Invierno de 2001/2002

Caracterización de la permeabilidad

Mejoras en la obtención de muestras de fluidos

Calentamiento global

Estimulación selectiva

Oilfield Review

SMP-6096-S

Con una producción comercial que se remonta a la década de1870, la industria del petróleo y del gas ha permanecido en elnegocio de la producción de hidrocarburos por más tiempoque cualquier otra industria. El hecho de pertenecer a unaindustria madura no significa que nos estemos estancando.Como se muestra en los artículos de este número de OilfieldReview, hemos avanzado continuamente en la tecnología, enla práctica y en la comprensión de los distintos temas.

Sin embargo, algo permanece igual. El objetivo todavía con-siste en producir hidrocarburos lo más rápido posible, tantotiempo como sea posible, y con mínimas consecuencias delargo plazo para el medio ambiente y para las personas. Elconjunto de tecnologías desarrolladas para lograr esto esimpresionante, pero su éxito depende de la manera en quecomprendamos el carácter del yacimiento que contiene loshidrocarburos.

La madurez de la industria—en la que varios yacimientosde todo el mundo han quedado agotados—ha motivado que laatención se fije en la importancia que tienen la variabilidad yla distribución de las propiedades dentro de los yacimientos.De hecho, hemos estado en una fase de madurez de la indus-tria denominada caracterización de yacimientos por más de 10años. Y ninguna propiedad de los yacimientos parece gozarmás de los beneficios de una buena caracterización que lapermeabilidad.

La permeabilidad es la propiedad de un yacimiento que des-cribe la manera en que un fluido fluye a través del medio poro-so, y sabemos bastante acerca de esto. Es sabido que la permea-bilidad está determinada por la cantidad y el tamaño de losporos dentro del yacimiento. El tamaño de los poros, a su vez,depende del tamaño de las partículas que forman el medio, lacantidad de carga en el medio y la cantidad de cemento añadi-do tras la deposición. Estas complejas dependencias puedendesafiar los esfuerzos por correlacionar la permeabilidad conotras propiedades tales como la porosidad. También sabemosque, mientras la permeabilidad se puede medir en el laborato-rio, las maneras de medirla en el campo no son tan confiables.El análisis de pruebas de presión transitoria—una tecnologíamadura y a menudo exitosa—puede conducir a estimacionesque otros efectos pueden alterar fácilmente, uno de los cualeses la incertidumbre acerca del volumen de investigación. Lapermeabilidad también parece ser la más variable de las propie-dades petrofísicas de un yacimiento. Son comunes las varia-ciones del orden de 1000 o más, entre el mínimo y el máximo.Todos los yacimientos parecen mostrar una significativa hete-rogeneidad en su permeabilidad, si bien algunas regiones den-tro de un yacimiento pueden ser muy homogéneas.

Hemos aprendido mucho acerca de la distribución de lapermeabilidad durante el período de caracterización de yaci-mientos; gran parte de ello a partir de estudios de núcleos yafloramientos. Sabemos que la heterogeneidad de las calizasparece estar determinada por la deposición de material sóli-do, y la heterogeneidad de los carbonatos, por lo que les ocu-rrió tras la deposición. La heterogeneidad de las areniscasparece estar fuertemente correlacionada a nivel local. Estegrado de correlación varía con las direcciones; la permeabili-dad se correlaciona mucho más horizontalmente (lateral o

Mejoramiento de nuestra comprensión acerca de la permeabilidad

paralela a los estratos geológicos) que verticalmente (perpen-dicular a los estratos). La heterogeneidad en los yacimientoscarbonatados es sustancialmente mayor que en las areniscas. Anivel local se correlaciona mucho menos que en las areniscas,y las diferencias en la dirección de correlación (vertical versushorizontal) son menores que en las areniscas. Tanto los carbo-natos como las areniscas pueden describirse por capas. Lasareniscas se pueden agrupar en capas debido a la fuerte corre-lación horizontal que se observa en su deposición original. Sibien las alteraciones posteriores a la deposición tienden a des-truir gran parte de la correlación local de los carbonatos, laparte remanente poco frecuente se correlaciona fuertemente ysigue conteniendo las texturas de su sedimentación.

Estos comentarios se aplican principalmente a permeabilida-des horizontales. Mucho menos es lo que se sabe acerca de laspermeabilidades verticales. Disminuyen cuando se las prome-dia pero, más allá de eso, carecemos de conocimientos, princi-palmente debido a la dificultad de medir este parámetro enuna escala significativa para un uso subsiguiente. Es bastanteobvio que el éxito de un pozo horizontal depende directamentede cuán grande sea la permeabilidad vertical. Lo que es menosobvio es que la permeabilidad vertical parece jugar un papelimportante en todas las predicciones de recuperación. El artí-culo "Caracterización de la permeabilidad con probadores deformación," página 2, examina algunos de los problemas rela-cionados con la medición de la permeabilidad vertical.

Siguen en pie varias preguntas acerca de la heterogeneidadde la permeabilidad. Por ejemplo, no entendemos porqué losefectos de post-deposición generan una permeabilidad aleato-ria en yacimientos carbonatados. Tampoco entendemos la dis-tinción entre los comportamientos de producción dominadospor las fracturas y los comportamientos dominados por laestratigrafía. Es necesario avanzar en el trabajo de compren-sión del promediado de la permeabilidad horizontal y verticala escalas de medición progresivamente mayores. Los prome-dios horizontales tienden a aumentar con la escala; los pro-medios verticales tienden a disminuir con ella. Este problemaestá indudablemente relacionado con el tema de la distribu-ción de la permeabilidad, el cual aún requiere una mayorcomprensión.

Larry W. LakeDepartamento de Ingeniería del Petróleo y de Geosistemas Universidad de TexasAustin, Texas, EUA

Larry W. Lake es profesor del Departamento de Ingeniería del Petróleo y deGeosistemas de la Universidad de Texas (UT, por sus siglas en inglés) en Austin.Posee una licenciatura en ingeniería química de la Universidad del Estado deArizona en Tempe y un doctorado en la misma especialidad de la Universidad deRice en Houston, Texas. Es un prolífico autor que ha enseñado en la Universidadde Texas durante 22 años. Previamente, trabajó para Shell DevelopmentCompany en Houston. Ha formado parte de la Comisión Directiva de la Sociedadde Ingenieros del Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés), así como de varios desus comités. Además, ha sido un orador distinguido de la SPE.

Consejo editorialTerry AdamsAzerbaijan International Operating Co., Bakú

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Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Syed A. AliChevron Petroleum Technology Co.Houston, Texas, EUA

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George KingBPHouston, Texas

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Editor ejecutivoDenny O’BrienEditor consultorLisa StewartEditor seniorMark E. Teel EditoresGretchen M. GillisMark A. AndersenMatt GarberColaboradoresRana RottenbergMalcolm BrownJulian Singer

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

Oilfield Review se compla-ce en anunciar la incorpora-ción de Abdulla I. Al-Daalouj a su consejo edito-rial. El Sr. Al-Daalouj poseeuna lincenciatura en inge-niería en petróleos de laUniversidad King Fahad dePetróleo y Minerales,Dhahran, Arabia Saudita.Ingresó en Saudi Aramcoen 1982 y ha desarrolladosu carrera en el sector deexploración y producción,predominantemente enoperaciones de ingenieríaen petróleos y de produc-ción. Actualmente es elgerente del Departamentode Ingeniería de Producciónpara el Área Sur.

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

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

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

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

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Invierno de 2001/2002Volumen 13Número 3

Schlumberger

2 Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación

La permeabilidad controla el comportamiento de un yacimiento, pero es difícil dedeterminar y a menudo cambia radicalmente con la escala y la dirección. Losmodernos probadores de formación operados a cable, equipados con empaca-dores y múltiples probetas, proporcionan datos de permeabilidad efectivos enmateria de costos y que actualmente no pueden obtenerse de manera confiablemediante otras técnicas. Los estudios de casos muestran cómo los datos del pro-bador operado a cable, interpretados con nuevos modelos, ahora pueden cuantifi-car los efectos de pequeñas zonas impermeables pero cruciales y de franjas desúper permeabilidad, así como determinar la permeabilidad vertical y horizontalen una escala intermedia entre la de los núcleos y la de las pruebas de presióntransitoria de gran penetración, tales como las pruebas de formación efectuadasmediante la sarta de perforación (DST, por sus siglas en inglés).

81 Colaboradores

85 Próximamente en Oilfield Review

86 Nuevas publicaciones

Oilfield Review

1

60 Aislamiento y estimulación selectivos

Con el uso de tuberías flexibles como conductos para los fluidos de fractura-miento que transportan apuntalantes, es posible estimular de manera consecu-tiva una o varias zonas durante una sola movilización. Las nuevas herramientasaíslan de manera selectiva zonas productoras sin la intervención de equipos determinación convencionales o herramientas operadas a cable para fijar los tapo-nes mecánicos. Las zonas individuales se tratan de manera separada para obteneruna longitud y una conductividad de la fractura óptimas. Los estudios de casosdemuestran el creciente alcance y los beneficios económicos de esta técnica.

24 Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado

Los filtrados de lodo base aceite y de lodos sintéticos contaminan las muestrasde fluido obtenidas a pozo abierto, lo cual distorsiona las propiedades del fluidomedidas en un laboratorio. Estas propiedades del fluido influyen sobre las deci-siones de desarrollo y producción, con importantes consecuencias económicas.Ahora, el monitoreo del color de los hidrocarburos permite una medición cuanti-tativa de la contaminación, lo cual mejora la probabilidad de obtener una mues-tra de fluido válida. Además, una nueva forma de detección directa del metanoen el fondo del pozo posibilita la medición de la contaminación en las zonas degas condensado.

44 El calentamiento global y la industria de exploración y producción

La controversia acerca del calentamiento global continúa sin un claro consensoen cuanto a su alcance o implicancias. Este artículo examina la evidencia y losargumentos, tanto a favor como en contra, los avances en simulación numéricade los sistemas de clima global, y los pasos proactivos que están tomando lascompañías petroleras y los proveedores de servicios para reducir el impacto delas operaciones petroleras sobre el cambio climático.

Actualización y refinación del modelo

Comparación y validación

Modelo de sistema climático

Simulaciónnumérica

Comportamientopronosticado

Comportamiento observado

2 Oilfield Review

Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación

Cosan AyanAberdeen, Escocia

Hafez HafezAbu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO)Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Sharon HurstPhillips Petroleum Pekín, China

Fikri KuchukDubai, EAU

Aubrey O’CallaghanPuerto La Cruz, Venezuela

John PefferAnadarko Hassi Messaoud, Argelia

Julian PopSugar Land, Texas, EUA

Murat ZeybekAl-Khobar, Arabia Saudita

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mahmood Akbar, Abu Dhabi, EAU.AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), COG (Sensor de Cristal de Cuarzo), FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), MDT (Probador Modular de la Dinámicade la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos) y RFT (Multiprobador de Formaciones) son marcas deSchlumberger. ROT (herramienta de Descripción deYacimientos) es una marca de Halliburton.

Parece que nunca sabemos lo suficiente acerca de la permeabilidad. La medimos a

pequeñas escalas mediante pruebas de laboratorio efectuadas en núcleos. La inferi-

mos a gran escala a través de pruebas de pozos y datos de producción. Pero para

manejar el desarrollo de un yacimiento, también necesitamos cuantificar las carac-

terísticas en escalas intermedias. Es aquí donde la versatilidad de los probadores de

formación operados a cable entra en juego.

1. En mediciones directas del flujo de fluidos en rocas, lacantidad medida es la movilidad (permeabilidad/viscosi-dad). Según la ley de Darcy, todos los efectos de los fluidos están incluidos en el término viscosidad y la per-meabilidad es independiente del fluido. En la práctica,esto no es exactamente verdadero, incluso sin interac-ciones químicas entre la roca y el fluido. La permeabili-dad absoluta también se conoce como permeabilidadintrínseca.

2. El término permeabilidad radial, kr, describe el flujoradial hacia el pozo. En pozos verticales, la permeabili-dad radial es igual a la permeabilidad horizontal. La per-meabilidad vertical se denota tanto por kv como por kz.La permeabilidad esférica se representa por ks.

Invierno de 2001/2002 3

Los modernos probadores de formación operadosa cable (WFT, por sus siglas en inglés) aportanconocimientos especiales acerca de la dinámicade los yacimientos que ninguna otra herramientapuede captar. A través de múltiples pruebas depresión transitoria (variaciones de presión), estosprobadores permiten evaluar la permeabilidadtanto vertical como horizontal. La medición enuna escala que se encuentra entre la de losnúcleos y la de las pruebas de pozos, permitecuantificar el efecto de capas delgadas no detec-tadas por otras técnicas. Estas capas juegan unpapel vital en el drenaje del yacimiento, contro-lando los procesos de inyección de gas y de agua,y causando entradas no deseadas de dichos flui-dos. Los modernos probadores de formación ope-rados a cable también pueden ser una alternativaefectiva en materia de costos, además de nodañar el medio ambiente, en comparación conlas pruebas de formación a pozo abierto y con laspruebas tradicionales de presión transitoria. Esteartículo muestra cómo las mediciones de perme-abilidad derivadas de los probadores de forma-ción operados a cable están ayudando aentender mejor los yacimientos, además deinfluir en el desarrollo de los mismos.

¿Cuál permeabilidad?La permeabilidad determina el comportamientodel yacimiento y del pozo, pero el término puedereferirse a muchos tipos de mediciones. Por ejem-plo, la permeabilidad puede ser absoluta o efec-tiva, horizontal o vertical. La permeabilidad sedefine como una propiedad de la formación, inde-pendientemente del fluido contenido en la misma.Cuando un solo fluido fluye a través de la forma-ción, se puede medir una permeabilidad absolutaque es más o menos independiente del fluido.1 Sinembargo, cuando dos o más fluidos están presen-tes, cada uno reduce la capacidad de fluir del otro.La permeabilidad efectiva es la permeabilidad decada fluido en presencia de los otros, y la perme-abilidad relativa es la relación entre la permeabi-lidad efectiva y la permeabilidad absoluta. En unyacimiento en producción, el interés se centra enla permeabilidad efectiva, inicialmente de petró-leo o de gas en presencia de agua irreducible, oposteriormente de petróleo, gas o agua a diferen-tes saturaciones. Para complicar más las cosas,las permeabilidades efectiva y absoluta puedenser significativamente diferentes (véase “Medicio-nes convencionales de permeabilidad,” página 4).

Usualmente, las formaciones son anisotrópi-cas, lo cual significa que sus propiedades depen-den de la dirección en la cual se miden. Para laspropiedades relacionadas con el flujo de fluidos,usualmente se asume que las formaciones sontransversalmente isotrópicas, lo cual significa que

las dos permeabilidades horizontales son igualesy equivalen a kh, mientras que la permeabilidadvertical kv, es diferente. Si bien existen formacio-nes más complejas, por lo general no hay sufi-cientes mediciones para cuantificar más queestas dos cantidades. La anisotropía de la perme-abilidad se puede definir como kv/kh, kh/kv, o larelación entre la permeabilidad más alta y la másbaja. En este artículo se utilizará kh/kv; una canti-dad que usualmente es mayor que 1.2

La siguiente complicación se relaciona con ladistribución espacial. El manejo de yacimientossería mucho más simple si la permeabilidad sedistribuyera de manera uniforme, pero en la prác-tica, las formaciones son complejas y heterogé-neas; es decir, tienen un rango de valores cercanoa dos o más promedios locales. La cantidad demediciones necesarias para una descripción com-pleta de una roca heterogénea es demasiado ele-vada e imposible de llevar a cabo; más aún, elresultado de cada medición depende de suescala. Por ejemplo, para un yacimiento idealcompuesto por arena isotrópica con lutitas isotró-picas distribuidas de manera aleatoria, hay tresescalas que considerar: megascópica (el yaci-miento como un todo), macroscópica (las celdasde la retícula utilizada en la simulación numéricadel yacimiento) y mesoscópica (las facies indivi-duales) (arriba). En este ejemplo, la anisotropíamegascópica es muy alta; entre 103 y 105. Sinembargo, las áreas A y B son isotrópicas, mien-tras que las celdas de la retícula son intermedias,

demostrando así que la heterogeneidad local ori-gina la anisotropía de gran escala. Las medicio-nes a diferentes escalas y en distintasubicaciones producirán valores diferentes tantopara kh como para kv y, por lo tanto, una anisotro-pía distinta.

Entonces, ¿qué permeabilidad debemos esco-ger? En un yacimiento homogéneo y monofásico,la pregunta es irrelevante; pero tales yacimientosno existen. Casi todos los yacimientos, y particu-larmente los carbonatados, están altamenteestratificados. Para algunas formaciones, las pro-piedades del sistema roca-fluido también varíanlateralmente. Por ejemplo, en depósitos de are-niscas de delta—los yacimientos más prolíficosdel mundo—las propiedades del sistema roca-fluido varían lateralmente debido a la disposiciónde los sedimentos según su tamaño y pesodurante el transporte y la deposición. Ya sea enareniscas o en carbonatos, a medida queaumenta la heterogeneidad, la distribución de lapermeabilidad se convierte en algo tan impor-tante como su valor promedio.

Al comienzo de la vida de un yacimiento, laprincipal preocupación es la permeabilidad efec-tiva horizontal promedio del petróleo o del gas,puesto que ésta controla la productividad y eldiseño de terminación (completación) de cada unode los pozos. Más tarde, la permeabilidad verticalpasa a ser importante debido a su efecto en la coni-ficación de gas y de agua, así como en la produc-tividad de los pozos horizontales y multilaterales.

A B

100

Prof

undi

dad,

pie

sDistancia horizontal, pies

200 300 400 500 600 700 800 900 1000

100

200

300

400

500

0

0

Celda de la retícula

> Sección transversal de un yacimiento ideal que muestra anisotropía a gran escala causadapor la heterogeneidad local. Un yacimiento de areniscas (amarillo) contiene lutitas distribuidasal azar (gris). La permeabilidad vertical para todo el yacimiento es cerca de 104 veces menorque la permeabilidad horizontal; una gran anisotropía. Sin embargo, las pequeñas áreas A y Bse encuentran en arena y lutita isotrópicas, respectivamente. La celda de la retícula, que podríarepresentar un bloque de simulación del yacimiento, tiene una anisotropía de permeabilidadintermedia. La permeabilidad vertical es cercana al promedio armónico de las permeabilidadesde arena y lutita, mientras que la permeabilidad horizontal es el promedio aritmético de las mis-mas. [Adaptado de Lake LW: “The Origins of Anisotropy,” Journal of Petroleum Technology 40,no. 4 (Abril de 1988): 395-396.]

4 Oilfield Review

Para estimar la permeabilidad se utilizan datosde núcleos y de registros, pruebas de presióntransitoria, pruebas de producción y datos histó-ricos. Cada medición tiene diferentes caracterís-ticas, ventajas y desventajas.

Datos de núcleos—Las mediciones de rutinade núcleos proveen la permeabilidad absoluta ointrínseca. En yacimientos arcillosos con altasaturación de agua o en rocas mojadas por petró-leo, la permeabilidad efectiva puede ser signifi-cativamente menor que la permeabilidadabsoluta (abajo). Los datos de núcleos se tomanen muestras limpias que han sido llevadas a lasuperficie, de modo que las condiciones de medi-ción no son las mismas que las que se efectúanen sitio. Algunas de estas condiciones, talescomo las tensiones de fondo de pozo, se puedensimular en la superficie. Otras, como la altera-ción de las arcillas y las microfracturas causadaspor la liberación de las tensiones, pueden serirreversibles.

Para que sean útiles para la caracterizacióndel yacimiento, es necesario contar con bastan-tes muestras de núcleos que capten de maneracompleta la heterogeneidad del yacimiento. Haymuchas reglas estadísticas para determinarcuántas muestras se requieren. Pero no siemprees posible obtener un rango estadísticamenteválido de muestras, incluso en un pozo. Lasmuestras con alta porosidad pueden caer fueradel barril corta núcleos, mientras que cortartapones de intervalos muy compactos es difícil.Algunos analistas prefieren mediciones de per-

meámetro, debido a que es posible tomar másmuestras.1 El promediado o escalado, es otroasunto problemático. Para el flujo en capas, elmás apropiado para determinar la permeabilidadhorizontal es el promedio aritmético, kav =[∑ki

hi/ ∑hi]. Para el flujo bidimensional aleatorio, esel promedio geométrico, kav =[∏ki

hi / ∑hi],mientras que para la permeabilidad vertical, elpromedio armónico, kav =[∑ki

-1 hi/ ∑hi]-1 es elmás representativo.2

Datos de registros—Los registros miden laporosidad y otros parámetros que se relacionancon el tamaño de los poros; por ejemplo, la satu-ración de agua irreducible y parámetros de reso-nancia magnética nuclear.3 La permeabilidad sepuede estimar a partir de estas mediciones utili-zando una relación empírica adecuada. Estarelación normalmente se debe calibrar paracada yacimiento o área con mediciones másdirectas, usualmente de núcleos, pero a veces,tras el escalado, respecto de los resultados de laspruebas de presión transitoria. El principal usode la permeabilidad derivada de registros es pro-porcionar estimaciones continuas en todos lospozos. En el aspecto económico, los núcleos y losregistros tienen muchas aplicaciones, de modoque el costo adicional de obtener permeabilidada partir de ellos es relativamente pequeño.

Pruebas de pozos—El análisis de las pruebasde presión transitoria permite estimar la perme-abilidad efectiva promedio de la formación ensitio. Sin embargo, los resultados tienen queinterpretarse a partir del cambio de presión con

el tiempo. Los intérpretes usan varias técnicas,incluyendo el análisis de regímenes de flujoespecíficos y el ajuste con curvas tipo o con unmodelo de formación. En las pruebas convencio-nales, el pozo se deja en producción por untiempo lo suficientemente largo como paradetectar los límites del yacimiento. Las pruebasde impulsos duran un tiempo corto y son útilespara pozos que no fluyen a la superficie. Enambos casos, pero especialmente para las prue-bas de impulsos, no necesariamente hay unasolución única para la permeabilidad.

En la mayoría de las pruebas convencionales,el objetivo es medir la transmisividad (khh/µ)durante el flujo radial. El espesor del yacimiento,h, se puede estimar en el pozo, pero ¿es igualdecenas o centenas de pies hacia dentro delyacimiento donde tienen lugar las variaciones depresión? En la práctica, otros tipos de informa-ción—modelos geológicos y datos sísmicos—ayudan a mejorar los resultados. Con las pruebasde pozos convencionales, se puede detectar elgrado de heterogeneidad, pero no se puededeterminar la distribución de la permeabilidad yno hay resolución vertical.

En el aspecto económico, las pruebas de pozosson costosas desde el punto de vista de los equi-pos de prueba y del tiempo de los equipos de per-foración y/o terminación de pozos. Las pruebasde pozos también se llevan a cabo para obteneruna muestra de fluido, de modo que el costo adi-cional para determinar la permeabilidad puedeser pequeño. Sin embargo, la obtención de datos

Mediciones convencionales de permeabilidad Pe

rmea

bilid

ad re

lativ

a

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.20 0.4 0.6 0.8 1.0Sw

Mojado por el agua

krw

kro

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.20 0.4 0.6 0.8 1.0Sw

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

Mojado por el petróleo

kro

krw

B A B’ A’

> Curvas de permeabilidad relativa típicas para petróleo y agua en una roca mojada por el agua (izquierda) y en otra mojada por el petróleo (derecha). Las per-meabilidades efectivas son permeabilidades relativas multiplicadas por la permeabilidad absoluta. Los puntos A y A' representan la situación típica de una medi-ción de la caída de presión del período de flujo con un probador de formación operado a cable en lodo base agua. En un yacimiento mojado por el agua, el filtradofluye en presencia de un 20% de petróleo residual y tiene una permeabilidad relativa de 0.3. Los puntos B y B' representan la situación típica de análisis de presióntransitoria en un yacimiento de petróleo. En un yacimiento mojado por el agua, el petróleo fluye en presencia de un 20% de agua irreducible y tiene una permeabi-lidad relativa de 0.9. Los puntos A, A', B y B' también se conocen como puntos extremos de las permeabilidades.

Invierno de 2001/2002 5

La distribución de la permeabilidad tanto hori-zontal como vertical afecta de modo determi-nante el comportamiento del yacimiento y larecuperación de los hidrocarburos, al mismotiempo que determina la viabilidad de los proce-sos de recuperación secundaria y terciaria.

La magnitud del contraste de permeabilida-des se hace cada vez más importante con la pro-ducción prolongada. Las capas delgadas, lasfallas y las fracturas pueden tener un gran efectoen el movimiento del gas, de un acuífero, y delgas y agua inyectados. Por ejemplo, una capa debaja permeabilidad, o barrera impermeable,

Fracturas selladas Fracturas abiertas

Unidades genéticas de baja permeabilidad Unidades genéticas de alta permeabilidad

Meg

a y

Mac

ro

Estilolita de baja permeabilidad Estilolita de alta permeabilidad

Barreras impermeables Conductos

Falla sellante Falla no sellanteG

iga

Laminaciones compactas Fracturas pequeñas

Lentes de lutitas Vesículas

Mes

o

Recristalización de baja permeabilidad Canal de disolución de alta permeabilidad

> Barreras impermeables y conductos en diferentes escalas de longitud. Encada caso, la cuantificación de los efectos de estas características permitemejorar el manejo del yacimiento.

impedirá el movimiento del gas hacia abajo. Unacapa de alta permeabilidad, o conducto, llevarárápidamente agua indeseada a un pozo en pro-ducción. Ambas pueden afectar significativa-mente la eficiencia de barrido y, en consecuencia,se requerirá un cambio en las prácticas de termi-nación de los pozos. Un manejo eficaz del yaci-miento depende del conocimiento no sólo de lapermeabilidad horizontal promedio, sino tambiénde la distribución lateral y vertical de la permea-bilidad, así como de la conductividad de las barre-ras impermeables y de los conductos (abajo).Como se sabe desde hace ya bastante tiempo, la

de permeabilidad de alta calidad a menudo re-quiere largos tiempos de cierre de pozo y equiposadicionales, tales como válvulas de fondo depozo, manómetros y medidores de flujo.4

Pruebas de producción e historia de produc-ción—Se puede obtener una permeabilidadefectiva promedio a partir del gasto (tasa deflujo, velocidad de flujo, caudal, rata) durante laproducción en estado estacionario, preferible-mente de pruebas específicas a diferentes gas-tos. Es necesario conocer o suponer el daño dela formación u otros efectos cercanos al pozo.También se puede determinar una permeabili-dad promedio a partir de los datos de la historiade producción, mediante el ajuste de la permea-bilidad hasta obtener el historial de produccióncorrecto. Sin embargo, en ambos casos, la distri-bución de la permeabilidad no se puede obtenerde manera confiable. En yacimientos multicapaso heterogéneos, éste es un problema inversoaltamente no lineal, para el que puede habermás de una solución.

En ausencia de otros datos, a menudo la per-meabilidad se relaciona con la porosidad. Enteoría, la relación es débil; hay medios porososque han sido lixiviados que pueden tener altaporosidad con cero permeabilidad y otros quehan sido fracturados que muestran exactamentelo contrario. Sin embargo, en la práctica, existenyacimientos de areniscas bien clasificadas conuna relación consistente entre la porosidad y lapermeabilidad. Otros yacimientos son menossimples. Particularmente para los yacimientoscarbonatados, la microporosidad y las fracturashacen prácticamente imposible relacionar laporosidad y las litofacies con la permeabilidad.

1. Zheng S-Y, Corbett PWM, Ryseth A y Stewart G:“Uncertainty in Well Test and Core Permeability Analysis:A Case Study in Fluvial Channel Reservoirs, NorthernNorth Sea, Norway,” AAPG Bulletin 84, no. 12, (Diciembrede 2000):1929-1954.

2. Pickup GE, Ringrose PS, Corbett PWM, Jensen JL ySorbie KS: “Geology, Geometry, and Effective Flow,” artí-culo de la SPE 28374, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 25 al 28 de septiembre de 1994.

3. Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: “A RobustPermeability Estimator for Siliclastics,” artículo de la SPE49301, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30de septiembre de 1998.

4. Modern Reservoir Testing, SMP-7055, Houston, Texas,EUA: Schlumberger Wireline & Testing, 1994.

heterogeneidad de los yacimientos es una de lasprincipales causas que dificultan la recuperaciónasistida de petróleo. La heterogeneidad de lapermeabilidad, las barreras impermeables ines-peradas y una evaluación del yacimiento con unnivel de detalle insuficiente, a menudo son lasrazones por las cuales estos proyectos no resul-tan rentables.3

En la práctica normal de ingeniería de yaci-mientos, las fuentes principales de permeabilidadefectiva promedio son las pruebas de presionestransitorias en los pozos y las pruebas de produc-ción. Generalmente, éstos son buenos indicado-res del desempeño general del pozo. También seutilizan núcleos y registros, pero a menudo trasalgún tipo de comparación o escalado de losdatos respecto de los resultados de las pruebasde pozo. Una vez que un yacimiento ha estado enproducción, el ajuste de la historia de producción(comparación de valores medidos y simulados)provee información acerca de la permeabilidadpromedio, pero no puede resolver su distribución.La presencia de elementos de alta o baja perme-abilidad y sus distribuciones se infiere de núcleosy registros, pero esta información es cualitativamás que cuantitativa. Los probadores de forma-ción operados a cable han comenzado a llenar

este vacío, proporcionando varias mediciones depermeabilidad, desde valores obtenidos de sim-ples caídas de presión del período de flujo conuna sola probeta, hasta el análisis de múltiplescapas con probadores de varias probetas. Estosúltimos probadores se usaron originalmente paradeterminar la anisotropía.4 Con las técnicas analí-ticas desarrolladas recientemente y una mayorexperiencia, los análisis de múltiples capas ahoraproporcionan información cuantitativa acerca dela distribución de la permeabilidad.

Probadores de formación operados a cableLos primeros probadores de formación operados acable fueron diseñados principalmente para obte-ner muestras de fluidos. Se registraban las presio-nes, de modo que el incremento de presión al finaldel muestreo se pudiera analizar para determinarla permeabilidad y la presión de la formación. Apesar de la limitada resolución de los manómetrosy los pocos puntos de datos disponibles, a menudolos resultados fueron un importante aporte para laevaluación de la formación. Hoy, el incremento depresión medido tras el muestreo, todavía se ana-liza para obtener una estimación de la permeabili-dad con un bajo costo adicional.

El Multiprobador de Formaciones RFT intro-dujo el pre-ensayo, una prueba corta diseñadainicialmente para determinar si valía la penatomar muestras en ese punto. Para sorpresa demuchos, la presión del pre-ensayo resultó serrepresentativa de la presión del yacimiento.Como resultado, las mediciones de presión seconvirtieron en la principal aplicación de los pro-badores de formación operados a cable. La per-meabilidad se pudo estimar tanto de la caída depresión del período de flujo como del incrementode presión medido durante el pre-ensayo. Puestoque un perfil de presión confiable requería pre-ensayos a varias profundidades, se pudo dispo-ner de muchos más datos de permeabilidad. Condecenas de puntos de prueba en un solo pozo, sehizo más fácil establecer un perfil de permeabili-dad y comparar los resultados con los datos denúcleos y de otras fuentes.

Los pre-ensayos siguen siendo una impor-tante función de las herramientas modernas, sibien la confiabilidad de la estimación de lapermeabilidad varía. Puesto que en los pre-ensa-yos se toman muestras de un pequeño volumen,por lo general de 5 a 20 cm3 [0.3 a 1.2 pulg3], eldaño de la formación y otras características pró-

6 Oilfield Review

8 pies

2.3 pies~3 pies

6.6 pies

ks

A B C D E F G H

Puerto deentrada

Usualmente

A veces

kh

kh,kv kh,kv kh,kv,φCt kh,kv,φCt ks and/or kh kh,kv kh,kv

φCt φCt

> Configuraciones típicas de la herramienta MDTpara mediciones de permeabilidad: una sola pro-beta con cámara para muestras y módulo de con-trol de flujo (A); una probeta pulsante, normalmentela probeta inferior, con una (B) o dos (C) probetasde observación verticales; módulo de dos probetascon una (D) o dos (E) probetas verticales; configu-ración de prueba mini-DST con empacador dual ymódulo de bombeo (F); módulo de empacador dualcon una (G) o dos (H) probetas verticales. El módu-lo de control de flujo, la cámara para muestras y elmódulo de bombeo se pueden añadir a cualquierconfiguración. Cuando sólo se registra una presióntransitoria, como en (A) y (F), la determinación de lapermeabilidad depende de la identificación de losregímenes de flujo particulares, del ajuste con cur-vas tipo o de la estimación de parámetros utili-zando un modelo predictivo. Con una o más probe-tas verticales, como en otras configuraciones, esposible efectuar una prueba de interferencia local,también conocida como prueba de presión transi-toria de intervalo (IPTT, por sus siglas en inglés).Con estas pruebas, los intérpretes pueden determi-nar kv y kh para una cantidad limitada de capascerca de la herramienta. El almacenamiento de laformación, øCt, se puede determinar con el módulode probeta dual y, a veces, cuando se dispone detres variaciones de presión verticales, como en (C)y (H). Con otras configuraciones, se debe determi-nar a partir de otros datos. Las permeabilidades delos períodos de flujo y de incremento de presión delos pre-ensayos se pueden determinar en todasestas configuraciones con el módulo de empaca-dor dual y con cada probeta.

7

ximas al pozo pueden afectar altamente la per-meabilidad del período de flujo, kd.5 Un análisisdetallado muestra que kd es más cercana a kh,aunque es afectada por kv.6 El volumen de inves-tigación es significativamente mayor que el deuna muestra de núcleo, pero del mismo orden demagnitud. Sin embargo, kd por lo general repre-senta la permeabilidad efectiva del filtrado delodo en la zona invadida, más que la permeabili-dad absoluta tal como se obtiene de los núcleos.Si bien se han encontrado algunas buenas corre-laciones entre ambas, generalmente se consi-dera que kd es la permeabilidad mínimaprobable.7 No obstante, se puede calcular auto-máticamente en la localización del pozo y todavíase utiliza de manera regular como un indicadorcualitativo de la productividad.

Los períodos de incremento de presión de lospre-ensayos proveen una mayor profundidad deinvestigación de la formación que los períodos deflujo; varios pies si la resolución del manómetroes suficientemente alta y el incremento de pre-sión se registra durante un tiempo suficiente-mente largo. Excepto en formaciones de bajapermeabilidad, el tiempo de incremento de pre-sión es corto, de modo que la herramienta puedeestar midiendo la permeabilidad de la zona inva-dida, de la zona no invadida o la de alguna com-binación de ambas.8 Al igual que en lainterpretación de cualquier conjunto de datos depresión transitoria, los regímenes de flujo se iden-tifican mediante la observación de pendientescaracterísticas de la velocidad del cambio de lasdiferencias de presión con el tiempo. Para losperíodos de incremento de presión de los pre-ensayos en los cuales los regímenes de flujo sonesféricos y ocasionalmente radiales, las pendien-tes características a menudo resultan difíciles deencontrar, e incluso pueden verse afectadas porpequeños cambios en el volumen de muestreo delos pre-ensayos. Para obtener resultados confia-bles, se debe analizar cada pre-ensayo, un pro-ceso que consume mucho tiempo. Hoy en día, elanálisis de los períodos cortos de incremento depresión de los pre-ensayos para la determinaciónde la permeabilidad es poco común, principal-mente debido a que hay maneras mucho mejoresde obtener la permeabilidad con herramientasmodernas.

Probadores modulares operados a cable La tercera generación de probadores operados acable está dada por el probador modular. Estaherramienta se puede configurar con diferentesmódulos para satisfacer distintas aplicaciones, opara manejar condiciones variables del pozo y dela formación (página anterior).

Algunos de estos módulos son particularmenterelevantes para las mediciones de permeabilidad. Amenos que se especifique lo contrario, las siguien-tes descripciones de los módulos se refieren alProbador Modular de la Dinámica de la FormaciónMDT de Schlumberger.

Módulo de una sola probeta—Este móduloproporciona comunicación hidráulica entre elyacimiento y la herramienta. Consta del ensam-blaje de la probeta, la cámara de pre-ensayos,los medidores de presión de cuarzo y de defor-mación, y los sensores de resistividad y tempera-tura. El ensamblaje de la probeta consta de unpequeño empacador que contiene la probeta.Cuando se asienta la herramienta, los pistonestelescópicos de apoyo presionan el ensamblajedel empacador contra la pared del pozo. La pro-beta atraviesa el revoque de filtración de lodohasta llegar a la formación. Se encuentran dispo-nibles diseños de probetas especiales para con-diciones difíciles.9 La comunicación con laformación se establece mediante un breve pre-ensayo, después del cual el módulo puede suc-cionar fluidos para muestreo o actuar como unmonitor pasivo de las variaciones de presión.

Módulo de probeta dual—Este módulo constade dos conjuntos de probetas montadas en posi-

ciones fijas en el mismo mandril. En la herra-mienta de Descripción del Yacimiento (ROT) deHalliburton, las probetas están montadas unasobre la otra, separadas por unas pulgadas yorientadas en la misma dirección.10 Una probeta,conocida como probeta pulsante, succiona losfluidos mientras que la otra monitorea la presióntransitoria. En la herramienta MDT, los dos con-juntos de probetas están montados de modo dia-metralmente opuesto entre sí en el mandril.11 Unaprobeta actúa como pulsante, mientras que laotra, conocida como probeta horizontal, es sóloun monitor de presiones sin capacidad de mues-treo. La principal utilidad del módulo de probetadual consiste en su posibilidad de combinacióncon una probeta vertical para determinar kh, kv yel almacenamiento de la formación (øCt) ), a tra-vés de una prueba de interferencia local o, parausar un nombre más específico, una prueba depresión transitoria de intervalo (IPTT, por sussiglas en inglés).12 Mediante la extracción de flui-dos a través de la probeta pulsante, es posiblemedir presiones transitorias en tres posicionesdel pozo, dos de las cuales corresponden a probe-tas de observación y no están contaminadas porlos efectos de almacenamiento de las herramien-tas, del daño y de la limpieza de la formación.13

Invierno de 2001/2002

3. Weber AG y Simpson RE: “Gasfield Development—Reservoir and Production Operations Planning,” Journal ofPetroleum Technology 38, no. 2 (Febrero de 1986): 217-226.

4. Ayan C, Colley N, Cowan G, Ezekwe E, Wannel M, GoodeP, Halford F, Joseph J, Mongini A, Obondoko G y Pop J:“Measuring Permeability Anisotropy: The LatestApproach,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 24-35.

5. La llamada permeabilidad del período de flujo, derivadade la caída de presión de este período del pre-ensayo secalcula como kd = C qµ /∆pss en unidades de mD, donde qes el gasto (tasa de flujo, velocidad de flujo, caudal, rata)en cm3/s, µ es la viscosidad del fluido en cp, y ∆pss es lacaída de presión medida en lpc (incluye cualquier caídaen la presión debido al daño de la formación). El factorde forma del flujo, C, depende del radio efectivo de laprobeta y es igual a 5660, en las unidades dadas, paralas probetas de las herramientas RFT y MDT estándares.

6. Dussan EB y Sharma Y: “Analysis of the PressureResponse of a Single-Probe Formation Tester,” SPEFormation Evaluation 7, no. 2 (Junio de 1992): 151-156.

7. Jensen CL y Mayson HJ: “Evaluation of PermeabilitiesDetermined from Repeat Formation TesterMeasurements Made in the Prudhoe Bay Field,” artículode la SPE 14400, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada,EUA, 22 al 25 de septiembre de1985.

8. Goode PA y Thambynayagam RKM: “Influence of anInvaded Zone on a Multiple Probe Formation Tester,”artículo de la SPE 23030, presentado en la Conferenciadel Pacífico Asiático de la SPE, Perth, AustraliaOccidental, Australia, 4 al 7 de noviembre de 1991.Podemos esperar que la permeabilidad del incrementode presión sea mayor que kd puesto que, al tener unamayor profundidad de investigación, ésta debería darresultados más cercanos a la permeabilidad efectiva delpetróleo o del gas. Sin embargo, la experiencia generalmuestra que la permeabilidad de las pruebas de incre-mento de presión resulta más baja.

9. Para la herramienta MDT, los ensamblajes incluyen:empacadores de gran área para formaciones compactas;probetas de gran diámetro para formaciones no consoli-dadas y compactas; probetas largas para formaciones noconsolidadas y revoques de filtración compactos; y

probetas para empaques de grava y un filtro de gran áreasimilar al filtro de aceite de un automóvil para arenasextremadamente no consolidadas (la probeta Martineau).

10. Proett MA, Wilson CC y Batakrishna M: “AdvancedPermeability and Anisotropy Measurements WhileTesting and Sampling in Real-Time Using a Dual ProbeFormation Tester,” artículo de la SPE 62919, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.

11. Zimmerman T, Maclnnes J, Hoppe J, Pop J y Long T:“Applications of Emerging Wireline Formation TestingTechnologies,” artículo de la OSEA 90105, presentado enla 8va. Conferencia del Sudeste Asiático sobre Opera-ciones Marinas, Singapur, 4 al 7 de diciembre de 1990.

12. El término prueba de interferencia vertical (VIT, por sussiglas en inglés) también se utiliza para pozos verticales.Los términos prueba de interferencia local y prueba depresión transitoria de intervalo son adecuados parapozos desviados u horizontales.El almacenamiento de la formación es el producto de laporosidad, ø, por la compresibilidad total de la roca, Ct,que es la suma de la compresibilidad de sólidos, Cr, y lacompresibilidad de fluidos, Cf . Cuando la compresibili-dad total no se mide con una prueba IPTT, Cf se debeestimar a partir de las propiedades de los fluidos y Cr apartir del conocimiento de la estructura de los sólidosinferido de registros acústicos, de la porosidad y deotros datos. Si hay más de un fluido, la saturación decada uno se estima a partir de registros o volúmenes de muestra.

13. El factor de daño se define como la caída de presiónextra causada por el daño en las inmediaciones delpozo (daño mecánico), la convergencia del flujo en unacapa parcialmente penetrada y los efectos del flujovisco-inercial (usualmente ignorados). El factor de con-vergencia del flujo se puede calcular a partir del espe-sor de la capa y del intervalo de pruebas.El almacenamiento de la herramienta se debe a la com-presibilidad del fluido dentro de la herramienta y haceque el gasto medido sea diferente al gasto real frente ala formación. El término limpieza se refiere al aumentoen el gasto a medida que los fluidos remueven el dañode la formación cercana al pozo.

14. En un trabajo reciente, el módulo de bombeo trabajó demanera continua por 36 horas. En otro trabajo, el módulode empacador dual estuvo en el pozo durante 11 días.

15. Ayan C y Nicolle G,“Reservoir Fluid Identification andTesting with a Modular Formation Tester in an AgingField,” artículo de la SPE 49528, presentado en la 8va.Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo deAbu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, 11 al 14 de octubre de 1998.

16. El almacenamiento de la herramienta incluye la compre-sibilidad del fluido alojado entre los empacadores. Unmodelo común es relacionar el gasto frente a la forma-ción, qsf, con el gasto medido, q, y la velocidad de cam-bio de la presión por una constante, C: qsf = q+24Cdp/dt.La parte más temprana del incremento de presión estádominada por el almacenamiento en el pozo, tambiénllamado flujo posterior al cierre. El parámetro C sepuede estimar a partir de la velocidad de cambio de la presión en ese momento.

Módulo de empacador dual—Este móduloposee dos empacadores que se inflan para aislarun intervalo de formación de casi un 1 m [3.3 pies]de longitud. Una vez que los empacadores estáninflados, se succiona fluido del intervalo aislado,primero del pozo y luego de la formación. Puestoque en este caso hay una gran sección de forma-ción expuesta al pozo, el área de flujo de los flui-dos es varias veces mayor que la de las probetasconvencionales. Esto ofrece importantes ventajasen formaciones de baja y alta permeabilidad, asícomo en otras situaciones.• A veces las probetas son ineficaces cuando

penetran formaciones laminares, arcillosas,fracturadas, vesiculares, no consolidadas o debaja permeabilidad. El empacador dual permiteefectuar mediciones de presión y obtener mues-tras de fluido en estas condiciones.

• Utilizado por sí solo, el empacador dual permiteefectuar una pequeña versión de la prueba deformación estándar a través de la sarta(columna) de perforación (DST, por sus siglas eninglés), conocida como mini-DST. Puesto quedurante una prueba mini-DST se abre sólohasta un metro de formación, ésta actúa comouna prueba de entrada limitada a partir de lacual, y en condiciones favorables, se puedendeterminar kv y kh. Utilizado en combinacióncon una o más probetas verticales, el empaca-dor dual puede registrar una prueba IPTT.

• La caída de presión durante el período de flujoes, por lo general, mucho más pequeña que laobtenida con una probeta. Por lo tanto, es másfácil asegurar que el petróleo se produzca a unapresión por encima de su punto de burbujeo yevitar que no colapsen las arenas no consolida-das. Además, con una menor caída de presión,los fluidos se pueden bombear a una mayorvelocidad, de modo que para el mismo períodose pueda extraer un mayor volumen de fluidode formación y se genere un pulso de presiónque penetre mucho más en la formación.

Módulo de bombeo—Este módulo bombeafluido de la formación hacia la columna de lodo ydesde una parte de la herramienta hacia otra. Elbombeo hacia la columna de lodo permite laextracción de volúmenes mucho mayores de flui-dos que cuando se toman muestras en cámarasde muestra de volumen fijo. El módulo tambiénpuede bombear fluido de una herramienta a otra;desde la columna de lodo hacia la herramienta,por ejemplo para inflar los elementos del empa-

cador; o hacia el intervalo entre los empacadorespara iniciar una fractura hidráulica pequeña. Paralas mediciones de permeabilidad, el módulo debombeo es capaz de sostener un gasto (tasa deflujo, velocidad de flujo, caudal, rata) constante ymedido durante la caída de presión, simplifi-cando considerablemente con ello la interpreta-ción de las presiones transitorias. El gasto através de la bomba depende de la presión dife-rencial, aumentando a un máximo de 45 cm3/s

8 Oilfield Review

• El método más simple de establecer comunicación con la formación• Se pueden agregar múltiples probetas de observación a una misma sarta de herramientas

Empacador dual • Facilidad para probar formaciones fracturadas, vesiculares o compactas

• Resulta difícil realizar buenas pruebas en formaciones fracturadas, vesiculares y compactas (dificultad para extraer fluidos, pérdida de sello)• Las altas caídas de presión en formaciones de baja movilidad pueden originar liberación de gas, lo cual complica el análisis

• Temor, usualmente injustificado, de atascamiento o liberación de gas en el pozo

• A la misma velocidad de prueba que con la probeta pulsante, la menor caída de presión evita la vaporización y la producción de arena• Para el mismo período que el de la probeta pulsante, se extrae mayor cantidad de fluido y se crea un pulso de presión que penetra más en la formación

• Las bajas caídas de presión pueden proveer señales insignificantes en las probetas de observación verticales en formaciones de alta movilidad

Fuente de flujo Ventajas Limitaciones

Probeta

Período de flujo • Computación automática, disponible durante la adquisición

Incrementode presión

• Radio de investigación más profundo que para el período de flujo

• A menudo se registran decenas de pre-ensayos para la determinación de la presión, lo cual permite comparaciones cualitativas

Pre-ensayos

• Volumen de investigación pequeño (pulgadas)

• Mide la permeabilidad efectiva del filtrado del lodo de perforación

• A menudo se registran decenas de pre-ensayos para la determinación de la presión, lo cual permite comparaciones cualitativas

• El volumen de muestreo pequeño, la limpieza del filtrado y el almacenamiento de la herramienta pueden dificultar el análisis• Mide la permeabilidad efectiva del filtrado del lodo de perforación, del fluido de forma- ción o de una mezcla de ambos

• Datos disponibles mientras se toma la muestraMini-DST conmódulo deempacador dualo período de flujoextendido eincremento depresión conuna probeta

• Requiere una combinación particular de las propiedades de la formación y del espesor para obtener kv y kh

Análisis de pruebas de presión transitoria

• Provee ks y/o kh y puede evitar costosos DST

• El almacenamiento de la herramienta, el daño, el gas libre y la limpieza continua del filtrado pueden complicar el análisis (en particular con probeta)

• Requiere el conocimiento de φCt para obtener ks, y es necesario conocer h para determinar kh

• Provee kh y kvEmpacador dualcon probetapulsante o conprobetas deobservaciónen tándem

Prueba dual de presión transitoria de intervalo

• Es la configuración más simple para una prueba IPTT • La caída de presión y la primera etapa del

incremento de presión se ven afectadas por el daño, el almacenamiento de la herramienta y la limpieza de la formación

• Es necesario tener una buena idea del producto φCt

Tres probetas(una pulsante y dosde observación:horizontal y vertical)

• El análisis puede efectuarse ignorando el período de flujo de la probeta pulsante

Una segundaprobeta deobservaciónvertical

• Es la mejor configuración para yacimientos multicapa, con fallas y naturalmente fracturados

• Menor profundidad de investigación que para otras configuraciones IPTT (en ocasiones, esto es una ventaja)

• Herramienta de mayor longitud

Prueba múltiple de presión transitoria de intervalo

• Provee el producto φCt así como también kh y kv

• El análisis puede efectuarse ignorando el período de flujo de la probeta pulsante

> Características de fuentes de flujo y métodos utilizados para determinar permeabilidad con laherramienta MDT.

Invierno de 2001/2002 9

[0.7 gal/min] cuando la presión diferencial esbaja. A una presión diferencial muy alta, tal comoen roca compacta, la bomba puede no ser capazde mantener un gasto constante.

Módulo de control de flujo—Este móduloextrae hasta 1000 cm3 [0.26 gal] de fluido de laformación, mientras controla y mide el gasto. Elfluido extraído se envía a una cámara para mues-tras o se bombea hacia el pozo. El módulo fun-ciona en varios modos, tales como gastoconstante, presión constante y presión en rampa,así como también puede recibir pulsos repetidosde fluido de la formación. El tiempo necesariopara que los pulsos lleguen a la probeta verticales un dato importante para la determinación dekv. Puesto que el módulo de control de flujo puedecontrolar de manera precisa el gasto, puede regu-lar la extracción de fluidos sensibles de la forma-ción hacia botellas de muestra de pequeñovolumen para análisis de la relación presión, volu-men y temperatura (PVT, por sus siglas en inglés).Esto es importante para el muestreo de yacimien-tos de condensado de gas. (Para mayor informa-ción acerca del muestreo, véase “Cuantificaciónde la contaminación utilizando el color del crudo ydel condensado,” página 24).

Todas estas características proporcionanmuchas maneras de medir la permeabilidad,variando de la simple caída de presión en pre-ensayos a múltiples probetas y empacadores dua-les (página anterior). La experiencia indica que esnecesario efectuar pruebas de interferencia conmúltiples presiones transitorias para obtener ladeterminación más confiable de la permeabilidady de la anisotropía en sitio. Los resultados conotros métodos siempre serán más ambiguos, peropueden seguir siendo estimaciones de utilidad, eincluso buenas, en las condiciones adecuadas.Una de tales técnicas es la prueba mini-DST.

Pruebas mini-DSTEn una prueba DST estándar, los perforadores aís-lan un intervalo del pozo y hacen que los fluidos dela formación fluyan hacia la superficie, en donde semiden los volúmenes de flujo antes de quemar losfluidos o enviarlos a un tanque de desecho. Por razo-nes de seguridad, muchas pruebas DST requierenque el pozo sea entubado, cementado y perforadode antemano. La herramienta MDT, en particular elmódulo de empacador dual, ofrece funciones simi-lares a una prueba DST, pero es operado a cable yla prueba se realiza a una escala menor.

Las ventajas de las pruebas mini-DST estándadas por su menor costo y por la ausencia de flui-dos en la superficie. Los beneficios en cuanto a cos-tos provienen de un equipo de fondo de pozomenos costoso, de un menor tiempo de operación yde que se eviten los equipos de manejo de fluidos

de superficie. En los pozos marinos de evaluación,los ahorros en costos pueden ser de más de $5millones. Puesto que no hay fluidos producidos ensuperficie, no hay problemas de desecho de flui-dos, ni de seguridad en la superficie, así comotampoco conflictos con las regulaciones ambien-tales locales. Las pruebas mini-DST son muchomás fáciles de planear y pueden probar múltiplesintervalos en el mismo viaje, usualmente unnúmero suficiente para muestrear el intervalocompleto del yacimiento.

