracturing as aTool for Sand Control and Reservoir Management,” artículo de la SPE 24992, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, Cannes, Francia, 16 al 18 de noviembre de 1992.Para información sobre las primeras aplicaciones deesta técnica para controlar la producción de creta, con-sulte: Moschovidis ZA: Interpretation of Pressure

Rayosgamma

Prof., m Agua

Hidrocarburo

Agua

Hidrocarburo

0 1

Resumen litológico

2240

2250

2260

2270

API0 150

0 GPa 100

Módulo de Young

0 kPa/m 36

Gradiente de esfuerzo de cierre25 porcentaje 0

Porosidad-Densidad

0.0 0.6

Relación de Poisson

Lutita

Arenisca

Caliza

25 porcentaje 0

Porosidad-Neutrón

100 porcentaje 0

Saturación de agua

25 porcentaje 0

Porosidad efectiva

25 porcentaje 0

Porosidad total

> Geomecánica del campo Piltun-Astokhskoye. Un simulador de fractura FracCADE utiliza la petrofí-sica (Carril 3) y la litología de las formaciones (Carril 1) para evaluar las propiedades mecánicas delas formaciones (Carril 2). En el Carril 2, la variabilidad del esfuerzo de cierre de fractura (rojo), unamedida del esfuerzo horizontal mínimo, es representada en el modelo como zonas de esfuerzo cons-tante (azul).

Decline for Minifrac Treatments Initiated at the Interfaceof Two Formations,” artículo de la SPE 16188, presentadoen el Simposio de Operaciones de Producción de la SPE,Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 8 al 10 de marzode 1987.

16. Akbar Ali AH, Marti S, Esa R, Ramamoorthy R, Brown T yStouffer T: “Advanced Hydraulic Fracturing UsingGeomechanical Modeling and Rock Mechanics—AnEngineered Integrated Solution,” artículo de la SPE68636, presentado en la Conferencia y Exhibición delPetróleo y el Gas de la Sección Asia Pacífico de la SPE,Yakarta, Indonesia, 17 al 19 de abril de 2001.

17. El empaque de agua de alto rendimiento es un métodode control de la producción de arena que consiste enfracturar una formación para colocar grava en la parteexterna de la tubería de revestimiento y de los disparos,más allá del radio de daño de un pozo. El diseño de lafractura normalmente implica una longitud media de 0.6a 3 m [2 a 10 pies] con una conductividad moderada dela fractura (10 a 15-kg/m2) [2 a 3-lbm/ft2]; usualmente escreada con fluidos Newtonianos, tal como el fluido determinación.

18. El factor de daño es un factor adimensional calculadopara determinar la eficiencia de la producción de unpozo, mediante la comparación de las condiciones rea-les con condiciones teóricas o ideales. Un valor de dañomecánico positivo indica que cierto daño o ciertasinfluencias están deteriorando la productividad del pozo.

19. Para obtener mayor información sobre adquisición deregistros geofísicos de resonancia magnética nuclear,consulte: Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M,Klopf W, Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R,Gossenberg P, Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J:“How to Use Borehole Nuclear Magnetic Resonance,”Oilfield Review 9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57.

20. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,López-de-Cárdenas 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.

El primer pozo tratado con la técnica IVF enel campo Piltun-Astokhskoye exhibió una eficien-cia de flujo considerablemente superior a la delos pozos terminados con tratamientos de fractu-ramiento y empaque y HRWP convencionales.Una prueba de incremento de presión propor-cionó información sobre el tratamiento de frac-turamiento hidráulico IVF. El pozo fue cerrado enla superficie, de manera que los efectos de alma-cenamiento del pozo—cambios de presión cau-sados por el pozo y respuesta del fluido alcierre—enmascararon la respuesta en el cortoplazo de los datos de presión de fondo obtenidoscon los manómetros permanentes de fondo depozo. Los datos de incremento de presión, unavez desaparecidos los efectos de almacena-miento del pozo, mostraron una terminación exi-tosa. Los resultados indicaron que la fracturacubría todos los disparos, y la conductividad de lafractura era tan alta que el incremento de pre-sión se comportaba como si no existiera fracturaalguna; se comportaba como una terminacióndirecta en la zona disparada consolidada y en lazona productiva débil de alta permeabilidad.

Las pruebas de incremento de presión reali-zadas en éste y otros pozos terminados posterior-mente en el campo Piltun-Astokhskoye contratamientos IVF mostraron poco o ningún dañomecánico, lo que indica el éxito de los tratamien-tos. Esta serie de pozos terminados con el trata-miento IVF arrojaron una producción promediode 9800 BOPD [1560 m3/d] al cabo de 90 días y suproducción estuvo en esencia libre de arena, a lolargo del mes de junio de 2003 (arriba).

El método IVF proporcionó al operador una ter-minación eficaz a un precio sustancialmenteinferior al de un tratamiento de fracturamientoy empaque.

Yacimiento Jauf—El yacimiento Jauf deArabia Saudita también tiene estratos no consoli-dados con propensión al arenamiento; pero, adiferencia del campo Piltun-Astokhskoye, su per-meabilidad oscila de baja a moderada.21

Comenzando en el año 2000, el operador colaborócon Schlumberger para utilizar el proceso deoptimización de pozos PowerSTIM a fin de esti-mular y controlar con éxito la producción de sóli-dos. Los pozos fueron terminados en una zonagasífera utilizando fracturas apuntaladas y termi-naciones sin cedazos.22

Un análisis petrofísico, incluyendo el examende núcleos de diversos pozos perforados a travésde este intervalo, mostró zonas débiles y no con-solidadas separadas por zonas de arena más com-pactas que contenían arcilla micácea comocemento de revestimiento y de relleno de poros.23

El equipo de trabajo construyó un MEM basadoen información de núcleos y registros geofísicos,lo que confirmó la debilidad de muchas de lasarenas gasíferas (próxima página).

El módulo de Young, y el valor de UCS corre-lacionado, disminuyeron en un factor de seisentre las zonas competentes y los estratos no con-solidados. Los estratos débiles mostraban pro-pensión a la producción de arena. Sobre la basedel MEM, siempre que resultara posible, los dis-paros se ubicaron a una distancia de entre 3 y 6m [10 y 20 pies] con respecto a estas áreas, y el

intervalo de disparo se restringió a menos de 9 ó12 m [30 ó 40 pies].

El MEM y el plan de estimulación fueronactualizados con los resultados de cada pozo. Laestrecha colaboración entre el operador y losespecialistas de Schlumberger resultó esencialpara el éxito del diseño y la implementación deeste programa de estimulación. El operador esta-bleció un equilibrio entre eliminar la producciónde sólidos y lograr la máxima productividad delpozo. El tiempo y los costos de limpieza declina-ron a medida que avanzaba el programaPowerSTIM.24

Acoplamiento entre la geomecánica y el flujo de fluidoSchlumberger realizó una auditoría de datos yconstruyó un MEM del campo Miskar para lacompañía operadora BG. El campo petrolero seencuentra ubicado a unos 110 km [68 millas] aleste-sureste de Sfax, Tunicia, en el Golfo deGabès. En el informe previo a la perforación seidentificaron peligros y recomendaciones parauna perforación segura en este campo de gascondensado. La mayor parte de las dificultadesrelacionadas con la perforación en pozos perfo-rados anteriormente se produjeron durante laperforación de formaciones mecánicamentedébiles, sobrepresionadas, químicamente activasy fracturadas o falladas. Utilizando el MEM, BGinició una nueva campaña de perforación en elcampo petrolero.

38 Oilfield Review

Número de pozo

Terminación Fecha determinación

Capacidadde flujo,kh, mD-pie

Gasto depetróleoB/D

Gasto de gaspc/D

PA-106

PA-105

PA-103

PA-104

PA-109

PA-102

PA-113

PA-111

PA-114

Fracturamiento y empaque

HRWP, tubos de derivación

Fracturamiento y empaque, tubos de derivación

Sin cedazos (cedazos)

Sin cedazos

Sin cedazos

Sin cedazos

Sin cedazos

Sin cedazos

julio de 1999

agosto de 1999

agosto de 1999

octubre de 1999

mayo de 2000

mayo de 2000

mayo de 2000

mayo de 2000

junio de 2000

N/D

N/D

N/D

16,000

130,000

N/D

N/D

25,000

N/D

13,757

7,347

6,003

6,735

13,573

14,941

7,643

3,774

8,284

8,462

3,873

3,712

4,332

7,715

8,263

4,563

2,013

4,256

> Comparación de la productividad para terminaciones sin cedazos y otros métodos en el campoPiltun-Astokhskoye. Las terminaciones sin cedazos incluyeron el fracturamiento vertical inducido.La abreviatura N/D indica que no se dispone de información.

Otoño de 2003 39

21. Solares JR, Bartko KM y Habbtar AH: “Pushing theEnvelope: Successful Hydraulic Fracturing for SandControl Strategy in High Gas Rate ScreenlessCompletions in the Jauf Reservoir, Saudi Arabia,” artí-culo de la SPE 73724, presentado en el Simposio yExhibición Internacional sobre Control de Daño deFormación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21de febrero de 2002.

22. Para obtener mayor información sobre el yacimientoJauf: Acock, referencia 14.Para obtener mayor información sobre el procesoPowerSTIM: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClureS, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D,

XX000

XX900

Profundidadmedida,

piesVolúmenes

Hidrocarburomovilizado

Agua

Gas

Cuarzo

Ilita

vol/vol 01

XX200

XX100

XX400

XX300

XX500

Correlación deregistros

geofísicosDinámica

millones

de lpc0.50

Correlación deregistros

geofísicosEstática

Laboratorio

Relación dePoisson

EstáticaDinámica

0.50

0.50

CarbonatoCorrelación de

registrosgeofísicosDinámica

200 lpc

Correlación deregistros

geofísicos50,0000

lpc 50,0000

lpc/pie

Prueba deminifractura

1.20.7

lpc/pie

Gradientede fractura

1.20.7

lpc

Resistencia alesfuerzo de corte

10,0000

lpc

Tendencia al arenamiento

50000

lpc

Resistenciaa la tracción

Tendencia alarenamiento

Ausencia dearenamiento

Muy baja

Baja

Media

Alta

Ajustada

10,0000

Correlación deregistros

geofísicosEstática

Laboratorio

Laboratorio

UCS

Relación dePoisson

EstáticaDinámica

200

20

millonesde lpc

millonesde lpc0

Formación Jauf

Yacimiento Jauf

Base Jauf

> Tendencia al arenamiento para un pozo del yacimiento Jauf. Los parámetros de resistencia mecá-nica proporcionaron un pronóstico de la tendencia al arenamiento (carril derecho extremo), codifi-cado en colores, para distinguir áreas de mayor potencial de arenamiento.

McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De laspropiedades de los yacimientos a las soluciones de esti-mulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001):44–65.

23. Al-Qahtani MY, Rahim Z, Biterger M, Al-Adani N, SafdarM y Ramsey L: “Development and Application ofImproved Reservoir Characterization for OptimizingScreenless Fracturing in the Gas Condensate JaufReservoir, Saudi Arabia,” artículo de la SPE 77601, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.

24. Ramsey L, Al-Ghurairi F y Solares R: “Wise Cracks,”Middle East & Asia Reservoir Review 3 (2002): 10–23.

Durante la perforación de la porción inferiordel primer pozo del programa, un ingeniero geo-mecánico de Schlumberger estaba presente en lalocalización del pozo para controlar los informesde perforación diarios y actualizar el MEM. Estepozo fue perforado sin los incidentes de tiempono productivo registrados en los pozos anterio-res. BG utilizó el MEM actualizado para dospozos adicionales, que lograron alcanzar conéxito sus objetivos direccionales primarios ysecundarios sin problemas de inestabilidad. Concada pozo perforado, se pudo actualizar la basede datos, proporcionando una base para el mejo-ramiento continuo de la perforación en el campoMiskar.

Con un MEM construido para el campo,Schlumberger aplicó una nueva herramientapara los estudios de yacimientos (arriba). Elmodelo de yacimiento y geomecánico combinadoECLIPSE-GM provee la base para determinar elefecto que tienen los cambios de los esfuerzosejercidos sobre las rocas en las propiedades deflujo del yacimiento.

En ausencia de soporte de presión, prove-niente de un acuífero o de la inyección de agua ode gas, la producción de hidrocarburos de uncampo petrolero reduce la presión en los espa-cios porosos de las formaciones. El peso de losestratos de sobrecarga pasa de estar sustentado

por la presión de poro a estar sustentado por laestructura de la roca, aumentando los esfuerzossobre ese marco sólido. Este cambio del estadode los esfuerzos puede traducirse en pérdida deporosidad y permeabilidad y, en casos extremos,puede provocar la deformación o la falla del pozo.

En el pasado, para el modelado de este com-portamiento se utilizaban acoplamientos entrelos modelos mecánicos y el flujo relativamenteligeros.25 Los simuladores de flujo de yacimientoscontienen por lo general modelos geomecánicosrelativamente sencillos y los simuladores mecáni-cos normalmente contienen modelos de flujomonofásico simples. En una simulación con aco-plamiento ligero, los resultados de presión y volu-men de un incremento de tiempo del modelo deflujo se convierte en datos de entrada para elmodelo mecánico y viceversa. El proceso realizauna iteración de este mismo incremento detiempo hasta que los valores de entrada y salidase encuentran dentro de una tolerancia acepta-ble. Luego, los modelos pasan al siguiente incre-mento de tiempo.

El modelado que utiliza un acoplamientoligero es difícil y lento. Separar el flujo detalladodel modelado mecánico detallado tambiéngenera posibles inconsistencias y un modeladofísico incorrecto de los fenómenos de flujo ymecánicos acoplados.

El simulador ECLIPSE-GM utiliza un modeloque combina geomecánica y física de flujo en unconjunto de ecuaciones, eliminado los problemasde acoplamiento ligero y garantizando una repre-sentación más precisa de la dinámica del yaci-miento.

La simulación del campo Miskar combinó lageología de campo con los valores sintéticos paradeterminar las propiedades de flujo y de los flui-dos. La simulación demostró cómo una permea-bilidad dependiente del esfuerzo reducía laproducción de gas prevista (próxima página,abajo). En una carrera independiente, la utiliza-ción de un programa de computación para elmanejo de la producción de arena permitió pre-decir la restricción sobre la caída de presiónnecesaria para evitar la falla de la formación enel pozo. La caída de presión reducida resultantefue utilizada con el modelo del campo MiskarECLIPSE-GM para demostrar la pérdida de pro-ducción prevista como consecuencia de ese cons-treñimiento (próxima página, arriba). La salidadel modelado ECLIPSE-GM también puede defi-nir las condiciones de los esfuerzos para el análi-sis de fracturas, la estabilidad del pozo y lacompactación.

