Otoño de 2005

Limpieza del pozo

Análisis petrofísico rápido

Fibras para el fracturamiento hidráulico

Perforación direccional con tubería de revestimiento

Oilfield Review

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En un negocio conocido por ser muy cíclico, resulta relati-vamente reconfortante saber que estamos atravesando unciclo positivo de gran actividad, con probabilidades de per-durar por algunos años. La producción mundial de petróleoy gas se encuentra exigida por la demanda, y los precios delpetróleo continúan subiendo. Si preguntan a casi todas laspersonas que operan en este negocio, les responderán quejamás han estado más ocupadas que en este momento.

Hasta aquí muy bien. Pero si contemplamos el futuro,podemos vislumbrar mermas de capacidad, no sólo en tér-minos de tecnología y equipos, sino en lo que respecta alrecurso más preciado de todos; la gente. Durante años, Schlumberger basó su visión en tres principios clave: lagente, la tecnología y la rentabilidad. Sospecho que lamayoría de los negocios de exploración y producción seatribuye directrices similares. No es sorprendente que lacategoría “gente” encabece la lista porque ningún negocioprospera sin talento. Sin embargo, lo que más preocupa aciertos sectores es la disponibilidad de talento técnico.

Mucho se ha hablado en los últimos años sobre el inmi-nente “cambio de brigada,” que se refiere al hecho de que lamayor parte del talento técnico de la industria se está porretirar, mientras que demasiados pocos especialistas jóve-nes se están entrenando para reemplazarlos. Exacerbadospor el fuerte crecimiento experimentado en estos días,están comenzando a sentirse los efectos del cambio de bri-gada pero este fenómeno de escasez de talento se observafundamentalmente en Occidente. El número de graduadosen ingeniería petrolera provenientes de universidades nor-teamericanas que se insertan en el área laboral, se redujoasombrosamente entre mediados y fines de la década de1980 y nunca se recuperó, pero el número de estudiantesque se gradúan ahora en los países de la región del PacíficoAsíatico, por mencionar sólo un área, es enorme. En esaseconomías emergentes, no existe ningún cambio de brigada.

En Schlumberger, vemos dos componentes esenciales enlo que respecta a asegurar el talento técnico del mañana. Elprimero—y ésta es una apuesta que formulamos hace 25años—consiste en contratar ingenieros y científicos en cadauno de los países en donde trabajamos, en cantidades apro-ximadamente proporcionales a la actividad que desarrolla-mos en cada país. Luego, optamos por tratar a todos enforma igualitaria, desde el entrenamiento hasta la formaciónprofesional y la remuneración salarial. Por este motivo, hoyformamos una verdadera Naciones Unidas de ingenieros y nonos preocupa nuestro propio cambio de brigada.

El segundo componente es más profundo y surgió natu-ralmente a partir del primero. Este componente com-prende un portafolio de iniciativas educativas implementa-das en todos los países en los que operamos; algunasrelacionadas con nuestro negocio, otras concebidas para

Cultivando el talento técnico del futuro

abordar necesidades sociales. Esta actividad comenzó consimples relaciones con las universidades para sustentarnuestras operaciones de reclutamiento y ahora comprende140 escuelas de ingeniería en todo el mundo. Promociona-mos numerosos programas sabáticos para profesores, vin-culaciones entre científicos africanos y las universidadesmás importantes de Occidente, un programa que se conocecomo Cuerpo Docente para el Futuro que provee fondospara profesoras, y otros programas demasiado numerosospara mencionar aquí. Contribuir a la excelencia universita-ria sigue siendo una de nuestras prioridades principales.

Reconociendo que podíamos realizar contribuciones entodas las etapas de la cadena educativa, decidimos fundar elprograma Excelencia en Desarrollo Educativo de Schlumberger(SEED, por sus siglas en inglés), basado en el trabajo devoluntarios, que conecta a las escuelas de pocos recursos conla red Internet y les proporciona un sitio educativo científicoglobal, multilingüe, en la Red, además de acceso a científicose ingenieros en ejercicio de su profesión. Llevó tiempo, peroya hemos conectado a Internet 131 escuelas en 32 países. EnÁfrica, 30,000 alumnos tienen acceso a este programa. Endiversos países, hemos formado talleres que reúnen un grannúmero de niños para estudiar asuntos relacionados con elmedio ambiente y otros temas de interés.

La Fundación Schlumberger es otro mecanismo del cualdisponemos para fomentar la educación, en especial la for-mación científica. Esta fundación brinda soporte a alumnosde países en vías de desarrollo, ayudándolos a asistir a losColegios del Mundo Unido, una respetada red educativamundial, y además mantiene el programa móvil “El Labora-torio en el Camión” que acerca a los niños a experimentos ycientíficos.

El talento técnico del futuro reside en cualquier lugardonde quiera ser descubierto. Simplemente demos a todosla posibilidad de convertirse en los ingenieros y científicosdel mañana; creemos que ése es el secreto para garantizarla disponibilidad de talento técnico para el futuro.

Chakib SbitiVicepresidente Ejecutivo de Schlumberger Oilfield ServicesParís, Francia

Chakib Sbiti, Vicepresidente Ejecutivo de Schlumberger Oilfield Services (OFS),maneja el desarrollo de la tecnología de campos petroleros y todas las opera-ciones del segmento de negocios OFS a nivel mundial. Antes de ocupar suposición actual en el año 2003, fue presidente, para Medio Oriente y Asia, delsegmento OFS de Schlumberger, durante dos años. También se desempeñócomo director de personal Oilfield Services en París y como vicepresidente deWireline & Testing para Europa, África y el Mediterráneo. Chakib ingresó enSchlumberger en 1981 como ingeniero de campo después de estudiar ingenie-ría eléctrica en Francia.

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Schlumberger

Oilfield Review4 Sistemas integrados de limpieza de pozos:

Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo

La acumulación de arena y otros materiales en un pozopuede tener efectos catastróficos sobre el flujo de petróleo.Mediante la integración de procesos, química y tecnología deherramientas de fondo de pozo, los ingenieros ahora puedenremover estos escombros en forma segura y eficaz. Algunosejemplos de campo de América del Norte, el Mar del Norte yMalasia demuestran cómo la planeación cuidadosa y la inte-gración de los procesos permiten ahorrar tiempo, reducircostos y riesgos, así como ayudar a los operadores a poner enproducción los pozos en forma más rápida.

16 Espectroscopía: La clave para la obtención de respuestas petrofísicas rápidas y confiables

Una nueva técnica de interpretación de registros permiteobtener las propiedades de las rocas a partir de las concen-traciones elementales, con un procesamiento casi automáti-co de los datos basado en la utilización de herramientas deespectroscopía modernas y herramientas de adquisición deregistros convencionales. Este método provee interpretacio-nes rápidas, objetivas y confiables para la toma de decisionesrelacionadas con las operaciones de terminación de pozos.Algunos ejemplos de campo de Egipto, Venezuela y el Mardel Norte ilustran esta técnica.

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorGretchen M. Gillis

Editores seniorMark E. TeelMatt Garber

EditoresDon WilliamsonRoopa GirMatt Varhaug

ColaboradoresRana RottenbergJoan MeadErik B. NelsonJulian Singer

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

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

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

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

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

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

Otoño de 2005Volumen 17

Número 2

66 Colaboradores

69 Próximamente en Oilfield Review

70 Nuevas Publicaciones

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36 Nuevas fibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico

Un innovador fluido de fracturamiento incorpora fibras especia-les para mejorar el transporte de apuntalante. Esta nueva tecno-logía reduce significativamente la viscosidad del fluido requeridapara el transporte efectivo del apuntalante. Este artículo exami-na el transporte asistido por fibras y presenta algunos ejemplosde campo que ilustran cómo las fibras ayudan a los ingenieros adiseñar tratamientos de fracturamiento óptimos y a mejorar losresultados de los tratamientos de estimulación.

46 Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento

Durante los últimos cinco años, más de 350 intervalos vertica-les y aproximadamente una docena de secciones inclinadasfueron perforados con tubería de revestimiento. No obstante,entre las compañías de petróleo y gas, existe interés en apli-car esta técnica para perforar en campos petroleros problemá-ticos, situados en áreas marinas, donde los pozos de alto ángu-lo son comunes. Este artículo examina la utilización de tube-rías más grandes para las operaciones de perforación y pre-senta los resultados del trabajo realizado en el sur de Texas,incluyendo una comparación multipozo de la técnica de perfo-ración direccional con tubería de revestimiento tanto conmotores de fondo como con sistemas rotativos direccionales.

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

Abdulla I. Al-KubaisySaudi AramcoRas Tanura, Arabia Saudita

George KingBPHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Y.B. SinhaNueva Delhi, India

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Portada:

La acumulación de arena y sólidos en los pozos afecta significativamente laproducción de petróleo y gas. Un espe-cialista de campo baja en un pozo unaherramienta de limpieza por chorro operada con tubería flexible, durante una prueba de campo realizada en elCentro de Tecnología de Terminacionesde Yacimientos de Schlumberger enRosharon, Texas, EUA. El diseño de lanueva herramienta mejora significativa-mente la eficiencia de la remoción desólidos durante las operaciones de lim-pieza de pozos.

Oilfield Review es una publicación tri-mestral de Schlumberger destinada a losprofesionales de la industria petrolera,cuyo objetivo consiste en brindar infor-mación acerca de los adelantos técnicosrelacionados con la búsqueda y produc-ción de hidrocarburos. Oilfield Review sedistribuye entre los empleados y clientesde Schlumberger y se imprime en losEstados Unidos de Norteamérica.

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

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

4 Oilfield Review

Sistemas integrados de limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y reducción del riesgo

Azhar Ali PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB)Kerteh, Malasia

Curtis G. BlountConocoPhillipsAnchorage, Alaska, EUA

Stephen HillJai PokhriyalXiaowei WengSugar Land, Texas, EUA

M. J. LovelandConocoPhillipsKuparuk, Alaska

Shahril MokhtarKemaman, Malasia

Jessica PedotaPrudhoe Bay, Alaska

Mads RødsjøBP Norge ASStavanger, Noruega

Radovan RolovicStonehouse, Inglaterra

Wei ZhouStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Marc Allcorn, Sugar Land, Texas, EUA, y a Markus Andre Karlsen, Bergen, Noruega.CoilCADE y PowerCLEAN son marcas de Schlumberger.

La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la pro-

ducción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con

tubería flexible conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los

escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los

sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos

ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza

de pozos y restituye la producción en menos tiempo.

El movimiento de la arena y la acumulación deescombros pueden producir un impacto consi-derable sobre el flujo de fluido. En la superficie,un río puede depositar un volumen tan grande delimo que llega a obstaculizar su propio flujo,modificando su curso y amenazando quizás laszonas agrícolas y las comunidades. De un modosimilar, en un pozo, el influjo de arena puedeafectar o detener el flujo de petróleo provenientede un yacimiento.

El relleno de arena y los escombros no sonproblemas nuevos con los pozos de petróleo.Varias generaciones de ingenieros de campospetroleros han tenido que enfrentar el desafío demantener sus pozos limpios. En el año 1901, delPozo Clement Nº 1 situado en el sudoeste deLuisiana, EUA, y perteneciente a Jennings OilCompany, salían a borbotones unos 1,113 m3/d[7,000 bbl/d] de petróleo.1 Lamentablementepara estos primeros pioneros de la industriapetrolera, la prosperidad duró poco. Luego desiete horas de producción, la arena de formacióntaponó más de 305 m [1,000 pies] de tubería derevestimiento, extinguiendo la producción depetróleo y con ella todos los sueños de opulenciay riqueza. Los esfuerzos por remover la arena deeste pozo finalmente fracasaron y se procedió aabandonar el área prospectiva.

Aproximadamente para la misma época, losexploradores de petróleo de Texas comenzaron autilizar una técnica innovadora para evitar quedeclinara la producción de petróleo; el torpedo.2

Un “torpedista” bajaba cuidadosamente en el

pozo cantidades sustanciales de nitroglicerina.Una vez que los recipientes con nitroglicerinaalcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso enel pozo, poniéndose en marcha una secuencia deeventos que culminaban con una explosiónespectacular y, con un poco de suerte, estimula-ban el pozo removiendo sus escombros y reini-ciando el flujo de petróleo.

Hoy en día, los ingenieros utilizan métodosmás seguros y más eficaces para eliminar la arenay otros escombros del pozo. En este artículo,algunos ejemplos de América del Norte, el Mar delNorte y Malasia demuestran cómo los procesos delimpieza de pozos cuidadosamente diseñados eintegrados ahorran tiempo, reducen costos yriesgos, así como también mejoran la eficienciaoperacional, permitiendo al mismo tiempo que losoperadores produzcan más petróleo.

Transporte de sólidos hacia la superficieEl relleno del pozo constituye una preocupaciónimportante para los operadores de todo el mundo.Este problema, que inhibe la producción, seencara normalmente a través de intervencionescon tubería flexible (TF). No obstante, a medidaque aumenta la complejidad de los pozos y de lasterminaciones y la producción de reservas se llevaa cabo en condiciones cada vez más dificultosas,se presentan ambientes en los que las técnicas delimpieza con TF convencionales no resultan ade-cuadas para una remoción efectiva del relleno.

Las operaciones de limpieza de pozos consti-tuyeron unas de las primeras aplicaciones para

Otoño de 2005 5

los servicios de TF. Las estimaciones globalesindican que casi un 50% de las operaciones con TFse llevan a cabo para remover sólidos y escombrosmóviles, tales como arena producida o restos deapuntalante provenientes de los tratamientos defracturamiento hidráulico.3 En general, los desa-rrollos continuos registrados en los sistemas deoperaciones con TF han permitido que los opera-dores avancen al mismo tiempo que se incre-mentan las profundidades y tortuosidades de lospozos y aumentan las complejidades de lascondiciones ambientales de fondo de pozo.4

La técnica más común para la limpieza depozos desviados utiliza una herramienta delimpieza por chorro que se baja en el pozo conTF. Durante el bombeo del fluido de limpieza porla tubería de producción, esta herramienta sebaja o lava dentro de la arena u otros escombros,comúnmente llamados relleno. Una vez penetra-do, o mordido el relleno, el movimiento descen-dente se detiene. Mientras se sigue haciendocircular el fluido de limpieza, la herramienta delimpieza a chorro se sube levemente y en formalenta en un proceso que se conoce como barrido.

1. Adaptado a partir de un artículo de Shelia Esthay, Jennings Daily News, http://www.dnr.state.la.us/cons/first-well.ssi (Se examinó el 2 de marzo de 2005).

2. Olien RM: “The Oil Field Shooters,” http://www.texancultures.utsa.edu/hiddenhistory/pages1/OilenOilShooter.htm (Se examinó el 2 de marzo de 2005).

3. Rolovic R, Weng X, Hill S, Robinson G, Zemlak K y NajafovJ: “An Integrated System Approach to Wellbore Cleanouts with Coiled Tubing,” artículo de la SPE 89333,presentado en la Conferencia y Exhibición sobre TuberíaFlexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, EUA,23 al 24 de marzo de 2004.

4. Para más información sobre TF, consulte: Afghoul AC,Amaravadi S, Boumali A, Calmeto JCN, Lima J, Lovell J,Tinkham S, Zemlak K y Staal T: “Tubería flexible: La próxima generación,” Oilfield Review 16, no. 1 (Primavera de 2004): 38–57.

Cuán grande es el bocado tomado y cuánto se subela herramienta en dirección a la superficiedependen de numerosos factores incluyendo elgasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diá-metro de la tubería de producción y de la tuberíade revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, eldiseño de las boquillas, la presión de fondo depozo y la trayectoria del pozo. Ocasionalmente, elbarrido tendrá que ser llevado nuevamente a lasuperficie antes de proceder a tomar el siguientebocado. Una vez que el relleno ha sido barrido ensentido ascendente hasta una profundidad prede-terminada, se hace retornar la herramienta alfondo para tomar el siguiente bocado de relleno.El proceso se reitera hasta que todo el relleno hasido movilizado y removido del pozo (izquierda).

La herramienta de limpieza por chorro, o bo-quilla de lavado, generalmente está diseñada paraproducir turbulencia en el fluido, lo que ayuda amovilizar y dejar en suspensión las partículassólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozosinclinados, la turbulencia se reduce al aumentarla distancia con respecto a las boquillas y lossólidos a menudo forman capas en el lado bajodel pozo al caer, o desprenderse, de la suspen-sión. A medida que aumenta la altura de estacapa de sólidos, se dispone de menos seccióntransversal de pozo para el flujo, de manera quela velocidad del fluido a lo largo de la superficiede la capa aumenta hasta que alcanza una velo-cidad de movilización crítica. Una vez alcanzadaesta velocidad, la totalidad o parte del relleno sedispersa, se vuelve a mezclar con el fluido delimpieza y es transportado hacia la superficie,formando a menudo una nueva capa un poco másarriba dentro del pozo.

6 Oilfield Review

< Pasos del proceso de limpieza. Un proceso delimpieza de pozo típico consta de varios pasos.Primero, se baja la herramienta de limpieza conTF hasta el tope del relleno (A). En la imagen B, laherramienta penetra en el relleno durante la cir-culación, lava y moviliza los sólidos y toma unbocado. Luego, en la imagen C, se ha alcanzadouna longitud de bocado previamente planificada yse está subiendo la herramienta de limpieza porchorro hacia el extremo superior de la tubería derevestimiento corta (liner), para dar comienzo alproceso de barrido. En la imagen D, el rellenoestá siendo barrido a través de una porción de lasección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo.En general, una vez que los sólidos son barridoshacia el extremo superior de la tubería de revesti-miento corta, la boquilla vuelve al fondo, se tomael siguiente bocado y el proceso se repite hastaremover todos los sólidos del pozo.

A

B

C

D

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A medida que la herramienta de limpieza porchorro se desplaza en dirección ascendente, haciauna capa recién formada, la turbulencia generadapor la acción del chorro también ayuda a movilizarel relleno, transportándolo en dirección a lasuperficie hasta que los sólidos se precipitan nue-vamente. El ciclo se repite, empujando la capahacia la superficie a medida que se extrae la TFdel pozo. Si la velocidad de la TF es demasiadoelevada o la boquilla de limpieza por chorroresulta inadecuada para la aplicación, los sólidosserán esquivados y distribuidos en forma irre-gular a lo largo del pozo, lo que se traducirá enuna limpieza parcial y en la necesidad de realizarun tratamiento correctivo adicional. Este proble-ma también puede producirse cuando los gastosson muy bajos o el diseño del fluido portador esincorrecto.

Integración de los sistemas de limpiezaLos ingenieros consideran diversos factores a lahora de diseñar operaciones de limpieza depozos, incluyendo la geometría de las operacio-nes de terminación de pozos, la desviación delpozo, las propiedades de los fluidos de limpieza,el gasto, los límites de la presión de circulación,la presión y la temperatura de fondo de pozo, eltipo de sólidos que debe removerse y la distanciaa lo largo de la cual se deben transportar lossólidos. Con mucha frecuencia, los gastos másaltos, las terminaciones de pozos de menortamaño, los sólidos más livianos y con formas másangulares, las desviaciones y temperaturas defondo de pozo menores, y las distancias máscortas para el transporte de sólidos se traducenen operaciones de limpieza más sencillas. Noobstante, con ángulos que oscilan entre 40 y 65

grados, los efectos de la inclinación del pozopueden dificultar la limpieza de casi todo tipo depozo.5

Schlumberger comenzó a integrar los sistemasde limpieza de pozos en el año 2002 en el CentroIntegrado de Productividad y Operación deHerramientas (IPC) que posee la compañía enSugar Land, Texas. Los ingenieros utilizaronprimero los datos de los circuitos cerrados depruebas de flujo para validar y mejorar los mode-los teóricos y los algoritmos existentes (arriba). Aldarse cuenta de que el éxito o el fracaso nodependen de un único aspecto del proceso delimpieza, los ingenieros explotaron las sinergiasde los sistemas y desarrollaron el sistemaintegrado de remoción de relleno PowerCLEAN.

5. Rolovic et al, referencia 3.

> Simulaciones de circuitos cerrados de pruebas de flujo en gran escala. Los ingenieros del IPCutilizaron el circuito cerrado de pruebas de flujo transparente de 7.0 pulgadas (extremo superior) ydiversos tamaños de TF para evaluar el transporte de sólidos en relación con diversos fluidos yconfiguraciones de boquillas de lavado, en desviaciones que oscilan entre 45° y 75° respecto de lavertical. La eficiencia del proceso de limpieza se evaluaba a la vez que se variaba el tipo de relleno,las velocidades anulares y la carga de sólidos. Las pruebas ayudaron además a optimizar el diseñode las boquillas para lograr velocidades de penetración, suspensión de partículas y velocidades debarrido máximas (extremo inferior).

Las aplicaciones de los programas de computa-ción, los fluidos de limpieza, el diseño de lasherramientas de limpieza por chorro y las boqui-llas, y la vigilancia rutinaria de la remoción desólidos se combinaron en un solo sistema, posibi-litando a los ingenieros el diseño de solucionesde limpieza de pozos eficaces desde el punto devista de sus costos para la arena, la bauxita yotros escombros, bajo una amplia gama de con-diciones de pozo. Esto incluye pozos con tuberíasde revestimiento de gran diámetro, altas tempe-raturas y trayectorias dificultosas. Las técnicasbásicas que subyacen las operaciones de limpie-za de pozos con TF modernas son todas similares.La verdadera diferenciación existe en la integra-ción de los elementos técnicos clave, tales comolos programas de computación, los fluidos delimpieza, las boquillas y el control de sólidos.

Programas de computación—El programade diseño de operaciones PowerCLEAN sirvecomo plataforma de integración para la optimi-zación de los procesos de limpieza de pozos. Paracualquier conjunto de condiciones de pozo ycondiciones de operación dado, el programa eva-lúa y optimiza los fluidos de limpieza con res-pecto a una serie de variables, entre las que seencuentran el gasto máximo para una presión de

circulación admisible máxima; las limitacionesde la presión de fondo de pozo; la máximavelocidad de bajada de la TF en el pozo (RIH, porsus siglas en inglés) y la longitud del bocadocuando se penetra el relleno; la formación y elcomportamiento de la capa de sólidos respectode los requisitos de barrido; la velocidad deextracción óptima de la TF para el proceso debarrido y la longitud del barrido antes de tomarel siguiente bocado de relleno.

En el programa de diseño se pueden definirparámetros adicionales para garantizar unaoperación de limpieza segura, eficaz y libre deproblemas. Por ejemplo, el programa puedepredecir la altura de las capas de sólidos que seforman en el lado bajo de un pozo inclinado. Me-diante el ajuste de los procedimientos opera-cionales, los ingenieros aseguran que la altura delas capas de sólidos no exceda una porción pre-determinada del área en la sección transversaldel pozo, minimizando así la fricción y el arrastrede la tubería de producción, la densidad decirculación equivalente (ECD, por sus siglas eninglés) y el riesgo de atascamiento de la tubería.6

Fluidos de limpieza—Los fluidos utilizadosen las operaciones de limpieza de pozos amenudo se elaboraban para otras operaciones de

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90807060

Visc

osid

ad a

170

seg

-1, c

P

Temperatura, °F

Reología de diversos fluidos de limpieza

5040302010

050 100 150 200 250 300 350

0.5 gal/bbl Gel PowerCLEAN1.75 lbm/bbl de goma welan1.75 lbm/bbl de goma xantan1.75 lbm/bbl de goma guar

Caída de presión por fricción de fluido enTF recta de 1.5 pulgadas de diámetro exterior

Agua 1.75 lbm/bbl de goma welan1.75 lbm/bbl de goma guar1.75 lbm/bbl de goma xantan0.5 gal/bbl de gel PowerCLEAN1.05 gal/bbl de reductor de fricción

500450400350

Caíd

a de

pre

sión

cad

a 1,

000

pies

, lpc

300250200150100

5000.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5

Gasto (Tasa de flujo), bbl/min

0.25 gal/bbl de gel PowerCLEAN1.75 lbm/bbl de goma xantan1.75 lbm/bbl de goma guar

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 1.25

Longitud de transporte de sólidos (arena malla 20/40 a una velocidad de fluido de 30 pies/min)

Flui

do

Longitud de transporte normalizada

> Evaluación de fluidos de limpieza. El análisis de laboratorio indica que el fluido PowerCLEAN exhibe estabilidad térmica a una temperatura inmediata-mente inferior a 325°F (curva naranja - izquierda). Las pruebas de laboratorio han demostrado que las caídas de presión por fricción de circulación delgel PowerCLEAN (naranja) son bajas si se comparan con las de los fluidos de limpieza comunes (centro). En esta prueba, se muestra con fines compa-rativos una solución de baja fricción consistente en agua y reductor de fricción (curva azul claro). Además, si se compara con el fluido a base de gomaxantan (rosa), el fluido PowerCLEAN (naranja) muestra un mejoramiento del 100% en la capacidad de transporte a menores concentraciones (derecha).

campos petroleros, tales como los tratamientosde fracturamiento hidráulico y empaque de grava.En las operaciones con TF, las exigencias queimpone el desempeño del proceso de limpiezasobre los sistemas de fluidos son significativas.Los diámetros de los elementos hidráulicos son amenudo pequeños y requieren que los ingenierosbalanceen los requisitos de eficiencia del trans-porte de sólidos y la viscosidad del fluido enfunción de los gastos y las temperaturas y pre-siones de fondo de pozo. Éstas y otras demandashacen que muchos de los fluidos de limpieza exis-tentes resulten inadecuados en ambientes depozos dificultosos. Para encarar esta necesidadcrítica, los investigadores de Schlumbergerdesarrollaron el sistema de fluido PowerCLEAN.

Los ingenieros consideraron cuidadosamentelas implicancias de los efectos térmicos sobre laviscosidad y eficiencia de la limpieza del pozosubsiguiente. Si bien la velocidad desempeña unrol más importante en lo que respecta a laeficiencia de transporte bajo condiciones diná-micas, el incremento de la viscosidad del fluidopuede impedir la sedimentación estática.7 El in-cremento de las viscosidades de los fluidostiende a incrementar las caídas de presión porfricción y reducir los gastos a expensas de una

Boquilla PowerCLEANChorros progresivos y regresivosChorros progresivos solamenteChorros regresivos solamente

50

40

30

20

10

020 40 60 80 100

Velo

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TF,

pies

/min

Desempeño de diversas boquillas(agua, 60 grados de desviación)

Velocidad del fluido anular, pies/min

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operación de limpieza de pozo efectiva. Losefectos térmicos pueden producir significativosefectos perjudiciales sobre los fluidos a base depolímeros, reduciendo la viscosidad y limitandola capacidad de suspensión estática (páginaanterior, arriba).

Los ingenieros del IPC utilizaron circuitoscerrados de pruebas de flujo horizontales parainvestigar la velocidad de asentamiento de laspartículas bajo diversas condiciones de flujo. Elperfil de viscosidad de una solución con gelPowerCLEAN exhibió una fluidificación por es-fuerzo de corte pronunciada. Las pruebas pos-teriores demostraron que el sistema de fluidoprovee una viscosidad aceptable a temperaturasde hasta 163°C [325°F].

En ciertos casos, no se necesitan sistemas defluidos de avanzada y los fluidos ordinarios, talescomo el agua, la goma guar, la hidroxietilcelulosa(HEC), la goma xantan, la goma welan y losfluidos a base de surfactantes viscoelásticos, pue-den ser utilizados en forma efectiva con elsistema PowerCLEAN. Un factor importante deeste proceso es la selección del fluido correctopara una aplicación dada, lo que complementalos requisitos de velocidad, el diseño de lasboquillas y las condiciones de pozo.

Boquillas—Los diseños disponibles incluyenboquillas con chorros progresivos y regresivos,boquillas que poseen chorros progresivos sola-mente, boquillas que sólo tienen chorros regre-sivos y boquillas que pueden pasar de chorroprogresivo a regresivo en función de la demanda.Cualquiera de estas combinaciones puede incluircaracterísticas de inducción del efecto deremolino radial. Los ingenieros de IPC diseñaronlas nuevas boquillas utilizando estudios teóricosy pruebas de operaciones de limpieza empíricasen circuitos de pruebas de 3.5 y 7 pulgadas. Lasboquillas están diseñadas para asegurar la remo-ción completa y eficaz de los sólidos de la mayo-ría de las configuraciones de pozos utilizandofluidos que comprenden desde el agua hasta flui-dos de limpieza viscosificados.

Las boquillas PowerCLEAN no tienen piezasmóviles y proveen un chorro continuo para crearun efecto de remolino. El enfoque, la dirección,el tamaño y el espaciamiento de las boquillasestán diseñados específicamente para operacio-nes de limpieza de pozos con relleno no consoli-dado, lo que optimiza la energía de fluidodisponible para la elevación y suspensión de laspartículas (derecha). La caída de presión que seproduce a través de la boquilla PowerCLEAN esrelativamente pequeña y varía típicamente de100 a 400 lpc [689 a 2,758 kPa] con gastos queoscilan entre 1 y 3 bbl/min [159 y 477 L/min].