La prueba mini-DST también tiene sus desven-tajas: investiga un menor volumen de la formaciónrespecto a la prueba DST convencional, debido almenor intervalo aislado por el empacador (3 piesversus decenas de pies) y a la extracción de unamenor cantidad de fluido y a un menor gasto. Enteoría, se podrían extender las pruebas y extraergrandes cantidades de fluido, pero en la prácticapuede haber un límite respecto al tiempo duranteel cual se puede dejar la herramienta en el pozode manera segura.14 La profundidad real de inves-tigación de un probador operado a cable dependede la permeabilidad de la formación y de otrosfactores, pero es del orden de las decenas de pies,más que de cientos de pies, como se ve con unaprueba DST convencional.

El menor volumen de investigación no es nece-sariamente una desventaja. Una prueba DST con-vencional revela las características promedio delyacimiento y permite evaluar la capacidad de pro-ducción inicial de un pozo. Las variaciones de per-meabilidad se promedian y, aunque contribuyen alpromedio, tales variaciones no se localizan ni cuan-

tifican. Con la ayuda de registros, la prueba mini-DSTde menor volumen puede evaluar intervalos clave. Elprocedimiento para interpretar la presión transitoriade las pruebas mini-DST es el mismo que para laspruebas DST convencionales y se puede usar elmismo programa de computación para ambas.

TotalFinaElf efectuó una prueba mini-DST enun yacimiento de un campo de Medio Oriente queestaba agotándose, para buscar zonas con petró-leo movible y para calibrar la anisotropía de per-meabilidad utilizada en un modelo desimulación.15 Puesto que el intervalo aislado porel empacador rara vez cubre el yacimiento com-pleto, una prueba mini-DST es una prueba depozo de entrada limitada, o que penetra parcial-mente. Para determinar los parámetros de la for-mación, los intérpretes deben identificar losregímenes de flujo de la curva de incremento depresión. En una capa homogénea, hay tres regí-menes de flujo: flujo radial temprano alrededordel intervalo aislado por el empacador, flujo seu-doesférico hasta que el pulso de presión alcanceun límite de la formación, y finalmente flujo radialtotal entre los límites impermeables superior einferior de la capa en cuestión. Rara vez se venlos tres, debido a que los efectos de almacena-miento de la herramienta pueden enmascarar elflujo radial temprano, mientras que la distancia ala barrera más cercana determina si los otrosregímenes se desarrollan o no durante el períodode prueba.16 Sin embargo, es común observar unrégimen de flujo seudoesférico y, ocasionalmente,un flujo radial total en pruebas de incremento depresión (abajo). En un diagrama doble logarítmico

0.1 1 10 100 1000

Tiempo desde el final del período de flujo, segundos

0.01

0.1

1

10

100

1000

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c, y

su

deriv

ada

Flujo radial Flujo esférico Parámetros de la curva tipo:kh = 39 mDkv = 24 mDµ = 1 cpEspesor de la zona = 8 mDaño mecánico: = 1.3

Diferencias de presión medidasDerivada de las diferencias de presiónDiferencias de presión del modeloDerivada de las diferencias de presión del modelo

> Diferencias de presión y su derivada con respecto a una función de tiempo para el incremento depresión al final de una prueba mini-DST típica. Las diferencias de presión se computan entre la pre-sión medida y una presión de referencia tomada al final del período de flujo. La derivada se calculacomo d∆p/dln[(tp+∆t)/∆t], donde tp es el tiempo de producción y (∆t) ) es el tiempo medido desde elfinal del período de flujo. Se identifica el flujo esférico por la curva cuya pendiente es –0.5 en la deri-vada de la gráfica doble logarítmica y el flujo radial por la curva de pendiente igual a 0 (horizontal).Las líneas continuas corresponden a la curva tipo, o modelo, calculadas con los parámetros de latabla mostrada arriba.

de la derivada de las diferencias de presión ver-sus una función de tiempo particular, el flujo esfé-rico se identifica por una curva cuya pendiente es–0.5 y el flujo radial mediante una línea horizon-tal estabilizada.

La permeabilidad esférica, ks= 3√(k2hkv) se

puede estimar a partir de un diagrama de la deri-vada de las diferencias de presión durante el flujoesférico o a partir de un diagrama especializadodistinto.17 La permeabilidad horizontal kh, se puedeestimar a partir de un diagrama de la derivada delas diferencias de presión durante el flujo radial, ode un diagrama especializado de presión versus eltiempo de Horner, siempre que se conozca el espe-sor del intervalo.18 En este caso, el espesor seobtuvo de los registros de pozo abierto, en parti-cular de las imágenes de la herramienta de

Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMIde Schlumberger. Cuando se desarrollaron losregímenes de flujo esférico y radial, los intérpretespudieron estimar la permeabilidad vertical, kv, apartir de kh y ks. Estas estimaciones iniciales secombinaron con datos geológicos para crear unmodelo de propiedades de la formación. Luego seusaron diferentes técnicas de análisis, como elanálisis con curvas tipo para ajustar todo el rangode datos de presión transitoria y mejorar las esti-maciones de permeabilidad.

TotalFinaElf efectuó diez pruebas en dos pozos,en uno de los cuales se extrajeron núcleos. Tantokv como kh se midieron en muestras de núcleotomadas cada 0.25 o 0.5 m [9.8 o 19.6 pulg] y com-paradas con los resultados de la prueba mini-DST(abajo). Se puso especial atención en el escalado

de los datos de núcleo respecto del intervalo de laprueba mini-DST y en la conversión de la permea-bilidad absoluta en efectiva. Para algunas de laspruebas, se contaba también con datos de presióntransitoria de dos probetas de la herramientaMDT, lo cual posibilitó la comparación de losresultados de la prueba mini-DST con los resulta-dos de una prueba IPTT completa, así como conlos de muestras de núcleo. Las pruebas IPTTmiden mayores volúmenes de formación y, sinembargo, los resultados concuerdan con los de laprueba mini-DST, especialmente para la probetacercana. El hecho de que las diferentes medicio-nes concuerden sugiere que las formaciones pue-den ser relativamente homogéneas, o que elescalado de los datos de núcleo fue el apropiado.Mientras que esta concordancia valida el uso deuna prueba mini-DST en estas condiciones, no esaconsejable asumir el mismo grado de homoge-neidad en otras formaciones.

Mini-DST en pozo entubadoPhillips Petroleum, operador del campo Peng Laien las costas de China, descubrió al evaluar suyacimiento, que las pruebas mini-DST de pozoentubado fueron un valioso complemento de laspruebas DST convencionales y de las de proba-dores de formación operados a cable.19 Al igualque muchos operadores, inicialmente corrieronmini-DST para obtener muestras de alta calidadpara ensayos PVT, pero luego descubrieron quelos datos de presión transitoria contenían infor-mación valiosa. El campo Peng Lai consta de unaserie de yacimientos apilados y no consolidadoscon petróleo pesado (11° a 21°API), de baja rela-ción gas/petróleo (RGP), cuyas propiedadesvarían de manera importante con la profundidad.La ejecución de pruebas en cada pozo con sartasDST convencionales resultaba muy costosa y nosiempre exitosa. Entre otros factores, el manejodel petróleo pesado en superficie causaba quelas pruebas DST duraran entre cinco y siete días.

10 Oilfield Review

17. En un diagrama esférico especializado, la pendiente,msp durante el flujo esférico está dada por: msp =2453qµ(√µøCt)/ks

3/2 en unidades de campo, en donde øusualmente se toma de los registros y q, el gasto, semide o estima. La viscosidad, µ, se determina de laspropiedades PVT de los fluidos móviles. Si hay más deun fluido móvil, sus saturaciones se estiman a partir deregistros o de volúmenes de muestra.

18. El tiempo de Horner es [(tp+∆t)/∆t] donde tp es el tiempode producción y ∆t es el tiempo desde el fin del períodode flujo. La pendiente, mr , durante el flujo radial estádada por mr = 162qµ/khh, donde h es el espesor del inter-valo de formación. Los otros términos están definidos enla referencia 17.

19. Hurst SM, McCoy TF y Hows MP: ¨Using the Cased HoleFormation Tester for Pressure Transient Analysis,¨ artí-culo de la SPE 63078, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, 1 al 4de octubre de 2000.

0

0

400

Perm

eabi

lidad

, mD

600

500

300

200

100

0

Número de la prueba

Permeabilidad horizontal

0

5

10

15

20

25

30

35

Perm

eabi

lidad

, mD

Número de la prueba

Permeabilidad vertical

1 2 3 4 5

1 2 3 4 5

Permeabilidadvertical

IPTT (V2)

Mini-DSTNúcleoIPTT (V1)

IPTT (V2)

Mini-DSTNúcleoIPTT (V1)

> Comparación de las permeabilidades horizontal (arriba) y vertical(abajo), derivadas de pruebas mini-DST, núcleos y pruebas IPTT. Losdatos de núcleo se promediaron para cada intervalo de prueba mini-DST y fueron convertidos a permeabilidad efectiva utilizando curvasde permeabilidad relativa. Se recurrió al promediado aritmético paralas permeabilidades horizontales y al promediado armónico para laspermeabilidades verticales. Los datos de las pruebas IPTT provienende las mismas zonas que las de las pruebas mini-DST, pero usandodos probetas: V1 a 2 m [6.6 pies] y V2 a 4.45 m [14.6 pies] por encimadel intervalo empacado. Por lo tanto, los intervalos probados sondiferentes. En este caso, la coincidencia entre las diferentes medi-ciones es por lo general buena.

Invierno de 2001/2002 11

Las grandes caídas de presión, que a menudofueron necesarias para elevar el petróleo a lasuperficie, hicieron que la formación colapsara yque la presión cerca del pozo cayera por debajode la presión del punto de burbujeo. Como resul-tado, las pruebas mini-DST fueron una alterna-tiva atractiva para todas las zonas, excepto lasde mayor tamaño.

Las caídas de presión que se daban con la pro-beta eran muy altas. Por otro lado la inestabilidadde los pozos y las altas presiones diferencialeshacían riesgosa la realización de pruebas a pozoabierto con el módulo de empacador dual. Ladecisión de Phillips entonces fue correr el empa-cador dual en pozos entubados. Para fines del año2000, habían realizado 27 pruebas mini-DST a

pozo entubado, en siete pozos. En una pruebatípica, se identificó una zona resistiva de 3 pies deespesor que estaba aislada del yacimiento princi-pal por lutitas delgadas (abajo). Una vez que serevisó el aislamiento de cemento, se disparó unintervalo de 30 cm [1 pie] y se instaló el módulode empacador dual de la herramienta MDTcubriendo dicho intervalo. Se estableció comuni-cación entre la formación y el pozo, y se bombeóel fluido de formación hacia el pozo hasta que seestabilizó la proporción de petróleo (izquierda). Setomaron dos muestras de petróleo y, tras unacaída de presión adicional, se registró el incre-mento de presión durante 2 horas. Normalmente,el tiempo total de pruebas de 16 horas sería con-siderado excesivo y riesgoso en condiciones depozo abierto, pero no presentó problemas en elpozo entubado.

La derivada de las diferencias de presióndurante el incremento de la misma, muestra uncorto período de probable flujo esférico, seguidode un período de flujo radial (abajo a laizquierda). A partir de la identificación de estosregímenes de flujo, se computaron valoresiniciales de ks y kh. Luego se compararon losdatos de incremento de presión con los de un mo-delo de entrada limitada, suponiendo un espesorde formación de 3 pies sin límites externos. El a-juste es excelente, tal como lo muestra la gráfica.

Rayos Gamma Resistividad Porosidadohm-mAPI0 150

SP-100 0mV

1 1000 45 0p.u.

Prof

, pie

s

X00

X10

X20

X30

X40

X50

X60

Disparos

> Registros de rayos gamma, resistividad y poro-sidad de un yacimiento de baja resistividad en elcampo Peng Lai, ubicado en las costas de China.La prueba mini-DST se realizó en una zona del-gada de 3 pies, aislada por arriba y por abajo porláminas delgadas de lutitas (gris) dentro de unyacimiento de mayor tamaño. Se esperaba quecualquier petróleo que se encontrara en estazona tendría alta viscosidad y una densidad cercana a 13ºAPI.

Incremento inicial de presión

Pres

ión,

lpca

1700

1600

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Velocidad de bombeo constante de 300 rpm

Tiempo, horas

Irrupciónde petróleo

Muestreo

Incremento de presión

0

300

600

1800

Velo

cida

d de

bom

beo,

rpm

> Presión y velocidad de bombeo durante la prueba mini-DST a pozoentubado, efectuada en el campo Peng Lai. Después de que se esta-bleció comunicación con la formación, la bomba succionó el filtradohasta que irrumpió el petróleo. Una vez que la proporción de petróleose estabilizó (según lo medido por el Analizador Óptico de FluidosOFA), se tomaron dos muestras. Tras un caída de presión adicional,se registró un período de incremento de presión de 2 horas. La pre-sión mínima medida fue igual o algo superior a la presión del puntode burbujeo esperada, evitándose así la liberación de gas. La curvade presión indicada en negro corresponde a la predicción del modelode entrada limitada.

Diferenciasde presión

Flujo radialFlujo esférico

Derivada de lasdiferencias de presión

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c, y

su

deriv

ada

1

10

100

1000

0.0001Tiempo desde el final del período de flujo

0.001 0.01 0.1 1 10

Parámetros del modelo:kh = 2390 mDkv = 6 mDµ = 300 cpEspesor del intervalo = 3 piesFactor de daño = + 5.5Profundidad de investigación = 80 pies

> Diferencias de presión y su derivada para la prueba de incrementode presión en el pozo del campo Peng Lai. El flujo esférico se identifi-ca por la pendiente de –0.5 en la curva de la derivada y el flujo radialpor la porción horizontal. Las líneas sólidas corresponden a las pre-dicciones del modelo de entrada limitada, con los parámetros indica-dos en la gráfica.

Tratándose de esta zona, la alta permeabilidadhorizontal (2390 mD) y la baja permeabilidad ver-tical (6 mD) no fueron una sorpresa. En suma, unazona que parecía dudosa en los registros probóno sólo contener petróleo, sino también teneruna excelente productividad.

Limitaciones de las pruebas mini-DSTA pesar de los buenos resultados descritos, lasmediciones de permeabilidad tienen ciertas limi-taciones. La falta de una probeta de observaciónimplica que los únicos datos de presión transito-ria provienen de una probeta pulsante, la cualestá afectada por el daño de la formación y elalmacenamiento de la herramienta. Tanto eldaño como el almacenamiento afectan la primeraparte del incremento de presión, lo cual dificultala identificación de los regímenes de flujo y lainterpretación de los datos. Más adelante en elincremento de presión se requiere que las propie-dades de la formación y el espesor de la capasean tales que se produzcan los regímenes deflujo esférico y radial. La interpretación del flujoradial depende directamente de la identificaciónde los límites de la capa, mientras que la inter-pretación del flujo esférico depende del cono-cimiento del almacenamiento de la formación.Por lo tanto, es difícil determinar kv y kh simultá-neamente.

Finalmente, muchos factores pueden dificul-tar la interpretación de una prueba de presióntransitoria. Entre ellos, se encuentran la libera-ción de gas en la vecindad del pozo, variacionesde presión y de gasto debido a la limpieza conti-nua de la formación, y presión de flujo con muchoruido debido al accionar de la bomba. Las medi-ciones de presión efectuadas en las probetas deobservación no se ven afectadas por estos fenó-menos. Dado que estas probetas se encuentranen la parte superior de la herramienta, el volu-men investigado es mayor.

12 Oilfield Review

Sinpermeabilidad

de núcleos

0

Porosidad, u.p.05 10 15 20 25 30 35

X180

X190

X200

X210

X220

X230

X240

X250

X260

X270

X280

X290

X300

X100

X110

X120

X130

X140

X150

X160

X170

Prof

undi

dad,

pie

s

Porosidad de un carbonato de EAU

Permeabilidad de un carbonato de EAU

kh (Núcleo)mD

kh (Modelo multicapa)

kv (Modelo multicapa)

0.1 1000

0.1 1000mD

mD

0.1 1000

Capa No.

31

30

2928

27

262524

23

2221

20

19

1817

16

1514

13

12

11

1098 7

6

4

5

321

< Porosidad de registros de un yacimiento car-bonatado multicapa (izquierda). Las franjas debaja porosidad son estilolitas. Las posiciones delempacador y de las probetas en cada ubicaciónde prueba se escogieron para abarcar las estilo-litas. El carril derecho muestra el modelo multi-capa utilizado para interpretar las pruebas IPTT,con kv y kh del modelo y kh de los núcleos. Laspermeabilidades de núcleo generalmente sondemasiado altas y están ausentes en las estiloli-tas o no reflejan los grandes contrastes detecta-dos por la prueba IPTT. La imagen FMI (izquierda)muestra dos franjas de baja porosidad (blanco)separadas por un intervalo oscuro. La franja su-perior, en particular, es muy irregular. El modelomulticapa utilizado para comparar la pruebaIPTT que se muestra en la franja superior poseíauna kv mayor que kh, mientras que el intervalocentral poseía una permeabilidad muy alta.

Invierno de 2001/2002 13

Las pruebas IPTT han probado ser un métodoeficaz para determinar la distribución de la per-meabilidad cerca del pozo; de hecho, son elmétodo preferido para sistemas multicapa. Laspruebas mini-DST usualmente se ejecutancuando el objetivo principal es recuperar unamuestra de fluido, o medir la presión del yaci-miento, particularmente en formaciones compac-tas o heterogéneas. La permeabilidad es unparámetro adicional con el cual se puede evaluarla capacidad de producción del intervalo.

Prueba de presión transitoria de intervaloUna prueba IPTT llevada a cabo en un yacimientocarbonatado de los Emiratos Árabes Unidos (EAU)ilustra la secuencia de operaciones y los méto-dos empleados en un análisis completo.20 El yaci-miento tiene capas claramente diferenciadas queparecen extenderse por grandes áreas. El manejodel yacimiento y el diseño de los esquemas derecuperación secundaria dependen en granmedida del conocimiento de las permeabilidadesvertical y horizontal, y de la comunicación entrelas capas. En particular, la implementación de unesquema de inyección depende de la permeabili-dad de varios intervalos de estilolitas de bajaporosidad. Entonces, cabe la siguiente pregunta.¿Actuarán las estilolitas como barreras imperme-ables frente al fluido inyectado y afectarán demanera importante la eficiencia de barrido?

Los intervalos de estilolitas pueden tener unespesor menor a 30 cm, pero se pueden observaren registros y núcleos (página anterior). Sinembargo, su eficacia como barreras al flujo no esclara. Pueden correlacionarse entre pozos, perosu continuidad lateral y su permeabilidad soninciertas. En muchos de estos intervalos no fueposible recuperar núcleos y, en cualquier caso, losnúcleos proveen un valor muy localizado de la per-meabilidad. El operador decidió entonces investi-gar las estilolitas con una serie de pruebas IPTT enun pozo nuevo. Estas pruebas se podían efectuaren un solo viaje al pozo, permitiendo probar demanera eficiente toda la sección del yacimiento.

Una prueba IPTT requiere como mínimo, unaprobeta de observación vertical y una probetapulsante, ya sea un módulo de probeta dual o deempacador dual. En este caso, con el fin demuestrear más capas, la herramienta MDT fueequipada con dos probetas de observación verti-cales a 1.95 y 4.4 m [6.4 pies y 14.4 pies] porencima del centro del intervalo abarcado por elempacador dual. El módulo de empacador dualfue escogido con el fin de generar un cambio depresión suficientemente importante en la probetamás lejana. El módulo de bombeo fue utilizadopara extraer fluidos de formación de cada inter-

valo sometido a prueba. Las presiones se midie-ron con manómetros equipados con sensores decristal de cuarzo y de deformación en ambas pro-betas y en el empacador dual.

Secuencia de operaciones—Utilizando regis-tros de pozo abierto, el operador seleccionó seisubicaciones de prueba, escogiendo las profundi-dades de manera tal que las estilolitas quedaranentre el empacador dual y la probeta más cercana.En cada ubicación de prueba, el operador siguió lamisma secuencia de eventos: fijar los empacado-

res y las probetas, hacer pre-ensayos en las pro-betas y en el intervalo del empacador, generar lacaída de presión, registrar el incremento de pre-sión y retraer los empacadores y las probetas(arriba). Con los pre-ensayos se midió la presiónde formación y se estableció la comunicación con

Pres

ión

del e

mpa

cado

r, lp

c

3600

3800

4000

4200

0 40001000 2000 3000

Tiempo, seg

20

15

10

5

0

Gast

o, B

/D

Gasto

Presión

Anclajede la

herramienta Pre-ensayo Período de flujo Período de incremento de presión

Retracciónde la herramienta

Pres

ión

del e

mpa

cado

r, lp

c

3800

3600

0 40001000 2000 3000

Tiempo, seg

3880

3890

3900

3910

Pres

ión

de la

s pr

obet

as, l

pc4000

4200

3920

3930

Empacador

Probeta 1

Probeta 2

> Secuencia de eventos en una prueba IPTT típica, según lo indican la presión yel gasto registrados en el intervalo abarcado por el empacador dual (arriba). Trasel anclaje de la herramienta, los pre-ensayos establecen comunicación con elyacimiento mediante la extracción de hasta 1000 cm3 [60 pulg3] a través del em-pacador y 20 cm3 [1.2 pulg3] a través de cada probeta. Durante el período deflujo, la velocidad del fluido es constante, puesto que se controla con el módulode bombeo. Durante el período de incremento de presión, la presión se registrapor un tiempo suficientemente largo, aproximadamente igual al período de flujo,para asegurar buenos datos de presión transitoria. Al término del período de in-cremento de presión, las probetas y el empacador se retraen. Durante las prue-bas IPTT, las presiones en el intervalo abarcado por el empacador dual y las delas probetas se registraron con manómetros de presión equipados con Sensoresde Cristal de Cuarzo CQG (abajo). Obsérvese la escala amplificada para las pre-siones de las probetas. El valor final de la presión (del período de incremento depresión) medido por las probetas es menor, ya que están a menor profundidad enel pozo. Obsérvese también la clara demora en el inicio del incremento de pre-sión en la Probeta 2, debido a la baja permeabilidad vertical. La demora en laProbeta 1 no se puede ver en la escala de tiempo mostrada en la gráfica. La pre-sión del empacador es ligeramente ruidosa debido al movimiento de la bomba.

20. Kuchuk FJ, Halford F, Hafez H y Zeybek M: “The Use ofVertical Interference Testing to Improve ReservoirCharacterization,” artículo de la ADIPEC 0903, presen-tado en la 9na. Conferencia y Exhibición Internacionaldel Petróleo de Abu Dhabi, Abu Dhabi, EAU, 15 al 18 deoctubre de 2000.

la formación. Una vez establecida dicha comuni-cación, se extrajeron fluidos de formación delintervalo abarcado por el empacador dual a unavelocidad casi constante durante un período de 30a 60 minutos. El gasto fue ligeramente diferentepara cada prueba, pero se mantuvo entre 15 y 21B/D [2.4 y 3.3 m3/d]. Tras cada caída de presión, elintervalo se cerraba por otros 30 a 60 minutos.

En esta prueba, la presión del empacadorcayó abruptamente unos 300 lpc [2070 kPa],mientras que la presión en las inmediaciones dela probeta cayó más lentamente, unos 10 lpc [69kPa] y en la probeta lejana alrededor de 2 lpc [14kPa]. Estas respuestas dan una primera idea de lapermeabilidad. El hecho de que hubo respuestaen las probetas verticales confirmó la existenciade comunicación a través de la estilolita.

Análisis—La interpretación comienza con unanálisis de cada prueba de manera indepen-diente. Como con las pruebas mini-DST, el primerpaso consiste en analizar los regímenes de flujo.En general, se prefiere analizar los períodos deincremento de presión en lugar de los de flujo, yaque están menos afectados por los factores cer-canos al pozo, tales como la limpieza de la for-mación y las fluctuaciones de presión causadaspor el pistón del módulo de bombeo. El intérpreteexaminó cada una de las tres presiones transito-rias de las seis pruebas y estableció algunas esti-maciones iniciales de la permeabilidad. Debido ala naturaleza altamente estratificada de esteyacimiento carbonatado, estas estimaciones fue-ron promedios burdos de la permeabilidad cercade cada punto de medición.

El corazón de la interpretación es un modelorealista, multicapa en este caso, con permeabilida-des, porosidades y espesores para cada una de las31 capas (arriba). Los límites y espesores inicialesde las capas se determinan de los registros, en rea-lidad, de imágenes de alta resolución, ya que lascapas tan delgadas como de 15 cm [0.5 pies] pue-den jugar un papel importante en el comporta-miento del yacimiento. La porosidad y lacompresibilidad de la roca se derivan de los regis-tros; la compresibilidad y la viscosidad de los flui-dos se obtienen de las saturaciones de los fluidosy de los análisis PVT. Las permeabilidades horizon-tal y vertical iniciales se determinan del análisis delos regímenes de flujo de las presiones transitoriasy de otras fuentes disponibles; núcleos, registros ypre-ensayos. También se requieren estimaciones

14 Oilfield Review

mDmDmDpiesNúmerosConfiabilidad ComentariosPorosidad

kvkhkh de núcleosEspesorCapa

baja0.2165989771

moderada zona densa0.150.0210.1_22

alta alta permeabilidad0.27610610_63

moderada0.2635687874

baja0.28162633105

baja0.2848676186

baja0.1839534627

baja0.152832190.58

moderada estilolita irregular0.1411.10.9_0.59

alta súper permeabilidad0.277251350_410

moderada0.283175811211

baja0.26142430812

baja estilolita irregular0.233.89.92.7214

alta0.295.415.616515

alta0.312.911.318716

alta zona densa0.111.31.49.3217

alta0.292.36.713718

alta0.283.569.4619

alta0.37.87.412.3820

alta0.253.53.312.1321

alta zona densa0.191.11.3_222

alta0.23.23.2_823

alta0.286.47.98.6424

alta estilolita irregular0.23.819.819.1125

alta0.282.35.416626

alta0.294.611.410527

alta0.283.16.811728

alta zona densa0.190.890.1_129

alta0.2814.211.32230

alta zona densa0.10.450.91.41431

26 baja0.26468-60913

Modelo de 31 capas

> Modelo de 31 capas utilizado para interpretar pruebas de presión transitoria. A cada capa se leasignan valores de espesor, permeabilidad vertical y horizontal, porosidad y nivel de confiabilidad.

Invierno de 2001/2002 15

iniciales para el almacenamiento de la herra-mienta y para el daño de la formación alrededor delempacador.21 Finalmente, otro dato importante esel gasto durante el período de flujo; en este caso,se midió y se consideró básicamente constantedurante la mayor parte de cada prueba.

Con estas estimaciones iniciales, se calculanlas presiones transitorias esperadas en el empa-cador y en las dos probetas, y se comparan conlas presiones transitorias medidas durante elperíodo de flujo y el de incremento de presión(arriba). Los parámetros del modelo se ajustanmediante un procedimiento de optimizaciónautomático que busca minimizar las diferenciasentre todas las presiones transitorias. El objetivoprincipal es obtener las mejores estimaciones de

kv y kh para las capas cercanas a cada punto demedición. Los límites de las capas se cambianmanualmente de ser necesario; sin embargo, eneste caso øCt era lo suficientemente conocido yse dejó fijo. Las permeabilidades de las capasalejadas de los puntos de medición pueden afec-tar los resultados en cierta medida, pero no sepermite que cambien de manera significativa. Elgasto se mantiene cercano al valor medido, peroaún se calcula de modo tal que permita conside-rar el almacenamiento de la herramienta y elefecto de pequeñas variaciones del gasto en laspresiones transitorias.

Cuando los resultados no son satisfactorios,el modelo geológico se reexamina con el geólogodel yacimiento, redefiniendo algunas capas y

cambiando algunas estimaciones iniciales. Esposible aplicar diferentes pesos a distintos pe-ríodos y a distintas presiones transitorias. Porejemplo, el período de flujo del empacador podríarecibir menos peso porque, a diferencia de laspresiones de la probeta de observación, seencuentra afectado por el ruido relacionado conla producción y la limpieza del filtrado.

21. Puesto que el gasto hacia la probeta es insignificante,se pueden ignorar el daño de la formación y el almace-namiento de la herramienta en la probeta.

P

tIdentificación yanálisis delrégimen de flujo

Definicióndel modelo

Daño de la formación,constantes dealmacenamiento,presiones de laformación, gastos

Modelode una

sola capa

Modelomulticapa

Otros datos

Datos medidos del MDT

Probeta

Empacador

Calculado apartir de laspresionestransitorias ydel modelo

Datos medidos

Ajuste del modelopara minimizar ladiferencia entre losdatos computadosy los medidos

Probeta

Empacador

Probeta

Empacador

Datos computados

khkvφCt

khkvφCt

khkvφCt

khkvφCt

PresióntransitoriaGasto

Probeta

Empacador

Probeta

Empacador

ProbetaProbeta

log∆t

∆P,∆P’

Análisis defluidos: µ,Cf

Registros de pozoabierto: φ,Sw,Cr

Registros de pozoabierto, imágenes: capas

P

tAnálisis delpre-ensayo

Empacador

• Presiones de formación• Permeabilidades del período de flujo

Empacador

Promedio inicial• ks, si se desarrolla flujo esférico• kh, si se desarrolla flujo radial• kv,kh, si se desarrollan ambos flujos

∆P,∆P’

log∆t

> Secuencia de tareas típica para la interpretación de una prueba IPTT, ejecutada con empacador dual y una probeta vertical. Cada trabajoes diferente y el camino real que se tome depende de un equilibrio entre rapidez, complejidad del problema y exactitud de los resultados. Elanálisis de las variaciones de presión individuales proporciona resultados más rápidos, pero menos precisos. El siguiente paso puede ser unanálisis de todas las variaciones de presión a partir de una prueba con un modelo de una capa, y luego con un modelo multicapa. El ajuste delmodelo para que todos los datos disponibles coincidan de la mejor manera posible con datos teóricos puede requerir varias repeticiones.

El intérprete aplicó el modelo a cada prueba;una a la vez. Sin embargo, éste no fue el final, yaque como algunas pruebas se efectuaron muypróximas entre sí, el cambio de los parámetrosen las cercanías de un punto de medición podríahaber alterado los resultados de otro punto. Porlo tanto, el modelo optimizado se aplicó nueva-mente a cada prueba, de manera de lograr unabuena coincidencia entre todas las presionesmedidas y calculadas (izquierda). Algunas capasse definieron mejor que otras, ya que había máspresiones transitorias en sus cercanías. Por estarazón, el factor de confiabilidad para las 15 capasinferiores, para las cuales hubo cuatro pruebas,fue superior al de las 15 capas superiores, en lascuales hubo sólo dos pruebas.

Resultados—En suma, el intérprete llevó acabo un tipo de ajuste histórico en el cual ajustóel modelo del yacimiento de manera iterativapara ajustar las 18 presiones transitorias distri-buidas a lo largo del pozo. Las permeabilidadesestimadas difirieron considerablemente de laspermeabilidades de núcleo, siendo generalmentemás bajas y variando en varios órdenes de mag-nitud, de casi 0.02 mD a 1350 mD. No había medi-ciones de permeabilidad de núcleo disponibilesen los intervalos con estos valores extremos. Porotra parte, la porosidad varió poco, excepto den-tro de las zonas de estilolitas. Para la mayoría delos yacimientos carbonatados de Medio Oriente,la porosidad no es un buen indicador de la per-meabilidad. De los seis intervalos que mostraronbaja porosidad en los registros, sólo dos teníanpermeabilidades inferiores a 1 mD. Otros doseran irregulares y tenían una permeabilidadimportante, uno con kv > kh a X151 pies. En estaprueba en particular, la pequeña respuesta depresión en las probetas de observación (menos de0.5 lpc [3.5 kPa]) se pudo explicar sólo por unacapa de súper permeabilidad entre el empacadory la probeta. Este sorprendente resultado fuecorroborado por una imagen FMI de la estilolita,que mostró una capa conductiva entre dos franjasdensas, una de las cuales tenía vacíos en ella(figura, página 12). Ninguna de ellas era detecta-ble en los datos de núcleo.

16 Oilfield Review

Tiempo, seg0 500 1000 1500 2000 2500

Tiempo, seg0 500 1000 1500 2000 2500

Tiempo, seg0 500 1000 1500 2000 2500

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

4

0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

12

10

8

6

4

2

0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

1

2

3

Probeta de observación 2

Probeta de observación 1

Empacador

CalculadaMedida

CalculadaMedida

CalculadaMedida

Probeta 2 (como referencia)

> Comparación entre las respuestas de presión transitoria medidas enel empacador (abajo) y en las dos probetas (arriba y al centro), y la res-puesta calculada a partir del modelo multicapa tras una optimizaciónno lineal de los parámetros. La buena coincidencia entre los valoresmedidos y los teóricos valida los parámetros del modelo. Si bien sonposibles otras soluciones, éstas fueron descartadas sobre la base deotros datos.

Invierno de 2001/2002 17

El modelo final sugirió que las capas podríancomunicarse con el tiempo. La comunicación depresión fue confirmada por el gradiente de pre-sión de la formación determinado por los pre-ensayos MDT (izquierda). El gradienterelativamente uniforme mostró que las estilolitasno actuaban como barreras hidráulicas. Sinembargo, una buena comunicación de la presiónno necesariamente significa que los fluidos flui-rán uniformemente a través del yacimiento.Como mostró el modelo, al menos dos capas dealta permeabilidad pueden actuar como conduc-tos para el agua inyectada. Esta información hasido utilizada en el simulador a escala de yaci-miento, y para examinar irrupciones de aguainesperadas en los pozos productores.

Mapeo de estilolitasLas rocas carbonatadas generalmente se formanen ambientes someros, marinos y tropicales. Enalgunos casos, una formación se puede extenderpor miles de kilómetros. Los sedimentos de carbo-nato contienen cantidades significativas de mine-rales metaestables como la aragonita y la calcitade magnesio; la calcita en sí se disuelve rápida-mente y reprecipita por la percolación de los flui-dos alojados en el medio poroso. Por lo tanto, lasrocas carbonatadas pueden sufrir fácilmente unadisolución, el reemplazo mineralógico y la recris-

talización. Estos efectos varían según la tempera-tura, la química de los fluidos alojados en el medioporoso y la presión. La diagénesis de los carbo-natos por lo general comienza con la cementaciónmarina y la perforación causada por organismosen la interfaz agua-sedimentos antes del enterra-miento. Continúa a través del enterramientosomero con cementación, disolución y recristali-zación y luego con un enterramiento más profundoen donde los procesos de disolución, conocidoscomo solución de presión, pueden originar carac-terísticas tales como estilolitas y vesículas(vacuolas, cavidades, vúgulos, oquedades) (abajo).

Las zonas diagenéticamente alteradas resul-tantes, ya sea que tengan menor o mayor perme-abilidad que la formación circundante, confrecuencia son de gran tamaño y afectan grandessecciones de un yacimiento potencial. Por estarazón, estas características, detectadas pormediciones del pozo, a menudo se pueden extra-polar cierta distancia dentro de la formación.

El primer ejemplo de prueba IPTT mostrócómo se podía determinar la permeabilidad delas estilolitas en un solo pozo. La siguiente pre-gunta es hasta qué distancia se extienden lascapas en el campo. La profundidad de investiga-ción de una prueba IPTT depende de la transmi-sividad (khh/µ) y del almacenamiento de laformación ( øCt), y varía con cada prueba.

8300

Prof

undi

dad,

pie

s

8250

8200

8150

8100

3840 3860 3880 3900 3920Presión, lpc

0.34 lpc/pie

> Perfil de presión de los pre-ensayos MDTefectuados a través del yacimiento. Estospre-ensayos se tomaron en el empacador yen las probetas como parte de cada pruebaIPTT. El yacimiento había estado en produc-ción durante unos 20 años. Tras toda estaproducción, cualquier barrera de comunica-ción de presión podría hacer que el gra-diente de presión fuera mucho menos uni-forme. Por otro lado, la falta de barreras depresión no necesariamente significa que losfluidos fluyan verticalmente con facilidad.

> Vesícula de disolución de gran tamaño. Aunque los carbonatos pueden tener grandes cavidades dedisolución, no siempre son tan grandes como ésta.

En el ejemplo anterior, la profundidad deinvestigación varió entre 6 y 9 m [20 y 30 pies]. Elsiguiente ejemplo, de otro campo en los EAU,investiga la extensión lateral de las barrerasmediante la ejecución de pruebas IPTT en variospozos adyacentes (derecha).22 Las estilolitas den-sas y de baja porosidad se pueden correlacionarfácilmente entre pozos, pero su densidad realvaría, por lo que es bastante posible que su per-meabilidad también varíe. Se observa que eltamaño y el número de las estilolitas aumentahacia los flancos y hacia un lado del campo.

Se registraron 23 pruebas IPTT en siete pozosubicados en dos áreas donde se iban a imple-mentar esquemas piloto de inyección de gas. Elobjetivo principal fue determinar la permeabilidadvertical de cuatro estilolitas: Y2, Y2A, Y3 e Y4.

En este caso, la herramienta MDT se confi-guró con cuatro probetas (página siguiente,arriba). Una probeta pulsante S crea un períodotransitorio, cuya presión es medida por una pro-beta de observación horizontal H a la misma pro-fundidad, pero en una posición diametralmenteopuesta a la probeta pulsante, y dos probetas deobservación V1 y V2 desplazadas verticalmente dela probeta pulsante 0.7 y 4.4 m [2.3 pies y 14.3pies]. Con esta configuración, no es necesarioconocer el almacenamiento de la formación, øCt,para el análisis de permeabilidad, puesto que sepuede determinar directamente de las presionestransitorias. Una imagen FMI, registrada tras laspruebas, mostró claramente la huella dejada porlas probetas en la pared del pozo. Se puede verla herramienta cubriendo dos estilolitas. En algu-nas pruebas, se utilizó el módulo de control deflujo para suministrar un gasto constante. Enotras, se extrajeron fluidos de formación utili-zando el módulo de bombeo durante una pruebamás larga. Así, como en el último ejemplo, por logeneral se disponía de un gasto medido paracada prueba.

En algunas pruebas, la probeta pulsante nopudo extraer fluidos, puesto que estaba ancladafrente a un punto altamente impermeable. Enestos casos, se modificó la operación paraextraer fluidos con la probeta V1, utilizando S y V2

como probetas de observación. Más reciente-mente, se han realizado pruebas de intervalo encarbonatos con el empacador dual, ya que suintervalo de producción es varias miles de vecesmayor que el de una probeta pulsante. La extrac-

18 Oilfield Review

22. Badaam H, AI-Matroushi S, Young N, Ayan C, Mihcakan My Kuchuk FJ: “Estimation of Formation Properties UsingMultiprobe Formation Tester in Layered Reservoirs,” artí-culo de la SPE 49141, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

A

B

C

D

EF

G

Patrón norte

Patrón sur

XI

XII

XIIIA

XIIIB

XIV

XV

XVI

Y2

Y2A

Y3

Y4

Y5

Y1

Estilolitas

analizadas

> Campo con dos esquemas piloto de inyección de gas planeados, uno alnorte y el otro al sur. El diseño dependió en gran medida de las propiedadesde las estilolitas Y1 a la Y5. Estas zonas se podían identificar fácilmente enlos registros de densidad y también correlacionarse de manera relativamen-te fácil en todo el yacimiento. Sin embargo, sus propiedades variaban, y sueficacia como barreras de flujo no era del todo clara. Se registraron pruebasIPTT en siete pozos (A al G) para cuantificar y mapear sus propiedadescorrectamente.

A GB C D E F

Y2

Y2A

Y3

Y4

0 0 - 0.3 0.3 -1 1-3 3 -10 >10 Noprobado

Permeabilidad, mD

Estil

olita

Pozo

> Permeabilidad vertical para los cuatro intervalos de estilolitas, determinada por 23 pruebasIPTT efectuadas en siete pozos.

Invierno de 2001/2002 19

ción de fluidos es entonces posible incluso conun alto grado de heterogeneidad y en capas depermeabilidad relativamente baja.

La interpretación comenzó igual que en elcaso anterior, mediante la identificación de losregímenes de flujo y el posterior análisis. Debidoa los grandes volúmenes de datos, cada pruebase interpretó inicialmente asumiendo que se tra-taba de una sola capa anisotrópica. Esta interpre-tación es más rápida y proporciona valores de kh

y kh/kv promedios para cierto intervalo de roca deyacimiento, que contiene la estilolita. Más tarde,se llevó a cabo un estudio más completo, utili-zando un modelo multicapa como en el ejemploanterior.

Los resultados mostraron una variación consi-derable entre los pozos (página anterior, abajo).En general, se observó que las estilolitas no eranbarreras absolutas para el flujo. Por ejemplo, seencontró que la estilolita Y2 se comportaba comobarrera en el sur del área, en los Pozos F y G, peroque era muy conductiva en el Pozo E. La estilolitaY2A también era muy conductiva en el Pozo E. Lasimágenes FMI mostraron que la estilolita y suscapas adyacentes tenían un número significativode vesículas, una característica no observada enlos núcleos. Generalmente, los datos de núcleosarrojaron valores de kh mayores que los de laspruebas IPTT pero pasaron por alto casi comple-tamente los intervalos vesiculares (abajo). Laspruebas IPTT cuantificaron el grado de comunica-ción hidráulica y permitieron una mejor planifica-ción del esquema piloto de inyección de gas.

Estilolitadiscontinua

Estilolita

Caliza porosa

Estilolita

Prof

undi

dad,

pie

s

Petróleo sin desplazar

Petróleo desplazado

Agua

X125

X150

X175

X200

Arcilla

Dolomita

Caliza

Anhidrita

Volumen, %100 0

< Análisis volumétrico (izquierda) y cuatro probe-tas de la herramienta MDT (centro) ancladas den-tro del intervalo de estilolitas Y3 en el Pozo F. Laimagen FMI (derecha) se obtuvo después de laspruebas y muestra claramente las huellas (mar-cadas con un círculo verde) de las cuatro probe-tas en dos posiciones diferentes de la herra-mienta.

Perm

eabi

lidad

de

capa

s de

l MDT

, mD

0.1

1

100

0 10 1001

10

Permeabilidad de tapones de núcleo, mD

Pozo E - Y4Pozo G - Y2APozo E - Y2APozo D - Y2Pozo E - Y2 Capas con

vesículas enel Pozo E

> Comparación de kh de tapones de núcleo conkh de la interpretación de las pruebas IPTT. Losvalores de núcleo fueron obtenidos mediantepromediado aritmético de las muestras del inter-valo de la prueba IPTT, y mediante la conversiónde la permeabilidad absoluta a efectiva. En unacoincidencia perfecta, los puntos quedarían en lalínea punteada. La permeabilidad kh derivada delnúcleo generalmente es mayor. Los datos denúcleo no captan eficazmente las capas vesicu-lares del Pozo E.

Anisotropía en areniscasLas areniscas también presentan interrogantesacerca de la permeabilidad vertical y de las barre-ras de flujo. Los planes de Anadarko en Argeliapara el desarrollo del campo Hassi Berkine Sur(izquierda) contemplaron la inyección de agua y degas miscible y, posiblemente en el futuro, gasalternando con agua (WAG, por sus siglas eninglés). Necesitaban conocer la anisotropía de lapermeabilidad del campo para mejorar la confiabi-lidad y eficacia del barrido vertical y de los valoresde recuperación que predecían los modelos numé-ricos. Esta información se requirió en una etapatemprana del programa de perforación de pozosde evaluación, ya que influiría en las decisionessobre las instalaciones y las obras de infraestruc-tura. El yacimiento se encuentra en la arenisca delTriásico Argilo-Greseux Inferior (TAGI, por sussiglas en inglés).23 El yacimiento TAGI es de origenfluvial, con arenas cuyo espesor varía entre 5 y 15m [15 y 50 pies]. El área de interés tiene dos tiposde rocas principales: arena de grano fino a muyfino con láminas de lutitas intercaladas y depósitoanastomosado de grano fino a medio con capasdiscretas de lutita (página siguiente).

20 Oilfield Review

km 500

millas 300

ARGELIA

TÚNEZ

LIBIA

HassiBerkineSur

ARGELIA

> Campo Hassi Berkine Sur en Argelia, operado por Anadarko.

2200.00

2198.95

2200.00

2199.852193

2200

2200

2184

2200

2198

2200

2040

Probeta vertical Probeta vertical Probeta vertical

Empacador Empacador Empacador

Tiempo, seg0 500 1000

Tiempo, seg0 500 1000

Tiempo, seg0 500 1000

Tiempo, seg0 500 1000

Tiempo, seg0 500 1000

Tiempo, seg0 500 1000

kh = 10

kh = 10

kh = 100

kh = 100

kh = 1000

kh = 1000

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

Pres

ión,

lpc

kh/kv = 100kh/kv = 10kh/kv = 1

kh/kv = 100kh/kv = 10kh/kv = 1

> Respuestas de presión teóricas frente a un empacador dual y a una probeta vertical posicionada a 2 m [6.6 pies] más arribadurante un período de flujo seguido de uno de incremento de presión. El modelo asume tres diferentes permeabilidades horizon-tales y tres anisotropías, pero en todos los casos mantiene el mismo gasto. Obsérvese la amplificación de la escala de presiónpara cada diagrama conforme aumenta kh de izquierda a derecha. Una permeabilidad kh más alta reduce la señal (causa unacaída de presión menor) tanto en el empacador como en la probeta. Una relación kh/kv más alta reduce la señal en la probeta,pero la aumenta en el empacador. La respuesta es compleja y a veces paradójica. Por ejemplo, al término de un período de flujomuy largo, la caída de presión en la probeta vertical depende sólo de kh, mientras que la caída en el empacador dual dependetanto de kh como de la anisotropía. Además, ninguna señal en la probeta vertical puede significar que hay una capa de permea-bilidad cero o infinita entre ella y el empacador dual. Estas paradojas explican en parte porqué las soluciones analíticas simplesno son confiables.

Invierno de 2001/2002 21

Tras la reinyección, el gas y el agua se ex-traerán principalmente de las capas de alta per-meabilidad. Fue importante determinar el gradode segregación gravitacional esperado en el yaci-miento TAGI y su influencia correspondiente en elbarrido vertical, en la recuperación del petróleo yen el futuro rendimiento de la producción. Paralos ingenieros de yacimientos que simulaban lainyección de gas, el parámetro más importanteera la anisotropía, kh/kv. No confiaban en la ani-sotropía obtenida de los núcleos—alrededor de10—ya que este valor era inesperadamente bajopara un ambiente de depósito como el de esteyacimiento. Las capas de lutita eran preocupan-tes, ya que parecían extenderse por todo elcampo. La ejecución de una prueba IPTT era unasolución atractiva. Ésta permitiría probar la ani-

sotropía en una escala mucho mayor que la de losnúcleos y podría proporcionar valores de permea-bilidad a casi la misma escala vertical que la delos bloques de la retícula utilizada en la simula-ción numérica.

Se planearon cuatro puntos de medición: dosen la capa de grano fino y menor resistividad ydos en la capa de grano medio, uno de los cualesfue seleccionado de manera tal que la lutita depoco espesor quedara entre las probetas.

Las permeabilidades son altas, de modo quecomo parte del planeamiento de los pre-ensayosera importante verificar que se detectaran sufi-cientes variaciones de presión en la probeta deobservación. Utilizando valores estimados de per-meabilidad y otros parámetros, las simulacionesmostraron que si los módulos de control de flujo y

de bombeo se usaran como fuentes de flujo, elpulso de presión resultante en la probeta deobservación apenas podría medirse (página ante-rior, abajo). Un gasto mayor y, por ende, una res-puesta de presión mayor, se pueden obtenerfluyendo directamente a una cámara de mues-treo. Claramente, esto es deseable, a menos queorigine la liberación de gas de la solución o causearenamiento. Tras un modelado adicional y enbase a experiencias de otras áreas, el operadorefectuó pruebas con el empacador dual conec-tado directamente a la cámara de muestreo.

23. Peffer J, O'Callaghan A y Pop J: “In-Situ Determination ofPermeability Anisotropy and its Vertical Distribution ACase Study,” artículo de la SPE 38942, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

Agua

Petróleo

Arenisca

Arcilla

Análisis volumétrico

Prof

undi

dad,

pie

s Rayos gammaAPI

Calibre

pulg

Presión de la probeta(cuarzo)

lpc

Movilidad horizontal dela prueba IPTT, mD/cp

Movilidad del período de flujo

mD/cp

Resistividad de AIT

ohm-m

Anisotropíakv/kh

Núcleo

MDT

Capa 1

Capa 20.1 mm

0.1 mm

0 140

4 20

XX30

XX40

XX50

5110 5150

1 300

1 300

1 300

1 100

1 100 10 vol/vol

Agua ligada

> Dos capas de la arenisca TAGI de 15 m. La Capa 1 es de grano fino con laminaciones de lutitas; la Capa 2 es una arenisca masiva de granomedio con capas de lutitas delgadas. Las dos pruebas IPTT en la Capa 1 proporcionan movilidades horizontales por debajo de 100 mD/cp y unaanisotropía moderada. En la Capa 2, ambas pruebas muestran una alta movilidad horizontal, pero la prueba superior indicó una anisotropía leve,mientras que la prueba inferior mostró una anisotropía considerable, que probablemente se debía a la arcilla delgada (resaltada en verde en elCarril 4) a XX40.2 m entre el empacador y la probeta. La anisotropía promedio de los datos de núcleo es similar, pero ligeramente superior.

Los intérpretes analizaron cada prueba con unmodelo de una sola capa, tratando toda la areniscade 15 m como un solo estrato. Sin mediciones degasto disponibles, había que enfocar el análisis deun modo especial. En este enfoque, la presión tran-sitoria de la probeta se usa para estimar kv y kh,mientras que la presión transitoria del empacadorse usa para estimar el gasto y el daño del intervaloabarcado por el empacador. Puesto que las estima-ciones son interdependientes, es necesario efectuariteraciones de los parámetros de la formaciónfrente a la probeta, y el gasto y el daño del intervalodel empacador hasta lograr la convergencia de losresultados.

Las permeabilidades resultantes reflejaron laspropiedades promedio de la formación vecina acada punto de medición. Los resultados de los dospuntos de medición superiores fueron similares,con una movilidad horizontal (permeabilidad/visco-sidad) cercana a 50 mD/cp y una anisotropía dealrededor de 10. Los dos puntos de medición in-feriores se ubican en la capa de grano medio.Ambos mostraron una alta movilidad horizontal,pero mientras el tercer punto de medición mostróser casi isotrópico, el cuarto punto de mediciónmostró una relación kh/kv mucho mayor. Su-poniendo que el tercer punto de medición defina laspropiedades de la arenisca limpia, pareciera que elcuarto punto de medición está afectado por la arci-lla delgada que se encuentra a XX40.2 m, ubicadaentre la probeta y el empacador (página anterior).

Suponiendo también que la arcilla actúa como undisco impermeable que yace alrededor del pozo,se puede estimar que tiene un radio de 2 m [6.6pies].24 Según esta estimación, su extensión esbastante limitada.

Se obtuvieron núcleos de todo el intervalo TAGIde este pozo, y se efectuaron mediciones de per-meabilidad horizontal en tapones de núcleo cada15 a 30 cm [6 a 12 pulg], y de permeabilidades ver-ticales casi a cada metro. Cuando las permeabili-dades de núcleo se promediaron a lo largo delintervalo de 2 m correspondiente a cada punto demedición del probador operado a cable, se ajusta-ron bien con los resultados del MDT, indicandoambos una anisotropía menor a 100.25 En ausenciade láminas de lutitas o de lechos de arcilla endure-cida, la anisotropía es menor a 10. Estos resultadosfueron confirmados por cinco muestras de núcleocompleto, tomadas en otros pozos del campo.

Los datos del MDT se analizaron en mayordetalle con un modelo de dos capas; el únicomodelo multicapa disponible en ese momento.Los resultados fueron similares. Idealmente, senecesita un modelo con al menos cinco capaspara simular la formación completa. Sin embargo,en este caso de formaciones relativamente homo-géneas, el operador obtuvo respuestas que fueronlo suficientemente adecuadas para el propósitoperseguido, con el modelo más simple de una solacapa.

Los resultados del MDT aumentaron la con-fianza en los valores de la anisotropía que estabanusando los ingenieros de yacimientos para lasimulación numérica y, por lo tanto, en la predic-ción del rendimiento del esquema de inyecciónplaneado. De hecho, los valores medidos del MDTse utilizaron directamente en el simulador. Elcampo había estado en producción desde comien-zos de 1998, produciendo más de 70,000,000barriles [11,123,000 m3]. Los valores de anisotro-pía derivados del MDT siguen siendo utilizados enel simulador, puesto que el ajuste histórico entreel comportamiento real del campo y las prediccio-nes del simulador ha sido excelente. Aunque eneste caso los datos de anisotropía de núcleo pro-baron ser generalmente correctos, la confirmaciónen una escala mucho mayor fue una informaciónclave durante la etapa de evaluación del campo.