40 Oilfield Review

0 7.8 15.6

Desplazamiento vertical de la roca, m

23.4 31.2

> Mapa de simulación de yacimientos del campo Miskar. El código de colores indica el desplazamiento vertical de la roca comoresultado de los cambios producidos en los esfuerzos después de un año de agotamiento.

25. 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,” Journal of Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 1989): 741–746.

Otoño de 2003 41

Observación del desarrollo de modelosAunque en todo el mundo está aumentando lacantidad de campos petroleros que cuentan conun modelo mecánico del subsuelo bien desarro-llado, su número es todavía escaso. Muchos cam-pos tienen un volumen sustancial de datosgeomecánicos, pero esos datos aún no han sidointegrados en un marco unitario coherente y amenudo no se dispone de una auditoría completade los datos.

Si bien no resulta económico generar un MEMpara cada campo petrolero del portafolio de unacompañía petrolera, es prudente averiguar, antesde embarcarse en el desarrollo o el redesarrollode un campo petrolero grande, si la construcciónde un MEM como parte de la planeación del pro-yecto generará ahorros para la compañía en ellargo plazo.

Hasta la fecha, la mayoría de los modelosmecánicos del subsuelo han sido construidos confines de perforación, pero eso está cambiandocomo lo indican los casos de terminaciones depozos descriptos en este artículo. Una de las tan-tas ventajas de utilizar el proceso MEM es que lainformación queda disponible para otros fines,tales como el manejo de yacimientos o mejora-miento de la producción. La inversión queimplica la construcción de un modelo puede seramortizada a lo largo de toda la vida productivadel campo petrolero, ya que el MEM se convertiráen una herramienta para la vigilancia rutinaria yel manejo de los cambios de esfuerzos del yaci-miento. —MAA

180,000 800

160,000

140,000

120,000

100,000

80,000

60,000

40,000

700

600

500

400

300

200

100

00 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Tiempo, cantidad de años

Régi

men

de

prod

ucci

ón d

e ga

s m

33 /d

Prod

ucci

ón d

e ga

s, m

illon

es d

e m

3

1.0

0.9

0.8

Fact

or d

e re

ducc

ión

de la

per

mea

bilid

ad

0.7

0.6-600 -400 -200

Esfuerzo principal máximo, bar0

180,000 800

160,000

140,000

120,000

100,000

80,000

60,000

40,000

700

600

500

400

300

200

100

00 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Tiempo, cantidad de años

Régi

men

de

prod

ucci

ón d

e ga

s m

3 /d

Produ

cció

n de

gas

, mill

ones

de

m3

> Declinación de la productividad con la falla de la formación. Las predicciones de la falla de la for-mación en diferentes localizaciones del intervalo de producción se obtuvieron con un programa decomputación de manejo de la producción de arena. El resultado puede ingresarse en el modeloECLIPSE-GM para mostrar la declinación de la productividad de gas pronosticada (verde), comparadacon el caso básico (azul), cuando estas localizaciones con fallas son aisladas para minimizar la pro-ducción de sólidos. También se muestra el régimen de producción de gas.

> Reducción de la productividad con la permeabilidad dependiente delesfuerzo. El simulador ECLIPSE-GM puede incorporar un valor de permeabili-dad dependiente del esfuerzo (recuadro), combinado con los cambios produci-dos en el campo de esfuerzos. Tomando en cuenta el valor de la permeabilidaddependiente del esfuerzo se reduce la productividad de gas pronosticada enun 29% al cabo de 20 años (púrpura), comparado con el caso básico (azul).También se muestra el régimen de producción de gas.

42 Oilfield Review

Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación

R. John Alvarado Houston, Texas, EUA

Anders Damgaard Pia Hansen Madeleine Raven Maersk OilDoha, Qatar

Ralf HeidlerRobert HoshunJames KovatsChris Morriss Sugar Land, Texas

Dave Rose Doha, Qatar

Wayne Wendt BPHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Emma Jane Bloor, Jan Morley, MarwanMoufarrej y Charles Woodburn, Sugar Land, Texas, EUA;Kevin Goy, Doha, Qatar; Mohamed Hashem, Shell, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA; Martin Poitzsch, Clamart, Francia;Joe Senecal, Maersk Oil, Doha, Qatar; y Brett Wendt,ConocoPhillips, Houston, Texas.CMR (Resonancia Magnética Combinable), CMR-200, CMR-Plus, IDEAL (Evaluación Integrada de la Perforación yla Adquisición de Registros), MDT (Probador Modular de laDinámica de la Formación), PowerDrive, PowerPulse,proVISION y VISION son marcas de Schlumberger.

Las novedosas tecnologías de perforación y medición proveen ahora datos de pozos

y de evaluación de formaciones cada vez más integrados y en tiempo real. Los avan-

ces registrados recientemente en la técnica de adquisición de registros de resonan-

cia magnética nuclear durante la perforación están ayudando a los operadores a

tomar mejores decisiones de perforación y terminación de pozos, reducir el riesgo

y el tiempo no productivo, y optimizar la ubicación y productividad del pozo.

La adquisición de registros de resonancia magné-tica nuclear (RMN) durante la perforación repre-senta un avance significativo en la tecnología degeonavegación y evaluación de formaciones, quetraslada los beneficios que ofrecen las herramien-tas de RMN operadas con cable a las operacionesde perforación en tiempo real. Ahora es posibleobtener parámetros petrofísicos críticos, talescomo las estimaciones de permeabilidad y pro-ductividad durante la perforación, lo cual proveeinformación que ayuda a los petrofísicos, geólogosy perforadores a lograr el óptimo emplazamientodel pozo dentro de un yacimiento.

Las mediciones obtenidas durante la perfora-ción en tiempo real, resultan particularmenteimportantes en entornos de perforación costosos

donde el tiempo cuenta. Con costos de equipos deperforación que llegan a los 175,000 dólares esta-dounidenses por día, los errores cometidos en laubicación del pozo, la evaluación de las formacio-nes o el diseño de la terminación del pozo, pue-den traducirse en costos de pozos adicionalessignificativamente elevados o en la perforación decostosos pozos de re-entrada.1

En este artículo, se examinan los conceptosbásicos de la RMN, se presentan los desarrollosregistrados en términos de adquisición de regis-tros de resonancia magnética nuclear durante laperforación, y se analiza cómo los operadoresestán utilizando esta tecnología para la ubica-ción de los pozos y la evaluación de formacionesen tiempo real.

1. Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V,Cousins L, Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D:“Manejo del riesgo de la perforación,” Oilfield Review11, no. 2 (Verano de 1999): 2–21.Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, Bornemann T,Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: registros para la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 64–84.Bratton T, Edwards S, Fuller J, Murphy L, Goraya S,Harrold T, Holt J, Lechner J, Nicolson H, Standifird W y

Wright B: “Prevención de problemas durante la perfora-ción,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 32–51.

2. Kenyon B, Kleinberg R, Straley C, Gubelin G y Morriss C:“Nuclear Magnetic Resonance Imaging—Technology forthe 21st Century,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de1995): 19–33.Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: “How to UseBorehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review9, no. 2 (Verano de 1997): 34–57.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K,Fairhurst D, Flaum C, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, NorvilleMA, Seim MR y Pritchard T: “Tendencias en registros deRMN,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 2–21.Para más detalles sobre la historia y el desarrollo de laadquisición de registros de RMN, consulte: Dunn KJ,Bergman DJ y LaTorraca GA: Nuclear MagneticResonance—Petrophysical and Logging Applications,Seismic Exploration No. 32. Amsterdam, Países Bajos:Pergamon Press (2002): 3–10.

3. Allen et al (2000), referencia 2.

Otoño de 2003 43

Desarrollo de herramientas de RMN operadas con cableDesde que aparecieron, los registros de RMN hanido mejorando continuamente.2 La familia deherramientas de Resonancia MagnéticaCombinable CMR, comenzando con la introduc-ción del servicio CMR-A en 1995, proporcionabamediciones de la porosidad efectiva, el volumende fluido ligado (BFV, por sus siglas en inglés), lapermeabilidad y las distribuciones de T2; con-cepto que se describe más adelante en este artí-culo. La herramienta de Resonancia MagnéticaCombinable CMR-200 introdujo avances en elcampo de la electrónica que permiten obtener unmejor valor de la relación señal-ruido (S/N, por

sus siglas en inglés), mientras que el menor espa-ciamiento entre ecos—del orden de los 200 µs—permitió mejorar la calidad de las medicionespetrofísicas, incluyendo la porosidad total.Mejoras posteriores condujeron al surgimientode la herramienta de adquisición de registrosCMR-Plus, con capacidad para obtener registrosa velocidades de hasta 730 m/h [2400 pies/h] con

el objetivo de obtener datos de porosidad total yde 1100 m/h [3600 pies/h] para adquirir datos defluidos ligados; es decir, entre tres y cinco vecessuperiores a las de la herramienta CMR-200.3

Hasta la fecha, se han realizado más de 7000servicios de adquisición de registros con la herra-mienta CMR. Para muchas aplicaciones, las medi-ciones de RMN son superiores a otras técnicas deadquisición de registros y proporcionan respues-tas críticas a interrogantes relacionados con lapresión, el tipo de fluidos y la producibilidad delyacimiento. Para muchos operadores, los regis-tros de RMN se han convertido en un servicio derutina en los programas de adquisición de regis-tros típicos.

La danza de los protonesLos registros de RMN miden el momento magné-tico de los núcleos de hidrógeno (protones) en elagua y en los hidrocarburos. Los protones tienenuna carga eléctrica, y su espín crea un momentomagnético débil. Las herramientas de adquisiciónde registros de RMN utilizan potentes imanespermanentes para crear un fuerte campo de pola-rización magnética, estático y fuerte dentro de laformación. El tiempo de relajación longitudinal,T1, describe con qué rapidez se alinean o polari-zan los núcleos en el campo magnético estático.La polarización completa de los protones en losfluidos que ocupan los poros lleva hasta variossegundos y puede efectuarse mientras la herra-mienta de adquisición de registros está en movi-miento, pero los núcleos deben permanecerexpuestos al campo magnético durante la medi-ción. La relación entre T1 y el tamaño creciente delos poros es directa; sin embargo, es inversa conrespecto a la viscosidad del fluido de formación.

Se puede utilizar una serie de pulsos de radio-frecuencia (RF) sincronizados, provenientes dela antena de la herramienta de adquisición deregistros, para manipular la alineación de losprotones. Los protones alineados se inclinanpara formar un plano perpendicular al campomagnético estático. Estos protones inclinadostienen un movimiento de precesión en torno a ladirección del fuerte campo magnético inducido.En su movimiento de precesión, los protonescrean campos magnéticos oscilantes, que gene-ran una señal de radio débil pero mensurable. Noobstante, como la señal decae rápidamente,tiene que ser regenerada mediante la aplicaciónreiterada de una secuencia de pulsos de radio-frecuencia. Los protones en precesión a su vezgeneran una serie de pulsos de señales de radio,o picos, conocidos como ecos de espín. La veloci-dad a la cual la precesión de los protones decae,o pierde su alineación, se denomina tiempo derelajación transversal, T2.

Los procesos T1 y T2 son afectados predomi-nantemente por la interacción entre las molécu-las de fluido de poro, o características derelajación aparente, y por las interacciones de losfluidos que ocupan los poros con las superficiesgranulares de la matriz de roca, también conoci-das como características de relajación de superfi-cie. Por otra parte, en presencia de un gradientede campo magnético significativo dentro de lazona resonante, hay relajación por difusión mole-cular que incide solamente en los procesos T2.4

RMN durante la perforaciónLuego de la aceptación generalizada de lasherramientas de RMN operadas con cable,comenzó el desarrollo y la comprobación en elcampo de las herramientas de adquisición deregistros de resonancia magnética nucleardurante la perforación; esto a fines de la décadade 1990.5 Los esfuerzos de investigación y desa-rrollo, y las lecciones aprendidas a partir de laadquisición de registros de RMN operados concable, condujeron finalmente a la introduccióndel servicio de geonavegación dentro del yaci-miento en tiempo real proVISION, en el año 2001,capaz de proveer mediciones de RMN precisas,de alta resolución, bajo las adversas condicionesque se presentan normalmente durante la perfo-ración. En forma similar a la herramienta CMR,la herramienta proVISION de adquisición deregistros durante la perforación (LWD, por sussiglas en inglés), permite obtener medicionesque incluyen porosidad independiente de lamineralogía, volumen de fluido ligado, volumende fluido libre (BVF y FFV, por sus siglas eninglés respectivamente), permeabilidad, detec-ción de hidrocarburos y distribuciones de T2.

El diseño flexible permite a los ingenierosque trabajan en la localización del pozo modifi-car la secuencia de mediciones y las caracterís-ticas operativas de la herramienta para uno delos tres modos de perforación diferentes: rota-

tiva, por deslizamiento o estacionaria. La herra-mienta puede ser programada manualmente oregularse para que cambie automáticamente enbase a las condiciones de perforación (abajo, ala izquierda). Los ingenieros pueden progra-marla para que mida los tiempos de relajaciónT1, T2 o ambos simultáneamente. Si bien las dosmediciones pueden generar datos de evaluaciónde formaciones RMN, el sistema proVISION sebasa fundamentalmente en las mediciones deT2, que producen mayor repetibilidad estadísticay poseen mejor resolución vertical.

Tanto las mediciones de T1 como las medicio-nes de T2 toman muestras de un proceso de evo-lución temporal exponencial. Las mediciones deT1 muestrean un crecimiento exponencial y lasde T2 un decaimiento exponencial. La mediciónde T1 consiste en tomar algunas muestras sobreeste crecimiento, cada una de las cuales requiereun tiempo de espera adicional que depende delpunto medido. La medición de T2, por el contra-rio, captura el decaimiento completo dentro deuna sola medición de Carr-Purcell-Melboom-Gill(CPMG) luego de un tiempo de espera solamente,lo que produce una mayor cantidad de ecos pormedición. En consecuencia, la medición de T2

puede obtenerse más rápido, lo que conduce a unmayor intervalo de muestreo o bien a una mayorpromediación y, por ende, a un mejoramiento dela calidad de los datos.

Para disponer de registros de RMN durante laperforación en tiempo real, éstos deben sertransmitidos a la superficie por un sistema detelemetría de transmisión de pulsos a través dellodo. A partir de las mediciones crudas que rea-liza la herramienta, se implementa un algoritmoóptimo de procesamiento de la señal en el pozopara efectuar el proceso crítico de inversión deT2. Como resultado de esta inversión, se puedenderivar en tiempo real importantes medicionespetrofísicas, tales como porosidad independientede la litología, distribuciones espectrales de T2,volúmenes de fluidos ligados y libres, permeabili-dad e información sobre saturaciones y caracte-rísticas de los fluidos. Sin embargo, debido a laslimitaciones del ancho de banda telemétrico, latransmisión de datos en tiempo real se limita alas porosidades derivadas por resonancia magné-tica; los volúmenes BFV y FFV; los parámetros decontrol de calidad dependientes del movimientoy T2LM, o la media logarítmica de la distribuciónde T2. Estas mediciones se utilizan en conjuntocon las mediciones de evaluación de formacionesy levantamientos estándar para optimizar la ubi-cación del pozo dentro del yacimiento.