La pequeña caída de presión producida a lo largode la boquilla posibilita la existencia de gastos yvelocidades de fluido más elevadas en el pozo,que son esenciales para la remoción efectiva desu relleno.

Control de sólidos—Asegurar que los sólidosdel pozo se remuevan a las velocidades previstases crucial para el éxito de la operación. Un com-ponente importante del sistema PowerCLEAN esel dispositivo de control de sólidos, un sensoracústico que mide la energía asociada con lascolisiones de los sólidos en la superficie interna

6. La densidad de circulación equivalente es la densidadefectiva ejercida por un fluido de circulación contra laformación que toma en cuenta la caída de presión producida en el espacio anular, por encima del punto en consideración.

7. Rolovic et al, referencia 3.

> Remoción del relleno del pozo por lavado. El desempeño de la boquilla PowerCLEAN (extremo inferiorderecho) es superior al de otros diseños de boquillas. En las pruebas de laboratorio que utilizan circuitoscerrados de pruebas de flujo de 190.5 mm [7.5 pulgadas], el incremento de las velocidades de bombeo yde las velocidades anulares factible, sumado a los efectos de remolino (izquierda) logrados por el diseñode la boquilla, ayuda a mantener los sólidos en suspensión por más tiempo, lo que permite que la TF seextraiga a mayor velocidad, ahorrando tiempo y mejorando la eficiencia (extremo superior derecho).

de un tubo (arriba). Esta energía es procesadapara detectar el volumen de sólidos que pasa porla posición del sensor como una función deltiempo. La observación de la tendencia de lossólidos que retornan a la superficie durante unaoperación de limpieza proporciona una alternativapara la verificación del desempeño de los sistemasPowerCLEAN. Se pueden anticipar problemaspotenciales y adoptar medidas correctivas.

Limpieza de trayectorias onduladas en AlaskaLa integración de los componentes de los sistemasde limpieza de pozos permite a los ingenierosremover con éxito los sólidos y escombros de lospozos, que previamente se consideraban dema-siado complejos para la operación de limpieza, o

pozos en los que los tratamientos de remediaciónno resultaban efectivos desde el punto de vista desus costos.

Los pozos operados por ConocoPhillips en laUnidad Kuparuk River, situada en el Talud Nortede Alaska, EUA, a menudo tienen un relleno queobstaculiza la producción e incrementa el costooperativo en algún punto de su ciclo de vida.8 Lastrayectorias de los pozos pueden ser tortuosas;en ciertos casos, ondulaciones de más de 43 m[140 pies], de cresta a valle, dificultan los esfuer-zos de remoción de la arena (próxima página).

A comienzos del año 2003, los perforadoresterminaron un pozo a lo largo de 1,524 m [5,000pies] de sección horizontal de la arenisca WestSak de baja presión. Con la ayuda de una bomba

de chorro, el pozo produjo inicialmente hasta105 m3/d [660 bbl/d] de petróleo.

En septiembre de 2003, el pozo fue cerradopara cambiar el sistema de levantamientoartificial. Durante la reparación, utilizando líneade acero, se encontró relleno cerca del extremosuperior de la tubería de revestimiento corta a2,006 m [6,580 pies]. Durante el mes siguiente,los especialistas de campo de Schlumbergerbajaron la TF en el pozo haciendo contacto con elrelleno a 2,675 m [8,775 pies] de profundidadmedida de la TF (TFMD, por sus siglas en inglés).Si bien se bombeó agua oleosa con píldoras de gela base de biopolímero y diesel oleoso combinadocon píldoras de diesel gelificado a través de la TFpara remover los escombros del pozo, no se logró

10 Oilfield Review

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Salida de datos en tiempo real PowerCLEAN

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Presión de circulaciónProfundidad corregidaVelocidad de bombeoVolumen total de sólidos removidos Velocidad de retorno de sólidos

> Vigilancia rutinaria de la remoción de sólidos del pozo. El sistema de control de sólidos utiliza las señales acústicas para monitorear la cantidad de sóli-dos que se remueven del pozo. El dispositivo de medición es no invasivo y se fija a la línea de retorno proveniente del cabezal de producción del pozo(extremo superior izquierdo y derecho). Una interfase computarizada monitorea el dispositivo a lo largo de toda la operación. Los datos de salida (derecha)muestran la velocidad de retorno de sólidos en función del tiempo (rojo) y una estimación del total de sólidos removidos (negro). Los cambios inusualesproducidos en los datos alertan a los ingenieros acerca de la presencia de problemas potenciales durante la operación.

Otoño de 2005 11

llevar a la superficie una cantidad significativa desólidos.9 Posteriormente, un examen del registrode peso durante la operación indicó que la TF nose había posado en la arena sino que habíaalcanzado su límite de fricción por deslizamiento,o una condición que se conoce como atascamien-to helicoidal.

En noviembre de 2003, se reiteró el intentode limpieza con TF de mayor diámetro exterior(OD, por sus siglas en inglés). El especialista decampo a cargo de la operación con TF observóuna resistencia mayor que la normal al rein-gresar en el pozo, lo que indicó que había arenadistribuida a lo largo de todo el pozo. Se hizocontacto con un tapón de arena sólido justo porencima del extremo superior de la tubería de

revestimiento corta (liner), a 1,987 m [6,521 pies]de TFMD. Luego se bombearon 2.1 bbl/min[333.8 L/min] de fluido de limpieza a base dediesel por la tubería de producción, a la vez que setomaban bocados de relleno de 30.5 m [100 pies]antes de efectuar el barrido hasta el extremoinferior de la tubería de producción o cola de latubería de producción. A 2,270 m [7,449 pies], seperdieron los retornos y se extrajo la TFinmediatamente del pozo.

Mientras se extraía la TF en dirección a lasuperficie, el especialista de campo notó unimportante sobreesfuerzo de tracción de la TF, loque indicó que se estaban dejando algunossólidos a lo largo del pozo, que se deslizaban ensentido descendente por la tubería de produc-ción. No obstante, a medida que la herramientade limpieza por chorro se acercaba a la super-ficie, se recuperaban los retornos y los ingenierosobservaron que un volumen significativo dearena, humedecida con diesel gelificado, retor-naba a la superficie. Luego de este proceso delimpieza, el pozo se mantuvo en producción du-rante aproximadamente un mes antes de reite-rarse su arenamiento.

Los ingenieros de ConocoPhillips ySchlumberger planificaron una tercera opera-ción de limpieza, utilizando esta vez el sistemade limpieza integrado PowerCLEAN. Los módu-los de diseño de limpieza de pozos del programade diseño y evaluación de tubería flexibleCoilCADE permitieron a los ingenieros evaluardiversos fluidos de limpieza disponibles a nivellocal, incluyendo 2% de cloruro de potasio [KCl],diesel a base de goma welan y a base de gomaxantan, diesel gelificado y el sistema de gelPowerCLEAN. Debido a las bajas presiones defondo de pozo (BHP, por sus siglas en inglés),todas las opciones de fluidos requerían operacio-nes de levantamiento artificial por gas, utilizan-do gas natural o nitrógeno o ambos elementos.Dada la geometría ondulada de este pozo, sedesconocía la concentración exacta de relleno.8. Loveland MJ y Pedota J: “Case History: Efficient

Coiled-Tubing Sand Cleanout in a High-Angle Well Usinga Complete Integrated Cleaning System,” artículo de laSPE 94179, presentado en la Conferencia y Exhibiciónsobre Tubería Flexible de las SPE/ICoTA, The Woodlands,Texas, 12 al 13 de abril de 2005.

9. El término agua oleosa se refiere a un fluido a base deagua con aditivos destinados a reducir la caída de pre-sión por fricción. La expresión diesel oleoso se refiere aun fluido a base de aceite con aditivos reductores de lafricción.

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Desplazamiento horizontal, pies

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Sarta de tubería deproducción de 41⁄2 pulgadas

Tubería de revestimientocorta de 51⁄2 pulgadas ciega

Zapata de tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas a 6,767 pies

Tubería de revestimiento corta de 51⁄2 pulgadas disparada unión por medio

140 pies

2,300 pies

Empacador/colgador para tubería de revestimiento corta/arreglo de sello

> Una trayectoria de pozo dificultosa en Alaska. La naturaleza intensamente estratificada de las arenas con objeti-vos múltiples como una de las areniscas West Sak de la Unidad Kuparuk River, Alaska, condujo a ConocoPhillips aperforar el Pozo IC-172 con un agujero torcido e intensamente ondulado (extremo superior derecho). A 6,521 pies deprofundidad medida, (1,198 m [3,930 pies] de profundidad vertical verdadera), el pozo se abre a una tubería de reves-timiento corta pre-disparada de 51⁄2 pulgadas que llega hasta 3,648 m [11,970 pies]. La naturaleza ondulada del pozopermite un significativo desarrollo de la capa de sólidos y dificulta la limpieza.

Para comparar los volúmenes de fluido, losingenieros asumieron la ejecución de las opera-ciones de limpieza con incrementos de 152 m[500 pies], comenzando a 6,521 pies de profun-didad medida. Las simulaciones de las operacionesde limpieza con un solo barrido indicaron que lautilización del gel PowerCLEAN permitiría la ter-minación de las operaciones de limpieza en 6horas utilizando 159 m3 [1,000 bbl] de fluido y6,230 m3 [220,000 pies3] de nitrógeno. Los gelescon goma xantan requerirían aproximadamente 24horas, 826m3 [5,200 bbl] de fluido y 20,956 m3

[740,000 pies3] de nitrógeno, mientras que losfluidos con goma welan necesitarían 29 horas,5,200 bbl de fluido y 26,054 m3 [920,000 pies3] denitrógeno. En cuanto a los fluidos a base de diesel,las altas estimaciones de tiempo para una opera-

ción de limpieza con un solo barrido y los re-quisitos en términos de volúmenes de fluidoexcluyeron toda consideración ulterior.

Antes de alcanzar la tubería de revestimientocorta de producción, se eliminaron los hidratos degas y los múltiples puentes de arena presentes enla tubería de producción.10 El modelo del programaPowerCLEAN recomendaba un gasto de 4.6 bbl/min[731 L/min] con 25.5 m3/min [900 pies3/min]de nitrógeno a través de la boquilla optimizada.El modelo indicaba además que era posible unaoperación que implicara un solo barrido, con unavelocidad de penetración de 2.2 m/min [7.2pies/min] y bocados de 37.8 m [124 pies]. Cadabocado tendría que hacerse circular durante 14minutos antes de tomar el siguiente.

Durante la ejecución, se produjo un incre-mento inesperado de la presión en boca de pozo.Antes de arriesgarse a perder los retornos, losingenieros de ConocoPhillips y Schlumbergerreevaluaron el diseño de la operación y redujeronel gasto a 3 bbl/min. El diseño remodelado, basa-do en este nuevo gasto, limitó el flujo de nitrógenoa 22.6 m3/min [800 pies3/min], disminuyó la velo-cidad de penetración a 2.1 m/min [7 pies/min] yredujo el tamaño de los bocados a 36.6 m [120pies]. La reducción del gasto impidió la ejecuciónde una operación de limpieza con un solo barrido,de modo que los ingenieros volvieron a adoptar unproceso de barridos múltiples, llevando cadabarrido hasta el extremo superior de la tubería derevestimiento corta.

12 Oilfield Review

REINO UNIDOALEMANIA

DINAMARCA

Stavanger

Campo Valhall

Campo Hod

NORUEGA

Fracturamientohidráulico,

15%Tiempo noproductivo,

6%

Limpieza con apuntalante,35%

Demoras atribuiblesa las condiciones

climáticas, 16%

Demoras resultantesdel equipo deperforación y

otras demoras, 8%

Desmontaje finaldel equipo deperforación,

3%

Montaje inicial del equipo de perforación,

8%

Operaciones con tubería de

revestimiento corta, 9%

> Remoción de apuntalante en el Mar del Norte. En el Campo Valhall, centrado aproximadamente entre Noruega, Dinamarca, Alemania yel Reino Unido en el Mar del Norte (extremo inferior derecho), los ingenieros de BP pasan aproximadamente un tercio de su tiempo(extremo superior) concentrados en operaciones de limpieza de pozos posteriores a los tratamientos de estimulación.

Otoño de 2005 13

A lo largo de toda la operación, el ingeniero decampo de Schlumberger monitoreó la velocidadde remoción de sólidos por medio del sistema decontrol de sólidos, verificando la eficiencia deldiseño de la operación de limpieza y la capacidadde transporte de sólidos del sistema PowerCLEAN.A diferencia de los sistemas de limpieza con-vencionales previos, no se observaron cargas dearena pesadas durante la eliminación, mediantelimpieza por chorro, de los últimos 1,000 pies enla superficie. El muestreo manual periódico de losretornos de fluido permitió verificar la precisióndel sistema de control de sólidos automatizado.

Se bombeó un total de aproximadamente 477 m3

[3,000 bbl] de fluido PowerCLEAN y 42 m3

[11,120 gal] de nitrógeno, seguidos de unos 79 m3

[500 bbl] de diesel. El equipo de tratamiento defluidos en superficie tenía una capacidad deremoción de nitrógeno limitada, de manera queno fue posible volver a hacer circular el fluidoPowerCLEAN y se requirió un volumen de fluidomayor al esperado. Se espera que las mejoraslogradas en los métodos de desgasificaciónreduzcan significativamente los requerimientosde volumen de fluido PowerCLEAN en trabajosfuturos. Después de la limpieza, las fuerzas debajada de la TF previstas por el modeladoCoilCADE se ajustaron estrechamente a los valo-res medidos reales, lo que indicó que no quedabarelleno de arena en la tubería de revestimientocorta limpiada.

La experiencia adquirida trabajando conConocoPhillips en Alaska ayudó a los ingenierosde Schlumberger a ajustar los módulos delprograma PowerCLEAN para simular y planificaren forma más precisa la totalidad del proceso delimpieza del pozo. Los gastos iniciales posterioresa la operación registrados en este pozo fueron delorden de 1,000 bbl/d, estabilizándose posterior-mente en 79 m3/d [500 bbl/d] de petróleo. Elsistema de limpieza integrado resultó exitoso enun pozo con baja BHP, con terminación de grandiámetro interno y un agujero horizontal onduladoy largo. ConocoPhillips y Schlumberger proyectanseguir utilizando el sistema para ayudar a mejorarla eficiencia de los procesos de limpieza en otrospozos complejos de la Unidad Kuparuk River.

Mejoramiento de la eficiencia de la limpiezacon posterioridad a la estimulaciónA medida que los operadores desarrollan másyacimientos de baja permeabilidad, los tratamien-tos de estimulación por fracturamiento hidráulicode pozos altamente desviados o pozos horizontalestambién complejos se han convertido relativa-mente en práctica habitual. No obstante, después

de un tratamiento de fracturamiento, quedanatrás cantidades variables de apuntalante quedeben ser removidas antes de que comience laproducción (Nuevas fibras para tratamientos defracturamiento hidráulico, página 36).

Desde 1996, el fracturamiento hidráulico se haconvertido en el método de estimulación preferidoelegido por la compañía operadora BP, previa-mente Amoco, para el Campo Valhall situado en elárea marina de Noruega. En el Mar del Norte, elcosto de las operaciones que utilizan TF eselevado y a menudo se requiere una embarcaciónpara tratamientos de estimulación y un equipo demás de 20 especialistas en terminación de pozos yoperaciones. Dado que las operaciones delimpieza con apuntalante representan más del35% del tiempo de utilización de TF en el CampoValhall, el mejoramiento de la eficiencia de lasoperaciones de limpieza no sólo reduciría elcosto, sino que además permitiría volver a ponerel pozo en producción más rápido, generandoingresos incrementales por producciónanticipada (página anterior).11

Durante el año 2004, los ingenieros de BP ySchlumberger construyeron una base de datos ydocumentaron los procesos de limpieza con TFutilizados durante 29 carreras en cuatro termi-naciones. Cada uno de los pasos del proceso delimpieza se cotejó frente a 24 parámetros entrelos que se encontraban las propiedades de losapuntalantes, la profundidad inicial, la velocidady las velocidades de penetración, las profun-didades de alcance del barrido, la velocidad decirculación, el tiempo en el fondo del pozo, lavelocidad de extracción de las herramientas(POOH, por sus siglas en inglés) y el tiempoinsumido en cada paso. De estos parámetros, losingenieros se centraron en la optimización deltiempo efectivo total (TET, por sus siglas eninglés), definido como la suma del tiempo depenetración, el tiempo de circulación de los es-combros del fondo del pozo y el tiempo de lavadodesde el fondo hasta la superficie.

Utilizando los módulos del programaPowerCLEAN, los ingenieros analizaron lasoperaciones de limpieza previas e identificaronlas oportunidades de mejoramiento de laeficiencia. De particular interés resultó el hechode que el apuntalante para fracturamiento resi-dual aparecía en el pozo con patrones de distri-bución variables, lo que requería que cada unode los elementos de diseño tuviera que opti-mizarse para cada sección de pozo específica.

Como parte del proceso de optimización, losingenieros verificaron que un simple fluido delimpieza a base de agua de mar, que ya se

utilizaba, proporcionaba suficiente capacidad detransporte para los procesos de limpieza en unasola carrera. El análisis, modelado y estimulaciónulteriores, llevados a cabo con los módulos delprograma PowerCLEAN, ayudaron a estimar lavelocidad máxima para la TF a la hora depenetrar el relleno o de comenzar el proceso deremoción del relleno. Los parámetros específi-cos, tales como la determinación de si los sólidosformaban una capa en el lado bajo de un pozo yel largo más eficaz de los bocados de rellenotomados, ayudaron a determinar la selección delas boquillas, los gastos y los requisitos reológicosde los fluidos.

El nuevo diseño y las recomendacionesayudaron a los ingenieros a optimizar la velo-cidad de circulación y a seleccionar las boquillasadecuadas para cada aplicación. Además,permitieron determinar los requisitos reológicosde los fluidos de limpieza, calcular las veloci-dades de operación y los incrementos de losbocados, así como minimizar o eliminar el tiem-po insumido en el fondo del pozo haciendocircular los escombros del fondo. Durante el ba-rrido del relleno fuera del pozo, se obtuvieronvelocidades de hasta 20 m/min [66 pies/min] enlas secciones correspondientes a la tubería derevestimiento corta y a la tubería de producción.

Para BP, el proyecto de optimización de lasoperaciones de limpieza con apuntalante delCampo Valhall alcanzó sus objetivos mediante elmejoramiento de la eficiencia operacional y laconfiabilidad y la reducción del riesgo de atasca-miento de las tuberías. Se utilizó el sistema de

10. Un hidrato de gas es una estructura cristalina sólidacompuesta por moléculas de agua y de gas que confor-man una configuración similar al hielo. Las moléculas deagua forman una estructura reticulada en la que se pue-den acomodar diversos tipos de moléculas de gas. Lamayoría de los gases, salvo el hidrógeno y el helio, pue-den formar hidratos.

11. Zhou W, Amaravadi S y Roedsjoe M: “Valhall Field CoiledTubing Post-Frac Proppant Cleanout Process Optimization,” artículo de la SPE 94131, presentado en laConferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible de lasSPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 12 al 13 de abril de2005.

limpieza integrado PowerCLEAN en un total de22 carreras, en tres terminaciones. El tiempoTET promedio se redujo de 17.6 h/carrera a unnuevo promedio de 11.1 h/carrera (arriba). Unahorro de 6.5 h/carrera representa una reduc-ción del 37.2% en el tiempo de limpieza efectivopromedio e indica una mejora significativa de laeficiencia del desempeño.

Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en campos maduros Ubicado a aproximadamente 170 km [105.6 millas]al nordeste de Kemaman, Terengganu, en el áreamarina de Malasia, en el Mar del Sur de China, elCampo Dulang entró en producción a principiosde la década de 1980. Operado por PETRONAS,este campo petrolero comprende cuatro platafor-mas cada una de las cuales consta de 15 a 22 pozos.Como ocurre en muchos campos que se encuen-tran en proceso de maduración, mantener el gastode producción en el Campo Dulang constituye unatarea ardua.

Si bien los pozos de petróleo y gas del CampoDulang experimentan problemas de acumulaciónde ceras, incrustaciones y alto corte de agua, laproducción de arena sigue siendo la causafundamental de la declinación de la producción.

En el año 2004, se cerraron como mínimo ochopozos debido a la presencia de relleno de arena,mientras que la producción declinó lentamenteen muchos otros. Los pozos del Campo Dulang amenudo requieren operaciones de intervención,cada tres a seis meses, por problemas de pro-ducción de arena. Para PETRONAS, la velocidady eficiencia de las operaciones de limpieza depozos afectan directamente la producción delcampo, los ingresos económicos y el retorno de lainversión.

Las tuberías de revestimiento de gran diá-metro, los pozos altamente desviados, la elevadatemperatura del pozo, la baja presión del yaci-miento y el espacio limitado disponible en el pisode las plataformas de producción constituían undesafío para la eficiencia de las operaciones delimpieza de pozos. A comienzos del año 2004, losingenieros de PETRONAS y Schlumberger evalua-ron ocho pozos para eliminar las acumulacionesde arena y ceras presentes utilizando el sistemaintegrado PowerCLEAN (próxima página). Me-diante el empleo del módulo de limpieza de pozosdel programa CoilCADE, los ingenieros desa-rrollaron soluciones de tratamiento únicas paracada uno de los ocho pozos. Los fluidos de limpiezavariaban entre gel y agua, y una combinación de

agua de mar nitrificada y solvente parafínico yestaban diseñados para adaptarse a las condicio-nes y configuraciones de pozo específicas.

Para restituir y mejorar potencialmente laproducción de petróleo, los ingenieros necesi-taban eliminar la arena y los escombros de lospozos permitiendo así la bajada de las herra-mientas de evaluación de yacimientos con línea deacero. De este modo, cada pozo pudo ser evaluado,estimulado si resultaba necesario y puestonuevamente en producción en un lapso de tiempomínimo.

La mayoría de los pozos del campo eransimilares, con desviaciones de aproximadamente63 grados y temperaturas de fondo de pozo (BHT,por sus siglas en inglés) que oscilaban entre 82 y121°C [180 y 250°F]. Dependiendo de los requi-sitos de diseño, los ingenieros optimizaron elcosto de los fluidos en varios pozos mediante laselección de dos sistemas de fluidos de limpiezadiferentes, un fluido a base de HEC para lalimpieza de la tubería de producción y el sistemade fluido PowerCLEAN para remover la arena delespacio anular más grande y más difícil delimpiar existente entre la tubería de produccióny la tubería de revestimiento.

14 Oilfield Review

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Promedio = 17.6 h/carreraPromedio = 11.1 h/carrera

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po d

e lim

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Tiempos de limpieza de pozos con apuntalante en el Campo Valhall

4321 A B C

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27Carreras

Terminaciones

29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55

> Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza. La evaluación de las operaciones delimpieza con TF en cuatro terminaciones (1, 2, 3 y 4) del Campo Valhall (azul) indicó que el tiempo deejecución promedio era de 17.6 horas. Después de aplicar el sistema integrado PowerCLEAN, los inge-nieros redujeron el tiempo promedio en tres terminaciones (A, B y C) a 11.1 horas por carrera (verde),generando un significativo ahorro de tiempo y costos para BP, a la vez que los pozos eran puestosnuevamente en producción con mayor rapidez.

Otoño de 2005 15

Con excepción del Pozo C-22L, todas lasoperaciones de limpieza se ejecutaron en un solopaso. Cada tratamiento se evaluó con línea deacero para confirmar la efectividad de la remo-ción de la arena. En varios pozos, los ingenierosmodificaron el diseño optando por fluidos a basede espuma nitrificada para compensar la pérdidade circulación y las fugas de la tubería determinación.

El diseño integrado de las operaciones me-joró la eficiencia y redujo el tiempo en el pozomediante la optimización de las velocidades debombeo, la definición de las secuencias de tomade bocados de arena, la selección adecuada delas boquillas para la movilización y suspensión dela arena y la estimación precisa del consumo dequímicos. La producción fue restituida en sietede los ocho pozos inmediatamente después deltratamiento, mientras que el pozo restante fuepuesto nuevamente en producción luego de untratamiento de estimulación ácida.

En promedio, el procedimiento de limpieza depozos utilizando los sistemas integradosPowerCLEAN redujo el tiempo en el pozo en un75%. El tiempo promedio insumido por laoperación se redujo de dos días a aproximada-mente medio día por tratamiento. El operador

ahorró tiempo, mejoró el retorno de la inversión yvolvió a poner los pozos en producción mucho másrápido, logrando obtener hasta 143 m3 [900 bbl]de petróleo incremental por día.

Eficiencia del procesoLa eficiencia es esencial en la optimización de laproducción proveniente de campos petroleros enproceso de maduración y yacimientos que resultandifíciles de producir. A través de la comprensiónde las interrelaciones y las sinergias potencialesde los elementos del proceso, emergen nuevastecnologías que ayudan a los operadores a volvera poner en producción los pozos en menostiempo. Al reducirse el tiempo no productivo, sereducen también los costos y se incrementa elrendimiento del campo.

La comprensión de los elementos clave delproceso no siempre es directa y a menudo requierelos conocimientos de especialistas de diversasdisciplinas. Por ejemplo, los químicos general-mente elaboran fluidos de limpieza, mientras quelos ingenieros mecánicos y los especialistas enmecánica de fluidos desarrollan la tecnología delas boquillas; el sistema de limpieza de pozosintegrado PowerCLEAN es un ejemplo de este tipode colaboración multidisciplinaria.

Los ingenieros poseen las herramientas y elsoporte computacional para modelar y ejecutarrápidamente iteraciones múltiples y optimizar eldesempeño de los sistemas de limpieza para lamayoría de las condiciones y requisitos de lospozos. La integración exitosa de los procesos delimpieza de pozos está ayudando a muchosoperadores a mantener el petróleo fluyendo desus campos. Este conocimiento básico de losprocesos interdependientes mostrará el caminopara la implementación de muchas más mejorasen la eficiencia de los sistemas de exploración yproducción. —DW

>Mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de limpieza en un campo maduro. En el Mar del Sur de China, PETRONAS ha operado el Campo Dulangdurante más de 25 años. La desviación promedio de los pozos es de 65 grados, lo que dificulta las operaciones de limpieza. Ocho pozos con trayectorias si-milares a la del Pozo C-18L (derecha) fueron evaluados como candidatos para mejorar la eficiencia utilizando el sistema integrado PowerCLEAN (izquierda).

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Este, pies0

Número Pozo Tratamiento Profundidaden el tope

del relleno,pies

Desviación,grados

Númerode carreras

Tubería deproducción,

pulgadas

Tubería derevestimiento,

pulgadas

1

2

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4

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6

7

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B-22L

B-11L

B-16

C-22L

C-9L

C-17S

C-18L

D09L

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de cera

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de arena

Eliminación de arena

2,986

6,108

N/A

3,035

4,954

7,888

6,677

6,309

71

60

80

75

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63

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2

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1

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9 5⁄8

Trayectoria del Pozo C-18L

16 Oilfield Review

Espectroscopía: La clave para la obtención derespuestas petrofísicas rápidas y confiables

Dan BarsonRod ChristensenOILEXCO IncorporatedCalgary, Alberta, Canadá

Eric DecosterCaracas, Venezuela

Jim GrauMichael HerronSusan HerronRidgefield, Connecticut, EUA

Udit Kumar GuruEl Cairo, Egipto

Martín JordánPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)Barinas, Venezuela

Thomas M. MaherApache Egypt CompaniesEl Cairo, Egipto

Erik RylanderClamart, Francia

Jim WhiteAberdeen, Escocia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Bill Batzer y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut,EUA; Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Martin Isaacs,Sugar Land, Texas, EUA; Daniel Valois, Barinas, Venezuela;y Richard Woodhouse, consultor, Surrey, Inglaterra.DecisionXpress, ECS (herramienta de Espectroscopía deCaptura Elemental), ELANPlus, GLOBAL, GLT (herramientade Adquisición de Registros Geoquímicos), Litho-Density,MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),Platform Express, RST (herramienta de Control de Saturacióndel Yacimiento) y SpectroLith son marcas de Schlumberger.

Las decisiones relacionadas con las operaciones de terminación de pozos requieren

interpretaciones de registros rápidas, objetivas y confiables. Un método nuevo, casi

automático, de procesamiento de los datos provenientes de las herramientas de

espectroscopía modernas y de adquisición de registros convencionales, provee esa

información rápidamente a los operadores. Un análisis extensivo de la relación exis-

tente entre las propiedades de las rocas y las concentraciones elementales en las

muestras de núcleos proporcionó un fundamento confiable para este nuevo servicio.