Pozos horizontalesRara vez los operadores adquieren datos de per-meabilidad en pozos horizontales para utilizarlosen la descripción de un yacimiento. Sin embargo,a menudo los pozos horizontales no satisfacen lasexpectativas. Algunas de las muchas causas serelacionan con las heterogeneidades de los yaci-mientos. En un pozo horizontal, se efectuaron 6pruebas IPTT y 19 pre-ensayos para investigar por-qué algunos pozos vecinos habían tenido un rendi-miento por debajo de lo esperado (izquierda).26 Seobservaron dos características importantes quepodían causar una baja producción: la variación enla presión del yacimiento, que caía tanto como 100lpc [689 kPa] en el centro del pozo, y la variaciónde la permeabilidad, de 5 a 50 mD para una poro-sidad bastante constante. Claramente, el intervalocentral se había agotado más y había recibidomenos soporte de la inyección de agua en el yaci-miento. Tras la terminación del pozo, se esperaba

22 Oilfield Review

24. Goode PA, Pop JJ y Murphy WF III: “Multiple-ProbeFormation Testing and Vertical Reservoir Continuity,”artículo de la SPE 22738, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,6 al 9 de octubre de 1991.

25. Se utilizó un promedio aritmético ponderado por losespesores para determinar la permeabilidad horizontal yun promedio armónico, también ponderado por los espe-sores para computar la permeabilidad vertical.

26. Kuchuk FJ: “Interval Pressure Transient Testing withMDT Packer-Probe Module in Horizontal Wells,” artículode la SPE 39523, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y del Gas de la SPE en India,Nueva Delhi, India, 17 al 19 de febrero de 1998.

27. Ayan C, Donovan M y Pitts AS: “Permeability andAnisotropy Determination in a Retrograde Gas Field toAssess Horizontal Well Performance,” artículo de la SPE71811, presentado en la Conferencia Europea deOperaciones Marinas, Aberdeen, Escocia, 4 al 7 de sep-tiembre de 2001.

28. Underhill WB, Moore L y Meeten GH: “Model-BasedSticking Risk Assessment for Wireline Formation TestingTools in the U.S. Gulf Coast,” artículo de la SPE 48963,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30de septiembre de 1998.

Desplazamiento horizontal, pies0 2000 4000 6000 7000

6800

Prof

undi

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, pie

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6900

Pres

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4200

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6880

Perm

eabi

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10

1

1000 3000 5000

0.4

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0.3

0.2

0.1

0

Prue

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a

Trayectoria del pozoPorosidadPre-ensayo (khkv)1/2

Prueba de intervalo (khkv)1/2

Presión

> Presión del yacimiento y permeabilidad de la herramienta MDT en un pozohorizontal. La permeabilidad se mide tanto de los períodos de flujo de los pre-ensayos como de pruebas de presión transitoria de intervalo, siendo estas últi-mas generalmente un orden de magnitud mayores. La permeabilidad del pre-ensayo puede ser baja debido al daño de la formación o debido a que se estámidiendo la permeabilidad efectiva del filtrado en un yacimiento mojado poragua. La porosidad proviene de los registros de pozo abierto. Entre 1765 y 5266pies de desplazamiento horizontal, la presión es significativamente menor queen cualquier otro lugar, indicando un mayor agotamiento y un menor soportede presión por parte de la inyección de agua en el yacimiento.

Invierno de 2001/2002 23

que el intervalo medio se limpiaría con mayor faci-lidad, mientras que la inyección de agua probable-mente irrumpiría primero en la punta del pozo. Porestas razones, se recomendó entubar el pozo.

Las pruebas IPTT son particularmente útilespara evaluar la conductividad de las fallas y de lasfracturas en los pozos horizontales. La interpreta-ción de las pruebas convencionales de pozos esdifícil debido al fuerte flujo cruzado causado porlas variaciones de presión y de permeabilidad. Lasimágenes de la pared del pozo pueden determinarla ubicación de las fallas geológicas y de las frac-turas, y si éstas están mineralizadas o no. En estepozo de un yacimiento carbonatado, las imágenesmostraron muchas fracturas verticales, pero noayudaron a determinar sus conductividadeshidráulicas. Las diferencias de presión indicaronque, mientras algunas fracturas estaban cerradas,otras podrían haber estado abiertas. Las fracturasabiertas podrían afectar la producción, al conducirrápidamente agua hacia el pozo.

Para probar las fracturas, se corrió la herra-mienta MDT y se asentó el módulo de empacadordual abarcando una serie de fracturas detectadasa los 2983 pies (arriba). La derivada de las dife-rencias de presión con respecto al tiempo deHorner para la prueba de incremento de presión enla zona del empacador, indica un período domi-nado por el almacenamiento de la herramienta; elque termina con una corta pendiente de –1.0 a las0.015 hr. Inmediatamente después del período dealmacenamiento, la derivada muestra un régimende flujo esférico con una pendiente de –0.5 hastalas 0.15 hr, tras lo cual la derivada desciende, indi-cando una región de mayor permeabilidad. La deri-vada correspondiente al incremento de presiónobservada en la probeta también indica un cortorégimen esférico, a pesar de que su valor es másbajo que el de la prueba correspondiente al empa-cador. El hecho de que la derivada de la probetasea menor, pero termine al mismo tiempo tanto

para el empacador como para la probeta, indicauna fractura conductiva hacia la izquierda de laprobeta. La(s) fractura(s) debe(n) ser corta(s) otener una conductividad limitada, ya que la deri-vada disminuye sólo gradualmente. Además, elmejor ajuste con las variaciones de presión seobtuvo con un factor de daño positivo; otro indica-dor de que las fracturas abarcadas por el empaca-dor no estaban abiertas.

La totalidad de los principales intervalos defracturas se analizó del modo descrito. La combi-nación de análisis de fracturas con los datos depermeabilidad y de presión es de gran utilidad, nosólo para predecir el comportamiento de un pozoen particular, sino también para analizar cómoestá respondiendo el yacimiento a la inyección deagua, y decidir si es necesario perforar pozos hori-zontales o verticales.

ConclusiónLos operadores están ampliando el uso de losmodernos probadores operados a cable, paradeterminar la permeabilidad y ayudar a tomarimportantes decisiones de terminación de pozosy de manejo de yacimientos. Comparados con laspruebas de pozo y de núcleos convencionales,estos probadores ofrecen una información conve-niente en cuanto a los costos y a una escalaintermedia entre los otros dos. Esta informaciónes esencial para evaluar el efecto de las hetero-geneidades, de las barreras impermeables y delos conductos del yacimiento.

Los probadores de formación operados acable miden la permeabilidad de diferentesmaneras, dependiendo de la configuración de lasherramientas. La prueba mini-DST es particular-mente útil para evaluar pequeños intervalos auna fracción del costo de la prueba DST conven-cional de un pozo. La prueba de presión transito-ria de intervalo proporciona la información másconfiable y amplia que se puede obtener con

Empacador

Probeta

Deriv

ada

de la

s di

fere

ncia

s de

pre

sión

0.1

1

10

100

0.001 0.01 0.1 1

Tiempo desde el final del período de flujo, hr

Pendiente = 1/2

Pendiente = 1

Pendiente = 1/2

ProbeDual-packer

module

< Derivadas de las diferencias de presiones de laprobeta y del empacador (izquierda) para el aná-lisis de fracturas en un pozo horizontal. Los inge-nieros anclaron el empacador dual (derecha)cubriendo una serie de fracturas que habían sidointerpretadas en imágenes FMI (a 2983 pies,véase la figura de la página anterior), y efectua-ron una prueba IPTT. La derivada de los valoresde la probeta es menor que la derivada de losdatos del empacador, pero el flujo esférico termi-na al mismo tiempo en ambas pruebas de presión.Estas observaciones, junto con el daño superfi-cial positivo, se comprenden mejor si se asumeque las fracturas entre los empacadores no sonhidráulicamente conductivas y que hay una frac-tura conductiva a la izquierda de la probeta.

estas herramientas. Con los recientes desarrollosde aplicaciones y técnicas de interpretación, laspruebas de intervalo ahora permiten evaluar for-maciones multicapas, pozos horizontales eincluso yacimientos de gas27. A menudo se haconsiderado que estos últimos plantean dema-siados desafíos, debido a la alta compresibilidady movilidad del fluido. Además, el riesgo de atas-camiento de la herramienta, temor de muchosoperadores, se ha reducido mediante el uso deaplicaciones de evaluación de riesgos.28

Actualmente, los ingenieros están tratandode mejorar los resultados en formaciones conaltas movilidades, petróleo pesado o arenas noconsolidadas; todos ellos casos difíciles pero noimposibles. Continúa el trabajo sobre el eternoproblema de llevar los datos de núcleos a esca-las de pruebas de presión, y de integrar los resul-tados de las pruebas de intervalo con otrosdatos. Se están haciendo intentos por medir ensitio la variación de la permeabilidad efectivacon la saturación de agua, utilizando las propor-ciones de fluidos medidas mientras que se tomanmuestras, en combinación con los registros depozo abierto y datos de pruebas de intervalo.Mientras los yacimientos sigan siendo heterogé-neos y la distribución de la permeabilidad sigasiendo un problema, lo cual es prácticamenteseguro, los probadores de formación operados acable serán necesarios para su evaluación y nose interrumpirán los esfuerzos para seguir intro-duciendo mejoras a los mismos. —JS/LS

24 Oilfield Review

Cuantificación de la contaminación utilizandoel color del crudo y del condensado

R. John AndrewsHibernia Management and Development Company Ltd.St. John's, Terranova, Canadá

Gary BeckBPHouston, Texas, EUA

Kees CastelijnsLondres, Inglaterra

Andy ChenCalgary, Alberta, Canadá

Myrt E. CribbsChevronTexacoBellaire, Texas

Finn H. FadnesJamie Irvine-FortescueStephen WilliamsNorsk Hydro, ASABergen, Noruega

Mohamed HashemShellNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Para obtener datos significativos de las propiedades del fluido es esencial estable-

cer el nivel de contaminación del filtrado de lodos base aceite y de lodos sintéticos

en muestras de fluidos. Las nuevas herramientas y técnicas permiten efectuar ahora

una medición cuantitativa y en tiempo real de la contaminación en muestras de yaci-

mientos de gas condensado y de petróleo.

En áreas de aguas profundas, una empresapetrolera o de gas puede gastar decenas demillones de dólares en la perforación de un pozopara descubrir hidrocarburos y luego explotarlo yabandonarlo casi de inmediato. El operadorpuede pasar años diseñando y construyendo ins-talaciones antes de perforar otro pozo en elcampo. Los pozos de exploración proporcionanuna ventana de oportunidad reducida paraextraer muestras de hidrocarburos que permitantomar decisiones inherentes al desarrollo delcampo; por lo tanto, es imperativo obtener mues-tras de alta calidad, ya sea que el objetivo seencuentre en aguas profundas o en la plataformacontinental, en China, Canadá, el Mar Caspio oen cualquier otro lugar.

Una buena forma de obtener muestras de flui-dos es probar un pozo en producción, pero estono siempre es factible por razones económicas oambientales. Las muestras de fondo de pozo defi-nen las propiedades del fluido que se utilizan entodo el desarrollo del campo. Las estimacionesdel volumen de hidrocarburos, de la presión delpunto de burbujeo y de la relación gas/petróleo(RGP), la simulación del flujo del yacimiento y laubicación de los pozos, dependen de las propie-dades del fluido de formación. Se debe controlaro tratar la formación de hidratos, asfaltenos yceras. La presencia de gases corrosivos afecta la

A. (Jamal) JamaluddinHouston, Texas

Andrew KurkjianBill SassSugar Land, Texas

Oliver C. MullinsRidgefield, Connecticut, EUA

Erik RylanderBelle Chase, Luisiana

Alexandra Van DusenUniversidad de HarvardCambridge, Massachusetts, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Víctor Bolze, Reinhart Ciglenec, HaniElshahawi, Troy Fields, Gus Melbourne, Julian Pop y RodSiebert de Sugar Land, Texas; a Peter Kelley, deChevronTexaco, Houston, Texas y a Toru Terabayashi, deFuchinobe, Japón.AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CHDT (Pro-bador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado),CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética),FFA (Analizador de Huellas de Campo), LFA (Analizador deFluidos Vivos), MDT (Probador Modular de la Dinámica dela Formación), OCM (Monitor de Contaminación de Aceite),OFA (Analizador Óptico de Fluidos), Platform Express y TLC(Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles) sonmarcas de Schlumberger. RCI (Instrumento de Caracteri-zación de Yacimientos) es una marca de Baker Atlas. ROT(herramienta de Descripción de Yacimientos) es una marcade Halliburton.1. Joshi NB, Mullins OC, Jamaluddin A, Creek J y

McFadden J: “Asphaltene Precipitation from Live CrudeOil,” Energy and Fuels 15, no. 4 (2001): 979-986.

Invierno de 2001/2002 25

elección de los materiales para las líneas de flujoy para las instalaciones de superficie. Estos ejem-plos ilustran el gran impacto que la composición yel comportamiento de los hidrocarburos ejercensobre la planificación de un nuevo campo.1

Los probadores de formación de pozo abiertooperados a cable o con la sarta (columna) de per-foración permiten analizar algunas propiedadesdel fluido de fondo de pozo y obtener pequeñosvolúmenes de fluidos del yacimiento para poste-riormente efectuar pruebas de laboratorio. Sinembargo, el filtrado de lodo invade la formacióndurante la perforación, de modo que estas mues-tras de fluidos usualmente están contaminadas.

Durante los últimos años se han desarrolladométodos para analizar la contaminación de lasmuestras en tiempo real, como parte del con-junto de servicios de registros de pozo abierto.Estos métodos aseguran la obtención de mues-tras representativas de fluidos y minimizan losriesgos de atascamiento de las herramientas yaque mejoran la eficiencia en la obtención demuestras. Hasta no hace mucho, estos métodos

de muestreo no eran confiables en los pozos per-forados con lodos base aceite y con lodos sinté-ticos, o en formaciones con una RGP elevada.

Este artículo examina los requisitos y desa-fíos que presenta el muestreo de yacimientos, einstruye sobre los desarrollos recientes en mate-ria de evaluación de la contaminación de lasmuestras. El artículo también analiza la contami-nación del filtrado de lodos base aceite o delodos sintéticos, excepto donde se declare explí-citamente que se trata de contaminación delodos base agua. Se describe una técnica queayuda a determinar el tiempo necesario paraobtener una muestra aceptable de fluido en unaestación de muestreo determinada, y se indicacómo las mediciones de contaminación de mues-tras pueden extenderse a fluidos con una RGPelevada y a condensados. La medición cuantita-tiva de la contaminación se ilustra con historiasde casos de áreas marinas de Terranova, Canadá;del Golfo de México y del Mar del Norte noruego.

Módulo de bombeo

Módulos de cámaraspara muestras

Módulos paramuestras múltiples

Módulo Analizadorde Fluidos Vivos LFA

Módulo de potenciahidráulica

Módulo de una solaprobeta

> Probador Modular de la Dinámica de la Forma-ción MDT configurado para la obtención de mues-tras de fluidos.

Obtención de muestras de fluidos de fondo de pozoLas muestras de fluidos de fondo de pozo propor-cionan datos importantes para optimizar la inver-sión del operador tanto en instalaciones deexploración y producción (upstream) como en lasde industrialización (downstream). Las medicio-nes de laboratorio establecen propiedadesestándar del fluido, tales como la relación pre-sión-volumen-temperatura (PVT), el comporta-miento, la viscosidad, la composición y la RGP.Una de las mayores preocupaciones en los cam-pos que requieren desarrollo submarino es ase-gurar el flujo, de modo que se llevan a cabopruebas para evaluar los contenidos de gas y desólidos. La presencia de sulfuro de hidrógeno[H2S] y de dióxido de carbono [C02] en el petróleo,requiere manejo y materiales especiales. Loscambios de temperatura y de presión en las tube-rías pueden producir la precipitación y deposiciónde asfaltenos y ceras, y las bajas temperaturasdel fondo marino pueden inducir la formación dehidratos. La mezcla de diferentes petróleos cru-dos en las líneas de producción puede alterar demanera radical las propiedades del fluido (arriba).

El proceso de adquisición de datos debeincluir la caracterización del fluido, para obtenerla mayor cantidad de datos de cada horizonte deinterés. La toma de muestras de fluidos al iniciode la vida de un pozo, asegura que la composicióny las propiedades del fluido estén disponiblescomo información oportuna para la toma de deci-siones inherentes a la planificación del campo. Silas propiedades del fluido afectan las instalacio-nes o el transporte, un análisis exacto del mismobrinda al operador la oportunidad de mitigar o eli-minar los problemas, efectuando cambios en eldiseño de las instalaciones de producción, o demanejarlos mediante tratamientos constantestales como el calentamiento de las tuberías; unaelección entre erogaciones de capital por adelan-tado o gastos operativos constantes.

En algunos campos se pueden obtener mues-tras de fluidos mientras se ejecuta una prueba deformación a pozo abierto, a través de la sarta deperforación (DST, por sus siglas en inglés) o unaprueba de producción una vez que el pozo estáfluyendo. En algunos casos, como en los pozos deaguas profundas del Golfo de México, debe ter-minarse el pozo antes de efectuar una prueba de

flujo, que puede costar decenas de millones dedólares. En áreas tales como la de los GrandesBancos, en el área marina de Terranova, Canadá,los operadores desean minimizar los tiempos deoperación para evitar riesgos tales como losmares bravíos y los peligros de los témpanos. Losintereses ambientales que restringen el que-mado y la remoción de los fluidos del equipo deperforación, también restringen el uso de laspruebas DST y de las pruebas de producción. Elcosto y el riesgo de las pruebas DST, conduce alos operadores a utilizar herramientas operadas acable para la obtención de muestras de fluidos.

Un gran problema en la obtención de mues-tras de fluidos de fondo de pozo, es la contami-nación con el filtrado del lodo de perforación queingresa en una herramienta junto con los fluidosdel yacimiento. La contaminación del lodo baseagua (WBM, por sus siglas en inglés) se puededistinguir fácilmente del petróleo del yacimiento.En muchos de los pozos de alto riesgo de hoy, loslodos base aceite (OBM, por sus siglas en inglés)y los lodos sintéticos (SBM, por sus siglas eninglés) se utilizan para asegurar la compatibili-dad con las lutitas, mejorar la estabilidad delpozo y aumentar la velocidad de perforación. Losfiltrados de los lodos OBM y SBM se mezclan conel crudo del yacimiento, dificultando mucho másla cuantificación de la contaminación que cuandose utilizan lodos WBM. Las propiedades delfluido se extrapolan a menudo a una condiciónsin contaminación, quitando en forma matemá-tica el contaminante de la distribución de losconstituyentes. Sin embargo, la extrapolación dealtos niveles de contaminación es riesgosa; lamayor parte de las empresas evitan una conta-minación de la fase líquida superior al 10% sobreuna base de volumen por volumen.

Varias herramientas disponibles comercial-mente poseen capacidades para tomar muestrasde fluidos, incluyendo el Probador Modular de la

26 Oilfield Review

Boca de pozo submarina

Acumulación de sólidos en el pozo

Deposición de asfaltenos en la región cercana al pozo

Sólidos en las líneas de flujo submarinas

Sólidos precipitadosen el separador

> Riesgos del transporte de los constituyentes del fluido del yacimiento mien-tras fluye hacia la superficie. Durante el transporte del fluido hacia la superfi-cie se pueden formar asfaltenos, ceras e hidratos. El depósito de este tipo desólidos obstruye los tubulares o bloquea los poros de la formación. Bajo cier-tas condiciones, los sólidos también precipitan en los separadores. Además,la mezcla de fluidos en las líneas de producción puede generar condicionesinestables que conducirán a la precipitación de los sólidos.

> Componentes de los módulos de análisis ópticode la herramienta MDT.

Canales de colorRefractómetro de gasCanales de aguaCanal de petróleo

Medición de lacontaminación

Canales de colorCanal de metanoRefractómetro de gasCanales de aguaCanal de petróleo

Indicador de metanoIndicador de gasIndicador de aguaIndicador de petróleo

Indicador de gasIndicador de aguaIndicador de petróleo

Módulo OFA

Módulo OCM

Módulo LFA

Invierno de 2001/2002 27

Dinámica de la Formación MDT de Schlumberger,el Instrumento de Caracterización de YacimientosRCI de Baker Atlas y la Herramienta deDescripción de Yacimientos RDT de Halliburton.La mayoría de los probadores de formación ope-rados a cable presionan una probeta contra lapared del pozo a una profundidad determinada,succionan fluidos de la formación y, cuando sealcanzan las características deseadas del fluido,obtienen muestras para su evaluación.2

Con la probeta presionada en forma seguracontra la pared del pozo, una caída de presiónbreve y rápida quiebra el sello del revoque de fil-tración. Normalmente, el primer fluido extraídopor la herramienta estará altamente contami-nado con filtrado de lodo (arriba). A medida quela herramienta sigue extrayendo fluido de la for-mación, el área cercana a la probeta se limpia yel fluido del yacimiento se convierte en el consti-tuyente dominante. El tiempo necesario para lalimpieza depende de muchos parámetros, inclu-yendo la permeabilidad de la formación, la visco-sidad del fluido, la diferencia de presión entre elpozo y la formación, y la duración de la diferenciade presión durante y después de las actividadesde perforación. El aumento de la velocidad debombeo puede acortar el tiempo de limpieza,

pero se debe controlar la velocidad con muchocuidado para preservar la condición del fluido delyacimiento. Debido a que muchos factores queafectan el tiempo de limpieza poseen valoresdesconocidos, para obtener buenas muestras esvital determinar el nivel de contaminaciónmediante un trabajo de adquisición de registros.

El versátil probador MDT de Schlumbergerofrece una variedad de funciones, dependiendode la combinación de los módulos. Los propósitosprincipales de la herramienta son obtener mues-tras del fluido de formación, medir las presionesde formación en puntos determinados del yaci-miento y estimar la permeabilidad en sitio. Paraobtener una descripción del uso de la herra-mienta para medir la permeabilidad, véase“Caracterización de la permeabilidad con proba-dores de formación,” página 2.

Desde su introducción en 1993, el AnalizadorÓptico de Fluidos OFA de la herramienta MDT haproporcionado una medida cualitativa de la con-taminación. Schlumberger ha desarrollado la téc-nica del Monitor de Contaminación de AceiteOCM a fin de predecir el tiempo necesario paralograr un nivel bajo de contaminación aceptableen una estación de muestreo determinada. Estanueva técnica confiable monitorea de manera

cuantitativa la contaminación de la muestra, locual incrementa la confiabilidad en estas medi-ciones esenciales.

El Analizador de Fluidos Vivos LFA agrega undetector de metano que proporciona una medi-ción más definitiva del contenido de gas en lafase de petróleo y permite el cálculo de la RGP.Este módulo se puede utilizar para asegurar queel fluido permanezca en estado monofásicodurante el muestreo; la caída de la presión pordebajo del punto de burbujeo, haría que el fluidono fuera representativo. La medición cuantitativaOCM de la contaminación se puede utilizar tantocon el módulo LFA como con el módulo OFA(página anterior, a la derecha).

2. Para obtener mayor información acerca del uso de laherramienta MDT en el análisis de muestras de fluidosde fondo de pozo, consulte: Crombie A, Halford F,Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G yMullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,”Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.Badry R, Fincher D, Mullins 0, Schroeder B y Smits T:“Downhole Optical Analysis of Formation Fluids,” OilfieldReview 6, no. 1 (Enero de 1994): 21-28.

Cono depetróleo

Filtrado Cono depetróleo

t1

Petróleo

Dens

idad

ópt

ica

Tiempot1 t2 t3

t2

t3

Filtr

ado

Filtr

ado

> Succión de filtrado. La probeta de la herramienta MDT presionada contra la pared del pozo originauna caída de presión que atrae los fluidos hacia la herramienta. Primero entra el filtrado cercano a laprobeta, pero a medida que se expande la caída de presión, una mayor proporción de la mezcla esfluido de yacimiento. La densidad óptica (OD, por sus siglas en inglés) aumenta a medida que el petró-leo crudo más oscuro reemplaza al filtrado de lodo que es más transparente.

Se encuentran disponibles cámaras modula-res para muestras de yacimiento (MRSC, por sussiglas en inglés), para obtener muestras de granvolumen (abajo). Se pueden utilizar múltiplescámaras de 6 galones [22,712 cm3] en el fondo dela sarta de herramientas para que actúen comocámaras de descarga. Es más común que seobtengan muestras para análisis PVT en cámarasmás pequeñas. Un módulo para muestras múlti-ples (MRMS, por sus siglas en inglés) permiteacomodar seis botellas de muestras fácilmenteremovibles (MPSR, por sus siglas en inglés), cer-tificadas para su transportación por elDepartamento de Transporte de los EUA (DOT, porsus siglas en inglés) y por Transporte de Canadá.La botella MPSR de 450 cm3 [0.12 gal] se reducea 418 cm3 [0.11 gal] cuando se le agrega un agi-tador para mejorar la mezcla del fluido en el labo-ratorio. La cámara para muestras múltiplesmonofásicas de Schlumberger Oilphase (SPMC,por sus siglas en inglés) se puede utilizar en elmódulo MRMS cuando es necesario manteneruna muestra de fluido de yacimiento en estadomonofásico, desde el punto de obtención en elfondo del pozo hasta el laboratorio de análisisPVT. Después que el módulo de bombeo MDTllena una cámara SPMC a la presión de forma-ción, se libera una carga de nitrógeno preestable-cida. Actuando a través de un pistón que flota enun compensador de petróleo sintético, el nitró-geno agrega suficiente exceso de presión paramantener el fluido en estado monofásico durantesu recuperación hacia la superficie.

El petróleo negro no siempre es negroLos petróleos tienen color; se han visto petróleoscrudos negro, marrón, rojo, marrón amarillento eincluso verde. El matiz y la intensidad de la luztransmitida o reflejada por el petróleo crudo o elgas condensado, dependen de la interacción de laluz con las moléculas y con los enlaces molecula-res del fluido. Las mediciones de esta interacciónse pueden utilizar para distinguir los petróleos dediferentes composiciones.

La unidad de absorción de luz o densidadóptica (OD, por sus siglas en inglés) es el loga-ritmo de la relación entre las intensidades de laluz incidente y de la luz transmitida. Por lo tanto,los fluidos más oscuros tienen una mayor densi-dad óptica y un aumento de una unidad en lamisma, representa un factor de disminución deun orden de magnitud en el factor de transmisión(transmitancia). Una densidad óptica de ceroindica que se transmite toda la luz, mientras queuna densidad óptica de dos representa una trans-misión del 1%. La densidad óptica de un fluidovaría con la longitud de onda de la luz incidente.

La reducción de la intensidad de la luz trans-mitida puede deberse a uno o dos procesos físi-cos. Algo de luz se dispersa debido a laspartículas del fluido; la dispersión fuera del tra-yecto óptico hacia el detector disminuye la inten-sidad. La luz también puede ser absorbida por lasmoléculas del fluido. Para discriminar los fluidosen la línea de flujo, la óptica del probador MDT sebasa en las diferencias de absorción de las por-ciones visibles y casi infrarrojas del espectroelectromagnético de la luz.

Los hidrocarburos puros y ligeros como el pen-tano, son esencialmente incoloros; no absorben laluz dentro del espectro visible. Los condensadospueden ser claros o sombreados suavemente enamarillo rojizo hasta marrón amarillento, porqueabsorben más del extremo azul del espectro quedel rojo. Los petróleos crudos más pesados, quecontienen moléculas más complejas, absorbenfuertemente la luz en toda la región visible, vol-viéndolos marrón oscuro o negros.

La luz con una longitud de onda en el espectrovisible o cercano al infrarrojo, llamado región decolor, interactúa con las bandas de energía elec-trónica de una molécula. Comparadas con molécu-las menos complejas, las moléculas aromáticas,más grandes y complejas de los hidrocarburoscomo los asfaltenos y las resinas, absorben la luzque tiene mayor longitud de onda.3 Dado que lospetróleos más pesados contienen mayor cantidadde compuestos aromáticos, tienden a poseer unacoloración más oscura que los petróleos menosdensos y que los condensados (página siguiente,abajo). Las ceras son incoloras, pero si las molé-culas son lo suficientemente largas, dispersarán laluz y aparecerán de color blanco.

A pesar de las diferencias en la absorciónóptica de los petróleos de diversos yacimientoscausadas por la composición, existe un comporta-miento común. La absorción electrónica general-mente disminuye a medida que aumenta lalongitud de onda. La disminución de la densidadóptica en la región visible y cercana al infrarrojopuede caracterizarse por un parámetro único, elcual puede interpretarse como el color del petróleo.

28 Oilfield Review

MRSC

H2S

Presión hidrostática máxima

Volumen

Presión de la muestra

Transportable

Temperatura de fondo de pozo

Calentamiento ensuperficie permitido

Compensación de presión

Opciones de 20 y 25 klpc [138 y 172 MPa]

Opciones de 1 y 2.75 gal [3785 y 10,410 cm3]

20 klpc

No

204°C [400°F]

77°C [170°F]

No

14 klpc [97 MPa]

Opciones de 1 y 2.75 gal

14 klpc

No

204°C

54°C [130°F]

No

10 klpc [69 MPa]

6 gal [22,712 cm3]

10 klpc

No

204°C

No está permitido

No

Opciones de 20 y 25 klpc

450 cm3 [0.12 gal]

20 klpc

Si

204°C

100°C [212°F]

No

Opciones de 20 y 25 klpc

250 cm3

[0.07 gal]

20 klpc

No

204°C

204°C

Si

Sin H2S MPSR SPMC

MRMS

El límite de 25 klpc es para módulos especiales de alta presión y el muestreo debe efectuarse en modo de bajo impacto; la botella se compensa a presión hidrostática detrás del pistón. Sólo Schlumberger Oilphase tiene permitido calentar las cámaras por encima de los 54°C [130°F].Las botellas de seis galones deben colocarse en el fondo de la sección. Se pueden combinar varias botellas en una sección.El agregado de un agitador reduce este volumen a 418 cm3 [0.11 gal].Transportable indica la exención del Departamento de Transporte de los EUA y el permiso de Transporte de Canadá para una seguridad equivalente.Para compensar la presión de la muestra se utiliza nitrógeno comprimido, de modo que no disminuya tanto al enfriarse cuando se la lleva a superficie.

3

5

6

1

2

1 1

4

1

2 3 4 5 6

> Botellas de muestreo disponibles para la herramienta MDT.

Invierno de 2001/2002 29

Para entender cómo se pueden utilizar lasmediciones de la densidad óptica para cuantificarla contaminación, es importante distinguir laabsorción en la región de color entre dos tipos dehidrocarburos: aromáticos complejos y alifáticossaturados. Los aromáticos complejos contienenanillos de carbono con enlaces carbono-carbonosimples y dobles, que son excitados por la luz visi-ble y cercana al infrarrojo. Los compuestos alifá-ticos son cadenas abiertas de átomos de carbono.Si todas las conexiones carbono-carbono sonenlaces simples y los otros enlaces se combinancon hidrógeno, la molécula alifática se denominasaturada. Sólo la luz ultravioleta de alta energíapuede excitar las moléculas alifáticas saturadas,de modo que tienen una densidad óptica baja enla región de color del espectro.

Los petróleos negros contienen muchos com-puestos aromáticos complejos, mientras que losOBM comprenden mayormente compuestossaturados, y los SBM están constituidos única-mente de alifáticos saturados. La diferencia decomposición química entre el petróleo crudo deyacimiento y el filtrado de lodo de perforación, eslo que hace que la densidad óptica sea unabuena medida de la contaminación de filtrado enel petróleo crudo.

Excitación de moléculasEl agua se puede distinguir fácilmente del petró-leo porque es altamente absorbente en la regiónde longitudes de onda cercanas al infrarrojo, alre-dedor de 1445 y 1930 nanómetros (nm); región enla que el petróleo es relativamente transparente(izquierda). El petróleo posee un pico de absor-ción fuerte alrededor de los 1725 nm, mientrasque el agua no lo tiene. Estos picos provienen dela interacción de la luz con las bandas de energíavibratoria de los enlaces carbono-hidrógeno y delos enlaces oxígeno-hidrógeno para el agua. Lasmoléculas que contienen este tipo de enlaceabsorben fotones de la longitud de onda ade-cuada y la energía de los fotones se convierte envibración molecular. El monitoreo de la absorciónen estas tres longitudes de onda permite diferen-ciar entre el agua y el petróleo.

Los compuestos de hidrocarburos compren-den cadenas, brazos o anillos de átomos de car-bono enlazados, cada uno de ellos con átomos de

3. Mullins OC: “Optical Interrogation of Aromatic Moietiesin Crude Oils and Asphaltenes,” en Mullins OC y Sheu EY:Structures and Dynamics of Asphaltenes. Nueva York,Nueva York, EUA: Plenum Press, 1998.

Dens

idad

ópt

ica

Longitud de onda

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0500 1000 1500 25002000

Asfaltos

Condensados

Petróleos negros

> Densidad óptica de diversos petróleos. El espectro de la densidad óptica delos hidrocarburos está relacionado con la cantidad de aromáticos, los que asu vez están relacionados con la gravedad API. Los gases condensados po-seen poca o ninguna absorción de color más allá de los 500 nanómetros (nm)aproximadamente. Los grados de los petróleos varían desde petróleo de unnegro denso cada vez mayor, con una mayor absorción de color, hasta losasfaltos, que absorben fuertemente incluso hasta en la región cercana alinfrarrojo. Todos los petróleos y condensados absorben casi 1725 nm. El picode los hidrocarburos, de 2300 a 2500 nm, está más allá de la región cubiertapor los canales de la herramienta MDT.

Dens

idad

ópt

ica

00

500 1000Longitud de onda, nm

1500 2000

Númerode canal

1 2 3 4 5 6 7 0' 8 9

1

2

3

4

Moléculas m

ás complejas

Color o región de absorción electrónica

Región deabsorción vibratoria

Pico de agua

Pico de petróleo

Pico deagua

Pico de metano

C HHH

H

Pico vibratoriodel enlace H-C-H

CH

HCH

HCH

H

> Espectro de absorción. La herramienta MDT monitorea la absorción de la luz, comenzando con lon-gitudes de onda visibles y extendiéndose hasta la región cercana al infrarrojo. En la gráfica se mues-tran los diez canales del módulo OFA, numerados del 0 al 9. En la región de color de la izquierda, lospetróleos crudos poseen una absorción que disminuye rápidamente debido a la interacción de la luzcon los electrones de las moléculas. Las moléculas aromáticas más complejas (formas verdes) absor-ben en longitudes de onda mayores. Los Canales 6 y 9 están calibrados en el centro de los picos vibra-torios moleculares para detectar agua; el Canal 8 se encuentra en el pico de vibración molecular parael enlace CH2 de los hidrocarburos. El Canal 0', que reemplaza al Canal 0 en el módulo LFA, está ajus-tado para el pico de metano.

hidrógeno adosados. Por lo general, un átomo decarbono se ligará a otros átomos de carbono y ados átomos de hidrógeno. Los átomos de carbonoen el extremo de una molécula tendrán adosadostres átomos de hidrógeno, mientras que aquéllosque se encuentran en una rama, conectados conotras tres moléculas de carbono, sólo tendrán unenlace de hidrógeno. El metano es una moléculade un átomo de carbono con cuatro átomos dehidrógeno adosados.

El pico de petróleo en el Canal 8 del móduloOFA mide la absorción molecular de la luz de losátomos de carbono con dos átomos de hidrógenoadosados, que son los constituyentes primariosde los petróleos de yacimientos. Un espectróme-tro óptico de alta resolución revela este pico depetróleo con un detalle mucho mayor, mostrandovarios picos de absorción en los hidrocarburos(arriba). Aunque el metano posee cierta absorciónen el pico de petróleo, los hidrocarburos con másde un átomo de carbono no tienen absorción en elpico de metano. Esto proporciona un discrimina-dor ideal del contenido de metano en petróleoscrudos vivos; discriminador utilizado por un nuevomódulo de la herramienta MDT, el Analizador deFluidos Vivos LFA.4 El canal de detección, ajustadopara esa longitud de onda, reemplaza la banda decolor de longitud de onda más corta del móduloOFA en el canal 0.

La clave para cuantificar la contaminaciónLa herramienta MDT incluye un módulo ópticocon dos dispositivos diseñados para monitorearla contaminación en los sistemas OBM. Unrefractómetro de gas utiliza la luz de un diodo

reflejada desde una ventana de zafiro para iden-tificar cualitativamente la fase del fluido en unalínea de flujo (abajo). A un ángulo de incidenciaseleccionado, el coeficiente de reflexión esmucho mayor cuando el gas está en contacto conla ventana que cuando entra en contacto conpetróleo o agua.5

El segundo detector del módulo OFA utiliza laluz transmitida para evaluar las característicasde absorción de un fluido. Una lámpara de haló-geno de tungsteno de alta temperatura propor-ciona una fuente de luz de banda ancha que pasaa lo largo de guías ópticas y a través de unacámara óptica de 2 mm de espesor ubicada en lalínea de flujo. La distribución de la luz transmitida

se registra para 10 longitudes de onda en losespectros visible y cercano al infrarrojo. Dos deestos canales detectan los picos intensos deabsorción de agua, que indican el contenido deagua del fluido cuando se lo compara con el picointenso de absorción de hidrocarburo.

Discriminar el gas y el agua del petróleo esmás simple que distinguir entre petróleo crudo yfiltrado de OBM o de SBM, porque el crudo, ellodo OBM y el SBM absorben la luz intensamenteen el pico del petróleo, cercano a 1725 nm.Afortunadamente, los petróleos tienen diferen-tes colores, según sea la cantidad de compues-tos aromáticos complejos y grandes quecontengan. Esto afecta la absorción en el espec-trómetro del MDT en los canales de longitud deonda más corta que constituyen la región decolor. Dado que el OBM y el SBM contienen com-puestos alifáticos simples, su absorción en estoscanales es pequeña.

En la mayoría de los casos, cuando la herra-mienta MDT comienza a extraer fluido de una for-mación, la densidad óptica es elevada debido ala luz dispersada por los sólidos del revoque defiltración presente en el fluido. Transcurridosunos segundos, la densidad óptica cae a un valorbajo, y luego aumenta lentamente a medida queel filtrado de lodo drena de la formación cercanaa la probeta y es reemplazado por petróleo crudomás oscuro.

Las partículas del revoque de filtración u otromaterial sólido generan ruido en los canales deabsorción. La dispersión causada por estas partí-culas es independiente de la longitud de onda, demanera que el efecto puede ser eliminado sus-trayendo la señal de un canal cercano. En la

30 Oilfield Review

Flujo de fluidoFlujo de fluido

Refractómetro de gas

Detectores de densidad óptica

LámparaDiodo emisor de luz

Agua

PetróleoPetróleoGas

> Detectores ópticos. La luz pasa a través de una ventana de zafiro y refleja la superficie que seencuentra en contacto con la línea de flujo del fluido hacia el refractómetro de gas. El ángulo dereflexión se establece de manera tal que el gas se refleje con mucha más fuerza que el petróleoo el agua. Otro trayecto de luz atraviesa la línea de flujo y se dirige hacia una serie de filtros paradetectar la absorción o la densidad óptica en el espectro visible o cercano al infrarrojo.

Dens

idad

ópt

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0.8

0.7

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0.1

0Longitud de onda, nm

Metanon-HeptanoMezcla metano-heptano

Pico de petróleo

Pico de metano

> Espectro de absorción vibratoria de alta resolución del heptano, del metanoy de una mezcla de ambos. El heptano (verde) no absorbe luz en el pico de me-tano (CH4). La absorción de metano (rojo) en el pico del enlace CH2 es baja. Laabsorción de una mezcla de ambos (negro) es la suma de las absorciones indi-viduales, conforme a la ley Beer-Lambert. El módulo LFA posee un canal cali-brado para el pico de metano.

Invierno de 2001/2002 31

región de color, la absorción disminuye con lasuficiente rapidez como para que al saltear uncanal y sustraer del que le sigue hacia abajo, seelimine el ruido debido a la dispersión sin afectarde manera significativa la señal (derecha). Elresultado es una curva de contaminación quevaría suavemente.6

El cambio en la densidad óptica a medida queel crudo del yacimiento reemplaza el filtrado delodo en la línea de flujo se rige por la ley de Beer-Lambert, la cual establece que la densidad ópticade una mezcla de dos petróleos es una combina-ción lineal ponderada volumétricamente de lasdensidades ópticas individuales, evaluadas encada longitud de onda. Un cambio en la densidadóptica se relaciona directamente con un cambioen la composición (abajo).

Debido a que la mayoría de los lodos OBM ySBM contienen principalmente compuestos ali-fáticos simples, su densidad óptica es efectiva-mente cero, excepto en los canales MDTinferiores. Cuando se ha determinado un puntoextremo, la evaluación cuantitativa de la conta-minación mediante la densidad óptica requiereun método para encontrar el otro extremo; ladensidad óptica del crudo no contaminado. Estoproviene del modo en que se mueven los fluidos

durante la limpieza. La extracción de fluidomediante la probeta crea una depresión que seexpande alrededor del pozo.7 El análisis del lodoOCM se ajusta a los datos de limpieza con unacurva—que tiene una forma específica basadaen la física de la herramienta y en el pozo—paradeterminar el monto restante de contaminaciónde filtrado. En un pozo se obtuvieron cinco mues-tras con la herramienta MDT en diferentes opor-tunidades durante la limpieza. Los datos de

4. Un petróleo crudo vivo libera cantidades significativasde gas cuando se disminuyen su presión y temperatura.Un petróleo muerto no libera gas a presión atmosférica ytemperatura ambiente. El petróleo almacenado en tan-ques—el líquido que surge del separador final de super-ficie—contiene poco gas.

5. Badry et al, referencia 2.6. Mullins OC, Schroer J y Beck GF: “Real-time

Quantification of OBM Filtrate Contamination DuringOpenhole Wireline Sampling by Optical Spectroscopy,”Transcripciones del 41er Simposio Anual sobre Registrosde la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, 4 al 7 de junio de 2000,artículo SS.

7. Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins 0:“Determination of Producible Hydrocarbon Type and OilQuality in Wells Drilled With Synthetic Oil-Based Muds,”SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2, no. 2 (Abrilde 1999):125-133.

0.40

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200 400 600 800Tiempo de bombeo, seg

1000 1200 1400

Dens

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ica Canal 4

Canal 4 menos Canal 6

> Remoción de la dispersión. Para quitar la dispersión de la señal de densidadóptica, se sustrae un canal cercano con una longitud de onda mayor, que tieneuna menor absorción de color pero la misma cantidad de dispersión que nodepende de la longitud de onda. En este caso, la señal del Canal 6 (que no semuestra) se sustrae del Canal 4 (amarillo) lo que da como resultado una curvade datos (roja) que se ajusta para la predicción del monitor OCM (negro).

Longitud de onda Tiempo de bombeo

Dens

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100% filtrado OBM

100% petróleo

crudo

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Densidad óptica a una longitud de onda específica

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> Mezcla de Beer-Lambert. La absorción de la luz para el petróleo crudo (marrón) es mayor que parael filtrado OBM (amarillo) (izquierda). La ley de Beer-Lambert dice que la densidad óptica (OD) de lasmezclas de ambos (tonalidades desde el amarillo hasta el marrón) se relaciona con la proporción rela-tiva de los dos fluidos. A medida que el fluido se limpia, la densidad óptica aumenta de manera asintó-tica del valor de OD1 del OBM al valor OD5 del crudo (derecha).

laboratorio muestran que los resultados de con-taminación son consistentes con el modelo delmonitor OCM (arriba).8

Del mismo modo que otras bandas de detec-ción óptica, el canal de metano del módulo LFAmuestra una densidad óptica elevada a medidaque los sólidos del lodo pasan a través de la líneade flujo de la herramienta después de comenzadoel bombeo. Dado que los lodos de perforación nocontienen metano en forma natural, la elevadaconcentración inicial del filtrado extraído por laherramienta MDT durante la limpieza, da comoresultado una caída sustancial en la densidadóptica registrada en el canal de metano. A medidaque el fluido del yacimiento reemplaza al filtradoen la línea, la señal de la densidad óptica aumentaen proporción al contenido de metano del petró-leo, generando la misma forma de curva que la dela limpieza con el módulo OFA (derecha).

No se puede predecir el tiempo necesariopara una limpieza completa antes de correr elregistro, porque hay demasiadas variables desco-nocidas en el yacimiento. Por ejemplo, no hay unarelación directa entre la permeabilidad de la for-mación y el tiempo de limpieza. Si bien el fluido

32 Oilfield Review

Dens

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Tiempo de bombeo, seg Tiempo de bombeo, seg

Muestra Tiempo de bombeo Contaminación OFA Contaminación en laboratorio

12345

695 seg (12 min)940 seg (16 min)1264 seg (21 min)1681 seg (28 min)2250 seg (37 min)

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Datos y ajuste del modelo OCM

Nivel de contaminación aceptable

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Contaminación

Densidad óptica

> Predicción cuantitativa de la contaminación. Se tomaron muestras de fluidos en cinco oportunidades durante la limpieza. Los datos del canal de color delmódulo OFA se ajustan utilizando el modelo OCM (izquierda) para determinar la limpieza de la contaminación (derecha). La predicción de los niveles decontaminación del monitor OCM concuerda bien con la medición de contaminación del laboratorio (tabla).

8. Mullins OC y Schroer J: “Real-time Determination ofFiltrate Contamination During Openhole Wireline Samplingby Optical Spectroscopy,” artículo de la SPE 63071 pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.

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1.25Canal de color

Canal de metano

> Predicción de la contaminación en un pozo del Golfo de México. Después deeliminar el ruido de un canal de color LFA (rojo) y del canal de metano (azul),cada conjunto de datos se ajusta a la predicción del monitor OCM (curvassuaves). Para esta muestra, los datos de color predicen una contaminación de4.9% y los datos de metano predicen 6.2%. El promedio de 5.5% concuerda conla contaminación de 4.3% medida en el laboratorio con un cromatógrafo degases.

Invierno de 2001/2002 33

de una formación con alta permeabilidad puedebombearse rápidamente—lo cual implicaría untiempo de limpieza breve—esa permeabilidadelevada puede haber permitido la penetraciónprofunda del filtrado en la formación antes deasentar la herramienta. En ese caso, el tiempo delimpieza podría ser largo. La obtención de fluidoscercanos a una intercalación de lutita puedeacortar el tiempo de limpieza ya que la lutita pro-porciona una barrera de flujo, permitiendo laobtención de fluido menos contaminado del yaci-miento de una región más alejada del pozo.

La capacidad de los módulos OFA y LFA decuantificar los niveles de contaminación duranteel bombeo, permite tomar decisiones sobre mues-treo en tiempo real. La densidad óptica para todoslos canales es transmitida hacia la superficie agran velocidad y el programa de computación

OCM actualiza su análisis cada 20 segundos. Unavez que se han adquirido suficientes datos, el pro-grama de computación selecciona el canal decolor que proporcionará el mejor ajuste para latendencia esperada y muestra el grado de conta-minación y el tiempo necesario para lograr unnivel de contaminación aceptablemente bajo.

En un pozo del Golfo de México, la probeta dela herramienta MDT se asentó frente a una arenamasiva y la herramienta midió una movilidad de87 mD/cp. Después de bombear durante 71minutos, el programa de computación OCM pre-dijo 41⁄2 horas adicionales de bombeo para lograrun nivel aceptable de 10% de contaminación(abajo a la izquierda). En lugar de esperar o gas-tar una botella de muestra en fluido altamentecontaminado, el operador decidió moverse a otronivel dentro del mismo horizonte y, en conse-

cuencia, desplazó la herramienta 13 m [44 pies]más abajo en la formación. La movilidad fuemayor, 256 mD/cp. La contaminación descendió a9% en sólo 132 minutos y se tomaron muestrasen esta ubicación aceptables para el análisis PVT(abajo a la derecha).

Dispersión de la luzLa dispersión de partículas más pequeñas que lalongitud de onda de la luz incidente—varios cien-tos de nanómetros de diámetro—depende de lalongitud de onda de la luz incidente. La intensidadde esta dispersión aumenta con la disminución dela longitud de onda. Este efecto, denominado dis-persión de Rayleigh, es el que le otorga el colorazul al cielo.

Fin

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Núm

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> Ahorro de tiempo de limpieza. Después de que la herramienta MDT habíabombeado fluido de formación durante aproximadamente una hora, el pro-grama de computación OCM indicó aproximadamente un 18% de contami-nación (curva azul) y predijo 41⁄2 horas adicionales para lograr una conta-minación inferior al 10%. La gráfica muestra la medición de la densidadóptica para los Canales 0 al 9 (verde sombreado). El Canal 4, que tiene elcambio más grande en la densidad óptica durante la limpieza, se utilizópara el ajuste después de sustraer el Canal 6 para quitar la dispersión cau-sada por las partículas grandes (curva roja). Las líneas punteadas vertica-les a la izquierda y a la derecha del diagrama, indican el rango sobre elcual el método OCM se ajusta a los datos.

Cont

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0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Tiempo de bombeo, seg

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po de bo

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Núm

ero del canal

Fin

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Com

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l aju

ste

> Obtención de muestras aceptables. Tras aproximadamente dos horasde bombeo, la contaminación había descendido a aproximadamente 9%(curva azul). La densidad óptica de todos los canales se muestra en eldibujo inserto (sombreado de verde). El modelo OCM se ajustó a los datosdel Canal 4 menos el Canal 6 (curva roja), entre las líneas de inicio y findel ajuste (líneas verdes punteadas). Los aumentos de densidad ópticaque se observan después de la línea de fin del ajuste corresponden a laobtención de las muestras.

La dispersión independiente de la longitud deonda se remueve mediante la sustracción de uncanal, pero deja cierta dispersión de Rayleighdependiente de la longitud de onda. Para el proce-dimiento OCM por color, se sustrae un canal delongitud de onda mayor, pero para el procedi-miento OCM con metano, el canal sustraído es deuna longitud de onda menor. Dado que un procedi-miento corrige levemente más de lo necesario ladispersión dependiente de la longitud de onda y elotro lo corrige levemente menos de lo necesario,los valores de contaminación de los métodos OCMpor color y OCM con metano de la herramientaLFA se promedian para remover parte de dichoefecto de dispersión (derecha).

Las discrepancias entre las determinacionesde contaminación indican la necesidad de estudiarotros canales con mayor detenimiento, para iden-tificar la causa antes de obtener una muestra defluido. La detección de metano ha demostrado suvalidez para fluidos con una RGP tan baja como700 pc/bbl [126 m3/m3].9 Sin embargo, en yaci-mientos que tienen petróleo con bajo contenido demetano, los canales de color pueden proporcionaruna mejor información sobre la contaminación queel canal de metano. Para fluidos de gas conden-sado, la detección de metano utilizando el móduloLFA es esencial porque incluso en los canales decolor con longitud de onda más pequeña, la densi-dad óptica sigue siendo baja y la progresión de lalimpieza utilizando el procedimiento OCM porcolor es difícil de evaluar. En algunos casos, el fil-trado de lodo de perforación puede ser más oscuroque el condensado y el procedimiento OCM porcolor puede que no sea capaz de discriminar entrela contaminación y el fluido del yacimiento. Enestos casos, en el nuevo módulo LFA funciona bienel procedimiento OCM con metano.

Comparación de la contaminación en la superficieLas muestras se obtienen para determinar laspropiedades PVT de los fluidos del yacimiento.Para obtener estimaciones razonables de las pro-piedades del fluido del yacimiento, se debe con-siderar que la muestra contiene filtrado de lodo.Los módulos OFA y LFA miden la contaminaciónen tiempo real antes de obtener las muestras. En

el piso del equipo de perforación o en el labora-torio, la contaminación de una muestra se puedeanalizar con mayor detalle con un cromatógrafode gases (GC, por sus siglas en inglés), un cro-matógrafo de permeación de gel (GPC, por sussiglas en inglés), un análisis de trazador o, menoscomún y no discutido en este artículo, un espec-trómetro de resonancia magnética nuclear (NMR,por sus siglas en inglés).