44 Oilfield Review

> Parámetros de las secuencias de pulsos de la herramienta proVISION. Laprogramabilidad de esta herramienta queda demostrada en esta secuenciade adquisición de triple tiempo de espera, que se utilizó para evaluar losintervalos productores de petróleo (conjunto superior) y los intervalos pro-ductores de petróleo y gas (conjunto inferior), en un pozo de aguas profun-das del Golfo de México, EUA.

Productividadanticipada

Tiempo de espera(segundos)

Redundante Cantidadde ecos

Petróleo 6.000.600.04

22

40

500300

20

Petróleo y gas 13.000.600.04

22

40

500300

20

Otoño de 2003 45

La transmisión de T2LM, BFV o FFV y la poro-sidad permiten estimar la permeabilidad utili-zando las ecuaciones del Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger (SDR) o las ecuaciones delmodelo Timur-Coates.6 Si bien las distribucionesde T2 pueden ser provistas en tiempo real, laslimitaciones del ancho de banda telemétricorequieren priorizar los datos; la informaciónmenos crítica se almacena en la memoria para elposterior procesamiento.

Los datos son transmitidos a la superficie entiempo real por el sistema de telemetríaPowerPulse de mediciones durante la perfora-ción (MWD, por sus siglas en inglés). Al igual quecon otras herramientas tipo VISION paraEvaluación de Formaciones y generación deImágenes Durante la Perforación LWD, las máxi-mas condiciones ambientales para la herra-mienta proVISION son 150°C [300°F], 20,000 lpc[138 MPa], y una severidad de pata de perro de8°/30 m [8°/100 pies] durante la rotación y de16°/30 m [16°/100 pies] durante el deslizamiento.

El diseño del imán de dipolos opuestos, en laherramienta proVISION, produce un campo mag-nético simétrico. Los imanes tubulares perma-nentes de samario-cobalto, orientados en sentidovertical, son estables dentro del rango de tempe-raturas para la operación de la herramienta,generando una medición de RMN predecible yrepetible (arriba, a la derecha).

La interacción del campo de radiofrecuenciay el campo magnético estático genera una regiónresonante, o carcasa, de 36 cm [14 pulgadas] dediámetro y 15 cm [6 pulgadas] de altura (derecha).

4. Para más detalles sobre mecanismos de relajación T2 ,consulte: Kenyon et al y Allen et al (2000), referencia 2.

5. Prammer MG, Drack E, Goodman G, Masak P, Menger S,Morys M, Zannoni S, Suddarth B y Dudley J: “TheMagnetic Resonance While-Drilling Tool: Theory andOperation,” artículo de la SPE 62981, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.Drack ED, Prammer MG, Zannoni SA, Goodman GD,Masak PC, Menger SK y Morys M: “Advances in LWDNuclear Magnetic Resonance,” artículo de la SPE 71730,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiem-bre al 3 de octubre de 2001.Horkowitz J, Crary S, Ganesan K, Heidler R, Luong B,Morley J, Petricola M, Prusiecki C, Speier P, Poitzsch M,Scheibal JR y Hashem M: “Applications of a NewMagnetic Resonance Logging-While-Drilling Tool in aGulf of Mexico Deepwater Development Project,”Transcripciones del 43° Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Oiso, Japón, 2 al 5 de junio de2002, artículo EEE.Morley J, Heidler R, Horkowitz J, Luong B, Woodburn C,Poitzsch M, Borbas T y Wendt B: “Field Testing of a NewMagnetic Resonance Logging While Drilling Tool,” artí-culo de la SPE 77477, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

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

> Diseño de la herramienta proVISION. Alojada dentro de un collar de perfo-ración (porta barrena) de 11.3 m [37 pies] de largo y 17.1 cm [63⁄4 pulgadas ] dediámetro, el diámetro externo de la herramienta es de 19.7 cm [73⁄4 pulgadas].Cuando se configura sin salientes exteriores (recalque) y con bandas de pro-tección fijas, la herramienta puede bajarse en pozos con diámetros de entre83⁄8 pulgadas y 105⁄8 pulgadas. Los ingenieros de campo en sitio pueden ado-sar un estabilizador de rosca para reducir el movimiento lateral y centralizarla herramienta en el pozo. Las conexiones telemétricas en ambos extremosdel arreglo de la herramienta permiten la configuración para cualquier sec-ción de un arreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés). La herra-mienta funciona a turbina, en vez de batería, y puede operar con regímenesde flujo de entre 1136 y 3028 L/min [300 y 800 gal/min].

Campo magnético (14 pulgadas de diámetro x 6 pulgadas de altura)

Flujo de lodo

Imanes tubulares de samario-cobalto Estabilizador opcional

> Secciones transversales de la herramienta proVISION. La sección axial através de la antena (izquierda) ilustra el diseño simétrico de la herramienta.Las barras de color azul oscuro son imanes cilíndricos huecos. Las líneas deintensidad de campo constante (azul) indican un gradiente de campo mag-nético que decae lejos de la herramienta. La sección a través de la bobinade la antena coaxial se muestra en color negro. La interacción entre laantena y los imanes produce una carcasa resonante cilíndrica (franjas rojas)de 15 cm [6 pulgadas] de largo, 10 mm [0.4 pulgadas] de espesor, y un diáme-tro de investigación de 36 cm [14 pulgadas]. La sección transversal a travésde la bobina enrollada de la antena coaxial (derecha) ilustra la carcasa reso-nante simétrica con respecto al eje (rojo). La carcasa resonante es el únicolugar donde se obtiene la medición, es decir, no se realiza ninguna mediciónentre la herramienta y la carcasa resonante o desde la carcasa resonantehacia el interior de la formación. La profundidad de investigación dentro dela formación (DOI, por sus siglas en inglés) en un pozo de 21.5 cm [81⁄2 pulga-das] de diámetro es de 7 cm [23⁄4 pulgadas].

Fluj

o de

lodo

Diámetro de investigación

Zona resonante

Campo magnético

Imán anular

14 pulgadas

Pozo de 81⁄2 pulgadas

Pozo de 81⁄2 pulgadas

DOI de23⁄4 pulgadas

14 pulgadas

6 pulgadas

La intensidad del campo magnético dentro de lacarcasa es de aproximadamente 60 gauss, con ungradiente de campo de aproximadamente 3 gausspor centímetro. El ancho de la carcasa de medi-ción permite la medición de la formación enpozos levemente ensanchados o desviados ycuando la herramienta no se encuentra centradaen el pozo. La profundidad de investigación den-tro de la formación (DOI, por sus siglas en inglés)varía con el diámetro del pozo. Por ejemplo, en unpozo de 81⁄2 pulgadas de diámetro, la profundidadde investigación es de 7 cm [23⁄4 pulgadas]. A unavelocidad de penetración de 15 m/h [50 pies/h],la resolución vertical oscila entre 0.9 y 1.2 m [3 y4 pies] luego del apilamiento de los datos.

Para los propósitos de geonavegación, los inge-nieros de campo pueden colocar la herramientadirectamente detrás del motor de fondo o del sis-tema rotativo direccional PowerDrive o directa-mente encima del tramo de conexión de labarrena. Para optimizar aún más las capacidadesde geonavegación, la sección de la herramientaproVISION correspondiente a la antena, que con-tiene los imanes permanentes, se localiza en laparte inferior de la herramienta, de manera talque el punto de medición se posiciona lo máscerca posible de la barrena.

La existencia de imanes poderosos dentro delarreglo de fondo de pozo (BHA, por sus siglas eninglés) puede afectar a los instrumentos de mag-netometría azimutal utilizados para determinarlas coordenadas espaciales del pozo. No obstante,los ingenieros de Schlumberger han demostrado através del modelado y la experimentación que elcampo magnético axialmente simétrico de laherramienta proVISION tiene poca incidenciasobre las mediciones magnéticas azimutales.Dado que la magnitud de la interferencia delcampo magnético es escasa y directamente pro-porcional a la intensidad del campo magnéticogenerado por la herramienta proVISION, los erro-res son significativos sólo cuando dicha herra-mienta se coloca directamente por encima delinstrumento de medición. En base a modelosnuméricos y mediciones físicas, los ingenieros deSchlumberger han desarrollado algoritmos decorrección de levantamientos para la interferen-cia magnética RMN. Estos algoritmos están inclui-dos en la aplicación de Evaluación Integrada de laPerforación y la Adquisición de Registros IDEAL.

Obtención de medicionesLa herramienta proVISION opera en modo cíclicoen lugar de hacerlo en modo continuo. El ciclo deoperación consiste en un tiempo de espera depolarización inicial, seguido por la transmisión delpulso RF de alta frecuencia y la posterior recep-ción de la señal de eco coherente o tren de ecos.

El ciclo de transmisión de pulsos y recepción deecos se repite en sucesión hasta recoger elnúmero programado de ecos. Generalmente, laadquisición es definida por la secuencia de Carr-Purcell-Melboom-Gill (CPMG). La secuenciaCPMG se caracteriza por un pulso inicial de 90°seguido por una larga serie de pulsos sincroniza-dos de 180°. El intervalo de tiempo que mediaentre los sucesivos pulsos de 180° es el espacia-miento de los ecos y por lo general se encuentraen el orden de unos cientos de microsegundos.

Para cancelar el ruido intrínseco en unasecuencia CPMG, las secuencias CPMG se obtie-nen en pares. La primera del par es una señal defase positiva. La segunda del par se obtiene conun movimiento de fase de 180°, también conocidocomo fase negativa. Las dos secuencias CPMG secombinan luego para generar un par de fasealternada. Comparada con la secuencia CPMGindividual, la secuencia CPMG combinada o api-lada tiene una relación señal-ruido mejorada.

Las mediciones de T1 y T2 y sus distribucionesson elementos clave de la adquisición de regis-tros de RMN. La cantidad primaria de T1 medidaes la amplitud de la señal en función del tiempode recuperación de la polarización. Las cantida-des primarias de T2 medidas son las amplitudesde las señales de ecos y su decaimiento. Los pará-metros de los pulsos, tales como espaciamiento

entre ecos, tiempos de espera y el ciclo de medi-ción de RMN, definen todos los aspectos de lasmediciones de RMN y son totalmente programa-bles en la herramienta proVISION.

Dinámica de la columna de perforación y mediciones de RMNLas mediciones de resonancia magnética nuclearno son instantáneas. El movimiento de la herra-mienta puede hacer que la región resonante, oexcitada, se desplace durante la adquisición delos datos (arriba). La herramienta proVISIONestá provista de sensores que miden la amplitudy la velocidad del movimiento lateral y las revo-luciones instantáneas por minuto (rpm).

El movimiento de la herramienta puede afec-tar tanto a las mediciones de T1 como a las medi-ciones de T2. El decaimiento inducido por elmovimiento afecta en primer lugar a los valoresde T2 largos, lo que produce decaimientos de losecos más rápidos que pueden reducir la exacti-tud de las mediciones de RMN, particularmenteen formaciones carbonatadas y en formacionesque contienen hidrocarburos livianos. Estos efec-tos del movimiento son más intensos cuando lacarcasa de medición es delgada en relación conel movimiento de la herramienta, lo que amenudo produce el movimiento de la carcasaresonante fuera de la región de investigación,

46 Oilfield Review

> Efecto del movimiento lateral sobre las mediciones de RMN realizadas conla herramienta proVISION. La herramienta se centra en el pozo al comienzodel ciclo de medición (izquierda). Luego de la polarización inicial, el movi-miento de la columna de perforación hace que la herramienta descanse con-tra la pared del pozo, parcialmente afuera de la región polarizada (derecha).En una situación ideal, la herramienta no debería moverse durante el curso deuna secuencia de ecos de pulsos Carr-Purcell-Meiboom-Gil (CPMG). No obs-tante, el movimiento lateral de la herramienta durante la rotación hace que lacarcasa de medición, o región resonante, salga de la región de investigaciónpolarizada. Esto puede producir errores de amplitud y de distribución de T2.

Pared del pozo

Región resonante

Regiónpolarizada

Regi

ón re

sona

nte

131⁄2 pulgadas 131⁄2 pulgadas

Otoño de 2003 47

aun cuando se trate de movimientos pequeños.Un campo magnético estático de gradiente altoproduce una carcasa de medición delgada, quedecae rápidamente al alejarse de la herramienta.Por el contrario, la herramienta proVISION tieneun diseño de gradiente bajo que genera una car-casa de medición de gran espesor e insensibili-dad al movimiento de la herramienta.

Como el movimiento lateral puede acortar lasvelocidades de decaimiento de T2, es esencialcomprender ese movimiento para poder desarro-llar técnicas de control de calidad de datos. Paraevaluar los efectos inducidos por el movimiento,los ingenieros deben conocer la frecuencia, laamplitud, la trayectoria y la determinación delinstante de ocurrencia del movimiento.7 Los sis-temas de acelerómetro y magnetómetro de mues-treo rápido miden el movimiento de la columnade perforación en tiempo real (derecha). Losdatos de movimiento se procesan en instantáneasde 20 segundos. Los datos de las instantáneas sinprocesar se comprimen y pueden guardarse en lamemoria de la herramienta, mientras que losresultados procesados se registran en forma con-tinua para proporcionar un registro continuo delmovimiento lateral de la herramienta. Se calculael valor teórico máximo de T2 resoluble duranteel movimiento y se transmite una señal queindica la calidad de los datos de RMN con el con-junto de datos obtenidos en tiempo real.

Los datos de movimiento obtenidos con laherramienta proVISION son de gran utilidadindependiente. Estos datos pueden alertar al per-forador ante la presencia de movimiento lateralexcesivo, un modo resonante desfavorable o exce-sivos movimientos bruscos, permitiendo que seadopten medidas correctivas para reducir la posi-bilidad de daño del BHA o de la barrena de perfo-ración y optimizar los regímenes de perforación,mejorando así la eficiencia de la perforación. Larespuesta oportuna al movimiento excesivo de lacolumna de perforación también permite minimi-zar el ensanchamiento del pozo (derecha).