Las interpretaciones petrofísicas, que compren-den como mínimo la determinación de laporosidad y la saturación de agua, son esencialespara la toma de decisiones relacionadas con laadquisición de datos de presión, la recolecciónde muestras de fluidos y las operaciones de entu-bación y terminación de pozos. En consecuencia,las respuestas confiables en tiempo real o a laspocas horas de haber adquirido los registrosresultan de suma importancia para los operado-res. Si bien los estudios de caracterización deyacimientos implican más datos y más tiempopara ajustar la interpretación en relación con unyacimiento en particular, el tiempo y los datossiempre son escasos. Incluso para estos estudiosde mayor magnitud, una evaluación rápida yconfiable resulta de utilidad como punto de par-tida y como resumen oportuno de los registros.

Los intentos realizados en el pasado paraproveer un paquete de interpretación generali-zado se vieron acosados por la necesidad dedefinir en forma manual numerosos parámetrosy zonas de las formaciones. En condiciones idea-les, estos parámetros son seleccionados por unintérprete calificado o mediante referencia auna base de datos local establecida para el yaci-miento o la formación. Lamentablemente, esprobable que ninguna de estas opciones seencuentre disponible en el momento requerido.Un enfoque alternativo consiste en determinarvarios de estos parámetros en forma automática.

Ahora, los registros de concentraciones e-lementales y el procesamiento litológicoSpectrolith de los datos adquiridos por las herra-mientas de espectroscopía de rayos gammainducidos por neutrones posibilitan la estima-

ción de todos los parámetros de la matriz enforma automática, con un nivel de precisióncomo mínimo equivalente al de las lentas técni-cas convencionales. El número de parámetros sereduce asombrosamente, limitándose en el casoóptimo a uno solo: la resistividad del agua de for-mación, Rw. Al mismo tiempo, los modelos deconductividad y permeabilidad científicamentemás rigurosos mejoran la confiabilidad de losresultados.

La combinación de estas técnicas, conocidacomo sistema de evaluación petrofísicaDecisionXpress, ha sido aplicada con éxito enuna gran variedad de yacimientos siliciclásticos.Por el momento, este sistema no es aplicable alos yacimientos carbonatados, fundamentalmen-te debido a la falta de buenos modelos científicosy a la dificultad de distinguir la calcita de la dolo-mía en presencia de gas. Este artículo explica lasbases de los algoritmos que permiten que el sis-tema DecisionXpress sea rápido, preciso y con-fiable, y muestra ejemplos tomados de distintosambientes tales como Egipto, Venezuela y el Mardel Norte. No obstante, primero conviene consi-derar las limitaciones de las técnicas convencio-nales.

El problema de la evaluación de registrosGran parte de la evaluación de registros de pozosimplica la ejecución del análisis volumétrico. Si seconocen la porosidad y la saturación de fluidos, ladeterminación de los volúmenes de fluidos es sen-cilla. La permeabilidad de la matriz no puede esti-marse directamente a través de mediciones está-ticas derivadas de los registros; sin embargo,puede estimarse a partir de los volúmenes de flui-

Otoño de 2005 17

dos y minerales. La dificultad con el análisis volu-métrico reside en el hecho de que existen muchasmás incógnitas que mediciones. Además de gas,petróleo y agua—que pueden variar significa-tivamente en lo que respecta a composición, den-sidad y abundancia relativa desde el tope hasta labase de una columna de hidrocarburos—existenmuchos componentes minerales posibles. El ana-lista de registros también debe conocer la movili-dad del fluido, por ejemplo si el agua presente enla formación es agua irreducible o agua de pro-ducción libre.1

Los conjuntos de registros modernos puedenproveer cientos de mediciones pero estas medi-ciones no son todas independientes. Porejemplo, muchas mediciones responden intensa-mente a la porosidad pero ninguna identifica elvolumen de petróleo en forma única. Frente aeste desafío, el intérprete de registros está obli-gado a trabajar con modelos que reduzcan elnúmero de incógnitas a una cantidad que se ade-cue a las mediciones disponibles. Por ejemplo, sise sabe que un yacimiento corresponde a unaarenisca que contiene petróleo, el intérpretepuede excluir la anhidrita y el gas del modelo. Elintérprete debe elegir el modelo, de manera que

la intervención humana se requiere desde elprincipio. Si bien esta elección puede resultarsencilla para un yacimiento correctamente desa-rrollado, es probable que resulte dificultosa enun pozo de exploración o de evaluación, o cuandoel conjunto de mediciones cambia con respecto alas mediciones obtenidas en los pozos vecinosque fueron utilizados para establecer el modelo.

Los modelos contienen parámetros queexpresan la respuesta de las mediciones a suscomponentes. Algunos parámetros están defini-dos con precisión, por ejemplo la densidad de lacalcita. Ciertas respuestas varían considerable-mente, tal es el caso de la respuesta del registrode rayos gamma a la lutita. En estas circunstan-cias, los programas de interpretación deregistros adoptan diferentes enfoques. Los quehacen hincapié en la facilidad y velocidad de usoemplean modelos simples y permiten que elintérprete establezca sólo algunos de los pará-metros más variables. Aquellos que ponenénfasis en la exactitud ofrecen modelos comple-jos y permiten que la mayoría de los parámetrospuedan ser modificados por el usuario (véase“Revisión de los métodos de interpretación deregistros,” próxima página).

Cualquiera sea el enfoque, los parámetrosmás difíciles de seleccionar son invariablementelos de los minerales de arcilla. El tipo, volumen ydistribución de la arcilla afectan considerable-mente la determinación de la porosidad a partirde los registros de porosidad, tales como losregistros de neutrón, densidad y sónico, y ladeterminación de la saturación de agua a partirde los registros de resistividad. En la interpreta-ción de registros convencional, basada en unconjunto de registros triple combo—resistivi-dad, porosidad–densidad, porosidad–neutrón,rayos gamma y potencial espontáneo—el volu-men de la arcilla se determina básicamente apartir de la respuesta del registro de rayosgamma y de las mediciones obtenidas de losregistros de densidad y de neutrón. La subjetivi-dad de la interpretación de los registros de rayos

1. La saturación de agua irreducible es el valor de satura-ción de agua más bajo, Swirr, que puede obtenerse enuna muestra de pequeño diámetro a través del desplaza-miento del agua con petróleo o gas. A este estado sellega normalmente haciendo circular petróleo o gas através de una muestra saturada de agua o haciéndolagirar en un centrifugador con el fin de desplazar el aguacon petróleo o gas.

(continúa en la página 20)

18 Oilfield Review

Las técnicas de interpretación de registroshan evolucionado pasando de las solucioneslineales de ecuaciones simples de la décadade 1940 a las inversiones matemáticas y lasredes neuronales disponibles actualmente(derecha).1 Este desarrollo fue impulsado nosólo por las mejoras logradas en la tecnologíacomputacional sino también por el númerocreciente de mediciones de registros de pozosy el mayor conocimiento de las respuestas delos registros. Los objetivos principales de losintérpretes de registros—determinar la poro-sidad, la saturación de agua y la permeabili-dad—siguen siendo los mismos. Lo que hacambiado es nuestra capacidad para calcularestas cantidades en forma más rápida y con-fiable, en un rango más amplio de formacio-nes, y nuestra habilidad para computar otrosdatos de salida tales como la saturación deagua irreducible y la mineralogía.

El fundamento de la interpretación cuanti-tativa de registros es el conjunto de relacio-nes introducidas por G. E. Archie en el año1941.2 En esos primeros tiempos, la interpre-tación era un proceso secuencial—primero sedeterminaba la porosidad a partir de un regis-tro sónico, de densidad o de neutrón, y luegose hallaba la saturación de agua utilizando elregistro de resistividad. Este proceso se lleva-ba a cabo utilizando diagramas y nomogramasque se volvían cada vez más complicados amedida que se disponía de más registros deporosidad y en tanto se reconocían y cuantifi-caban los efectos de la arcilla y de los fluidosde la zona invadida. La interpretación deregistros dejó de ser un proceso secuencialsimple para convertirse en un proceso connumerosas opciones e iteraciones.

Tales iteraciones no representaban un pro-blema para las calculadoras y computadorasque se estaban introduciendo por ese enton-ces. Para fines de la década de 1960, complejosprogramas tales como el sistema SARABAND,podían utilizar todas las mediciones de regis-tros existentes, estimar el volumen de arcilla apartir de una variedad de fuentes y calcularlas saturaciones de fluidos tanto en la zonainvadida como en la zona no invadida.3

Estos programas operaban en forma secuen-cial; por ejemplo, estimando primero el volu-men de arcilla, luego la porosidad y por últi-mo la saturación de agua. Sin embargo, serequerían extensivas iteraciones para refinarla respuesta. Los programas se diseñabanespecíficamente para determinados tipos de

formaciones, por ejemplo areniscas arcillosas,y para determinadas mediciones de registrosy ecuaciones de respuesta. No obstante, lacomplejidad de la lógica hizo que el agregadoposterior de una medición o de una idea deinterpretación nueva resultara cada vez másdificultoso.

Revisión de los métodos de interpretación de registros

> Desarrollo de los métodos de interpretación para herramientas de adquisición de registrosmúltiples desde la década de 1940. No se muestra la interpretación para una sola herramientade adquisición de registros.

Métodos Secuenciales o Determinísticos

Lógica compleja con enlacesiterativosFlexibilidad limitada del modelo

Parámetros explícitos:pocos o muchos

Pocos parámetros

Modelos simplesParámetros escasoso inexistentes

Métodos Simultáneos o Estadísticos

Inversión restringida a través de la minimización de la incertidumbreMayor flexibilidad en el modelo

Usualmente numerososparámetros explícitos

Déca

da d

e 19

40 a

déca

da d

e 19

50Dé

cada

de

1960

a

déca

da d

e 19

70Dé

cada

de

1980

a

déca

da d

e 19

90Dé

cada

de

1990

adé

cada

de

2000

Mínima cantidadde parámetros

Diagramas y NomogramasEnfoque gradual, proceso manualModelos simples

TransparenciasCurvas presentadas en escalasseleccionadas y leídas conreglas transparentes

Red NeuronalDatos de entrada mapeados paragenerar conjuntos de datos de sa-lida en base a datos de entrena-miento . Modelo implícito (datos de entrada, datos de salida)

Sistema DecisionXpressDeterminación casi automática dela litología y, en consecuencia,otros datos de salida

Modelo implícitoMínima cantidadde parámetros

Otoño de 2005 19

A fines de la década de 1970, se introdujo laidea de tratar la interpretación de registroscomo un problema de inversión matemática.4

Cada medición posee una ecuación de respues-ta que puede ser expresada como un conjuntode volúmenes de formación desconocidos, cadauno de los cuales es multiplicado por un pará-metro. Cuando existen como mínimo tantasecuaciones como volúmenes desconocidos,éstos últimos pueden hallarse mediante méto-dos de inversión comunes. La solución puedeser restringida; por ejemplo, no permitiendoque la porosidad exceda un valor específico, ya cada ecuación de respuesta se le puede asig-nar un peso diferente. De esta manera, sesimulaba la lógica de los programas secuencia-les pero no era necesario rescribir el programade computación para adicionar o sustraer unamedición o un modelo.

En la década de 1980, se desarrollaron aúnmás los métodos de inversión y se redujo eltiempo computacional insumido en los mismospara permitir correr diferentes modelos enforma simultánea.5 De este modo era posibleseleccionar el modelo más adecuado paracada intervalo ya fuera en forma manual o uti-lizando algún criterio automático.

Cualquiera sea el método seleccionado, lastareas principales de la interpretación asistidapor computadoras siguen siendo las mismas.En primer lugar, los registros de entrada nece-sitan ser editados, ajustados en profundidad ycorregidos por efectos ambientales. Estastareas se encaran cada vez con más frecuen-cia durante la etapa de adquisición pero aúnconstituyen un problema en condiciones difi-cultosas, tales como pozos que presentanderrumbes. En segundo lugar, se deben elegirlos parámetros y, cuando se dispone de laopción, el modelo de formación. Por último, espreciso controlar los resultados para verificarsu calidad y modificar los parámetros o elmodelo hasta que la interpretación resultesatisfactoria.

La selección de parámetros siempre ha sidoun tema clave en la interpretación de registros.La selección manual de parámetros consiste en

seleccionar valores a partir de mediciones(como las propiedades del revoque de filtra-ción), registros, gráficas de interrelación o his-togramas; por ejemplo, a través de la búsquedade la resistividad aparente del agua en unazona de agua. Desafortunadamente, no existeninguna certeza de que un intervalo sea acuífe-ro; ésta es en sí una interpretación. Por lotanto, la selección manual de parámetros sueleser una cuestión de apreciación subjetiva.

La mayoría de los métodos de selecciónautomática de parámetros implementan lalógica que subyace a los métodos manuales,con las mismas limitaciones. En ciertos casos,los parámetros pueden ser determinados pormétodos de inversión haciendo uso del hechode que los parámetros son constantes a lolargo de un intervalo. Finalmente, los paráme-tros pueden escogerse de bases de datos espe-cíficas de un yacimiento, formación, área geo-gráfica o ambiente geológico en particular.Estas bases de datos varían desde tablas deRw simples hasta conjuntos de procedimien-tos y las experiencias de los especialistas.

El control de calidad es aún más subjetivoque la selección de parámetros. Los registrosreconstruidos—los computados a partir de lasolución y los parámetros y el modelo utiliza-dos—muestran si la solución respeta losregistros de entrada pero no indican si losparámetros o el modelo son correctos. En lapráctica, la calidad del resultado depende delcriterio del intérprete y de la comparacióncon otros datos, tales como el análisis denúcleos, las pruebas de pozos y los resultadosde producción. Los intérpretes experimenta-

dos no utilizan programas de computaciónpara hallar la solución sino para implementary refinar las ideas que extraen a partir del es-tudio de los registros sin procesar. No obstan-te, esta experiencia no tiene que ser general yrequerir mucho tiempo para su desarrollo;puede obtenerse rápidamente en yacimientoso en áreas específicas.

Las técnicas más recientes minimizan elproblema de la selección de parámetros. Lasredes neuronales artificiales se entrenan paraconvertir los registros en resultados en lospozos en los que los resultados ya se conocen;hallando internamente y en forma efectiva lastransformadas y parámetros necesarios parael modelo y los pozos específicos en cuestión.Una vez entrenadas, las redes pueden aplicar-se casi automáticamente en otros pozos en losque rige el mismo modelo. Si bien las redesneuronales son más comúnmente utilizadaspara clasificaciones litológicas y para loscasos en los que las transformadas explícitasno son muy conocidas, por ejemplo la estima-ción de la permeabilidad y los conjuntos deregistros reducidos, también se aplican alanálisis volumétrico.

Por último, el sistema DecisionXpress utilizamediciones nuevas que permiten determinaren forma casi automática la totalidad o partede las propiedades petrofísicas. Sin embargo,es improbable que desplace a otros métodos deestudios detallados que requieren altos nivelesde precisión y flexibilidad. Dicho sistema, sinembargo, debería proporcionar un mejora-miento significativo en lo que respecta a latoma de decisiones iniciales rápidas. —JS

1. Para una revisión detallada, consulte: Marett G y Kimminau S: “Logs, Charts, and Computers: The Historyof Log Interpretation Modeling,” The Log Analyst 31, no6 (Noviembre–Diciembre de 1990): 335–354.

2. Archie GE: “The Electrical Resistivity Log as an Aid inDetermining Some Reservoir Characteristics,” Transcripciones del Instituto Americano de IngenierosMineros y Metalúrgicos, 146. Nueva York: InstitutoAmericano de Ingenieros Mineros y Metalúrgicos(1941): 54–62.

3. Introducido por Schlumberger en el año 1970, el sis-tema SARABAND fue el primer análisis de yacimientosasistido por computadoras. Para más información,consulte: Poupon et al, referencia 2, texto principal.

4. Mayer C y Sibbit A: “GLOBAL, a New Approach toComputer-Processed Log Interpretation,” artículo de laSPE 9341, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 21 al 24 de septiembrede 1980.

5. Quirein J, Kimminau S, LaVigne J, Singer J y Wendel F: “A Coherent Framework for Developing and ApplyingMultiple Formation Evaluation Models,” Transcripcio-nes del 27o Simposio Anual sobre Adquisición deRegistros de la SPWLA, Houston, 9 al 13 de junio de1986, artículo DD.

gamma es ampliamente conocida y puede ilus-trarse con cualquier ejemplo de registro (abajo).

Se han utilizado varias técnicas para mejorarla estimación del volumen de arcilla. Algunosprogramas de interpretación utilizan el mínimode los volúmenes de arcilla estimados por dife-rentes métodos, en base al razonamiento de quelos errores de cada método siempre producenuna sobrestimación.2 Este enfoque permite mini-

mizar los errores gruesos pero no elimina lanecesidad de contar con selecciones de paráme-tros exactas. En otros casos, la elección demodelos y parámetros a menudo se facilita a tra-vés de la utilización de una base de datos deconocimientos de un yacimiento, área local otipo de ambiente geológico en particular, parareducir considerablemente las opciones y mi-nimizar la necesidad de intervención humana.

No obstante, es probable que no se disponga deeste tipo de bases de datos hasta después dehaber desarrollado un área.

Una solución explícita En los últimos 20 años, las nuevas medicionesobtenidas de los registros han mejorado lainterpretación. Estas mejoras pueden dividirseen dos tipos; las que se concentran en unamejor definición de los fluidos y las enfocadasen una mejor definición de los sólidos.

La definición directa de los fluidos ha mejo-rado sustancialmente gracias a los desarrolloslogrados en las herramientas de adquisición deregistros de resonancia magnética nuclear(RMN). Dado que las principales propiedades deinterés—porosidad, saturación y permeabili-dad—se relacionan con los fluidos, la técnicaRMN parecería ser la mejor opción. Sin em-bargo, existen limitaciones, particularmente conlas interpretaciones de los valores de saturaciónporque las mediciones se obtienen en la zonainvadida, cerca del pozo, y porque las señalesindicadoras de la presencia de petróleo y agua,provenientes de la herramienta de RMN, a vecesno están claramente separadas.

La otra opción consiste en definir los volúme-nes de sólidos y luego aplicar las ecuacionesconocidas para determinar las propiedades prin-cipales de los yacimientos a partir de otrasmediciones. Por ejemplo, la porosidad puededeterminarse con precisión a partir del registrode densidad si se conoce la densidad de la matriz.La saturación de agua puede estimarse a partirde la resistividad si se conocen la conductividad yla distribución de la arcilla.

El sistema DecisionXpress responde a estasegunda opción.3 Su solución se basa en la medi-ción de la concentración de algunos de los ele-mentos presentes en las rocas y en la posteriorestimación de las principales propiedades de lamatriz a partir de estas concentraciones. La me-dición de las concentraciones elementales no esnueva: los elementos químicos han sido detecta-dos con herramientas de adquisición de registrosde espectroscopía de neutrones pulsados desdefines de la década de 1970 y las concentracionesse obtenían específicamente para la evaluaciónde formaciones derivada de registros obtenidosen agujero descubierto, utilizando la herramien-ta de Adquisición de Registros Geoquímicos GLTa mediados de la década de 1980.4 Desafortuna-damente, la utilización del sistema GLT no segeneralizó por varios motivos: la sarta de la he-rramienta GLT era larga; las operaciones eranlentas y en consecuencia costosas; la herra-mienta no era combinable, y la interpretaciónresultaba compleja. La sonda de Espectroscopía

20 Oilfield Review

MD, piesRayos gamma

0 °API 200

-430 -350mV

6 16Pulgadas

Tamaño de la barrena6 16Pulgadas

Calibre

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

0.2 ohm,m 2,000

1.95 g/cm3 2.95

45 % -15

0 10

6,250

Potencial espontáneo

6,0000 lbfResistividad de la

formación verdadera

Resistividad de lazona invadida

6,300

Lutita

???

???

-10 90Grados

Desviación del pozo

Revoque de filtración

Derrumbes

Resistividad aparente 5

Resistividad aparente 4

Resistividad aparente 3

Resistividad aparente 2

Resistividad aparente 1

Resistividad de laformación invadida

Densidad dela formación

Porosidadtermal/neutrónica

Factor fotoeléctrico

Tensióndel cable

> Registro de una secuencia siliciclástica que ilustra algunasde las dificultades de la interpretación de los registros de rayosgamma. El registro de rayos gamma, la separación entre las cur-vas de neutrón y densidad, y la resistividad indican claramentela presencia de lutita por encima de 1,904 m [6,246 pies] de pro-fundidad medida (MD, por sus siglas en inglés). No obstante, a1,909 m [6,296 pies] y por debajo de 1,935 m [6,348 pies] de pro-fundidad, el registro de rayos gamma indica la presencia delutita, pero los otros registros no. Además, la lectura mínima delregistro de rayos gamma, de 30 °API, puede indicar o no lapresencia de cuarzo puro libre de arcilla.

Parámetros seleccionadospor el usuario:

Permeabilidad, k

LitologíaSpectroLith

Propiedades de la matriz derivadas de los registros

de densidad–neutrón

Capacidad deintercambio catiónico

de la arcilla

Interruptores para ladeterminación de los niveles

de anhidrita y feldespatos

Salinidad del aguade formación

Volúmenesde yacimientos

Permeabilidadesrelativas y corte

de agua

Saturación deagua irreducible

Valores límite para laspermeabilidades y el

corte de agua

Efecto de la arcillasobre la conductividad, Qv

Registros dedensidad–neutróny de resistividad

Registros deconcentraciones elementales

(Si, Ca, Fe, Gd, Ti)

Porosidad total, Tφ

Porosidad total, Tφ

Saturación de agua, Sw

> Diagrama de flujo y parámetros seleccionados por el usuario en el procesamiento DecisionXpress. Los rectángulos azules representan los datos de en-trada, los rectángulos verdes representan los datos de salida y los amarillos indican los cómputos intermedios. La naturaleza directa del proceso contribuyea su robustez.

Otoño de 2005 21

de Captura Elemental ECS es corta; fácil de usar yrápida de operar; y mide suficientes elementoscomo para evaluar la litología (izquierda).

En cada nivel de profundidad, el procesa-miento fluye en forma lineal, comenzando con elcómputo de la litología, incluyendo el volumende arcilla, y continuando por la densidad de losgranos, la porosidad, la permeabilidad y las satu-raciones (abajo). El cómputo entero puede ser

2. Poupon A, Clavier C, Dumanoir J, Gaymard R y Misk A:“Log Analysis of Sand-Shale Sequences—A SystematicApproach,” Journal of Petroleum Technology 22, no. 7(Julio de 1970): 867–881.

3. Herron MM, Herron SL, Grau JA, Seleznev NV, Phillips J, El Sherif A, Farag S, Horkowitz JP, Neville TJ y Hsu K: “Real-Time Petrophysical Analysis in Siliciclastics from theIntegration of Spectroscopy and Triple-Combo Logging,”artículo de la SPE 77631, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

4. Hertzog R, Colson L, Seeman O, O’Brien M, Scott H, McKeonD, Wraight P, Grau J, Ellis D, Schweitzer J y Herron M:“Geochemical Logging with Spectroscopy Tools,” SPE Formation Evaluation 4, no. 2 (Junio de 1989): 153–162.

< Herramientas de adquisición de registros deespectroscopía para la determinación de la lito-logía. Cada herramienta posee como mínimo unafuente que emite neutrones de alta energía en laformación y un detector que mide los rayosgamma emitidos por las reacciones de los neu-trones con los elementos de la formación. La pri-mitiva herramienta de Adquisición de RegistrosGeoquímicos GLT también incorporaba medicio-nes de rayos gamma espectrales naturales ymediciones de la activación del aluminio; eralarga y lenta para registrar y no resultaba combi-nable con las herramientas de adquisición de re-gistros convencionales. La herramienta de Controlde Saturación del Yacimiento RST fue diseñadapara evaluaciones en pozos entubados y ade-más puede proveer datos de entrada para la téc-nica SpectroLith. La sonda de Espectroscopía deCaptura Elemental ECS es la herramienta deespectroscopía óptima para la determinación dela litología en agujero descubierto y la determi-nación de las propiedades de la matriz mediantela utilización de la técnica SpectroLith y de otrastécnicas asociadas.

Cartucho de telemetría

Detectores de neutrones

Detectores de neutrones

Fuente de neutronesde baja energía

1986Herramienta de Adquisición de

Registros Geoquímicos GLT

• 70 pies de largo• 6 sondas• 2 fuentes• 2 pasadas• <600 pies/h

Detectorlejano

Detectorcercano

Fuente minitrón

1991Herramienta de

Control de Saturación del Yacimiento RST

• 36 pies de largo• Bajada a través de la tubería de producción [111/16 pulgadas o 21/2 pulgadas de diámetro externo]• Fuente minitrón• <200 pies/h

Fuente AmBe

Detector

Camisa de boro

Recipiente Dewar

Componenteselectrónicos

Disipador térmico

Cartuchode adquisición

del detector

1996Sonda de

Espectroscopía deCaptura Elemental ECS

• 15 pies de largo• 5 pulgadas de diámetro externo (con camisa de boro)• fuente química• 1,800 pies/h

ejecutado en tiempo real, durante la adquisiciónde registros, y en la mayoría de los casos con laselección de un solo parámetro, Rw, que a menu-do se conoce en los yacimientos desarrollados.Dado que la salida provee todos los parámetrosderivados de los registros, necesarios para elpicado de puntos para medir la presión, losintervalos de muestreo de fluidos y las localiza-ciones de extracción de núcleos laterales,resulta crítica en la toma de las decisiones rela-cionadas con las operaciones de terminación depozos (abajo). Algunos sistemas de análisis con-

vencionales también pueden atribuirse los bene-ficios de la velocidad y automatización una vezque el análisis es adaptado a ambientes específi-cos. La diferencia clave de esta nueva técnica esque provee resultados precisos y confiables en lamayoría de los yacimientos siliciclásticos decualquier lugar del mundo. Para justificar estaatribución, vamos a examinar los fundamentossobre los cuales se construyen sus algoritmos.

Concentraciones elementales—Las herra-mientas de espectroscopía, tales como la sondaECS, miden efectivamente un espectro de rayos

gamma o la cantidad de rayos gamma recibidospor el detector para cada nivel de energía. Losrayos gamma se generan cuando los neutronesde alta energía—provenientes de una fuenteminitrón o una fuente radioactiva tales como elamericio [Am] y el berilio [Be]—bombardean laformación y pierden energía a través de la dis-persión, fundamentalmente por acción delhidrógeno. Cuando se frena hasta alcanzar elnivel de energía termal, un neutrón que coli-siona con el núcleo de ciertos átomos puede sercapturado; en este proceso, el núcleo es excitadoy emite rayos gamma con una distribución deenergías que es característica del elemento.Estos rayos gamma pueden degradarse pordispersión en la formación y el detector; sinembargo, hay suficiente definición en el espec-tro final para reconocer los picos causados porlos diferentes elementos (próxima página,extremo superior).

El paso siguiente consiste en calcular la pro-porción, o rendimiento relativo, de los rayosgamma de cada elemento mediante la compara-ción del espectro medido con el espectro estándaradquirido por Schlumberger para cada elementoindividual. Esto se lleva a cabo en el Centro deCalibración de Efectos Ambientales de Houston.El espectro se invierte para obtener la propor-ción de los principales elementos de aporte.Estos incluyen algunos de los elementos másdefinidos y abundantes presentes en las rocassedimentarias, en especial silicio [Si], calcio[Ca], hierro [Fe] y azufre [S]. El titanio [Ti] y elgadolinio [Gd] también pueden aportar una señalsignificativa y, en consecuencia, deben ser resuel-tos aunque no sean elementos abundantes. Lasconcentraciones de estos seis elementos, que ensu totalidad resultan exclusivamente de la

22 Oilfield Review

5. Los minerales sedimentarios contienen óxidos simples uóxidos múltiples. Incluso, los minerales de arcilla puedenser tratados como mezclas complejas de óxidos. Lasconcentraciones se expresan en porcentaje en peso por-que es la masa y no el volumen de un elemento lo quecontribuye a la concentración relativa medida.

6. El modelo de cierre de óxidos, cuando se aplica a la herra-mienta ECS, puede ser expresado como: F S{Xi *Yi / Si } = 1,donde F es el factor de normalización desconocido, Y esla concentración relativa medida, X es el factor de aso-ciación de óxidos conocido y S es la sensibilidad a ladetección relativa conocida. La sumatoria S corresponde alos seis elementos de la matriz de roca medidos, designa-dos con la variable i. Una vez que F ha sido calculado encada nivel, se computa el porcentaje en peso seco, o lasconcentraciones elementales, a partir de Wi = F * Yi / Si.Herron SL: “Method and Apparatus for Determining Elemental Concentrations for Gamma Ray SpectroscopyTools,” Patente de EUA No. 5,471,057 (28 de noviembre de1995).