En un cromatógrafo de gases, se inyecta unapequeña cantidad de fluido de muestra en un gastransportador, como puede ser helio de altapureza. Los componentes gaseosos livianos seseparan utilizando un tamiz molecular y los com-ponentes más pesados se separan utilizando unacolumna cromatográfica. Un tamiz molecular sebasa en el tamaño de la partícula a separar, que-dando las partículas más pequeñas durante mástiempo en el mismo. En una columna cromatográ-fica, el gas fluye a través de las partículas reves-tidas con un fluido. En un cromatógrafo de gases,este fluido se denomina capa estacionaria, por-que el gas no lo moviliza. La solubilidad relativade los componentes en la capa estacionaria lossepara a medida que el gas transporta una mues-tra a través de la columna. Los cromatógrafos secalibran para los componentes de la muestra.

El proceso es similar para un GPC, exceptoque el transportador inerte es un líquido y los

34 Oilfield Review

0.16

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Canal de metano

Canal de color

Tiempo de bombeo, seg

> Dispersión dependiente de la longitud de onda. La respuesta de absorciónóptica en el período de bombeo entre 1000 y 1500 segundos, indica que aúnqueda cierta dispersión, incluso después de sustraer un canal de línea base.La respuesta dependiente de la longitud de onda es más fuerte en el canal decolor (púrpura) que en el canal de metano (azul). El ruido en los datos que seobserva después de 2500 segundos corresponde a la obtención de muestras.Aún así, el método OCM pudo ajustar los datos, prediciendo un 7% de conta-minación sobre la base del promedio de los datos de color y de metano de7.9% y 6.0% respectivamente.

Petróleo 1Petróleo 2

C2 C4 C6 C8 C10 C12 C14 C16 C18 C20 C22 C24 C26 C28 C30+

Tendencia del Petróleo 1Contaminación, 3.1%

Componente

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Conc

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ción

mol

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> Remoción de la contaminación. Los resultados de la muestra indicaron que el Petróleo 1 (azul) y elPetróleo 2 (rojo) de pozos vecinos tenían perfiles similares, excepto por la contaminación con C16 y C18proveniente del lodo sintético de perforación. La contaminación se puede quitar desarrollando la líneade tendencia para el Petróleo 1 y disminuyendo las concentraciones de C16 y C18 al nivel de la tenden-cia. Este análisis confirma que los petróleos provenían de la misma roca madre.

Invierno de 2001/2002 35

constituyentes no se separan tan bien como en eldetector. Los picos de componentes de un croma-tógrafo de gases por lo general son distintos,pero los de un GPC pueden estar fusionados. ElAnalizador de Huellas de Campo FFA deOilphase—dispositivo para el sitio del pozo—incorpora un GPC.

Al final de la columna, el gas o el líquidotransportador que contiene la muestra ingresa enun detector. En el caso de los hidrocarburos, nor-malmente se trata de un detector de conductivi-dad térmica o de un detector de ionización deflama. Algunos métodos de detección respondena la masa y otros al número de átomos de car-bono de la molécula.

La distribución de los constituyentes del petró-leo crudo normalmente declina en forma suave amedida que aumenta el número de átomos de car-bono, a partir de C8.10 La contaminación con fil-trado de lodos OBM y SBM produce que estadistribución se desvíe respecto de la forma espe-rada. Los lodos SBM utilizan un rango bajo depesos moleculares, de modo que la contamina-ción se puede discernir tanto con un cromatógrafode gases como con un GPC, como un fuerteaumento en la frecuencia de las moléculas entreC14 y C18 (página anterior, abajo). Los lodos OBMa base de petróleo mineral incluyen un rango másamplio de compuestos, que tal vez varían de C8 aC20, y son difíciles de distinguir utilizando un GPC.A menudo, estos lodos se pueden separar de laseñal del petróleo crudo mediante un cromató-grafo de gases. Los lodos de perforación queincluyen petróleo producido del yacimiento nopueden distinguirse del petróleo de formación uti-lizando cualquier forma de cromatografía, amenos que se agregue un trazador al lodo.

Una respuesta de filtrado OBM o SBM tambiénse puede eliminar del resultado del cromatógrafode gases mediante la medición independiente de

la respuesta del filtrado, normalizando las dosseñales y restando.11 La composición del lodo deperforación debe mantenerse durante la perfora-ción de una sección del pozo antes de tomarmuestras, porque las variaciones en la composi-ción del lodo agregan errores al análisis.

A veces se mide la contaminación utilizandotrazadores, marcando el lodo de perforación conun isótopo o una molécula que no se halla pre-sente en altas concentraciones en los petróleosde yacimiento. Para la marcación isotópica de loshidrocarburos, el 13C reemplaza al 12C, o el deu-terio reemplaza al hidrógeno. La espectroscopíade masa mide la concentración de un isótopo enuna muestra de fluido de yacimiento, para deter-minar la contaminación. Para que este procedi-miento funcione, las concentraciones de isótoposdetectadas deben ser superiores a las encontra-das naturalmente. La marcación química puedeutilizar alfa olefinas lineales, detectadas utili-zando un cromatógrafo de gases.

La marcación química es un procedimientocostoso que debe planificarse por adelantado. Elisótopo o la marca química debe estar presenteen el lodo en una concentración constante antesde perforar la zona de interés y debe permaneceren el lodo hasta que se tomen las muestras, yaque todo el lodo de perforación que se filtra en laformación debe estar marcado para obtener unresultado significativo. La marcación químicatiene un problema adicional: es posible que las

moléculas seleccionadas no se comporten comoel crudo del yacimiento. Por ejemplo, las alfa ole-finas lineales son menos estables a alta tempe-ratura que los alcanos correspondientes y esposible que no se desplacen a través del medioporoso a la misma velocidad.

Se han aplicado varias técnicas de mediciónde contaminación en el campo Hebrón, áreamarina de Terranova, Canadá, y en pozos delGolfo de México.12,13 En el campo Hebrón el lodosintético de perforación fue marcado con deute-rio. Se obtuvieron muestras de fluidos de cincozonas diferentes, utilizando el módulo OFA. Seevaluó la contaminación mientras el fluido eraextraído de la formación mediante el procedi-miento OCM por color. Se determinó la contami-nación utilizando un GPC en el sitio del pozo conel dispositivo FFA de Schlumberger Oilphase. Sedeterminó la concentración de marcas de isóto-pos mediante espectroscopía de masa y los cons-tituyentes del fluido se determinaron con uncromatógrafo de gases de laboratorio.

Los resultados del módulo LFA, incluido elanálisis OCM, se compararon con los análisis depetróleos vivos provenientes de varios pozos delGolfo de México, efectuados con un cromató-grafo de gases de laboratorio. Tanto en esteestudio como en el del campo Hebrón, las medi-ciones LFA y OFA en tiempo real concuerdan engeneral con los resultados del isótopo del croma-tógrafo de gases y del FFA (abajo).

9. Mullins 0, Beck GF, Cribbs M, Terabayashi T y KegasawaK: “Downhole Determination of RGP on Single-PhaseFluids by Optical Spectroscopy,” Transcripciones del 42ºSimposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Houston,Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo M.

10. Gozalpour F, Danesh A, Tehrani DH, Todd AC y Tohidi B:“Predicting Reservoir Fluid Phase and VolumetricBehaviour from Samples Contaminated with Oil-BasedMud,” artículo de la SPE 56747 presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

11. MacMillan DJ, Ginley GM y Dembicki H: “How to ObtainReservoir Fluid Properties from an Oil SampleContaminated with Synthetic Drilling Mud,” artículo de laSPE 38852 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8de octubre de 1997.Gozalpour et al, referencia 10.

12. Connon D: “Chevron et al. Hebron M-04 ContaminationPrediction Method Comparison,” Informe de ProyectoDisponible en El Comité Petrolero Marino de Terranova,St. John's, Terranova, Canadá, 1º de mayo de 2001.

13. Mullins et al, referencia 9.

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Cromatógrafo de gasesMedición OFAAnálisis FFADeterminación de marca isotópica

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Cromatógrafo de gasesMedición de color LFAMedición de metano LFA

> Comparación de distintos métodos para evaluar la contaminación. Las mediciones de contaminaciónde muestras de fluidos del campo Hebrón (izquierda) y de los pozos del Golfo de México (derecha) indi-can buena concordancia entre los diferentes métodos para la mayoría de las muestras.

Prof

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2775

2800270 275 280 285

Presión absoluta, bar

290 295 300 305

Contacto gas-petróleo

Corrección por pérdida de gas en la muestra

Gradiente de presión

de saturación

Gradiente de presión

Muestra contaminada

Remoción de contaminación

del 3%

Remoción de contaminación

del 9%

> Uso de las propiedades del yacimiento para evaluar las mediciones de contaminación. El gradientede presión (línea azul) y de la presión de saturación o el gradiente del punto de burbujeo (línea verde)intersectan en el contacto gas-petróleo para un pozo del Mar del Norte. La muestra contaminada teníauna presión de punto de burbujeo de aproximadamente 272 bares [27.2 MPa o 3950 lpc] (marrón oscu-ro). El modelado PVT permitió la predicción de la presión del punto de burbujeo del petróleo no conta-minado, eliminando matemáticamente la contaminación medida de la muestra. La eliminación de unacontaminación del 9%, medida utilizando marcación isotópica y el procedimiento FFA, produjo un resul-tado no físico por encima de los valores del yacimiento (púrpura). Al quitar solamente una contamina-ción del 3% (azul oscuro), basada en el resultado de mediciones OFA-OCM, no se elevó lo suficiente elvalor del punto de burbujeo. Asumiendo que el volumen muerto del 2.5% de la botella de muestra eraen su totalidad gas perdido, se obtiene otro factor para ajustar las propiedades PVT de la muestra con-taminada (marrón claro). La combinación de la corrección por contaminación del 3% con la correcciónpor pérdida de gas, aproxima la predicción del punto de burbujeo (celeste) al valor que surge del gra-diente de la presión de saturación.

Se espera alguna discrepancia entre losmétodos, ya que todos ellos tienen errores poten-ciales. El dispositivo FFA puede sobrestimar lacontaminación si el lodo no es sintético; aún conSBM, tanto los resultados del FFA como los delcromatógrafo de gases presuponen una distribu-ción de los constituyentes de los hidrocarburospara determinar la contaminación. La marcaciónes costosa y, en principio, puede ser precisa, peroen la práctica es posible que no provea resultadosconfiables. Es difícil asegurar que todo el lodo deperforación tenga una concentración uniforme dela marca química o isotópica y que las moléculasmarcadas tengan las mismas propiedades físicasy de transporte que el resto del filtrado. El métodoOCM por color tiene problemas cuando el filtradode lodo tiene un color significativo o el petróleodel yacimiento es incoloro, porque el métodorequiere un contraste entre ambos. Sin embargo,el método LFA-OCM con metano provee una solu-ción para esos casos, dado que se basa en la con-centración de metano.

Aún cuando los métodos de detección de con-taminación fueran siempre correctos, se puedenproducir muchos errores en la toma de muestras.El fluido puede pasar por una transición de faseal ser succionado hacia la herramienta, dejandoatrás componentes en la formación, o bien lasfases pueden separarse en la herramienta. Las

válvulas pueden fallar, ya sea no abriendo correc-tamente en el fondo del pozo y captando una can-tidad insuficiente de fluido o bien no cerrandocompletamente y perdiendo presión y fluido luegode la toma de la muestra. En la superficie, cadavez que se transfiere el fluido o se manipula unabotella con una muestra, existe la posibilidad dedañar la muestra. Las botellas deberían calen-tarse y agitarse por unos cinco días antes de rea-lizar los análisis de laboratorio, pero no todos loslaboratorios siguen este procedimiento recomen-dado. Es difícil obtener el petróleo base correctodel lodo de perforación—utilizado para compararcon los espectros del petróleo contaminado delyacimiento—porque la composición del lodocambia con frecuencia durante los trabajos amedida que se agregan componentes para con-trolar problemas diversos de perforación.

La obtención y el análisis de las muestras defluidos son importantes; los operadores deben con-trolar las fuentes de error para obtener los mejo-res datos posibles. Los procedimientos OFA y LFAmiden las propiedades en el fondo del pozo entiempo real antes de la obtención de las muestras;una ventaja distintiva. Las pocas botellas paramuestras disponibles en la herramienta no se mal-gastan para almacenar muestras de mala calidad.Dado que las mediciones OCM se efectúan antesde que se pudiera producir cualquier problema de

manipuleo y transporte, proporcionan una verifi-cación de la calidad de mediciones posteriores.

Cuando existe suficiente información delyacimiento, los valores de las propiedades de losfluidos medidos pueden utilizarse como una veri-ficación adicional de la calidad de la muestra.Norsk Hydro condujo un estudio detallado demuestras de petróleo extraídas de varios camposen el Mar del Norte.14 En un yacimiento con uncasquete de gas, tanto las marcas químicascomo el dispositivo FFA indicaron un alto nivel decontaminación en las muestras, variando entre8.9% y 25.8%. El método OFA-OCM y el análisisdel cromatógrafo de gases indicaron niveles decontaminación más bajos, entre 2.6% y 6.8%. Ladiferencia entre estos dos rangos de medición decontaminación llevó a Norsk Hydro a proseguircon la investigación.

La presión de saturación del yacimiento, Psat,a la profundidad de muestreo, se estimó a partirde la presión del yacimiento y de los gradientesde presión, comenzando en el contacto gas-petró-leo (izquierda). A la profundidad de muestreo, lapresión de saturación del yacimiento de la mues-tra, basada en las propiedades PVT determinadascon los contaminantes en el fluido, era de aproxi-madamente 20 bares [2 MPa ó 290 lpc] por debajode la correspondiente al gradiente de la presiónde saturación. Estas propiedades PVT se puedencorregir matemáticamente para remover el efectode los contaminantes y luego comparar con el cál-culo del gradiente del yacimiento.

Cuando se utilizó el valor de contaminacióndel FFA del 9%, la Psat calculada fue mayor que lapresión del yacimiento; un resultado imposible.Cuando se utilizó el valor de contaminaciónmedido por el método OFA-OCM, la Psat era deaproximadamente 10 bares [1 MPa ó 145 lpc]menos que lo esperado. Esto indica que la mues-tra puede haber perdido gas antes de que se eva-luaran las propiedades PVT. El gas pudo haberseseparado del líquido en la formación debido a lacaída de presión en la cercanías del pozo, pero nose conocían lo suficiente las condiciones defondo de pozo para evaluar este efecto. La inves-tigación se centró en lo que ocurrió con la mues-tra extraída del pozo.

La botella de muestreo no permitió efectuarla compensación de la presión de fondo de pozo.El fluido podría entrar en la región de dos fasesdebido al enfriamiento con respecto a la tempe-ratura del yacimiento de 107°C [225°F] durante eltransporte hacia la superficie. Probablemente, lamuestra se enfrió por debajo de los 102°C[217°F]—temperatura a la cual la presión en lacámara cerrada descendió por debajo del puntode burbujeo—y se encontraba en dos fases en elmomento que alcanzó la superficie. La botella de

36 Oilfield Review

Invierno de 2001/2002 37

450 cm3 tiene un volumen muerto del 2.5% entrela válvula de aislamiento en la botella y la válvulaen la línea de flujo en el fondo del pozo, que pudohaber sido llenada con gas y que luego se perdiócuando se abrieron las válvulas en la superficie.Las propiedades PVT de las muestras contamina-das pueden corregirse por esta pérdida de gas,incrementando la presión del punto de burbujeode la muestra contaminada en 10 bares. Cuandose combinó la corrección por pérdida de gas conla remoción de la contaminación, según lomedido por el método OCM por color, la Psat seincrementó hasta 4 bares [0.4 MPa ó 58 lpc] delvalor esperado para la presión de yacimiento, loque es una buena concordancia. Este análisis nohubiese sido factible sin la medición de contami-nación OCM en el fondo del pozo.

Monitoreo del gas en forma directaLos campos de gas condensado generan dificul-tades adicionales para el muestreo de fluidoscuando se utilizan lodos OBM y SBM. Aunquecontienen fluidos en estado monofásico en elyacimiento, el gas condensado se separa en unafase gaseosa y otra líquida cuando las condicio-nes caen por debajo del punto de rocío. El líquidoderivado de gases condensados es un productomás valioso que el gas. Los parámetros del sepa-rador de superficie se ajustan para optimizar elvolumen y el valor del líquido obtenido de loscondensados. Usualmente, estos parámetros sefijan en base a las propiedades de los fluidosderivadas de muestras obtenidas con herramien-tas operadas a cable, por lo que es esencialdeterminar el nivel de contaminación y corregirlas propiedades PVT.

Los filtrados OBM y SBM pueden mezclarsesólo parcialmente con el condensado en un yaci-miento, dejando el filtrado de lodo en una fase dehidrocarburo líquido y una fase gaseosa conalgunos de los componentes más volátiles del fil-trado. Una probeta de una herramienta operada acable extrae ambas fases del hidrocarburo, y lasmuestras obtenidas contienen fluido de yaci-miento y contaminación del filtrado. Cuando sedisminuye la presión durante las pruebas delaboratorio, las fases se separan. Todo el filtradode lodo se concentra en la fase líquida; la pre-sencia de contaminación afecta fuertemente lapresión del punto de rocío de la muestra.

Para calcular la RGP correcta y otras propie-dades del fluido del yacimiento, se debe ajustarel volumen de la fase de petróleo para remover lacontaminación. Se debe mantener baja la conta-minación de la fase líquida para evitar introducirfactores de corrección excesivos, como en elcaso de un petróleo negro. Sin embargo, paracompensar la concentración de contaminantesSBM y OBM en la fase líquida, muchas empresasfijan el nivel aceptable de contaminación en ungas condensado por debajo del correspondientea un petróleo negro. La herramienta LFA propor-ciona nuevos datos importantes para yacimien-tos de gas condensado, mejorando la calidad delos datos utilizados para diseñar las instalacio-nes de producción.15

Una de las primeras pruebas con la herra-mienta LFA, en este caso utilizada sin el móduloOCM, fue en un yacimiento de gas condensadodel Mar del Norte.16 Un cromatógrafo de gasesmóvil, C36+, capaz de medir constituyentes enforma individual hasta el C36 en la localización delpozo, indicó una contaminación del 32 al 60% enla fase líquida de baja presión. Esto fue compara-ble a los resultados de los análisis FFA posterioresrealizados en tierra. Los datos LFA secuencialesen el tiempo fueron analizados posteriormenteutilizando el método OCM. El filtrado de lodo y elfluido del yacimiento no se pudieron distinguirentre sí en los canales de color. El análisismediante el método OCM con metano propor-cionó una medición cuantitativa de la contamina-ción del orden del 8% del petróleo vivo (arriba).

14. Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Mullins OC yVan Dusan A: “Optimization of Wireline Sample Qualityby Real-Time Analysis of Oil-Based Mud Contamination-Examples from North Sea Operations,” artículo de laSPE 71736 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

15. Mullins et al, referencia 9.16. Fadnes et al, referencia 14.

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> Curva de limpieza del gas condensado. Este gas condensado del Mar delNorte era transparente. Aún la densidad óptica del canal de longitud de ondamás corta (arriba) mostró un contraste insuficiente para determinar con con-fiabilidad el aumento de la densidad óptica utilizando el método OCM porcolor (rojo). La limpieza era más confiable en el canal de metano (abajo)(rosa); el método OCM con metano se ajustó de un modo más cuantificable alos datos de la densidad óptica (negro). Los valores de contaminación calcu-lados se muestran en el diagrama inferior, con una curva OCM por color(verde), una curva OCM con metano (púrpura) y el promedio de ambas (azul).En este caso, la gran discrepancia se debe al color claro del condensado.

El operador tenía poca experiencia con la nuevaherramienta y trató de entender la diferencia.

Una prueba de pozo posterior demostró quese trataba de un yacimiento de gas condensado.Las muestras del separador de superficie toma-das durante el período de flujo de la prueba yanalizadas utilizando un cromatógrafo de gasesC36+ indicaron una contaminación del petróleo detanque del 23%. Un análisis PVT completo pro-porcionó la RGP, permitiendo la corrección de lacontaminación en estado monofásico, bajo con-diciones de fondo de pozo. El resultado mostróentre 6 y 7% de contaminación, lo que concuerdabien con la medición efectuada sobre el fluidovivo con el método OCM con metano.

Durante la determinación de las propiedadesdel fluido de un yacimiento de gas condensado per-forado con OBM, es esencial la acumulación demetano medida con el módulo LFA para obteneruna medición precisa y en tiempo real de la conta-minación del condensado. Las alternativas son lle-var a cabo una prueba DST o terminar el pozo conlodos base agua para evitar la contaminación delpetróleo. Más aún, el uso del módulo LFA tambiénproporciona una medición simultánea de la RGP.

El refractómetro de gas, tanto en el móduloOFA como en el detector LFA, indican la presen-cia de gas sólo cuando está en contacto con laventana de detección. Las burbujas de gas no sedetectarán si están en el centro de la corriente deflujo o en el lado opuesto. El refractómetro

detecta todos los gases, independientemente desu composición; por lo tanto, también detecta elCO2 y el H2S.

El detector LFA proporciona asimismo un sis-tema complementario de detección, utilizando lamedición de la densidad óptica en el canal demetano. Aunque insensible a otros gases, estedetector monitorea todo el metano que pasa porla línea de flujo. El porcentaje de metano serábajo si fluye petróleo vivo. Sin embargo, si la pre-sión cae por debajo del punto de burbujeo, el gasse libera y la absorción de metano será altacuando una burbuja pase por el haz luminoso en

cualquier lugar dentro de la línea de flujo. Lacombinación del refractómetro de gas y deldetector de metano configuran un método sólidode detección de gas LFA (abajo).

La relación entre el pico de metano y el picode petróleo en el módulo LFA correlaciona con laRGP, tanto para mezclas de componentes puroscomo para petróleos crudos vivos (izquierda). Unfactor de multiplicación aplicado a las mezclas demetano-heptano compensa por la presencia deotros componentes de hidrocarburo en la fasegaseosa de los petróleos de yacimiento. La herra-

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Indi

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Color delfluido Canales de OD Canal de metano

> Combinación de detección de gas con el detec-tor LFA. Luego de un período inicial de limpieza,los Canales de color 1 a 5 en el Carril 4 muestranuna absorción pequeña, confirmando un gas con-densado. Los Canales 6 y 9 también presentanuna densidad óptica baja, lo cual indica ausenciade agua. El pico de petróleo en el Canal 8 se trans-forma en un indicador de petróleo en el Carril 2(verde), indicando los períodos en los cuales nofluye petróleo, particularmente entre 1116 y 1188segundos y entre 1422 y 1458 segundos. El refrac-tómetro de gas en el Carril 1 (rojo) mide todos losgases, pero únicamente cuando éstos contactanla ventana de zafiro del refractómetro. Éste omitealgunos períodos del flujo de gas. La respuestaLFA del metano del Canal 0, ampliada en el Carril5, es sensible a todo el metano presente en lalínea de flujo, pero no a otros gases. La combina-ción de ambos detectores de gas es más confia-ble que cada uno de ellos por separado.

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Petróleos vivosMezcla binaria*0.85Petróleo muerto de la medición de la RGP

> Medición de la RGP derivada de los picos de vibraciones moleculares. En laspruebas de laboratorio, la relación de absorción entre el pico de metano y lospicos del petróleo se ajusta bien con la RGP, tanto para las mezclas metano-hep-tano (cuadrados rojos) como para los petróleos vivos (círculos azules). El fac-tor de multiplicación aplicado a las mezclas de metano-heptano da cuenta dela ausencia de otros gases normalmente presentes en los petróleos vivos. Elpetróleo crudo muerto (triángulos naranja) se evaluó tras la remoción del gasen el laboratorio.

Invierno de 2001/2002 39

mienta no mide el C02 o el H2S, por lo tanto lamedición de la RGP con el módulo LFA puede serincorrecta para fluidos de yacimientos que contie-nen cantidades significativas de estos gases nopertenecientes a los hidrocarburos.

Tipificación de fluidos en tiempo realLa combinación del probador MDT y de la herra-mienta Combinable de Resonancia MagnéticaCMR reveló nuevos detalles acerca de un yaci-miento operado por Shell en el Golfo de México.La unidad estratigráfica arena Amarilla habíaestado agotada por dos años. El nuevo objetivode perforación era una formación de areniscassubyacente, conocida como arena Azul, separadadel yacimiento superior por una lutita gruesa.

Un registro de resistividad adquirido durantela perforación (LWD, por sus siglas en inglés)reveló una capa de agua de 3 m [10 pies] de espe-sor por encima de la arena petrolífera Azul, locual es una situación gravitacional inestable. Unacapa delgada de hidrocarburos se extendía sobreel agua, justo debajo de la lutita gruesa (abajo).

El operador quería saber si había irrumpido elagua suprayacente. El registro LWD de rayosgamma y el procesamiento estándar CMR noaclararon cómo esta agua podía estar encima delpetróleo (arriba). Las presiones obtenidas con laherramienta MDT indicaron que la zona de aguano tenía comunicación hidráulica con la arenaAmarilla suprayacente ni tampoco con la arenaAzul subyacente. La presión del yacimiento en lazona de agua era aproximadamente 800 lpc [5.5MPa] más alta que en la arena Azul y era apenasmenor que la presión original de la arenaAmarilla.

La arena Amarilla agotada estableció unlímite en el peso del lodo que podría utilizarse enel pozo. Esto creó preocupación acerca del pozo;éste no era lo suficientemente estable como paradejar la herramienta MDT el tiempo necesariopara obtener fluido de formación limpio. Laherramienta MDT se utilizó, en cambio, para tipi-ficar el fluido mediante la técnica de gorgoteodesarrollada por Shell Deepwater Services.17

Mediante esta técnica, los fluidos de la forma-ción se bombearon durante un breve período através del módulo OFA y hacia el espacio anular, sin obtener muestras en las botellas.

17. Hashem et al, referencia 7.

Módulo de bombeoa X597 m, Petróleo

de 35°API

Módulo de bombeoa X597 m, Petróleo

de 40°API

Módulo de bombeoa X640 m, Petróleo

de 35°API

Módulo de bombeoa X482 m, Petróleo

de 40°API

LWD CMR de resolución estándar CMR dealta resolución

Rayosgamma

Resis-tividad

MDT

Presión

MDT-OFA

Tipificación del fluidoPermeabilidadPermea-bilidad Porosidad

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T2 de RMN

> Investigación de un caso de agua sobre petróleo mediante la tipificación de fluidos con el móduloOFA y el probador MDT. Existe una zona de agua encima de la arena Azul saturada de petróleo, ubi-cada frente a la flecha azul del diagrama que apunta a la baja resistividad en el Carril 2. Las res-puestas de los registros de rayos gamma y del CMR de resolución estándar no explican cómo estazona de agua puede hallarse encima del petróleo. Un registro de permeabilidad CMR de alta resolu-ción reprocesado (Carril 6) muestra una delgada barrera de permeabilidad, indicada por la flechaverde. Los registros MDT muestran tres compartimientos de presión: la arena Amarilla agotada en-cima de la lutita, la arena Azul debajo de la barrera y la región de alta presión entre la lutita y la ba-rrera delgada. Los canales de color del MDT, evaluados en las profundidades indicadas por las fle-chas negras, se utilizaron para tipificar los fluidos del yacimiento. El petróleo que está por encimadel agua sobre la barrera tiene las mismas características que el petróleo de la arena Amarilla.Esto motivó al operador a reevaluar el límite entre las arenas Amarilla y Azul en este pozo, y a ubi-carlo en la barrera delgada antes que en la lutita gruesa.

Yacimiento agotado de condensado en la arena Amarilla

Lutita

Fragmento dela arena Amarilla

Petróleo objetivoen la arena Azul

> Corte transversal de la arena Amarilla por de-bajo de la lutita. La arena Amarilla por sobre lalutita está saturada de condensado. La arenaAzul, saturada de petróleo, no se extiende hastala lutita, sino que se detiene en una barrera del-gada (línea gruesa negra). El fragmento de arenaAmarilla debajo de la lutita gruesa tiene una patade agua (azul) debajo de una capa delgada decondensado.

Un espectro de densidad óptica del módulo OFApermitió el análisis de estas pequeñas cantida-des de petróleo del yacimiento. Dado que el colordel petróleo se relaciona con la gravedad API y laRGP, el patrón de colores de los 10 canales delmódulo OFA permitió efectuar la discriminaciónentre los petróleos. En este caso, la arenaAmarilla contenía un gas condensado cuya grave-dad API era de aproximadamente 40° y su RGP de6000 pc/bbl [1080 m3/m3], mientras que en laarena Azul el fluido mostraba una gravedad APIde 35°, con una RGP de 2000 pc/bbl [360 m3/m3].Sorpresivamente, el espectro de colores delhidrocarburo asentado sobre el agua tenía lasmismas características que el de la arenaAmarilla ubicada encima de la lutita gruesa.

Los datos del registro CMR se reprocesaronpara mejorar la resolución de 46 cm [18 pulg] aaproximadamente 20 cm [8 pulg], revelando unadelgada barrera de permeabilidad en la base delagua, que se estimó de un espesor de aproxima-damente 15 cm [6 pulg]. Esto llevó a reconsiderarla distinción entre las unidades superior e inferior.En otros pozos, la arena Amarilla permaneció porsobre la lutita gruesa, pero en este pozo, un frag-mento de la arena Amarilla apareció debajo de lalutita. El límite cierto entre las zonas era la barreradelgada, que resultó ser arena sobre arena, indis-tinguible en los registros convencionales.

Si se hubiera tratado de un pozo de explora-ción, el diseño de las instalaciones de producción

hubiese dependido de los resultados obtenidosde las muestras de fluidos. Dependiendo dedónde fueron obtenidas las muestras, la RGPpudo haber sido muy alta o muy baja, condu-ciendo a un diseño ineficiente. Si la RGP medidadurante el muestreo fuera inferior a la medidacon el pozo en producción, las instalaciones ten-drían una limitación en su capacidad para mane-jar la producción de gas, así como capacidadesde compresión y transmisión insuficientes, locual daría como resultado ingresos perdidos odiferidos. Un error significativo de la RGP en ladirección opuesta presentaría el problemaopuesto; un costoso proyecto sobredimensionadocon demasiada capacidad. La tipificación de flui-dos con la herramienta MDT es un medio valiosopara detectar tales situaciones.

En un campo del Mar del Norte, Norsk Hydroperforó un pozo piloto penetrando tres horizontesantes de perforar una sección horizontal.18 La res-puesta típica de los registros en este campo difi-cultó la distinción del tipo de fluido en cadaformación. No se requería una definición precisade las composiciones de los fluidos, pero eraimperativo diferenciar rápidamente el gas, elpetróleo y el agua porque el equipo de perfora-ción estaba inactivo mientras el operador espe-raba la identificación del fluido. El operadorquería perforar un pozo horizontal en la zonapetrolífera más profunda y escogió la herramientaMDT para identificar los fluidos en tiempo real.

El módulo de bombeo drenó fluidos hasta quela contaminación indicada por el método OFA-OCM había caído debajo del 8% en la zona mediay al 1% en la zona superior. La herramienta MDTindicó que la zona inferior estaba llena de agua.Los bajos valores de contaminación en las otraszonas reforzaron la confianza del operador en larespuesta de la herramienta, que indicaba que elfluido del yacimiento era petróleo. Un trazador deolefinas al 3% colocado en el lodo OBM antes deperforar la sección, permitió confirmar rápida-mente estos valores de contaminación utilizandoun cromatógrafo de gases en el equipo de perfo-ración. Las mediciones de contaminación ensuperficie—5% en la zona media y 4% en lasuperior—proporcionaron una concordanciarazonable con la medición OFA-OCM.

Aunque se habían obtenido muestras adicio-nales de fluido para su prueba en tierra, los resul-tados en tiempo real utilizando el análisisOFA-OCM, sumados a una confirmación del cro-matógrafo de gases en la localización del pozo,proporcionaron respuestas lo suficientementeconclusivas como para cancelar el programa depruebas en tierra. La sección horizontal fue per-forada en el horizonte medio inmediatamentedespués de completar la carrera con la herra-mienta MDT. El pozo resultó exitoso.

Norsk Hydro ya no utiliza trazadores de olefi-nas para marcar el lodo de perforación. En lospozos recientes las decisiones se basaron exito-samente en la combinación del método OCM conel cromatógrafo de gases C36+.

Compartimientos de fluidos en el campo HiberniaEl campo Hibernia, descubierto en 1979 y ope-rado por Hibernia Management andDevelopment Company, Ltd. (HMDC), fue el pri-mer descubrimiento de petróleo significativo enla cuenca Juan de Arco en los Grandes Bancos deTerranova, Canadá. La producción de petróleocomenzó el 17 de noviembre de 1997, desde unaplataforma de gravedad resistente al hielo, apo-yada a 80 m [262 pies] de profundidad sobre ellecho marino, a 315 km [196 millas] al este-sudeste de St. John's, Terranova (arriba).

La estructura es un anticlinal altamentefallado, que se hunde hacia el sur y contieneaproximadamente 3 mil millones de barriles [475millones de m3] de petróleo en sitio. Se estimaque 750 millones de barriles son recuperables[120 millones de m3]. La mayor parte de estosrecursos se encuentra en dos yacimientos delCretácico Inferior; el yacimiento Hibernia y lasareniscas combinadas Ben Nevis y Avalón. Elyacimiento Hibernia se explotará utilizando

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2000 m

100 km62 millas

200 m

TERRANOVA

Océano Atlántico

Profundidad del agua

Contorno delhundimientode la cuenca

St John’sCampo Hibernia

C A N A D Á

< Campo Hibernia, área marina de Terranova, Canadá.

Invierno de 2001/2002 41

inyección de agua e inyección de gas (arriba). Lastareas de perforación para completar la delinea-ción de las formaciones Ben Nevis y Avalón aúnestán en progreso; estos yacimientos se explota-rán bajo inyección de agua.

HMDC encontró problemas operativosdurante la perforación de los primeros cuatropozos utilizando WBM. El cambio a OBM diocomo resultado mejores condiciones del pozo,pocas pérdidas de sellado mientras se corrían losregistros, y menor tiempo para la adquisición delos registros.

La extensa cantidad de fallas vuelve inciertala continuidad del yacimiento. Al principio deldesarrollo del campo, HMDC inició un amplio plande adquisición de datos para determinar la varia-ción en la composición del fluido entre los blo-ques de fallas y dentro de una columna de fluidoverticalmente extensa. La obtención de muestrasde alta calidad con la herramienta MDT es unaparte integral del programa para determinar laspropiedades de los fluidos del yacimiento. Lasmediciones de presión del probador MDT esta-blecen los gradientes de presión y permiten loca-lizar los contactos gas-petróleo y agua-petróleo.

Las muestras de fluidos se obtuvieron de tresmaneras distintas: probador MDT, muestras defondo de pozo y muestras de separador. La herra-mienta MDT típica se configuró para obteneraproximadamente 30 puntos de presión dentrode intervalos seleccionados del yacimiento eincluyeron seis botellas de muestras MPSR. Seobtuvieron muestras en varios pozos utilizando12 cilindros de muestras: seis cilindros MPSR yseis cilindros SPMC compensados por presión. Lavariación de las propiedades PVT en las muestras

MDT ayudaron a definir la profundidad y las ten-dencias areales, las que luego se refinaronmediante las huellas geoquímicas de las mues-tras. La detección de la contaminación OBM conla herramienta MDT fue clave para el programa.El uso del módulo de monitoreo OCM en tiempo

real permitió la obtención de muestras de gascondensado de alta calidad.

Las muestras de fondo de pozo de todo elintervalo de interés iniciales se obtuvierondurante las pruebas de producción para determi-nar propiedades PVT representativas. Se mantu-vieron las condiciones de flujo en estadomonofásico en el fondo del pozo durante elmuestreo. Las muestras de fluidos obtenidas delos separadores de prueba fueron menos costo-sas, facilitando el muestreo mensual continuopara monitorear los cambios en la composición.Las muestras obtenidas de las tres fuentes mos-traron una concordancia excelente en los estu-dios PVT y en la determinación de los niveles decontaminación OBM (abajo).

El operador utilizó los datos PVT de estasfuentes para el análisis de las pruebas de pozo,la determinación de las reservas, los balances demateria, la simulación del yacimiento, la asigna-ción de la producción, el monitoreo de la produc-ción, los factores de medición de fluido, lasimulación de los procesos y los informes deregulación.

18. Fadnes et al, referencia 14.

Plataforma Bonavista

Falla

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Falla Nautilus

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0 1 2 3 millas

1 2 3 4 5 km

> Inyección de agua y de gas en el campo Hibernia. La imagen 3D ilustra algunos de los pozos de pro-ducción de petróleo (verde), de inyección de agua (azul) y de inyección de gas (rojo) en un yacimientomuy fallado (izquierda). El mapa estructural muestra los distintos bloques de falla en la formaciónHibernia (derecha). Parte del campo está bajo inyección de agua (azul) y parte bajo inyección de gas(rojo). La línea negra indica la ubicación de la sección transversal mostrada en la página 42.

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B-16 7 MDT 2

B-16 7 MDT 3

> RGP del campo Hibernia . Las muestras de fluidos de la herra-mienta MDT y de fondo de pozo (BHS, por sus siglas en inglés)de la sarta DST indican la tendencia de la RGP a medida queaumenta la profundidad. Las muestras del separador de campono están asociadas con una profundidad específica y no semuestran en la gráfica. (225 m3/m3 = 1249 pc/bbl).

La presión inicial del yacimiento Hibernia erade aproximadamente 5800 lpc [40 MPa]. Puestoque el punto de burbujeo varía de un lado al otrodel campo, la empresa utilizó la herramientaMDT para evitar tomar muestras por debajo de lapresión del punto de burbujeo. Con esta herra-mienta se monitoreó la presión durante el mues-treo, permitiendo una caída de presión mínima yuna determinación precisa del punto de burbujeode las muestras recuperadas.

El módulo OFA detectó los niveles de conta-minación de las muestras para estimar el tiempode bombeo para lograr la limpieza. Aproximada-mente a mitad de camino del programa de tomade muestras, se pudo disponer de la opción OCM,proporcionando una medición cuantitativa de lacontaminación en tiempo real. Los resultados delmódulo OFA de los registros previos se analiza-ron más tarde utilizando la metodología OCM porcolor para determinar los niveles de contamina-ción (arriba).

La herramienta de muestreo MDT es unmedio efectivo de obtención de muestras defluido representativas destinadas a evaluar lasvariaciones a través de largas columnas defluido. El grupo Hibernia corrió exitosamente laherramienta operada a cable, pero a causa dedesviaciones del pozo de hasta 80°, la herra-mienta se corrió como parte de la sarta de

Adquisición de Registros en Condiciones DifícilesTLC. La sarta TLC usualmente comprende laherramienta integrada Platform Express, incluyela sonda de Inducción de Arreglo AIT, una herra-mienta de calibre y de rayos gamma, y los módu-los MDT. Los registros adquiridos en una primerapasada se transmitieron en tiempo real a la ofi-cina de la empresa en St. John's, donde los inge-

nieros escogían puntos para la determinación dela presión y la carrera de obtención de muestras.Con columnas de fluido que excedían los 400 m[1300 pies] de espesor en algunas áreas delcampo, era importante utilizar presiones MDT ydeterminar el tipo de fluido para establecer loscontactos gas-petróleo y agua-petróleo (abajo).Un beneficio importante del programa de regis-

42 Oilfield Review

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Contaminación del lodo base aceite, %

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Núm

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Contaminación del lodo base aceite, %

Medición OFA-OCMCromatógrafo de gases

Zona bajo inyección de gas Zona bajo inyección de agua Pozos Ben Nevis y Avalón

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Medición OFA-OCMCromatógrafo de gases

Medición OFA-OCMCromatógrafo de gases

> Comparación de las mediciones de contaminación. La medición OFA-OCM en la localización del pozo concuerda con las mediciones del cromatógrafo degases de laboratorio para las zonas bajo inyección de gas (izquierda) y bajo inyección de agua (centro) de la formación Hibernia y de las formaciones BenNevis y Avalón (derecha).

SE

4200

Prof

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bajo

el n

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, m

Bloque CNO3400

4000

3800

3600

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B-08

B-16 10z

B-1614

Exageración vertical 5:1

B-1615z

B-1611

0

0 10.5 1.5 millas

1 2 km

Bloque B

> Corte transversal a través de los bloques B y C en el área de inyección de gas del campoHibernia. La formación Hibernia se sumerge abruptamente, hundiéndose en la falla Murre enel noroeste. El contacto gas-petróleo (CGP) se muestra en la cresta. El contacto agua-petró-leo (CAP) es desconocido en el sudeste; en el noroeste se sitúa entre las dos profundidadesmarcadas en la gráfica. Esta línea de corte se indica en el mapa de la página 40.

Invierno de 2001/2002 43

tros MDT es la toma de decisiones en tiemporeal sobre los puntos de toma de muestras.

La composición de la muestra de fluido MDTse determinó en un laboratorio PVT mediante uncromatógrafo de gases. El cromatograma delpetróleo base del lodo fue sustraído del espectrode la muestra del cromatógrafo de gases (dere-cha). Las alturas de los picos resultantes de losespectros de los diferentes bloques, junto a otrosdatos PVT, tales como la presión del punto de bur-bujeo, la RGP y el factor del volumen de forma-ción, permitieron correlacionar el petróleo de losdiferentes bloques de fallas, que indicaban sieteregiones de fluido distintas en todo el campo(abajo). Con esta información, las inyecciones degas y de agua se pueden implementar con mayoreficiencia. Las presiones de formación adquiridaspor la herramienta MDT, también indicaban si laproducción de pozos vecinos había originado ladisminución de la presión de la formación en lasnuevas localizaciones. Otras mediciones efectua-das sobre los fluidos del yacimiento, incluyendoel contenido de cera y de azufre, el grado de aci-dez, el punto de escurrimiento, el punto de turbi-dez y el contenido de asfaltenos saturados conresinas aromáticas, también indicaban variacio-nes por bloque de falla, lo cual tenía un impactoen la producción y en las estrategias de termina-ción (completación) de pozos.19

Laboratorio químico de fondo de pozoLa distinción de las fases de los fluidos puedeparecer uno de los procesos químicos más sim-ples. Hacerlo a millas de distancia, en unambiente desfavorable, es el nuevo logro impor-tante de la herramienta MDT. Los canales deinformación de absorción en la herramienta OFApermitieron la correlación con muchos otros atri-butos del fluido: el factor de encogimiento delpetróleo, la presión del punto de burbujeo, lacompresibilidad del petróleo, la densidad delpetróleo y el peso molecular promedio.20

Minimizar la contaminación en las muestrasobtenidas y controlar la separación de fasedurante la obtención para mejorar el valor de lasmediciones de las propiedades del fluido en sitio,representa un desafío constante. Las capacida-des adicionales del nuevo módulo LFA brindan lamedición directa del contenido de metano, per-

miten la estimación de la RGP y de un indicadorde gas más robusto para evitar que el fluido entreen la región bifásica.

Además, ahora es mucho más fácil obtenermuestras de fluidos detrás del revestimiento. ElProbador de la Dinámica de la Formación de PozoEntubado CHDT puede perforar hasta seis orifi-cios a través del revestimiento en un solo viaje y,combinado con otros módulos de la herramientaMDT, puede obtener muestras y monitorear la

contaminación en tiempo real. Una vez extraídala muestra, se sella el orificio a través del reves-timiento con un tapón resistente a la corrosión ycapaz de soportar una presión diferencial de10,000 lpc [69 MPa].

Hoy ya se toman decisiones significativasbasadas en las mediciones del fluido de fondo depozo, efectuadas en tiempo real. El continuodesarrollo mejorará el rango y la confiabilidad deestas mediciones. —MAA

Resp

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Muestra de petróleodel campo Hibernia

Petróleo base

> Gráficas del cromatógrafo de gases del fluido del yacimiento y del petróleo base dellodo de perforación. Los picos agudos en las curvas son compuestos específicos decarbono, como los alcanos normales C30 [n-C30]. El pristane (Pr) y el phytane (Ph) songeomarcadores encontrados en los fluidos del yacimiento. Se aplica un factor de escalaal espectro del petróleo base antes de sustraerlo del espectro del petróleo del yaci-miento. Dicho factor de escala está relacionado con el grado de contaminación.

PlataformaBonavista

Falla

Mur

re

Falla Nautilus

N

0

0 1 2 3 millas

1 2 3 4 5 km

> Regiones de fluidos en el campo Hibernia. Se han definido siete regiones distintas paralos fluidos del campo Hibernia, basadas en los constituyentes y en las propiedades físicasdeterminadas de las muestras de fluidos obtenidas con pruebas DST y MDT.

19. El punto de escurrimiento es la temperatura más baja ala que el petróleo comenzará a fluir bajo condicionesestándar de prueba. El punto de turbidez es la tempera-tura a la cual las moléculas de parafina comienzan acristalizarse, tal como se observa visualmente.

20. Van Dusan A, Williams S, Fadnes FH e Irvine FortescueJ: “Determination of Hydrocarbon Properties by OpticalAnalysis During Wireline Fluid Sampling,” artículo de laSPE 63252 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 deoctubre de 2000.

44 Oilfield Review

El calentamiento global y la industria de exploración y producción

Melvin CannellCentro de Ecología e Hidrología Edimburgo, Escocia

Jim FilasRosharon, Texas, EUA

John HarriesFacultad Imperial de Ciencia, Tecnología y Medicina, Londres, Inglaterra

Geoff JenkinsCentro Hadley de Predicción e Investigación del Clima Berkshire, Inglaterra

Martin ParryUniversidad de Anglia Oriental, Norwich, Inglaterra

Paul RutterSunbury on Thames, Inglaterra

Lars SonnelandStavanger, Noruega

Jeremy WalkerHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a David Harrison, Houston, Texas, EUA; DwightPeters, Sugar Land, Texas; y Thomas Wilson, Caracas,Venezuela. En especial, se agradece al Centro Hadley dePredicción e Investigación del Clima, Berkshire, Inglaterra,por proporcionar gráficas que se utilizaron como base paraalgunas de las cifras que aparecen en este artículo.

¿Hasta qué grado las emisiones de gases generadas por el hombre que contribuyen al

efecto invernadero pueden provocar un cambio climático? Esta pregunta ha dado lugar

a un intenso debate en todo el mundo. Los cambios continuos de la temperatura de la

Tierra, pronosticados por muchos científicos, podrían afectar radicalmente la manera

en que vivimos y hacemos negocios. Este artículo examina la evidencia y los argu-

mentos acerca del calentamiento global y describe algunas de las acciones paliativas

que se están implementando en la industria de exploración y producción (E&P).

Los científicos utilizan el lenguaje con cautela. Amenudo pecan por su reticencia a explayarse. Amediados de la década de 1990, en el SegundoInforme de Evaluación del Panel Interguberna-mental sobre el Cambio Climático (IPCC, por sussiglas en inglés), los líderes científicos de todo elmundo asintieron que “la suma de evidenciassugiere una influencia humana discernible sobreel cambio global.” En julio de 2001, para el TercerInforme de Evaluación del IPCC, los expertos con-cluyeron algo más. Considerando la nueva evi-dencia y tomando en cuenta las incertidumbresque persisten, el panel declaró que “es probableque la mayor parte del calentamiento globaldurante los últimos 50 años se deba al aumentoen las concentraciones de gases que contribuyenal efecto invernadero.”1 El IPCC define la palabra“probable” como una probabilidad del 66 al 90%de que la aseveración sea cierta.

Un importante e influyente segmento de lacomunidad científica global cree firmemente quela actividad humana ha contribuido a una eleva-ción de la temperatura promedio de la superficieterrestre y al cambio climático resultante en todoel mundo. Piensan que tal actividad puede estarintensificando el llamado “efecto invernadero.”Otros distinguidos científicos no están deacuerdo, y algunos de ellos desestiman la visióndel IPCC por considerarla simplista.

El efecto invernadero y el efecto invernadero acentuadoEfecto invernadero es el nombre que se da almecanismo aislante por el cual la atmósferamantiene la superficie terrestre a una tempera-tura sustancialmente mayor a la que tendría enausencia de atmósfera. Este efecto se puedeilustrar comparando los efectos de la radiaciónsolar en la superficie terrestre y lunar. Ambas, entérminos generales, se hallan equidistantes delsol, el cual genera la radiación que las calienta, yambas reciben cerca de la misma cantidad deenergía calorífica por metro cuadrado de sussuperficies. Sin embargo, la Tierra posee unatemperatura mucho más elevada (un promedioglobal de 15ºC [59ºF], comparada con la de laluna (-18ºC [-0.4ºF]). La diferencia se debe engran medida a que la luna casi no tiene atmós-fera, mientras que la densa atmósfera de laTierra captura de manera efectiva calor que deotro modo se propagaría al espacio.

Los climatólogos utilizan la analogía física delinvernadero para explicar cómo ocurre el calen-tamiento. La energía del sol, transmitida comoluz visible, pasa a través del cristal de un inver-nadero sin ningún obstáculo, es absorbida en pri-mer lugar por el piso y los elementos que estánen el interior y luego se emite nuevamente comoradiación infrarroja.

1. Climate Change 2001: The Scientific Basis: TheContribution of Working Group I to the Third AssessmentReport of the Intergovernmental Panel on ClimateChange. Nueva York, Nueva York, EUA, CambridgeUniversity Press (2000):10.

Debido a que la radiación infrarroja no puedepasar a través del vidrio tan fácilmente como la luzdel sol, parte de ella se retiene en el interior, y porlo tanto se eleva la temperatura dentro del inver-nadero, generando artificialmente un ambientemás cálido para estimular el crecimiento de lasplantas (derecha).

En el efecto invernadero natural, la atmósferade la Tierra actúa como los paneles de vidrio. Laenergía que proviene del sol como radiación visi-ble de longitud de onda corta pasa a través de laatmósfera, tal como lo hace a través del cristal delinvernadero, y es absorbida por la superficieterrestre, que luego la vuelve a emitir como radia-ción infrarroja de longitud de onda larga. La radia-ción infrarroja es absorbida por los gases que seproducen naturalmente en la atmósfera: vapor deagua, dióxido de carbono [C02], metano, óxidonitroso, ozono y otros, y luego se vuelve a irradiar.Si bien parte de la energía se expande al espacioexterior, la mayor parte se vuelve a irradiar haciala Tierra, calentando su superficie.2

El efecto invernadero acentuado ocurre cuandolas actividades humanas aumentan los niveles deciertos gases que se producen naturalmente. Sivisualizamos la atmósfera como una capa translú-cida que aísla la superficie terrestre, notaremosque el aumento de la concentración de estosgases que producen el efecto invernadero es equi-valente al aumento del espesor de la capa, inten-sificando sus propiedades aislantes (abajo).

46 Oilfield Review

La energía visible que proviene del sol pasa a través del cristal, calentando el suelo

El cristal refleja parte de la radiación infrarroja reemitida, la cual queda atrapada en el interior del invernadero

> La analogía del invernadero. Un invernadero atrapa una parte de la energíasolar que llega a él, aumentando la temperatura interior y creando unambiente artificialmente más cálido.

> Efectos invernadero natural y acentuado. En el efecto invernadero natural (izquierda), los gases atmosféricos naturales contribuyen al calentamiento dela superficie terrestre, al absorber y volver a irradiar parte de la energía infrarroja que proviene de la superficie. En el efecto invernadero acentuado (dere-cha), las mayores concentraciones de gas, causadas por la actividad humana, aumentan las cualidades aislantes de la atmósfera.

Invierno de 2001/2002 47

Las emisiones de gases de efecto invernaderocausadas por el hombre se producen de variasmaneras. Por ejemplo, se libera dióxido de car-bono a la atmósfera cuando se queman desechossólidos, madera y combustibles fósiles; petróleo,gas natural y carbón. El metano es emitido pordesechos orgánicos en descomposición en sitiosde relleno sanitario, durante la producción y eltransporte de combustibles fósiles, a través de laactividad agrícola y por la disociación de loshidratos de los gases. El óxido nitroso se liberadurante la combustión de desechos sólidos ycombustibles fósiles (arriba, a la izquierda).

El dióxido de carbono es el más importante,principalmente debido a que tiene una duraciónefectiva en la atmósfera cercana a 100 años y aque es el más abundante. Cada año, se emitenmás de 20 mil millones de toneladas cuando sequeman combustibles fósiles en aplicacionescomerciales, de transporte y generación de ener-gía. Otros 5.5 mil millones de toneladas se libe-ran durante los cambios de uso de las tierras,como es el caso de la deforestación.3 La concen-tración de CO2 en la atmósfera se ha elevado enmás del 30% desde que se inició la RevoluciónIndustrial.