Optimización de la productividad del pozoEl correcto emplazamiento del pozo y diseño desu terminación resultan ser clave para la optimi-zación de la productividad. Para lograrlo, los per-foradores deben emplazar los pozos en la porciónmás productiva del yacimiento objetivo, y losingenieros deben diseñar las terminaciones demanera de maximizar la producción y la recupe-ración de petróleo, limitando al mismo tiempo la

7. Speier P, Crary S, Kleinberg RL y Flaum C: “ReducingMotion Effects on Magnetic Resonance Bound FluidEstimates,” Transcripciones del 40 Simposio Anual deAdquisición de Registros de la SPWLA, Oslo, Noruega,30 de mayo al 3 de junio de 1999, artículo II.

> Gráficas del movimiento lateral de la columna de perforación. Durante el intervalo de 20 segundos,los paneles inferiores izquierdo y derecho muestran ejemplos de movimientos benignos e intensos,registrados por la herramienta proVISION durante la perforación rotativa. Los intervalos de amplitudde movimiento inferior a 1 mm (extremo inferior izquierdo) corresponden a los intervalos mostradosde rotación lenta (pocas rpm) (extremo superior) y representan un estado prácticamente estaciona-rio. Durante los intervalos de tiempo restantes, se produce un movimiento violento, cuando la herra-mienta gira libremente y alcanza amplitudes de movimiento lateral de hasta 5 mm.

-5-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

-4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

-5 -4 -3 -2 -1 0Posición, mmPosición, mm

Posi

ción

, mm

Posi

ción

, mm

Velocidad lateral 33 mm/segundosVelocidad lateral 15 mm/segundos

1 2 3 4 5

-200

0

200

400

600

201816141210Tiempo, segundos

86420

Revo

luci

ones

por

min

uto

(rpm

)

> Un ejemplo de aprisionamiento-deslizamiento extremo. El gráfico superior muestra la rotación ins-tantánea (rpm). Aproximadamente a 8 segundos del intervalo de tiempo, el BHA queda aprisionadodurante unos 7 segundos hasta que el aumento continuo de la fuerza de torsión lo libera y la energíaalmacenada acelera la tubería de perforación hasta que supera las 300 rpm, luego de lo cual el BHAvuelve a quedar aprisionado. La gráfica inferior muestra el número de rotaciones acumuladas. Elnúmero de rotaciones aumenta hasta que el BHA queda aprisionado, punto en el cual la cabeza rota-tiva continúa girando y genera siete vueltas en la columna de perforación antes de que se libere elBHA. El BHA libera la energía acumulada y la inercia hace que sobregire y genere seis vueltas ade-lante de la cabeza rotativa superior, con la posibilidad de desconectar ciertas secciones del BHA.

400

200

0

RPM

0 5 10Tiempo, segundos

15 20-200

30 6 vueltas adelante

7 vueltas atrás

20

10

Núm

ero

de ro

taci

ones

0 5 10Tiempo, segundos

15 200

producción de agua. La adquisición de registrosde RMN durante la perforación provee los datosnecesarios para la adopción de decisiones toma-das sobre bases bien fundamentadas.

Para determinar qué intervalos de un yaci-miento deberían terminarse, se requiere una esti-mación del índice de productividad del pozo (IP).Tradicionalmente, esta cuestión se aborda unavez concluidas las operaciones de perforación yadquisición de registros con cable y las pruebasde producción. El IP se basa en un perfil de lacapacidad de flujo, que es el producto de la per-meabilidad y el espesor vertical del yacimiento.

Estas mediciones se obtienen de los registros depozos y las pruebas de formación, o de una com-binación de ambos.

Durante más de una década, los operadoresprocuraron obtener estimaciones en tiempo realde la permeabilidad y el IP. En 1994, los ingenie-ros de BP realizaron experiencias exitosas conmétodos de determinación del IP en tiempo real,en su proyecto Wytch Farm, situado al sur deInglaterra. Los estudios geológicos del yacimientopetrolífero de areniscas Sherwood permitieronestablecer que la productividad del yacimientoestaba controlada básicamente por la permeabili-

dad y que la granulometría y la porosidad contro-lan este parámetro. Se utilizaron datos denúcleos para crear transformadas entre la per-meabilidad y la densidad volumétrica (total) paracada clase granulométrica, que fueron aplicadasa su vez para estimar el IP. A medida que avan-zaba la perforación, se generó un registro de per-meabilidad en tiempo real, utilizando lagranulometría obtenida del análisis granulomé-trico de los recortes de perforación y combinandolas mediciones de porosidad de una herramientade litodensidad-neutrón. Los petrofísicos calibra-ron luego el modelo con datos de pozos vecinos.

48 Oilfield Review

> Análisis de formaciones en el ambiente de aguas profundas del Golfo de México. La información delos indicadores de petróleo, independientes de la resistividad, los datos de volumen de fluido ligado ylos datos de permeabilidad de la herramienta proVISION se integran con la saturación del agua deri-vada de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable para obtener estimaciones deproducibilidad clave durante la perforación del pozo. Los Carriles 1 a 4 se encuentran disponiblescomo canales de datos en tiempo real. Los cambios en las características de la distribución de T2 enmodo registrado (Carril 5), confirman el contacto agua-petróleo. Las marcas confusas en el carril deprofundidad son los puntos de muestreo de los datos de RMN sin procesar.

XX650

pies/seg

Velocidad depenetración

Velocidad depenetración

Rotación

Señal indicadorade hidrocarburos

Agua

Hidrocarburo

Agua ligada

Muestra

Derrumbes

00.25

XX700

XX750

mD

Permeabilidad derivada de la herramienta proVISION

en tiempo real

20000.2

RPS

100

API

Rayos gamma

1500

pulg

Calibre

4-2

ohm-m

Resistividad de atenuación

20000.2

ohm-m

Resistividad decambio de fase

20000.2

pies3/pies3

Señal indicadorade hidrocarburos

-101 pies3/pies3

BPV derivado de laherramienta proVISION

00.6 msec

T2LM derivado de laherramienta proVISION

Distribución de T2

10,0001

400pies3/pies3

Porosidadneutrónica termal

00.6

g/cm3

Densidadvolumétrica (total)

2.651.65

pies3/pies3

Porosidad derivada dela herramienta proVISION

en tiempo real

00.6

Volumen total de agua

00.6

pies3/pies3

pies3/pies3

Porosidad total

00.6

Otoño de 2003 49

Los equipos de ingeniería y petrofísica utili-zaron estas primeras estimaciones de permeabi-lidad-productividad en tiempo real para modelary optimizar el potencial económico de un pozo dediversas formas. Las decisiones de ajustar la tra-yectoria del pozo se basaron en las prediccionesde la productividad determinadas en tiempo real.Mediante la optimización de los intervalos de dis-paros, el equipo de trabajo logró maximizar laproducción y minimizar la posibilidad de ingresode agua. Estos datos fueron utilizados para esti-mar las reservas remanentes en los pozos en losque los intervalos habían sido taponados paralograr el aislamiento del agua.8

En Wytch Farm, el método de BP resultó rela-tivamente simple de implementar. La areniscaSherwood no está muy cementada y el tamaño degrano, la porosidad y la permeabilidad tienenuna relación claramente definida. Además, sedisponía de núcleos de pozos para la calibracióndel modelo. En muchos otros yacimientos, lascaracterísticas petrofísicas son menos directas.Si bien procesos similares podrían proporcionarresultados comparables en perforaciones realiza-das en yacimientos más complejos, la comunidadpetrofísica necesitaba una solución de evalua-ción de formaciones más exacta y completa. Lasmediciones de RMN en tiempo real pueden pro-porcionar esta información y ayudar a optimizarel emplazamiento del pozo y el diseño de termi-nación del mismo.

RMN en tiempo realLos registros de RMN modernos miden la porosi-dad independientemente de la mineralogía y pro-veen una estimación de la permeabilidad y losvolúmenes de fluido ligado. Además permitendetectar la presencia de hidrocarburos. Si secombinan con otras mediciones LWD, los datos deRMN pueden ser utilizados para generar estima-ciones de la producción potencial en tiempo real.

En el año 2002, los ingenieros de BP aplicaronel sistema proVISION en un proyecto de aguasprofundas del Golfo de México, EUA (páginaanterior). Durante la perforación con lodo basepetróleo, se obtuvieron registros de RMN entiempo real en tres pozos independientes de 81⁄2pulgadas de diámetro. La secuencia de pulsos dela herramienta proVISION consistía en untiempo de espera unitario y una secuencia deestallidos. Se utilizó un tiempo de espera relati-vamente prolongado de 12 segundos para asegu-rar la adecuada polarización de loshidrocarburos livianos que se esperaban en esteyacimiento. Se recogieron seiscientos ecos luegode transcurrido el largo tiempo de espera. Lasecuencia de estallidos constó de 20 ecos luegode un tiempo de espera de 0.08 segundos. Losecos se recogieron a intervalos de 0.8 y 1.2 mili-segundos. El tiempo del ciclo de RMN total fue deaproximadamente 30 segundos, a una velocidadde perforación de aproximadamente 21 m [70pies] por hora. Esta combinación de tiempo de

ciclo con velocidad de penetración (ROP, por sussiglas en inglés) arrojó un intervalo de muestreode profundidad de aproximadamente 0.23 m[0.75 pies] por par de fase alternada.

Para determinar el BFV, se optó por un valorde corte de T2 de 90 milisegundos. Este valor decorte de T2 se basó en la experiencia con medi-ciones de RMN obtenidas en este campo petro-lero. La evaluación realizada por el equipopetrofísico indicó que los datos de los registrosde densidad, neutrón y porosidad RMN concorda-ban a través de la arenisca, que tiene una porosi-dad de aproximadamente 28 u.p. Además de losdatos de RMN, el conjunto de datos de la herra-mienta proVISION proveyó al operador registrosde RMN de fondo de pozo, de desempeño de laperforación y de movimiento lateral para detec-tar condiciones de perforación erráticas, talescomo el movimiento por aprisionamiento-desliza-miento, y permitió que el perforador adoptaraacciones correctivas, con miras a prolongar lavida útil del BHA y optimizar la ROP.

Evaluaciones de carbonatosLos hidrocarburos producidos en el campo AlShaheen, en el área marina de Qatar, actual-mente provienen de tres formaciones Cretácicasconocidas como Kharaib, Shuaiba y Nahr Umr.Kharaib y Shuaiba son yacimientos carbonata-dos, mientras que la formación Nahr Umr estácompuesta por delgadas areniscas (izquierda).

La compañía Maersk Oil, que opera el campopetrolero Al Shaheen junto con Qatar Petroleum,está desarrollando estas complejas formacionescon pozos horizontales de alcance extendido queocasionalmente superan los 9144 m [30,000 pies]de profundidad medida (MD, por sus siglas eninglés) si bien sólo tienen 914 m [3000 pies] deprofundidad vertical verdadera.9 En dichospozos, la tubería de perforación no puedehacerse rotar con el cable de adquisición deregistros adosado. Los efectos de la fricción tardeo temprano impiden el deslizamiento más allá de

8. Blosser WR, Davies JE, Newberry PS y Hardman KA:“Unique ESP Completion and Perforation MethodologyMaximises Production in World Record Step-Out Well,”artículo de la SPE 50586, presentado en la ConferenciaEuropea del Petróleo de la SPE, La Haya, Países Bajos,20 al 22 de octubre de 1998.Harrison PF y Mitchell AW: “Continuous Improvement inWell Design Optimises Development,” artículo de la SPE30536, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995.Hogg AJC, Mitchell AW y Young S: “Predicting WellProductivity from Grain Size Analysis and Logging WhileDrilling,” Petroleum Geoscience 2, no. 1 (1996): 1–15.

9. Damgaard A, Hansen P, Raven M y Rose D: “A NovelApproach to Real Time Detection of Facies Changes inHorizontal Carbonate Wells Using LWD NMR,”Transcripciones del 44 Simposio Anual de la SPWLA,Galveston, Texas, EUA, 22 al 25 de junio de 2003, artículoCCC.

IRÁN

ARABIA SAUDITA

QATAR

Campopetrolero

Al Shaheen

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

0 50 150 millas100

0 300 km200100

TURQUÍA

SIRIA

IRAQ IRÁN

ARABIA SAUDITA

OMÁN

YEMEN

> Localización del campo petrolero AlShaheen operado por la compañíaMaersk Oil Qatar AS en colaboracióncon Qatar Petroleum.

los 3962 m [13,000 pies]. En consecuencia, lasherramientas de adquisición de registros opera-das con cable se ven imposibilitadas de alcanzarla porción más distante de un tramo horizontal.Las herramientas LWD, sin embargo, son trans-portadas a lo largo de toda la longitud del pozo,proveyendo datos para la geonavegación y la eva-luación primaria de formaciones.

Las técnicas de RMN ayudan a determinarcaracterísticas del flujo de fluido del yacimiento yde la permeabilidad. Estas características puedenvariar considerablemente con los cambios de lasfacies geológicas. La detección de los cambios defacies es esencial para el conocimiento del yaci-miento y el emplazamiento óptimo del pozo. Confrecuencia, particularmente en yacimientos car-bonatados, la ausencia de correlaciones consis-tentes entre permeabilidad y porosidad, a escalade yacimiento, limita la caracterización petrofí-sica LWD mediante registros de porosidad. Laadquisición de registros de RMN con herramien-tas operadas con cable convencional ha permitidomejorar la caracterización de facies geológicas yotras propiedades petrofísicas de los carbonatos,tales como la permeabilidad (derecha).

La perforación de pozos de alcance extendidoen el campo petrolero Al Shaheen plantea verda-deros desafíos. Los BHA rotativos orientables seutilizan comúnmente para el control direccionalen la perforación de tramos horizontales largos.Al equipo petrofísico le preocupaba el deteriorode la calidad de los datos de registros de reso-nancia magnética nuclear adquiridos durante laperforación, debido al decaimiento de T2 , depen-diente del movimiento, resultante de los nivelestípicamente altos de movimientos bruscos delBHA, aprisionamiento-deslizamiento, y el movi-miento lateral de la herramienta durante la rota-ción de la columna de perforación. Con ROPsocasionalmente superiores a los 152 m/h [500pies/h], se esperaba una pérdida mayor de la cali-dad de los datos.

Las rocas carbonatadas normalmente tienentiempos de relajación superficial menores, lo queproduce tiempos de T2 largos. Dado que gran partede la información petrofísica importante está con-tenida en los ecos finales, las secuencias de adqui-sición en carbonatos requieren generalmente untiempo de espera más prolongado y una mayorcantidad de ecos que en las formaciones clásticas.No se sabía si las componentes finales de T2

observadas normalmente en las rocas carbonata-das de Al Shaheen podrían detectarse bajo las difi-cultosas condiciones de perforación previstas.