7. Herron MM, Matteson A y Gustavson G: “Dual-Range FT-IR Mineralogy and the Analysis of Sedimentary Formations,” artículo 9729, presentado en la ConferenciaAnual de la Sociedad de Analistas de Núcleos, Calgary, 7 al 10 de septiembre de 1997.

Rayos gamma Perfil de flujoPermeabilidad

intrínseca Porosidad Volumen

Corte de aguaTensióndel cable

MD, pies 0 °API 200 0 1 10,000 0.1mD 50 0% 0 100%

Hidrocarburo1 0

Hidrocarburo

Agua

Agua

Hidrocarburodesplazado

Hidrocarburo

Agua libre

Arcilla

Cuarzo/feldespato/mica

Carbonato

Pirita

Anhidrita

Siderita

Porosidad

L P K SR1 5,000lbf

Espesorproductivo

6,350

6,300

6,250

Agua ligada alos capilares

Agua ligada alas arcillas

MineralogíaDecisionXpress

> Despliegue de salida del sistema DecisionXpress para el registro previo (página 20 ). Una pátina decolor gris claro indica los intervalos del registro en los que los datos de entrada son de calidad pobredebido a las condiciones de pozo u otro tipo de problemas. La porosidad, la permeabilidad y las satu-raciones de fluidos se suman y se promedian a lo largo del intervalo productivo utilizando los valoreslímite de permeabilidad y corte de agua seleccionados por el usuario. Éstos también pueden presen-tarse en una tabla. Los indicadores de control de calidad del carril derecho extremo indican ladescripción de la interpretación correspondiente a la litología (L), la porosidad (P), la permeabilidad(K), la saturación (S) y la permeabilidad relativa (R); el color verde indica una interpretación favorable,el amarillo implica una interpretación moderadamente favorable y el rojo refleja una interpretacióndesfavorable. El intervalo de lutita por encima de 1,902 m [6,240 pies] de profundidad es afectadoconsiderablemente por las pobres condiciones de pozo.

Otoño de 2005 23

matriz de roca, se computan y utilizan cuantita-tivamente en el procesamiento ulterior. Otroselementos, tales como el hidrógeno [H] y elcloro [Cl], también se miden, pero sólo se utili-zan cualitativamente.

Las concentraciones son sólo medidas relati-vas porque la señal total depende del ambiente,que puede variar a lo largo de todo el intervalode adquisición de registros. Para obtener lasconcentraciones elementales absolutas, se nece-sita información adicional; en este caso, a partirdel principio del cierre de óxidos. Este principioestablece que una roca seca consiste solamentede un conjunto de óxidos, la suma de cuyas con-centraciones debe equivaler a la unidad.5 Sipodemos medir la concentración relativa detodos los óxidos, podemos calcular la concentra-ción total y el factor necesario para convertirloen la unidad. Este factor de normalización con-vertirá luego cada concentración relativa en unaconcentración elemental de peso seco.

En la práctica, este proceso no es tan direc-to. En primer lugar, medimos los elementos, nolos óxidos, pero la naturaleza contribuye ya quelos elementos más abundantes existen sola-mente en un óxido común, por ejemplo SiO2 parael silicio. De este modo, para la mayor parte delos elementos, un factor de asociación exactosoporta la conversión de la concentración delelemento en la concentración del óxido. Ensegundo lugar, si bien la herramienta ECS midela mayoría de los elementos más comunes, exis-ten excepciones entre las que la del potasio [K]y el aluminio [Al] son las más importantes.Afortunadamente, la concentración de estos ele-mentos se correlaciona fuertemente con la delhierro, de manera que pueden ser incluidos en elfactor de asociación de óxidos correspondiente alhierro.6 Los resultados han sido validados me-diante la comparación con las concentracionesquímicas medidas en las muestras de núcleos(derecha).

Elementos de los minerales—El paso si-guiente consiste en convertir las concentracioneselementales en grupos de minerales. Las técni-cas geoquímicas previas fueron diseñadas paradeterminar la mayor cantidad de minerales posi-bles. En la técnica DecisionXpress, el objetivoprincipal apunta a un contenido de arcilla totalpreciso y confiable, dividiéndose los mineralesrestantes en carbonatos o en cuarzo, feldespatosy micas (QFM, por sus siglas en inglés). El desa-rrollo de esta técnica se basó en el estudio demás de 400 muestras de núcleos de diferentesambientes arenosos y ambientes con areniscasarcillosas. Cada una de las muestras se trituró,mezcló y dividió en dos fracciones; una para de-terminar las concentraciones elementales a tra-

vés del análisis químico y la otra para determinarla mineralogía utilizando el procedimiento FT-IR,el cual se basa en la respuesta de enlaces mole-culares a luz infrarroja.7 Los estándares de los

minerales para el procedimiento FT-IR incluye-ron 26 minerales, que pueden determinarse ensu totalidad con una precisión superior a +/- 2%en peso.

0 50 100 150 200 250

Energía de rayos gamma, número de celdas de medición

Cant

idad

de

rayo

s ga

mm

a de

tect

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teos

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0 50 0 40 0 20 0 20 0 4 0 40Silicio,

% en pesoCalcio,

% en pesoHierro + 0.14 Al,

% en pesoAzufre,

% en pesoTitanio,

% en pesoGadolinio, ppm

Concentración elemental, fracción de peso seco

> Típico espectro de rayos gamma a partir de la herramienta ECS en unambiente siliciclástico que no posee calcio ni azufre. Los rayos gammaresultantes de la captura de neutrones termales, se muestran divididosen las contribuciones de los diferentes elementos presentes. Tambiénestán presentes los rayos gamma provenientes de reacciones de neutro-nes inelásticos pero no se utilizan cuantitativamente. Las proporcionesde captura del hierro [Fe] y del calcio [Ca] incluyen pequeñas señalesprovenientes del aluminio y del sodio. Esta contaminación se toma encuenta durante el procesamiento ulterior.

> Ejemplo de la buena concordancia existente entre las seis concentraciones elementales medidasen el núcleo (rojo) y las derivadas mediante la aplicación del principio de cierre de óxidos a lasconcentraciones relativas de la herramienta ECS (negro). La proporción de hierro contiene ciertaseñal del aluminio, de modo que mide efectivamente la concentración de hierro más un 14% de laconcentración de aluminio. Los datos de núcleos (círculos rojos) se representan gráficamenteutilizando la misma combinación.

El estudio examinó primero la correlaciónexistente entre el contenido total de arcilla yvarios elementos supuestamente medibles conregistros (izquierda). El contenido total de arcillaes la suma de las fracciones de caolinita, ilita,esmectita, clorita y glauconita. En la mayor partede los pozos, el aluminio corresponde a la mejorcorrelación, lo que no es sorprendente porque lasarcillas son aluminosilicatos y el aluminio formaparte integrante de su composición química. Elpotasio a veces exhibe una fuerte correlacióncuando la arcilla dominante es la ilita; sin embar-go, tal correlación es perturbada por el potasio enlos feldespatos, las micas y otros minerales. Eltorio [Th], el uranio [U], el titanio [Ti] y el gado-linio [Gd] son elementos accesorios a menudoenriquecidos en las lutitas, pero estos elementosen general no revelan una correlación suficiente-mente confiable para uso cuantitativo, fundamen-talmente debido a la existencia de fuentes que noson arcillas. El silicio muestra una importanteanticorrelación, que disminuye del 46.8% en pesoen el cuarzo puro a aproximadamente 21% enpeso en las arcillas. El hierro se asocia con los mi-nerales pesados, tales como la siderita y la piritay los minerales arcillosos ilita, clorita y glauconi-ta. El calcio está presente principalmente en lacalcita y en la dolomía.

El aluminio es el mejor indicador elemental dela arcilla pero resulta difícil de medir en el pozo.Debido al tamaño reducido de su sección trans-versal de captura, el aluminio no produce sufi-cientes rayos gamma de captura como para obte-ner una medición estadísticamente confiable. Enel pasado, el aluminio se medía induciendo la acti-vación neutrónica, técnica que requería un equipocomplejo tal como el de la herramienta GLT.

Por este motivo, los investigadores se concen-traron en la búsqueda de otros métodos conmayor precisión estadística para estimar el conte-nido total de arcilla. La anticorrelación del silicioes buena pero se ve perturbada por la presenciade los minerales carbonatados siderita y pirita(izquierda). Estos minerales actúan como la arci-lla para reducir el volumen de silicio pero sepuede dar cuenta de su presencia midiendo elcalcio, el hierro y, cuando se encuentra disponi-ble, el magnesio [Mg], cuya medición se analizamás adelante. De este modo, combinando cuatroelementos—Si, Ca, Fe y Mg—es posible hallaruna correlación con el contenido total de arcillaque posea casi la misma pendiente en todos lospozos, un leve grado de dispersión y una ordenadaen el origen próxima a cero (próxima página,extremo superior). Cuando se examinan estasgráficas, es importante concentrarse en la región

24 Oilfield Review

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Torio, ppm0 10 20

Uranio, ppm0 5 10

Potasio, % en peso0 2.5 5

Aluminio, % en peso0 10 20

Titanio, % en peso0 1 2

Gadolinio, ppm0 5 10

Silicio, % en peso0 25 50

Hierro, % en peso0 15 30

Calcio, % en peso0 20 40

Arci

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en

peso

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100–SiO2

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a

100–SiO2–CaCO3–MgCO3

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0 50 100

100–SiO2–CaCO3–MgCO3–1.99 Fe

c

> Comparación de las concentraciones de diversos elementos medibles através de registros con la concentración de arcilla medida en un pozo. Lafila superior contiene los elementos medidos por espectroscopía de rayosgamma. Los dos elementos accesorios, Ti y Gd, y los tres elementos prin-cipales medidos mediante espectroscopía de rayos gamma de captura semuestran en las filas intermedia e inferior, junto con el aluminio que resultadifícil de medir con herramientas operadas a cable o con herramientas deadquisición de registros durante la perforación. Como se observa en muchospozos, existe una buena correlación con el aluminio y una buena anticorre-lación con el silicio. En este pozo, la correlación con el potasio es buenapero constituyó una excepción entre los pozos estudiados, particularmentefrente a una concentración de arcilla baja.

> Datos de 12 pozos que ilustran cómo se estima la concentración de arcilla a partir delos elementos principales. La concentración de arcilla medida muestra una tendenciaclara con (100 – SiO2), que es perturbada fundamentalmente por los minerales carbona-tados (a). Cuando la calcita y la dolomía se sustraen de la estimación previa, la ajustadatendencia es perturbada solamente por la siderita y la pirita (b). Cuando también se sus-traen los minerales ricos en hierro, la correlación se mejora aún más, lo que indica cómose puede calcular el contenido de arcilla a partir de los cuatro elementos (c). En la prác-tica, el magnesio no se mide por espectroscopía de rayos gamma de captura sino quela interpretación proporciona el contenido total de carbonatos (calcita + dolomía), lo queproduce efectivamente resultados idénticos a los que se muestran en la gráfica central(b). Para una interpretación litológica completa, la dolomía puede estimarse a partir delfactor fotoeléctrico derivado del registro de densidad fotoeléctrica Litho-Densidad o delas mediciones de la herramienta integrada de adquisición de registros con cablePlatform Express.

Otoño de 2005 25

pobre en contenido de arcilla donde se localizanlos yacimientos—la correlación en las lutitas esmenos importante. Con excepción de los Pozos 11y 12, que se analizan más adelante, estos resul-tados muestran una correlación importante yúnica entre las concentraciones elementales y elcontenido total de arcilla en un amplio rango deyacimientos siliciclásticos.

A esta altura, vale la pena examinar la corre-lación existente entre el contenido total de arci-lla medido y el registro tradicional de rayosgamma totales asociado con los mismos datos(derecha, extremo inferior).8 El rayo gamma secalcula a partir de la suma de sus elementos deaporte—K, Th y U—y es, por lo tanto, indepen-diente de la porosidad. Como es dable de esperar,existe una correlación general. No obstante, laspendientes y los desplazamientos varían signifi-cativamente y a menudo se observa considerabledispersión, particularmente en comparación conla estimación basada en las concentraciones ele-mentales.

Los Pozos 1 y 2 ilustran el amplio rango en lapendiente. Una extrapolación a arcilla pura arroja-ría una lectura del registro de rayos gamma de 100ºAPI en el Pozo 1, pero de 500 ºAPI en el Pozo 2. LosPozos 4 y 12 ilustran el rango en los desplazamien-tos o en las indicaciones de contenido de arcillanulo. Una extrapolación a contenido de arcillanulo da como resultado 30 ºAPI en el Pozo 4 y 70ºAPI en el Pozo 12. Dichas variaciones son bienconocidas y se evitan parcialmente en la prácticautilizando el conocimiento local y calibrando losdatos del registro de rayos gamma con los datosde núcleos en un yacimiento en particular.

La calibración podría arrojar buenos resulta-dos en varios de los pozos. No obstante, losresultados siguen siendo insatisfactorios en tér-minos de dispersión y rango dinámico. En losPozos 3, 5, 7 y 9, la dispersión correspondiente aun 20% de arcilla en peso es tal que hasta unregistro de rayos gamma calibrado indicaría unporcentaje de arcilla oscilante entre 0 y 40%. Estevolumen de arcilla puede significar la diferenciaentre roca yacimiento y roca no yacimiento y difi-culta el uso cuantitativo. Los Pozos 11 y 12 sonejemplos de rango dinámico reducido.

Los Pozos 11 y 12, y en menor medida el Pozo4, contienen areniscas ricas en feldespato. Losfeldespatos y las micas son aluminosilicatos,como las arcillas, y en consecuencia afectan elcontenido de silicio. Estas areniscas se analizanutilizando una pendiente diferente e introdu-ciendo un desplazamiento en el estimador de

8. Ellis DV: Well Logging for Earth Scientists. New York:Elsevier (1987): 190.

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Contenido estimadode arcilla, %

0 50 100Contenido estimado

de arcilla, %

0 50 100Contenido estimado

de arcilla, %

0 50 100Contenido estimado

de arcilla, %

0 50 100

Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4

Pozo 5 Pozo 6 Pozo 7 Pozo 8

Pozo 9 Pozo 10 Pozo 11 Pozo 12

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Rayos gamma, ºAPI0 100 200 0 100 200 0 100 200 0 100 200

Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4

Pozo 5 Pozo 6 Pozo 7 Pozo 8

Pozo 9 Pozo 10 Pozo 11 Pozo 12

Rayos gamma, ºAPI Rayos gamma, ºAPI Rayos gamma, ºAPI

> Comparación de la concentración de arcilla medida con el registro de rayos gamma en los mismos 12pozos que los de la figura anterior (arriba). El registro de rayos gamma se computó a partir de las con-centraciones de torio [Th], uranio [U] y potasio [K] medidas en las muestras mediante la utilización de lafórmula: rayo gamma = 4Th + 8U + 16K, donde Th y U se expresan en partes por millón (ppm) y K, en %en peso. Esto equivale a utilizar un registro de rayos gamma normalizado con respecto a la fracción desólidos o libre de porosidad. Las pendientes y los desplazamientos varían significativamente entre unpozo y otro. Aún considerando estos elementos, las correlaciones son más pobres que cuando se rea-lizan las estimaciones utilizando los valores de Si, Ca, Fe y Mg, especialmente en las rocas yacimiento.

> Comparación de la concentración de arcilla medida con las concentraciones estimadas mediante losvalores de Si, Ca, Fe y Mg en 12 pozos. Salvo en los Pozos 4, 11 y 12, las pendientes son casi iguales ypasan por el origen sin desplazamiento. El coeficiente de correlación general es 0.94, con un errorestándar de 6.9% en peso. En las rocas yacimiento que contienen menos de 25% de arcilla, el errorestándar es menor. El contenido de arcilla tiende a ser subestimado en las lutitas; esta subestimaciónes corregida en la implementación SpectroLith.

contenido de arcilla (arriba). La implementaciónactual de la herramienta DecisionXpress poseetres estimadores diferentes correspondientes a laarenita (contenido de feldespatos < 10%), lasubarcosa (contenido de feldespatos que oscilaentre 10 y 15%) y la arcosa (contenido de feldes-patos > 25%), que es escasa. Se asume que elmineral preestablecido es la arenita.

La fracción de carbonatos se determina a par-tir de la concentración de calcio, asumiendoinicialmente que el carbonato corresponde a cal-cita. La dolomía puede detectarse y cuantificarsemediante la comparación del factor fotoeléctricoesperado (PEF, por sus siglas en inglés) con elPEF medido.9 Las fracciones de halita, carbón,siderita, anhidrita y pirita se miden utilizando lainformación en las diferentes proporciones (pró-xima página). Se considera que el resto de la rocaestá compuesto por cuarzo, feldespato y mica(QFM, por sus siglas en inglés).

Los extensivos estudios de núcleos ayudaron alos científicos a desarrollar un método preciso yconfiable de estimación del contenido de arcilla apartir de las concentraciones elementales sinnecesidad de contar con la intervención del usua-rio. Este proceso es capturado en el algoritmoSpectroLith.10 Una ventaja importante es que uti-liza las concentraciones de los elementosprincipales, en contraposición con los elementosaccesorios que pueden ser fácilmente afectadospor la diagénesis sedimentaria, el ambiente desedimentación o la introducción espuria de pe-queñas cantidades de minerales pesados. Sepuede demostrar que los resultados son supe-riores a los del registro de rayos gamma, aúncuando el análisis de rayos gamma se calibre conlos núcleos. Además, a diferencia del análisis lito-

lógico que utiliza las porosidades de los registrosde densidad y de neutrón, los resultados son inde-pendientes del tipo, volumen y densidad de fluido.

Propiedades de la matriz y porosidad—Enel análisis de registros convencional, la densidadde la matriz se toma como una constante basadaen el conocimiento local o se obtiene del mode-lado de minerales. El primero tiende a ser unenfoque aproximado, que conduce a errores,mientras que el segundo implica datos de entraday el control del analista. Un procedimiento alter-nativo consiste en estimar la densidad de lamatriz directamente a partir de los elementos. Aligual que con el estudio litológico, las concentra-ciones elementales y las densidades de lasmatrices se obtuvieron de un gran número demuestras de núcleos, en este caso más de 600. Elobjetivo era hallar la mejor correlación entre ladensidad de la matriz y una combinación linealde elementos. Si bien el algoritmo es empírico, sufundamento es lógico.11 La densidad de la matrizde arenisca es aproximadamente igual a la delsílice [SiO2] pero aumenta al aumentar las con-centraciones de minerales con calcio, hierro y

azufre. Los minerales con hierro poseen un efectoparticularmente intenso sobre la densidad, comose refleja en el alto coeficiente correspondienteal hierro. Para las areniscas arcósicas se utilizaun algoritmo independiente con diferentes coefi-cientes.

Un análisis similar conduce a un algoritmopara la respuesta del registro de neutrón en lo querespecta a la matriz. Si se conocen las propiedadesde la matriz de roca y del fluido—normalmente lasdel revoque de filtración—es sencillo calcular laporosidad total a partir del registro de densidad ydel registro de neutrón. En las zonas acuíferas, lasporosidades corregidas por el efecto de la matrizdeberían concordar sin importar los volúmenes dearcillas o minerales pesados. En las zonas gasífe-ras, debería existir un claro cruzamiento reveladopor los efectos de la arcilla. Finalmente, la porosi-dad total, ØT, que ha de ser utilizada en cómputosulteriores, se toma como dos tercios de la porosi-dad derivada del registro de densidad, ØD, más untercio de la porosidad neutrónica, ØN. Esta expre-sión arroja una estimación aproximada pero con-fiable de ØT para cualquier fluido de formación.

26 Oilfield Review

9. El Factor Fotoeléctrico (PEF, por sus siglas en inglés) serefiere a un registro de propiedades de absorción fotoe-léctrica. El registro mide el factor de absorción fotoeléc-trica, Pe, que es definido como (Z/10)3.6, donde Z es elnúmero atómico promedio de la formación. Pe carece deunidad pero como es proporcional a la sección eficazfotoeléctrica por electrón, a veces se expresa enbarns/electrón. Dado que los fluidos poseen númerosatómicos bajos, su influencia es escasa, de manera quePe es una medida de las propiedades de la matriz deroca. El PEF de la dolomía es menor que el de la calcita.El PEF reconstruido a partir de las fracciones de lamatriz computadas debería ser igual al PEF medido si elcarbonato corresponde a calcita pura. Si el PEF medidoes menor, la diferencia es proporcional a la fracción dedolomía. Véase Hertzog et al, referencia 4.

10. Herron SL y Herron MM: “Quantitative Lithology: AnApplication for Open and Cased Hole Spectroscopy,”Transcripciones del 37o Simposio Anual sobre Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Nueva Orleáns, 16 al 19 dejunio de 1996, artículo E.

11. Para las arenitas o las areniscas subarcósicas, losinvestigadores hallaron un ajuste por mínimos cuadradoscon un coeficiente de correlación de 0.97 y un errorestándar de 0.015 g/cm3 [0.936 lbm/pies3], como se mues-tra a continuación:rma = 2.62 + 0.049 WSi + 0.2274 WCa + 1.993 WFe + 1.193 WS, donde WSi, WCa , WFe y WS son el % en pesoseco de estos elementos.Herron SL y Herron MM: “Application of Nuclear Spec-troscopy Logs to the Derivation of Formation MatrixDensity,” Transcripciones del 41er Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 dejunio de 2000, artículo JJ.

12. La ecuación de Waxman-Smits para la respuesta de lasformaciones arcillosas en lo que respecta a la conducti-vidad se utiliza para analizar los datos de núcleos ycalcular la saturación de agua a partir de los registros deresistividad y de otro tipo. El modelo fue desarrollado porM. Waxman y L. Smits con contribuciones posteriores deE. C. Thomas. La ecuación de Waxman-Smits-Thomaspuede expresarse de la siguiente manera:1/Rt = Ct = ØT

m* Swn* (Cw + BQv/Sw) ,

donde Ct es la conductividad, o la inversa de Rt, la resisti-vidad medida derivada del registro; Sw es la saturaciónde agua; m* es el exponente de cementación y constituyeuna función bien definida de ØT y Qv ; n* es el exponentede saturación fijado en 2; y Cw es la conductividad del

agua de formación. El primer término es equivalente a laecuación de Archie en las formaciones limpias. El se-gundo término, BQv/Sw, representa la conductividadadicional debida a la arcilla, donde B representa unparámetro que es una función de la temperatura y de Cw.Qv, la capacidad de intercambio catiónico (CEC, por sussiglas en inglés) por unidad de volumen de poros, serelaciona directamente con el volumen de arcilla y suCEC. CEC es la cantidad de iones con carga positiva queun mineral de arcilla o un material similar puede alojaren su superficie con carga negativa, expresada comomili-ion equivalente por 100 g, o más comúnmente, comomiliequivalente (meq) por 100 g.Smits LJM y Waxman MH: “Electrical Conductivities in Oil-Bearing Shaly Sands,” Society of Petroleum Engineers Journal 8, no. 2 (Junio de 1968): 107–122.Waxman MH y Thomas EC: “Electrical Conductivities in Shaly Sands I. The Relation Between HydrocarbonSaturation and Resistivity Index; II. The TemperatureCoefficient of Electrical Conductivity,” Journal of Petroleum Technology 26, no. 2 (Febrero de 1974): 213–225.

13. Herron MM, Johnson DL y Schwartz LM: “A Robust Permeability Estimator for Siliciclastics,” artículo de laSPE 49301, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.

14. Carman PC: Flow of Gases through Porous Media. Londres: Publicaciones Científicas de Butterworth, 1956.

15. La superficie de poros, S, dentro de un volumen aparenteVb, puede expresarse como un producto de la superficieespecífica por unidad de masa, S0, y la masa de la matriz,que equivale a su volumen (Vb - Vp) multiplicado por sudensidad, rma. La porosidad, Ø, está dada por Vb/Vp. Deeste modo, S/Vp = S0 rma (1-Ø)/Ø.

16. Sobre esta base, la estimación de la permeabilidad k-Linicial pasa a ser:kL1 = 200,000 Ø(m* +2) / {(1-Ø)2 rma

2 (60Wclay + 0.22Wsand +2Wcarb + 0.1Wpyr)2} ,donde Wclay, Wsand, Wcarb y Wpyr son las fracciones depeso obtenidas previamente y los coeficientes numéri-cos se obtienen mediante el ajuste con los datosexperimentales. Teóricamente, y también en la práctica,esta expresión no rige en condiciones de baja permeabi-lidad. Cuando la estimación de la permeabilidad k-Linicial es menor que 100 mD, debe reducirse de lasiguiente manera:kL2 = 0.037325 kL1

1.714 .

Arci

lla, %

en

peso

100

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0

Arcilla estimada, %0 50 100

> Comparación de la concentraciónde arcilla medida con las concen-traciones estimadas mediante losvalores de Si, Ca, Fe y Mg en elPozo 4 (cruces) y en los Pozos 11 y12 (círculos abiertos) utilizando laecuación para las areniscas arcó-sicas o con alto contenido de fel-despatos. La correlación es fuerte,particularmente por debajo del 20%de arcilla.

Otoño de 2005 27

Saturación de agua—Se dispone de variasecuaciones para computar la saturación de agua apartir de la resistividad. Dado que poseemos unamedición confiable del volumen de arcilla, eslógico seleccionar una ecuación que utilice elvolumen de arcilla explícitamente y se base en losestudios de laboratorio. La ecuación de Waxman-Smits-Thomas satisface estas condiciones y es laopción actual del sistema DecisionXpress.12

La ecuación de Waxman-Smits-Thomas contie-ne los únicos dos parámetros que deben ser selec-cionados por el usuario: la conductividad del aguade formación, Cw, y la capacidad de intercambiocatiónico de la arcilla (CEC, por sus siglas eninglés). Las salinidades de las formaciones varíandemasiado como para que un valor predetermina-

do fijo resulte satisfactorio. El valor predetermina-do CEC de la arcilla es 0.1 meq/g, un buen valorpara la mayor parte de las ilitas y las cloritas y tam-bién para la mayoría de las acumulaciones deminerales arcillosos encontrados por los investiga-dores en las rocas sedimentarias; las arcillas queconsisten principalmente en caolinita pura y lasarcillas que consisten principalmente en esmecti-ta pura no figuran en la extensiva base de datos.

En una formación acuífera, donde Sw = 1, seutiliza la misma ecuación para calcular la resisti-vidad de la formación acuífera, Ro, y laresistividad del agua de formación aparente, Rwa.

Permeabilidad k-L—La permeabilidad secalcula mediante un método desarrollado paralas formaciones siliciclásticas, en base al pará-

metro lambda, L .13. El parámetro lambda es unamedida del diámetro efectivo de los poros conec-tados en forma dinámica y, en las geometrías deporos más simples, puede aproximarse a partirde la relación volumen/superficie de poros.Además, cuando la permeabilidad es alta, la per-meabilidad es proporcional a L 2/F, donde F es elfactor de formación de Archie y es igual a 1/Ø 2.La combinación de estos valores conduce a unaexpresión que es una forma de la relación deKozeny-Carman, similar a muchas otras relacio-nes que aparecen en la literatura:

kL ~ Øm* / (S/Vp) 2 ,

donde S es la superficie de poros y Vp es el volu-men de poros.14 El problema radica entonces encómo medir la relación S/Vp a partir de los regis-tros y cómo adaptar la ecuación para casos debaja permeabilidad. En la forma mineral de lapermeabilidad k-L , la relación S/Vp se estima apartir de los volúmenes de minerales presentes.Esto es posible si se remueve primero el efectode la porosidad en la relación, dejando dos tér-minos, la densidad de la matriz y la superficieespecífica por unidad de masa, S0.15 El paráme-tro S0 representa una característica de losdiferentes tipos de minerales. Se sabe que lasarcillas poseen un valor de S0 elevado y queaportan, sin dudas, la mayor contribución a lasuperficie de poros en las areniscas arcillosas.También se ha observado que el valor total de S0

en una roca puede aproximarse mediante unacombinación lineal de las fracciones másicas delos minerales presentes.16 Esto funciona bienhasta que las gargantas de poros se obstruyen

Espectros de rayos gamma inducidos

Inversión (desglose espectral)

Cierre de óxidos

Concentraciones relativas elementales(Si, Ca, Fe, S, Gd, Ti, H, Cl y otrasproporciones de captura e inelásticas y datos de base de la herramienta)

Concentraciones elementales% en peso seco(Si, Ca, Fe, S, Gd y Ti)

Modelo SpectroLith

Litología SpectroLith% en peso seco

(arcilla, carbonato, QFMy minerales especiales)

Litología% en volumen de roca, con fluidos

(arcilla, carbonato, QFM yminerales especiales)

ρclay, ρcarb y ρQFM Propiedades tales como, ρb,φT

Comentario

A partir del hierro que queda después decomputar la pirita y la arcilla.

A partir del exceso de hidrógeno que superael nivel de hidrógeno promedio del pozo.Otros minerales normalizados con respecto ala fracción que no corresponde a carbón.