El análisis del aire atrapado en las capas dehielo antártico indica que el nivel de dióxido decarbono en la atmósfera en los días preindustrialesera de alrededor de 270 partes por millón (ppm).Hoy, las lecturas tomadas en el ObservatorioMauna Loa de Hawai, EUA, indican una concen-tración cercana a 370 ppm.4

Las concentraciones de metano y óxidonitroso, que tienen duraciones efectivas de 10 y150 años, respectivamente, también han más queduplicado las cantidades de metano y han ele-vado las de óxido nitroso en cerca del 15%durante el mismo período. Ambos se encuentrana niveles mucho más bajos que el CO2—elmetano a 1.72 ppm y el óxido nitroso a 0.3 ppm—pero ejercen una influencia significativa debido asu efectividad para atrapar el calor. El metano es21 veces más efectivo en este sentido que el CO2,mientras que, molécula por molécula, el óxidonitroso es 310 veces más efectivo.5

El potencial de un gas para el calentamientoglobal es una medida de su capacidad de provo-car dicho calentamiento durante los próximos 100años. El efecto de calentamiento de una emisiónadicional equivalente a 1 kg [2.2 Ibm] de un gasde efecto invernadero liberado hoy en día—enrelación a 1 kg de CO2—dependerá de su dura-ción efectiva, de la cantidad de radiación infra-rroja adicional que absorberá y de su densidad.En base a esto, los expertos calculan que duranteeste siglo, el CO2 será responsable de casi dostercios del calentamiento pronosticado para elfuturo, mientras que el metano lo será de uncuarto y el óxido nitroso de alrededor de unadécima parte (arriba a la derecha).6

Medición y modelado del cambio climáticoLos científicos del IPCC creen que ya estamosexperimentando un efecto invernadero acen-tuado. Según los resultados de sus investigacio-nes, la temperatura promedio global de lasuperficie terrestre aumentó en cerca de 0.6°C[1.1°F] durante el último siglo. Ellos sostienen queeste aumento es mayor que el que puede expli-carse por las variaciones climáticas naturales. Elpanel considera que sólo hay entre 1 y 10% deprobabilidad de que la variabilidad inherente porsí misma sea la causa de este nivel de calenta-miento. La mayoría de los estudios sugiere que, alo largo de los últimos 50 años, la velocidad y lamagnitud estimadas de calentamiento debido alaumento de las concentraciones de gases deefecto invernadero por sí solo es comparable omayor al calentamiento observado.7

2. Esta descripción es una simplificación. De hecho, cercadel 25% de la radiación solar es reflejada nuevamentehacia el espacio antes de alcanzar la superficie terrestrepor las nubes, moléculas y partículas, y otro 5% es refle-jado por la superficie de la Tierra. Otro 20% es absorbidoantes de alcanzar la Tierra por el vapor de agua, el polvo ylas nubes. El resto—sólo un poco más de la mitad de laradiación solar entrante—es lo que absorbe la superficiedel planeta. La analogía del invernadero, aunque frecuen-temente utilizada, sólo es exacta a medias. Los invernade-ros cumplen su función principalmente al impedir elproceso natural de convección.

3. Jenkins G, Mitchell JFB y Folland CK: “The GreenhouseEffect and Climate Change: A Review,” Sociedad Real(1999): 9-10.

4. Referencia 1: 12.5. “The Greenhouse Effect and Climate Change: A Briefing

from the Hadley Centre,” Berkshire, Inglaterra: CentroHadley de Predicción e Investigación del Clima (Octubrede 1999): 7.

6. Referencia 5: 7.7. Referencia 1: 10.

Metano 24%

Óxido nitroso 10%

Otros 3%

Dióxido de carbono 63%

> Proyección del calentamiento relativo por losdiferentes gases de efecto invernadero duranteeste siglo. De los distintos gases de efecto inver-nadero, se piensa que el dióxido de carbono seráel que causará un calentamiento global adicionalmayor, seguido por el metano y el óxido nitroso.

Dióxido de carbono

Metano

Óxido nitroso

Fluorurocarbonos

Nivel de ozono a nivel del suelo

Aerosoles

Combustión de combustibles fósiles y maderas Cambios en el uso de las tierras

Producción y transporte de combustibles fósiles Desechos en descomposiciónAgriculturaDisociación de los hidratos gaseosos

Combustión de combustibles fósilesCombustión de los desechos

Producción

TransporteEmisiones industriales

Generación de energíaTransporte

100 años

10 años

150 años

100 años

3 meses

2 semanas

Constituyente atmosférico Fuente Duración

> Fuentes de emisión causadas por el hombre y duración de losgases de efecto invernadero. Varios gases y aerosoles se emi-ten día a día en actividades comerciales, industriales y residen-ciales. El dióxido de carbono es el más importante, debido a suabundancia y a su duración efectiva en la atmósfera, que escercana a 100 años.

Para comprender mejor los procesos físicos, quí-micos y biológicos involucrados, los científicosque investigan las variaciones del clima diseñancomplejos modelos matemáticos del sistema cli-mático terrestre. Luego, estos modelos se utili-zan para simular los cambios pasados y predecirlas variaciones futuras. Mientras mejor se ajus-ten las simulaciones a los registros históricos delclima creados de observaciones directas, másconfían los científicos en sus capacidades predic-tivas (abajo).

El gran esfuerzo por diagnosticar y predecir elimpacto del calentamiento global ha dado comoresultado simulaciones cada vez más sofistica-das. Por ejemplo, un modelo tridimensional (3D)de última generación de la atmósfera oceánicadesarrollado en el Centro Hadley de Predicción eInvestigación del Clima, en Berkshire, Inglaterra,parece replicar—con una precisión razonable—la evolución del clima global durante fines delsiglo XIX y el siglo XX. Esta simulación coincidecon registros que muestran claramente que la

temperatura media de la superficie terrestre haaumentado en 0.6°C ± 0.2°C [1.1°F ± 0.4°F]desde 1860, pero que el avance no ha sido cons-tante. La mayor parte del calentamiento ocurrióen dos períodos distintos—de 1910 a 1945, ydesde 1976—con pocos cambios en las tresdécadas transcurridas entre ellos.

Cuando los factores que tienen influencia enel clima de la Tierra varían—concentraciones degases de efecto invernadero, pero también emi-sión de calor del sol, por ejemplo—ejercen una“presión” sobre el clima (véase “Aumentos en lapresión del efecto invernadero,” páginasiguiente). Una presión positiva produce calenta-miento, mientras que una negativa resulta en unenfriamiento. Cuando los investigadores delCentro Hadley y del Laboratorio de RutherfordAppleton, cerca de Oxford, Inglaterra, simularonla evolución del clima del siglo XX, concluyeronque, por sí mismas, las presiones naturales—cambios en las emisiones volcánicas, emisiónsolar y otros fenómenos—no podían explicar elcalentamiento de las décadas recientes. Tambiénconcluyeron que las presiones antropogénicas, ocausadas por el hombre, por sí solas eran insufi-cientes para explicar el calentamiento observadodesde 1910 hasta 1945, pero que fueron necesa-rias para reproducir el calentamiento ocurridodesde 1976. Sin embargo, mediante la combina-ción de las dos simulaciones, los investigadorespudieron reproducir el patrón de cambio de tem-peratura con una precisión razonable. La concor-dancia entre las variaciones de temperaturaobservadas y simuladas tiende a confirmar que elcalentamiento del siglo XX es el resultado de unacombinación de factores naturales y externos(izquierda).8

Además de examinar la temperatura mediaglobal, los investigadores del Centro Hadley tam-bién compararon los patrones geográficos delcambio de temperatura a lo largo de la superficieterrestre. Utilizaron modelos para simular lasvariaciones climáticas causadas por las concen-traciones de gas de efecto invernadero y compa-raron la “huella” resultante de los patrones decambio surgidos de la observación. Existen nota-bles similitudes entre la huella generada por unasimulación de los últimos 100 años de cambiosde temperatura y los patrones efectivamenteobservados durante dicho período (páginasiguiente).

A pesar de los muchos avances, el modeladodel clima sigue siendo una ciencia inexacta. Espreocupante que, hasta el día de hoy, las simula-ciones no pueden representar de manera ade-cuada ciertos mecanismos de retroalimentación,especialmente aquéllos en los que participan lasnubes. Los investigadores como los que trabajan

48 Oilfield Review

Actualización y refinación del modelo

Comparación y validación

Modelo de sistema climático

Simulaciónnumérica

Comportamientopronosticado

Comportamiento observado

> Simulaciones del clima. Los científicos utilizan sofisticados modelos y simulacio-nes numéricas del sistema climático terrestre para confirmar los cambios de tem-peratura históricos y pronosticar los cambios futuros. Los resultados se validanpor comparación con las mediciones de temperatura reales. Estos análisis confor-man una base para actualizar y afinar la confiabilidad de las simulaciones.

1.0ModeloObservaciones

0.5

0.0

–0.5

–1.01850 1900

Anom

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tem

pera

tura

en

°C

Anom

alía

s de

tem

pera

tura

en

°C

Sólo factores naturales

1950 2000

1.0ModeloObservaciones

ModeloObservaciones

0.5

0.0

–0.5

–1.01850 1900

Sólo factores humanos

1950 2000

1.0

0.5

0.0

–0.5

–1.01850 1900

Factores humanos y naturales

1950 2000

> Calentamiento global observado y simulado. Ni los efectos naturales ni los causados por el hombrepor sí solos dan cuenta de la evolución del clima de la Tierra durante el siglo XX. Sin embargo, median-te la combinación de ambos, el patrón observado se reproduce con una precisión razonable.

Invierno de 2001/2002

en el Centro Hadley, no pretenden que la concor-dancia entre los cambios de temperatura obser-vados y simulados impliquen un modelo climáticoperfecto, pero si las sofisticadas simulacionesactuales del cambio climático siguen coinci-diendo estrechamente con las observaciones, loscientíficos confiarán en mayor medida en suscapacidades de predicción.

El punto de vista opuestoNo todos los científicos aceptan las conclusionesdel IPCC. Muchos investigadores distinguidosargumentan que el enfoque del panel es dema-siado simplista. Por ejemplo, el Dr. RichardLindzen, profesor titular de la Cátedra Alfred P.Sloan de Metereología del Instituto Tecnológicode Massachussets (MIT, por sus siglas en inglés)de Cambridge, EUA, sugiere que las nubes que seencuentran sobre el trópico actúan como un ter-

mostato y que cualquier calentamiento futurodebido al aumento de la concentración de dió-xido de carbono sería significativamente menor alo que predicen los modelos actuales.

Los científicos han planteado fuertes objecio-nes en el sentido de que incluso los modelossofisticados no describen adecuadamente lacomplejidad de los mecanismos en juego. Ungrupo de investigadores del Centro Harvard-Smithsonian de Astrofísica de Cambridge,Massachussets, por ejemplo, plantea que haydemasiados aspectos desconocidos y muchasincertidumbres en el modelado del clima comopara confiar en la precisión de las prediccionesactuales. El grupo argumenta que incluso si lasociedad tuviera un control total sobre cuántoCO2 se lanza a la atmósfera, existen otras varia-bles del sistema climático que no están lo sufi-cientemente definidas como para generar

pronósticos confiables. Los investigadores noniegan que haya una contribución significativacausada por el hombre, sino más bien arguyenque los científicos no saben aún lo suficienteacerca de los sistemas climáticos y deberían sercuidadosos a la hora de asignar una excesivarelevancia a los modelos existentes.9

8. Stott PA, Tett SFB, Jones GS, Allen MR, Mitchell JFB yJenkins GJ: “External Control of 20th Century Temperatureby Natural and Anthropogenic Forcings,” Science 290,no. 5499 (15 de diciembre de 2000): 2133-2137.

9. Soon W, Baliunas S, Idso SB, Kondratyev KY yPostmentier ES: “Modelling Climatic Effects ofAnthropogenic Carbon Dioxide Emissions: Unknowns andUncertainties,” Preimpresión del Centro de Astrofísica.Cambridge, Massachussets, EUA: Centro Harvard-Smithsonian de Astrofísica (10 de enero de 2001): apare-cerá como un artículo en Climate Research.

90˚ N

45˚ N

90˚ S

45˚ S

90˚ NSimulados

Observados

45˚ N

90˚ S

45˚ S

90˚ O 0˚ 90˚ E 180˚ E

–0.5 0.5 1 1.5 20–1

90˚ O 0˚ 90˚ E 180˚ E

180˚ O

180˚ O

–0.5 0.5 1 1.5 20–1

> Cambios observados (arriba) y simulados (abajo) de la temperatura superfi-cial del aire. Los modelos numéricos reproducen bastante bien los patronesde temperatura global producidos por las mediciones del cambio de la tem-peratura del aire. Los valores aumentan de positivos a negativos, a medidaque la escala de color pasa de azul a rojo.

Aumentos en la presión delefecto invernadero

A principios del año 2001, los científicos de laFacultad Imperial de Ciencia, Tecnología yMedicina de Londres, Inglaterra, publicaronla primera observación experimental de uncambio del efecto invernadero. Los estudiosprevios habían estado limitados en granmedida a simulaciones teóricas.1 Los cambiosen el efecto invernadero de la Tierra se pue-den detectar a partir de variaciones en elespectro de la radiación de longitud de ondalarga emergente, una medida de la manera enque la Tierra emite calor hacia el espacio que,además, tiene las huellas de los gases respon-sables del efecto invernadero.

Desde octubre de 1996 hasta julio de 1997,un instrumento a bordo del satélite japonésADEOS midió los espectros de radiación delongitud de onda larga que emergían de laTierra. El grupo de la Facultad Imperial com-paró los datos del satélite ADEOS con losdatos obtenidos 27 años atrás con un instru-mento similar a bordo del satélite meteoroló-gico Nimbus 4 de la Administración Nacionalde Aeronáutica Espacial (NASA, por sus sigasen inglés). La comparación de los dos espec-tros infrarrojos a cielo descubierto, propor-cionó evidencia de un aumento significativoen los niveles atmosféricos de metano, dió-xido de carbono, ozono y fluorurocarbonosdesde 1970. Las simulaciones indican queestos aumentos son responsables de losespectros observados.

1. Harries JE, Brindley HE, Sagoo PJ y Bantges RJ:“Increases in Greenhouse Forcing Inferred from theOutgoing Longwave Radiation Spectra of the Earth in1970 and 1997,” Nature 410, no. 6832 (15 de marzo de2001): 355-357.

49

Existen nuevos estudios científicos que estánarrojando más luz sobre el problema. Por ejem-plo, investigaciones previas han llegado a la con-clusión de que el equilibrio climático terrestre seve afectado no sólo por las emisiones de gasesde efecto invernadero causadas por el hombre,tales como las generadas por la combustión decombustibles fósiles, sino también por pequeñaspartículas llamadas aerosoles, como las forma-das a partir del dióxido de sulfuro, que enfrían lasuperficie terrestre al hacer rebotar la luz solarhacia el espacio. Pero hay nuevos hallazgos que

sugieren que las cosas pueden no ser tan sim-ples. Un investigador de la Universidad deStanford, California, EUA, plantea que las emi-siones de negro de humo, u hollín, provenientesdel quemado de biomasas y combustibles fósilesestá interfiriendo con la reflectividad de los aero-soles, oscureciendo su color, de modo tal queabsorben más radiación. Esto reduce el efecto deenfriamiento y podría significar que el negro dehumo es una causa importante del calentamientoglobal, junto con el dióxido de carbono y otrosgases de efecto invernadero.

Las simulaciones atmosféricas por computa-dora usualmente suponen que los aerosoles y laspartículas de hollín están separados, o mezcladosde manera externa. También existe un estado demezcla interna en el cual los aerosoles y el hollínse combinan, pero nadie ha determinado aún conéxito las proporciones relativas de ambos esta-dos. El investigador de Stanford realizó una simu-lación en la que el negro de humo se combinabade manera sustancial con los aerosoles. Susresultados fueron más consistentes con lasobservaciones que las simulaciones que supusie-ron principalmente una mezcla externa. Aunqueesto podría implicar que el negro de humo es unelemento significativo que contribuye al calenta-miento, hay un aspecto positivo en este descubri-miento. A diferencia de la mayor duración deldióxido de carbono, el negro de humo desaparecemucho más rápidamente. Si tales emisiones sedetuvieran, la atmósfera estaría libre de negro dehumo en cuestión de semanas (izquierda).10

Predicción del efecto futuro del calentamiento globalEl IPCC ha descrito el estado actual del discerni-miento científico del sistema climático global y hasugerido cómo puede evolucionar este sistema enel futuro. Como ya se ha indicado, el panel con-firmó que el promedio de temperatura de la super-ficie terrestre aumentó cerca de 0.6°C durante losúltimos 100 años. Los análisis de datos del hemis-ferio norte indican que es probable que elaumento haya sido el mayor de todos los siglosdel último milenio. Debido a la escasez de datos,se sabe menos acerca de los promedios anualesantes del año 1000, así como para las condicionesreinantes en el hemisferio sur antes de 1861.

El informe del IPCC señala que las temperatu-ras han aumentado durante las últimas cuatrodécadas en los 8 km [5 millas] más superficialesde la atmósfera; la cubierta de nieve ha dismi-nuido en un 10% desde finales de la década de1960; el período anual durante el cual los ríos ylagos están cubiertos de hielo es cerca de dossemanas más corto que a comienzos de siglo, ylos niveles promedio del mar aumentaron de 0.1

50 Oilfield Review

10. Jacobson M: “Strong Radiative Heating due to theMixing State of Black Carbon in Atmospheric Aerosol.”Nature 409, no. 6821 (2001):695-697.

11. Referencia 1: 2-4.12. Referencia 1: 12-13.13. Climate Change 2001: Impacts, Adaptation and

Vulnerability. Contribución del Grupo de Trabajo II alTercer Informe de Evaluación del Panel Interguberna-mental sobre el Cambio Climático. Nueva York, NuevaYork, EUA: Cambridge University Press (2001): 5.

a 0.2 m [0.3 a 0.7 pies] durante el siglo XX. Elinforme señala además que, durante el siglopasado, las precipitaciones aumentaron en unporcentaje que varía entre el 0.5 y el 1 % pordécada en la mayor parte de las latitudes mediasy altas de los continentes del hemisferio norte, yentre el 0.2 y el 0.3% por década en las áreas tro-picales (abajo a la izquierda).11

Si bien estos cambios pueden parecer modes-tos, los cambios pronosticados para este sigloson mucho más significativos. Las simulacionesde los niveles atmosféricos futuros de gases deefecto invernadero y aerosoles sugieren que laconcentración de C02 podría aumentar a valoresde entre 540 y 970 ppm. Para todos los escenariosconsiderados por el IPCC, tanto la temperaturapromedio global como el nivel del mar se elevaránpara el año 2100: la temperatura entre 1.4°C y5.8°C [2.5°F a 10.4°F] y el nivel del mar entre 0.09y 0.9 m [0.3 a 2.7 pies]. El aumento esperado dela temperatura es significativamente superior alrango de 1°C a 3.5°C [1.8°F a 6.3°F] estimado porel IPCC hace cinco años. También se pronosticaque aumentarán las precipitaciones. Se esperaque la cubierta de nieve del hemisferio norte dis-minuya aún más y que los glaciares y las capas dehielo sigan retrocediendo.12

Si los cambios de clima suceden como se pre-dice, podrían tener serias consecuencias tanto enlo que respecta a los fenómenos naturales—porejemplo, frecuencia y gravedad de los huraca-nes—como en los sistemas que sustentan alhombre. El Grupo de Trabajo II del IPCC, que eva-luó los efectos, la adaptación y la vulnerabilidad,declaró que si el mundo sigue calentándose,puede haber escasez de agua en áreas densa-mente pobladas, particularmente en las regionessubtropicales; un aumento generalizado delriesgo de inundaciones como resultado de lamayor cantidad de lluvias y el aumento de losniveles de los mares; más enfermedades trans-mitidas por insectos, como la malaria, y por elagua, como el cólera; y una menor cantidad de ali-mentos debido a la caída de las cosechas de gra-nos como resultado del aumento del calor. Inclusoaumentos mínimos de la temperatura puedencausar problemas en zonas tropicales donde algu-nos cultivos ya están cerca de su máximo umbralde tolerancia a la temperatura (página siguiente).13

Radiaciónen el espacio

Radiaciónen el espacio

Radiaciónde la superficie

terrestre

Radiaciónde la superficie

terrestre

EstadoHollín

Constituyentes de hollín y aerosol aglutinados

(mezcla interna)

Constituyentes de hollín y aerosol separados

(mezcla externa)

> Efecto de los aerosoles y del hollín. Las simula-ciones de temperatura que dan cuenta de unaacumulación mezclada de manera interna, oaglutinada, de aerosoles y hollín (derecha) sonmás consistentes con las observaciones que lasacumulaciones separadas, o mezcladas externa-mente (izquierda).

Cambio global promedio de la

temperatura superficial (de 1900 a 2000)

Resultados:

10% de disminución en la capa de nieve (desde fines de la década de 1960)

el período de duración de la capa de hielo es 2 semanas más corto

elevación del nivel del mar de 0.1 a 0.2 maumento de las precipitaciones de 0.5 a 1% por década (hemisferio norte)

+0.6°C

> Observaciones del impacto del efecto inverna-dero. Se ha postulado que el aumento de tempera-tura de 0.6°C observado durante los últimos 100años ha sido la causa de la disminución de la capade nieve y de hielo, de la elevación de los nivelesdel mar y del aumento de las precipitaciones.

Invierno de 2001/2002 51

El aumento del nivel del mar podría amenazarcinco puntos de África que tienen grandes cen-tros de población costera: el Golfo de Guinea,Senegal, Gambia, Egipto y la costa sudeste delcontinente africano. Incluso con un escenariorelativamente conservador de un aumento delnivel del mar de 40 cm [15.8 pulg] para la décadade 2080, agregaría 75 a 200 millones de perso-nas a la cifra de quienes actualmente están enriesgo de verse afectados por inundacionesdebido a tormentas costeras, con decenas demiles de millones de dólares de pérdida de bie-nes en cada país.14

África, América Latina y los países en desa-rrollo de Asia pueden presentar un doble pro-blema, puesto que son los más susceptibles a losefectos adversos del cambio climático y carecende la infraestructura para responder al potencialimpacto social y económico.

El Grupo de Trabajo II del IPCC “cree firme-mente” que:• El aumento de sequías, inundaciones y otros

fenómenos extremos en África se añadirían alos problemas de fuentes de agua, seguridadde las fuentes alimenticias, salud humana einfraestructura, así como limitarían la posibili-dad de alcanzar un mayor desarrollo.

• El aumento del nivel del mar y la intensidad delos ciclones tropicales en las zonas templadasy tropicales de Asia podrían desplazar a de-cenas de millones de personas de las zonascosteras bajas, mientras que la mayor inten-sidad de las lluvias elevaría los riesgos deinundaciones.

• Las inundaciones y sequías serían más fre-cuentes en América Latina, y las inundacionesaumentarían las cargas de sedimentos y degra-darían la calidad del agua.

El Grupo de Trabajo “afirma con medianaseguridad” que:• La reducción en el promedio anual de lluvias,

escurrimientos y humedad del suelo aceleraríala creación de desiertos en África, especial-mente en el sur, en el norte y en el oeste.

• La disminución de la productividad agrícola yde acuicultura debido al exceso de calor y lafalta de agua, el aumento del nivel del mar, lasinundaciones, las sequías y los ciclones tropi-cales disminuirían la estabilidad de las fuentesalimenticias en muchos países de las zonasárida, tropical y templada de Asia.

• En América Latina aumentaría la exposición aenfermedades tales como la malaria, el den-gue y el cólera.15

Sin embargo, no todos los efectos seríannegativos. Entre los efectos positivos futuros sepueden mencionar el aumento de las cosechasen algunas regiones de latitudes medias; unaumento de las fuentes de madera a nivel global;una mayor disponibilidad de agua en algunasregiones, como en zonas del sudeste asiático,que actualmente experimentan escasez de agua;y menores tasas de mortalidad invernales en paí-ses de latitudes medias a altas.16

Otros estudios, tales como el informe“Efectos del cambio climático en los EstadosUnidos” del Programa de Investigación Global delos EUA y el informe del Proyecto ACACIA(Consorcio para la Aplicación de Evaluaciones delImpacto Climático), concuerdan con los pronósti-cos futuros del IPCC y ofrecen una descripciónmás detallada para regiones específicas.

De acuerdo con el estudio de los EUA, supo-niendo que no haya iniciativas de importanciapara reducir el continuo crecimiento de las emi-siones mundiales de gases de efecto invernadero,se puede esperar que las temperaturas en los EUA

aumenten entre 3°C y 5°C [5.4°F a 9°F] durante lospróximos 100 años, en comparación con el rangomundial de 1.4°C a 5.8°C [2.5°F a 10.4°F] sugeridopor el IPCC.17

Suponiendo que no haya iniciativas de impor-tancia, otras predicciones incluyen:• El aumento del nivel del mar puede exponer las

áreas costeras a un mayor riesgo de tormentas,particularmente en el sudeste de los EUA.

• Puede aumentar considerablemente la sensa-ción térmica—la combinación de temperaturay humedad—y la frecuencia de las olas de ca-lor, particularmente en las principales ciudades.

• El continuo deshielo del permafrost y el derre-timiento del hielo marino en Alaska podríadañar aún más los bosques, edificios, caminosy líneas costeras.

Escasez de agua

Menores fuentes de alimentos

Mayor exposición a las enfermedades

Aumento en la frecuencia e intensidad de malas condiciones climáticas

Mayores inundaciones

> Efectos futuros del calentamiento global. Los científicos del IPCC pronostican una serie de conse-cuencias si los cambios climáticos coinciden con las últimas simulaciones, las que incluyen desde laescasez del agua hasta las inundaciones y la escasez de alimentos.

14. Referencia 13: 13-14.15. Referencia 13: 14-15.16. Referencia 13: 6.17. Climate Change Impacts on the United States, The

Potential Consequences of Climate Variability andChange: Foundation Report. Nueva York, Nueva York,EUA: Cambridge University Press (2001): 6-10.

En Europa, es de esperar que los cambios cli-máticos negativos tengan mayor impacto en lazona sur que en la zona norte. Algunos sectores,como la agricultura y la industria forestal, severán más afectados que otros, como la industriamanufacturera y minorista, y las regiones margi-nales y más pobres sufrirán efectos más adver-sos que las más ricas.

El informe ACACIA, que fue la base de lasconclusiones del IPCC acerca del efecto enEuropa, pronostica lo siguiente para EuropaMeridional:• Para el año 2020 se habrá duplicado la fre-

cuencia de veranos más largos y más caluro-sos, quintuplicándose en el sur de España yaumentando la demanda de aire acondicio-nado.

• El volumen de agua disponible disminuirá enun 25%, reduciendo el potencial agrícola. Seráesencial un cuidadoso planeamiento parasatisfacer las futuras necesidades urbanas deagua.

• Aumentarán la desertificación y los incendiosforestales.

• El deterioro de la calidad del aire en las ciuda-des y las excesivas temperaturas en las playaspodría reducir el uso recreacional y los ingre-sos por turismo relacionados con el mismo.

Las predicciones para Europa del Norte son:• Para el año 2020, disminuirá a la mitad la fre-

cuencia de inviernos fríos.• Retrocederá la llanura septentrional y podría

haber una pérdida de hasta el 90% de los gla-ciares alpinos para fines del siglo.

• De manera inversa, los cambios del climaaumentarían la productividad agrícola y fores-tal y la disponibilidad de agua, aunque aumen-taría el riesgo de inundaciones (arriba).18

El debate sociopolítico y su efecto en losprocesos y en la tecnologíaHaciendo un balance, los potenciales peligros yefectos adversos del calentamiento global supe-ran con creces a los posibles beneficios.Actualmente se está buscando desarrollar opcio-nes legislativas y técnicas para mitigar los efec-tos del futuro cambio climático.

Con sus 100 años de duración efectiva, laconcentración de C02 en la atmósfera posee unalenta respuesta a cualquier disminución de lasemisiones. Si no se hace algo para reducir lasemisiones, la concentración podría más queduplicarse durante el próximo siglo. Si las emi-siones bajaran a los niveles de 1990, la concen-tración aún aumentaría, probablemente a más de500 ppm. Aún cuando las emisiones disminuye-

ran a la mitad de ese nivel y se mantuvieran asídurante 100 años, todavía se observaría un lentoaumento en la concentración. Las mejores esti-maciones sugieren que sería necesaria unareducción del 60 al 70% de los niveles de emi-sión de 1990 para estabilizar la concentración deC02 a los valores de 1990.19

En base a esta realidad, han habido intentospolíticos por enfrentar este problema durantecasi una década, que han alcanzado, en el mejorde los casos, modestos resultados. Si bien unanálisis en profundidad de los aspectos políticosdel calentamiento global está fuera del alcancede este artículo técnico, las conferencias cele-bradas hasta la fecha y los protocolos surgidosde ellas, ilustran los desafíos que enfrentarán latecnología y los procesos petroleros de la pró-xima generación, así como los negocios y laindustria en general (página siguiente).

El movimiento político por lograr un consensoglobal comenzó en 1992 en la Conferencia de lasNaciones Unidas sobre Medio Ambiente yDesarrollo, celebrada en Río de Janeiro, Brasil.Esta conferencia tuvo como resultado laEstructura de la Convención de las NacionesUnidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC, porsus siglas en inglés), una declaración de inten-ciones acerca del control de las emisiones de gasde efecto invernadero, firmado por la gran mayo-

ría de los líderes mundiales. El Artículo II de laconvención, que entró en vigencia en 1994, seña-laba que los firmantes habían acordado “lograr laestabilización de las concentraciones de gasesque causan el efecto invernadero en la atmósferaa un nivel que evitara la interferencia antropogé-nica que amenazara el sistema climático... dentrode un tiempo suficiente como para permitir quelos ecosistemas se adapten naturalmente alcambio climático. Esto para asegurar que la pro-ducción de alimentos no se vea amenazada ypara posibilitar que el desarrollo económico selleve a cabo de manera sustentable.” Las nacio-nes desarrolladas que participaron de la inicia-tiva además se comprometieron a reducir susemisiones de gases de efecto invernadero en elaño 2000 a los niveles de 1990.

En 1997, se fijó un objetivo más ambicioso enel Protocolo de Kyoto, un acuerdo diseñado paracomprometer a las 38 naciones más ricas delmundo a reducir sus emisiones de gases deefecto invernadero en un promedio de al menosun 5% por debajo de los niveles de 1990, duranteel período comprendido entre los años 2008 y2012.20 El Protocolo de Kyoto depositó la mayorparte de la responsabilidad en los países desa-rrollados, que, como grupo, habían sido respon-sables de la mayor parte de los gases de efectoinvernadero presentes en la atmósfera. Excluyó a

52 Oilfield Review

Aumento del nivel del marMayor sensación térmica

SequíasInundaciones Escasez de alimentosExpansión de los desiertosAumento del nivel del mar

Veranos más calurososEscasez de aguaAumento de los incendios forestalesDeterioro de la calidad del agua

InundacionesAumento de las lluviasCiclones intensosDisminución de las fuentes de alimentos

InundacionesSequíasMenor calidad del agua

Glaciares en retroceso Deshielo del permafrost Derretimiento del hielo marino

> Impacto del calentamiento global por región. Todos los continentes se verán afectados de manerasignificativa si continúa el proceso de calentamiento global. El tipo y la gravedad de los efectos espe-cíficos variarán, así como la capacidad de cada continente o país para utilizar su infraestructura ytecnología para enfrentar el cambio.

Invierno de 2001/2002 53

más de 130 países en desarrollo, si bien muchasnaciones menos desarrolladas estaban contribu-yendo al problema en su carrera por alcanzar almundo desarrollado. Los países de la UniónEuropea (UE) acordaron una reducción del 8% yEstados Unidos prometió una disminución del7%, en base a los niveles de 1990. Para queentrara en vigor, se acordó que el Protocolo debíaser ratificado por 55 países como mínimo, inclui-dos aquellos países desarrollados responsablesde por lo menos el 55% de las emisiones de CO2

de 1990.Los objetivos fijados en Kyoto son más riguro-

sos de lo que podría parecer a primera vista,puesto que muchas economías desarrolladas,hasta hace muy poco, han estado creciendo rápi-damente y emitiendo mayores cantidades degases de efecto invernadero. En 1998, por ejem-plo, el Departamento de Energía de EUA pronos-ticó que las emisiones de los EUA en el año 2010superarían el objetivo de Kyoto en un 43%.

Las conversaciones de noviembre de 2000 enLa Haya para la implementación del Protocolo deKyoto, colapsaron cuando la UE rechazó una soli-citud de que los 310 millones de toneladas deC02 que, se estima, absorben los bosques de losEstados Unidos se descontaran de su compro-miso del 7%. En lugar de ello, la UE sugirió quese asignara a los Estados Unidos una compensa-ción de 7.5 millones.

En julio de 2001, 180 miembros de la UNFCCCalcanzaron un acuerdo amplio sobre un regla-mento operativo para el Protocolo de Kyoto enBonn, Alemania. Estados Unidos rechazó elacuerdo. Si el Protocolo se sigue desarrollando,el próximo paso sería que los gobiernos de lospaíses desarrollados lo ratifiquen, de tal modoque las medidas se pudieran poner en vigencia loantes posible, idealmente durante el año 2002.

Un problema resuelto en el encuentro de Bonnfue cuánto crédito recibirían los países desarro-llados en relación con sus objetivos de Kyoto porel uso de “sumideros” que absorben el carbonode la atmósfera. Se acordó que las actividadesque podían incluirse en esta categoría eran lareforestación y el manejo de bosques, tierras decultivo y tierras de pastoreo. Se fijaron cuotasindividuales por país de modo que, en la práctica,estos recursos compensen sólo una fracción delas reducciones de emisiones que puedan conta-bilizarse hacia los niveles planteados como obje-tivo. De manera similar, existen opciones dealmacenamiento del dióxido de carbono que seplantean como alternativas atractivas a los sumi-deros bajo ciertas condiciones (véase “Mitigacióndel impacto del dióxido de carbono: sumideros y

almacenamiento,” página 54). La conferenciatambién adoptó reglas para el llamadoMecanismo de Desarrollo Limpio (CDM, por sussiglas en inglés) a través del cual los países desa-rrollados pueden invertir en proyectos que benefi-cien el clima y reciban crédito por las emisionesque ello evite.

El Protocolo de Kyoto incluye un mecanismode cumplimiento. Por cada tonelada de gas queun país emite por sobre su objetivo, deberá redu-cir 1.3 toneladas adicionales durante el segundoperíodo de cumplimiento del Protocolo, quecomienza en el año 2013. Algunos informesseñalan que las concesiones hechas en la confe-rencia redujeron los cortes de emisiones requeri-dos por el Protocolo de un 5.2% a entre 0 y 3%en 2010. La UNFCCC es más cautelosa en susafirmaciones. A agosto del año 2001, no habíacalculado la manera en que los acuerdos de Bonnafectarían las reducciones de emisiones de lospaíses desarrollados según el Protocolo de Kyotoe indicó que esto no se podría saber con preci-sión sino hasta el período comprendido entre losaños 2008 y 2012.

Iniciativas de compañías de E&PHoy en día, muchas de las compañías de petróleoy de gas están abordando con seriedad el temadel calentamiento global, convencidas de que esimportante adoptar un enfoque de prevención.Otras han tomado una actitud más conservadora:coinciden en que el cambio climático puede plan-tear un riesgo real a largo plazo, pero señalan queaún no hay un discernimiento científico suficientecomo para hacer predicciones razonables y tomardecisiones acertadas, o para justificar medidas

drásticas. Todas concuerdan en que la industrianecesitará la introducción de una combinación decambios en los procesos y tecnologías avanzadas,para poder cumplir con los tipos de estándares deemisión propuestos.

BP y Shell han implementado estrategiassobre la base de que si bien los aspectos cientí-ficos del cambio climático aún no están confir-mados totalmente, es prudente actuar como si loestuvieran. Ambas compañías han fijado ambi-ciosos objetivos internos para la reducción desus propias emisiones. El Protocolo de Kyotoseñala la necesidad de una reducción general delas emisiones de gases de efecto invernadero depor lo menos un 5% para el período comprendidoentre 2008 y 2012, comparadas con las de 1990.BP se ha propuesto reducir sus emisiones de dió-xido de carbono en un 10% para el año 2010, res-pecto de las de 1990. Shell tiene intenciones dereducir las emisiones en un 10%, para el año2002, también respecto de las de 1990.

Conferencia

_____

Resultado

1992

Río de Janeiro,Brasil

_________

Declaración de intenciones

acerca del control de los gases de

efecto invernadero

1997

Kyoto,Japón

_________

Protocolo acerca de los niveles de reducción para un

período de compromiso

específico

2000

La Haya,Holanda

_________

Colapso de la implementación del plan para el Protocolo

de Kyoto

2001

Bonn,Alemania

_________

Acuerdo amplio acerca de un

reglamento para la implementación del Protocolo de Kyoto

(excepto los Estados Unidos)

> Principales conferencias internacionales acerca del cambio global. En 1992,en un foro de naciones celebrado en Río de Janeiro, Brasil, comenzó un esfuer-zo concertado para abordar las implicancias sociopolíticas del calentamientoglobal. La conferencia más reciente, realizada en julio de 2001 en Bonn, Alema-nia, fue el último intento por alcanzar algún tipo de acuerdo formal acerca de lareducción de las emisiones de gas de efecto invernadero.

18. Parry ML (ad): Assessment of Potential Effects andAdaptations for Climate Change in Europe. Norwich,Inglaterra: Instituto Ambiental Jackson, Universidad deAnglia Oriental, 2000.

19. Jenkins et al, referencia 3: 10.20. Protocolo de Kyoto, Artículo 31, disponible en el sitio Web:

http://www.unfccc.de/resource/docs/convkp/kpeng.html

(continúa en la página 56)

54 Oilfield Review

En el corto a mediano plazo, el mundo seguirádependiendo de los combustibles fósiles comofuentes de energía de bajo costo, razón por lacual hay un creciente interés en los métodospara controlar las emisiones de dióxido de car-bono; por ejemplo, la creación de sumideros yformas de almacenamiento de carbono enreservorios naturales en el subsuelo o en losocéanos.1

Sumideros de carbono—Los sumideros decarbono son bosques recientemente plantadosen donde los árboles toman CO2 de la atmósferaa medida que crecen y lo almacenan en susramas, troncos y raíces. Si los combustibles fósi-les liberan demasiado CO2 a la atmósfera, losniveles de descarga se pueden compensar, encierta medida, plantando nuevos árboles queabsorben y almacenan CO2.

En 1995, el IPCC estimó que se podrían plan-tar cerca de 345 millones de hectáreas [852millones de acres] de nuevos bosques entre1995 y 2050, los que podrían absorber cerca de38 gigatoneladas de carbono. Estas accionescompensarían cerca del 7.5% de las emisionesde combustibles fósiles. El IPCC añadió queotras medidas, tales como la disminución de ladeforestación tropical podrían permitir la ab-sorción de otras 20 a 50 gigatoneladas. En con-junto, los nuevos bosques, la agro-forestación, laregeneración y la disminución de la deforesta-ción podrían neutralizar entre un 12% y un 15%las emisiones de combustibles fósiles para elaño 2050. Lo atractivo de todo esto es que, si seimplementara globalmente, permitiría ganartiempo para la búsqueda de soluciones de largoplazo que permitan satisfacer las necesidadesenergéticas mundiales sin dañar el sistemaclimático.

Sin embargo, existen otros factores por consi-derar, tales como de qué manera cuantificar elcarbono que se absorbe, cómo comprobar lasdeclaraciones de volúmenes absorbidos y cómomanejar las “fugas.” Las fugas ocurren cuandolas acciones para aumentar el almacenamientode carbono en un lugar promueven en otroslugares actividades que causan una reduccióndel almacenamiento de carbono (fuga negativa)o un aumento del almacenamiento de carbono(fuga positiva). La conservación de un bosquepara que almacene carbono, por ejemplo, puedeproducir deforestación en otro punto (fuga nega-

tiva) o estimular la plantación de árboles enotros lugares para que proporcionen madera(fuga positiva). El proceso de crear sumiderosde carbono es reversible. En algún momentofuturo, algunos bosques se podrían volver nosustentables, fomentando un aumento de losniveles de CO2.

Almacenamiento de carbono—El dióxido decarbono se produce como un subproducto devarios procesos industriales, usualmente encombinación con otros gases. Si el CO2 se puedeseparar de los otros gases—en la actualidad, unproceso costoso—puede almacenarse en lugarde liberarse a la atmósfera. Se podría almacenaren los océanos, en los acuíferos salinos profun-dos, en yacimientos de petróleo y de gas agota-dos, o en la tierra como sólido. Probablemente,los océanos tengan la mayor capacidad potencial

de almacenamiento. Si bien desde el punto devista de la ingeniería no hay obstáculos realesque vencer, no se conocen muy bien las impli-cancias ambientales.

Durante años, se ha inyectado dióxido de car-bono en campos petroleros en producción paramejorar la recuperación de hidrocarburos y,normalmente, éste permanece en la formación.Sin embargo, el uso de yacimientos de petróleoo de gas agotados tiene la ventaja adicional deque se conoce muy bien la geología del yaci-miento, de modo que el almacenamiento selleva a cabo en áreas donde formaciones sellopueden contener el gas.

La primera experiencia de almacenamientode CO2 a escala comercial comenzó en 1996 enel campo de gas natural Sleipner, que pertene-cía a la compañía petrolera noruega Statoil.

Mitigación del impacto del dióxido de carbono: sumideros y almacenamiento

SleipnerOccidental

SleipnerOriental

NORUEGA

DINAMARCA

REINOUNIDO

MAR DEL NORTE

ALEMANIA

> Ubicación del campo Sleipner.

Invierno de 2001/2002 55

El proyecto se denominó Almacenamiento deCO2 en el Acuífero Salino (SACS, por sus siglasen inglés) y lo patrocina el programa de investi-gación Thermie de la Unión Europea. Un millónde toneladas—equivalente a un año de produc-ción de CO2—se retira del flujo de gas naturalutilizando un proceso de absorción por solventesy luego se reinyecta en el yacimiento Utsira, a900 m [2950 pies] debajo del lecho marino en elMar del Norte (página anterior). Según uninforme del Ministerio Noruego de Petróleo yEnergía, la formación Utsira es extensa y poseeun espesor de alrededor de 200 m [660 pies], demodo que, en teoría, puede albergar 800 milmillones de toneladas de CO2; esto equivale a lasemisiones de todas las plantas generadoras deenergía y principales instalaciones industrialesdel norte de Europa por varios de los próximossiglos (abajo).

Para monitorear el área de inyección de CO2,Schlumberger está realizando levantamientossísmicos en cuatro dimensiones (4D)—o de lap-sos de tiempo—que comparan los estudios sís-micos realizados antes y durante la inyección.Un levantamiento efectuado en 1994, dos añosantes de que comenzara la inyección, sirviócomo punto de referencia para la comparación

con un levantamiento de 1999, efectuado des-pués de haberse inyectado cerca de 2 millonesde toneladas de CO2. El aumento de las amplitu-des sísmicas en el levantamiento de 1999 mostróla ubicación donde el gas ha desplazado agua dela formación Utsira. Se ha programado otrolevantamiento 4D para fines de 2001 (abajo).

El proyecto de almacenamiento de CO2 en elcampo Sleipner ya ha motivado a otras compa-ñías de petróleo y de gas a considerar o planeariniciativas similares en el Sudeste Asiático,Australia y Alaska.

1. Cannell M: Outlook on Agriculture 28, no. 3: 171-177.

Prof

undi

dad,

m

Sleipner T Sleipner A

Pozo de inyección de CO2

Formación Utsira

Formación Heimdal

CO2

0

500

1000

1500

2000

2500

0

0 1640 3280 4920 pies

500 1000 1500 m

Pozos de producción y de inyección del campo Sleipner Oriental

> Pozo de inyección de dióxido de carbono en la formación Utsira. Esta formación tiene un espesor cercano a 200 m [660 pies] y puede contener el equi-valente a todas las emisiones de dióxido de carbono de todas las plantas generadoras de energía e instalaciones industriales del norte de Europa porvarios de los próximos siglos.

1994 1999

Monitoreo sísmico de inyección de CO2 en el campo Sleipner Sección sísmica E-O de referencia

tras la inyección de 2 millones de toneladas de CO2 desde 1996

no hay cambios sobre este nivel

Caída aparente de la velocidad debajo de

la nube de CO2

–250 m

Punto de inyección

Tope de la formación Utsira

500 m

> Respuestas sísmicas causadas por la inyección de dióxido de carbono. Un levan-tamiento sísmico de 1994 (izquierda) sirvió como punto de referencia para anali-zar un levantamiento de 1999 (derecha) que mostró el patrón de desplazamientodel agua de formación por el dióxido de carbono después de la inyección de 2millones de toneladas del gas.

Las compañías escogen reducir las emisionesde varias maneras distintas. El programa dereducción de emisiones de BP, por ejemplo,incluye algunos compromisos ambiciosos:• Asegurarse de que nada de lo que pueda ser

captado e, idealmente, reutilizado en algúnlugar se libere al medio ambiente. BP se hapropuesto detener la liberación intencional demetano y dióxido de carbono donde esto seaposible. Esto puede implicar rediseñar o reem-plazar equipos, e identificar y eliminar lasfugas.

• Mejorar el uso eficiente de la energía. Los inge-nieros están revisando todos los equipos gene-radores de energía para asegurarse de que lacompañía esté haciendo el mejor uso posiblede los combustibles de hidrocarburos y delcalor producido por la generación de energía.

• Eliminar el quemado de rutina. Es mejor que-mar gas que liberarlo directamente a la atmós-fera, pero aún así es un desperdicio dehidrocarburos; sin embargo, en ocasiones elquemado puede ser necesario por razones deseguridad.

• Desarrollar tecnologías para separar el dióxidode carbono de las mezclas de gas, y luego reu-tilizarlo para una mejor recuperación del petró-leo, o almacenarlo en yacimientos de petróleoy de gas que ya no estén en explotación, o enformaciones salinas (arriba).

Las compañías de petróleo integradas tam-bién están tratando de ayudar a los clientes areducir las emisiones de gases de efecto inverna-dero al aumentar la disponibilidad de combusti-bles con menor contenido de carbono y ofreceralternativas de energía renovable, tales como laenergía solar y la eólica.

Algunas compañías, entre ellas BP y Shell,han introducido sistemas internos de comerciali-zación de emisiones de gases de efecto inverna-dero. Lo interesante de la comercialización deemisiones es que permite que las reducciones selogren al menor costo; las compañías para las quelas reducciones de emisiones son poco costosas,pueden reducir sus emisiones y vender derechosde emisión a firmas que tendrían que pagar máspor disminuirlas. El sistema de comercializaciónde emisiones de BP se basa en el concepto deponer un tope y vender (cap and trade) y fue dise-ñado originalmente para proporcionar a BP expe-riencia práctica acerca de la participación en elmercado de comercialización de emisiones yaprender acerca de sus complejidades. En sunivel más simple, cada año se fija un tope paraguiar al grupo al uso más eficiente del capitalpara cumplir su objetivo del 10% para el año2010. Digamos, por ejemplo, que se ha planeadoel aumento de producción de una plataformamarina, causando con ello emisiones por sobre sunivel asignado. Si los costos de reducción en elsitio de la plataforma son mayores que el preciode mercado del CO2, la compañía puede decidircomprar permisos de CO2 para esa unidad denegocios. De manera similar, si una unidad deindustrialización ha modernizado su refinería yemite menos CO2 que lo permitido, es económi-camente deseable para ambas compañías que lasegunda venda sus permisos a la primera (abajo).

El funcionamiento de estos sistemas seráseguido muy de cerca no sólo por otras compa-ñías de petróleo y de gas, sino también por losgobiernos, ya que los principios que subyacen ala comercialización de emisiones son básica-mente los mismos, ya sea que la transaccióntenga lugar dentro de una sola compañía, entrecompañías dentro de un solo país, entre compa-ñías a nivel internacional o entre países.

Desarrollo y aplicación de tecnologías en el campo petroleroAl trabajar con las compañías de petróleo y degas, las principales empresas proveedoras deservicios se han mantenido a la vanguardia en laentrega de soluciones relacionadas con proble-mas de salud, seguridad y de medio ambiente;desde la reducción de la exposición del personala los riesgos en la localización del pozo, hasta laaplicación de químicos “ecológicos” que propor-cionen un rendimiento igual o superior mientrasdisminuyen el impacto ambiental, y a la aplica-ción de métodos para reducir o eliminar las emi-siones resultantes de procesos como el quemadode petróleo y de gas durante las operaciones depruebas de pozos.

Soluciones para eliminar el quemado a laatmósfera—El quemado de petróleo y de gasnatural durante las operaciones de pruebas depozos no sólo es costoso debido a la pérdida deingresos, sino que también produce grandes can-tidades de dióxido de carbono. También se libe-ran pequeñas cantidades de gases tóxicos, hollíne hidrocarburos no quemados. La eliminación delquemado de petróleo y, finalmente, del quemadode gas no sólo crea un ambiente de trabajo másseguro, sino que también reduce el constituyenteclave—el dióxido de carbono—que se piensaestá relacionado con el calentamiento global.

Recientemente, un equipo de Schlumbergeren Medio Oriente, trabajando estrechamente conun importante operador de la región, enfrentó elproblema del quemado de fluidos durante laspruebas de producción en donde se disponía deun oleoducto. Considerando la naturaleza delprograma de pruebas, existían varios retos claveque debían superarse. Típicamente, los pozosson altamente desviados u horizontales y pene-tran formaciones carbonatadas masivas. Se utili-zan grandes cantidades de ácido para tratar las

56 Oilfield Review

Programa de BP para reducir las emisiones_________

Captar y reutilizar emisiones

Detener la emisión deliberada de dióxido de carbono y de metano

Mejorar el uso eficiente de la energía

Eliminar el quemado de rutina

Desarrollar tecnologías para separar el dióxido de carbono de las mezclas de gas

> Disminución de los niveles de emisión. BP hallevado a la práctica un intenso y multifacéticoprograma para reducir las emisiones, que com-prende desde un uso más eficiente de la energíahasta la eliminación del quemado rutinario de gas.

Compañía A Compañía B

A cada compañía se asignan inicialmente

50 permisos para emitir 50 toneladas

Unidades vendidas

Unidades compradas Límite de emisiones

antes de la comercialización

Límite de emisiones tras la comercialización

Emis

ione

s de

dió

xido

de

carb

ono

–10

40 50

+10

> Sistema de comercialización de emisiones. Este proceso busca reducir emi-siones al menor costo posible, al permitir la compra y la venta de derechos deemisión entre varias unidades de negocios dentro de una compañía determi-nada o entre compañías.

Invierno de 2001/2002 57

zonas, dando origen a largos períodos de lim-pieza de pozos y a un errático flujo inicial de mez-clas de ácido, emulsiones, petróleo y gas.Tradicionalmente, los pozos se hacían fluir hastaque se produjera bastante petróleo a una presiónsuficiente como para enviarlo directamente aloleoducto. Esto requería quemar el petróleohasta que se alcanzaran las condiciones señala-das. Había que cuidar que el pH del fluido fueralo suficientemente alto como para no causar pro-blemas de corrosión.

Se llevó a cabo un programa de tres etapaspara eliminar el quemado y al mismo tiemporesolver los problemas relacionados con las prue-bas de pozos. En la primera etapa, que comenzóen 1998, el objetivo fue bombear separadamentepetróleo hacia el oleoducto desde el principio dela prueba, en lugar de quemarlo. Para ello eran

necesarias bombas centrífugas especiales deempacado doble que funcionaran en serie paralograr la presión necesaria para inyectar petróleoal oleoducto. Aún se quemaba el gas natural y seeliminaba el agua desechada. Las emulsionesresiduales de petróleo y agua siguieron siendo unproblema, ya que un solo separador era insufi-ciente para romperlas.

En la segunda etapa del proyecto, se diseñóun sistema neutralizador y rompedor para el tra-tamiento de la emulsión antes de que el flujoingresase al separador principal. El gas y el pe-tróleo remanentes se hacían fluir luego hacia elseparador. Se empleó un sistema desespumantey de inyección química para reducir el contenidode petróleo en la corriente de agua de 3000 ppma menos de 80 ppm, permitiendo la eliminaciónsegura de todo el agua residual. El petróleo

producido mediante la ruptura de la emulsión sebombeó a un tanque compensador y luego haciala tubería de producción, recuperando petróleoadicional que de lo contrario habría sidodesechado.