Los ingenieros intentaron reducir la mayorcantidad de variables posibles durante la planea-ción previa a la ejecución de los trabajos. Paramejorar la relación señal-ruido, también se pla-nificó el apilamiento de los ecos sin procesar.Dado que los cambios de facies se producen nor-malmente a lo largo de décimos o cientos de piesen los pozos de alcance extendido, y la detecciónde variaciones de pequeña escala no constituía elprincipal objetivo, era aceptable una pérdida deresolución a cambio de un mejoramiento de larelación señal-ruido.

La primera corrida de la herramientaproVISION a nivel mundial en un yacimiento car-bonatado tuvo lugar en un pozo horizontal dealcance extendido, de 81⁄2 pulgadas de diámetro,perforado hasta una profundidad medida de másde 7315 m [24,000 pies], con lodo base agua. Unarreglo rotativo orientable controlaba la trayec-toria mientras se obtenían datos de resonanciamagnética nuclear LWD en tiempo real, a lo largode toda la longitud del pozo.

Sólo se disponía de cantidades limitadas dematerial de núcleos provenientes de esta secciónparticular del yacimiento Shuaiba. Histórica-mente, la identificación e interpretación defacies carbonatadas se ha basado en una combi-nación de recortes de perforación, cortes delga-dos y análisis de registros. Estaba previsto que elpozo atravesara múltiples facies carbonatadascon permeabilidades y características de produ-cibilidad variables. La compañía Maersk Oilesperaba obtener importante información delyacimiento en tiempo real con la herramientaproVISION, incluyendo la diferenciación de lasdiversas facies carbonatadas a lo largo de la tra-yectoria del pozo y la comparación de la calidadde los registros de RMN adquiridos durante laperforación con la de los intervalos selecciona-dos de los registros de RMN operados con cable.

50 Oilfield Review

> Identificación de cambios en el yacimiento calcáreo Shuaiba con datos de RMN adquiridos concable. Los datos de RMN muestran una gran reducción del fluido libre, un aumento del fluido ligado(Carril 3, sombras de color amarillo) y una disminución de la permeabilidad RMN (Carril 2) entre profun-didades de XN010 y XN070. Sería difícil, por no decir imposible, identificar estos cambios con los regis-tros estándar de porosidad (Carril 3, porosidad neutrónica termal en azul y densidad volumétrica enrojo) y de rayos gamma (Carril 1, curva sólida de color verde).

Fluido libre

Fluido ligado

Bins 1-2

Bins 7-8

API

Rayos gamma

1000

Permeabilidad según elmodelo de Timur-Coates

milisegundos

T2LM Orientación de la imagen

Distribución de T2 RMN

60000.3

29 ohm-m

Imagen profunda

0

Efecto fotoeléctrico

122

XM900

Profundidad,pies

XN000

Deslizamiento. Sin imagen

Deslizamiento. Sin imagen

Bin 6

Bin 5

Bin 4

Bin 3

Permeabilidad segúnel modelo de SDR

m3/m3

Porosidadneutrónica termal

00.6

g/cm3

Densidad volumétrica(total)

2.71.7

pie3/pie3

Fluido libre CMR

00.6

m3/m3

Porosidad CMR total

00.6

3.45

11.2

516

.67

19.4

922

.77

2?.1

430

.38

34.4

237

.57

40.3

242

.?7

4?.2

750

.05

54.8

362

.42

82.8

822

115.

12

U BR L U

Otoño de 2003 51

Como era de esperar, se registró un alto nivelde movimientos bruscos y de aprisionamiento-deslizamiento en el fondo del pozo. La velocidadde penetración era variable, superando en oca-siones los 500 pies/h. Debido al movimiento de laherramienta y la rápida velocidad de penetra-ción, los datos de registros de RMN adquiridosdurante la perforación tenían un moderado

grado de ruido, en comparación con los registrosde RMN operados con cable. No obstante, el api-lado de los datos mejoró la relación señal-ruido.Los resultados de las múltiples carreras delProbador Modular de la Dinámica de laFormación MDT proporcionaron datos para esti-mar la movilidad del fluido y ajustar las constan-tes en las ecuaciones de permeabilidad RMN.

El análisis basado en las permeabilidadesRMN, las porosidades, T2LM, los volúmenes defluido ligado y los volúmenes de fluido libre per-mitió discernir tres sistemas de porosidad dife-rentes. El equipo de trabajo utilizó los cambiosen el carácter de T2 para mapear la variación defacies a lo largo del pozo (arriba). Un escaso volu-men de fluido ligado y una alta relación entre

> Imagen clara de la trayectoria del pozo. La imagen del registro de resistividad LWD (Carril 5) mues-tra la trayectoria del pozo que encuentra una marga sobreyacente. Los datos de RMN muestran cla-ramente un T2 bimodal (Carril 4) con el pico corto de T2 centrado a 6 milisegundos, proveniente delmaterial arcilloso que se encuentra encima del pozo entre XX329 y XX429 pies, y el pico más largo deT2 centrado a 200 milisegundos, proveniente de la caliza que se encuentra debajo del pozo. Tambiénse indican los cambios laterales. La facies 3 está presente entre XX460 a XX474 pies y XX488 a XX500pies, caracterizado por el valor más bajo de T2LM (Carril 4).

Rayos gamma

Porosidad RMN en binsInicial Final

API 100 00 500

Velocidad depenetración

XX200

XX300

XX400

XX500

XX600

pies/hrBFV-RMN

6000milisegundos3 U R LB U

RMN T2LM Orientación de la imagen

Distribución RMN de T2

Permeabilidad según elmodelo de Timur-Coates

Permeabilidad segúnel modelo de SDR Porosidad RMN total

Porosidadneutrónica termal

2.71.7

Densidad aparente

Fluido libre

Fluido ligado

g/cm3

fluido libre y fluido ligado tipifica la Facies 1(arriba). La Facies 2 tiene un volumen de fluidoligado moderado y una relación entre fluido librey fluido ligado más baja. El valor de T2 promediode la Facies 2 es más corto que el de la Facies 1y todo el espectro de datos está desplazado hacialos valores de T2 más cortos. La Facies 3 se carac-teriza por un gran volumen de fluido ligado y una

baja relación entre fluido libre y fluido ligado. Enla Facies 3, el espectro de T2 está desplazado aúnmás hacia los valores más cortos. Las láminasdelgadas realizadas en muestras de recortes deperforación confirmaron la importancia de lasfacies en la respuesta de T2 de los registros deRMN adquiridos durante la perforación.

La porosidad del registro de RMN adquiridodurante la perforación concordaba con la porosi-dad del registro de densidad en las Facies 1 y 2,con un déficit promedio de 3 u.p. en la Facies 3que podría atribuirse a un porcentaje de señalesT2 de decaimiento más rápido. Los datos de RMNadquiridos durante la perforación indican dife-

52 Oilfield Review

> Facies 1 a partir del registro de RMN adquirido durante la perforación. Los datos LWD mostradosindican un intervalo de carbonatos limpios donde la distribución de T2 (tiempo de relajación transver-sal) (Carril 4) contiene un porcentaje importante de valores de T2 finales. La línea sólida de color azulcorresponde a un valor de corte de T2 determinado en forma empírica, que se utiliza para fraccionar ladistribución de T2 en una componente rápida que representa los fluidos ligados y una componentelenta que indica los fluidos libres. La traza de color rojo representa la distribución de T2LM. La variableT2LM generalmente está bien por encima del valor de corte de T2, lo que indica que la mayor parte delfluido que se encuentra en el espacio poroso es fluido libre. La porosidad total computada a partir delos datos de RMN, mostrada como una línea de puntos de color negro en el Carril 3, concuerda con elregistro de porosidad neutrónica convencional de la matriz de caliza indicado en color azul, y con ladensidad volumétrica de la formación mostrada en rojo. El área de color amarillo representa el volu-men de fluido ligado, mientras que el color verde claro indica la porción de la porosidad total rellenacon fluidos libres, o la porosidad efectiva. Los tiempos T2 más largos indican los poros más grandes,mientras que los más cortos se atribuyen a los tamaños de poros más pequeños. Los poros grandesparecen conformar una porción considerable de la porosidad total, correspondiendo los poros peque-ños y muy pequeños a un porcentaje pequeño.

Fluido libre

Fluido ligado

Rayos gamma

API

Inicial Final

1000 0500

Velocidad depenetración

pies/hr 6000milisegundos3

RMN T2LM

Distribución de T2 RMN

Permeabilidad según elmodelo de Timur-Coates

Permeabilidad segúnel modelo de SDR

Porosidad RMN en bins

BFV-RMN

Porosidad RMN total

Porosidad neutrónica termal

2.71.7

Densidad volumétrica (total)

g/cm3

XX800

XX900

XY000

XY100

Otoño de 2003 53

rentes velocidades de decaimiento de T2 paracada una de las tres facies, lo que permite unaclara diferenciación; esto no habría sido posiblecon las mediciones del registro de porosidad-neutrón solamente (arriba).

Para reforzar la confianza en el hecho de quelos datos de RMN LWD estaban identificandocambios petrofísicos en las facies carbonatadas,el equipo de trabajo tuvo que descartar la posibi-lidad de que la respuesta de T2 interpretada estu-

viera dominada por el decaimiento de T2 indu-cido por el movimiento. Los datos de velocidadlateral medidos fueron utilizados para confirmarque los datos de T2 eran exactos e indicabancorrectamente cambios en las facies carbonata-

Fluido libre

Fluido ligado

Rayos gamma

Porosidad RMN en binsInicial Final

APIpies/hr

Velocidad depenetración

100 5000 0BFV-RMN

Permeabilidad según elmodelo de Timur-Coates

Permeabilidad segúnel modelo de SDR

U R LB UOrientación de la imagen

6000milisegundos3

RMN T2LM

Distribución de T2 RMNPorosidad RMN total

Porosidadneutrónica termal

Densidad volumétrica(total)

2.71.7 g/cm3

XX400

XX500

XX600

XX700

XX800

XX900

XX000

Facies 2

Facies 3

> Contraste de los datos de RMN con las imágenes de resistividad. En el Carril 5 se muestra un regis-tro de imágenes de resistividad LWD. La imagen está desplegada en una escala tal que las formacio-nes conductivas son oscuras y las formaciones más resistivas son claras, sin valores absolutos. Laimagen de resistividad muestra un cambio significativo en la resistividad de la formación, mientras quela porosidad se mantiene más o menos constante, lo que implica un posible cambio textural. El registrode RMN del intervalo identificado como Facies 2 indica algunos poros grandes. El valor de T2LM estápor encima del valor de corte, pero con una amplia distribución de los tamaños de poros, lo que se tra-duce en que un porcentaje considerable de la porosidad total está ocupado por fluido ligado. La per-meabilidad estimada de la Facies 2 es más baja que la de la Facies 1 (véase la gráfica de la página 50).El registro de RMN del intervalo identificado como Facies 3 indica pocos o ningún poro grande. Elvalor de T2LM está por debajo del valor de corte y la mayor parte de la porosidad total está ocupadapor fluido ligado. La permeabilidad estimada de la Facies 3 es más baja que la de la Facies 1 ó 2.

54 Oilfield Review

> Concordancia de los datos adquiridos con las herramientas proVISION y CMR operada con cable. Seobserva que la porosidad del registro CMR adquirido con cable sigue la misma tendencia que la poro-sidad del registro de RMN adquirido durante la perforación, con un pequeño movimiento sistemáticohacia las porosidades más bajas (Carril 1). Esta diferencia en la porosidad total se halla influida por lasdiferentes profundidades de investigación de las herramientas y por la diferencia en la invasión del fil-trado del lodo relacionada con el tiempo de exposición de la formación. Los volúmenes de fluido ligadocomputados coinciden (Carril 1). La resolución vertical, o espacial, de la herramienta de RMN LWD sereduce debido al alto grado de apilamiento utilizado para aumentar la relación señal-ruido. Del mismomodo, la física de la medición impone un límite de resolución temporal sobre la herramienta LWD, res-pecto del que se observa con el sensor operado con cable. El efecto general es un suavizado de la dis-tribución de T2 con el tiempo y la profundidad. El valor de T2LM de la herramienta de RMN LWD semuestra superpuesto sobre los datos CMR (Carril 2). Considerando la diferencia en el diseño de lasherramientas, los parámetros de adquisición, las condiciones ambientales y el lapso de tiempo quemedia entre la perforación y la adquisición de registros mediante herramientas operadas con cable ytransportadas con la tubería de perforación, la comparación es excelente.

Fluido libre

Fluido ligado

0500 290

Velocidadde

penetración

pies/hrPorosidad CMR

T2LM RMN

Distribución de T2 RMN

290

Distribución de T2 RMN

T2LM CMR

T2LM CMR

XX250

XX300

XX350

XX400

Porosidad RMN

CMR–BVF

NMR–BVF

Otoño de 2003 55

das (arriba). Este conjunto de datos en particu-lar muestra un gran volumen de datos T2 adquiri-dos incluso a altas velocidades laterales. Eldiseño actual de la herramienta proVISION nopermite directamente la compensación por movi-miento de las herramientas de fondo de pozo enla medición del decaimiento de T2. No obstante,el resaltado de los intervalos de mayor movi-miento de la herramienta puede ser utilizadocomo indicador de la calidad del registro.

Para examinar los efectos del movimiento delas herramientas de fondo de pozo sobre los datosde RMN LWD, se compararon las mediciones de laherramienta CMR, adquiridas después de la perfo-ración, con los datos de la herramienta proVISIONobtenidos en tiempo real. Los datos de porosidad,FFV, BFV, T2LM y permeabilidades RMN concuer-dan razonablemente bien (página anterior). Losdatos CMR fueron adquiridos en intervalos limita-dos a los fines comparativos, fundamentalmenteen la porción proximal del pozo que había estado

expuesta a la invasión por más tiempo. Algunos delos intervalos donde se adquirieron registros conla herramienta CMR mostraron una pequeñareducción de los valores de T2LM, consistente conel tiempo de invasión de filtrado adicional previoa la adquisición de registros con cable. Ninguno delos intervalos de RMN LWD indicó un decaimientoidentificable de T2 inducido por movimiento. Lacomparación favorable de las componentes finalesde T2 indica que el movimiento lateral de lasherramientas de fondo de pozo no constituye unmecanismo de decaimiento de T2 dominante eneste conjunto de datos.

El sistema proVISION fue configurado paratransmitir datos de porosidad, T2LM y FFV entiempo real para permitir la utilización de lasmediciones en caracterizaciones geológicas yasistir en las operaciones de geonavegación. Sibien será necesaria una mayor evaluación paracomprender totalmente la respuesta de T2 RMNen rocas carbonatadas, el equipo que trabaja en

el campo petrolero Al Shaheen demostró que,cuidadosamente interpretados, los datos de RMNLWD pueden utilizarse para ayudar a detectarvariaciones en las facies carbonatadas y suscaracterísticas petrofísicas.