Si se detecta, en la litología se estableceun 100% de halita.

El usuario opta por resolver la anhidrita obien la pirita. El correspondiente % en pesode Ca o Fe se sustrae del % en peso medido, antes de calcular otras litologías.

Elemento Utilizado

Azufre

Azufre

Hierro

Hidrógeno

Velocidad de conteototal por encimadel umbral

Mineral

Anhidrita, CaSO4

Pirita, FeS2

Siderita, FeCO3

Carbón, CHaNbOc

Halita, NaCl

> Exposición general del algoritmo SpectroLith. El flujo de procesamiento(izquierda) se inicia con las proporciones de captura y la determinación dela litología, en % en peso seco. La litología se convierte luego en % envolumen utilizando la porosidad, la densidad volumétrica derivada de losregistros y la densidad de los componentes minerales. Esta tabla sintetizala lógica utilizada para detectar minerales especiales y carbón (arriba).

ante la existencia de condiciones de baja perme-abilidad y baja porosidad. Empíricamente, seobserva que cuando la estimación de la permea-bilidad k-L inicial es menor que 100 mD, debedisminuirse mediante una función adecuada. Lacalidad de las estimaciones de k-L puede juz-garse a partir de los ejemplos (derecha).

Saturación de agua irreducible—Para juz-gar si un yacimiento producirá hidrocarburos,agua o una mezcla de ambos elementos, no essuficiente conocer la saturación de agua, Sw. Sepuede formular un juicio cualitativo a través deuna comparación simple de Sw con la saturacióndel agua irreducible, Swirr. Si Sw es igual a Swirr,no hay agua producible. De un modo más cuanti-tativo, las permeabilidades efectivas del petróleo,el agua y el gas pueden estimarse utilizando rela-ciones conocidas que dependen de Sw y Swirr. Enconsecuencia, la saturación de agua irreduciblees un parámetro importante. En el procesa-miento DecisionXpress, se obtiene a través de laecuación de Coates-Timur.17 Esta ecuación se uti-liza normalmente para estimar la permeabilidadpero puede invertirse para obtener el valor deSwirr utilizando la porosidad y la estimación de lapermeabilidad k-L :

Swirr = 100 Ø 2 / (100 Ø 2 + kL0.5) .

Con la información sobre litología, porosidad,saturación de agua, permeabilidad y saturaciónde agua irreducible, el operador cuenta con lamayoría de los datos de entrada necesarios paratomar decisiones confiables. Veamos ahora losresultados de la aplicación de esta lógica a diver-sos yacimientos de areniscas de todo el mundo.

Evaluación rápida de litologías complejas en EgiptoEn la concesión Bahariya Oriental, situada enEgipto, Apache Egypt está perforando pozosexploratorios en las areniscas Cretácicas delas Formaciones Bahariya y Abu Roash (abajo).

La incertidumbre asociada con la geología y loscambios abruptos observados en la resistividaddel agua de formación hacen que el análisispetrofísico en el emplazamiento del pozo seadesafiante pero conveniente. Con dos equipos deperforación en operación, la toma de decisionesoportunas es importante para minimizar elimpacto de estas incertidumbres sobre las opera-ciones.

Las areniscas prospectivas de las FormacionesBahariya y Abu Roash tienden a ser finamenteestratificadas y su granulometría varía considerable-mente. La mineralogía compleja, que incluye a laglauconita, complica la interpretación de registros.18

28 Oilfield Review

Alejandría

Bahariya Oriental

200

km0 200

0 millas

El Cairo

E G I P T O

Á F R I C A

Bahariya

Cret

ácic

a

Kharita

Alamein

Alam El Bueib

Abu

Roas

hKh

oman

1,250

EdadUnidad de roca

Formación Unidad

A

B

A

B

C

D

E

F

G

400

350

200

200

500

600

1,000

950

3,000

160

2,000

LitologíaEspesor

promedio,pies

Desierto Occidental y Delta del NiloEstratigrafía Generalizada

> Área Bahariya Oriental, Egipto. Apache Egypt produce petróleodesde las areniscas Cretácicas de las Formaciones Bahariya y AbuRoash (derecha).

Porosidad medida, %

Perm

eabi

lidad

med

ida,

mD

10 20 3010-2

100

102

104

Estimación dela permeabilidad

0Estimación de la permeabilidad, mD

Perm

eabi

lidad

med

ida,

mD

10-4

10-2

100

102

104

10-4

100 104

k-ΛEstimación dela permeabilidad k-Λ

> Cálculo de la permeabilidad basado en el parámetro lambda, L . Los valo-res de porosidad y permeabilidad medidos (azul) y la estimación de la per-meabilidad k-L (rojo) correspondientes a las arenitas cuarzosas de laFormación Fontainebleau, libres de arcilla, se muestran a la izquierda. Lapermeabilidad medida (azul) versus la estimación de la permeabilidad k-L(rojo) para la misma formación aparece a la derecha. El coeficiente decorrelación para los logaritmos es 0.99.

Otoño de 2005 29

Apache esperaba que las interpretaciones pun-tuales y robustas, basadas en el sistemaDecisionXpress, ayudaran a los geocientíficos eingenieros a planificar las operaciones de evalua-ción de formaciones subsiguientes, tales comolas pruebas de formaciones y el muestreo de flui-dos con el Probador Modular de la Dinámica dela Formación.

Apache seleccionó el servicio DecisionXpressen parte porque integra los datos de las herra-mientas Platform Express y ECS para determinarla mineralogía. Este servicio provee además unamedición continua de la densidad de la matriz,que puede ser utilizada en el procesamiento deregistros subsiguiente. Apache convalidó la mine-ralogía de las formaciones Bahariya y Abu Roash,

obtenida con la herramienta ECS con el análisisde núcleos laterales. Los datos de la herra-mienta ECS ayudaron a identificar zonas concantidades significativas de calcita. Esto no fueposible utilizando los registros PEF estándar,que son afectados por la presencia de barita enel lodo de perforación.

En un pozo de exploración perforado recien-temente en la concesión Bahariya Oriental, elPozo EB-28, la evaluación petrofísica realizadacon la tecnología DecisionXpress coincidió satis-factoriamente con un análisis convencionalllevado a cabo por Apache (izquierda). Sobre labase de esta interpretación, Apache decidiócorrer la herramienta MDT para comprendermejor la movilidad de los fluidos y recoger mues-tras de fluidos. La permeabilidad obtenida conla herramienta MDT se correlacionó bien con lapermeabilidad estimada mediante la utilización

17. Timur A: “Pulsed Nuclear Magnetic Resonance Studiesof Porosity, Movable Fluid, and Permeability of Sandstones,” Journal of Petroleum Technology 21, no. 6(Junio de 1969): 775–786.Coates GR, Miller M, Gillen M y Henderson G: “The MRILin Conoco 33-1: An Investigation of a New MagneticResonance Imaging Log,” Transcripciones del 32o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de laSPWLA, Midland, Texas, EUA, 16 al 19 de junio de 1991,artículo DD.

18. La glauconita es un mineral silicatado que se encuentraen las rocas sedimentarias. Habitualmente se desarrollaen las plataformas continentales, caracterizadas porprocesos de sedimentación lentos con materia orgánicapresente en un ambiente oxidante. En cantidad sufi-ciente, puede formar depósitos verdes, arenosos, degran espesor.

Espesorproductivo

neto

Profundidadmedida,

pies

Cuarzo/feldespato/micaCalibre6 16pulg

Revoquede

filtración

Derrumbes

Tamañode la

barrena6 16pulg

Rayos gamma0 Grados API 150 0 1

Perfil de flujo10,000 0.1mD

Permeabilidadintrínseca Porosidad

50 % 0Volumen

0 % 100L P K S R

Sw

100 % 0

HidrocarburoArcilla

Carbonato

Pirita

Siderita

Porosidad

Hidrocarburo desplazado

Hidrocarburo

Agua libre

1 0Corte de agua

Hidrocarburo

Agua

Hidrocarburo

Agua

Yacimientoneto

Arcilla-Agua ligada

Agua capilar-ligada

X,600

X,650

X,700

Intervalosdisparados

MineralogíaDecisionXpress

< Análisis petrofísico efectuado en tiempo realde un pozo situado en la concesión BahariyaOriental. Esta presentación estándar muestrainformación de pozos e información de profundi-dad, indicadores de espesor productivo neto enrojo e indicadores de yacimiento neto en amari-llo en el carril correspondiente a la profundidad.El Carril 1 muestra la litología obtenida con laherramienta integrada de adquisición de regis-tros con cable Platform Express. Los disparos enlas cuatro zonas y el perfil de flujo se muestranen el Carril 2. No obstante, la información sobrecorte de agua que aparece en el Carril 3 revelauna zona cerca de X,675 pies que finalmenteprodujo agua. Las interpretaciones de los flui-dos, que aparecen en el Carril 4, indican que elmayor potencial de petróleo existe justo pordebajo de X,600 pies y alrededor de X,700 pies.Entre los minerales predominantes, que semuestran en el Carril 5, se encuentran cuarzo,feldespato y mica (amarillo) y arcilla (gris) concantidades escasas de minerales carbonatados(azul). Resumidos en el Carril 6 correspondienteal control de calidad, se encuentran la litología(L), la porosidad (P), la permeabilidad (K), la satu-ración (S) y la permeabilidad relativa (R); el colorverde refleja una interpretación favorable, el ama-rillo implica una interpretación moderadamentefavorable y el rojo indica una interpretación des-favorable. El Carril 8 muestra los volúmenes dehidrocarburo.

del sistema DecisionXpress (izquierda). Ade-más, los resultados de producción confirmaronel análisis DecisionXpress.

Apache empleó la tecnología DecisionXpress yECS en otros pozos de exploración perforadosrecientemente en otras dos concesiones situadasen Egipto, para realizar evaluaciones petrofísicasrápidas con el fin de soportar la toma de decisio-nes en la ubicación del pozo. Las estimaciones dela relación espesor productivo neto/espesor pro-ductivo bruto, basadas en el cómputo realizadocon el sistema DecisionXpress, coincidieron conlos cómputos de la misma relación desarrolladosa partir del lento análisis petrofísico de la compa-ñía operadora. Las respuestas del sistemaDecisionXpress se obtenían típicamente antes debajar la tubería de revestimiento de producción,lo que ayudaba al operador a estimar el valor delos pozos exploratorios y decidir su entubación.

Sobre la base de este éxito, se están reali-zando planes que apuntan a utilizar la aplicaciónDecisionXpress en tiempo real para diseñar pro-gramas de muestreo de presión y fluidos másefectivos y proveer análisis petrofísicos rápidos ymás ágiles.

Decisiones tomadas en tiempo real en VenezuelaEl Campo Guafita es un campo petrolero madurooperado por Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA),que se encuentra ubicado en el Estado de Apure,cerca del límite entre Venezuela y Colombia (pró-xima página, extremo superior). Este campoproduce petróleo liviano, cuya densidad oscilaentre 28 y 32 ºAPI, principalmente desde losmiembros Guardulio y Arauca de la FormaciónGuafita.

En los últimos años, PDVSA implementó unalto nivel de actividad de perforación sostenidaen el Campo Guafita para mantener los altosniveles de producción. Con tres equipos de per-foración operando a más de 300 km [186 millas]de la sede central de PDVSA en Barinas, la com-pañía buscaba un método confiable parainterpretar los registros en forma rápida en lalocalización del pozo. El equipo de operacionesde PDVSA en Barinas optó por el método deespectroscopía de rayos gamma inducidos, utili-zando la sonda ECS y el sistema DecisionXpress.

La Formación Guafita corresponde a unasecuencia de arenisca-lutita en la que es dableesperar una interpretación de registros conven-cional directa. En la realidad, numerososfactores complican la interpretación de regis-tros. En primer lugar, la Formación Guafita esaltamente resistiva—una arenisca limpia produ-cirá agua a una resistividad de 10 mS/m [100ohm-m] y petróleo a 3.3 mS/m [300 ohm-m].

30 Oilfield Review

X,500

X,550

X,600

X,650

X,700

X,750

L P K SRProfundidad

medida,pies

Cuarzo/feldespato/mica Calibre

6 16pulg

Revoque defiltración

Derrumbes

Tamañode la

barrena

6 16pulg

Rayos gamma0 Grados API 150 0 1

Perfil de flujo

10,000 0.1mD

Permeabilidadintrínseca

Volumen0 % 100

Sw

0 % 100

HidrocarburoArcilla

Carbonato

Pirita

Siderita

1 0

Corte de agua

Hidrocarburo

Agua

Hidrocarburo

Agua

10,000 0.1mD

Movilidad Porosidad50 % 0

Hidrocarburodesplazado

Hidrocarburo

Agua libre

X,400

X,450

Espesorproductivo

neto

Yacimientoneto

Agua ligada alos capilares

Agua ligada alas arcillas

Porosidad

MineralogíaDecisionXpress

> Interpretaciones de la permeabilidad y la movilidad. La herramienta MDT midió la presión de formacióny la movilidad del fluido en nueve profundidades dentro de la Formación Bahariya y en tres profundi-dades correspondientes a la zona Abu Roash G sobreyacente (Carril 3). La permeabilidad calculada através del procesamiento DecisionXpress en tiempo real (Carril 3) se ajusta estrechamente a las mo-vilidades de los fluidos obtenidas con la herramienta MDT.

Otoño de 2005 31

Esto se debe a que el agua connata de formaciónes inusualmente dulce, oscilando entre unmínimo de 100 partes por millón (ppm) y unmáximo de aproximadamente 2,500 ppm de clo-ruro de sodio [NaCl] equivalente. Por lo tanto, lacalibración básica de la herramienta de induc-ción exige gran cuidado porque la diferenciaentre 3 y 10 mS/m es significativa, dado que lasherramientas de inducción responden a la con-ductividad, no a la resistividad.

Este enfoque de resistividad simplificado esadecuado para las areniscas limpias pero no seadecua cuando hay arcilla presente y los efectos dela conductividad de superficie se vuelven signifi-cativos. Con salinidades tan bajas del aguaconnata, las condiciones del Campo Guafita tras-cienden el rango de aplicación tradicional de lasecuaciones convencionales para el cálculo de la sa-turación tales como el modelo de Waxman-Smits.19

Además, la utilización de lodo base aceite impidela adquisición de la curva de potencial espontá-neo, lo que a su vez no permite que el analista deregistros utilice ecuaciones para calcular la satu-ración diseñadas específicamente paraambientes de agua dulce, tales como la ecuaciónde Sen-Goode-Sibbit.20

Después de analizar este problema, PDVSAdecidió concentrarse en la reducción de la in-certidumbre asociada con la implementación deun modelo de saturación convencional en elCampo Guafita. La compañía comenzó con unanálisis exhaustivo de las aguas producidasdesde diversos intervalos, en varios pozos, paraoptimizar el valor de Rw a ser utilizado en cadaintervalo geológico.

Al mismo tiempo, PDVSA reconoció que unaestimación tradicional del contenido de arcilla,siempre sesgada por el registro de rayos gamma,tendía a sobrestimar el volumen de arcilla pre-sente en la formación e invalidaba la ejecución deuna corrección de la arcilla por efecto de la satu-ración. La alta radioactividad a menudo observadaen las areniscas Guafita se atribuye normalmentea la incompatibilidad existente entre el agua con-nata original y el agua proveniente del acuíferoactivo subyacente, que es dulce y se originó proba-blemente a partir de la recarga meteórica. Amedida que el acuífero se eleva, las sales radioac-tivas depositadas en la formación incrementan laradioactividad general y conducen a una sobresti-mación del contenido de arcilla.

En conversaciones con Schlumberger, PDVSAidentificó el método de espectroscopía de rayosgamma inducidos—utilizando el dispositivoECS—como una alternativa potencial para cuan-tificar en forma precisa la arcilla presente en lasareniscas de la Formación Guafita. En diversospozos del Campo Guafita, las numerosas carrerasde las herramientas integradas de adquisición de

registros con cable Platform Express, incluyendola sonda ECS, demostraron sistemáticamente lalinealidad pobre existente entre los rayos gammanaturales y el volumen de arcilla, Varcilla, derivadodel procesamiento SpectroLith. También mostra-ron los puntos extremos más altos que son habi-tuales para las areniscas, tanto para la fracciónlimpia como para la fracción arcillosa (abajo).

19. La ecuación de Waxman-Smits se describe en la referen-cia 12.

20. El modelo de saturación Sen-Goode-Sibbit se aplica nor-malmente en ambientes de areniscas arcillosas y aguadulce. Para más información, consulte: Sen PN, GoodePA y Sibbit A: “Electrical Conduction in Clay-BearingSandstones at Low and High Salinities,” Journal ofApplied Physics 63, no. 10 (15 de mayo de 1988): 4832–4840.

A M É R I C A D E L S U R

V E N E Z U E L AApure

CampoGuafita

Caracas

300

km0 300

0 millas

Rayo

s ga

mm

a, g

rado

s AP

I

150

100

50

0

200

250

300

350

0 20 40 60 80 100

Volumen de arcilla, %

GR = 28 + 32

4 * V arcilla

> Campo Guafita, Venezuela. Ubicado en el Estado de Apure, cerca del límite entre Venezuela yColombia, este campo fue descubierto en 1984 y produce de los yacimientos de la Formación Guafitade edad Mioceno y Oligoceno.

> Gráfica de interrelación de rayos gamma en función del volumen de arcilla,según lo determinado a través del procesamiento SpectroLith. La línea deregresión destaca la falta de linealidad entre los rayos gamma (GR, por sussiglas en inglés) medidos y el volumen de arcilla, Vclay. Los puntos extremosde la línea de regresión, en la intersección con los ejes Vclay = 0 y Vclay = 1,suelen ser altos para un ambiente de areniscas. Estas mediciones se utili-zaron posteriormente en el procesamiento DecisionXpress.

Simultáneamente, los resultados de campo prove-nientes del procesamiento DecisionXpress indica-ron gran concordancia con los resultados obtenidosutilizando la técnica avanzada de análisis multi-mineral de registros ELANPlus en el centro de cóm-puto de Caracas, Venezuela.

PDVSA consideró alentadores los resultados ydecidió verificarlos mediante la adquisición de unnúcleo y la obtención de una serie de medicionesde difracción de rayos X (XRD, por sus siglas eninglés) para su comparación con el volumen de

arcilla determinado mediante el procesamientoSpectroLith.

Esta comparación revela una buena corres-pondencia entre el contenido total de arcilla,determinado mediante el análisis XRD y el con-tenido de arcilla determinado mediante elanálisis SpectroLith, si bien las muestras depequeño diámetro se obtuvieron en los intervalosprospectivos más limpios y más porosos (arriba).La concordancia entre la porosidad estimada y lapermeabilidad estimada y los datos de núcleos

también fue excelente. No obstante, persistecierta discrepancia entre la densidad de granosestimada mediante el análisis SpectroLith y ladensidad de granos medida en las muestras denúcleos, siendo la densidad de granos de losnúcleos típicamente menor que la densidad delcuarzo puro. Esta discrepancia podría haber sidoocasionada por la dificultad de medir en formaprecisa la densidad de granos en base a mues-tras de pequeño diámetro básicamente noconsolidadas.

32 Oilfield Review

Profundidadmedida, pies

Agua

Calibre

166 pulg

Tamaño dela barrena

166 pulg

Derrumbes

Rayos gamma

3000 Grados API 1000 %

Volumen de arcilla a partirde mediciones XRD

X,450

X,500

X,550

X,600

0.110,000 mD

Permeabilidad delnúcleo corregida porel efecto Klinkenberg

10050 %

Porosidad del núcleo

050 %

Análisis de fluidos ELANPlus

Petróleo

Agua

Agua irreducible

0100 %

Análisis ELANPlus

Agua ligada

Ilita

Cuarzo

Pirita

Calcita

Petróleo

Agua irreducible

5,0000.3 ms

T2 LM

0

T2 Distribución de

29

Arcilla

Cuarzo/feldespato/mica

Carbonato

Pirita

32.5 g/cm

Densidad de granos medianteel procesamiento SpectroLith

32.5 g/cm3

3

Densidad de granosa partir del núcleo 0.110,000 mD

Permeabilidad SDR

0.110,000 mD

PermeabilidadCoates-Timur

> Procesamiento SpectroLith de un registro del Campo Guafita. Las mediciones del diámetro del pozo en el carril correspondiente a laprofundidad, muestran que el pozo está en buenas condiciones. El Carril 1, en escala de 0 a 300 °API, muestra altos valores de rayosgamma en el intervalo registrado. Los volúmenes de arcilla obtenidos con la herramienta SpectroLith (gris), que se muestran en elCarril 2, coinciden con las mediciones de núcleos (círculos azules); la densidad de granos obtenida con la herramienta SpectroLith(curva roja) es más confiable que las mediciones de densidad baja obtenidas en los núcleos (círculo abiertos) a partir de muestras noconsolidadas. Las estimaciones de permeabilidad, que se muestran en el Carril 3, coinciden con las medidas en los núcleos (círculosazules). La porosidad computada (Carril 4) también concuerda con las mediciones de porosidad obtenidas en los núcleos (círculosazules). El Carril 5 exhibe la litología y la porosidad a partir del análisis volumétrico ELANPlus. Los datos de RMN, que aparecen en elCarril 6, muestran una señal de fluido libre bien desarrollada en las areniscas de alta permeabilidad de la Formación Guafita.

Otoño de 2005 33

El análisis XRD demostró además que elmineral de arcilla predominante era la caolinita,representando a menudo más del 70% del conte-nido total de arcilla y estando constituido el restode los minerales de arcilla por ilita y una pequeñafracción de clorita. En tales condiciones, es espe-rable obtener un valor de CEC medio bajo paralas arcillas; en el procesamiento DecisionXpress

se utilizó un valor de 0.2 meq/g (arriba). Esteresultado obtenido en forma rápida es notoria-mente similar a la evaluación ELANPluscompleta, incluyendo la estimación de la per-meabilidad obtenida a partir de la versiónmineralógica de la ecuación k-L . La regiónrugosa del pozo, entre X,465 y X,470 pies, estácorrectamente señalizada y, según el diagnóstico,

los principales yacimientos de areniscas seencuentran en estado de saturación de aguairreducible o próximos a ese estado. Esto fueconfirmado por los resultados de producción,habiendo entrado el pozo en producción a unrégimen de 191 m3/d [1,200 bbl/d] de fluido, conun corte de agua inferior a 20%.

L P K S R

X,500

X,550

Yacimiento neto

Calibre

Derrumbes

Revoquede filtración

MineralogíaDecisionXpress

Arcilla

Carbonato

Siderita

6 16pulg

Tamaño dela barrena

6 16pulg

Tensión del cable

10,000 0lbf

10,000 0.1mD

Porosidad total

50 % 0 100 % 0

Cuarzo/feldespato/mica

X,450

Espesorproductivo

neto

Hidrocarburo

Agua

Calidad de los datos

Hidrocarburo desplazado

Agua libre

Agua desplazada

Hidrocarburo

Agua ligada a las arcillas

Sal

Carbón

Anhidrita

Pirita

0 1

Perfil de flujo k- ΛPermeabilidad

Agua ligadas a los capilares

Hidrocarburo

Agua

Porosidad total

Calidad de los datos

> Procesamiento DecisionXpress del registro del Campo Guafita. Para evaluar mejor los resultados en forma rápida que seobtienen utilizando el procesamiento DecisionXpress, se reprocesó el mismo intervalo del registro previo del Campo Guafita(página anterior) utilizando el sistema DecisionXpress; esta visualización es una presentación predeterminada. Los datos dediámetro del pozo, en el carril correspondiente a la profundidad, confirman que la calidad del pozo era buena salvo por la rugo-sidad observada entre X,465 y X,470 pies. Este delgado intervalo de datos, con una pátina de color gris, no es suficientementeconfiable para realizar una interpretación automatizada. Los indicadores de yacimiento neto e intervalo productivo neto tambiénse muestran en el carril correspondiente a la profundidad. La mineralogía derivada del procesamiento DecisionXpress apare-ce en el Carril 1. El Carril 2 muestra el perfil de producción estimada, derivado de los resultados de permeabilidad relativa quese muestran en el Carril 3. La información sobre porosidad y fluidos de los Carriles 4 y 5 completa la evaluación. La mineralo-gía, que se exhibe en el Carril 5, es interpretada a partir de los datos ECS utilizando el procesamiento DecisionXpress. En elCarril 6, correspondiente al control de calidad, se resumen la litología (L), la porosidad (P), la permeabilidad (K), la saturación(S) y la permeabilidad relativa (R); el verde indica una condición favorable, el amarillo representa una condición moderada-mente favorable y el rojo significa una condición desfavorable. El análisis rápido DecisionXpress concuerda con los datos denúcleos y con el análisis ELANPlus que requiere más tiempo.

La tecnología DecisionXpress ahora formaparte integrante de la evaluación de formacio-nes en el Campo Guafita, lo que asegura que losresultados de interpretaciones confiables prove-nientes de una región remota de Venezuelaestén disponibles siempre que sea necesariotomar decisiones, minutos después de adquiri-dos los registros de pozos.

Toma de decisiones oportunas en el Reino UnidoEn los últimos años, el gobierno del Reino Unidoha incentivado a los titulares de descubrimien-tos sin desarrollar, en áreas marinas del ReinoUnido, a desarrollar o bien ceder las áreas dondese sitúan estos descubrimientos. En consecuen-cia, muchas áreas prospectivas sin evaluar hansido devueltas por sus ex propietarios para serofrecidas como nuevas concesiones. La disponi-bilidad de estas concesiones ha atraído anumerosos operadores nuevos en el Mar delNorte, que percibieron la existencia de potencialeconómico en algunos de estos bloques cedidos.Uno de esos operadores fue OILEXCO, una com-pañía con sede en Calgary que actualmente estádesarrollando el Bloque 15/25b en la CuencaMoray Firth Externa.

Una delgada columna de petróleo, descubier-ta en el año 1990, atrajo la atención de OILEXCO(arriba). Después de reprocesar los datos sísmi-

cos y mapear las posibles trampas estratigráficas,la compañía puso en marcha un programa de per-foración de pozos múltiples.21 Como ayuda paracomprender los resultados de las operaciones deadquisición de registros, la compañía utilizó elsistema DecisionXpress. De los tres pozos regis-trados con el sistema DecisionXpress, el Pozo15/25b-8 demostró ser el pozo que justificaba laejecución de actividades adicionales en el área,conocida como acumulación Brenda. Dicho pozofue perforado en base a una respuesta AVO(variación de la amplitud en función del despla-zamiento) anómala de impedancia elástica yencontró una columna de hidrocarburos dentrode la arenisca Forties de aproximadamente 15 m[50 pies] de espesor (próxima página).22

La ejecución de análisis petrofísicos oportu-nos mediante el sistema DecisionXpress facilitóel proceso de toma de decisiones rápidas, nece-sario para ejecutar re-entradas o entubar y pro-

bar los pozos. Además, gracias a la prontitud delos análisis, OILEXCO pudo contar con informa-ción económica importante para mantener a lossocios situados en áreas remotas y a otros inver-sionistas totalmente informados acerca de lacapacidad de los yacimientos y la productividadprobable. El trabajo de evaluación resultanteconfirmó que la acumulación Brenda es quizásuno de los descubrimientos más grandes realiza-dos en aguas del Reino Unido en los últimos añosy las operaciones de perforación de desarrollomediante pozos de alto ángulo y pozos horizonta-les comenzarán en enero de 2006.

Interpretación en tiempo realEl sistema DecisionXpress ha sido aplicado conéxito en una amplia gama de yacimientos silici-clásticos.23 Esta interpretación en tiempo real noes totalmente aplicable a yacimientos carbona-tados, sobre todo por carecerse de un esquema

34 Oilfield Review

21. Para más información sobre exploración de trampasestratigráficas por parte de OILEXCO, consulte: DurhamLS: “Subtle Traps Become New Prey,” AAPG Explorer 25,no. 8 (Agosto de 2004): 14.

22. La variación de la amplitud con el desplazamiento (AVO,por sus siglas en inglés) se refiere a una variación en laamplitud de las reflexiones sísmicas con el cambio de ladistancia entre el punto de disparo y el receptor. Las res-puestas AVO indican diferencias en la litología y en elcontenido de fluidos en las rocas que sobreyacen einfrayacen el reflector.

23. Para ver ejemplos adicionales, consulte: Poulin M,Hidore J, Sutiyono S, Herron M, Herron S, Seleznev N,

200

km0 200

0 millas

Bloque 15/25b

M a r d e l N o r t e

NO

RU

EG

A

DINAMARCA

REINOUNIDO

> Concesión de OILEXCO en la Cuenca MorayFirth Externa. Una delgada columna de petróleo,identificada en el año 1990, condujo a la compa-ñía a reevaluar el potencial del Bloque 15/25b.