En la tercera etapa, actualmente en ejecu-ción, la meta consiste en la total eliminación delquemado mediante el uso de tecnología avan-zada de bombeo multifásico, con medidores deflujo multifásico. Cuando la presión en boca depozo es insuficiente para llevar el gas de regresoa la línea una vez que ha pasado a través delmedidor multifásico, se puede introducir unabomba multifásica de empuje variable—quepuede manejar una variedad de velocidades deflujo y presiones—de modo que tanto el gascomo el petróleo se puedan inyectar en el oleo-ducto (arriba).

> Programa de tres etapas para eliminar el quemado de hidrocarburos. Un equipo de Schlumberger en Medio Oriente se comprometió primero a reducir yluego eliminar totalmente el quemado de gas y de petróleo a la atmósfera y, al mismo tiempo, generar mayores ingresos para el operador, aumentando laproducción que ingresa al oleoducto.

Gas

Petróleo

Emulsión de petróleo y agua

Bombas en serie

Bombas en serie

Fluidos producidosTubería

Quemado

Separador

Tanque de desechos

Gas

Tubería

Quemado

Desespumante(skimmer)

SeparadorFluidos producidos

Etap

a 1

Etap

a 2

Etap

a 3

Petróleo y gas

Petróleo y gas

Petróleo y gas

Neutralizador y rompedor de emulsiones

Emulsión disgregada

Emulsión disgregada

Petróleo

Petróleo

Petróleo

Agua limpia

Agua limpia

Tanque de desechos

Tanque compensador

Tubería

Fluidos producidos

Tanque de desechos

Tanque compensador

Medidor de flujo multifásico Bomba multifásicaNeutralizador y rompedor

de emulsiones

Desespumante(skimmer)

En el primer año de implementación de las eta-pas iniciales del proyecto, el operador pudo ven-der 375,000 barriles [59,600 m3] adicionales depetróleo que de otro modo habrían sido quema-dos, generando un aumento de ingresos superior alos 11 millones de dólares estadounidenses.21

Pruebas de cero emisiones—El próximo retoes una solución generalizada de pruebas de ceroemisiones para los pozos de exploración y eva-luación, donde no se dispone de un oleoducto. Enestos casos, el desafío consiste en mejorar signi-ficativamente la tecnología de los quemadores.El objetivo es la eliminación de todas las emisio-nes, manteniendo los hidrocarburos producidosya sea bajo la superficie o en la línea de lodo, oen buques especiales de almacenamiento.Mediante el uso de avanzadas mediciones yherramientas de fondo de pozo, aún sería posibleobtener muestras y datos de pruebas de altacalidad.

Hay varios enfoques para el almacenamientoen el subsuelo. En particular, existen tres opcionesque actualmente están siendo objeto de unaintensa investigación. La primera es la prueba encámara cerrada. Aquí, los fluidos de prueba fluyendesde la formación hacia una parte cerrada de unaherramienta o sección de tubería. Se logra uncorto período de flujo mientras la cámara se llenay su contenido original se comprime. El flujo sedetiene cuando la cámara alcanza el equilibrio,permitiendo el análisis del incremento de presiónsubsiguiente. Este método, aplicable para pozosde petróleo y de gas, es simple, y la corta duraciónde la prueba limita el tiempo de los equipos deperforación/terminación, en comparación con una

prueba tradicional. Pero existen desventajas. Consólo un pequeño volumen de flujo, debido a laslimitaciones de capacidad de la sarta de pruebaso del pozo, sólo se puede evaluar un radio limitadode la vecindad del pozo. La falta de una limpiezacompleta tras las operaciones de disparos puedeafectar potencialmente la calidad de las muestrasobtenidas. Si la formación no es muy consolidada,se puede producir un daño o colapso en el pozodebido a las altas velocidades del flujo entrante(abajo a la izquierda).

Un segundo método es la producción de unazona y la reinyección en la misma zona; conocidocomo prueba armónica. Aquí, el fluido se extraede manera alternante de una sección de prueba yluego se bombea nuevamente dentro del yaci-miento a una frecuencia periódica dada. La señaldel yacimiento se determina punto por puntocomo una función de la frecuencia, mediante lavariación de la misma durante las pruebas. Laventaja es que no se necesita una zona separadapara la eliminación del fluido producido, pero ladefinición de la respuesta de presión puederequerir más tiempo que en una prueba conven-cional y puede no ser rentable. El procesamientoavanzado de señales puede posibilitar la reduc-ción del tiempo necesario, pero aún así el pro-ceso puede no ser económicamente viable.

El tercer método es producir continuamente deuna zona e inyectar en otra zona el fluido produ-cido. Los fluidos del yacimiento nunca se llevan ala superficie, sino que son reinyectados utilizandouna bomba de fondo de pozo. La caída de presión(período de flujo) se logra bombeando desde lazona de producción hacia la zona de desecho. El incremento de presión se logra cerrando la zonade producción y simultáneamente deteniendo labomba de fondo de pozo. Si se puede mantener lainyectividad, este proceso continuo emula unaprueba de pozo a plena escala. Se puede alcanzarun mayor radio de investigación debido al mayorvolumen extraído, lo cual permitiría detectar com-partimentalización e incluso límites del yaci-miento. Un flujo más largo mejora la limpiezaantes de la toma de muestras. La presión y el flujose miden en el fondo del pozo, permitiendo suanálisis mediante métodos convencionales paraflujo radial. Es posible tomar pequeñas muestrasde calidad para el análisis de la relación presión,volumen y temperatura (PVT, por sus siglas eninglés), y muestras más grandes de petróleomuerto en el fondo del pozo. Los inconvenientesde esta técnica en comparación con una pruebade pozo convencional incluyen una sección deherramienta algo compleja, la incapacidad demanejar cantidades significativas de gas y la difi-cultad para ahorrar tiempo. El factor clave es la

58 Oilfield Review

Sensor de presión

Empacador

Fluido producido y colchón inicialde líquido

Interfaz gas-líquido

Válvula deprueba

Válvula desuperficie

> Pruebas de cámara cerrada. Durante la prueba,los fluidos de la formación ingresan en un espa-cio cerrado hasta que el contenido se comprimey alcanza el equilibrio. Este breve período de flujoes seguido luego de una etapa de incremento depresión.

Tubería de producción

Válvula de circulación

Válvula de barrera

Empacador superior

Válvula de circulación

Válvula esférica

Ensamblajede la bomba

dentro del pozo

Empacador inferior

Filtro de arena yfiltro de grava

Direccióndel flujo

> Producción y reinyección continuas. Una he-rramienta diseñada especialmente permite queel fluido producido en una zona sea inyectado demanera continua en otra zona utilizando una bom-ba de fondo de pozo, para proporcionar un períodode pruebas prolongado. Es posible obtener mues-tras, así como datos de flujo y de presión medi-dos dentro del pozo para su posterior análisis.

Invierno de 2001/2002 59

disponibilidad de una zona de inyección ade-cuada que ofrezca suficiente aislamiento (páginaanterior, abajo a la derecha).

En la industria, se han creado dos programasconjuntos para investigar en detalle cada uno delos tres métodos, con participación de BP,Chevron, Norsk Hydro y Schlumberger. El pri-mero, encabezado por Schlumberger, está eva-luando el diseño de herramientas de fondo depozo y sus especificaciones. El segundo, un pro-grama de tres años llevado a cabo en la FacultadImperial de Londres, Inglaterra, está definiendolos programas de computación y procedimientosde interpretación que se necesitarían para obte-ner la máxima cantidad de información confiablede los datos.

Una vez terminada la selección del métodopreferido, el siguiente paso será un experimentode campo diseñado para probar el concepto. Esteexperimento deberá reflejar los requisitos de unavariedad de condiciones de pruebas de pozos. Enla actualidad, la opción de producción y reinyec-ción continuas parece ser la más prometedora.

Se está investigando la posibilidad de contarcon módulos montados en la cubierta de unaembarcación flotante adecuada para almacenarfluidos producidos durante las pruebas en áreasmarinas. A bordo también habrían instalacionesde procesamiento de fluidos. Las áreas que sehan fijado como objetivo son los grandes descu-brimientos, los campos marginales y las prospec-ciones en aguas profundas. Se diseñaríanequipos que puedan manejar una amplia gamade condiciones y duraciones de las pruebas. Elbuque recibiría y almacenaría gas y líquidos, ydescargaría el contenido al término de la pruebade pozo o a intervalos durante la prueba. Este

concepto podría eliminar totalmente la necesi-dad del quemado de hidrocarburos y generaríaingresos por la venta de fluidos producidos quede otra manera se perderían. Los procedimientospara manejar y almacenar líquidos ya han sidodemostrados con éxito en extensas pruebas depozos en campos tales como Marchar, de BP; sehan probado tanto la factibilidad como la viabili-dad financiera de este enfoque. El manejo y elalmacenamiento del gas, sin embargo, planteandesafíos adicionales que probablemente requie-ran instalaciones de compresión y transferenciapara crear gas natural comprimido. Esto es cos-toso y puede no ser económicamente viable a losprecios actuales del gas (arriba).

Con un creciente énfasis en la eliminación detodos los tipos de emisión de gas, particular-mente el dióxido de carbono, se espera que estasáreas de investigación continúen recibiendo unaatención importante y un financiamiento signifi-cativo por parte de la industria.

Retos futurosMuy pronto los gobiernos de todo el mundo reci-birán un Informe Sintético del IPCC, que intentaráresponder, tan simple y claramente como seaposible, 10 preguntas científicas de relevanciapara la elaboración de políticas. Quizás la pre-gunta principal, según lo señala el IPCC, es: “¿Dequé manera el alcance y los plazos de introduc-ción de un rango de acciones para reducir lasemisiones de gases determinan y afectan la inci-dencia, la magnitud y los efectos del cambio cli-mático, y afectan las economías globales yregionales, tomando en cuenta las emisiones his-tóricas y actuales?”

Se espera que dentro de cinco años, el IPCCpublique su Cuarto Informe de Evaluación. Paraentonces, los climatólogos podrían haberresuelto algunas de las incertidumbres que li-mitan los modelos del clima de hoy en día. Porejemplo, podrían ser capaces de proporcionaruna mejor descripción de los muchos sistemas deretroalimentación relacionados con los fe-nómenos climáticos, particularmente las nubes.Un mayor discernimiento podría conducir a redu-cir la incertidumbre acerca de una conexión cau-sal entre el aumento de las concentraciones degases de efecto invernadero y el calentamientoglobal. Éste sería un importante avance.

Mientras tanto, las compañías de petróleo yde gas, trabajando estrechamente con las com-pañías de servicios, seguirán asumiendo unaactitud proactiva en el desarrollo de tecnologíasy procedimientos operacionales para reducir lasemisiones. —MB/DEO

Módulos de almacenamiento e instalaciones de procesamiento

Unidad de perforación y de producción

Oleoducto de exportación

Tanque de almacenamiento o tanque trasbordador

posicionado dinámicamente

Tubo ascendente rígido de producción

BOP o árbol de prueba submarino

> Concepto del módulo de almacenamiento en áreas marinas. Un buque para el almacenamiento y ladescarga de fluidos durante las operaciones de prueba podría posibilitar la eliminación del quemadode hidrocarburos, al mismo tiempo que generaría mayores ingresos.

21. El equipo que impulsó este proyecto ganó el PremioChairman del programa “Performed by Schlumberger”en el año 2000; el máximo reconocimiento de un pro-grama de la compañía creado para fortalecer la culturade la excelencia de Schlumberger. Algunos de los miem-bros del equipo del cliente fueron Abdullah Faddaq,Suishi Kikuchi, Mahmoud Hassan, Eyad AI-Assi, JeanCabillic, Graham Beadie, Ameer El-Messiri y SimonCossy. Entre los miembros del equipo de Schlumbergerse encontraban Jean-Francois Pithon, Abdul HameedMohsen, Mansour Shaheen, Thomas F Wilson, NashatMohammed, Aouni El Sadek, Karim Mohi El Din Malash,Akram Arawi, Jamal AI Najjar, Basem AI Ashab,Mohammed Eyad Allouch, Jacob Kurien, Alp Tengirsek,Mohamed Gamad y Thomas Koshy.

60 Oilfield Review

Aislamiento y estimulación selectivos

Kalon F. DegenhardtJack StevensonPT. Caltex Indonesia Riau, Duri, Indonesia

Byron GaleTom Brown Inc.Denver, Colorado, EUA

Duane GonzalezSamedan Oil Corporation Houston, Texas, EUA

Scott HallTexaco Exploration and Production Inc.(una compañía de ChevronTexaco)Denver, Colorado

Jack MarshOlympia Energy Inc.Calgary, Alberta, Canadá

Warren ZemlakSugar Land, Texas

CIearFRAC, CoilFRAC, CT Express, DepthLOG, FMI(Imágenes Microeléctricas de Cobertura Toral), Mojave,NODAL, PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SCMT (herra-mienta Delgada de Mapeo de Cemento) y StimCADE sonmarcas registradas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Taryn Frenzel y Bernie Paoli, Englewood,Colorado; Badar Zia Malik, Duri, Indonesia; y EddieMartínez, Houston, Texas.

En términos de costos, el fracturamiento con tubería flexible es una buena alternativa frente a

las técnicas convencionales de estimulación de yacimientos. Este innovador método mejora las

productividades de los campos de hidrocarburos y sus factores de recuperación, ya que permite

el emplazamiento preciso y confiable de los fluidos de tratamiento y de los apuntalantes. Aquello

que comenzó como un servicio de fracturamiento, ha ido evolucionando para convertirse en un

conjunto de soluciones técnicas para nuevas terminaciones de pozos, así como también para la

reparación de pozos en campos maduros.

Tradicionalmente los operadores se basan en pro-gramas de perforación para obtener la máximaproductividad, mantener los niveles de produc-ción deseados y optimizar la recuperación dehidrocarburos. Sin embargo, a medida que losdesarrollos de los campos maduran, el agota-miento de los yacimientos de petróleo y de gasreduce la productividad de los campos y se res-tringen las oportunidades para perforar nuevospozos. Los programas de perforación por sí solosno pueden eficazmente frenar la declinación natu-ral de la producción. Asimismo, los pozos derelleno y los de reentrada normalmente resultanmenos rentables y presentan mayores riesgosoperacionales y económicos en relación con sumayor necesidad de inversiones de capital.

En muchos campos, los operadores, en formaintencionada y accidental, pasan por alto algunaszonas productivas durante las fases iniciales dedesarrollo del campo y se centran solamente enlos horizontes más prolíficos. En total, estosintervalos de producción marginal contienenimportantes volúmenes de hidrocarburos que sepueden producir, especialmente de formacioneslaminadas y de yacimientos de baja permeabili-dad. El acceso a las zonas productivas dejadas delado es económicamente atractivo para mejorarla producción y aumentar la recuperación dereservas, pero plantea varios desafíos.

Por lo general, las zonas pasadas por alto pre-sentan menores permeabilidades y requieren tra-tamientos de fracturamiento para lograr unaproducción comercial sustentable. Los métodosconvencionales de intervención y estimulación

de pozos implican extensas operaciones correcti-vas, como el aislamiento mecánico de los dispa-ros (punzados, cañoneos, perforaciones)existentes o la cementación forzada (cementa-ción a presión) de éstos con múltiples viajes paraefectuar disparos en la zona previamente igno-rada. Estos procedimientos son caros y no sepueden justificar para zonas con un potencial deproducción limitado. Antiguamente no era comúnque se realizaran fracturamientos hidráulicos enzonas pasadas por alto, especialmente cuandohabía varias intercalaciones impermeables.

La condición mecánica de los pozos tambiénpuede ser una limitación. Si no se consideran losfracturamientos hidráulicos durante la planifica-ción del pozo, es posible que no se diseñen ade-cuadamente los tubulares de terminación(completación) de modo que puedan soportar lasoperaciones de bombeo a alta presión.Asimismo, la acumulación de incrustaciones y lacorrosión derivadas de una prolongada exposi-ción a los fluidos de formación y a las temperatu-ras y presiones del yacimiento, pueden poner enriesgo la integridad de los tubulares en los pozosmás antiguos. En los pozos de diámetro reducido(pozos delgados), las opciones de reparación(reacondicionamiento) están además limitadaspor tubulares pequeños. Estas limitaciones ope-racionales y económicas normalmente significanque las zonas pasadas por alto o marginales per-manecen sin explotarse. Finalmente, los hidro-carburos en estos intervalos se pierden cuandolos pozos se taponan y abandonan.

Invierno de 2001/2002 61

> Unidad de tubería flexible CT Express adaptada a necesidades específicas en un tratamiento de fracturamiento selectivo enMedicine Hat, Alberta, Canadá.

Las operaciones de fracturamiento con tube-ría flexible solucionan muchas de las limitacionesasociadas con la estimulación de zonas pasadaspor alto o marginales mediante técnicas conven-cionales, lo cual convierte en económicamenteviable la explotación de reservas adicionales.Sartas de tubería flexible de alta resistenciatransportan fluidos de tratamiento y apuntalan-tes (agentes de sostén) hasta los intervalos deinterés y protegen los tubulares de pozos exis-tentes de las operaciones de bombeo a alta pre-sión, mientras que herramientas especiales defondo de pozo aíslan en forma selectiva las zonasdisparadas existentes con mayor precisión.

En este artículo, se describen los aspectosoperacionales y de diseño de los tratamientos defracturamiento con tubería flexible, incluidas lastecnologías requeridas, como son las mejoras delos equipos de superficie, la tubería flexible de altapresión, los fluidos de fracturamiento de baja fric-ción y las nuevas herramientas de aislamiento deintervalo. Existen casos que demuestran que estatécnica reduce el tiempo y el costo de termina-ción, mejora la limpieza posterior al tratamiento,aumenta la producción y ayuda a aprovechar lasreservas dejadas de lado por los métodos conven-cionales de terminación y fracturamiento.

Estimulaciones convencionalesLos factores de recuperación promedio para lamayoría de los yacimientos con mecanismos dedrenaje primarios y secundarios son sólo del 25al 35% de los hidrocarburos originalmente ensitio. También se dejan en sitio las reservas pro-ducibles en las zonas delgadas de menorpermeabilidad de muchos yacimientos maduros.Por ejemplo, un estudio en el Mar del Nortedeterminó que más del 25% de las reservas recu-perables se encuentran en horizontes laminadosde baja permeabilidad de los yacimientos de lasareniscas Brent.1

Las acidificaciones de la matriz y los fractura-mientos hidráulicos son técnicas comunes deestimulación de yacimientos utilizadas paraincrementar la productividad, aumentar la efi-ciencia de recuperación y mejorar la rentabilidadde los pozos.2 Sin embargo, la terminación y esti-mulación eficaz de yacimientos heterogéneos yde zonas productivas discontinuas entre numero-sos intervalos de lutitas implica un gran desafío,particularmente cuando se requieren fractura-mientos hidráulicos. Al escoger las estrategias de

terminación, se debe considerar el espesor, lacalidad, la presión y el estado de agotamiento delhorizonte productivo, así como también el costoque implica el fracturamiento de tal horizonte.

Los fracturamientos hidráulicos convenciona-les tienen por objetivo conectar la mayor canti-dad de zonas productivas posibles con un solo ovarios tratamientos llevados a cabo durante ope-raciones independientes. Históricamente, laszonas productivas que se extienden a través decientos de pies se agrupan en “etapas,” y cadaetapa se estimula mediante un tratamiento inde-pendiente. Estos trabajos de fracturamientohidráulico masivo, bombeando directamente através del revestimiento o de tuberías de produc-ción estándar, están destinados a maximizar laaltura de la fractura y optimizar su longitud. Sinembargo, la incertidumbre asociada con la pre-dicción del crecimiento vertical de la fractura, amenudo compromete los objetivos de estimula-ción de grandes tratamientos, e impide la crea-ción de las longitudes de fractura requeridaspara optimizar el radio efectivo del pozo y el dre-naje de las reservas.

62 Oilfield Review

Intervalos noestimulados

adecuadamente

Escasa a nulacontribución ala producción

GR,2ª pasada

Prof.,pies

XX800

XX900

X1000

X1100

Total deEscandio

Concentraciónde arena

API,0 a 200

GR de pozoentubado

Formación

0 a 6lbm/pies2

Total deEstroncio

Totalde Iridio

Ancho defractura, pulg

Estroncio

Escandio

Iridio

Formación

EstroncioEstroncio

EscandioEscandio Gasto, B/D

Iridio

Iridio

> Divergencia del tratamiento en una sola etapa: trazadores radioactivos y registros de producción. Con las técnicasde entrada limitada, algunas zonas no son eficazmente estimuladas y otras pueden quedar sin tratar. En este ejemplo,se fracturaron seis zonas productivas a lo largo de un intervalo de 90 m [300 pies] a través de 24 disparos. Un estudiocon trazadores radioactivos demuestra que las tres zonas superiores recibieron la mayor parte de los fluidos y delapuntalante de tratamiento, mientras que las tres zonas inferiores no fueron adecuadamente estimuladas (izquierda).Si no ingresaba fluido en un intervalo al comienzo del tratamiento, la erosión de los disparos en otras arenas elimi-naba la contrapresión necesaria para la divergencia. La zona más baja no contribuye a la producción y las otras dosaportan muy poco flujo, según se observa en los registros de producción (derecha).

Invierno de 2001/2002 63

Cuando se utiliza un solo tratamiento a travésde numerosas zonas abiertas, es difícil emplazarapuntalante en cada una de las zonas (páginaanterior). Las zonas delgadas o de baja permea-bilidad agrupadas con las zonas de mayor espe-sor pueden quedar sin tratamiento o pueden noser estimuladas en forma eficiente y, en ocasio-nes, algunas zonas se dejan de lado intencional-mente para asegurar la estimulación efectiva deintervalos más prolíficos. Los disparos de entradalimitada y los selladores de bolas distribuyen efi-cientemente el fluido durante la inyección del col-chón del tratamiento, pero menos eficientementedurante el emplazamiento del apuntalante, dadoque los disparos se agrandan por la erosión o losfluidos de tratamiento fluyen preferentementedentro de zonas de mayor permeabilidad.3

Las zonas pasadas por alto y no tratadas enforma accidental también se atribuyen a la varia-ción de las tensiones del subsuelo. En los anti-guos diseños de fracturamiento convencional, sesuponía que el gradiente de fractura, o perfil detensiones, era lineal y que aumentaba en formagradual con la profundidad. En realidad, normal-mente las tensiones de las formaciones no sonuniformes a través de un horizonte geológicoentero y, nuevamente, puede ser difícil tratar yestimular algunas zonas en forma eficaz (arriba).

El agrupamiento de las zonas productivas enetapas más pequeñas ayuda a superar algunasde estas limitaciones y contribuye a asegurar unacobertura suficiente de la fractura, pero los trata-

mientos de múltiples etapas normalmenterequieren varias operaciones sucesivas de dispa-ros y fracturamiento. El aislamiento de zonasindividuales para su fracturamiento hidráulicoconvencional con equipos de reparación de pozosy tuberías de producción convencionales tambiénes complicado, y requiere equipos y procedimien-tos de reparación adicionales. En las operacionesde fracturamiento de múltiples etapas, cada unade las etapas tiene costos fijos. Las operacionesde fracturamiento convencionales agreganredundancia a las operaciones de estimulación yaumentan los costos generales.

Cada vez que se trasladan hasta los pozos uni-dades de registros y equipos de bombeo para rea-

lizar operaciones de disparos y estimulación, haygastos de movilización y montaje asociados concada equipo. También hay costos asociados conlas unidades de tubería flexible y equipos de líneade acero (líneas de arrastre, slickline) para limpiarlos tapones de arena o fijar y recuperar taponespuente, los cuales se deben comprar o arrendar. Elacarreo, la manipulación y el almacenamiento delos fluidos de estimulación y de desplazamientopara cada operación de fracturamiento no conse-cutiva representan costos adicionales. La pruebade cada etapa individual en un pozo nuevamenterequiere varios montajes y aumenta considerable-mente el tiempo de terminación del pozo.

La terminación de algunos pozos de gas conmúltiples etapas de tratamiento puede tomarsemanas. Rápidamente se acumulan costosredundantes sobre los pozos con más de tres ocuatro etapas de tratamiento, lo cual influye con-siderablemente en los costos de estimulación.Por lo general, estos mayores costos influyen enforma importante en las decisiones y estrategiasde terminación o reparación del pozo y puedenlimitar el desarrollo de zonas productivas margi-nales que acumulativamente contienen enormesvolúmenes de petróleo y de gas.

Para estimular zonas dejadas de lado en pozosexistentes, el fracturamiento convencional exigeaislar las zonas productivas inferiores medianteun tapón de arena o una herramienta mecánica defondo de pozo, como un tapón puente recuperableo perforable. Los disparos superiores quedan her-méticamente sellados mediante cementación for-zada que normalmente es difícil de lograr,requiere tiempo adicional de equipo de repara-ción y agrega costos a la terminación del pozo.También existe el riesgo de que los disparossellados a presión se reabran durante las opera-ciones de bombeo a alta presión.

1. Hatzignatiou DG y Olsen TN: “Innovative ProductionEnhancement Interventions Through Existing Wellbores,”artículo de la SPE 54632 presentado en la ReuniónRegional Occidental de la SPE, Anchorage, Alaska, EUA,26 al 28 de mayo, 1999.

2. En los tratamientos de la matriz, se inyecta ácido pordebajo de las presiones de fracturamiento para disolverel daño natural o inducido, que obstruye la garganta delos poros.El fracturamiento hidráulico utiliza fluidos especiales quese inyectan a presiones por encima de la tensión defractura de la formación para crear dos alas de fractura,o grietas opuestas 180°, que se extienden desde el pozohacia la formación. Estas alas de fractura se propaganen forma perpendicular a la dirección del esfuerzomínimo de la roca en un plano preferencial de fractura-miento (PFP, por sus siglas en inglés). Estas vías conduc-toras, que se mantienen abiertas mediante unapuntalante, aumentan el radio efectivo del pozo, lo quepermite que el flujo lineal penetre en las fracturas yhacia el pozo. Los apuntalantes comunes son las arenasnaturales o con revestimiento de resinas y los productossintéticos de bauxita o cerámica de alta resistencia,dimensionados de acuerdo con los cedazos de mallasnorteamericanos estándar.

Aum

ento

de

prof

undi

dad

Secu

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are

nisc

as/lu

titas

Aumento de las tensionesRayos gamma, API Perfil de tensiones

> Variaciones de las tensiones de las formaciones. En los tratamientos de múl-tiples zonas, se supone que los cambios de presión están relacionados con laprofundidad (extremo izquierdo). Las zonas agotadas hacen que la presión dis-minuya abruptamente (centro a la izquierda). Las arenas excesivamente ago-tadas también reducen la presión en intervalos extensos (centro a la derecha).En algunos casos, las formaciones tienen variaciones de presión y de tensiónque hacen extremadamente difícil la divergencia de fluidos de tratamiento yla cobertura de la estimulación durante un tratamiento de una sola etapa(extremo derecho).

El fracturamiento con ácido sin apuntalantes establecela conductividad atacando con ácido en forma diferen-cial las superficies de las alas de fractura en rocas car-bonatadas que impiden que las fracturas se cierrencompletamente después del tratamiento.

3. La entrada limitada implica bajas densidades de dispa-ros—1 tiro por pie o menos—a lo largo de una o mászonas con diferentes tensiones y permeabilidades, paragarantizar el emplazamiento uniforme de ácido o apunta-lante mediante la creación de contrapresiones y la limi-tación de los diferenciales de presión entre losintervalos con disparos. El objetivo es maximizar la efi-ciencia y los resultados de la estimulación sin recurrir alaislamiento mecánico, como el uso de tapones puenteperforables y empacadores recuperables. Se pueden uti-lizar selladores de bolas de caucho para tapar los orifi-cios de los disparos abiertos y aislar los intervalos unavez estimulados, de modo de poder tratar el intervalosiguiente. Debido a que los disparos se deben sellarcompletamente, el diámetro y la uniformidad de los orifi-cios son importantes.El colchón de un tratamiento de fracturamiento hidráu-lico es el volumen de fluido que crea y propaga la frac-tura. El colchón no contiene apuntalante.

Estas limitaciones, inherentes a las técnicasde fracturamiento convencionales, reducen la efi-cacia de la estimulación. Se necesitan técnicasno convencionales de intervención y estimula-ción de pozos para garantizar la producción dehidrocarburos de la mayor cantidad de intervalosposibles, especialmente de zonas que antigua-mente no se podían terminar a un costo razona-ble. Las técnicas de fracturamiento con tuberíaflexible eliminan muchas de las limitaciones aso-ciadas con los tratamientos de fracturamientoconvencionales (derecha).4

Estimulaciones selectivasLa combinación de los servicios de tubería flexi-ble y de estimulación no es nueva. En 1992, seutilizó tubería flexible para fracturar pozos en laBahía Prudhoe, Alaska, EUA. La tubería flexiblede 31⁄2 pulgadas se conectó a la boca del pozo yse dejó como tubería de producción para ayudara mantener la velocidad de flujo. Esta técnicanunca tuvo mucha aceptación porque se limitabaa los intervalos más pequeños, a bajas presionesde tratamiento y a pozos en los que se pretendíaterminar un solo intervalo.

Hacia 1996, se escogió el fracturamiento contubería flexible como estrategia de terminaciónpreferida para los yacimientos someros de gasen el sudeste de Alberta, Canadá.5 El emplaza-miento selectivo de apuntalante en todos losintervalos productivos redujo el tiempo de termi-nación del pozo y aumentó su productividad. Losmejores candidatos fueron los pozos con variaszonas de baja permeabilidad, en los que la pro-ducción de gas se mezclaba después del fractu-ramiento. Anteriormente, estos pozos seestimulaban mediante el fracturamiento de unintervalo por pozo para luego ir al pozo siguiente.Mientras una cuadrilla de fracturamiento tratabael primer intervalo del pozo siguiente, otra cua-drilla preparaba los pozos tratados anteriormentepara el fracturamiento de posteriores intervalos.

Se requería considerable tiempo de montaje ydesmontaje de equipo para tratar hasta cuatropozos por día. En términos de tratamientos reali-zados, este proceso era eficiente, pero movilizarlos equipos de un lugar a otro tomaba más tiempoque el bombeo de los tratamientos de fractura-miento. Los operadores evaluaron la posibilidadde agrupar las zonas en etapas para realizar esti-mulaciones convencionales de varias zonas,mediante operaciones de disparos de entradalimitada, el uso de selladores de bolas u otrastécnicas divergentes para aislar las zonas enforma individual, pero no podían justificar los cos-tos de estas prácticas estándar de la industria.

Una solución para el aislamiento de las zonas,consistía en utilizar tubería flexible con un empaca-dor mecánico de anclaje por tensión y tapones dearena. Primero se trataron las zonas más profundasanclando el empacador encima del intervalo a frac-turar. El programa del apuntalante para cada zonaincluía arena extra para dejar un tapón de arena enlos intervalos fracturados una vez finalizado el bom-beo y previo al tratamiento de la zona siguiente.Cada tratamiento se efectuó con un desplazamientoincompleto y los pozos se cerraron para dejar que laarena extra decantara y formara un tapón.Mediante una prueba de presión, se verificaba laintegridad del tapón de arena y se volvía a colocarel empacador encima del siguiente intervalo. Esteprocedimiento se repetía hasta estimular todos losintervalos de interés (página siguiente, arriba).

La unidad de tubería flexible más grande se des-montaba y se reemplazaba por unidades de tuberíaflexible más pequeñas para lavar la arena e iniciarel flujo del pozo.

64 Oilfield Review

4. Zemlak W: “CT-Conveyed Fracturing Expands ProductionCapabilities,” The American Oil & Gas Reporter 43, no. 9(Septiembre de 2000): 88-97.

5. Lemp S, Zemlak W y McCollum R: “An EconomicalShallow-Gas Fracturing Technique Utilizing a CoiledTubing Conduit,” artículo de la SPE 46031 presentado enla Mesa Redonda sobre Tuberías Flexibles de lasSPE/ICOTA, Houston, Texas, EUA, 15 y 16 de abril de 1998.Zemlak W, Lemp S y McCollum R: “Selective HydraulicFracturing of Multiple Perforated Intervals with a CoiledTubing Conduit: A Case History of the Unique Process,Economic Impact and Related Production Improvements,”artículo de la SPE 54474 presentado en la Mesa Redondasobre Tuberías Flexibles de las SPE/ICOTA, Houston,Texas, EUA, 25 y 26 de mayo de 1999.

Fracturamientoconvencional

Etapa

4

3

3

2

2

1 1

4

5

6

7

8

9

Etapa

Longitud defractura inadecuada

Zona productoramarginal

Zona productivapasada por alto

Insuficiente cobertura del intervalo

Longitud defractura óptima

Reservas adicionales

Reservasadicionales

Disparos

Pozo

Fractura

Revestimiento

Completa coberturadel intervalo

Fracturamientoselectivo

> Estimulaciones convencionales y selectivas. El fracturamiento de variaszonas agrupadas en grandes intervalos, o etapas, es una técnica ampliamen-te utilizada. Sin embargo, la divergencia de los fluidos y el emplazamiento deapuntalante son problemáticos en formaciones discontinuas y heterogéneas.Los tratamientos convencionales, como este ejemplo de cuatro etapas, maxi-mizan el crecimiento vertical de las fracturas, por lo general a costa de suslongitudes y de la completa cobertura del intervalo (izquierda). Algunas zonasquedan sin tratar o pueden no ser adecuadamente estimuladas; otras son in-tencionalmente pasadas por alto para asegurar el tratamiento efectivo dezonas más permeables. El aislamiento y la estimulación selectivos con tube-ría flexible, en este caso nueve etapas, superan estas limitaciones, permitien-do a los ingenieros diseñar fracturas óptimas para cada zona de un intervaloproductivo (derecha).

Invierno de 2001/2002 65

Las reparaciones y las estimulaciones convencio-nales que requieren cementación forzada paraaislar disparos abiertos tienen un alto costo yrepresentan un riesgo en estas condiciones. Lasestimulaciones con tubería flexible de pozossomeros de gas y de pozos más profundos dezonas maduras de petróleo y de gas de la regióncontinental de los Estados Unidos, constituyeronla base para los servicios de aislamiento y esti-mulación selectivos CoiIFRAC.

En el este de Texas, EUA, las tuberías flexi-bles se utilizaron para estimular pozos con dispa-ros abiertos encima de las zonas pasadas poralto y en pozos con revestimientos de producciónde 27⁄8 pulgadas debilitados por la corrosión.Después de disparar la zona objetivo, se fija unempacador mecánico de anclaje por tensión contubería flexible para aislar los disparos superio-res y el pozo (izquierda). En el sur de Texas, seestimularon con éxito las zonas pasadas por altoubicadas entre disparos abiertos en pozos condaños en el revestimiento cerca de la superficie,mediante la colocación de un tapón puentedebajo de la zona objetivo y luego colocando unempacador mecánico de anclaje por tensión conla tubería flexible (derecha). Estos fracturamien-tos hidráulicos se realizaron sin cementar los dis-paros existentes, ni exponer el revestimiento deproducción a altas presiones.

Las primeras técnicas CoiIFRAC con empaca-dores mecánicos de anclaje por tensión mejoraronlos resultados de las estimulaciones, pero seguíanrequiriendo mucho tiempo, y eran limitadas por elhecho de tener que colocar y retirar tapones.

Etapa 1

Revestimiento Tubería flexible

Disparos

Empacador

Empacador

Tapón de arena 1

Tapón de arena 2

Unidad de tubería flexible

Zona productora 1

Zona productora 2

Zona productora 3Fractura

Etapa 2 Etapa 3

> Fracturamiento con tubería flexible con un solo empacador mecánico de anclaje por tensión y tapones de arena.

Tubería flexible

Disparosabiertos orevestimientodañado

Empacadorde anclajepor tensión

Zona pasadapor alto,fracturada contubería flexible

> Fracturamiento con tubería flexible con un soloempacador mecánico de anclaje por tensión paraprotección del revestimiento y de la tubería deproducción.

Fracturamientoprevio

Disparosabiertos o

revestimientodañado

Empacadorde anclaje

por tensión

Tapón puentemecánico

Zona agotada

Zona pasada poralto, fracturadacon tubería flexible

Tubería flexible

> Fracturamiento con tubería flexible con un soloempacador y tapones puente mecánicos. En el surde Texas, utilizando tubería flexible, se estimulócon éxito un pozo con daño en el revestimientocerca de la superficie y con una zona pasada poralto ubicada entre disparos abiertos. El operadorcolocó un tapón puente para aislar la zona inferiorantes de asentar un empacador mecánico deanclaje por tensión con la tubería flexible desti-nada a aislar la zona superior y proteger elrevestimiento. Esta técnica eliminó las costosasoperaciones de reparación del pozo y de cemen-tación forzada de los disparos.

Desde entonces, el fracturamiento con tube-ría flexible se ha expandido a los pozos de diá-metro reducido—tubulares de 23⁄8, 27⁄8 y 31⁄2pulgadas cementados como revestimiento deproducción—y a los pozos con disparos abiertoso con integridad tubular cuestionable que impe-dían el fracturamiento a través del revestimiento.

El siguiente paso fue desarrollar una herramientade aislamiento de intervalo (straddle packer),operada por tubería flexible y que sellara arriba yabajo de un intervalo para eliminar operacionesindependientes destinadas a emplazar arena ocolocar tapones puente con una unidad operadaa cable (arriba). Esta modificación permitió moverrápidamente la sarta de tubería flexible de unazona a otra sin extraerla del pozo.

Sobre un empacador mecáncio de anclaje portensión, se agregaron sellos del tipo copa deelastómero para aislar los intervalos disparadosy eliminar las distintas operaciones de coloca-ción de tapones. Sin embargo, se necesitaronotras modificaciones para reducir aún más eltiempo y los costos. En Canadá, se desarrolló una

66 Oilfield Review

Empacador mecánicode anclaje por tensión

Empacador mecánicoinferior con elementos

de sello superiores

Empacador de aislamiento de intervalo con dos elementos de sello

Desconexión mecánica

Desconexión mecánica

Cuñas

Cuñas

Conjuntoinferior de sellos

Conjuntoinferior

de sellos

Puertos desalida delfluido de

tratamiento

Conjuntosuperiorde sellos

< Herramientas de aislamiento de tubería flexi-ble. Las primeras operaciones CoiIFRAC utilizaronun solo empacador mecánico de anclaje por ten-sión sobre una zona aislada con tapones dearena o tapones puente de la zona inferior(izquierda). Posteriores versiones se modificaronpara incluir una copa sellante superior de elastó-mero sobre la zona a estimular y un empacadorinferior para aislar la zona de abajo (centro). Estaherramienta de segunda generación fue seguidapor un diseño de aislamiento de intervalo concopas de sello de elastómero en la parte superiore inferior de un empalme roscado con orificios; loque aumentó la velocidad de los movimientos delempacador y redujo el tiempo de ejecución y loscostos operacionales (derecha). Estas herra-mientas especiales eliminaron operaciones delequipo de reparación y de herramientas opera-das a cable, porque no se necesitaron tapones dearena ni tapones puente. Las tuberías flexiblespueden pasar rápidamente de una zona a otra sinsacarlas del pozo.

Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3

Revestimiento Tubería flexible

Disparos

Fractura

Fractura

Herramienta de aislamientode intervalo

Unidad de tubería flexible

Zona productora 1

Zona productora 2

Zona productora 3

> Operación de fracturamiento con tubería flexible en varias etapas con las primeras herramientas de aislamiento de intervalo.

Invierno de 2001/2002 67

herramienta de aislamiento de intervalo concopas de elastómero arriba y abajo de unempalme roscado con orificios, o mandril, parapoder tratar varias zonas en un solo viaje (páginaanterior, abajo).

Esta versión de la herramienta de aislamientode intervalo que no tenía cuñas mecánicas parafacilitar los rápidos movimientos y su pesca, seutilizó en Canadá en más de 200 pozos somerosde gas y en 1000 tratamientos CoiIFRAC. Las con-tinuas mejoras introducidas a esta herramientapermiten estimular zonas pasadas por alto y mar-ginales a un costo adicional razonable. El efi-ciente aislamiento y la estimulación de arenasindividuales maximizaron el espesor neto termi-nado y convirtió en económicamente viables aaquellas zonas que anteriormente se considera-ban marginales.

Otras experiencias en CanadáEl campo Wildcat Hills está ubicado al oeste deCalgary, Alberta, Canadá, en la ladera este de lasMontañas Rocallosas en un área protegida conpastizales.6 Este área ha producido gas natural deyacimientos profundos de la formaciónMississippi desde 1958. Durante los primerosaños de la década de 1990, se probaron las are-nas menos profundas de la formación Viking endos pozos de Olympia Energy. Los pozos produje-ron inicialmente alrededor de 900 Mpc/D [25,485m3 /d], pero la producción declinó rápidamente a400 Mpc/D [11.330 m3 /d]. Aunque las pruebas deincremento de presión y de producción indicabanque había importantes reservas, la baja presióndel yacimiento, su baja productividad y los altoscostos de terminación impidieron el desarrollo delas zonas marginales de la formación Viking.

Un estudio de sísmica realizado en 1998 iden-tificó un tercer objetivo en la formación Viking enun área donde la formación se había elevado pormás de 914 m [3000 pies], posiblemente creandofracturas naturales que podrían mejorar la pro-ducción de gas. En el pozo 3-3-27-5W5M seencontraron alrededor de 14 m [45 pies] de espe-sor neto en cinco zonas comprendidas por unintervalo de 25 m [82 pies] de espesor total(arriba). Un registro de microresistividades de laherramienta de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI ayudó a verificar la existen-cia de fracturas naturales en el yacimiento, pero

Tensión

20,000 lbf 0

125 mm 375 45 % -15

45 % -150 150

0.00 10.00 450 kg/m3 -50125 mm 375

X250

X275

Calibre Y

Rayos gamma

API

Calibre X

Porosidad neutrón

CANADÁ

ALBERTA

Edmonton

Terminación principal enla arena Viking superior

Terminación principal enla arena Viking inferior

DisparosTapón puente mecánico

Calgary

Porosidad de densidad

Factor fotoeléctricoCorrección volumétrica

de la densidadProf,pies

Wildcat Hills

> Pozo 3-3-27-5W5M, campo Wildcat Hills. Los intentos previos para estimular la formación Viking comosi fuese un intervalo continuo no dieron resultado, debido a lo difícil que es estimular varias zonas contratamientos de fracturamiento convencional de sólo una etapa. Los intervalos abiertos con muy pocoespacio entre sí, imposibilitaban el aislamiento con un empacador y tapones de arena o taponespuente. El emplazamiento selectivo del tratamiento CoilFRAC permitió tratar cuatro zonas en forma indi-vidual para aumentar la recuperación, mediante el aislamiento y el fracturamiento de las zonas produc-tivas que generalmente se pasan por alto o se dejan sin tratar. Los objetivos secundarios fueron simpli-ficar las operaciones de terminación y reducir el tiempo de ejecución de varios días a un solo día, asícomo reducir los costos.

6. Marsh J, Zemlak WM y Pipchuk P: “Economic Fracturingof Bypassed Pay: A Direct Comparison of Conventionaland Coiled Tubing Placement Techniques,” artículo de laSPE 60313 presentado en el Simposio sobre Yacimientosde Baja Permeabilidad de la Regional de las MontañasRocallosas de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 12 al 15 demarzo de 2000.

las pruebas de formación efectuadas a través dela sarta (columna) de perforación indicaron unabaja presión del yacimiento, de 1100 lpc [7.6MPa]. Las pruebas de incremento de presiónantes de instalar el revestimiento de 41⁄2 pulgadasy después de efectuar los disparos mostraroninvasión de fluido de perforación en las fracturasnaturales y más daños en la formación produci-dos por los fluidos de terminación.

Un tratamiento con solvente de lodo no logróremover el daño de formación, de modo que seescogió un tratamiento de fracturamiento paraaumentar la productividad del pozo. El fractura-miento a través del revestimiento con entradalimitada como técnica divergente no era unaalternativa válida porque ya se habían efectuadolos disparos en el pozo. El operador evaluó ladivergencia con selladores de bolas, así comotambién el aislamiento zonal mecánico con tapo-nes de arena, tapones puente o tubería flexible.La eficacia del sellador de bola es cuestionable,especialmente durante los tratamientos de frac-turamiento, de modo que el aislamiento mecá-nico fue considerado el método más confiablecomo técnica divergente, para asegurar la esti-mulación de todas las zonas productivas.

Se disponía sólo de 4 a 5 m [13 a 16 pies]entre las cuatro zonas. Los ingenieros entonceseliminaron el uso de tapones de arena ya que elestrecho espacio hacía difícil emplazar en formaprecisa los correctos volúmenes de arena. Lastuberías de producción convencionales conempacadores y tapones puente para aislamientoimplicaban operaciones separadas para tratarcada zona en operaciones independientes, deabajo hacia arriba. Esto requería la repetidamovilización y desmovilización de los equipos,servicios redundantes para cada zona y la recu-peración o el movimiento de los tapones puentedespués de cada tratamiento, todo lo cual hacíaque los costos fueran prohibitivos.

El operador seleccionó los servicios CoilFRACpara estimular cada zona por separado y tratarvarias zonas en un solo día. Durante el primer día,se sacó del pozo la tubería de producción utilizadapara realizar las pruebas de producción y el trata-miento con solventes. En el segundo día, se llevóal lugar la unidad de tubería flexible y los equiposde fracturamiento y de pruebas, mientras que unaunidad colocaba un tapón puente operado a cablepara aislar la formación Viking inferior. El inter-valo máximo recomendado que la herramienta deaislamiento pudo cubrir en ese momento fue de3.7 m [12 pies], que era menor a la longitud delintervalo inferior, por lo que hubo que utilizar unempacador mecánico de anclaje por tensión parafracturar la primera zona.

Durante el tercer día se intentaron tres fractu-ramientos hidráulicos. Problemas de atascamientohicieron necesario retirar la herramienta de aisla-miento de intervalo para reparar las copas sellan-tes de elastómero. Se utilizó un raspador derevestimiento para alisarlo. Actualmente, estepaso se ejecuta en forma rutinaria antes de lostratamientos CoilFRAC, como parte de la prepara-ción del pozo. La presión del espacio anularaumentó mientras se bombeaba el colchón en elsegundo intervalo, lo que indicaba la posiblecomunicación detrás de la tubería o el fractura-miento en una zona adyacente. Este tratamientose canceló antes de iniciar el bombeo del apunta-lante, y se movió la herramienta al tercer intervalo.

Después de estimular el cuarto intervalo, seextrajo la herramienta de aislamiento de intervalopara poder utilizar la tubería flexible para limpiarla arena y desalojar los fluidos. En el cuarto día,se montó una unidad de contra presión (snubbingunit) y se bajó la tubería de producción en el pozoen condiciones de bajo balance para impedir eldaño de la formación causado por la invasión delfluido de terminación.

En lugar de unidades de contra presión,actualmente se utilizan tuberías flexibles parabajar el empacador con un tapón de aislamiento.Una vez anclado el empacador, se libera la tube-ría flexible y se la extrae del pozo. El tapón delempacador controla la presión del yacimientohasta que se instala la tubería de producción.Posteriormente, una unidad de línea de acerorecupera el tapón de aislamiento, iniciando así elflujo del pozo.

Antes de la estimulación, el pozo 3-3-27-5W5M producía 3.5 MMpc/D [99,120 m3 /d] degas a una presión de superficie de 350 lpc [2.4MPa]. Después de fracturar con éxito tres de lascuatro zonas superiores, el pozo produjo inicial-mente 6 MMpc/D [171,818 m3 /d] a 350 lpc. Elpozo continuó produciendo a 5 MMpc/D [143,182m3 /d] a 450 lpc [3.1 MPa] durante varios meses.El tratamiento CoilFRAC generó un incrementoeconómico en la producción, además de reducirel tiempo de limpieza y simplificar las operacio-nes de terminación (arriba). La menor cantidad deoperaciones y la mayor rapidez de limpieza per-mitieron poner el pozo en producción más pronto,al reducir el tiempo del ciclo de terminación de19 a 4 días.

Olympia Energy perforó seis pozos más en elcampo Wildcat Hills después de la terminacióndel pozo 3-3-27-5W5M. Debido a que la forma-ción Viking varía de un pozo a otro, el operadorseleccionó las técnicas de fracturamiento basán-dose en el espesor de las arenas, las barreras decontención de las fracturas hidráulicas, el espa-cio vertical entre arenas y el número de trata-mientos requeridos. Tres de estos pozoscontenían dos o tres arenas Viking de buen espe-sor que se fracturaron a través del revestimiento.Las zonas más extensas requirieron mayoresvelocidades de bombeo para optimizar la altura yla longitud de la fractura, lo que descartaba eluso de tuberías flexibles debido a las potencial-mente excesivas presiones de tratamiento reque-ridas en superficie.

68 Oilfield Review

Total de apuntalante,1000 Ibm

242141

7186

194

27160

0 50 100 150 200 250 300

Zonas terminadasversus intentadas, %

Total de díasde terminación

Costo por Mpc/D, $

3 pozos con estimulación convencional

3 pozos con estimulación CoilFRAC

> Comparación de terminaciones con estimulaciones convencionales y contratamientos CoilFRAC en las arenas Viking. Los fracturamientos hidráulicoscon tubería flexible requirieron en total un 58% menos de apuntalante, redu-jeron las operaciones generales de terminación de 19 a 4 días y mejoraron lalimpieza y la recuperación de fluido de fracturamiento. El emplazamiento deltratamiento CoilFRAC y el contraflujo simultáneo mejoraron la recuperaciónde fluido y ahorraron a Olympia Energy cerca de $300,000 por pozo en elcampo Wildcat Hills. Todo esto redujo un 78% el costo por Mpc/D.

Invierno de 2001/2002 69

Al igual que el pozo 3-3-27-5W5M, los otrostres pozos tenían secuencias similares de arenasy lutitas entre capas y zonas productivas de 2 a 4m [6 a 13 pies], de modo que Olympia Energyrecurrió a las estimulaciones selectivas con tra-tamientos CoiIFRAC. Este enfoque permitióaumentar la productividad y la recuperación altratar en forma selectiva las zonas productivaspasadas por alto o no tratadas en forma eficiente,y ello condujo a una disminución de los costosoperacionales.

En el pozo 4-21-27-5W5M, se corrieron regis-tros de producción antes y después del trata-miento para evaluar el aumento de la producciónde las zonas de uno de los pozos fracturado contubería flexible (arriba). Antes del fracturamiento,el pozo producía 2 MMpc/D [57,300 m3 /d] con elflujo proveniente de dos intervalos. Después deefectuar los tratamientos CoiIFRAC en cinco inter-valos, la producción de gas aumentó a 4.5MMpc/D [128,900 m3 /d] con el flujo provenientede cuatro de los cinco intervalos. Olympia Energyahorró $300,000 por pozo en operaciones de frac-turamiento solamente, mediante el uso de las téc-nicas CoiIFRAC para estimular la formación Vikingen los pozos del campo Wildcat Hills. Uno de lospozos de gas originales de la formación Viking ha

sido reevaluado e identificado como candidatopara la estimulación con tubería flexible.

A una profundidad de 2500 m [8200 pies], latécnica CoilFRAC demostró las bondades de com-binar tecnologías de tubería flexible y de estimu-lación en la productividad y la recuperación delas reservas de los pozos, por los menores reque-rimientos de espacio en la superficie, el menortiempo en la localización del pozo, y menos ope-raciones de montaje y desmontaje en el pozo,todo esto combinado con menos emisiones yquemado de gas como resultado del flujo, de laspruebas y de la limpieza de todas las zonas pro-ductivas a la vez. Los tratamientos CoiIFRAC sevuelven particularmente atractivos en áreasambientalmente sensibles, como los pastizalesque rodean el campo Wildcat Hills.

Diseños y operaciones de fracturamientoEl fracturamiento con tubería flexible está limi-tado por restricciones en los volúmenes de flui-dos y de apuntalante asociados principalmentecon los tamaños de tubulares más pequeños ylimitaciones de presión. Las aplicaciones de losservicios CoiIFRAC requieren diseños de fractura-miento alternativos, fluidos especializados, equi-pos de tubería flexible de alta presión, y equipos

de trabajo integrados de servicios de fractura-miento y de tubería flexible para garantizar esti-mulaciones eficaces y operaciones seguras.7

Las velocidades de inyección, los parámetrosde los fluidos, los volúmenes de tratamiento, lastensiones en sitio y las características de las for-maciones, determinan la presión neta disponiblede fondo de pozo para crear una geometría defractura específica: ancho, altura y longitud. Serequieren velocidades de bombeo mínimas paragenerar la altura de fractura deseada y paratransportar apuntalante a lo largo de la fractura.Se necesitan concentraciones mínimas de apun-talante para lograr la conductividad adecuada dela fractura.