La próxima generaciónEl sistema proVISION ha demostrado su capaci-dad para adquirir registros en tiempo real tantoen yacimientos clásticos como en yacimientoscarbonatados, con posibilidades de identificarcambios de facies menos evidentes o, de otromodo, no detectados. Aún en lo que respecta alas componentes de T2 de mayor extensión en for-maciones carbonatadas perforadas a altas veloci-dades de penetración, la herramienta ofrecedatos de resolución suficiente para la determina-ción de facies y para el cálculo de la permeabili-dad y de la relación entre el fluido libre y el fluidoligado. La herramienta proVISION LWD proveeinformación esencial del yacimiento en tiemporeal y datos que resultan de utilidad para la tomade decisiones de geonavegación en yacimientoscomplejos.

Las situaciones de aprisionamiento-desliza-miento y movimientos bruscos del BHA suelenestar asociadas con la perforación de tramoshorizontales largos. Los movimientos bruscos delBHA, combinados con una alta velocidad depenetración, pueden incrementar el ruido en losconjuntos de datos. No obstante, los datos decampo demostraron que la herramientaproVISION es suficientemente robusta comopara manejar estas situaciones y proporcionardatos de T2 confiables.

Se vislumbra que las futuras generaciones deherramientas de RMN ofrecerán interesantes pro-mesas. La industria espera con interés la evolu-ción permanente de la tecnología de adquisiciónde registros de resonancia magnética nucleardurante la perforación, que habrá de ofrecer a losingenieros de perforación y a los equipos petrofí-sicos avances significativos en términos de evalua-ción de formaciones en tiempo real para lageonavegación y la optimización de la productivi-dad. —DW, SP

> Falta de decaimiento inducido por movimiento. Los datos adquiridos eneste campo no muestran ninguna reducción aparente de los valores de T2asociados con la velocidad de movimientos laterales de la herramienta deRMN LWD, lo que implica que en este pozo, el movimiento de la herramientano afecta el decaimiento de T2.

0

50

100

Velo

cida

d la

tera

l (m

m/s

)

T2LM, ms150 225 3000 75

150

200

Anwar Husen Akbar Ali reside en El Cairo, Egipto. Esasesor de Schlumberger para Ingeniería de Produccióny gerente de Soluciones de Servicios de CamposPetroleros e Integración de Tecnología para ÁfricaOriental y el este de la región mediterránea. Antes deocupar estas posiciones, se desempeñó como gerentede desarrollo de negocios del proyecto PowerSTIM* ySoluciones de Manejo de Arena para Medio Oriente yAsia. Desde su ingreso en Schlumberger en 1988, trabajóen diversos proyectos en Medio Oriente y Asia, desempe-ñándose como ingeniero de campo a gerente de opera-ciones y asesor técnico. Trabajó dos años en Houston,Texas, EUA, como ingeniero técnico senior en el grupo deMejoramiento de la Producción y posteriormente estuvoa cargo del Polo Tecnológico de Asia en Kuala Lumpur,Malasia. Anwar obtuvo una licenciatura (con menciónhonorífica) en ingeniería de petróleo y gas natural dela Universidad de Tecnología de Malasia y una maes-tría en manejo integrado de yacimientos del InstitutoFrancés del Petróleo en Rueil-Malmaison, Francia.

John Alvarado es gerente de cuentas del sector dePerforación y Mediciones (D&M, por sus siglas eninglés) de Schlumberger en Houston, Texas. Allí sedesempeña como coordinador de proyectos para lasoperaciones de medición y adquisición de registrosdurante la perforación (MWD y LWD, por sus siglas eninglés respectivamente) y de la gestión general delsegmento de negocios de D&M, participando en losproyectos de exploración y desarrollo en aguas profun-das de BP. Ingresó en Schlumberger en 1995 comoingeniero de campo en Stafford, Texas, y posterior-mente fue promovido a ingeniero de distrito y gerentede servicios de campos petroleros. John obtuvo unalicenciatura en ingeniería mecánica de la Universidadde Houston en Texas.

Kevin Bellman se desempeña como geólogo de opera-ciones internacionales para EnCana Corporation.Reside en Calgary, Alberta, Canadá, donde sus princi-pales áreas de operaciones son Medio Oriente yEcuador. Anteriormente, trabajó tres años en AECInternational.

Scott Bittner es el actual campeón de productos parala herramienta de Análisis Detrás del RevestimientoABC* de Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas.Allí se responsabiliza del desarrollo de negocios deevaluación de formaciones en pozo entubado, inclu-yendo el desarrollo de productos y el mercadeo de nue-vas tecnologías. Comenzó su carrera en Schlumbergeren 1987 como ingeniero de campo junior en Brooks,Alberta, Canadá, prestando servicios de producción yevaluación de formaciones. Luego de pasar 10 años endiversas localizaciones de campo en toda América delNorte, fue designado coordinador de alianzas deChevron Canada Inc. en Calgary, Alberta, Canadá, yluego ingeniero técnico asesor para América del Norte,para evaluación de formaciones en Sugar Land, Texas.También se desempeñó como gerente del grupo deEvaluación de Yacimientos–Operaciones con Cable(REW, por sus siglas en inglés) en Alaska (EUA), nortede Canadá y Omán. Scott posee una licenciatura eningeniería mecánica de la Universidad de Carleton enOttawa, Ontario, Canadá.

Tim Brown se desempeña como gerente del equipo acargo del activo de Marathon Oil Company para elnorte de Oklahoma. Reside en Oklahoma City,Oklahoma, EUA. Desde su ingreso en Marathon en1982, ocupó diversas posiciones nacionales e interna-cionales en producción y operaciones, tanto en tierracomo en el mar. Tim obtuvo una licenciatura en inge-niería mecánica del Instituto de Tecnología Rose-Hulman, en Terre Haute, Indiana, EUA.

David Cameron trabaja como gerente de cuentas delgrupo Evaluación de Yacimientos–Operaciones conCable (REW) de Schlumberger y reside actualmenteen Stavanger, Noruega. Allí maneja las cuentas deEscandinavia para ConocoPhillips, Agip, Shell, Total,Marathon, ExxonMobil, Maersk, Amerada Hess yDONG. Comenzó su carrera en 1988 como ingeniero decampo de Western Atlas Logging Services y ocupódiversas posiciones en Escocia, Arabia Saudita,Noruega e Indonesia. Desde el año 1998 hasta el 2000,se desempeñó como consultor principal enIndependent Project Analysis, La Haya, Países Bajos.Ocupó su posición actual en Schlumberger en el 2000.David obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánicade la Universidad de Brunei en Londres, Inglaterra, ytambién obtuvo una maestría luego de estudiar en laUniversidad de Erasmo en Rótterdam, Países Bajos, yen la Escuela de Negocios Stern de la Universidad deNueva York, Nueva York, EUA.

Edwin Cervantes se desempeña como ingeniero deventas y soporte para el grupo de Evaluación deYacimientos–Operaciones con Cable de Schlumbergeren Quito, Ecuador. Allí, provee soporte técnico para lasoperaciones de campo y para todos los clientes enEcuador, fundamentalmente para Petroproducción.Ingresó en Schlumberger en 1994 y posteriormenteocupó diversas posiciones en ingeniería de campo enColombia y Ecuador. Edwin obtuvo el título de ingenieromecánico de la Escuela Politécnica Nacional de Quito.

Anders Damgaard es gerente de ingeniería de petró-leo de Maersk Oil en Doha, Qatar. Ingresó en MaerskOil en 1981 y ocupó diversos cargos en ingeniería depetróleo y perforación en Dinamarca y el exterior.Anders es ingeniero mecánico graduado en laUniversidad Técnica de Dinamarca en Copenhague.

Roger Delgado es ingeniero de perforación senior dePluspetrol Perú Corporation en Lima, Perú. Allí se res-ponsabiliza de la planeación y el diseño de pozos en elcampo gasífero Camisea. Comenzó su carrera en 1990como ingeniero de perforación en Petróleos del PerúS.A. Desde 1996 hasta 1999, trabajó en Pluspetrol PerúCorporation, en la planeación y el diseño de pozos enla selva peruana. Antes de ocupar su posición actual,trabajó como ingeniero de perforación en PluspetrolBolivia Corporation, diseñando pozos de alta presión yalta temperatura en Bolivia. Roger se graduó en inge-niería de petróleo en la Universidad Nacional deIngeniería y en contaduría y finanzas, en la Escuela deAdministración de Negocios para Graduados, ambas enLima, Perú.

Jim Farnsworth es vicepresidente de tecnología deBP. Actualmente está a cargo de las operaciones deexploración a nivel mundial. Además, es un alto fun-cionario de la Iniciativa Global para Servicios Sísmicosde BP. Antes de ocupar estas posiciones fue vicepresi-dente de Exploración en América del Norte. Tambiénse desempeñó como vicepresidente de exploración enaguas profundas para BP en Houston, Texas, gerentede exploración en Alaska y gerente de subsuelo en elMar del Norte Central. James obtuvo una licenciaturay maestría en geofísica y geología de la Universidad deMichigan Occidental y de la Universidad de Indiana,respectivamente.

Anthony Fondyga es gerente de Servicios de Datos yConsultoría de Schlumberger para Ecuador. Ingresó enSchlumberger Canadá en 1980 como ingeniero espe-cialista en adquisición de registros geofísicos en agu-jero descubierto después de graduarse en ingenieríaeléctrica en la Universidad de Toronto, Ontario,Canadá. Luego de varias operaciones y misiones deventa en adquisición de registros de producción, enagujero descubierto y pozo entubado, y en pruebas deproducción a agujero descubierto, fue promovido aldepartamento de Petrofísica de PanCanadianPetroleum en 1994. Tony regresó al grupo deDesarrollo de Interpretación de Schlumberger enCalgary, donde trabajó en el desarrollo de nuevas apli-caciones y tecnologías en servicios de adquisición deregistros geofísicos. Antes de ocupar su posiciónactual, pasó dos años trabajando como petrofísicosenior para el equipo del Activo Hibernia, en SaintJohn’s, Terranova, Canadá.

David Gibson es campeón global del productoEcoSeis† de WesternGeco para operaciones terrestresen todo el mundo y está a cargo de la integración deuna herramienta de inspección ambiental en los pro-cesos de manejo de la calidad, la salud, la seguridad yel medio ambiente (QHSE, por sus siglas en inglés ) yde manejo del conocimiento de la compañía.Anteriormente, se desempeñó como gerente de opera-ciones de Texas Sur. Ingresó en Western Geophysical en1980. David posee una licenciatura en geología de laUniversidad de Victoria en Wellington, Nueva Zelanda.

Ankur Gupta ingresó en Schlumberger en 1988 comoingeniero de campo a cargo de operaciones con cable,y durante los siguientes tres años, trabajó en operacio-nes de campo en el área marina de Great Yarmouth,Inglaterra. Posteriormente, desempeñó funciones enIndia y Kuwait donde fue gerente general de campo,ingeniero a cargo y gerente de servicios de campo. En1998, se incorporó al personal del grupo de Técnicas deServicios de Evaluación en Montrouge, Francia. Desdeel año 1999 hasta el 2000, fue gerente del activo delsegmento de Adquisición de Registros y Pruebas (W&T,por sus siglas en inglés) en la sede central deSchlumberger Wireline en Clamart, Francia. Antes deocupar el puesto de campeón del producto ABC enSugar Land, Texas, en el año 2001, fue gerente de ope-raciones de W&T, en India, y luego gerente de Serviciosde Campos Petroleros, en Mumbai, India. Ankur obtuvouna licenciatura en ingeniería eléctrica del InstitutoIndio de Tecnología en Nueva Delhi, India.

Colaboradores

56 Oilfield Review

Pia Hansen se desempeña actualmente como petrofí-sica senior en Maersk Oil Qatar. Ingresó en Maersk Oilen 1980 y ha ocupado varias posiciones en ingenieríade petróleo y perforación, tanto en Dinamarca comoen el exterior.

Ralf Heidler es gerente de sección para el proyecto deingeniería proVISION* en el centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land, Texas. Allí, supervisa eldesarrollo actual de herramientas y los nuevos productosde procesamiento de datos. Ingresó en Schlumberger en1997. Desde entonces, ha estado asociado a diversosaspectos del desarrollo del proyecto proVISION, inclu-yendo el procesamiento de datos y el desarrollo de pro-gramas de computación. Ralf obtuvo un doctorado enfísica de la Universidad de Leipzig en Alemania.

Robert Hoshun es coordinador de operaciones decampo de Schlumberger para la herramientaproVISION. Desde su ingreso en Schlumberger en1996, trabajó en diversas locaciones, incluyendoArabia Saudita, Australia, Papúa Nueva Guinea yQatar. Antes de ocupar su posición actual en SugarLand, Texas, se desempeñó como especialista en geo-posicionamiento LWD en Qatar. Robert posee unalicenciatura (con mención honorífica) en ingenieríaaeroespacial del Instituto de Tecnología Real deMelbourne, Australia.

Trent Hunter es gerente de Schlumberger OilfieldServices en Lloydminster, Alberta, Canadá. Ingresó enla compañía en 1992 y ocupó diversas posiciones rela-cionadas con la ingeniería de campo en Canadá, Alaskay Texas. Desde el año 1997 hasta el año 2000, trabajóen ventas técnicas para Hércules Canadá Inc. Antes deocupar su posición actual, fue gerente de cuentas delsegmento Evaluación de Yacimientos–Operaciones conCable (REW) en Calgary, Canadá. Trent posee unalicenciatura en ingeniería de la Universidad deSaskatchewan, Saskatoon, Canadá.

Diego Jaramillo trabaja como petrofísico, en el seg-mento de Servicios de Datos y Consultoría deSchlumberger en Quito, Ecuador. Su trabajo consistefundamentalmente en el procesamiento y la interpre-tación de registros geofísicos de agujero descubierto yABC. Ingresó en Schlumberger en 1999 luego de obte-ner el título de ingeniero geólogo de la UniversidadCentral del Ecuador en Quito.

Oscar Kelder reside en Stavanger, Noruega. Ha traba-jado como consultor para Statoil en el campo petroleroSnorre. Se incorporó al Equipo Snorre en enero de2002. Antes de ocupar esta posición, se desempeñócomo petrofísico en Statoil, en Bergen y Stavanger.Oscar obtuvo una maestría en ingeniería de petróleo yun doctorado en petrofísica de la Universidad deTecnología de Delft, en los Países Bajos.Recientemente, aceptó un puesto en Saudi Aramco.