Grau J, Horkowitz J, Alden M y Chabernaud T: “DeepwaterCore Comparison with Answers from a Real-TimePetrophysical Evaluation,” artículo de la SPE 90134, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.Rasmus JC, Horkowitz JP, Chabernaud T, Graham P, Summers M y Wise D: “A New Formation EvaluationTechnique for the Lower Tertiary in South Texas—Predicting Production in Low Permeability, Fine-GrainedSandstones” artículo de la SPE 90690, presentado en la Conferencia Internacional del Petróleo de la SPE, Puebla, México, 7 al 9 de noviembre de 2004.

Otoño de 2005 35

robusto de evaluación de la saturación y univer-salmente aceptado. Por otra parte, la litología ylos componentes de las propiedades de la matrizdel sistema pueden generar mejoras significati-vas en las evaluaciones de carbonatos y seránimplementados en el futuro.

A través de la limitación del número de pará-metros seleccionados por el intérprete deregistros, la interpretación automatizada mini-miza el sesgo propio de la interpretación. Comosucede con cualquier esfuerzo por automatizartareas ejecutadas normalmente por personas,las interpretaciones automatizadas deben ser

comparadas cuidadosamente con otros datospara garantizar la validez de los resultados. Lascomparaciones de los datos de registros con losdatos de núcleos y de producción son crucialespara que los operadores utilicen esta tecnologíapero, con el tiempo, las comparaciones entrepozos deberían resultar adecuadas para validarlas interpretaciones.

Los algoritmos del sistema DecisionXpressarrojan interpretaciones petrofísicas rápidas yconfiables. Si conocen cuánto hidrocarburo haypresente y dónde puede ser producido económi-camente, las compañías operadoras pueden

planificar mejor las operaciones de determina-ción de la presión de formación y de muestreo,los procedimientos de extracción de núcleoslaterales por medios mecánicos o por percusióny las pruebas de formaciones, u optar por entu-bar el pozo, continuar la perforación o perforarpozos de re-entrada. Además, el análisis petrofí-sico rápido sirve de soporte para la toma dedecisiones a largo plazo, tales como el desarro-llo de estrategias de terminación, programas deestimulación y otras operaciones. —JS/GMG

L P K S R

Yacimiento neto

Calibre

Derrumbes

Revoquede filtración

MineralogíaDecisionXpress6 16pulg

Tamañode la barrena

6 16pulg

Tensión del cable

10,000 0lbf

10,000 0.1mD

Rayos gammacorregidos por

efectos ambientales

0 Grados API 200

Espesorproductivo neto

X,100

X,150

Hidrocarburo

AguaAgua

Hidrocarburo

Agua ligada a las arcillas

Agua ligada a los capilares

Hidrocarburo

Agua desplazada

Agua libre

Hidrocarburo desplazado

Calidad de los datos

Porosidad total Porosidad total

50 % 0

Arcilla

Cuarzo/feldespato/mica

Carbonato

Pirita

Anhidrita

Siderita

Carbón

Sal

Calidad de los datos

100 % 0

k- ΛPermeabilidad

0 1

Perfil de flujo

> Análisis petrofísico del Pozo 15/25b-8. Los indicadores de espesor productivo neto, en el carril correspondiente ala profundidad, de esta visualización DecisionXpress revelan aproximadamente 50 pies de espesor productivo netode petróleo cerca de X,150 pies. El Carril 1 presenta la curva de rayos gamma y la litología determinada con el sis-tema DecisionXpress. El Carril 3 muestra el hidrocarburo y el agua además de la permeabilidad intrínseca. Las satu-raciones de fluidos y la porosidad se muestran en el Carril 4. La mineralogía detallada, presentada en el Carril 5, sedetermina utilizando la sonda ECS y el procesamiento DecisionXpress. Como sucede en todas las presentacionesDecisionXpress, una pátina gris indica que los resultados están fuera de las especificaciones de tolerancia.

Las fibras han sido utilizadas en la industriadesde la antigüedad. Los antiguos egipciosempleaban paja y cerda de caballo para reforzarlos ladrillos de barro. Las primitivas casas de loschinos y de los japoneses muestran evidenciasde tapetes de paja utilizados para proveersoporte estructural.1 No obstante, hasta la intro-ducción de las fibras sintéticas al mercado acomienzos del siglo XX, las aplicaciones comer-ciales estaban limitadas por las propiedades delas fibras naturales.

Hoy en día, se dispone de una gran variedadde fibras manufacturadas, hechas en su mayorparte de polímeros, metales, vidrio o carbono.Estas fibras poseen propiedades que están revo-lucionando numerosas industrias, en especial laingeniería civil, la medicina, la industria de laindumentaria y el transporte. La industria delpetróleo y el gas, especialmente el sector de ser-vicios de bombeo, también se está beneficiandocon los nuevos materiales fibrosos.

A comienzos de la década de 1960, los inge-nieros comenzaron a agregar fibras de nylon—como refuerzo estructural—a los cementos utili-

zados en los pozos. Las fibras transmiten esfuer-zos localizados en forma más uniforme a lo largode toda la matriz de cemento; en consecuencia,el cemento fraguado es menos susceptible a laformación de fisuras y a la trituración por losesfuerzos soportados durante las operaciones dedisparos.2

En la década de 1990, Schlumberger intro-dujo el cemento con fibras de avanzadaCemNET, que empleaba fibras de vidrio paraprevenir pérdidas de circulación.3 A medida queuna lechada de cemento CemNET fluye dentrode una zona de pérdida de circulación duranteuna operación de cementación primaria, lasfibras forman una red a modo de puente y limi-tan la pérdida de lechada del espacio anular a laformación. Esta tecnología ayuda a los operado-res a llenar completamente el espacio anularcon cemento, mejorando el aislamiento porzonas y evitando las operaciones de cementa-ción con fines de remediación.4

Las fibras también se utilizan para permitirel contraflujo de apuntalante, un serio problemaasociado con el fracturamiento hidráulico.5 Si el

36 Oilfield Review

Nuevas fibras para tratamientos de fracturamiento hidráulico

Craig H. BivinsBivins Operating CompanyTyler, Texas, EUA

Curtis BoneyChris FreddJohn LassekPhil SullivanSugar Land, Texas

John EngelsHouston, Texas

Eugene O. FielderDevon EnergyOklahoma City, Oklahoma, EUA

Tim GorhamChevronBakersfield, California, EUA

Tobias JuddCiudad de México, México

Alfredo E. Sánchez MogollónReynosa, México

Lloyd TaborOklahoma City, Oklahoma

Ariel Valenzuela MuñozPEMEX Exploración y ProducciónReynosa, México

Dean WillbergMoscú, Rusia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ali Mazen, Sugar Land, Texas, EUA, y aDharmesh Prasad, Moscú, Rusia.CemNET, FiberFRAC, FracCADE, POD y PropNET son marcas de Schlumberger.

El transporte eficaz de apuntalante es esencial para el éxito de un tratamiento de fracturamiento

hidráulico. Mientras los fluidos de fracturamiento convencionales dependen de las altas viscosidades

de los fluidos, una nueva tecnología emplea fibras sintéticas que proveen una excelente capacidad de

transporte de apuntalante con bajas viscosidades de fluidos. Esta tecnología, que ha mejorado la

productividad de los pozos en numerosos campos petroleros, ofrece más flexibilidad a los ingenieros a

la hora de diseñar tratamientos de fracturamiento.

Las fibras han sido utilizadas en la industriadesde la antigüedad. Los antiguos egipciosempleaban paja y cerda de caballo para reforzarlos ladrillos de barro. Las primitivas casas de loschinos y de los japoneses muestran evidenciasde tapetes de paja utilizados para proveersoporte estructural.1 No obstante, hasta la intro-ducción de las fibras sintéticas al mercado acomienzos del siglo XX, las aplicaciones comer-ciales estaban limitadas por las propiedades delas fibras naturales.

Hoy en día, se dispone de una gran variedadde fibras manufacturadas, hechas en su mayorparte de polímeros, metales, vidrio o carbono.Estas fibras poseen propiedades que están revo-lucionando numerosas industrias, en especial laingeniería civil, la medicina, la industria de laindumentaria y el transporte. La industria delpetróleo y el gas, especialmente el sector de ser-vicios de bombeo, también se está beneficiandocon los nuevos materiales fibrosos.

A comienzos de la década de 1960, los inge-nieros comenzaron a agregar fibras de nylon—como refuerzo estructural—a los cementos utili-

zados en los pozos. Las fibras transmiten esfuer-zos localizados en forma más uniforme a lo largode toda la matriz de cemento; en consecuencia,el cemento fraguado es menos susceptible a laformación de fisuras y a la trituración por losesfuerzos soportados durante las operaciones dedisparos.2

En la década de 1990, Schlumberger intro-dujo el cemento con fibras de avanzadaCemNET, que empleaba fibras de vidrio paraprevenir pérdidas de circulación.3 A medida queuna lechada de cemento CemNET fluye dentrode una zona de pérdida de circulación duranteuna operación de cementación primaria, lasfibras forman una red a modo de puente y limi-tan la pérdida de lechada del espacio anular a laformación. Esta tecnología ayuda a los operado-res a llenar completamente el espacio anularcon cemento, mejorando el aislamiento porzonas y evitando las operaciones de cementa-ción con fines de remediación.4

Las fibras también se utilizan para permitirel contraflujo de apuntalante, un serio problemaasociado con el fracturamiento hidráulico.5 Si el

Otoño de 2005 37

apuntalante fluye fuera de una fractura hidráu-lica y se introduce en la tubería de revestimiento,la productividad del pozo declina y se puedenproducir daños en la tubería de revestimiento,las válvulas de control y el equipo de boca depozo. Bombeadas junto con el apuntalante en unfluido de fracturamiento, las fibras forman unared que estabiliza el empaque de apuntalante(abajo).6 A fin de conservar la integridad delempaque de apuntalante, las fibras deben mante-nerse suficientemente estables para permaneceren su lugar durante toda la vida productiva delpozo. Hoy en día, existen tres aditivos de empa-que de apuntalante para tratamientos defracturamiento hidráulico PropNET, hechos defibras de vidrio o de polímero, que satisfacen unaamplia variedad de condiciones de pozo.

Recientemente, los investigadores deSchlumberger descubrieron que, además de

estabilizar un empaque de apuntalante, lasfibras podían mejorar las capacidades de trans-porte de apuntalante de los fluidos defracturamiento. El desarrollo de este concepto,tanto en el laboratorio como en el campo, pro-movió la introducción de la tecnología de fluidosde fracturamiento a base de fibras FiberFRAC.

Este artículo describe cómo las fibras mejo-ran el transporte de apuntalante, analiza lasventajas prácticas de la utilización de fibras ymuestra cómo esta tecnología puede emplearsepara mejorar los tratamientos de fracturamientohidráulico. Algunos ejemplos de campo de Cali-fornia, el este de Texas, la zona central de EUA yel norte de México ilustran los beneficios de latecnología de fibras.

Cómo las fibras previenen el asentamiento del apuntalanteLos tratamientos de fracturamiento hidráulicocomprenden dos etapas de fluidos básicas.Durante la primera etapa, un fluido colchón, queno contiene apuntalante, se bombea a través delos disparos de la tubería de revestimiento a unrégimen y una presión suficientes como para

provocar la ruptura de la formación y crear unafractura. En la segunda etapa, la lechada deapuntalante, transporta el apuntalante a travésde los disparos hacia el interior de la fracturaabierta. Cuando el bombeo se detiene, la frac-tura se cierra sobre el apuntalante. Durante lainyección y el cierre de la fractura, la velocidadde asentamiento del apuntalante incide signifi-cativamente sobre la geometría final de lafractura apuntalada.7

Las altas velocidades de sedimentaciónhacen que el apuntalante se concentre en laparte inferior de una fractura antes de que éstase cierre. En casos extremos, las partículas deapuntalante forman agrupamientos que impidenla inyección ulterior de fluido. En cualquiera deambas situaciones, el apuntalante no llena com-pletamente la fractura y la productividad delpozo se ve desfavorablemente afectada. Contra-riamente, las bajas velocidades de sedimenta-ción favorecen la distribución completa y unifor-me del apuntalante a través de toda la fractura yproveen el máximo potencial para la estimula-ción del yacimiento y el mejoramiento de la pro-ductividad (arriba).

> Fibras para tratamientos de fracturamiento hi-dráulico PropNET en un empaque de apuntalante.Durante las etapas de limpieza y producción delpozo, la red de fibras impide el flujo de apuntalantefuera de la fractura.

1. Li VC: “Large Volume, High-Performance Applications ofFibers in Civil Engineering,” Journal of Applied PolymerScience 83, no. 2 (2002): 660–686.

2. Carter LG, Slagle KA y Smith DK: “Stress CapabilitiesImproved by Resilient Cement,” API Drilling andProduction Practices. Washington, DC: AmericanPetroleum Institute (1968): 29–37.

3. Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing FiberedCement Slurries for Lost Circulation Applications: CaseHistories,” artículo de la SPE 84617, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

4. Abbas R, Jarouj H, Dole S, Junaidi EH, El-Hassan H,Francis L, Hornsby L, McCraith S, Shuttleworth N, vander Plas K, Messier E, Munk T, Nødland N, Svendsen RK,Therond E y Taoutaou S: “Una red de seguridad paracontrolar las pérdidas de circulación,” Oilfield Review15, no. 4 (Primavera de 2004): 20–29.

5. Los apuntalantes son partículas dimensionadas que semezclan con el fluido de fracturamiento para mantenerlas fracturas abiertas después de efectuar un tratamiento

de fracturamiento hidráulico. Además de los granos dearena naturales, se pueden utilizar apuntalantes fabri-cados por el hombre o especialmente diseñados, talescomo arena recubierta de resina o materiales cerámicosde alta resistencia como la bauxita sinterizada. Losmateriales de los apuntalantes se almacenan cuidado-samente para conservar su tamaño y esfericidad y asíproveer un conducto eficaz para el flujo de fluido desdeel yacimiento hacia el interior del pozo.

6. Card RJ, Howard PR y Fèraud J-P: “A Novel Technologyto Control Proppant Backproduction,” artículo de la SPE31007, SPE Production and Facilities 110, no. 4(Noviembre de 1995): 271–276.Armstrong K, Card R, Navarrette R, Nelson E, Nimerick K,Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, WasylyciaN y Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve WellEconomics,” Oilfield Review 7, no. 3 (Otoño de 1995):34–51.

7. Constein VG: “Fracturing Fluid and ProppantCharacterization,” en Economides MJ y Nolte KG (eds):Reservoir Stimulation, 2da edición, Englewood Cliffs,Nueva Jersey, EUA: Prentice Hall (1989): 5-1–5-23.

Fluido de fracturamiento Zonaproductiva

Tubería de revestimiento

Apuntalante

Zonaproductiva

Tubería de revestimiento

Apuntalante

Fluido de fracturamiento

> Efectos de las velocidades de asentamiento del apuntalante. Las velocidades de asentamiento elevadas hacen que el apuntalante se concentre en la parteinferior de una fractura antes de que ésta se cierre (izquierda). Las velocidades de asentamiento bajas favorecen la distribución completa y uniforme delapuntalante a través de toda la fractura (derecha).

El transporte de apuntalante en los fluidos defracturamiento convencionales se rige por unacompleja combinación de parámetros, inclu-yendo el tamaño y la densidad de las partículas,las dimensiones de las fracturas y las propieda-des reológicas de los fluidos base. La viscosidaddel fluido es de particular importancia porqueprovee resistencia al asentamiento por atraccióngravitatoria y ayuda a transportar el apuntalantea lo largo de una fractura. Varios estudios haninvestigado las velocidades de sedimentación delos apuntalantes en función de la viscosidad delfluido.8 A raíz de estos estudios y de la experien-cia de campo, surgió un patrón clave sobre laviscosidad del fluido: con respecto a los fluidosde fracturamiento convencionales, la viscosidadmínima del fluido para asegurar el transporteadecuado del apuntalante es de aproximada-mente 100 cP a una tasa de corte de 100 s–1.9

La viscosidad del fluido de fracturamientotambién afecta la geometría de la fractura. Amedida que aumenta la viscosidad del fluido,aumenta el ancho de la fractura. Lamentable-mente, la presión de tratamiento de fondo depozo también se incrementa, lo que puede pro-

vocar el crecimiento vertical excesivo de la frac-tura. Si la fractura crece más allá de la zonaproductiva introduciéndose en los niveles noproductivos o productores de agua, la eficienciageneral del tratamiento de fracturamiento sedeteriora (arriba).

En consecuencia, los ingenieros deben dise-ñar fluidos de fracturamiento que transporten elapuntalante en forma eficaz, manteniendo almismo tiempo las fracturas dentro de las zonasproductivas. En muchas áreas, es difícil lograrambos objetivos, lo que a veces obliga a los inge-nieros a hacer concesiones que se traducen enresultados subóptimos. Afortunadamente, lasfibras ofrecen una solución para este dilema.

El agregado de fibras a una suspensión defluido y partículas modifica notablemente elcomportamiento de las partículas con respecto asu asentamiento. Cuando no hay fibras presen-tes, el asentamiento en general responde a la leyde Stokes.10 La velocidad a la que las partículascaen a través de un fluido es directamente propor-cional al tamaño y densidad de las partículas einversamente proporcional a la viscosidad del flui-do. A medida que se produce la sedimentación, se

forma un límite definido entre la capa de partícu-las y el fluido que se encuentra por encima de ella.

Habiendo fibras presentes, la ley de Stokesya no se mantiene. Las fibras interfieren con laspartículas, lo que obstaculiza físicamente suviaje en sentido descendente. Al avanzar la sedi-mentación, no se forma ningún límite definidoentre las partículas y el líquido; en cambio, lamezcla de fibras y partículas se comprime lenta-mente dejando atrás poco fluido. Este tipo decomportamiento se conoce como sedimentaciónde Kynch (próxima página, extremo superior).11

El beneficio práctico de la sedimentación deKynch es que la viscosidad del fluido desempeñaun rol mucho menos importante con respecto a ladeterminación de la velocidad de sedimentaciónde las partículas. Los experimentos demuestranque, con una viscosidad de fluido base dada, lasfibras reducen la velocidad de sedimentación delapuntalante en más de un orden de magnitud. Deun modo equivalente, a una velocidad de sedi-mentación dada, la viscosidad del fluido baserequerida también disminuye aproximadamenteen un orden de magnitud (próxima página,extremo inferior). En efecto, en términos de sedi-mentación de las partículas, se puede considerarque las fibras proveen la viscosidad virtual delfluido. El empleo de la tecnología FiberFRACreduce la importancia de la viscosidad del fluidobase como determinante de la velocidad de sedi-mentación, lo que otorga más flexibilidad a losingenieros a la hora de diseñar un tratamiento defracturamiento hidráulico.

Optimización de las fibras para el transporte de apuntalantePara que las fibras resulten adecuadas para eltransporte del apuntalante, deben poseer lacombinación correcta de longitud, diámetro, fle-xibilidad y estabilidad térmica. Deben resultarfáciles de dispersar en una lechada de apunta-lante y poder pasar a través del equipo debombeo, las tuberías y los disparos sin romperseni formar obturaciones. Las fibras no se puedenseparar del apuntalante durante el emplaza-miento. Después del emplazamiento, debenmantenerse estables hasta que la fractura se cie-rre. Sin embargo, a diferencia de las fibrasPropNET, las fibras utilizadas para el transportede apuntalante deberían disolverse después delcierre de la fractura para maximizar la conducti-vidad del empaque de apuntalante.

Los científicos de Schlumberger experimen-taron con diversos tipos de fibras antes de encon-trar los productos que lograran satisfacer todosestos requisitos. Con tales fines, seleccionaron dosfibras a base de polímeros que cubren dos rangosde temperatura de yacimiento: 66°C a 121°C

38 Oilfield Review

Zonaproductiva

Tubería de revestimiento

Zonaproductiva

Tubería de revestimiento

Fractura apuntalada

Fractura apuntalada

Fluido de fracturamiento

Fluido de fracturamiento

> Efecto de la viscosidad sobre la geometría de la fractura y el emplazamien-to del apuntalante. La viscosidad excesiva del fluido produce el crecimientovertical de la fractura más allá de la zona productiva, lo que favorece elasentamiento del apuntalante y la producción subóptima (extremo superior).Los fluidos con viscosidades más bajas reducen el crecimiento vertical de lafractura (extremo inferior). El agregado de fibras ayuda a mantener en sus-pensión el apuntalante hasta que la fractura se cierra.

Otoño de 2005 39

[150°F a 250°F] y 121°C a 204°C a [250°F a400°F]. Durante el desarrollo de la tecnologíaFiberFRAC, dos evaluaciones de laboratorio resul-taron de particular importancia: la prueba de ranu-ra y la prueba de conductividad del empaque deapuntalante.

Una prueba de ranura es una técnica delaboratorio dinámica diseñada para evaluar eltransporte de apuntalante. El instrumento deprueba posee una ranura transparente quesimula una fractura de 2.44 m de longitud por30.4 cm de alto y 0.47 cm de ancho [8 pies delongitud, por 1 pie de alto y 5⁄16 pulgadas deancho]. La lechada de apuntalante fluye a travésde un orificio que simula un disparo y luego pasapor la ranura, permitiendo la observación ymedición de la eficiencia del transporte deapuntalante. En una prueba se comparó eldesempeño de la lechada convencional con el dela lechada FiberFRAC, utilizando cada una elmismo fluido base. Se agregó apuntalante demalla 20/40, con una concentración de 0.9 kg[2 lbm], a cada galón americano [3.8 L] de fluidode fracturamiento (2 laa).12 Las velocidades de

8. Novotny EJ: “Proppant Transport,” artículo de la SPE6813, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 9 al 12 de octubre de 1977.Roodhart LP: “Proppant Settling in Non-NewtonianFracturing Fluid,” artículo de las SPE/DOE 13905,presentado en el Simposio sobre Yacimientos de Gas deBaja Permeabilidad de las SPE/DOE, Denver, 9 al 12 demarzo de 1985.Acharya A: “Particle Transport in Viscous andViscoelastic Fracturing Fluids,” artículo de la SPE 13179,SPE Production Engineering 1, no. 2 (Marzo de 1984):104–110.

9. La tasa de corte, γ. , es el gradiente de velocidad medidoa lo largo del diámetro de un canal de flujo de fluido, talcomo un tubo, un espacio anular u otra forma. En lamayoría de los viscosímetros de los campos petroleros,la tasa de corte es la diferencia de velocidad entre unacamisa rotativa y un cilindro (o balancín) instalado enforma concéntrica dentro de la camisa. Cuando hayfluido presente en el espacio anular existente entre elbalancín y la camisa, el balancín experimenta unesfuerzo de torsión cuando la camisa rota. Este esfuerzose conoce como esfuerzo de corte, τ. La viscosidad, µ,es la relación entre el esfuerzo de corte y la tasa decorte, µ = τ/γ.. La viscosidad de muchos fluidos varía conla tasa de corte. Por lo tanto, entre las especificacionesde la viscosidad se debe incluir la tasa de corte. En esteartículo, la tasa de corte para todas las viscosidades es100 s–1.

10. De acuerdo con la ley de Stokes, V =(2gr2)(d1–d2), 9µ

donde V es la velocidad de caída de las partículas(cm/s), g es la aceleración de la gravedad (cm/s2), r es elradio de las partículas equivalente (cm), d1 es la densi-dad de las partículas (g/cm3), d2 es la densidad del fluido(g/cm3) y µ es la viscosidad del fluido (dina-s/cm2).

11. Tiller FM: “Revision of Kynch Sedimentation Theory,”American Institute of Chemical Engineers Journal 27, no.5 (1981): 823–828.

12. Las concentraciones de apuntalante se expresannormalmente en “libras por galón agregado,” o laa. Laabreviatura laa indica que a cada galón de fluido defracturamiento se agrega una libra de apuntalante. Estetérmino no debe confundirse con la expresión “libraspor galón” o lbm/gal, que es más común. Durante lostratamientos de fracturamiento hidráulico, laa reflejamejor la práctica de campo. No existe ningúnequivalente métrico reconocido de laa.

LechadaFiberFRAC

Lechada deapuntalante convencional

Sedimentación queresponde a la ley de Stokes

Sedimentaciónde Kynch

0.00 % de fibra por peso de fluido0.75 % de fibra por peso de fluido1.00 % de fibra por peso de fluido1.50 % de fibra por peso de fluido2.00 % de fibra por peso de fluido

1

1

10

100

100

Sin fibras

10

Viscosidad del fluido, cP

Velo

cida

d de

ase

ntam

ient

o in

icia

l, m

m/m

in

> Ley de Stokes y sedimentación de Kynch. En los fluidos de fracturamientoconvencionales, las partículas de apuntalante se asientan de acuerdo con laley de Stokes, formando un límite definido entre la capa de apuntalante y elfluido que yace por encima de la misma (izquierda). Las lechadas de apunta-lante que contienen fibras muestran una sedimentación de tipo Kynch (de-recha). Cuando se produce la sedimentación, no se forma un límite definidoentre las partículas y el líquido; en cambio, la mezcla de fibras y apuntalante(inserto) se comprime lentamente, dejando atrás poco fluido.

> Velocidades de asentamiento del apuntalante con y sin fibras. Cuando hayfibras presentes, la velocidad de asentamiento de las partículas en una lecha-da de apuntalante es más de un orden de magnitud más lenta que la observa-da en un fluido sin fibras (azul). A una velocidad de asentamiento dada, laviscosidad del fluido base requerida también se reduce en aproximadamenteun orden de magnitud.

Fibra de baja temperatura

Fibra de alta temperatura

Temperatura, °F

70

60

50

100

90

80

40

30

20

10

0

Tiem

po d

e de

scom

posi

ción

de

las

fibra

s, d

ías

150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400

bombeo para la lechada convencional y lalechada FiberFRAC fueron de 101 y 66.1 L/min[26.6 y 17.4 gal/min], respectivamente. A pesar dela velocidad de bombeo más elevada, el apunta-lante en el fluido convencional se separó y cayóen el fondo de la ranura. La lechada FiberFRACse mantuvo estable, las fibras se dispersaron enforma uniforme y todo el apuntalante permanecióen suspensión durante la prueba (izquierda).Además, las fibras no se rompieron ni formaronobturaciones al pasar a través del disparo.

La conductividad del empaque de apuntalantees una función directa del espacio intersticialexistente entre las partículas de apuntalante; porlo tanto, sería ideal que las fibras FiberFRAC desa-parecieran. A diferencia de las fibras PropNET,que deben mantener una red rígida, las fibrasFiberFRAC no se necesitan después del emplaza-miento de la lechada de apuntalante y el cierre dela fractura. Por este motivo, los científicos deSchlumberger eligieron polímeros que se disuel-ven lentamente (izquierda, extremo inferior). Laspruebas de laboratorio confirmaron que, una vezque las fibras se disolvían, la conductividad delempaque de grava resultante era básicamenteidéntica a la obtenida con el mismo fluido sinfibras (próxima página, extremo superior).

Entrega en la localización del pozoLa ejecución correcta de un tratamiento de frac-turamiento hidráulico requiere la mezcla suave yestable de todos los componentes del fluido, conlas concentraciones que corresponda. Las fibrasposeen una alta relación entre la longitud y eldiámetro; en consecuencia, su agregado y disper-sión en una lechada de apuntalante puedeconstituir un verdadero reto. Afortunadamente,este problema fue encarado previamente duranteel desarrollo de la tecnología PropNET.

El mezclador programable de densidadóptima POD está provisto de un dispositivo dealimentación especial para el agregado de lasfibras a los fluidos de fracturamiento (próximapágina, extremo inferior). Este dispositivo de ali-mentación comprende una tolva en la que secargan las fibras y un taladro que mezcla lasfibras en la lechada de apuntalante a una veloci-dad constante. Durante los tratamientos demagnitud considerable, una cinta transporta-dora acarrea las fibras hacia el interior deldispositivo de alimentación.

40 Oilfield Review

13. Vasudevan S, Willberg DM, Wise JA, Gorham TL, DacarRC, Sullivan PF, Boney CL y Mueller F: “Field Test of aNovel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost HillsField, California,” artículo de la SPE 68854, presentadoen la Reunión Regional del Oeste de la SPE, Bakersfield,California, EUA, 26 al 30 de marzo de 2001.

Lechada FiberFRAC

Lechada de apuntalante convencional

Tanquesmezcladoresde 50 galones

2 laa de apuntalante de malla 20/40 a 17.4 gal/min

2 laa de apuntalante de malla 20/40 a 26.6 gal/min

Ranura de 1 pie x 8 pies x 5⁄16 pulgadas y disparo de 5⁄16 pulgadas

> Velocidades de descomposición de dos tipos de fibras FiberFRAC. La fibrade baja temperatura (azul) se utiliza a temperaturas que oscilan entre 150 y250°F. La fibra de alta temperatura (rojo) se utiliza a temperaturas que fluc-túan entre 250 y 400°F. Ambas fibras se descomponen en días o semanas.