7. Olejniczak SJ, Swaren JA, Gulrajani SN y Olmstead CC:“Fracturing Bypassed Pay in Tubingless Completions,”artículo de la SPE 56467 presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.Gulrajani SN y Olmstead CC: “Coiled Tubing ConveyedFracture Treatments: Evolution, Methodology and FieldApplication,” artículo de la SPE 57432 presentado en laReunión Regional del Este de la SPE, Charleston, WestVirginia, EUA, 20 al 22 de octubre de 1999.

Tensión

Sónico compensado por efectos del pozo

Disparos

Flujo total de gas

10,000 kg 0

0 API 150

Prof,pies

X625

X650

125 mm 0

Rayos gamma

Calibre Y500 µseg/m 100

Lentitud

Resultados del medidor de flujo

Previo a laestimulación contubería flexible(flujo de gas)

1.0 MMpc/D

0 MMpc/D

0 MMpc/D

1.0 MMpc/D

0 MMpc/D

2.0 MMpc/D

Posterior a laestimulación contubería flexible(flujo de gas)

0 MMpc/D(sin estimulación)

0.40 MMpc/D

0.72 MMpc/D

1.0 MMpc/D

2.4 MMpc/D

4.52 MMpc/D

> Evaluación previa a la estimulación (izquierda) y posterior a la estimulación (derecha). Los registrosde producción frente a la formación Viking en el pozo 4-21-27-5W5M, confirmaron que los tratamien-tos CoilFRAC de fracturamiento selectivo en cada arena Viking mejoraron el perfil de producción y elflujo total de gas (derecha).

Las sartas de tubería flexible tienen un diá-metro interno (ID, por sus siglas en inglés) máspequeño que las sartas de tuberías estándar uti-lizadas en operaciones de fracturamiento conven-cionales. A las velocidades de inyecciónrequeridas para el fracturamiento hidráulico, laspérdidas de presión por fricción asociadas con laslechadas cargadas de apuntalante, pueden origi-nar altas presiones de tratamiento que sobrepa-sen los límites de seguridad de los equipos desuperficie y de las tuberías flexibles. La utilizaciónde tuberías flexibles más grandes reduce las pér-didas de presión por fricción, pero aumenta loscostos de los equipos, la logística y el manteni-miento, y puede resultar impráctica para pozosdelgados de un solo diámetro interno.

Esto significa que las velocidades de trata-miento y los volúmenes de apuntalante para elfracturamiento con tubería flexible deben ser redu-cidos en comparación con los del fracturamientoconvencional. El desafío es lograr velocidades deinyección y concentraciones de apuntalante quetransporten el apuntalante en forma eficaz ygeneren la geometría de fractura requerida. Elfracturamiento con tubería flexible requiere equi-pos y diseños de tratamientos alternativos paragarantizar presiones de tratamiento de superficieaceptables sin comprometer los resultados de laestimulación.

La caracterización de los yacimientos es laclave para cualquier tratamiento de estimulaciónexitoso. Al igual que los trabajos de fractura-miento convencionales, los tratamientos contubería flexible deben generar una geometría defractura acorde con la estimulación óptima delyacimiento. El método preferido es diseñar pro-gramas de bombeo CoiIFRAC que equilibren lasvelocidades de inyección requeridas y las con-centraciones de apuntalante óptimas con las res-tricciones de presión de tratamiento de la tuberíaflexible. La selección del fluido para fractura-miento depende de las características del yaci-miento y de las pérdidas de fluido, de lascondiciones de fondo de pozo, de la geometría defractura requerida y del transporte de apunta-lante. Los fluidos para los tratamientos CoiIFRACincluyen sistemas base agua o polímeros y el sur-factante viscoelástico (VES, por sus siglas eninglés) CIearFRAC libre de polímero.8

En el pasado, los polímeros proporcionaban laviscosidad del fluido para transportar el apunta-lante. Sin embargo, los residuos de estos fluidospueden dañar los empaques de apuntalante yreducir la permeabilidad conservada. Los ingenie-ros, por lo general, aumentan los volúmenes deapuntalante para compensar cualquier reducción

en la conductividad de la fractura, pero la fricciónde la lechada aumenta exponencialmente conmayores concentraciones de apuntalante y puedelimitar la eficacia de los tratamientos CoiIFRAC.La mayor presión de tratamiento de superficie,derivada de las pérdidas de presión por fricción,es el factor dominante en el fracturamiento contubería flexible. Por lo tanto, reducir las presionesde bombeo de superficie es vital en las aplicacio-nes CoiIFRAC, particularmente en los yacimientosmás profundos.

Debido a su estructura molecular única, los flui-dos VES exhiben caídas de presión por fricción hastados tercios menores que los fluidos a base de polí-meros (arriba). Los fluidos no dañinos CIearFRACpueden proveer una adecuada conductividad defractura con menores concentraciones de apunta-lante, a presiones de tratamiento de superficie acep-tables. Esto facilita la optimización de los diseños defracturas. Estas características de los fluidos facili-tan el fracturamiento con tubería flexible a las pro-fundidades de pozos más comunes.

Otra ventaja de los fluidos CIearFRAC es lareducida sensibilidad de la geometría de la fracturaa la velocidad de inyección del fluido. Se contienemejor el crecimiento vertical de la fractura, obte-niéndose mayores longitudes de fractura efectivas,lo que es particularmente importante cuando setratan zonas delgadas y con muy poco espacioentre sí. Los fluidos tipo VES son también menossensibles a las temperaturas y a las condiciones defondo de pozo, que aceleran la descomposiciónprematura de los fluidos de fracturamiento.

Si se detiene el bombeo debido a un problemaoperacional o al arenamiento inducido de la frac-tura, las características estables de suspensión ytransporte de los fluidos CIearFRAC impiden quelos apuntalantes decanten demasiado rápido,especialmente entre las copas sellantes de lasherramientas de aislamiento de intervalo. Estodeja tiempo para limpiar el resto de apuntalante ydisminuye el riesgo de atascamiento de tuberías.Asimismo, estos fluidos proveen un respaldo decontingencia en entornos de alto riesgo, talescomo los pozos altamente desviados u horizonta-les, donde la decantación del apuntalante tambiénpuede ser un problema.

Recuperar los fluidos de tratamiento es fun-damental cuando las zonas de interés tienen bajapermeabilidad o baja presión en el fondo delpozo. Otro beneficio de los fluidos tipo VES es queproveen una limpieza más eficaz después de laestimulación. La experiencia de campo ha demos-

70 Oilfield Review

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

9. Un arenamiento se produce por la acumulación de apun-talante en la fractura, lo cual interrumpe la entrada defluido y la propagación de la fractura. Si se produce unarenamiento inducido al inicio de un tratamiento, la pre-sión de bombeo puede subir demasiado y el trabajopodría tener que interrumpirse antes de obtener unafractura óptima.

10. Pessin JL y Boyle BW: “Accuracy and Reliability ofCoiled Tubing Depth Measurement,” artículo de la SPE38422 presentado en la Segunda Mesa Redonda sobreTuberías Flexibles en Norteamérica, Montgomery, Texas,EUA, 1 al 3 de abril de 1997.

Pres

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, lpc

Longitud de la tubería flexible, pies

Fluido a base de polímerosFluido ClearFRAC VES

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

00 2000 4000 6000 8000 10,000

> Efecto de los fluidos reductores de la fricción. A medida que las aplicacionesCoilFRAC se amplían para extenderse a pozos más profundos, los fluidos debaja fricción serán una clave para el éxito futuro. Este diagrama compara lapresión de tratamiento de superficie versus profundidad para una tubería flexi-ble de 2 pulgadas en un fracturamiento con un fluido a base de polímeros yotro con el surfactante viscoelástico ClearFRAC (VES, por sus siglas en inglés),ambos con concentraciones de 4 libras de apuntalante agregado (laa).

Invierno de 2001/2002 71

trado que los fluidos tipo VES se descomponencompletamente al entrar en contacto con loshidrocarburos del yacimiento, a través de unaextensa dilución con el agua de formación o bajola prolongada exposición a la temperatura delyacimiento, y son transportados fácilmente hacialos pozos por los fluidos producidos. Con los flui-dos tipo VES, la permeabilidad conservada escercana al 100% de la permeabilidad original.Asimismo, la aplicación del tratamiento y el con-traflujo de todas las zonas a la vez mejora la recu-peración de fluido y la limpieza de la fractura.

Se utilizan tuberías flexibles de alta resisten-cia de 13⁄4 a 27⁄8 pulgadas para tolerar las mayorespresiones de inyección. Las tuberías flexiblespara las operaciones de fracturamiento estánfabricadas con aceros de óptima calidad y altaresistencia y de alta presión de ruptura. Porejemplo, las tuberías flexibles de 13⁄4 pulgadascuyo límite de elasticidad es de 90,000 lpc [621MPa], tienen una presión de ruptura de 20,700lpc [143 MPa] y pueden resistir presiones decolapso de 18,700 lpc [129 MPa]. Las tuberías fle-xibles se prueban hidrostáticamente hasta el80% de su presión de ruptura—16,700 lpc [115MPa] para esta tubería de 13⁄4 pulgadas—antesde las operaciones de bombeo, y la presiónmáxima de bombeo se fija en un 60% de su pre-sión de ruptura de diseño, o alrededor de 12,500lpc [86 MPa] para este ejemplo.

Debido a que toda la sarta de tubería flexiblecontribuye a las caídas de presión por fricción,independientemente de cuánto se introduzca enun pozo, la longitud de la tubería flexible en uncarrete debería reducirse al mínimo respecto delintervalo más profundo a tratar. Se temía que lasfuerzas centrífugas en el apuntalante erosiona-ran la pared interna de la tubería flexible enro-llada en el carrete. Sin embargo, la inspecciónvisual y ultrasónica antes y después del fractura-miento no detectó erosión dentro de la tuberíaflexible, y sólo se detectó una erosión menor enlos conectores de la tubería flexible después debombear hasta en nueve tratamientos.

La seguridad operacional es fundamental alas altas presiones requeridas para los trata-mientos de fracturamiento hidráulico. Por ejem-plo, no debería permitirse la presencia depersonal cerca de la boca de pozo o de equiposde tubería flexible durante las operaciones debombeo. El fracturamiento con tubería flexiblerequiere equipos de superficie especiales y modi-ficaciones innovadoras para garantizar operacio-nes seguras y hacer frente a las contingencias encaso de un arenamiento inducido.9 En la superfi-cie, los equipos de tubería flexible, tales como

las válvulas de alivio operadas a gas y de res-puesta rápida, los múltiples de fracturamientooperados en forma remota, y las modificacionesa los carretes y múltiples de las tuberías flexi-bles, permiten altas velocidades de bombeo delechadas abrasivas.

El control preciso de la profundidad también esimportante para las estimulaciones selectivas. Elposicionamiento inexacto de la tubería flexible pro-duce problemas graves y de alto costo, como sonlos disparos a una profundidad incorrecta, la colo-cación de un tapón de arena en un lugar equivo-cado, los problemas en el posicionamiento de lasherramientas de aislamiento o la estimulación dela zona errónea. Las herramientas de aislamientose deben posicionar en forma precisa a través delos intervalos abiertos. Se utilizan cinco tipos demediciones de profundidad: mediciones estándarde la tubería a medida que ésta sale del carrete,un sistema de monitoreo de la profundidad en elcabezal del inyector, los localizadores mecánicosde collares del revestimiento, y dos nuevos siste-mas independientes utilizados por Schlumberger:la medición de superficie del Monitor Universal deLongitudes de Tuberías (UTLM, por sus siglas eninglés) y el localizador de collares del revesti-miento DepthLOG.

En el pasado, la exactitud de las medicionesde profundidad estándar de las tuberías flexiblesera de alrededor de 9.1 m [30 pies] por cada 3048m [10,000 pies] en las mejores condiciones yhasta 61 m [200 pies] por cada 3048 m en lospeores casos. La medición de superficie delUTLM de doble rueda se alínea automáticamenteen las tuberías flexibles, minimiza el desliza-miento, ofrece mayor resistencia al desgaste ymide la tubería sin estiramiento (derecha).10 Dosruedas de medición construidas de materialesresistentes al desgaste, el procesamiento dedatos en boca de pozo y la calibración de rutina,eliminan los efectos del desgaste de las ruedasen la repetibilidad de la medición de superficie yproveen redundancia automática, además de ladetección de deslizamiento.

El resto de los factores que influye en la preci-sión y la confiabilidad de las mediciones son loscontaminantes y su acumulación en las superfi-cies de las ruedas, y los efectos térmicos quehacen cambiar las dimensiones de las ruedas. Unsistema antiacumulación impide la contaminaciónde las superficies de las ruedas. La deformaciónde las tuberías flexibles dentro del pozo se evalúamediante simulación por computadora. Para elmodelado térmico de la deformación de la tubería,un simulador de pozo provee un perfil de tempe-ratura. La deformación total se puede estimar con

> Dispositivo de superficie de medición de laprofundidad de doble rueda UTLM.

una precisión de 1.5 m [5 pies] por cada 10.000pies. La combinación de mediciones de superficiemás exactas y el modelado, así como los mejoresprocedimientos operacionales permiten obteneruna precisión de alrededor de 3.4 m [11 pies] porcada 10.000 pies y una repetibilidad de aproxima-damente 1.2 m [4 pies]. En la mayoría de loscasos, se obtiene un valor inferior a 0.6 m [2 pies].

Anteriormente, las correcciones de profundi-dad de tuberías flexibles efectuadas con cableeléctrico o herramientas de registro de rayosgama de memoria alojados dentro de la tubería,pintando “marcas” en el exterior de las tuberíasflexibles y utilizando localizadores mecánicos delos collares del revestimiento, por lo general eraninexactas, y requerían considerable tiempo ydinero. En la actualidad, Schlumberger utiliza laherramienta inalámbrica DepthLOG que detectalas variaciones magnéticas en los collares delrevestimiento a medida que las herramientas secorren dentro del pozo y envían una señal a lasuperficie mediante cambios en la presiónhidráulica. Las profundidades del subsuelo sedeterminan en forma rápida y precisa mediantecomparación con los registros de rayos gammade correlación. El uso de la tecnología inalám-brica disminuye la cantidad de viajes de tuberíaflexible al pozo y permite ahorrar hasta 12 horaspor operación en operaciones típicas de disparosy de estimulación con tubería flexible.

En el pasado, cuando se requería, se utiliza-ban servicios de tubería flexible independientesdespués de las operaciones de fracturamientopara limpiar completamente el exceso de apunta-lante. Sin embargo, el fracturamiento con tuberíaflexible requiere el trabajo mancomunado del per-sonal de fracturamiento y de tubería flexible.Inicialmente, las cuadrillas de servicios enfrenta-ron una severa curva de aprendizaje al tener quetrabajar juntos para reducir el tiempo necesariopara las diversas operaciones. Con el tiempo, losproyectos CoilFRAC aumentaron la eficienciaoperacional y redujeron el tiempo de terminación.Para aumentar aún más la eficiencia,Schlumberger ha formado equipos CoiIFRACdedicados a integrar la experiencia en tubería fle-xible y en fracturamiento.

Revitalización de un campo maduroTexaco Exploration and Production Inc. (TEPI),actualmente una compañía de ChevronTexaco,extendió la vida productiva del campo HiawathaOccidental en el condado de Moffat, Colorado,EUA, con técnicas CoiIFRAC.11 Descubierto en ladécada de 1930, este campo tiene 18 zonas pro-ductivas a través de un intervalo de 1067 m [3500pies]. La producción de gas proviene de las for-maciones Wasatch, Fort Union, Fox Hills, Lewis yMesaverde (derecha). Anteriormente, los pozosse terminaron con revestimientos de 41⁄2, 5, ó 7pulgadas y se estimularon con tratamientos con-vencionales de fracturamiento en etapas.

Una práctica común era estimular las zonasdesde abajo hacia arriba hasta que la producciónfuera satisfactoria. En consecuencia, las zonasdelgadas por lo general se dejaban de lado y exis-tía un potencial sin desarrollar en todo el campo.En 1999, la compañía TEPI evaluó las zonas pasa-das por alto en el campo para identificar y clasifi-car las posibilidades de reparación sobre la basede la calidad del yacimiento, la integridad delcemento, la edad de la terminación y la integri-dad del pozo. Después de una exitosa reparaciónen el Pozo 3 de la Unidad 1 de Duncan, se identi-ficaron nuevos sitios, pero el desafío era desarro-llar una estrategia que permitiera estimular enforma eficaz todas las zonas productivas durantelas operaciones de terminación de pozos.

El operador escogió los servicios CoilFRACpara estimular en forma selectiva las arenasWasatch y Fort Union, que comprenden variasarenas de 1.5 a 18 m [5 a 60 pies] de espesor y de600 a 1200 m [2000 a 4000 pies] de profundidad.

Este enfoque proporcionó la flexibilidad paradiseñar tratamientos de fracturas óptimos paracada zona, en lugar de grandes trabajos para tra-tar varias zonas a través de intervalos más largos.

En el primer pozo nuevo, se fracturaron 13zonas en tres días con tratamientos CoiIFRAC. Setrataron siete zonas en un solo día. La producción

promedio del primer mes de este pozo fue de 2.3MMpc/D [65,900 m3/d]. El segundo pozo nuevoinvolucró ocho tratamientos en un día. La pro-ducción promedio del segundo pozo durante elprimer mes fue de 2 MMpc/D. Las presiones detratamiento oscilaron entre 3200 lpc [22 MPa] y7000 lpc [48 Mpa]; el máximo permisible.

72 Oilfield Review

Prof, pies

Disparos

Formación

Wasatch

Campo Hiawatha

Denver

2000

3000

EUA

Fort Union

Fox Hills

Lewis

Mesaverde5000

4000

COLORADO

GrandJunction

< Horizontes productores del campoHiawatha. En el campo Hiawatha, si-tuado al noroeste de Colorado(inserto), las zonas productivas his-tóricamente se agrupaban en inter-valos, o etapas, de 46 a 61 m [150 a200 pies] y se estimulaban con unsolo tratamiento de fractura. Lasarenas delgadas se agrupaban conlas de mayor espesor y en ocasio-nes, se pasaban por alto las arenasdelgadas para evitar la estimulaciónmenos eficaz de arenas más prolífi-cas. Aún así se requerían varias eta-pas de fracturamiento hidráulicopara tratar todo el pozo. Cada etapade fracturamiento se aisló con untapón de arena o un tapón puentemecánico. Era difícil justificar la ter-minación de arenas delgadas conun potencial de producción de 100 a200 Mpc/D [2832 a 5663 m3/d].

11. DeWitt M, Peonio J, Hall S y Dickinson R: “Revitalizationof West Hiawatha Field Using Coiled-Tubing Technology,”artículo de la SPE 71656 presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

Invierno de 2001/2002 73

Se fracturaron zonas separadas por 3 a 4.6 m[10 a 15 pies] sin comunicación entre etapas. Laspruebas de inyectividad verificaron que los gra-dientes de fractura entre las zonas variaban de0.73 a 1 lpc/pie [16.5 a 22.6 kPa/m]. La variaciónen el gradiente de fractura en cada zona confirmóla dificultad de estimular varias zonas con trata-mientos convencionales en etapas (abajo).Además de ocho reparaciones con éxitos y fraca-sos, se perforaron con éxito nueve pozos en elcampo Hiawatha desde mayo de 2000 hasta juliode 2001. Estos nuevos pozos se estimularon contratamientos CoiIFRAC en las formacionesWasatch y Fort Union, y con fracturamientos con-vencionales en los intervalos más continuos deFox Hills, Lewis y Mesaverde, debajo de 1220 m[4000 pies].

Para cuantificar los resultados de la estimula-ción con tubería flexible, se compararon las ter-minaciones CoiIFRAC con los pozos fracturadosmediante métodos convencionales entre 1992 y1996 (derecha). La producción promedio de lasterminaciones con tratamientos CoiIFRACaumentó 787 Mpc/D [22,500 m3/d], ó 114% por

sobre los valores históricos. Sin embargo, la pro-ducción de los pozos individuales puede inducir aerror si las reservas se drenan de los pozos veci-nos. La producción del campo no aumentarácomo se espera cuando haya interferencia entrelos pozos; la declinación natural de la presióndebería hacer que los pozos nuevos produjeranmenos, y no más.

De 1993 a 1996, la producción del campoHiawatha aumentó de 7 a 16 MMpc/D [200,500a 460,000 m3/d] gracias al programa de perfora-ción de 12 pozos nuevos. La producción se du-plicó nuevamente de 11 a 22 MMpc/D [315,000 a630,000 m3/d] con las reparaciones y los pozosnuevos terminados principalmente con esti-mulaciones con tubería flexible. La produccióndel campo alcanzó su mayor nivel en 80 años.

Prof

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l poz

o, p

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Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Longitud de fractura, pies

Concentraciónde apuntalanteen lbm/pies2

0.0 a 0.10.1 a 0.20.2 a 0.30.3 a 0.40.4 a 0.50.5 a 0.60.6 a 0.70.7 a 0.8> 0.8

3420

3480

3540

3600

3660

3570

3630

3690

3750

38102 2.8 3.6 -0.2 -0.1 0 0.1 0.2 0 100 200 300 400 500

< Evaluación de fracturamientos hidráulicos deuna sola etapa en el campo Hiawatha. Sin el ais-lamiento selectivo de arenas individuales, las va-riaciones en los gradientes de fractura dificultanla optimización de las longitudes de fractura conun solo tratamiento convencional y disparos deentrada limitada. En dos zonas de la formaciónWasatch que serían agrupadas para estimularvarios intervalos con un solo tratamiento, los dia-gramas del simulador de fracturamiento hidráu-lico StimCADE indican que aproximadamente dostercios del apuntalante queda en el intervalo su-perior (arriba). Esto da como resultado una frac-tura más extensa y más conductiva, cuya longi-tud es casi un 50% mayor que en el intervaloinferior (abajo). Si hay más de dos zonas, esteproblema se complica aún más por las variacio-nes en las arenas discontinuas de un pozo a otro.

Meses de producción0 1 2 3 4 5 6

2000

1500

1000

500

10

Promedio +787 Mpc/D

Tratamientos de fracturamiento convencional

Tratamientos de fracturamiento CoilFRAC

Fluj

o de

gas

(Mpc

/D)

> Análisis de los resultados del fracturamiento con tubería flexible en el campoHiawatha. La producción de los pozos terminados con tratamientos de aisla-miento y estimulación selectivos CoilFRAC (rojo) se comparó con la producciónde los pozos fracturados anteriormente con métodos convencionales (negro).La producción diaria promedio del pozo para cada mes se normalizó a tiempocero y se representó para los primeros seis meses. La producción inicial delas terminaciones CoilFRAC fue de alrededor de 787 Mpc/D [22.500 m3/d], ó114%, por sobre los valores históricos.

Se estima que la estimulación de cada zona enforma individual durante las operaciones de ter-minación del pozo es la clave para mejorar la pro-ducción y aumentar la recuperación de reservasen este campo maduro.

Herramientas de fondo de pozo de última generaciónLas herramientas de aislamiento de intervalo hanevolucionado junto con los tratamientos CoiIFRACy los requisitos específicos provenientes de lasdiversas aplicaciones de estimulación. Las opera-ciones de fracturamiento con tubería flexible sellevan a cabo bajo condiciones dinámicas de esti-mulación de yacimientos. Los tratamientos sedesarrollan en pozos activos a las presiones ytemperaturas de formación. Con la estimulaciónselectiva de cada intervalo estas condicionesvarían. En consecuencia, las aplicaciones cada vezmás exigentes en pozos de mayor profundidadrequieren herramientas más confiables de aisla-miento de anclajes múltiples.

Guiados por la necesidad de reducir al mínimolos riesgos operacionales y financieros, así comotambién el impacto de los eventos imprevistos,tales como el arenamiento de apuntalante,Schlumberger desarrolló la línea de herramientasde fondo de pozo Mojave CoiIFRAC (derecha).Este avanzado sistema de aislamiento de inter-valo consta de tres tecnologías: la desconexióncon presión equilibrada o balanceada, el conjuntomodular de aislamiento de intervalo con unempalme roscado con orificios, y la válvula dedescarga de la lechada. Estos tres componentescombinados permiten el emplazamiento selectivode ácido o apuntalante mediante estimulacionessecuenciales y de tratamientos de matriz conácido, de control de producción de arena sin fil-tros, o con inhibidores de incrustaciones en unsolo viaje con tubería flexible.

El desconector con presión equilibrada pre-senta un desconector por esfuerzo de corte de pre-sión equilibrada con la presión de tratamiento dela tubería flexible. Sólo las cargas mecánicas de latubería flexible se transportan a los pernos deseguridad de rotura por cizallamiento; la presiónde tratamiento no afecta la función de liberacióndel perno de seguridad. Esto reduce la posibilidadde dejar la herramienta en un pozo como resultadode la elevación inesperada de las presiones de tra-tamiento en el pozo durante las estimulacionesCoiIFRAC, tales como un arenamiento inducido. Eldesconector con presión equilibrada permite pro-fundizar la tubería flexible ya que no requiere per-nos adicionales para soportar las cargas depresión durante los tratamientos. Si la herra-mienta queda atascada, se puede pescar con unpescante externo o de cuello de pesca interno.

La herramienta de aislamiento de intervaloMojave CoiIFRAC tiene copas de elastómeroenfrentadas para revestimientos de 41⁄2 a 7 pulga-das. La herramienta funciona en pozos verticales uhorizontales y no tiene cuñas mecánicas ni partesmóviles. Una vía interna de derivación o puenteodel fluido en el armazón de la herramienta, per-mite operar a mayores profundidades (hasta10,000 pies, en lugar de menos de 4000 pies). Estafunción aliviana las cargas de la tubería flexibledurante los viajes de entrada y salida de los pozospara reducir el desgaste del elastómero, minimizarlas fuerzas producidas por las operaciones de sua-

veo o pistoneo y por el flujo en las formaciones, ypara disminuir el riesgo de atascamiento de laherramienta entre las zonas. El diseño modular yel empalme roscado de 0.6 m [2 pies] con orificios,permiten ensamblar secciones de 1.2 m [4 pies]hasta alcanzar un espacio máximo de 9.1 m [30pies] entre las copas de elastómero.

El empalme roscado CoilFRAC tambiénincluye una vía interna de derivación del fluido yes resistente a la erosión cuando se bombeahasta 136,100 kg [300.000 Ibm] de arena. Es posi-ble bombear hasta 226,800 kg [500,000 Ibm] deapuntalantes sintéticos de cerámica y revestidos

74 Oilfield Review

Mandrilde filtrosuperior

Elementode sellosuperior

Secciones modulares

Válvula dedescarga dela lechada

Espacio anular delmandril interno y pasaje de derivacióndel fluido

Elemento desello inferior

Elemento desello invertido

Mandril defiltro inferior

Desconexión conpresiones

equilibradas

Empalme roscado con orificios

Pasaje de derivacióndel fluido

Orificio de descarga

> Herramientas de aislamiento Mojave CoilFRAC. La gama de herramientas CoilFRAC se ha ampliado eincluye ensamblajes de aislamiento especialmente diseñados; desde empacadores mecánicos sim-ples hasta combinaciones de empacadores y copas de elastómero, y las primeras versiones de herra-mientas de copas de elastómero enfrentadas y de aislamiento de intervalo. Las tecnologías de sellosmás confiables han contribuido a la eficiencia de los ensamblajes de aislamiento CoilFRAC para el ais-lamiento de intervalos. Un pasaje del flujo anular dentro del ensamblaje permite su fácil anclaje yrecuperación.

Invierno de 2001/2002 75

con resina, que son menos erosivos. Se requierecirculación inversa para limpiar la tubería flexibley la herramienta de aislamiento de intervaloMojave CoiIFRAC cuando funcionan sin una vál-vula de descarga de la lechada. Durante la circu-lación inversa, se sella una copa inferiorinvertida en el fondo para mejorar la limpiezaposterior al tratamiento. Se construye un puertode mediciones en la herramienta para registrar lapresión y temperatura en el pozo.

Dado que la válvula de descarga de lalechada (SDV, por sus siglas en inglés) se operapor flujo, no es necesario mover la tubería flexi-ble. La válvula SDV se provee en dos tamañoscompatibles con revestimientos estándar de 41⁄2 a7 pulgadas. Las herramientas Mojave CoilFRACfuncionan en pozos verticales u horizontales. Laincorporación de una válvula SDV permite des-cargar la lechada de la tubería flexible entrezonas y facilita las estimulaciones en yacimien-tos de baja presión y formaciones con gradientesde presión inferiores al gradiente hidrostático, ó0.4 lpc/pie [9 kPa/m].

La herramienta SDV se cierra y actúa comouna válvula de relleno cuando se corre en unpozo. También reduce los daños de la formacióndurante los tratamientos de múltiples zonas enun pozo. No se requiere la circulación inversapara la limpieza de la tubería flexible, lo cualreduce los requisitos de fluidos para la estimula-ción, elimina el impacto ambiental de la lechadaque retorna a la superficie, reduce el desgastedel elastómero al igualar la presión en las copassellantes de elastómero y disminuye el desgasteabrasivo de las tuberías flexibles y de los equiposde superficie.

Optimización de la recuperación en el sur de TexasSamedan Oil Corporation opera el campo RincónNorte en el sur de Texas. Este campo produce gasde diversas zonas de la formación Vicksburg,localizada a 1800 a 2100 m [6000 a 7000 pies] deprofundidad. El pozo Martínez B54, terminado enuna sola zona de 7.6 m [25 pies] de espesor, teníauna producción inicial de 4.5 MMpc/D antes dedeclinar a 1 MMpc/D. En diciembre del año 2000,Samedan evaluó el fracturamiento de esta zonapor primera vez, así como también la terminaciónde la zona más profunda en el pozo Martínez B54.Los registros del pozo abierto habían identificadovarias otras zonas productivas que se habíanpasado por alto intencionalmente, porque se lasconsideraba económicamente marginales. Enfebrero de 2001, Schlumberger formó un equipomultidisciplinario para integrar los conocimien-tos petrofísicos y de yacimientos con los servi-cios de diseño, ejecución y evaluación determinaciones mediante la iniciativa de optimiza-ción de estimulaciones PowerSTIM.12

Samedan y el equipo PowerSTIM analizaronlos datos del pozo para determinar el tamaño delyacimiento y las reservas remanentes en la zonaproductiva. Estos cálculos mostraron un área dedrenaje de 7700 m2 [19 acres] y confirmaron queuna discontinuidad geológica circundante actua-ba como sello. Los análisis NODAL y de produc-ción reprodujeron la producción de 1MMpc/D eindicaron que, sobre la base de un área de dre-naje limitada y de un reducido daño de la forma-ción, las reservas remanentes se podríanrecuperar en unos pocos meses.13 Este intervalono era candidato a estimulación.

Samedan decidió agotar la zona existenteantes de terminar las zonas pasadas por alto másatractivas. La reinterpretación de los registrosreveló la existencia de un intervalo de 23 m [77pies] de buena calidad, con considerables reser-vas recuperables en cinco zonas profundas loca-lizadas a través de 213 m [700 pies] de espesortotal. Las técnicas de estimulación convenciona-les requerían disparos de entrada limitada parala divergencia de los altos volúmenes de fluido yapuntalante bombeados a altas velocidades paracubrir y fracturar todo este intervalo.

El operador consideró la instalación de tube-rías de producción y el anclaje de un empacadordebajo de los disparos existentes, y terminar sólouna o dos de las zonas pasadas por alto de másarriba. Sin embargo, este enfoque dejaría unimportante volumen de reservas adicionales sinaprovechar detrás de la tubería. El equipoPowerSTIM recomendó los servicios CoiIFRAC deaislamiento selectivo, con diseños de fractura-miento optimizados para terminar y estimular enforma individual las cinco zonas pasadas poralto. Se escogió una sarta de tubería flexible de2 pulgadas para transportar los fluidos de fractu-ramiento y apuntalante a las velocidades deinyección requeridas. Un registro de la herra-mienta Delgada de Mapeo de Cemento (SCMT,por sus siglas en inglés) confirmó la integridaddel cemento y un aislamiento zonal adecuadodetrás de la tubería a través de los intervalos determinación propuestos. Los disparos existentesse sellaron mediante cementación forzada antesde las operaciones de tratamiento CoiIFRAC.

En mayo de 2001, Samedan y Schlumbergerllevaron a cabo una estimulación selectivaCoiIFRAC en cinco etapas (arriba). En el primer día,se perforaron las cinco zonas con cargas de cali-dad superior de penetración profunda PowerJet,para maximizar el tamaño del orificio de entradade los disparos y su penetración en el yacimiento.

12. AI-Qarni A0, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulación,”Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 44-65.

13. El análisis NODAL combina la capacidad de un yaci-miento de producir fluidos hacia un pozo con la capaci-dad de los tubulares para conducir el flujo a lasuperficie. El nombre de la técnica refleja lugares dis-cretos—nodos—donde ecuaciones independientes des-criben la entrada y la salida de fluidos, estableciendouna relación entre las pérdidas de presión y las veloci-dades de flujo desde los límites externos del yacimientohasta los tanques de almacenamiento, pasando por losequipamientos de terminación y las tuberías de produc-ción del pozo, y por las líneas de conducción instaladasen superficie. Este método permite calcular la producti-vidad de los pozos y ayuda a determinar los efectos deldaño, o factor de daño, de las presiones de las estimula-ciones, la presión en boca de pozo y de los separadores,los tamaños de tubulares y las caídas de presión a tra-vés de los disparos y de los reguladores de flujo.También permite estimar la producción futura en base alos parámetros del yacimiento y del pozo.

TEXAS

> Pozo Martínez B54 en el campo Rincón Norte, al sur de Texas (cortesía de Samedan Oil Corporation).

Zona Espesor neto, pies Porosidad, % Saturación de agua, % Profundidad de los disparos, pies Producción de gas, MMpc/D

Total

Contribución al totalde la producción, %

1

2

3

4

5

26

8

10

8

15

21

16

15

15

16

41

41

60

48

52

X370 a X380

X502 a X510

X860 a X870

X922 a X930

X990 a X998

4.3

0.17

0.32

0.21

0

86

3.4

6.4

4.2

0

5 100

Profundidad 1:240 pies

100 mD 0.1

100 mD 0.1

100 mD 0.1

100 mD 0.1

AguaGas Gas

GasPetróleo Petróleo

Petróleo

Kgas_F1

Kgas_F1

Kpetróleo_F1

Intrínseca Saturación de aguaSW

X360

X380

X400

X420

X440

X460

X480

X500

X520X840

X860

X880

X900

X920

X940

X960

X980

1 pie3/pie3 0 0.5 pie3/pie3 0

0.5 vol/vol 0Análisis de fluido

Agua

AguaHidrocarburo movible

Hidrocarburo movibleAgua movible

Agua movibleAgua irreducible

Agua ligadaCuarzo

Después de las operaciones de disparos ydurante una prueba previa a la estimulación, laproducción mezclada de las zonas alcanzó 1.1MMpc/D [31,500 m3 /d].

En el segundo día, se aisló cada zona enforma secuencial con la herramienta MojaveCoilFRAC de aislamiento de intervalo de 5 pulga-das y se estimuló la fractura con el fluido nodañino CIearFRAC, y 136,000 Ibm [61,700 kg] deapuntalante sintético de cerámica. Las cincozonas se trataron dentro de un período de 24horas. Las velocidades de bombeo fluctuaronentre 8 y 10 bbl/min [1.3 a 1.6 m3/min] y las pre-siones de tratamiento alcanzaron hasta 11,000lpc [76 MPa]. Debido a las producciones de gaspotencialmente altas, se incorporaron aditivos defibra PropNET al final de los programas de bom-beo para impedir el contraflujo de apuntalante.14

Una vez que todas las zonas estuvieron mez-cladas y probadas, el pozo fluía a razón de 5.1MMpc/D [146,000 m3/d] y 120 B/D [19 m3/d] decondensado, lo que coincidió estrechamente conlos pronósticos de producción. Un registro de pro-ducción indicó que cuatro de las cinco zonas de laformación Vicksburg habían sido estimuladas conéxito (arriba e izquierda). Un mes más tarde, elpozo aún producía cerca de 5 Mpc/D; no mostró ladeclinación esperada. El tratamiento se amortizóen sólo tres meses. Los ingenieros de Samedanevaluaron otros tres pozos, pero ninguno de estospozos nuevos resultó ser buen candidato para elfracturamiento hidráulico con tubería flexible.

La terminación de cinco zonas en un soloviaje disminuyó el riesgo de daños en la forma-ción, producidos por múltiples intervenciones delpozo y el riesgo de suaveo del fluido asociado conlas operaciones de fracturamiento y con lastuberías de producción convencionales, así comocon las herramientas estándar de fondo de pozo.Este tratamiento CoiIFRAC se efectuó en sólo dosdías, mientras que el trabajo de fracturamientoconvencional en cinco etapas podría habertomado hasta dos semanas.

76 Oilfield Review

< Resultados de la estimulación para tratamientosCoilFRAC en cinco zonas del pozo Martínez B54.

Zona Espesor neto, pies Porosidad, % Saturación de agua, % Profundidad delos disparos, pies Producción de gas, MMpc/D

Total

Contribución al totalde la producción, %

1

2

3

4

5

26

8

10

8

15

21

16

15

15

16

41

41

60

48

52

X370 a X380

X502 a X510

X860 a X870

X922 a X930 X990 a X998

4.3

0.17

0.32

0.21 0

86

3.4

6.4

4.2 0

5 100

Invierno de 2001/2002 77

Aplicaciones adicionalesLa combinación de tecnologías de estimulaciónde yacimientos y de tratamiento de pozos contubería flexible está expandiendo la técnica deestimulación selectiva CoiIFRAC para incluir apli-caciones tales como el fracturamiento con ácido,y técnicas de terminación especiales, tales comola inhibición de las incrustaciones, el control delcontraflujo de apuntalante y el control de la pro-ducción de arena sin filtros (arriba).

Con los avances introducidos en los fluidosque reducen la fricción, las velocidades de inyec-ción son suficientes para que las tuberías flexi-bles y las herramientas CoiIFRAC se utilicencomo divergentes mecánicos durante el fractura-miento con ácido. Esta capacidad es cada vezmás importante en los yacimientos carbonatadosmaduros, cuando pequeñas zonas dentro deintervalos de producción más grandes requierenestimulación. Las estimulaciones CoiIFRAC ayu-dan a los operadores a explotar las reservas demanera uniforme a través de todo un intervaloque contiene hidrocarburos y facilitan el manejode los yacimientos.

La acumulación de incrustaciones, asfaltenoso la migración de finos y la obstrucción de los dis-paros y de los dispositivos de terminación, afectanla permeabilidad y pueden restringir o impedir porcompleto la producción. El emplazamiento selec-tivo preciso de los tratamientos CoilFRAC permiteque los inhibidores de incrustaciones se transpor-ten a una mayor profundidad en la formacióndurante los tratamientos de fracturamiento o la

estimulación con ácidos. La integración de losinhibidores de incrustaciones y de los fluidos paraestimulaciones en un solo paso, asegura el trata-miento de todo el intervalo productivo, incluyendoel empaque de apuntalante.

La ejecución de múltiples tratamientos de frac-turas más pequeñas es una alternativa que per-mite reducir la acumulación de incrustaciones y laproducción de arena. Esta técnica reduce la caídade presión que ocurre frente a la formación, lo quedisminuye, y en algunos casos impide, la forma-ción de incrustaciones y de asfaltenos. Durante laproducción, la caída de presión aumenta la ten-sión vertical en los intervalos productivos y exa-cerba la producción de arena. Una alternativa estratar intervalos más pequeños y reducir la caídade presión frente a la formación.

Terminaciones sin filtro para controlar laproducción de arenaInnovadoras terminaciones sin filtro permitencontrolar la producción de arena sin necesidadde instalar cedazos mecánicos y empaque degrava en el pozo, mediante el uso de técnicastales como apuntalantes revestidos con resina yfibras PropNET para controlar el contraflujo deapuntalante y la producción de arena. El principaldesafío al aplicar la tecnología sin filtro es ase-gurar la cobertura de todas las zonas productivasdisparadas. En general, la longitud del intervaloes el factor de control. Los intervalos más gruesosnormalmente reducen los indicadores de éxito deltratamiento. El fracturamiento con tubería flexi-

ble, con su capacidad de tratar numerosas zonas,aumenta la eficiencia de las terminaciones sin fil-tro y reduce los costos generales a la vez queaumenta el potencial del espesor neto. Los trata-mientos en Norteamérica han reducido en cincoveces el contraflujo de apuntalante.

PT. Caltex Pacific Indonesia, una filial deChevronTexaco, opera el campo Duri en la cuencade Sumatra Central.15 La recuperación primaria esbaja, de manera que se utiliza inyección de vaporpara mejorar los factores de recuperación. Estainyección de miles de millones de barriles devapor cubre 14 millones m2 [35,000 acres] y pro-duce 280,000 B/D [44,500 m3/d] de petróleocrudo de alta viscosidad. Las arenas petrolíferas,altamente no consolidadas, son formaciones delMioceno con permeabilidades tan altas como

Tratamiento coninhibidor químico

Formación

Fractura

Disparo

Revestimiento

Terminación sin filtro

Apuntalante recubierto con resina o arenasujeta en su lugar por las fibras PropNET

Formación porosa o fractura apuntalada que contiene unprelavado con inhibidor de incrustaciones o apuntalante

impregnado con inhibidor de incrustaciones

> Tratamientos no convencionales con tubería flexible. Los tratamientos CoilFRAC también son aplica-bles a operaciones de control de producción de arena y de inhibición de incrustaciones químicas. Latubería flexible es mucho más eficaz que las técnicas de tratamiento convencional, para colocar inhi-bidores de incrustaciones en el prelavado antes del fracturamiento o apuntalante impregnado coninhibidores de incrustaciones (izquierda). Las nuevas terminaciones sin filtro permiten controlar laproducción de arena sin cedazos mecánicos ni empaques de grava en el pozo, mediante el uso detecnologías tales como apuntalantes revestidos con resina y fibras PropNET para controlar el contra-flujo de apuntalante y la producción de arena (derecha). El principal desafío de aplicar estas técnicases asegurar la cobertura de todas las zonas productivas disparadas.

14. Armstrong K, Card R, Navarrete R, Nelson E, Nimerick K,Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, WasylyciaN y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve WellEconomics,” 0ilfield Review 7, no. 3 (Otoño 1995): 34-51.

15. Kesumah S, Lee W y Marmin N: “Startup of ScreenlessSand Control Coiled Tubing Fracturing in Shallow,Unconsolidated Steamflooded Reservoir,” artículo de laSPE 74848 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica sobre Tubería Flexible de las SPE/ICOTA,Houston, Texas, EUA, 9 al 10 de abril de 2002.

4000 mD (arriba). El espesor productivo combi-nado suma unos 43 m [140 pies] a lo largo delintervalo comprendido entre X430 y X700 pies.Además de 3600 pozos de producción, el operadormantiene alrededor de 1600 pozos de inyección devapor y de observación de la temperatura.

Los requerimientos de calor son menores enáreas con altas temperaturas en donde se haestado inyectando vapor por un período prolon-gado. La inyección de vapor se puede reducir, loque permite al operador convertir los pozosinyectores y de observación en productores. Labaja presión de los yacimientos produce proble-mas de perforación, terminación y producción,incluidas las pérdidas de circulación, el colapsodel pozo y la producción de arena. La producciónde arena severa conduce a intervenciones fre-

cuentes de pozos para reemplazar equipos delevantamiento artificial dañados y atascados. Lanaturaleza marginal de estos pozos, inicialmenteterminados con revestimiento de un diámetroexterno único de 4, 7, ó 95⁄8 pulgadas, limita losfiltros de grava convencionales para el control dela producción de arena. En la mayoría de lospozos, no se instalan cedazos, debido al accesorestringido del pozo. Los tamaños de bombas sonmás pequeños y, en consecuencia, los regímenesde producción no son favorables.

En una reciente prueba de campo, llevada acabo en varios pozos, el operador del campo Duriutilizó las técnicas CoiIFRAC para realizar termi-naciones sin filtro usando arena curable reves-tida con resina y diseños de fracturamiento conlimitación del largo de la fractura a través de are-

namiento inducido (TSO, por sus siglas en inglés)para evitar contraflujos de apuntalante y migra-ción de granos de la formación.16 Una vez que secoloca y cura la arena revestida con resina, losempaques de apuntalante se colocan en el lugarpara crear un filtro estable contra la formación enlos túneles de los disparos y en las regiones cer-canas al pozo.

78 Oilfield Review

Prof, pies

X200

X300

X400

X500

X600

X700

Disparos

TAILANDIA

LAOS

INDONESIA

MALASIA

Campo Duri

Área bajorecuperación por

inyección de vapor

Revestimiento de superficiede 7 pulgadas

Revestimiento de producciónde 4 pulgadas

Tubería de producción de 23⁄8 pulgadas

Bomba de 13⁄4 pulgadas

> Horizontes productivos y típica terminación de pozo en el campo Duri, Indonesia.

16. En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura esel área final donde se empaca con apuntalante. Undiseño de arenamiento inducido para controlar el creci-miento longitudinal de la fractura (TSO, por sus siglas eninglés) hace que la zona cercana al extremo de las frac-turas se rellene, o se obstruya, con apuntalante en lasprimeras etapas de un tratamiento. A medida que sebombea más fluido cargado de apuntalante, las fractu-ras ya no se pueden seguir propagando dentro de la for-mación y comienzan a ensancharse. Esta técnica creaun trayecto más ancho y más conductor a medida que elapuntalante se empaca cerca del pozo.

Invierno de 2001/2002 79

La utilización de apuntalante revestido conresina para controlar la producción de arena sin fil-tros mecánicos no es algo nuevo. En 1995, en unproyecto piloto en el campo Duri, se utilizó el frac-turamiento convencional con arena revestida conresina para completar las arenas de la formaciónRindu alrededor de X450 pies de profundidad. Seintentaron tratamientos de fracturamiento de unaetapa con limitación del largo de la fractura paraemplazar apuntalante revestido con resina envarias zonas a través de 15 a 30 m [50 a 100 pies]de espesor. Esta técnica no produjo resultadosaceptables porque el intervalo total era dema-siado largo y no todos los disparos recibían arenarevestida con resina. Asimismo, la arena de for-mación producida cubría algunas zonas inferioresy la inyección de vapor no curaba la arena reves-tida con resina en toda la sección.

Los principales objetivos de la última pruebaefectuada en el campo fueron asegurar que el tra-tamiento cubriera por completo todos los disparos yefectuar fracturamientos con limitación del largo delas fracturas para obtener el correcto empaque deapuntalante en las mismas. El contacto grano agrano y la tensión de cierre mejoran el proceso decurado y aseguran un resistente filtro compactado.Los fluidos a base de calor o de alcohol curan lasresinas fenólicas. El operador utiliza ambos méto-dos para garantizar un asentamiento completo delas resinas. El aislamiento selectivo y el emplaza-miento logrado con el tratamiento CoilFRAC permi-tieron una cobertura precisa y completa de losdisparos, lo que hizo de las terminaciones sin filtrouna alternativa válida frente al empaque de grava oel fracturamiento seguido de empaque de grava confiltros, así como a las terminaciones sin filtro ante-riores que se intentaron en forma convencional.

Se diseñaron programas de bombeo y trata-mientos de fracturas para lograr el largo y la con-ductividad de la fractura requeridas. Lasvelocidades de bombeo relativamente bajas con-trolan la cobertura vertical, mientras que senecesitan mayores concentraciones de apunta-lante para asegurar la conductividad de la frac-tura y lograr el arenamiento inducido que limitael crecimiento longitudinal de la fractura.Normalmente la velocidad de bombeo máxima esde alrededor de 6 bbl/min [1 m3/min] en concen-traciones de 8 libras de apuntalante agregado(laa). La cantidad de etapas de tratamiento en unpozo dado se determinó mediante la evaluaciónde la longitud del intervalo con disparos y elespaciamiento entre zonas.

Se necesitaba que la longitud del intervalofuera inferior a 25 pies para asegurar la cober-tura completa, con un mínimo de 2 m [7 pies]entre intervalos a fin de permitir el anclaje

correcto de la herramienta de aislamiento deintervalo. El operador verificó la adherencia y lacalidad del cemento para asegurar el aislamientodetrás de la tubería e impedir la canalización delapuntalante. La arena extra revestida con resinadepositada después de cada tratamiento, aisló aese intervalo de los posteriores tratamientos. Unavez tratadas todas las zonas, el operador dejó elpozo en reposo durante horas para permitir que seasentara la resina y así obtener una resistenciaadecuada. La arena revestida con resina parcial-mente curada en el pozo, se limpió por completoantes de poner el pozo en producción.

Con excepción de un pozo, las terminacionessin filtro aumentaron significativamente la pro-ducción acumulada de petróleo durante nueve

meses de evaluación (abajo). La frecuencia pro-medio de falla antes de las terminaciones sin fil-tro con tratamientos CoilFRAC era de 0.5 porpozo por mes. El operador asignó 36 días deequipo de reparación y 32,000 bbl [5080 m3] deproducción de petróleo diferida para limpiar laarena de los cuatro pozos. Después de aplicar lostratamientos CoilFRAC sin filtro, la frecuencia defalla disminuyó a 0.14 por pozo por mes, lo quedio como resultado cinco meses extra de produc-ción de petróleo por pozo por año. Los tratamien-tos CoiIFRAC sin filtro se amortizaron entre 35 y59 días. Sin embargo, se descubrieron algunaslimitaciones en el uso de arena revestida conresina en condiciones de inyección de vapor atemperaturas extremadamente altas.

Servicios al pozo y frecuencia de reparaciones, trabajos por mes

Pozo

Pozo

Pozo

1234

19110,08311,407

8274

115856,52042,13690,430

83,58060,68696,32168,920

1234

100,000

10,000

1000

100

10

20,4854456

25,37814,910

20,294-5597

13,9716636

213105169360

0115

580

1234

4383

0330

Antes de la terminación sin filtro

Antes de la terminación sin filtro

Después de la terminación sin filtro

Antes de la terminación sin filtro Después de la terminación sin filtro

Después de la terminación sin filtro

Relleno de arena acumulado, pies

Producción acumulada a los 270 días, bbl

Fluido total Fluido totalTotal de petróleo Total de petróleo Petróleo adicional

Prod

ucció

n, b

bl p

or p

ozo

Petróleo adicional acumulado, bbl por pozo0 90 180 270

Después de la terminación sin filtroAntes de la terminación sin filtro

> Resultados de la terminación sin filtro y tratamiento CoilFRAC en el campoDuri, Indonesia.

A comienzos de las aplicaciones de termina-ciones sin filtro, el operador reconoció la necesi-dad de controlar el contraflujo de apuntalanteinerte. El revestimiento de resina utilizado inicial-mente en terminaciones sin filtro y con tratamien-tos CoilFRAC era térmicamente estable a 191°C[375°F], pero podía fallar en ambientes con vaporde 204°C [400°F]. Como resultado de esto, lainyección periódica de vapor y el contraflujo paraestimular la producción de petróleo provocaríanciclos de tensión y falla del empaque de apunta-lante que originó la producción de arena. El con-trol del contraflujo de apuntalante, mediante lautilización de fibras PropNET que resisten hasta450°F [232°C] ha resultado ser una solución paraeste problema.

El operador seleccionó una arena local combi-nada con fibras PropNET en lugar de arena reves-tida con resina para ocho terminaciones sin filtrorecientes en el campo Duri. Las fibras PropNET seagregaron en todas las etapas de tratamiento paraasegurar la cobertura completa del intervalo.También se han incorporado técnicas de disparosoptimizadas para el control de la producción dearena sin filtros. Estos pozos tienen datos de pro-ducción mínimos, pero los resultados de la pro-ducción inicial son estimulantes.

Hitos en las estimulaciones selectivasEl aislamiento y la estimulación selectivos contubería flexible han establecido un punto de refe-rencia para futuras reparaciones de pozos exis-

tentes y terminaciones de pozos nuevos. La meto-dología CoiIFRAC permite la provisión controladay el emplazamiento preciso de apuntalante y flui-dos de tratamiento en intervalos de producciónexistentes o pasados por alto, con un costo adi-cional casi inexistente porque los menores volú-menes de fluidos y la eliminación de operacionesredundantes reducen los gastos de movilización,de equipos y de materiales.