James Kovats actualmente se desempeña como cam-peón de productos para la herramienta de ResonanciaMagnética Nuclear (RMN) del Centro de Productos deSugar Land, Texas. Allí está a cargo de la supervisióndel desarrollo y la introducción de tecnología RMN deadquisición de registros geofísicos con cable y durantela perforación. Comenzó su carrera en 1989 comohidrólogo, trabajando en el proyecto Montañas Yucca,en el Servicio Geológico de EUA en Denver, Colorado.Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo en

1991 y trabajó en diversas localizaciones del Mar delNorte y los Emiratos Árabes Unidos (UAE, por sussiglas en inglés). Antes de ocupar su posición actual,fue gerente de servicios de campos petroleros para lasOperaciones Marinas de UAE, donde estuvo a cargo dela coordinación de todos los aspectos relacionados conla evaluación de formaciones y las operaciones de repa-ración y terminación de pozos con cable. James obtuvouna licenciatura y maestría en ingeniería geofísica dela Escuela de Minas de Colorado en Golden, EUA.

Don Lee es geocientífico principal del segmento deServicios de Datos y Consultoría de Schlumberger, enHouston, Texas. Su trabajo consiste en el procesa-miento y la interpretación de la información relacio-nada con las propiedades mecánicas de lasformaciones, la estimación de la presión de poro y lapetrofísica para proyectos en todo el mundo. Luego deobtener una licenciatura en ingeniería eléctrica de laUniversidad Tecnológica de Tennessee en Cookeville,EUA, ingresó en Schlumberger en 1980, como inge-niero de campo en Texas. Posteriormente se desem-peñó como ingeniero de servicios especiales, analistade registros geofísicos, analista de registros geofísicossenior, ingeniero de desarrollo de aplicaciones, inge-niero de aplicaciones de interpretación senior ygerente del centro de datos.

Rob Marsden reside en Abu Dhabi, UAE. Desde allídirige los proyectos de geomecánica y Perforación sinSorpresas (NDS, por sus siglas en inglés) deSchlumberger en Medio Oriente. Ingresó enSchlumberger en el año 2000, luego de pasar 10 añoscomo conferenciante senior y jefe de los Laboratoriosde Geomecánica y del Grupo de Investigación deMecánica de Pozos del Imperial College de Londres,Inglaterra. Desde su graduación como ingeniero civilen el Politécnico Sunderland de Inglaterra, y habiendoobtenido una maestría y un diploma DIC (Diploma delImperial College) en ingeniería geomecánica, Robcuenta con 19 años de experiencia en consultoría,campo, investigación y docencia en el tema de la geo-mecánica del subsuelo. Como ingeniero colegiado, hapublicado más de 40 artículos y ha sido miembro denumerosas comisiones internacionales e industriales.

Bruce Miller actualmente se desempeña comogerente del sector de Ventas y Mercadeo de Evaluaciónde Formaciones de Schlumberger para Escandinavia.Reside en Stavanger, Noruega. Desde allí se responsa-biliza por el mercadeo y la venta de productos de losgrupos de Operaciones con Cable, de Adquisición deRegistros Durante la Perforación (LWD, por sus siglasen inglés) y de Servicios de Datos y Consultoría.Ingresó en Schlumberger en 1995 como ingeniero decampo general en Opelousas, Luisiana. En 1998, lideróel equipo de Mejoramiento de Procesos de la AlianzaSchlumberger–Texaco para optimizar las operacionesen agujero descubierto entre las dos compañías, en elárea de la Costa del Golfo. Antes de ocupar su posiciónactual, fue gerente de servicios de campo utilizandoherramientas operadas con cable en Houma, Luisiana.Bruce obtuvo una licenciatura y maestría en geologíade la Universidad de Illinois, Champaign-Urbana, EUA.

Chris Morriss ingresó en Schlumberger en 1978, dondetrabajó como ingeniero de campo, analista de registrosy petrofísico en diversas locaciones. Actualmente esingeniero principal para el grupo proVISION en elCentro de Productos de Schlumberger en Sugar Land,Texas. Chris se graduó en ingeniería en 1975 en laUniversidad de Aston, Birmingham, Inglaterra.

Ruperto Orozco es geólogo de operaciones de AECEcuador Ltd. (EncanEcuador) en Quito, Ecuador.Comenzó su carrera en 1992 en Baker Hughes Inteq,trabajando en las cuencas Oriental y Neuquina.Ingresó en la Compañía Tripetrol en Ecuador comogeólogo en jefe en 1995. Antes de ingresar en AEC, tra-bajó para Petrokem Logging Services, adquiriendoregistros de lodo en la cuenca Oriental. Ruperto segraduó como ingeniero geólogo en la UniversidadCentral de Ecuador en Quito.

Venkat Pacha es gerente de operaciones del grupo deEvaluación de Yacimientos–Operaciones con Cable(REW) de Schlumberger en Quito, Ecuador. Ingresó enSchlumberger en 1996 y ocupó diversas posiciones deingeniería en India e Indonesia. En el año 2000, fuepromovido a gerente de servicios de campos petrolerosdel grupo REW en Duri, Indonesia. Antes de ocupar suposición actual en el año 2002, fue gerente de locacióndel grupo REW en el sur de Sumatra, Indonesia.Venkat posee una licenciatura en ingeniería químicadel Instituto Indio de Tecnología en Kharagpur, India,y actualmente se encuentra inscripto en el programapara la obtención del MBA en la Universidad deErasmo en Rótterdam, Países Bajos, y en un programapara obtener una maestría en la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo, Escocia.

Richard Plumb se dedica a la geomecánica como pro-fesión y trabaja para el segmento de SchlumbergerOilfield Services. Actualmente se encuentra radicadoen Houston, Texas. Anteriormente, fue consultor prin-cipal y gerente de geomecánica para el sector deServicios de Datos y Consultoría y para Holditch-Reservoir Technologies de Schlumberger, líder deequipo del sector de Geomecánica para Ingeniería deManejo de Proyectos Integrados (IPM, por sus siglasen inglés) y coordinador de Geociencias para el Centrode Soporte IPM en Houston. Antes de incorporarse aIPM, estuvo a cargo de estudios de casos en el departa-mento de Interpretación y Geomecánica del Centro deInvestigaciones Cambridge de Schlumberger enInglaterra. También trabajó en el centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut, EUA, donde desarrolló técnicas de inter-pretación de registros geofísicos para la caracteriza-ción de fracturas, la medición de los esfuerzos localesy la contención de fracturas hidráulicas. Dick poseeuna licenciatura en física y geología de la Universidadde Wesleyan, Middletown, Connecticut; una maestríaen geología del Dartmouth College, Hanover, NewHampshire, EUA; y un doctorado en geofísica de laUniversidad de Columbia, Nueva York, Nueva York.

Otoño de 2003 57

Erling Prado-Velarde reside actualmente en Al-Khobar, Arabia Saudita. Allí se desempeña como coor-dinador de Schlumberger para las actividades de lainiciativa PowerSTIM en Arabia Saudita, Kuwait,Bahrain y Pakistán. Ingresó en Schlumberger en 1980como ingeniero especialista en servicios de cementa-ción de pozos en Perú. Concluida su misión en el cen-tro de entrenamiento del Reino Unido, fue asignadocomo ingeniero técnico en Macae, Brasil, proveyendoentrenamiento a jóvenes ingenieros. Desde 1990 hasta1993, se desempeñó como ingeniero técnico de dis-trito a cargo de la supervisión de las operaciones decementación y estimulación en el sur de Argentina.Luego de una misión de dos años en el Centro deEntrenamiento Kellyville, en Oklahoma, trabajó comoingeniero técnico de distrito en México. En 1999, fuedesignado gerente de diseño de fracturas para laalianza Schlumberger–Nefteyugansk Yukos en eloeste de Siberia. Erling se graduó en ingeniería quí-mica en la Universidad Nacional de San Agustín,Arequipa, Perú.

Lee Ramsey es gerente de entrenamiento y soporteglobal de la iniciativa PowerSTIM. Reside en SugarLand, Texas. Su función principal consiste en ayudar aorganizar los nuevos equipos de optimización de laproducción para desarrollar soluciones en áreas enlas que las estimulaciones o terminaciones de pozosanteriores no lograron satisfacer las expectativas delcliente. Comenzó su carrera en Dowell como inge-niero de campo en 1974, en Williston, Dakota delNorte, EUA, y ocupó varias posiciones relacionadascon operaciones, ingeniería y mercadeo en EstadosUnidos y Canadá. Ahora está a cargo de la iniciativaPowerSTIM en América del Norte como campeón deproductos. El equipo PowerSTIM fue nominado paravarios premios del tipo “Realizado por Schlumberger”.Lee asistió a la Universidad Estatal de Kansas enManhattan, Kansas, EUA, donde obtuvo una licencia-tura en geología.

Madeleine Raven es geóloga principal de Maersk OilQatar. Ingresó en la compañía en 1998 donde ha parti-cipado en operaciones de interpretación geológica,modelado y desarrollo. Antes de ingresar en Maersk,fue gerente de proyectos para IEDS, y también geó-loga de yacimiento senior en Robertson ResearchInternational. Madeleine posee una licenciatura enciencias de la Tierra de la Universidad de Leeds y undoctorado de la Universidad de Nottingham, ambas enInglaterra.

Shawn Rice es gerente de calidad, salud, seguridad ymedio ambiente (QHSE) para las operaciones deWesternGeco en todo el mundo e integra el consejoejecutivo de la Asociación Internacional deContratistas Geofísicos. Anteriormente, se desempeñócomo gerente de servicios de negocios para WesternGeophysical Company, a cargo de las áreas de QHSE,recursos humanos y entrenamiento. Desde su ingresoen la compañía en 1984, ocupó otras numerosas posi-ciones. Shawn posee una licenciatura en ingenieríageofísica de la Escuela de Minas de Colorado enGolden, EUA.

David Rose se desempeña como petrofísico de desa-rrollo de interpretación de Schlumberger en Doha,Qatar. Ingresó en Schlumberger en 1989 como inge-niero de campo y cumplió diversas misiones enNoruega, Dinamarca e Indonesia. Desde 1995 hasta1997, fue analista de registros geofísicos enBakersfield, California, EUA. Antes de ocupar supuesto actual en el año 2000, fue gerente del centrode interpretación y cómputos en Midland, Texas.David posee una licenciatura en ingeniería geofísicade la Escuela de Minas de Colorado en Golden.

Al Salsman es gerente de desarrollo de negocios deoperaciones con cable en pozo entubado deSchlumberger en Canadá. Luego de cumplimentar dosaños de entrenamiento para obtener la licenciaturaen administración de empresas de la Universidad deAcadia en Wolfville, Nueva Escocia, Canadá, ingresó enSchlumberger en 1977 como ingeniero de campo enCanadá. Habiendo ocupado diversas posiciones enAberdeen, Escocia, y en Ras Shukeir, Egipto, fue desig-nado coordinador de operaciones de disparos operadascon tubería de producción (TCP, por sus siglas eninglés) en Medio Oriente. También se desempeñó comogerente regional de operaciones con cable en Qatar,gerente de TCP y de operaciones de pruebas de produc-ción a agujero descubierto en Indonesia, y como inge-niero técnico asesor en el Sureste de Asia. Desde 1993hasta 1996, fue gerente de mercadeo para el Centro deOperaciones de Disparos y Pruebas de Schlumbergeren Rosharon, Texas. Antes de ocupar su posiciónactual en el año 2000, se desempeñó como gerente decuentas del sector de Servicios de Campos Petrolerospara servicios de aguas profundas en Nigeria.

Nikolay Smirnov es científico especialista en geome-cánica de Schlumberger, asignado al sector de Manejode Proyectos Integrados y Servicios de Datos yConsultoría en Houston, Texas. Actualmente trabajaen los proyectos de Perforación sin Sorpresas (NDS)que implican la estimación de la presión de poro, elanálisis de los esfuerzos y riesgos de perforación y eldiseño de terminaciones de pozos. Ingresó enSchlumberger en 1997 como ingeniero de campo enMoscú, Rusia. Al año siguiente, fue designado inge-niero de perforación en Port Gentil, Gabón. Antes deocupar su posición actual en 1999, trabajó como inge-niero de perforación en Angola. Nikolay obtuvo unalicenciatura y maestría en geofísica de la UniversidadEstatal de Novosibirsk en Rusia.

Trevor Spagrud actualmente se desempeña comovicepresidente de ingeniería de Enterra Energy Corp.en Calgary, Alberta, Canadá. Allí se responsabiliza dela evaluación técnica y económica de los activos depetróleo y gas y del soporte técnico en terminacionesy operaciones de pozos. Comenzó su carrera en 1990en Wascana Energy Inc. (Saskoil) en Regina,Saskatchewan, y posteriormente desarrolló tareasrelacionadas con producción, operaciones, ingenieríade yacimientos y terminaciones. Desde 1993 hasta1996, trabajó con el equipo de exploración de gas aprofundidad y evaluación de riesgos de la compañíaen Calgary. El año siguiente fue designado gerente deingeniería en Truax Resources. Antes de ingresar enEnterra en el año 2001, fue vicepresidente de opera-ciones para Big Horn Resources Ltd. Trevor obtuvouna licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Saskatchewan en Saskatoon.

David Spooner es ingeniero de perforación senior deBP en Aberdeen, Escocia. Ingresó en BP Explorationen 1988 y tres años después fue transferido a AmocoUK como ingeniero de perforación principal, dondetrabajó en diversos proyectos que incluyeron el desa-rrollo del campo Everest. Desde 1998 hasta 1999, fueingeniero de perforación senior en Global MarineIntegrated Services. Regresó a BP en el año 2000como ingeniero de perforación senior, donde trabajóen el desarrollo de los campos submarinos SouthEverest, Mirren y South Magnus. David posee un unalicenciatura en ingeniería naval e ingeniería marina(con mención honorífica) y una maestría en tecnolo-gía marina, ambas de la Universidad de Strathclydeen Escocia.

Terry Stone es consultor principal en programas decomputación del sector de Soluciones de Informaciónde Schlumberger en el Centro de Tecnología deAbingdon, Inglaterra. Uno de los creadores del simu-lador de yacimientos ECLIPSE*, ha trabajado endiversas alternativas técnicas del simulador inclu-yendo ecuaciones de esfuerzos geomecánicos, simula-ción de procesos térmicos, y modelado avanzado depozos. Anteriormente trabajó para Scientific SoftwareIntercomp en Denver, Colorado; Mobil Oil en Dallas,Texas; y para el Consejo de Investigación de Albertaen Canadá. En 1995, ingresó en INTERA, posterior-mente adquirida por Schlumberger GeoQuest. Terryobtuvo un primer título universitario en matemáticasde la Universidad de Windsor, y un doctorado en inge-niería nuclear de la Universidad McMaster enHamilton, ambas en Ontario, Canadá.