> Pruebas de ranura en las que se compara el desempeño del fluido de frac-turamiento a base de fibras FiberFRAC con las lechadas de apuntalante con-vencionales. Un diagrama esquemático del instrumento ranurado (extremosuperior) indica la trayectoria del fluido. Las fotografías muestran las lecha-das de apuntalante fluyendo a través de la ranura. En ambas pruebas seutilizó el mismo fluido base con 2 laa de apuntalante cerámico de malla 20/40.La lechada FiberFRAC es estable (centro), mientras que el apuntalante de lalechada convencional (extremo inferior) cae en el fondo de la ranura.

Mezclador POD

Tolva decarga de fibras

Núcleo

Placas de compresión calentadas

Regulador decontrapresión

Pérdida de fluido

Transductor de presión

Núcleo

Estructurade la prensa

Celda deconductividad

Bombeo dela lechada

Núcleo

Empaque de apuntalante

Otoño de 2005 41

Las propiedades físico-químicas de las fibrasFiberFRAC y las de las fibras PropNET son diferen-tes. Por lo tanto, antes de bombear los tratamien-tos reales, fue necesario efectuar pruebas de mez-cla para verificar la adecuación del dispositivo dealimentación existente en una mezcladora POD.

Una leve recalibración del taladro compensó lasdiferentes propiedades de densidad volumétricay flujo de las fibras FiberFRAC secas. Reciénentonces se procedió a efectuar los tratamientosde campo reales.

Estimulación de la Formación Monterrey en CaliforniaChevron comenzó con las primeras aplicacionesde la tecnología FiberFRAC en el Campo LostHills, situado en California, EUA.13 La Formación

200°F 275°F

Concentración degoma guar: 18 lbm/1,000 gal

Concentración degoma guar: 20 lbm/1,000 gal

Perm

eabi

lidad

rete

nida

, %

1009080706050403020100

Sinfibras

Sinfibras

30 lbm/1,000 galde fibras FiberFRAC

30 lbm/1,000 galde fibras FiberFRAC

68% 69%66% 68%

> Servicio en la localización del pozo. Una tolva situada por encima del mezclador programable de densidad óptima POD carga las fibrasen el fluido de fracturamiento.

> Efecto de las fibras FiberFRAC sobre la conductividad del empaque deapuntalante. La prueba de conductividad (derecha) consiste en colocar unalechada de apuntalante entre dos núcleos e insertar el “sándwich” de apun-talante en una celda de conductividad. Los núcleos son calentados y compri-midos en la celda para simular las condiciones de fondo de pozo y el fluidoproveniente de la lechada de apuntalante es admitido a través de los núcleos.Después de la admisión, se bombea salmuera a través del empaque de apun-talante y se registra la caída de presión. Las fibras FiberFRAC producen unefecto mínimo sobre la conductividad del empaque de apuntalante (izquierda).En estos experimentos, se utilizó bauxita de malla 20/40 como apuntalante yel esfuerzo de cierre fue de 5,000 lpc [35 Mpa].

Monterrey productora de petróleo está compuestapor diatomita de alta porosidad—45 a 65%—yuna permeabilidad relativamente baja que oscilaentre 1 y 7 mD. La presión de yacimiento fluctúaentre 500 y 1,400 lpc [3.5 y 9.8 MPa], a una tem-peratura de fondo de pozo promedio de 51.7°C[125°F]. El espesor de la zona de interés varíaentre 152 y 366 m [800 y 1,200 pies], a una pro-fundidad promedio de aproximadamente 549 m[1,800 pies]. Las barreras de esfuerzo que se en-cuentran por encima y por debajo de la zonaproductiva son débiles y no pueden conteneruna fractura hidráulica.

El rasgo más interesante de esta diatomita essu blandura. El módulo de Young es extremada-mente bajo—50,000 a 300,000 lpc [345 a 2,070MPa]—aproximadamente un orden de magnitudmenor que el de las areniscas duras.14

Estas propiedades de las rocas dificultan elempleo de fluidos de fracturamiento convencio-nales. Las altas viscosidades de los fluidos defracturamiento reticulados generan un ancho defractura excesivo en la región vecina al pozo.Debido a la presencia de barreras débiles, existepoco control del crecimiento vertical de la frac-tura. Los tratamientos previos, que utilizabansistemas de fluido a base de goma guar reticuladocon borato de 350 cP [0.35 Pa.s], normalmente setraducían en fracturas anchas y cortas que seextendían más allá de la zona productiva. Este“efecto de globo” de la fractura también ocasio-naba significativos problemas de contraflujo deapuntalante.

Los ingenieros de Schlumberger utilizaron elprograma de diseño y evaluación de tratamientosde fracturamiento hidráulico FracCADE paradeterminar las propiedades de los fluidos requeri-das para crear fracturas más largas y más angostasque quedarían confinadas dentro de la zona pro-ductiva. Según las simulaciones, la viscosidad delfluido debería ser inferior a 100 cP [0.1 Pa.s]. A laluz de las pautas sobre transporte de apuntalantedescriptas previamente, Chevron estimuló elsiguiente grupo de pozos utilizando la tecnologíaFiberFRAC. Después de realizadas las pruebas delaboratorio preliminares, se optó por una soluciónde goma guar de comportamiento lineal (no reti-culada) de 33 cP [0.03 Pa.s] de viscosidad, comofluido base. El simulador FracCADE indicó ade-más que los tratamientos FiberFRAC requeriríanmenos apuntalante porque las fracturas seríanmás angostas y quedarían confinadas en la zonaproductiva.

Para el programa de fracturamiento hidráu-lico del Campo Lost Hills se hizo uso del mapeode fracturas a partir de los registros con incli-nómetros de superficie llevados a cabo porChevron durante el fracturamiento con fluidosconvencionales.15 La compañía también instalóinclinómetros en los siete tratamientos realizadoscon tecnología FiberFRAC, lo que proporcionó alos ingenieros una oportunidad excepcional paracomparar las fracturas creadas por ambos tiposde fluidos.

Los siete tratamientos involucraron múl-tiples zonas en dos pozos (abajo, a la izquierda).

El Pozo A fue tratado en cuatro etapas, el Pozo Ben tres. Se utilizaron tapones puente para pro-veer aislamiento por zonas entre las etapas. Losdisparos fueron orientados para inducir el creci-miento de la fractura en la dirección preferida.16

Los tratamientos FiberFRAC fueron bombea-dos con éxito sin que las fibras obstaculizaran losdisparos y sin que surgieran dificultades en elemplazamiento del apuntalante dentro de lasfracturas. El análisis de los datos de los inclinó-metros indicó que la longitud promedio de lafractura era de 55.5 m [182 pies], comparada con44.2 m [145 pies] en el caso de los tratamientosconvencionales. Según lo indicado por las simula-ciones, se requería mucho menos apuntalantepara lograr las fracturas más largas: 2,530 kg pormetro de intervalo [1,700 lbm de apuntalante porpie], contra 3,130 a 3,730 kg por metro [2,100 a2,500 lbm por pie] para las operaciones conven-cionales.

Transcurridos 90 días, los regímenes de pro-ducción de los pozos tratados con fluidosconvencionales y fluidos cargados de fibras fue-ron los mismos; no obstante, los pozos tratadoscon fluidos FiberFRAC requirieron 30% menosde apuntalante. En un pozo típico del CampoLost Hills, esto equivale a obtener los mismosregímenes de producción con 327,000 kg[720,000 lbm] menos de apuntalante (abajo, a laderecha). Además, debido a la reducción delancho de la fractura en la zona vecina al pozo, elcontraflujo de apuntalante durante la produc-ción fue escaso o inexistente.

42 Oilfield Review

> Exposición general del tratamiento para los pozos A y B del CampoLost Hills, California, EUA.

Intervalos disparados, pies

Volumen totalde arena, lbmVolumen totalde fluido, gal

1,252,000

327,000

1,230,000

334,000

Pozo A Pozo B

2,610 a 2,6202,340 a 2,3502,120 a 2,1301,750 a 1,760

2,835 a 2,8452,630 a 2,640, 2,660 a 2,6702,420 a 2,430, 2,460 a 2,470

Etapa 1Etapa 2Etapa 3Etapa 4

Densidad de losdisparos, tiros/pie

Temperatura estáticade fondo de pozo, °F

Tamaño delpozo, pulgadas

Profundidad total, pies

4

125

8.75

2,860

4

125

8.75

3,181

> Producción promedio de los pozos del Campo Lost Hills, tratados con flui-dos convencionales y con fluidos FiberFRAC. Los gastos están normalizadoscon respecto al volumen de apuntalante emplazado en las fracturas. Des-pués de 90 días, los pozos tratados con fluidos FiberFRAC demostraron serproductores más eficientes que sus contrapartes convencionales.

70

60

50

40

30

20

10

30 días promedio 60 días promedio 90 días promedio0

Prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o pr

omed

iobb

l/día

1,00

0 lb

m d

e ap

unta

lant

e/pi

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inte

rval

o

Fibra, 1,700 lbm de apuntalante/pie de intervaloFluido reticulado, 2,100 lbm de apuntalante/pie de intervaloFluido reticulado, 2,500 lbm de apuntalante/pie de intervalo

Otoño de 2005 43

Mejoramiento de la producción en la Formación Cotton Valley InferiorLa Formación Cotton Valley Inferior del este deTexas y norte de Luisiana, EUA, está compuestapor areniscas productoras de gas, laminadas ydelgadas, intercaladas entre capas de lutita. Lapermeabilidad oscila entre 0.001 y 0.05 mD. Lasformaciones productoras de gas con permeabili-dades tan bajas suelen clasificarse como forma-ciones gasíferas compactas. Las profundidades delos yacimientos oscilan entre 3,048 y 4,270 m[10,000 y 14,000 pies] y las temperaturas de fondode pozo varían entre 93 y 182°C [200 y 340°F]. Elmódulo de Young de la arenisca es de 5,000,000 lpc[34,470 MPa]; es decir, supera al de la diatomitadel Campo Lost Hills mencionada previamente enmás de un orden de magnitud.

Para esta situación geológica, los principalesdesafíos que plantea el diseño de los tratamien-tos de fracturamiento incluyen la necesidad decrear fracturas largas, con crecimiento verticallimitado, buena cobertura de apuntalante a lolargo de toda la superficie de la fractura y dañomínimo del empaque de apuntalante. Además, elfluido de fracturamiento debe ser estable a altastemperaturas.

En esta formación, muchos operadores hanrealizado tratamientos de fracturamientohidráulico masivos convencionales utilizandofluidos a base de polímeros reticulados. Lamen-tablemente, estos tratamientos a menudo creanfracturas grandes que ingresan en las zonas noproductivas y requieren volúmenes de polímeroy apuntalante considerables, lo que reduce laviabilidad económica de las operaciones de esti-mulación.

En el otro extremo del espectro de viscosidad,los tratamientos de fracturamiento con aguaaceitosa—agua más un reductor de fricción—constituyen un método de estimulacióngeneralizado para esta formación.17 La viscosidaddel agua aceitosa es de aproximadamente 1 cP.Para que se ejerza suficiente esfuerzo para ini-ciar y propagar una fractura durante la etapa defluido colchón, y para transportar el apuntalante,se requieren altas velocidades de bombeo, nor-malmente superiores a 7.9 m3/min [50 bbl/min].La concentración de apuntalante en el fluido esbaja, usualmente menor que 2 laa. El tamaño delapuntalante suele ser pequeño—malla de40/70—para minimizar la velocidad de sedimen-tación según la ley de Stokes. Este método esmucho menos oneroso que el fracturamientohidráulico masivo y ha permitido expandir consi-derablemente el número de pozos que puedenestimularse en forma económica. Sin embargo,las investigaciones ulteriores revelaron que,luego de normalizados en función de las condicio-nes del yacimiento y del sistema de producción,los pozos estimulados de esta manera, resultaronmenos productivos que los pozos tratados enforma convencional.18 A pesar de sus altas veloci-dades de bombeo, tamaños pequeños y bajasconcentraciones, los apuntalantes tienden aasentarse relativamente cerca del pozo, lo quelimita la longitud efectiva de la fractura.

Ni los tratamientos convencionales ni los queutilizan agua aceitosa pueden abordar todos losretos de estimulación que plantea la FormaciónCotton Valley. Esta área requiere un fluido de frac-turamiento de baja viscosidad que transporte elapuntalante en forma eficaz. Luego del éxitologrado con los fluidos de fracturamiento cargadosde fibras en California, se propuso la tecnologíaFiberFRAC para la Formación Cotton Valley.19 Laprimera aplicación tuvo lugar en el Campo Okio,operado por Bivins Operating Company. La pro-fundidad del yacimiento productivo oscilaba entre3,960 y 4,270 m [13,000 y 14,000 pies] y la tempe-ratura de fondo de pozo era de 127°C [260°F].

El análisis petrofísico indicó que, debido al altomódulo de Young, la viscosidad mínima del fluidonecesaria para lograr una fractura hidráulica, cuyoancho fuera suficiente para el emplazamiento de

las fibras, era de 50 cP [0.05 Pa.s]. Para evitar elcrecimiento vertical excesivo de la fractura, ellímite superior de viscosidad del fluido fue de150 cP [0.15 Pa.s]. A una temperatura de fluido de260°F, un fluido a base de goma guar reticuladocon borato satisfacía estos requisitos. La concen-tración del polímero fue de 2.2 kg/m3 [18 lbm/1,000galones americanos]. Sin la presencia de fibras, senecesitarían 30 a 35 lbm de goma guar por 1,000galones americanos [3.6 a 4.2 kg/m3] para lograrun transporte de apuntalante adecuado. Ademásde reducir el costo del fluido, la utilización demenos polímero mejora la conductividad delempaque de apuntalante y aumenta la productivi-dad de los pozos.20

Los tratamientos FiberFRAC se llevaron acabo en un grupo de pozos vecinos con carac-terísticas litológicas similares (izquierda). Laspermeabilidades y los espesores para ambospozos, expresadas en forma conjunta como kh,eran básicamente iguales: 0.30 y 0.28 mD-pie.21

14. El módulo de Young, E, es una constante elástica queindica cómo se deforma un material cuando essometido a esfuerzo. La resistencia de un material a ladeformación aumenta con el valor de E.VanVlack LH: A Textbook of Materials Technology.Reading, Massachusetts, USA: Addison Wesley (1973):11–12.

15. El mapeo de fracturas con inclinómetros de superficiemide directamente la orientación, volumen, geometría ylocalización aproximada de las fracturas. Los inclinó-metros miden los cambios minúsculos producidos en lainclinación de la superficie, en varios puntos alrededordel pozo, durante la ejecución de un tratamiento defracturamiento hidráulico. Estos instrumentos operancomo el nivel de un carpintero. Los datos de los inclinó-metros son analizados para determinar los parámetrosde fracturamiento que producirían el campo dedeformación observado.Barree RD, Fisher MK y Woodroof RA: “A PracticalGuide to Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies,”artículo de la SPE 77442, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

16. Acock A, Heitmann N, Hoover S, Zia Malik B, Pitoni E,Riddles C y Solares JR: “Métodos de control de laproducción de arena sin cedazos,” Oilfield Review 15,no. 1 (Verano de 2003): 40–57.

17. Mayerhofer MJ y Meehan DN: “Waterfracs: Resultsfrom 50 Cotton Valley Wells,” artículo de la SPE 49104,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembrede 1998.

18. England KW, Poe BD y Conger JG: “ComprehensiveEvaluation of Fractured Gas Wells Utilizing ProductionData,” artículo de la SPE 60285, presentado en laReunión Regional de las Montañas Rocallosas y elSimposio sobre Yacimientos de Baja Permeabilidad dela SPE, Denver, 12 al 15 de marzo de 2000.

19. Engels JN, Martínez E, Fredd CN, Boney CL y Holms BA:“A Mechanical Methodology of Improved ProppantTransport in Low-Viscosity Fluids: Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas,”artículo de la SPE 91434, presentado en la ReuniónRegional del Este de la SPE, Charleston, Virginia Oeste,EUA, 15 al 17 de septiembre de 2004.

20. Nimerick KH, Temple HL y Card RJ: “New pH-BufferedLow-Polymer Borate-Crosslinked Fluids,” artículo de laSPE 35638, presentado en la Conferencia de Tecnologíadel Gas de la SPE, Calgary, 28 de abril al 1° de mayo de1996.

21. El término kh es el producto de la permeabilidad de laformación (k) por el espesor (h), expresado en mD-pie:se lo conoce como capacidad de flujo.

Pozo 1

Lutita

Arenisca

Caliza

Dolomía

Pozo 2

Lutita

Arenisca

Caliza

Dolomía

> Litología de los Pozos 1 y 2 en la FormaciónCotton Valley Inferior. Los registros confirman lapresencia de una serie de areniscas casi idén-tica en los dos pozos.

Gast

o de

gas

, mill

ón d

e pi

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ía

1.0

Tiempo, días0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130

10.0

0.1

Pozo 1 – tecnología a base de fibrasPozo 2 – fractura con agua aceitosa

100

80

60

40

Prod

ucci

ón n

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aliza

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l esp

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20

00 30 60 90

Tiempo, días120 150 180

Datos de producción de pozos con tecnología FiberFRAC

Datos de producción de pozos vecinos

El Pozo 1 fue tratado con fluido cargado defibras; en el Pozo 2 se utilizó agua aceitosa. Parael Pozo 1, los ingenieros bombearon el sistemade goma guar reticulado con borato, a razón de18 lbm/1,000 galones americanos, y las lechadasde apuntalante contenían entre 1 y 6 laa dearena de malla 20/40. En promedio, se emplaza-ron 176,900 kg [390,000 lbm] de apuntalantedurante cada tratamiento. Por el contrario, laslechadas de apuntalante de los tratamientos conagua aceitosa contenían entre 0.25 y 4 laa dearena de malla 40/70 y el volumen promedio deapuntalante emplazado fue de 90,700 kg[200,000 lbm].

La producción inicial del Pozo 1 fue de87,800 m3/d [3.1 millones de pies3/d], mientrasque el Pozo 2 tuvo una producción de 19,800 m3/d[0.70 millón de pies3/d]. Luego de 90 días deproducción, el Pozo 1 produjo un promedio de53,800 m3/d [1.9 millón de pies3/d], mientras queel régimen de producción promedio del Pozo 2fue de 18,700 m3/d [0.66 millón de pies3/d].Durante este período, la producción acumuladade gas del Pozo 1 superó en siete veces a la delPozo 2 (abajo).

Hasta la fecha, se han realizado más de 120tratamientos FiberFRAC en el este de Texas yLuisiana. Se han emplazado más de 10 millones

de kg [22 millones de lbm] de apuntalante, utili-zando más de 26,500 m3 [7 millones de galones]de fluido cargado de fibras. Las temperaturas defondo de pozo variaron entre 93 y 182°C [197 y339°F], bombeándose la mayoría de los trata-mientos a una temperatura de aproximadamente129°C [265°F]. El tratamiento cargado de fibrasmás grande realizado hasta la fecha emplazó385,000 kg [850,000 lbm] de apuntalante.

Mejoramiento de la producción de gas en la lutita BarnettLa lutita Barnett corresponde a los campos de gasen tierra firme de crecimiento más rápido de losEstados Unidos. Devon Energy opera 222,530 ha[550,000 acres] en la Cuenca Fort Worth delnorte de Texas. La lutita Barnett, cuyo espesorvaría entre 60 y 180 m [200 y 600 pies], es aúnmás compacta que la arenisca de la FormaciónCotton Valley Inferior. La permeabilidad es de0.0001 mD y el módulo de Young oscila entre 2 y3 millones lpc [13,790 y 20,680 MPa]. La profun-didad promedio es de 2,440 m [8,000 pies] y latemperatura de fondo de pozo, 93°C [200°F].

La historia de estimulación de la lutita Barnettes similar a la de la arenisca de la FormaciónCotton Valley Inferior. Los operadores inicial-mente efectuaron tratamientos de fracturamientohidráulico masivos para los que utilizaron fluidoscon altas concentraciones de polímeros y aproxi-madamente 680,400 kg [1.5 millón de libras] deapuntalante. Los costos del tratamiento eran ele-vados y la producción consiguiente a menudoresultaba insuficiente para justificar el desarrollocomercial de la lutita Barnett.

Para reducir los costos del tratamiento,muchos operadores optaron por los fluidos defracturamiento con agua aceitosa.22 Los trata-mientos con arena más pequeños, que consistíannormalmente en unas 200,000 lbm de apunta-lante y un volumen mayor de líquido, resultaronpromisorios y permitieron incrementar sustan-cialmente el número de pozos con posibilidadesde ser estimulados en forma económica. No obs-tante, ciertas áreas no satisfacían su potencial deproducción. La recuperación final estimada(EUR, por sus siglas en inglés) de las áreas pro-blemáticas era generalmente superior a 28millones de m3 [1,000 millones de pies3].23 Enestas formaciones compactas, la longitud de lafractura determina en gran medida la productivi-dad de los pozos. Dado que el agua aceitosa poseeuna capacidad de transporte limitada, las longitu-des efectivas de las fracturas no resultabansuficientes para lograr la productividad deseada.

Con el fin de obtener una distribución deapuntalante más efectiva y mejorar la productivi-dad de los pozos, Devon Energy utilizó fluidos de

44 Oilfield Review

> Producción después la estimulación en la lutita Barnett. Los pozos estimu-lados con fluido FiberFRAC (azul) mostraron un desempeño superior a losestimulados con agua aceitosa (rojo). Una vez normalizados con respecto alespesor del intervalo, los pozos tratados con tecnología FiberFRAC duplica-ron su producción.

> Producción de gas proveniente de los Pozos 1 y 2 en la Formación Cotton Valley Inferior. El pozoestimulado con fluido de fracturamiento cargado de fibras (azul oscuro) produjo un volumen de gasconsiderablemente mayor, durante los primeros 130 días de producción, que el pozo estimulado conagua aceitosa (gris).

Otoño de 2005 45

fracturamiento cargados de fibras. El fluido defracturamiento era un sistema de goma guar reti-culado con borato, con una concentración depolímero de 18 lbm/1,000 galones americanos. Laconcentración de apuntalante oscilaba entre 0.5 y3 laa. El tratamiento implicó el emplazamiento de245,000 kg [540,000 lbm] de arena de malla 20/40.Luego de su ejecución, se vigiló la producción y secomparó con la producción resultante de los tra-tamientos con agua aceitosa convencionales(página anterior, extremo inferior). Durante losprimeros 80 días de producción, los pozos tratadoscon tecnología FiberFRAC produjeron 708,000 m3

[25 millones de pies3] adicionales de gas con res-pecto a los pozos vecinos.

Mejoramiento de la recuperación de gas en el norte de MéxicoEl Campo Arcabuz-Culebra, que opera PEMEXExploración y Producción en el norte de México,forma parte de la Cuenca de Burgos; la cuencamás extensa que se extiende hacia el sur deTexas, EUA. La zona productiva corresponde a laFormación Wilcox, una arenisca productora degas que se asocia frecuentemente con nivelesproductores de agua.24 Hoy en día, la cuenca pro-duce aproximadamente 1,000 millones de pies3/d(MMpc/D) y PEMEX está trabajando para dupli-car este régimen de producción.

El módulo de Young de la arenisca Wilcoxoscila entre 4 y 4.5 millones lpc [27,580 y 31,030MPa] y la permeabilidad varía entre 0.001 y 0.05mD. La mayor parte de los pozos son perforadoshasta profundidades que fluctúan entre 2,895 y2,987 m [9,500 y 9,800 pies], donde la temperaturade fondo de pozo es de aproximadamente 250°F.Estas características formacionales requieren unfluido de fracturamiento de baja viscosidad paraminimizar la penetración de la fractura en lascapas productoras de agua. Debido a la baja per-meabilidad de la formación, se necesitan fracturaslargas para maximizar la productividad de lospozos. Por lo tanto, Schlumberger propuso la tec-nología FiberFRAC como solución.

El primer tratamiento se realizó cerca de lospozos vecinos con valores de kh similares. El valorde kh del Pozo 1 fue de 86.3 mD-pie, mientras queel del Pozo 2 fue de 94.7 mD-pie (arriba). Antesde la estimulación, el Pozo 1 produjo 8,500 m3/d[300,000 pies3/d] de gas, mientras que el Pozo 2resultó seco.

El Pozo 1 fue tratado convencionalmente conun sistema de goma guar reticulado con borato, arazón de 3.6 kg/m3 [30 lbm/1,000 galones ameri-canos], emplazando 200,000 lbm de apuntalantecerámico en la fractura. En el tratamientoFiberFRAC del Pozo 2 se empleó un fluido a basede goma guar reticulado con borato, a razón de2.4 kg/m3 [20 lbm/1,000 galones americanos] y, aligual que en el Pozo 1, se emplazaron 200,000 lbmde apuntalante con concentraciones que oscilabanentre 1 y 8 laa. La velocidad de bombeo para ambostratamientos fue de 4.8 m3/min [30 bbl/min].Luego de los tratamientos, el régimen de produc-ción de gas del Pozo 2 superó en más de cinco

veces al del Pozo 1. Además, el régimen de pro-ducción de agua del Pozo 2 fue sólo la mitad delrégimen del Pozo 1. A la luz de los resultados, sehan planificado más tratamientos de fractura-miento con fluidos cargados de fibras.

El futuro del transporte asistido por fibrasLa aplicación práctica de la tecnología FiberFRACaún es incipiente; sin embargo, los resultados ini-ciales confirman la promesa demostrada duranteel desarrollo de laboratorio. Los fluidos de fractu-ramiento cargados de fibras, de baja viscosidad,parecen adecuarse particularmente a la estimula-ción de formaciones que requieren un cuidadosocontrol del crecimiento vertical de la fractura.

Las fibras también proveen soporte mecánicopara el apuntalante a medida que se desplaza ensentido descendente por una fractura, lo quemaximiza su longitud efectiva. Este atributoresulta especialmente valioso a la hora de estimu-lar formaciones de gas de baja permeabilidad.

Los fluidos cargados de fibras quizás no sejustifiquen económicamente para estimularpozos con valores de EUR de aproximadamente1,000 millones de pies3 de gas. Bajo estas cir-cunstancias, el agua aceitosa parece ser el fluidode fracturamiento más adecuado.

Un número creciente de campos petrolerospodría beneficiarse con la tecnología FiberFRAC.Ya se ha puesto en marcha la selección decandidatos en el sector de las Rocallosas corres-pondiente a EUA y Canadá, así como en Rusia.La utilización ulterior de la tecnología FiberFRACpermitirá definir en forma más clara el rango decondiciones de pozo en las que resulta ade-cuada. — EBN

Rayos gamma

Pozo 1 Pozo 2

Calibre

Porosidad neutrón

Rayos gamma Calibre

Porosidad neutrónProf.,pies

Prof.,pies

2,850

2,900

2,900

2,950

22. Brister BS y Lammons L: “Waterfracs Prove Successfulin Some Texas Basins,” Oil & Gas Journal 98, no. 12 (20de marzo de 2000): 74–76.

23. La recuperación final estimada (EUR, por sus siglas eninglés) se define como el volumen de hidrocarburo quese estima será potencialmente recuperable de unyacimiento, más las cantidades ya producidas.

24. Tapia NGE, Ruiz JM, Ramisa LR, Mengual JF y CerónAS: “Construcción de pozos y desarrollo de campospetroleros en México,” Oilfield Review 15, no. 4(Primavera de 2004): 48–55.

> Registros obtenidos en agujero descubierto en pozos vecinos del Campo Arcabuz-Culebra. El Pozo 1 (izquierda), tratado convencionalmente, mostró ca-racterísticas petrofísicas prácticamente idénticas cuando se comparó con el Pozo 2 (derecha) tratado con fluido FiberFRAC.

46 Oilfield Review

Perforación de pozos direccionales con tubería de revestimiento

Kyle R. Fontenot ConocoPhillipsPuerto La Cruz, Venezuela

Bill Lesso Houston, Texas, EUA

R. D. (Bob) Strickler ConocoPhillipsHouston, Texas

Tommy M. Warren Tesco CorporationHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Lee Conn, M-I SWACO, Houston; y a MikeWilliams, Sugar Land, Texas.ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), PowerDrive,PowerDrive Xceed y PowerDrive Xtra son marcas de Schlumberger.Casing Drilling, Casing Drive System y Drill Lock Assembly(DLA) son marcas de Tesco Corporation.DrillShoe es una marca de Weatherford.EZ Case es una marca de Hughes Christensen, una divisiónde Baker Hughes, Inc.

La perforación de pozos con tubulares de gran diámetro elimina la necesidad de bajar

la columna de perforación convencional, que luego debe ser extraída para instalar la

tubería de revestimiento permanente. Además, mitiga los problemas de pérdida de cir-

culación, mejora el control del pozo y reduce el tiempo de equipo de perforación no

productivo, disminuyendo al mismo tiempo el riesgo de que se produzcan desviaciones

no programadas o atascamientos de las tuberías. Menos viajes de entrada y salida del

pozo, más seguridad en su posicionamiento, mayor eficiencia y menores costos se tra-

dujeron en una gama de aplicaciones en expansión, que ahora incluye la perforación

direccional con tubería de revestimiento.