Los tratamientos CoiIFRAC son útiles para elfracturamiento de zonas simples o múltiples noexplotadas, para la protección del revestimientoy de los ensamblajes de terminación, y para eldesarrollo de reservas de metano en capas decarbón. Esta técnica también es valiosa en entor-nos donde se pueden requerir métodos de inhibición química, modificaciones en el despla-zamiento de fluidos de yacimiento, así como en elcontrol de la producción de agua o de arena.Schlumberger ha ejecutado más de 12,000 frac-turamientos con tratamientos CoiIFRAC en másde 2000 pozos. Actualmente, los tratamientoscon tubería flexible se pueden realizar en pozosverticales, altamente desviados y horizontales,cuyas profundidades verticales medidas alcanzanlos 3720 m [12,200 pies]. Las velocidades debombeo pueden oscilar entre 8 y 25 bbl/min [1.3a 4 m3/min] con concentraciones de 5 a 12 librasde apuntalante agregado.

El fracturamiento con tubería flexible se desa-rrolló originalmente para yacimientos somerosde gas y de múltiples capas de Canadá, y poste-riormente se introdujo en EUA (izquierda). Sinembargo, la aplicación de estos tratamientosCoiIFRAC se está refinando en todo el mundo,desde Indonesia, Argentina y Venezuela hastaMéxico y ahora, Argelia.

El mayor volumen total de apuntalante empla-zado en un solo pozo fue de 385,555 kg [850,000Ibm], para el tratamiento de un pozo en el nortede México. Un pozo en el sudeste de NuevoMéxico, EUA, fue el primer pozo horizontal en serestimulado por fracturamiento con la herramientaMojave CoiIFRAC. Se trataron dos zonas separa-das a una profundidad de 2781 y 2885 m [9123 y9464 pies]. Recientemente tuvo lugar el trata-miento CoiIFRAC realizado a mayor profundidadhasta la fecha—3350 m [10,990 pies]—paraSonatrach en Argelia. El avance registrado hastaahora en estimulaciones selectivas ha sidoimpresionante. Se espera que la investigacióncontinua y la experiencia de campo permitanampliar más aún el rango de aplicaciones y elalcance de esta innovadora técnica. —MET

80 Oilfield Review

> Tratamiento CoilFRAC de fracturamiento hidráulico en el campo MedicineHat, Alberta, Canadá.

Invierno de 2001/2002 81

R. John Andrews es actualmente ingeniero de yaci-mientos senior de Husky Energy Inc. en St. John's,Terranova, Canadá. Brinda su experiencia técnica eningeniería de yacimientos para apoyar la planificaciónde desarrollo de los activos de Husky en la costa este.Sus responsabilidades clave incluyen el monitoreo delas operaciones de campo en Terranova, la evaluacióny el gerenciamiento de reservas y la asistencia en eldesarrollo de una estrategia de adquisición de datospara el campo White Rose. Otras responsabilidadesabarcan el análisis detallado de los fluidos de yaci-miento, el modelado utilizando la ecuación de estadoy la simulación de yacimientos. John pasó sus prime-ros ocho años en Calgary, Alberta, Canadá, trabajandoen ingeniería de yacimientos, en proyectos convencio-nales de petróleo, gas, aceites pesados y arenas petro-líferas. Tras retornar a Terranova en 1989, John pasósiete años como ingeniero en conservación de yaci-mientos con el Comité Petrolero Marino de Terranova,y cinco años como ingeniero de yacimientos seniorcon Hibernia Management and DevelopmentCompany Ltd. (HMDC), antes de aceptar su cargoactual en Husky Energy Inc. en mayo de 2001. Johnfue miembro del comité de la Sección Atlántica deCanadá de la SPE durante seis años. Obtuvo su licen-ciatura en matemáticas de la Universidad Memorialde Terranova en St. John's y su licenciatura en inge-niería industrial de la Universidad Tecnológica deNueva Escocia en Halifax, Canadá.

Cosan Ayan se desempeña como gerente de cuenta eingeniero de yacimientos para el Reino Unido. Estábasado en Aberdeen, Escocia, donde trabaja en lainterpretación de pruebas de pozos, en muestreo ypruebas con probadores de formación operados acable, en la obtención de registros de producción y enel monitoreo de yacimientos. Anteriormente tuvo res-ponsabilidades similares como ingeniero de yacimien-tos en la División Central del Golfo Pérsico deSchlumberger, con base en Abu Dhabi, desde dondecubría las actividades de los Emiratos Árabes Unidos,Qatar, Irán y Yemen. Cosan fue también ingeniero deyacimientos en la División del Oriente delMediterráneo de Schlumberger en El Cairo, Egipto(1991 a 1993). Ingresó en Schlumberger en 1990 paratrabajar en caracterización de yacimientos en Dubai,Emiratos Árabes Unidos. Allí, trabajó en el modeladogeológico y desarrolló algoritmos de escalado de pro-piedades petrofísicas para bloques de retículas desimulación numérica de yacimientos. Antes de ingre-sar en Schlumberger fue profesor adjunto de laUniversidad Técnica de Medio Oriente en Ankara,Turquía. Cosan obtuvo una licenciatura en ciencias dela Universidad Técnica de Medio Oriente y una maes-tría y un doctorado de la Universidad A&M de Texasen College Station, EUA, todos en ingeniería en petró-leos. Cosan es autor de artículos sobre pruebas depozos e ingeniería de yacimientos, y actualmente sedesempeña como editor técnico de la revistaFormation Evaluation de la SPE.

Gary Beck obtuvo su licenciatura en geología de laUniversidad de Hofstra en Hempstead, Nueva York,EUA y su maestría en geología de la UniversidadPurdue, Lafayette Occidental, Indiana, EUA. Luegoingresó en Chevron en Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,donde trabajó en geología de desarrollo antes de sertrasladado a evaluación de formaciones en 1988. En1997, Gary ingresó en Vastar Resources en Houston,Texas, donde se desempeñó como petrofísico principalpara los proyectos especiales de aguas profundas.Luego de la adquisición de Vastar por parte de BP en elaño 2000, se convirtió en petrofísico del plantel de BPen el Grupo de Evaluación de Exploración en AguasProfundas de Houston, Texas. Allí participó de todoslos aspectos de la petrofísica, con un interés especialen el análisis de registros basados en minerales, pre-sión capilar, muestreo de formaciones, medicionesdurante la perforación y resonancia magnética nuclear.Gary ha escrito y presentado numerosos artículossobre tópicos variados en los simposios y reunionescapitulares de la SPWLA y en las conferencias de laSPE, y recibió el premio al mejor artículo en el simpo-sio anual de la SPWLA en 1996. Es ex-presidente de laSPWLA y ha ocupado varios puestos en la ComisiónDirectiva de la SPWLA durante los últimos siete años.

Melvin Cannell se desempeña como director delCentro de Ecología e Hidrología (CEH, por sus siglasen inglés) de Edimburgo, Escocia, desde 1987. El CEHforma parte de la Comisión de Investigaciones delAmbiente Natural del Reino Unido (NERC, por sussiglas en inglés). Comenzó su carrera en 1966 comocientífico investigador y trabajó para la Fundación deInvestigación del Café en Kenya, África. En 1971 seincorporó a NERC como científico investigador en elInstituto de Biología Forestal en Edimburgo. Tresaños después ocupó el puesto de científico senior enel Instituto de Ecología Terrestre del NERC enEdimburgo. El profesor Cannell posee una licencia-tura y una maestría y un doctorado en botánica agrí-cola, otorgado por la Universidad de Reading enInglaterra. Es miembro de la Sociedad Real deEdimburgo y del Instituto Forestal del Reino Unido.

Kees Castelijns es gerente del Centro de Servicios deDatos de Schlumberger de Londres, Inglaterra.Ingresó en Schlumberger en 1977 como ingeniero decampo y pasó cuatro años en Omán, Arabia Saudita,Irán, Filipinas, Dubai, Yemen y Egipto. En 1982 ocupóel puesto de gerente de operaciones de adquisición deregistros en Kirkuk, Irak. Tras desempeñarse comoingeniero de ventas y de mercadeo en Omán, India,Malasia, Noruega y Holanda, fue nombrado gerentedel Centro de Servicios de Datos de La Haya, Holanda.En 1994 fue transferido al Centro de Productos deSugar Land, donde trabajó como experto principalpara el desarrollo de un programa de evaluación decapas delgadas. De 1994 a 1997, se desempeñó comogerente de sección de petrofísica, a cargo del desarrollo

y el mantenimiento de productos de interpretaciónpetrofísica, tales como los programas de computaciónPrePlus*, Análisis Elemental de Registros ELAN* yPetroViewPlus*. Antes de su posición actual, sedesempeñó como gerente de desarrollo de técnicas deinterpretación de Schlumberger. Allí estuvo a cargodel soporte de interpretación y de la introducción denueva tecnología. Kees se graduó como ingeniero enfísica aplicada en la Universidad Técnica Eindhovenen Holanda.

Andy Chen trabaja como ingeniero de yacimientos deSchlumberger en Calgary, Alberta, Canadá desde1996. En 1983 obtuvo su licenciatura y en 1986 sumaestría, ambas en ingeniería en petróleos, delInstituto Petrolero de China Oriental. En 1995 obtuvoun doctorado en ingeniería mecánica de laUniversidad de Manitoba, Winnipeg, Canadá.

Myrt E. Cribbs se desempeña como ingeniero de yaci-mientos senior para Texaco Exploration en Bellaire,Texas. Tras obtener su licenciatura en ingeniería enpetróleos de la Universidad del Estado de Mississippi,se incorporó a Getty Oil en Nueva Orleáns, Luisiana.Trabajó como ingeniero de producción y de yacimien-tos hasta la fusión con Texaco en 1984. Para estaúltima empresa, Myrt continuó trabajando como inge-niero de yacimientos en activos de la plataforma con-tinental y de aguas profundas en el Golfo de México yparticipó en varios de los primeros subcomités deDeepStar. También adquirió experiencia internacionaltrabajando con carbonatos. Durante los últimos cua-tro años se ha desempeñado como especialista eningeniería de yacimientos de aguas profundas en elGolfo de México para Texaco Exploration, siendo res-ponsable de los planes de adquisición de datos y deevaluación de yacimientos. En esta posición desarro-lló un entusiasta interés por el muestreo de fluidos defondo de pozos y por las pruebas de pozos.Recientemente, ha sido el responsable del diseño y laejecución de varias pruebas de pozos de aguas profun-das en varios países.

Finn H. Fadnes es ingeniero de investigaciones prin-cipal del Centro de Investigaciones Petroleras deNorsk Hydro, en Sandsli, Bergen, Noruega. Ha partici-pado desde 1987 en la supervisión de los análisis de larelación presión-volumen-temperatura y en la carac-terización de fluidos. Previamente (de 1983 a 1987),Finn trabajó como ingeniero de investigación y luegocomo gerente del Departamento de Propiedades deFluidos del Centro de Investigaciones Rogaland enStavanger, Noruega. También se desempeñó como aso-ciado de investigación visitante en ingeniería químicaen la Universidad de Rice en Houston, Texas. Finnobtuvo una licenciatura en ingeniería química y unamaestría en físico- química, ambas de la Universidadde Bergen.

Colaboradores

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Jim Filas es el coordinador del grupo de ProyectosIndustriales Conjuntos (JIP, por sus siglas en inglés)de Pruebas de Pozos del Centro de Terminaciones dePozos de Schlumberger en Rosharon, Texas. Está acargo de la coordinación con los clientes de diversosproyectos industriales conjuntos (incluyendo el desa-rrollo de la tecnología de prueba de pozos con emisióncero). Asimismo, participa de la coordinación técnicaentre los segmentos de negocios de Schlumberger, eldesarrollo de negocios con los clientes y la negociaciónde contratos y licencias. Comenzó su carrera en 1977como ingeniero de proyectos para una subsidiaria pro-ductora de Sonat Offshore Drilling, donde trabajó en elmanejo del diseño, el análisis y la producción de equi-pos para campos petroleros y equipos de perforación.En 1982 fue nombrado asociado de investigaciones enel Centro de Investigaciones de Exploración yProducción de Getty Oil en Houston, Texas. Dos añosmás tarde ingresó en el Departamento Central deIngeniería Marina de Texaco en Nueva Orleáns,Luisiana, como ingeniero en petróleos senior. Ingresóen Schlumberger en 1984 como ingeniero de desarro-llo senior para el diseño de vehículos y del sistemahidráulico para la adquisición de registros, el análisisestructural y las pruebas de los manómetros de defor-mación. De 1992 a 1998, se desempeñó como gerentede sección de las unidades de Ingeniería deSchlumberger Wireline en Houston y Austin, Texas.Antes de ocupar su puesto actual, se desempeñó comocampeón de producto para los sensores de fibra ópticaen París, Francia. Jim obtuvo una licenciatura en inge-niería de la Universidad del Estado de Luisiana enBaton Rouge y una maestría en ingeniería mecánicade la Universidad de Houston.

Byron Gale se desempeña actualmente como inge-niero de producción y de operaciones senior para TomBrown, Inc. en Denver, Colorado, EUA. Entre sus prin-cipales responsabilidades se cuentan la terminación yla reparación de los pozos nuevos, así como operacio-nes de producción en las cuencas Paradox y Piceance,en Colorado y Utah (EUA). En 1986 ingresó en ARCOOil and Gas Company y pasó la siguiente década conellos y con Vastar Resources, trabajando en operacio-nes y proyectos de ingeniería analítica en Bakersfield,California, EUA, y en Midland y Houston, Texas. Antesde incorporarse a Tom Brown en 1997, pasó un año conWhitMar Exploration Company en Denver. Byron poseeuna licenciatura en ingeniería en petróleos de laFacultad de Ciencias Minerales y Tecnología deMontana, en Butte, EUA.

Duane Gonzalez es ingeniero de producción deSamedan Oil Corporation en Houston, Texas. Trabajaen el sur y en el oeste de Texas. Se incorporó aSchlumberger Dowell en 1993 como ingeniero decampo en Laredo, Texas y tres años más tarde fue tras-ladado a su grupo para el mejoramiento de la produc-ción. De 1996 a 1998, fue ingeniero del Servicio deDiseño y Evaluación para Clientes DESC* en Midland,Texas, trabajando con Mobil y Texaco. Desempeñó lamisma función para Mobil y Conoco en Houston de1998 a 2000. Duane obtuvo su licenciatura en ingenie-ría mecánica de la Universidad A&M de Texas enCollege Station.

Hafez Hafez es ingeniero de yacimientos senior en AbuDhabi Oil Company for Onshore Oil Operations (ADCO)en los Emiratos Árabes Unidos. Se ocupa del modelado,la operación y el manejo de yacimientos. Anteriormentepasó cinco años con Gulf of Suez Oil Company enEgipto, trabajando como ingeniero de operaciones y deyacimientos. Allí estuvo involucrado en diferentes as-pectos de la ingeniería de yacimientos. Hafez obtuvosu licenciatura de la Universidad del Cairo en Egipto yha escrito varios artículos de la SPE sobre inyecciónde agua y distribución de la permeabilidad.

Scott Hall es líder de equipo de ChevronTexaco. Estábasado en Denver, Colorado, donde dirige las nuevasoportunidades de perforación y reparación de pozos enWyoming, EUA. Ingresó en la empresa en 1981 comoingeniero de campo. En 1984 asumió como supervisorde producción y en 1985 como ingeniero de produc-ción. De 1986 a 1987, se desempeñó como ingeniero deyacimientos y luego ocupó el puesto de asistente delvicepresidente de exploración (1988 a 1990). Durantelos siguientes dos años se desempeñó como ingenierode perforación antes de pasar a ingeniería de produc-ción (1993 a 1994). Pasó cuatro años como ingenierodel equipo de activos, antes de asumir su posiciónactual como líder de equipo para Wyoming en 1999.Scott posee una licenciatura en ingeniería civil de laUniversidad de Colorado en Boulder. En 1997 fue ora-dor distinguido de la SPE.

John Harries es profesor de observación de la Tierraen la Facultad Imperial de Ciencias, Tecnología yMedicina de Londres, Inglaterra. Ocupa su puestoactual desde 1994. Como maestro e investigador, enca-beza el grupo de Investigación de Física Atmosférica yEspacial. En 1972, después de obtener su licenciatura(con mención honorífica) en física de la Universidadde Birmingham, Inglaterra, y un doctorado de laFacultad King de Londres, fue designado como respon-sable científico senior del Laboratorio Nacional deFísica (NPL, por sus siglas en inglés). Tres años mástarde comenzó a desempeñarse como científico en jefedel grupo de Estándares Ambientales del NPL. En1980 fue designado científico principal senior y enca-beza la División de Sondeo Remoto del Laboratorio

Appleton. Cuatro años más tarde, ocupó el cargo desubjefe científico y encabeza la División Geofísica y deRadiación del Laboratorio Rutherford, convirtiéndoseen director asociado del laboratorio y jefe delDepartamento de ciencia espacial en 1986. Desde 1985ha sido miembro del equipo HALOE de CienciaInternacional y desde 1995 ha sido el investigadorprincipal del experimento de RadiaciónGeoestacionaria Terrestre (GERB, por sus siglas eninglés). John es autor de muchos libros y artículos y haocupado el cargo de presidente de la ComisiónInternacional de Radiación (1992 a 1996), presidentede la Sociedad Meteorológica Real (1994 a 1996) y hasido miembro de la Comisión NERC y presidente delComité Tecnológico de Observación Científica de laTierra (1995 a 1997).

Mohamed Hashem es consultor global e ingenieropetrofísico del plantel de Shell Deepwater Services yestá basado en Nueva Orleáns, Luisiana. Sus proyectosabarcan todo el mundo e incluyen brindar asesora-miento sobre el muestreo de fluidos y las pruebas depresión para los proyectos de Shell en todo el mundo,con más de 100 trabajos sobre muestreo y ocho añosde experiencia en el desarrollo del Probador Modularde la Dinámica de la Formación MDT*. Ingresó enShell en 1990 y trabajó durante cinco años en explora-ción y producción como ingeniero petrofísico para laDivisión Shelf. Después de ello trabajó en proyectos deexploración, desarrollo y producción en aguas profun-das del Golfo de México. Trabajó extensamente en elárea Garden Banks de la cuenca Auger, con tres desa-rrollos principales y tres descubrimientos.Anteriormente trabajó para Schlumberger en diversossitios de Medio Oriente y de Europa, así como enCalifornia; también enseñó evaluación de formacionesen la Universidad del Sur de California en Los Ángeles.Es autor de numerosas publicaciones y recibió el pre-mio al mejor artículo de la SPWLA en 1998. Mohamedobtuvo su licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad Ain Shams en El Cairo, Egipto, una maes-tría en ingeniería en petróleos de la Universidad delSur de California en Los Ángeles, y se graduó en inge-niería en petróleos en la Universidad de Stanford, enCalifornia.

Sharon Hurst es ingeniero senior de desarrollo de pro-yectos de yacimientos del Grupo Comercial Bohai,Phillips China Inc. Es responsable del soporte de inge-niería para las actividades de exploración en la BahíaBohai, China, incluyendo la evaluación técnica y eco-nómica de los proyectos, así como la adquisición deregistros de pozos entubados y el diseño, la supervisióny el análisis de las pruebas de pozos. Ingresó enPhillips en Houston, Texas, en 1987 como ingeniero deyacimientos y de producción en la Costa del Golfo deMéxico y otras áreas en los EUA (1987 a 1992). De1994 a 1997, se desempeñó como ingeniero de yaci-

mientos y de operaciones en el sector oriental delGolfo de México. Luego trabajó durante dos años comoespecialista de la empresa en pruebas de pozos en elCentro de Investigaciones de Phillips en Bartlesville,Oklahoma, EUA. Antes de ocupar su puesto actual, fueingeniero de exploración internacional, con base enBartlesville (1999 a 2000). Además de sus otras posi-ciones, ha trabajado como ingeniero y supervisor deexploración y de pruebas de pozos en Alaska (EUA),en el Golfo de México, Venezuela y China (1992 a2000). Sharon obtuvo una licenciatura de laUniversidad de Texas en Austin y una maestría de laUniversidad de Houston, ambos títulos en ingenieríaen petróleos.

Jamie Irvine-Fortescue es gerente de tecnología deproducción de Norsk Hydro ASA para el campo Njord.Está basado en Bergen, Noruega. Allí actúa como res-ponsable de todo el trabajo de tecnología de produc-ción, incluyendo la optimización de la producción.Comenzó su carrera con BP Exploration in 1984 ydurante los siguientes ocho años ocupó diversas posi-ciones, incluyendo la de ingeniero en petróleos, inge-niero de producción de campo, ingeniero de contratose ingeniero de producción en Escocia, Inglaterra yNoruega. Desde 1993 trabaja para Norsk Hydro. Allí seha desempeñado como técnico de terminación y deproducción en Oslo, Noruega, y como gerente y asesorde pruebas de pozos en Bergen. Jamie se graduó eningeniería mecánica en el Instituto de TecnologíaRobert Gordon de Aberdeen, Escocia, y obtuvo sulicenciatura en ingeniería en petróleos en la FacultadImperial de Londres, Inglaterra. Es autor de muchosartículos y se ha desempeñado como presidente ydirector de la sección de Bergen de la SPE.

A. (Jamal) Jamaluddin es gerente de negocios deanálisis de fluidos para todo el mundo de Oilphase,una División de Schlumberger. Está basado enHouston, Texas. Su principal responsabilidad consisteen desarrollar el negocio de análisis de los fluidos deyacimientos a nivel mundial. Comenzó su carrera comocientífico investigador en el Centro TecnológicoNoranda en Montreal, Quebec, Canadá, en 1990.Durante los siguientes seis años se desempeñó comolíder de proyecto y luego como líder de programas enproyectos relacionados con la investigación del petró-leo y del gas y el desarrollo de tecnología. Antes deasumir su puesto actual en 1998, fue director de servi-cios técnicos en los Laboratorios de Investigaciones deHycal Energy en Calgary, Alberta, Canadá. Jamalobtuvo una licenciatura en ingeniería en petróleos dela Universidad King Fahad de Petróleo y Minerales,Dhahran, Arabia Saudita y una maestría y un docto-rado en ingeniería química de la Universidad deCalgary. Es coinventor de cinco procesos patentadosrelacionados con la producción del petróleo y su opti-mización, y ha sido coautor de más de 70 artículos téc-nicos sobre diversos temas.

Geoff Jenkins es el jefe del programa de prediccióndel clima en el Centro Hadley para la predicción einvestigación del clima en Berkshire, Inglaterra. Élocupa su puesto actual desde 1995. Anteriormenteocupó otra posición en el Centro Hadley y en elDepartamento de Medio Ambiente de Inglaterra. ElDr. Jenkins obtuvo su licenciatura y doctorado enfísica de la Universidad de Southampton en Inglaterra.

Fikri Kuchuk es ingeniero jefe de yacimientos paraSchlumberger Oilfield Services en el Medio Oriente yAsia. Anteriormente se desempeñó como científicosenior y gerente de programa en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut, EUA. De 1988 a 1994, fue profesor consul-tor del Departamento de Ingeniería en Petróleos de laUniversidad de Stanford en California. Antes de ingre-sar en Schlumberger en 1982, trabajó en operación ymanejo de yacimientos para BP/Sohio PetroleumCompany. Posee una licenciatura de la UniversidadTécnica de Estambul y una maestría y un doctorado dela Universidad de Stanford, todos en ingeniería enpetróleos. Fikri recibió los premios de ingeniería deyacimientos de la SPE en 1994, evaluación de forma-ciones de la SPE en 2000 y el premio al servicio regio-nal de la SPE en 2001. En 1995 fue elegido por laAcademia Rusa de Ciencias Naturales y recibió lamedalla de oro del físico Kapitsa, laureado con el pre-mio Nobel. En 1996 fue nombrado miembro distin-guido de la SPE y recibió el premio Henri G. Doll en1997 y 1999. Actualmente es director internacional dela SPE, director de la sección de los Emiratos delNorte de la SPE y miembro de muchos comités de laSPE. Es autor prolífico y editor asociado del Journal ofPetroleum Science and Engineering desde 1994, delTurkish Journal of Oil and Gas desde 1996, y de larevista Middle East Reservoir Review desde 1996.

Andrew Kurkjian es gerente de necesidades de losclientes y estrategia de productos de Schlumberger enSugar Land, Texas. Evalúa la necesidades de los clien-tes para determinar una estrategia apropiada de desa-rrollo de productos. En 1982 ingresó en el Centro deInvestigaciones Doll de Schlumberger en Ridgefield,Connecticut, como científico investigador. Allí fue elinventor principal de la herramienta Sónica DipolarDSI*. De 1988 a 1990, fue gerente de ingeniería para eldesarrollo de sísmica entre pozos en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia. Luego pasó al Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra, donde enca-bezó la investigación sísmica de pozos. Desde 1993 haestado involucrado con la herramienta MDT como laautoridad principal en el muestreo de fluidos, y estambién coinventor del Probador de la Dinámica de laFormación de Pozo Entubado CHDT*. Andrew obtuvo

su licenciatura en ingeniería eléctrica de laUniversidad Católica en Washington, DC, EUA, unamaestría y un doctorado, también en ingeniería eléc-trica, del Instituto de Tecnología de Massachussets enCambridge, EUA.

Larry W. Lake es profesor del Departamento deIngeniería del Petróleo y Geosistemas de laUniversidad de Texas (UT) en Austin. Larry posee unalicenciatura y un doctorado en ingeniería química,otorgados por la Universidad del Estado de Arizona enTempe, EUA y por la Universidad de Rice en Houston,respectivamente. El Dr. Lake ha publicado amplia-mente. Es autor y coautor de más de 100 artículos téc-nicos, editor de tres volúmenes encuadernados y autoro coautor de dos libros de texto. Se ha desempeñadocomo profesor de la Universidad de Texas por 22 años.Previamente trabajó para Shell Development Companyen Houston, Texas. Ha formado parte de la ComisiónDirectiva de la Sociedad de Ingenieros en Petróleos(SPE), así como de varios de sus comités; ha sido asi-mismo un orador distinguido de la SPE. Entre susmuchos honores y premios figuran el ShellDistinguished Chair en 1996, la medalla de oroAnthony F. Lucas de la SPE en 1998, elección para laAcademia Nacional de Ingenieros y el premio de pio-nero en IOR de la SPE en el año 2000.

Jack Marsh es vicepresidente de ingeniería y de nego-cios de Olympia Energy Inc. en Calgary, Alberta,Canadá. Trabaja para la compañía desde 1994. Es res-ponsable de todas las fases de producción e ingenieríade yacimientos, así como del desarrollo de negocios, elmanejo y la evaluación de activos. Anteriormente, de1976 a 1994, trabajó para Imperial Oil (una filial deExxon) en Calgary, en puestos tales como geólogo depozos, técnico de pruebas en sitio de perforación y pro-ducción, ingeniero de desarrollo de negocios e inge-niero de producción de campo. Obtuvo un diploma enciencias de la Tierra del Instituto de Tecnología delNorte de Alberta en Edmonton, Alberta, Canadá, y unalicenciatura en ingeniería química de la Universidadde Calgary. Jack es director de la AsociaciónCanadiense de Procesadores de Gas y miembro afi-liado de la Asociación Profesional de IngenierosGeólogos y Geofísicos de Alberta.

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Oliver C. Mullins obtuvo su licenciatura en cienciasbiológicas del Colegio Beloit en Wisconsin, EUA y sumaestría y doctorado en química de la UniversidadCarnegie-Mellon, Pittsburgh, Pennsylvania, EUA.Después de ocupar un puesto en investigación quí-mica en la Universidad de Chicago, Illinois, EUA y enfísica en la Universidad de Virginia en Charlottesville,EUA, ingresó en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger (SDR, por sus siglas en inglés) enRidgefield, Connecticut en 1986. Es un importantecolaborador del Analizador Óptico de Fluidos OFA*,del Sistema de Análisis Espectral SAS, del Analizadorde Fluidos Vivos LFA* y de otros proyectos que se en-cuentran actualmente pasando las pruebas de campo.Oliver es actualmente un científico investigador, ge-rente del programa MDT en SDR y campeón del Tópicode Garantía de Flujo. Es coautor de aproximadamente50 artículos publicados en revistas especializadas.También es copropietario de 14 patentes norteameri-canas y ha coeditado dos libros sobre asfaltenos.

Aubrey O’Callaghan es ingeniero de yacimientos deSchlumberger GeoQuest en Puerto La Cruz,Venezuela. Allí brinda soporte técnico para estudiosde yacimientos. Sus intereses actuales incluyen lacaracterización dinámica de los yacimientos mediantesimulación numérica y pruebas de pozos. Tambiénestá interesado en la evaluación de pozos horizontalesy en los avances en la adquisición de registros de pro-ducción. Desde que ingresó en Schlumberger en 1979como ingeniero de campo en Noruega, ha ocupadomuchos puestos técnicos durante sus 22 años en laempresa. Ha gerenciado el Centro de Entrenamientode Schlumberger en Parma, Italia. En Nigeria y poste-riormente en Argelia, estuvo a cargo de los estudios yla simulación dinámica de yacimientos. Aubrey obtuvouna licenciatura en ingeniería y una maestría enmatemáticas de la Universidad de Dublin, TrinityCollege, Irlanda. También posee una maestría en inge-niería en petróleos de la Universidad Heriot-Watt enEdimburgo, Escocia.

Martin Parry fue designado profesor de cienciasambientales y director del Instituto AmbientalJackson de la Universidad de East Anglia en Norwich,Inglaterra en 1999. De 1995 a 1999, fue profesor degestión ambiental en la Facultad Universitaria deLondres; profesor de gestión ambiental y director dela unidad de cambio ambiental de la Universidad deOxford (1992 a 1995); y profesor de gestión ambientalde la Universidad de Birmingham, Inglaterra (1990 a1992). Obtuvo una licenciatura de la Universidad deDurham, Inglaterra, una maestría de la Universidadde West Indies y un doctorado de la Universidad de

Edimburgo en Escocia. Recibió la Orden del ImperioBritánico (OBE, por sus siglas en inglés) en 1998 porsus servicios a favor del medio ambiente y del cambioclimático. También recibió en 1993 el premio interna-cional Gerbier-Mumm de la Organización Meteoroló-gica Mundial y el premio Cuthbert Peek de laSociedad Geográfica Real en 1991, ambos por sus con-tribuciones a la investigación en cambios climáticos.

John Peffer es gerente de yacimientos deGroupement Berkine (Asociación de Sonatrach yAnadarko). Está basado en Hassi Messaoud, Argelia.Desde que ingresó en Anadarko en 1985, ha ocupadovarios puestos en ingeniería de yacimientos con laempresa en Midland, Texas (1985 a 1989 y 1994 a1996), Argel, Argelia (1990 a 1993) y Londres,Inglaterra (1997 a 1998). Se encuentra en HassiMessaoud desde 1999 ocupando una posición geren-cial. John obtuvo su licenciatura y maestría en inge-niería en petróleos de la Universidad de Texas enAustin.

Julian Pop es consultor de ingeniería deSchlumberger Oilfield Services en Sugar Land, Texas.Participa en el desarrollo de algoritmos para la herra-mienta MDT y en el diseño y el establecimiento de lasespecificaciones de los productos de computaciónpara la interpretación de datos de probadores de for-mación operados a cable. Desde que ingresó en lacompañía en 1979, ha tenido participación técnica ygerencial en proyectos de desarrollo de productos deinterpretación de datos de terminación de pozos y deprobadores de formación, así como en el manejo deherramientas de interpretación de datos. También haenseñado en la Universidad de Texas en Austin y en laUniversidad de Rice en Houston. Julian tiene unalicenciatura en ingeniería mecánica de la Universidadde Melbourne, Victoria, Australia, y una maestría dela Universidad Johns Hopkins, Baltimore, Maryland,EUA. Julian también posee un doctorado de laUniversidad de Rice.

Paul Rutter es consultor senior del grupo BP sobretecnología ambiental en el Centro de Tecnología deBP en Sunbury on Thames, Middlesex, Inglaterra. Haocupado ese cargo desde el año 2000. Mantiene estre-chos vínculos con la Facultad Imperial de Londres ycon la Universidad de Princeton, Nueva Jersey, EUA, yha participado en varios comités de investigación ypaneles de consulta del gobierno del Reino Unido.Recibió una licenciatura (con mención honorífica) enquímica y un doctorado de la Universidad de Leeds,Inglaterra, en 1972. Tras ello, trabajó principalmenteen investigación industrial para varios proyectos defísico-química: desarrollo de baños químicos en Boots,microbiología oral en Unilever, y materiales biocom-

patibles como investigador becado en la Escuela deMedicina del Hospital de Londres. Ingresó en BP en1981 para desarrollar combustibles alternativos utili-zando carbón. Luego trabajó en el procesamiento deminerales y llegó a ser gerente del grupo de investiga-ción y desarrollo de procesamiento mineral de BP en1987. En 1990 fue trasladado a BP ExplorationTechnology como gerente de operaciones de produc-ción. Dio inicio a la red de producción de agua de BPen 1992. En 1998, combinó los programas de tecnolo-gía ambiental del grupo para crear “OperacionesVerdes.” Esta red de tecnología y programa de investi-gación cubre las tres áreas estratégicas del grupo BPpara el cambio climático, el agua y la biodiversidad,así como también los programas de tecnología especí-ficos para las divisiones de negocios individuales. Hoyla red tiene más de 1200 miembros activos en las ope-raciones de la compañía de todo el mundo.

Erik Rylander es gerente de servicios de campo de laherramienta MDT para los Servicios Especiales deSchlumberger en la Costa del Golfo de México.Trabaja en Belle Chasse, Luisiana. Ingresó en la com-pañía en 1995 como ingeniero de campo en Duncan,Oklahoma, y luego fue trasladado a Guinea Ecuatorialy Nigeria como ingeniero de campo (1996 a 1997).Durante los siguientes cuatro años se desempeñócomo ingeniero de campo especializado en el proba-dor MDT en los Servicios Especiales de la Costa delGolfo de México, antes de asumir su actual cargo en2001. Erik posee una licenciatura en ingeniería conespecialización en electricidad de la Escuela deMinas de Colorado, Golden.

Bill Sass se ha desempeñado como ingeniero de pro-gramas de computación en el Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land, Texas desde 1995. Hatrabajado en el desarrollo de programas de computa-ción para la interpretación de datos del probadorMDT en la localización del pozo y es responsable deldesarrollo del Monitor de Contaminación de AceiteOCM*. Ingresó en Schlumberger como ingeniero decampo en 1981, tras recibir su licenciatura en inge-niería mecánica de la Universidad de OntarioOccidental, Ontario, Canadá en 1981.

Lars Sonneland es director de investigación en elCentro de Investigaciones de Schlumberger enStavanger, Noruega, dedicado al monitoreo y a lacaracterización geofísica de yacimientos. Tras recibiruna licenciatura en matemáticas, ciencia computacio-nal y física, y un doctorado en matemáticas aplicadasde la Universidad de Bergen, Noruega, ingresó enGECO en 1974. Ocupó varias posiciones en el ámbitode las aplicaciones geofísicas hasta 1989, cuando fuetransferido al Centro de Investigaciones Doll de

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Schlumberger en Ridgefield, Connecticut. De 1990 a1998, ocupó varios cargos de gerencia técnica enSchlumberger. Luego fue trasladado al Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Cambridge (1999a 2000). Al mismo tiempo, ayudó a crear el Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Stavanger. Larsha publicado más de 70 artículos científicos y es pro-pietario de varias patentes. Ha recibido el premio téc-nico de la Asociación Noruega de IngenierosColegiados y el premio geofísico de Noruega. Lars hadesempeñado un papel de gran importancia en eldesarrollo de la tecnología 3D, en el sistema de inter-pretación sísmica Charisma* y en el monitoreo y lacaracterización sísmica de yacimientos.

Alexandra Van Dusen actualmente está cursando eldoctorado en oceanografía geoquímica en elDepartamento de Ciencias Planetarias y de la Tierrade la Universidad de Harvard, Cambridge,Massachussets. Anteriormente, de 1997 a 2000, trabajópara Schlumberger Oilfield Services como ingeniero decampo en Bakersfield, California, y luego en Bergen,Noruega. Tiene una licenciatura en geología de laUniversidad de Princeton, Nueva Jersey, EUA.

Jeremy Walker es gerente de mercadeo de termina-ción y pruebas de pozos de la División Terminaciones yProductividad de Pozos de Schlumberger. Vive enHouston, Texas. Allí ha estado a cargo del desarrollodel plan de mercadeo y de la estrategia de los serviciosde pruebas de pozos desde 1999. Comenzó su carreraen 1980 como ingeniero de campo en FlopetrolInternational, Holanda. Desde 1982 hasta 1984, fuegerente de operaciones de campo para pruebas depozos en Al-Khobar, Arabia Saudita. Algunas de susposiciones subsiguientes fueron: gerente de área parapruebas de pozos en Aberdeen, Escocia; ingeniero deventas para pruebas de pozos en África Occidental;ingeniero técnico de planta de los servicios de pruebasy producción de la región de África y el Mediterráneo;gerente de distrito de Schlumberger Wireline &Testing en Hassi Messaoud, Argelia y Port Harcourt,Nigeria; gerente de negocios para servicios de produc-ción en París, Francia; gerente de distrito de pruebasde pozos en Aberdeen, Escocia; y gerente de desarrollode negocios de pruebas de pozos en Aberdeen. Jeremyobtuvo su licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Londres, Inglaterra.

Stephen Williams trabaja para Norsk Hydro ASA enBergen, Noruega, como asesor técnico para la adquisi-ción de registros. Es responsable del planeamiento, laejecución y el seguimiento de los programas de evalua-ción de formaciones en los pozos de Norsk Hydro, asícomo de los contratos relacionados con los mismos. Hapermanecido en ese puesto desde que ingresó en la

compañía en 1998. Anteriormente, trabajó 14 años conSchlumberger en varias posiciones relacionadas conoperaciones, gerencia técnica, entrenamiento y geren-ciamiento en América del Norte y del Sur, Europa,Escandinavia y Medio Oriente. Stephen obtuvo unalicenciatura y una maestría en ciencias naturales de laUniversidad de Cambridge, Inglaterra.

Warren Zemlak se graduó en los Institutos Robertsony Kelsey de Saskatchewan, Canadá. Comenzó su expe-riencia en el ámbito petrolero como contratista de per-foración antes de ingresar en Schlumberger en 1989.Su carrera ha incluido posiciones de campo y técnicasen cementación y estimulación de pozos y en operacio-nes con tuberías flexibles en Canadá. Fue líder de pro-yecto en varias aplicaciones de perforación contubería flexible direccionales en condiciones de bajobalance y fue miembro del equipo que instaló la pri-mera tubería flexible de alta presión en áreas marinas,en la costa este de Canadá. En 1996 estuvo a cargo dela primera aplicación de fracturamiento de múltipleszonas utilizando tubería flexible. Actualmente, Warrenestá radicado en Sugar Land, Texas, donde se desem-peña como gerente de desarrollo de negocios deCoilFRAC*, y tiene a su cargo la implementación y eldesarrollo de técnicas de estimulación de múltipleszonas para todo el mundo. Es autor de varios artículosde la SPE y posee patentes específicas de herramien-tas de estimulación y aislamiento de múltiples zonas.

Murat Zeybek es ingeniero senior de interpretación ydesarrollo para Schlumberger Oilfield Services enArabia Saudita, Bahrein y Kuwait. Trabaja en la inter-pretación de datos de probadores de formación opera-dos a cable, análisis de presiones transitorias,modelado numérico, control de aguas, adquisición deregistros de producción y monitoreo de reservas. Antesde ello, fue ingeniero de yacimientos en Doha, Qatar.Desde 1991 hasta 1992 trabajó como investigador aso-ciado en el Departamento de Ingeniería del Petróleode la Universidad del Sur de California en Los Ángeles.Murat también trabajó para Intera West Consulting enCalifornia. Antes de ingresar en Schlumberger, trabajócomo profesor ayudante de la Universidad Técnica deEstambul en Turquía. Fue miembro del comité para laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE de1999-2001 y ha escrito varios artículos sobre el flujo defluidos a través de medios porosos y acerca del análisisde presiones transitorias. Murat tiene una licenciaturade la Universidad Técnica de Estambul, una maestría yun doctorado de la Universidad del Sur de California;todos ellos en ingeniería del petróleo.

Invierno de 2001/2002 85

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

Próximamente en Oilfield Review

Avances en el procesamiento de imáge-nes de la pared del pozo. Los ambientesoperacionales de las compañías de E&P se hanvuelto más exigentes. Los lodos base aceite ylos lodos sintéticos han dado respuesta amuchos de los desafíos comunes a estasáreas. Pero debido al hecho de que estos lodosno son conductivos, las opciones de procesa-miento de imágenes de la pared del pozo sonlimitadas. Una nueva herramienta que combinauna innovadora tecnología con el viejo princi-pio de la obtención de registros de resistividadproporciona imágenes de microresistividad enestos ambientes difíciles.

Abandono de pozos y de plataformas.A medida que el abandono de pozos y camposenvejecidos se hace más frecuente, los opera-dores responsables deben equilibrar los ob-jetivos ambientales y financieros. La correcciónde operaciones deficientes de taponamiento yabandono (P&A, por sus siglas en inglés) cons-tituye una carga sobre el ambiente y los resul-tados financieros de las compañías. Muchosoperadores están examinando sus procedi-mientos de P&A para asegurarse de que losyacimientos abandonados queden permanen-temente sellados. En este articulo se revén lasprácticas de P&A y de desmantelamiento y lasnuevas tecnologías que otorgan un nuevo sig-nificado a los aspectos “permanentes” del tra-bajo de P&A.

Procesamiento de imágenes sísmicas enescala de profundidad. En muchas de lasáreas más activas de exploración actuales, es-pecialmente donde las estructuras de sal y confallas geológicas conducen a complejas veloci-dades sísmicas, el procesamiento tradicionalen el dominio del tiempo proporciona resulta-dos potencialmente equívocos; sólo el proce-samiento de imágenes en escalas deprofundidad revela la verdadera ubicación yforma de las características del subsuelo. Eneste artículo se explica el procesamiento deimágenes en escala de profundidad y se pre-sentan ejemplos que muestran la manera enque las compañías de petróleo y de gas la utili-zan para mejorar sus índices de éxito.

Manejo del yacimiento durante toda suvida útil utilizando la Web. En la nueva eco-nomía impulsada por la Internet, la capacidadde actuar rápidamente con información actua-lizada al instante proporciona una ventaja en elnegocio. Las herramientas basadas en laestructura de la Web ayudan en el manejo dela cartera de activos, incluidas las actividadesde adquisición y desinversión. La colaboraciónentre equipos multidisciplinarios y con socios,proveedores de servicios y organismos guber-namentales es posible con datos almacenadosen servidores seguros. El acceso a aplicacio-nes a través de la red permite que el trabajo selleve a cabo desde cualquier lugar y en cual-quier momento, y además crea nuevas formasde trabajo para los equipos interdisciplinariosde tareas. Este artículo describe herramientasque mejoran el manejo de los yacimientos a lolargo de su vida útil.

GeocomputaciónStan Openshaw y Robert J. AbrahartTaylor & Francis29 West 35th StreetNueva York, Nueva York 10001 EUA2000. 413 páginas. $85.00

ISBN 0-7484-0900-9

Este libro es una compilación deensayos acerca de las especialidadescomprendidas por la geocomputación:tecnología computacional, matemáticasde última generación, análisis visual ymodelado.

Contenido:

• GeoComputación

• Análisis GeoComputacional y datosespaciales modernos

• Procesamiento paralelo en geografía

• Evaluación de sistemas computaciona-les de alto rendimiento desde unaperspectiva geocomputacional

• Geocomputación utilizando autómatascelulares

• Sistemas expertos geoespaciales

• Modelado difuso

• Herramientas de neurocomputaciónpara geógrafos

• Programación genética: un nuevoenfoque para la creación de modelosespaciales

• La visualización como herramientapara la geocomputación

• Multimedios espaciales

• Análisis fractal de datos espacialesdigitales

• Análisis ciberespacial: métodos ymediciones apropiados para unanueva geografía

• Integración de modelos y sistemas deinformaciones geográficas

• Límites al modelado en las ciencias dela Tierra y las ciencias ambientales

• Temas pendientes y futuros de lainvestigación en geocomputación

• Índice

…este libro proporciona unpanorama completo del camino queestá tomando la geocomputación haciasu plena madurez como disciplina.

Spencer LT Choice 38, no. 5 (Enero de 2001): 936.

Combustión y gasificación del carbónA. Williams, M. Pourkashanian, J.M. Jones y N. Skorupska Taylor & Francis29 West 35th StreetNueva York, Nueva York 10001 EUA2000. 263 páginas. $115.00

ISBN 1-56032-549-6

Este texto proporciona informaciónacerca de la nueva tecnología quepuede tener un impacto sobre losefectos ambientales de la generaciónde carbón. Otros temas son lacontaminación y su control y latecnología de gasificación del carbón.

Contenido:

• Generalidades de la contribuciónenergética del carbón

• Propiedades del carbón

• Formación de contaminantes ymétodos de control

• Mecanismos de combustión delcarbón pulverizado

• Mecanismo de combustión de laspartículas de carbón en un lecho fijo,en movimiento o fluidizado

• Aplicaciones industriales de lacombustión del carbón

• Combustión del carbón de doscomponentes

• Procesos de gasificación del carbón

• Referencias, Apéndices, Índice

La redacción del texto es com-prensible en general para el lector conun nivel básico de conocimientos dequímica.

Está muy bien ilustrado contablas y gráficas... Un amplio listadode referencia... Una muy buena intro-ducción al campo.

Wenzel LA: Choice 38, no. 5 (Enero de 2001): 937.

Sedimentología y cuencas sedimentarias: de la turbulencia a la tectónicaMikeLeederBlackwell Science, Inc. 350 Main StreetMalden, Massachusetts 02148 EUA1999. 620 páginas. $56.00

ISBN 0-632-04976-6

El libro proporciona explicaciones de losprocesos físicos y químicos que con-trolan la deposición de sedimentos. Uncapítulo introductorio ofrece una pers-pectiva acerca de la manera en que ladisciplina de la sedimentología seenmarca dentro del estudio general delas ciencias de la Tierra.

Contenido:

• Introducción

• Origen y tipos de granos sedimentarios

• Guía del usuario sobre la dinámica defluidos sedimentológicos

• Transporte de sedimentos y estruc-turas sedimentarias

• Controles externos sobre laderivación, el transporte y la deposición de sedimentos

• Deposición, ambientes y facies de sedimentos en ambientes continentales

• Deposición, ambientes y facies de sedimentos en ambientes marinos

• Sedimentología en cuencas sedimentarias

• Referencias, Índice

Si necesita una visión general,completa y actualizada de los procesosdeposicionales y de los sedimentosresultantes... [el libro] es de gran valor y representa una buena compra por su precio.

...mi crítica fundamental: contieneuna fantástica cantidad deconocimientos....pero el libro no pro-porciona al lector, ni las herramientasni la perspectiva acerca de cómo uti-lizar ese conocimiento para un finclaro y concreto.

Van De Graaff WJE: Journal of Sedimentary

Research 70, no. 4 (Julio de 2000): 970-971.

86 Oilfield Review

NUEVAS PUBLICACIONES

Migraciones de gas antes de los terremotosLeonid F. Khilyuk, George V. Chilingar,Bernard Endres y John 0.Robertson, Jr.Gulf Publishing Company P.O. Box 2608Houston, Texas 77252 EUA 2000. 389 páginas. $125.00

ISBN 0-88415-430-0

Los 27 capítulos de este volumen cu-bren temas clave de la migración de gasy su relación con los sucesos sísmicos,la migración de gas natural de los yaci-mientos de petróleo y la predicción dela subsidencia del terreno y los terremo-tos en base a la información sobre elritmo y el contenido de los gases enmigración.

Contenido:

• Tectónica y migración de gases

• Sucesos previos a los terremotos

• Principios de la migración de gas

• Interrelaciones entre subsidencia,migración de gases y actividadsísmica

• Referencias, Índices

El libro proporciona una poderosabase conceptual y metodologías paracomprender y predecir los desastresnaturales y los riesgos ambientales. Es muy importante para los ingenieros ambientales y científicos,ingenieros civiles, geólogos e inge-nieros del petróleo, sismólogos y estudiantes de especialidadesrelacionadas.

Islam R: Journal of Petroleum Science and

Engineering 29, no. 1 (Enero de 2001): 83-84.

Sedimentología aplicada,segunda ediciónRichard C. SelleyAcademic Press525 B Street, Suite 1900San Diego, California 92101 EUA2000. 523 páginas. $82.50ISBN 0-12-636375-7

El libro pone un fuerte énfasis en lasaplicaciones de la sedimentología,espacialmente en la búsqueda derecursos naturales. Las tres seccionesprincipales analizan la generación desedimentos, los procesos y lasestructuras sedimentarias, así como latransformación de sedimento en roca.

Contenido:

• Introducción

• Meteorización y ciclo sedimentario

• Partículas, poros y permeabilidad

• Transporte y sedimentación

• Estructuras sedimentarias

• Sistemas deposicionales

• Ambiente del subsuelo

• Sedimentos alóctonos

• Sedimentos autóctonos

• Cuencas sedimentarias

• Índice

Sus descripciones de las aplica-ciones industriales de la sedimen-tología y la estratigrafía se encuen-tran en pocos otros libros y tendránconsiderable valor para estudios degrado y postgrado en ciencias de laTierra.

Con su énfasis en lo “práctico,”hay considerablemente más materialsobre temas tales como la porosidad yla permeabilidad y mucho menossobre los patrones históricos de la sedimentación….

La escritura es innecesariamenteáspera, bordeando lo grosero, conremotos términos sensibles a los geólo-gos, tales como “diagramas interpreta-tivos,” “geofantasmogramas” e inclusouna huella fósil imaginaria llamada“orgasmoglifo”... Aún así, es unaimportante contribución.

Wilson MA: Choice 38, no. 5 (Enero de 2001): 936.

Avances en la energía del hidrógenoCatherine E. Grégoire Padró y Francis Lau (editores)Kluwer Academic/Plenum Publishers233 Spring StreetNueva York, Nueva York 10013 EUA 2000. 192 páginas. $90.00ISBN 0-306-46429-2

El libro contiene 14 artículos presenta-dos en el Simposio de la Sociedad Ameri-cana de Química sobre Producción,Almacenamiento y Utilización delHidrógeno, realizado en 1999 en NuevaOrleáns, Luisiana, EUA. La introducciónincluye un análisis del problema de lasemisiones de dióxido de carbono y losmétodos potenciales de mitigación.

Contenido:

• Hidrógeno de combustibles fósiles sinemisiones de CO2

• Producción de hidrógeno a partir delcarbón occidental, incluida la absor-ción de CO2 y la recuperación delmetano de los lechos de carbón: aspec-tos económicos, emisiones de CO2 yequilibrio energético

• Reformación no mezclada: un nuevoproceso cíclico y autotérmico de refor-mación de vapor

• Reformación flexible de combustiblesde hidrocarburos para aplicacionesautomotrices

• Producción de hidrógeno a partir delmetano utilizando reactores tubularesde plasma

• Un nuevo proceso catalítico para lageneración de gas de hidrógeno a partir de soluciones de borohidruroacuoso

• Producción de hidrógeno de biomasasmediante pirólisis/reformación porvapor

• Evaluación y modelado de membranasde separación de hidrógeno por altatemperatura y altas presiones para una mejor producción de hidrógeno a partir de la reacción de cambio de gas a agua

• Primer estudio de los principios de ladisolución del hidrógeno en variosmetales y aleaciones de plata y paladio

• Investigación de un nuevo electrodo de hidruro metálico para baterías deNi-MH

• Almacenamiento de hidrógeno uti-lizando suspensiones en hidrurosquímicos

• Avances en tecnologías sensoras dehidrógeno de bajo costo

• Aplicación de un método de evaluaciónde riesgos del hidrógeno en espaciosventilados

• Modelado de sistemas energéticos dehidrógeno integrados y renovablespara aplicaciones remotas

• Índice

En general, este libro presenta unconjunto de artículos muy útiles yfáciles de leer. Este libro es potencial-mente muy útil para investigadores,estudiantes e ingenieros de campo delos sistemas de energía basados en elhidrógeno.

Yürüm Y: Energy and Fuels 15, no. 3

(Mayo/Junio de 2001): 767.

Invierno de 2001/2002 87