Tim Stouffer es subdirector general de SoporteTécnico de la Khanty Mansiyshk Oil Corporation(recientemente adquirida por Marathon OilCompany) en Moscú, Rusia. A lo largo de sus 25 añosen Marathon, ocupó diversas posiciones en todo elmundo relacionadas con operaciones de producción,ingeniería de yacimientos, operaciones de gas naturallicuado y evaluación de adquisiciones de áreas pros-pectivas. También se desempeñó como ingeniero deyacimientos para el proyecto Sakhalin II, campopetrolero Piltun-Astokhskoye, Isla de Sakhalin, Rusia.Tim obtuvo una licenciatura en ingeniería de petróleode la Escuela de Minas de Colorado en Golden.

Wayne A. Wendt se desempeña como petrofísico en laUnidad de Negocios de Proyectos de Aguas Profundasde BP en Houston, Texas. Allí trabaja en el desarrollode campos, especializándose en la planeación y opera-ciones de pozos, propiedades sísmicas de las rocas, yestimación y detección de la presión de poro.Comenzó su carrera en 1978 como geofísico enNatural Gas Corporation, en San Francisco,California. Ingresó en BP (Sohio) en 1983, donde tra-bajó en la descripción de yacimientos del campopetrolero Prudhoe Bay y luego fue transferido aAnchorage, Alaska, para trabajar en la supervisión deyacimientos y operaciones de campo. En 1987, fuetransferido a Houston para trabajar en diversos pro-yectos de exploración. Wayne posee una licenciaturaen matemáticas de la Universidad de Indiana enPennsylvania, EUA, y una maestría en geociencia de laingeniería de la Universidad de California, Berkeley.

58 Oilfield Review

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.† EcoSeis es una marca de WesternGeco.

Próximamente en Oilfield Review

Yacimientos de metano de capasde carbón. La explotación de yaci-mientos de metano de capas de car-bón se ha vuelto más económica conlos cambios producidos en los mer-cados energéticos y la introducciónde nuevas tecnologías. Los yaci-mientos de metano de capas de car-bón no se comportan como cualquieryacimiento de gas, lo que obliga alos operadores y a las compañías deservicio a re-examinar las técnicastradicionales de construcción depozos, evaluación de formaciones,terminación y producción. En esteartículo, se investiga este recurso noconvencional y los esfuerzos de laindustria por revelar el enormepotencial que ofrecen los yacimien-tos de metano de capas de carbón.

Refracturamiento. El fractura-miento hidráulico del mismo inter-valo luego del tratamiento inicialpermite restituir la producción prác-ticamente a sus regímenes origina-les. La investigación indica que loscambios producidos en los esfuerzosalrededor de los pozos existentespermiten que las nuevas fracturas sere-orienten y contacten áreas noagotadas. Las nuevas estimulacio-nes resultan particularmente efecti-vas en yacimientos de gasnaturalmente fracturados o lamina-dos, considerablemente anisotrópi-cos y de baja permeabilidad. Esteartículo presenta los criterios deselección de candidatos y las consi-deraciones de diseño. La implemen-tación y los resultados de campo seilustran con ejemplos de EUA yCanadá.

Construcción de pozos de gas. Elmercado energético mundial dependecada vez más del gas natural. Losoperadores deben enfrentarse aldesafío de perforar pozos de gas alta-mente productivos y durables enentornos complejos. Este artículoanaliza el estado de los pozos gasífe-ros existentes y explora los diversosaspectos involucrados en las técnicasmodernas de construcción de pozosde gas, desde la planeación hasta laterminación.

Guía no técnica para la geología,exploración, perforación y producción de petróleoNorman J. HynePennWell Books1421 South Sheridan RoadP.O. Box 1260Tulsa, Oklahoma 74112 EUA2001. 575 páginas. $64.95ISBN 0-87814-823-X

Este volumen consta de 27 capítuloscon un amplio glosario, un índice yláminas en color que muestran minera-les comunes y vistas sísmicas 3D delsubsuelo. A la vez que explica conceptosy términos geológicos básicos, el librosigue el proceso de exploración depetróleo desde la identificación de suscaracterísticas dentro de la cortezaterrestre hasta su extracción en lospozos de producción.

Contenido:

• La naturaleza del gas y el petróleo

• La corteza terrestre: Dónde la encontramos

• Identificación de rocas y mineralescomunes

• Tiempo geológico

• Deformación de rocas sedimentarias

• Rocas de yacimientos de areniscas

• Rocas de yacimientos carbonatados

• Distribución de rocas sedimentarias

• Mapeo

• El ambiente oceánico y la tectónicade placas

• Rocas madre, generación, migracióny acumulación de petróleo

• Trampas de petróleo

• Exploración de petróleo: Geológicay geoquímica

• Exploración de petróleo: Geofísica

• Pasos previos a la perforación

• Perforación de un pozo: La mecánica

• Problemas de perforación

• Técnicas de perforación

• Pruebas de pozos

• Terminación de pozos

• Tratamiento y almacenamientosuperficiales

• Perforación y producción marinas

• Reparaciones

• Mecánica de yacimientos

• Producción de petróleo

• Reservas

• Recuperación mejorada de petróleo

• Glosario, Referencias, Índice

Recomiendo muy especialmenteeste libro a los estudiantes de geolo-gía y a los profesionistas que sedesempeñan en el ámbito de la geolo-gía del petróleo. También resultará deutilidad para aquellos profesionistas,no geocientíficos, que deseen conocerla industria del petróleo y el gas.

Hyne presenta un material defácil lectura con numerosas ilustra-ciones que ayudan al lector a visuali-zar las condiciones geológicas delsubsuelo.

Bednar DM Jr: Geotimes 47, no. 9

(Septiembre de 2002): 36.

Congregación mortalSusan Cummins MillerTexas Tech University PressBox 41037Lubbock, Texas 79409 EUA2002. 200 páginas. $23.95ISBN 0-8967-2481-6

En este trabajo de literatura de sus-penso, la estratígrafa FrankieMacFarlane descifra un enigma relacio-nado con unos fósiles, que podría signi-ficarle un puesto como profesora.Frankie logra eludir la muerte tresveces antes de develar el enigma quevincula la presencia de unos fósiles conun asesinato y un manuscrito perdido.Ambientado en Nevada, este libroescrito con un estilo de ágil lecturacombina un argumento de suspenso conpersonajes bien caracterizados. EnDeath Assemblage, término paleontoló-gico utilizado para describir una asocia-ción de fósiles que se congregandespués de la muerte, la autora des-cribe intensamente la vida en la mon-taña y el desierto, y permite penetrar enla historia del Oeste y en la vida de losrancheros.

Miller compone una frase. Es unplacer leer su prosa.

Espero volver a ver a FrankieMacFarlane. Al terminar la historia,Frankie se marcha para desempeñarun cargo docente que, confío, permitiráaportar otra cuota importante de ase-sinatos y pánico.

Andrews S: Geotimes 47, no. 9

(Septiembre de 2002): 36.

Complejos e interaccionesorgano-arcillosos Shmuel Yariv and Harold Cross (eds)Marcel Dekker, Inc.270 Madison AvenueNueva York, Nueva York 10016 EUA2002. 688 páginas. $195.00ISBN 0-8247-0586-6

Esta referencia brinda una ampliacobertura de las estructuras, propieda-des e interacciones de los complejosorgano-arcillosos y el papel que handesempeñado en el origen de la vida.

Contenido:

• Estructura y acidez de los mineralesde arcilla en la superficie

• Introducción a los complejos e inte-racciones organo-arcillosos

• Interacciones entre vermiculitas ycompuestos orgánicos

• Organofilicidad e hidrofobicidad

• Adsorción de cationes orgánicos enarcillas: resultados experimentales ymodelado

• Espectroscopía de resonancia mag-nética nuclear de complejos organo-arcillosos

• Análisis térmicos de complejosorgano-arcillosos

• Espectroscopía infrarroja y espec-troscopía termo-infrarroja en el estu-dio de la estructura fina de loscomplejos organo-arcillosos

• Manchas de minerales de arcilla yespectroscopía de absorción visiblede complejos arcillosos manchados.

NUEVAS PUBLICACIONES

59Otoño de 2003

• Catálisis de la arcilla en reaccionesde materia orgánica

• Interacciones organo-minerales yorgano-arcillosas y el origen de lavida en la Tierra

• Índice

En general, considero que elvolumen constituye un valiosorecurso que cubre bien las áreasseleccionadas. Contiene un índice deminerales, compuestos orgánicos yautores y .... las referencias estáncompletas y con sus títulos ....

La calidad de varias ilustracio-nes es decepcionante y, en mi opinión,ciertos autores prestan demasiadaatención a estudios bien establecidosque ya conocen, en vez de presentartrabajos nuevos y en desarrollo.

Breen C: Clays and Clay Minerals 50,

no. 4 (2002): 533-534.

Introducción a la sismología, lossismos y la estructura terrestreSeth Stein and Michael WysessionBlackwell Publishing350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA2003. 498 páginas. $79.95ISBN 0-86542-078-5

Este libro de texto clásico es recomen-dado para estudiantes universitarios denivel superior o estudiantes en su pri-mer año de postgrado. Si bien su foco deatención se centra fundamentalmenteen la sismología, la presentación ycobertura resultarán de interés paraquienes estudian las ciencias de laTierra. El texto cuenta con diagramas,gráficas, ilustraciones y mapas, y cadacapítulo contiene conjuntos de proble-mas con sus correspondientes respues-tas al final del texto. El materialcontenido en los apéndices proporcionael grueso de las consideraciones que sir-ven de soporte matemático.

Contenido:

• Introducción

• Teoría sismológica básica

• La sismología y la estructura terrestre

• Sismos

• Sismología y tectónica de placas

• Sismogramas como señales

• Problemas inversos

• Apéndice, Referencias, Índice

En conjunto con todo el materialclásico, [los autores] explican losavances recientes desde el rastreo delas placas hasta el límite entre elmanto y el núcleo, hasta la descrip-ción de la deformación de granescala de los continentes. Este librodebería convertirse en el pilar demuchos cursos para recibir el primertítulo universitario

Butler R: New Scientist 177, no. 2387

(22 de marzo de 2003): 52.

La economía del hidrógeno: Lacreación de la red energéticamundial y la redistribución delpoder en la TierraJeremy RifkinPenguin Putnam Inc.375 Hudson StreetNueva York, Nueva York 10014 EUA2002. 294 páginas. $24.95ISBN 1-58542-193-6

El agotamiento de las reservas mundia-les de petróleo se combina con el augedel fundamentalismo islámico en lasregiones ricas en recursos petroleros. Elautor considera que la respuesta con-siste en adoptar una nueva fuente deenergía: las celdas de combustibles ali-mentadas con hidrógeno. El libro des-cribe brevemente las ventajas delhidrógeno como un “combustibleeterno” y ofrece una visión de una redenergética mundial a partir del hidró-geno, análoga a la Red Mundial deComunicaciones (WWW, por sus siglasen inglés).

Contenido:

• Entre realidades

• Deslizamiento por la curva de lacampana de Hubbert

• La energía y el auge y la caída de lascivilizaciones

• La era de los combustibles fósiles

• La Carta Oculta del Islamismo

• El calentamiento global

• Vulnerabilidades a lo largo de losestratos

• Los albores de la economía del hidrógeno

• La reglobalización total

• Notas, Bibliografía, Índice

¿Es posible físicamente la solu-ción propuesta por Rifkin? Bueno, sí,de alguna manera; sin embargo, esabsolutamente improbable que toda laenergía generada actualmente por loscombustibles fósiles, unos 10 teravatiosen todo el mundo, pueda ser reempla-zada alguna vez con esas fuentes[recursos renovables, incluyendo laenergía fotovoltaica, eólica, hidroeléc-trica, geotérmica y la biomasa].

Rifkin está en lo cierto cuandodice que pronto nos quedaremos sinpetróleo, que la combustión perma-nente de los combustibles fósiles cons-tituye una amenaza para el clima en laTierra y que el hidrógeno, disponibleya sea como celdas de combustible opor combustión, constituye la mejorapuesta para el futuro del transporte.El autor identifica correctamente elmayor problema al que nos enfrenta-mos. Pero este libro no forma parte dela solución.

Goodstein D: American Scientist 91, no. 2

(Marzo–Abril de 2003): 183-184.

La geofísica en los asuntos de la humanidadL.C. Lawyer, Charles C. Bates andRobert B. RiceSociety of Exploration GeophysicistsP.O. Box 702740Tulsa, Oklahoma 74170 USA2001. 429 páginas. $25.00ISBN 1-56080-087-9

Desde la Primera Guerra Mundial, sehan producido grandes cambios dentrode los campos interrelacionados de lageofísica de exploración, la sismología yla oceanografía, en la búsqueda de nue-vas reservas de petróleo y gas natural.Este libro se centra en las personas ylas organizaciones que lideraron losavances técnicos en el campo, inclu-yendo las mejoras introducidas en lascomputadoras y los programas de com-putación, y en las técnicas geofísicasmarinas.

Contenido:

• Algunos antecedentes de la profesiónde geofísico actual a través de la Primera Guerra Mundial

• La geofísica alcanza la madurez: laestrepitosa década de 1920 y ladepresión de la década de 1930

• La geofísica en guerra: 1939–1945

• La vuelta a la paz: 1945–1950

• La década de 1950: La era floreciente de la geofísica

• La ciencia en el gobierno y elgobierno en la ciencia: La década de 1960

• La geofísica interactúa con los ecolo-gistas y la OPEP: La década de 1970y principios de la década de 1980

• Una industria en conflicto: Mediadosa fines de la década de 1980

• Avances geofísicos en medio de laincertidumbre: La década de 1990

• La geofísica es un negocio: En eseentonces y ahora

• Perfiles corporativos de antaño

• La industria geofísica hoy: Las compañías de tipo servicio completo

• Algunas empresas del nicho

• El profesional geofísico: En todo elmundo

• Apéndices

• Referencias, Índice

Se trata de una historia “perso-nalizada” de la geofísica aplicada,escrita en un estilo de fácil lectura portres autores eminentemente califica-dos.

Dejando de lado ciertos subter-fugios, este libro será bienvenido en labiblioteca de cualquier geofísico.Plagado de valiosa información einteresantes anécdotas, muestra, através de un trabajo fino, cómo serelaciona el negocio de la geofísicacon la economía y la política globales.

Existen algunos problemassecundarios en la producción quepodrían haberse resuelto. Algunassecciones parecen haber sido trasla-dadas directamente de su antecesorpublicado en el año 1982…algunoserrores de ortografía, errores de nom-bres... falta de referencias y repeticio-nes ocasionales.

Mi única queja importante es lacasi total falta de atención prestada ala geofísica en la industria minera yotras industrias no petroleras.

Green WR: The Leading Edge 21, no. 9

(Septiembre de 2002): 936-938.

60 Oilfield Review