La utilización de tubería de revestimiento para laperforación constituye una tecnología incipienteque permite bajar los costos de construcción depozos, mejorar la eficiencia operacional y la segu-ridad, así como minimizar el impacto ambiental.Básicamente simple en principio, esta técnica deperforación utiliza los tubulares de gran diáme-tro que quedarán instalados permanentementeen el pozo, en lugar de la sarta de perforaciónconvencional. Las exigencias económicas de losmarcos geológicos complejos, los yacimientos demenor extensión con reservas recuperables limi-tadas y la necesidad de optimizar el desarrollo yla explotación de los campos maduros hacen quelas operaciones de perforación con tubería derevestimiento resulten cada vez más atractivaspara las compañías operadoras.

En la actualidad, es posible adosar una barre-na de perforación rotativa convencional o unazapata de perforación especial al extremo de unasarta de revestimiento para perforar pozosverticales. Para lograr mayor flexibilidad, y paraaquellas aplicaciones que requieren control di-reccional, se puede desplegar, fijar en su lugar yluego recuperar con cable un arreglo de fondo depozo (BHA, por sus siglas en inglés) recuperablepara perforación. La bajada y recuperación deeste BHA a través de la tubería de revestimientoelimina los viajes de entrada y salida del pozo dela columna de perforación y provee protecciónadicional para los sistemas de avanzada utili-zados en las mediciones de fondo de pozo y en lasaplicaciones de perforación direccional.

La minimización del número de viajes de latubería durante las operaciones de perforaciónreduce los incidentes de colapso de pozos produ-cidos por las operaciones de extracción de flui-dos y flujo natural, disminuye la posibilidad deque se produzcan desviaciones no programadas yminimiza el desgaste interior de las sartas derevestimiento de superficie o intermedias insta-ladas previamente. Después de alcanzar la pro-fundidad total (TD, por sus siglas en inglés), latubería de revestimiento ya se encuentra en sulugar, lo que elimina la necesidad de extraer lasarta de perforación y luego bajar la tubería derevestimiento permanente.

Este menor manipuleo de las tuberías au-menta la seguridad en la localización del pozo ypermite que los perforadores utilicen equipos deperforación de tamaño estándar o más pequeños,construidos específicamente para perforar contubería de revestimiento. Los nuevos equipos deperforación compactos para operaciones deperforación con tubería de revestimiento requie-ren menos potencia, utilizan menos combustible,producen menos emisiones, operan desde locali-zaciones de superficie más pequeñas y puedenser transportados en forma más rápida y fácil quelos equipos de perforación convencionales demayor tamaño (próxima página).

Otoño de 2005 47

En comparación con las operaciones de per-foración tradicionales, la técnica de entubacióndurante la perforación minimiza el tiempo inac-tivo del equipo de perforación generado por laexistencia de episodios inesperados, tales como elatascamiento de las tuberías o la pérdida del con-trol del pozo resultantes de un influjo de fluido deformación. Las evidencias biográficas indican quelas operaciones de perforación con conexiones detubulares de mayor diámetro reducen los proble-mas de pérdida de circulación mediante el enluci-do de los recortes y los sólidos de perforación enla pared del pozo.

Es posible que este efecto de “empaste” gene-re un revoque de filtración impermeable o creeuna terminación superficial sólida que permitaperforar los intervalos débiles, de baja presión yagotados sin pérdidas significativas de fluido deperforación.

Las sartas de revestimiento poseen unionesmás largas que las columnas de perforación es-tándar, lo que significa que las conexiones quedeben realizar los perforadores se reducen enaproximadamente un 25%. Otro de los beneficiosque ofrecen es que se invierte menos tiempo enla circulación del fluido o en el rectificado delpozo para mantener la estabilidad del mismodurante la conexión de las tuberías. Además demejorar la eficiencia de la perforación, estas dosventajas se traducen en una reducción ulteriordel costo total y del impacto ambiental.

Las operaciones de perforación con tuberíade revestimiento eliminan varias etapas delproceso de construcción de pozos convencional yofrecen otras ventajas críticas, tales como mejorcirculación del fluido y remoción de los recortesde formación para lograr una limpieza másefectiva del pozo. A medida que los operadoresadquieren más experiencia en un área, las veloci-dades de penetración de la perforación (ROP, porsus siglas en inglés) con tubería de revestimientonormalmente mejoran, equiparándose o superan-do en última instancia a las ROPs logradas pre-viamente con la columna de perforación, si secomparan los días por cada 305 m [1,000 pies] olos pies por día.

El análisis de los pozos perforados hasta lafecha con tubería de revestimiento indica queesta técnica puede reducir el tiempo de equipode perforación no productivo hasta en un 50% yacortar el tiempo de perforación en un porcen-taje nominal que oscila entre el 10 y el 35% porpozo, en ciertas aplicaciones. Aproximadamenteun tercio de esta reducción se debe a la menorcantidad de maniobras realizadas con las tube-rías y el resto proviene de la prevención de losproblemas de perforación imprevistos y de la eli-minación del tiempo necesario para instalar la

tubería de revestimiento en una operación inde-pendiente.

Este proceso más rápido, más simple y máseficaz se traduce en menos sorpresas relacio-nadas con la perforación y en costos más bajos.Los avances registrados en términos de herra-

mientas, equipos y procedimientos están expan-diendo el uso de esta tecnología para incluir laperforación de formaciones blandas y duras,tanto en tierra firme como en áreas marinas, ymás recientemente las operaciones de perfo-ración direccional con tubería de revestimiento.

> Entubación durante la perforación y perforación direccional con tubería de revestimiento. En losúltimos cinco años, ConocoPhillips y Tesco Corporation llevaron a cabo extensivas operaciones deperforación con tubería de revestimiento—más de 320,040 m [1,050,000 pies]—en el sur de Texas,expandiendo recientemente las aplicaciones para incluir operaciones direccionales y equipos deperforación compactos construidos con fines específicos, como el que se muestra en la fotografía.Esta técnica permitió mejorar la eficiencia de la perforación y eliminó efectivamente los problemas depérdida de circulación en unos 110 pozos. Estos resultados y experiencias similares acaecidas enotras zonas indican que se puede utilizar la tubería de revestimiento para evitar problemas de pérdidade circulación y perforar a través de zonas agotadas en campos maduros que resultan difíciles deperforar utilizando sartas de perforación convencionales, tanto en tierra firme como en áreas marinas.

BHA recuperable paraperforación con tubería

de revestimiento

Zapata deperforación

BHA no recuperablepara perforación con

tubería de revestimiento

Tubería derevestimientode producción

Colgador paratubería de

revestimientocorta

BHA recuperable para perforación con tubería de revestimiento corta (liner)

Barrenapiloto de PDC

Ensanchador

Tubería derevestimiento

corta

Barrenade PDC

Tubería derevestimientode superficie

Tubería derevestimiento

intermedia

Columna deperforación

Perforaciónconvencional

Primero examinamos la utilización de latubería de revestimiento para la perforación depozos, incluyendo la actividad de desarrollo derelleno que se lleva a cabo actualmente en el surde Texas, y luego analizamos cómo la perforacióny la entubación simultáneas de un pozo permitenreducir los problemas asociados con el pozo. Losresultados de las pruebas realizadas reciente-mente a las operaciones direccionales con tube-ría de revestimiento demuestran cómo la tecno-logía de sistemas rotativos direccionales (RSS,por sus siglas en inglés) mejora la eficiencia de laperforación en comparación con los motoresdireccionales de fondo de pozo, especialmenteen lo que respecta a pozos de menor diámetro.

Un cambio fundamental en la construcción de pozosTanto la tecnología de motores de desplazamien-to positivo (PDM, por sus siglas en inglés) comola tecnología de sistemas RSS utilizan columnasde perforación. Esta tubería de paredes gruesas,diseñada especialmente, se baja hasta el fondode un pozo y se extrae del mismo, probablementevarias veces durante una perforación, y luegootra vez más para instalar una sarta de revesti-miento permanente durante una operaciónindependiente, distinta del resto del proceso deperforación.

La introducción del motor PDM de fondo enla década de 1960 facilitó la perforación sinrotación de la sarta completa. Estos sistemasutilizan el lodo que fluye a través de una turbinao una sección de potencia de rotor-estator paragenerar esfuerzo de torsión en el fondo del pozo.Los motores direccionales con ángulos de curva-tura fijos, o cubiertas acodadas, posibilitaron elcontrol simultáneo del azimut y el ángulo de in-clinación del pozo, lo que se tradujo subsiguien-temente en un mejor control direccional y en laconstrucción rutinaria de pozos de alto ángulo ysecciones horizontales en la década de 1980, yfinalmente pozos de alcance extendido en ladécada de 1990.

A fines de la década de 1990, los sistemasrotativos direccionales ayudaron a los operadoresa establecer nuevos récords en términos de per-foración de pozos de alcance extendido (ERD, porsus siglas en inglés). Esta tecnología, que incluye lossistemas direccionales rotativos de SchlumbergerPowerDrive y PowerDrive Xtra y el sistema direc-cional rotativo PowerDrive Xceed para ambientesrigurosos y accidentados, facilita el control direc-cional y la orientación de la barrena mientras lacolumna de perforación entera rota en formacontinua.

El empleo de barrenas tricónicas o barrenasde cortadores fijos en el extremo de la columna deperforación rotativa monopolizó la perforación depozos de petróleo y gas durante un siglo. No obs-tante, los nuevos conceptos y las mejoras introdu-cidas en los diseños de los equipos de perforaciónrotativos y en las barrenas de perforación han sidola norma desde la introducción de estas herra-mientas a comienzos de la década de 1900. Enconsecuencia, durante este período se registró unmejoramiento notable de la ROP y la vida útil de labarrena.1

La utilización de la tubería de revestimientopara perforar pozos de petróleo y gas representaun cambio fundamental en el proceso de construc-ción de pozos. La técnica de entubación durante laperforación provee la misma capacidad de ejecu-ción de pozos que las operaciones con sarta deperforación, con una mejor remoción de los re-cortes de perforación y un mejor desempeño entérminos de limpieza del pozo. La tubería derevestimiento utilizada para la perforación puede

ser una tubería de revestimiento corta (liner)parcial o una sarta completa (abajo). Desde susprimeras aplicaciones hasta la reciente reactiva-ción de la actividad, la utilización de la tubería derevestimiento para la perforación de pozos hamostrado gran potencial en comparación con laperforación convencional.

En la década de 1920, la industria petrolerarusa reportó el desarrollo de las barrenas retrac-tables para ser utilizadas en operaciones deperforación con tubería de revestimiento. En ladécada de 1930, los operadores del área conti-nental de EUA utilizaban la tubería de produc-ción para realizar terminaciones a agujerodescubierto o sin entubación. La sarta de tuberíade producción y la barrena de cuchillas planas, ocola de pescado, utilizadas para la perforaciónquedaban en el pozo después de iniciarse la pro-ducción. En diversas oportunidades desde ladécada de 1950, se utilizaron tubulares de pozopermanentes para la perforación de pozos dediámetro reducido.

48 Oilfield Review

> Operaciones de perforación y entubación simultáneas con tuberías de revestimiento cortas (liner) osartas de revestimiento completas. Las operaciones de perforación tradicionalmente implicaron elempleo de barrenas tricónicas o barrenas de cortadores fijos en el extremo de la columna de perfo-ración rotativa (izquierda). Como alternativas a este enfoque estándar, los operadores y las compañíasde servicios desarrollaron y probaron diversos sistemas para perforar pozos con tuberías de revesti-miento cortas y tuberías de revestimiento estándar. En la perforación con tubería de revestimientocorta se utiliza suficiente tubería como para entubar el agujero descubierto y se omite la porción su-perior de la sarta de revestimiento (centro, a la izquierda). El arreglo de fondo de pozo (BHA, por sussiglas en inglés) se baja con la columna de perforación convencional hasta la profundidad objetivo ysoporta las cargas de perforación principales. Un colgador para tubería de revestimiento corta oempacador conecta la columna de perforación con la tubería de revestimiento corta. El BHA puederecuperarse sólo una vez finalizado el pozo. Si se produce una falla del BHA, se debe extraer toda lacolumna de perforación y la tubería de revestimiento corta. La posición del colgador para la tubería derevestimiento corta dentro de la sarta de revestimiento previa limita la profundidad de perforaciónmáxima. Una sarta de revestimiento completa con una barrena perforable no recuperable (centro, a laderecha) o un BHA para perforación recuperable (derecha) provee funcionalidad y flexibilidad adicio-nales. El BHA recuperable puede desplegarse y recuperarse con tubería articulada más pequeña,tubería flexible o cable de acero sin necesidad de bajar y extraer del pozo la tubería de revestimiento.

Otoño de 2005 49

En la década de 1960, Brown Oil Tools, ahoraBaker Oil Tools, patentó un sistema relativa-mente avanzado para perforar pozos con tuberíade revestimiento, que incluía barrenas pilotorecuperables, ensanchadores para agrandar elpozo y motores de fondo. No obstante, las bajasROPs, comparadas con la perforación rotativaconvencional, restringieron la aplicación comer-cial de este sistema.2

Las actividades de investigación y desarrollocontinuaron desarrollándose a un ritmo lentohasta fines de la década de 1980, en que la coyun-tura y las condiciones del mercado despertaron unrenovado interés en las operaciones de perfora-ción con tubería convencional, tubería flexible yotras técnicas de perforación de pozos de diámetroreducido. Aproximadamente en la misma época,Amoco, ahora BP, documentó una exitosa opera-ción de perforación y extracción de núcleos utili-zando equipos y tubulares para trabajos mineros.En la década de 1990, los operadores comenzarona utilizar tuberías de revestimiento cortas con elfin de perforar intervalos agotados desde formacio-nes normalmente presurizadas.

Este método evitaba problemas tales comoinestabilidad y ensanchamiento del pozo, pérdidade circulación y control del pozo, de los que esta-ban plagadas las operaciones de perforaciónconvencionales. Mobil, ahora ExxonMobil, utiliza-ba tuberías de revestimiento cortas con el fin deperforar los yacimientos de caliza extremada-mente agotados del Campo Arun, en Sumatra delNorte, Indonesia, partiendo de zonas de transiciónde presión más alta.3 Amoco también utilizó estatécnica para perforar los pozos del Campo Valhall,situado en el sector noruego del Mar del Norte.4

En el año 2001, BP y Tesco reportaron unaoperación exitosa en la que se utilizó tubería derevestimiento para perforar los intervalos corres-pondientes a las tuberías de revestimiento desuperficie y de producción en 15 pozos de gas delárea de Wamsutter, en Wyoming, EUA. La pro-fundidad de estos pozos oscilaba entre 2,499 y2,896 m [8,200 y 9,500 pies].5 Aproximadamente

en la misma época, Shell Exploration andProduction Company mejoró notablemente eldesempeño de las operaciones de perforación enel sur de Texas perforando pozos en condicionesde bajo balance con tubería de revestimiento, loque le permitió obtener una reducción de costosdel orden del 30%.6

Hasta la fecha, los operadores han perforadomás de 2,000 secciones de pozo utilizandotuberías de revestimiento. Más de 1,020 de estosintervalos implicaron la perforación de pozosverticales con tubería de revestimiento y barre-nas no recuperables, unos 620 fueron perforadosutilizando tuberías de revestimiento cortas, másde 400 utilizaron un BHA recuperable paraperforar pozos verticales y aproximadamente 12emplearon un BHA recuperable para perforarpozos direccionales. Todas estas aplicacionesiniciales contribuyeron a la evolución de la téc-nica de entubación durante la perforación quedejó de ser una tecnología nueva de confiabilidadno comprobada para convertirse en una soluciónpráctica que permite reducir los costos, aumen-tar la eficiencia de la perforación y minimizar eltiempo del equipo de perforación.

Un nuevo enfoqueAlgunos operadores ahora consideran a estatecnología como una solución potencial en unadiversidad de aplicaciones comerciales, queincluyen desde la perforación de pozos comple-tos en tierra hasta la perforación de sólo uno odos tramos de pozo, en los pozos marinos querequieren sartas de revestimiento múltiples.7 Losperforadores clasifican los sistemas de fondo depozo que se utilizan para perforar con tubería derevestimiento como no recuperables o recupe-rables. Un arreglo no recuperable, o fijo, puedeser utilizado para perforar pozos con tuberías derevestimiento cortas o con sartas de revestimien-to completas.

En ciertas aplicaciones se han utilizado ba-rrenas rotativas convencionales que se dejan enel pozo después de alcanzar la TD. La barrena

puede permanecer en la tubería de revestimien-to y cementarse en su lugar o puede soltarse ydejarse caer en el fondo del pozo para posibilitarla adquisición de registros. Las barrenasperforables, como la barrena Weatherford Tipo IIo DrillShoe Tipo III o EZ Case de Baker Hughes,poseen estructuras de corte externas para perfo-rar pero pueden ser removidas mediante fresado.Estas zapatas de la tubería de revestimientoespecialmente diseñadas permiten la perfora-ción y terminación de las secciones de pozosubsiguientes.

Un sistema recuperable permite que la barre-na y el BHA sean desplegados inicialmente y sereemplacen sin necesidad de bajar y extraer latubería de revestimiento del pozo.8 Esta opciónes la única alternativa práctica en lo que respec-ta a los pozos direccionales debido a la necesidadde recuperar los costosos componentes del BHA,tales como los motores de fondo, los sistemasrotativos direccionales o las herramientas deadquisición de mediciones durante la perfora-ción y de adquisición de registros durante laperforación (MWD y LWD, por sus siglas en inglésrespectivamente). Un sistema recuperable concable facilita el reemplazo de los equipos quefallan antes de alcanzar la TD y permite unacceso rápido y eficaz desde el punto de vista desus costos para registrar, evaluar y probar lasformaciones.

Existen varios proveedores de servicios com-prometidos con el desarrollo de herramientas,técnicas y equipos para perforar pozos con tube-ría de revestimiento. Tesco, por ejemplo, ofrecelos servicios de Casing Drilling® que compren-den equipos de perforación construidos con finesespecíficos, equipos de superficie y herramientasde fondo de pozo para aplicaciones en tierrafirme.

Para facilitar el uso de la tubería de revesti-miento para operaciones de perforación, Tescodiseñó equipos de superficie y sistemas de fondode pozo confiables y robustos que se fijan ydesenganchan de la tubería de revestimiento en

1. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, SmithR y Watson G: “Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no.3 (Invierno de 2001/2002): 38–63.

2. Hahn D, Van Gestel W, Fröhlich N y Stewart G: “Simultaneous Drill and Case Technology—Case Histories, Status and Options for Further Development,”artículo de las IADC/SPE 59126, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

3. Sinor LA, Tybero P, Eide O y Wenande BC: “Rotary Liner Drilling for Depleted Reservoirs,” artículo de lasIADC/SPE 39399, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 3 al 6 de marzo de 1998.

4. Tessari RM y Madell G: “Casing Drilling—A RevolutionaryApproach to Reducing Well Costs,” artículo de lasSPE/IADC 52789, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 9 al 11 demarzo de 1999.

5. Shepard SF, Reiley RH y Warren TM: “Casing Drilling: An Emerging Technology,” artículo de las IADC/SPE67731, presentado en la Conferencia de Perforación delas IADC/SPE, Ámsterdam, 27 de febrero al 1° de marzode 2001.

6. Gordon D, Billa R, Weissman M y Hou F: “UnderbalancedDrilling with Casing Evolution in the South Texas Vicksburg,” artículo de la SPE 84173, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

7. Hossain MM y Amro MM: “Prospects of Casing WhileDrilling and the Factors to Be Considered During DrillingOperations in Arabian Region,” artículo de las IADC/SPE87987, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004.

8. Warren T, Tessari R y Houtchens B: “Casing Drilling withRetrievable Drilling Assemblies,” artículo OTC 16564, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina,Houston, 3 al 6 de mayo de 2004.

Drill Lock Assembly (DLA)

Estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento

Unión espaciadora del lastrabarrenas (portamechas), o adaptador flotante

Ensanchador de61⁄8 pulgadas a 87⁄8 pulgadas

Estabilizadores en tándem del agujero piloto externos

Barrena piloto dePDC de 61⁄8 pulgadas

Zapata dela tubería de

revestimiento

8 unionesde tubería derevestimiento

de 75⁄8 pulgadas

Tubería derevestimientode 7 pulgadas

hasta lasuperficie

forma eficaz y efectiva. Un arreglo de perforaciónoperado con cable se encuentra típicamente sus-pendido en un niple con un perfil característico,cerca del extremo inferior de una sarta de revesti-miento. El sistema Casing Drilling de Tesco utilizaun Drill Lock Assembly (DLA) para anclar y sellarel BHA dentro de la tubería de revestimiento(abajo).9

Cada componente del BHA debe pasar através de la sarta de revestimiento que se utilizapara la perforación, incluyendo un ensanchador,o un dispositivo que agranda el pozo, con patinesretráctiles. Una barrena piloto inicia la perfora-ción de un pozo pequeño que luego es ensanchadopor las aletas de los patines del ensanchador ex-pandidas. Los perforadores comúnmente utilizan

una barrena piloto de 61⁄8 pulgadas o de 61⁄4 pulga-das y un ensanchador que se expande hasta al-canzar 87⁄8 pulgadas cuando perforan con tuberíade revestimiento de 7 pulgadas. El ensanchadorpuede estar ubicado inmediatamente arriba de labarrena, en el exterior de la tubería de revesti-miento, o por encima de otros componentes delBHA en el agujero piloto. Una unidad de impul-sión superior hace rotar la tubería de revesti-miento y aplica esfuerzo de torsión para efectuarlas conexiones de los tubulares.

El sistema Casing Drive System de conexiónrápida de Tesco, que es operado por el sistema decontrol hidráulico del sistema de impulsión supe-rior, acelera el manipuleo de la tubería y previeneel daño de las roscas de la tubería de re-vestimiento, eliminando un ciclo de conexiones ydesconexiones en las uniones de los tubulares(próxima página, arriba).10 Un arreglo de cuñassujeta el exterior o bien el interior de la tuberíade revestimiento, dependiendo del tamaño de latubería, y la fija al sistema de impulsión superiorsin conexiones roscadas. Un arreglo interno detipo cangrejo provee un sello de fluido en elinterior de la tubería.

En un principio, las operaciones de perfora-ción con tubería de revestimiento se realizabanen tierra firme, en pozos verticales, para evitar lacomplejidad adicional que conllevan las opera-ciones en áreas marinas. Como resultado, laperforación de pozos verticales con tubería derevestimiento avanzó hasta tal punto que logróequiparar, en forma rutinaria, la eficacia de lasoperaciones con sartas de perforación conven-cionales. Tesco Corporation y ConocoPhillips hanperforado más de 100 de estos pozos verticales enel sur de Texas.

Un campo de pruebas en el sur de TexasConocoPhillips implementó un programa deperforación de pozos de relleno en el año 1997para aumentar la producción y la recuperaciónprovenientes de las areniscas Wilcox geopre-sionadas, del área Lobo en el sur de Texas. Losoperadores descubrieron gas natural en estasareniscas de baja permeabilidad, o compactas,

50 Oilfield Review

9. Warren TM, Angman P y Houtchens B: “Casing DrillingApplication Design Considerations,” artículo de lasIADC/SPE 59179, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.Shepard et al, referencia 5.Warren T, Houtchens B y Madell G: “Directional Drillingwith Casing,” artículo de las SPE/IADC 79914, presentadoen la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

10. Warren T, Johns R y Zipse D: “Improved Casing RunningProcess,” artículo de las SPE/IADC 92579, presentado enla Conferencia y Exhibición de Perforación de lasSPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

> Perforación de pozos verticales con tubería de revestimiento. El BHA recuperable para laperforación de pozos verticales incluye una barrena pequeña que perfora un pozo guía opiloto (izquierda). Un ensanchador con patines de aletas expansibles y retráctiles ensanchaeste pozo inicial para admitir el diámetro completo de la tubería de revestimiento que se estáutilizando. Los estabilizadores situados entre la barrena piloto y el ensanchador mantienenla inclinación del pozo. Los estabilizadores superiores, ubicados dentro de la tubería de reves-timiento, reducen las vibraciones del BHA y protegen el Drill Lock Assembly (DLA), lo queprovee una conexión de tipo axial y torsional con la tubería de revestimiento (derecha). ElDLA de Tesco se cierra herméticamente contra la tubería de revestimiento para dirigir elfluido de perforación a través de la barrena. Además, permite que el fluido esquive el BHAdurante el despliegue y la recuperación del cable. Se puede incluir un motor de desplaza-miento positivo (PDM, por sus siglas en inglés) o un sistema rotativo direccional (RSS, por sussiglas en inglés), lastrabarrenas pesados, sistemas de adquisición de mediciones durante laperforación (MWD, por sus siglas en inglés) o herramientas de adquisición de registros du-rante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés), que no se muestran en esta gráfica. ElDLA se baja con cable y se coloca en un niple con un perfil característico, cerca del extre-mo inferior de la tubería de revestimiento. El BHA se posiciona en la última unión de la tube-ría de revestimiento, de manera que todos los componentes que se encuentran por debajodel estabilizador en tándem se extienden hacia el interior del agujero descubierto por debajode la tubería de revestimiento.

Otoño de 2005 51

situadas cerca del límite entre EUA y México enla década de 1960, pero la limitada productividadde los pozos, los bajos precios del gas, y la ina-decuada capacidad de transporte por líneas deconducción hicieron que su desarrollo comercialresultara antieconómico.

Entre 1979 y mediados de la década de 1990,los incentivos tributarios otorgados por losEstados Unidos para el desarrollo de yacimientosgasíferos compactos, los avances registrados enmateria de estimulación por fracturamientohidráulico, la construcción de nuevas líneas deconducción y el aumento de los precios del gascondujeron a la perforación de más de 1,000pozos. Desde 1997, ConocoPhillips perforó otros900 pozos, cuya profundidad oscila entre 2,286 y3,962 m [7,500 y 13,000 pies], para recuperarreservas de gas adicionales en esta área.

La mayor parte de estos pozos fueron perfora-dos en una sola operación con sarta de perfora-ción convencional y barrenas de cortadores fijosde un compuesto policristalino de diamante (PDC,por sus siglas en inglés). A pesar de la ampliaexperiencia adquirida en esta área madura, laeficiencia de la perforación alcanzó su puntomáximo en el año 2001 luego de perforar unos 600pozos. El tiempo inactivo del equipo de perfo-ración representaba menos de un 10% del tiempototal necesario para perforar un pozo del áreaLobo, de modo que se requería un nuevo enfoquepara reducir aún más los costos de construcciónde pozos.

En el año 2001, ConocoPhillips comenzó a re-evaluar las prácticas de construcción de pozoscon el fin de aumentar la eficiencia de laperforación lo suficiente como para lograr que laexplotación de los yacimientos más pequeños delárea Lobo, con menos de 28.3 millones de m3

[31,000 millones de pies3] de gas recuperable,resultara económica. Esto permitiría continuarcon la actividad de desarrollo durante variosaños, en esta área intensamente fallada ycompartimentalizada.

Si bien los intervalos de superficie, interme-dios y de producción pudieron perforarse enforma convencional, los problemas de fondo depozo asociados con la perforación y el tiempoinactivo del equipo de perforación, cerca de laTD de cada sección de la tubería de revesti-miento, seguían obstaculizando el desempeño.Los problemas de pérdida de circulación, atas-camiento de las tuberías e imposibilidad de bajarla tubería de revestimiento hasta la TD erancomunes en los pozos del área Lobo y en el perío-do 2000–2001, dieron cuenta de aproximadamen-te un 75% del tiempo insumido en la resoluciónde problemas (derecha).

Durante las operaciones de perforación con-vencionales, a menudo debía hacerse circularfluido o lodo adicional para reacondicionar elpozo y encarar problemas tales como pérdida decirculación, formaciones proclives al derrumbe y

colapsos de pozos en intervalos agotados. Otrosproblemas observados fueron el influjo de gas enlas profundidades de la tubería de revestimientointermedia y a lo largo de las zonas productivas,y el atascamiento de las tuberías durante la per-

Conexión de 65⁄8pulgadas con la unidad de impulsión superior

Accionador hidráulico

Arpón axial y torsional

Copa del empacadorGuía de direcciónde la tubería derevestimiento

3 m [10 pies]

8%8%

3%3%

3%

Pérdida decirculación

Atascamientode la tubería

3%

2000

34%

38%

7%4% 4%

Pérdida decirculación

Atascamientode la tubería

9%

2001

39%

37%

Atascamientode la tubería

Control del pozo

Pérdida decirculación

Cementación

Fluidos

Control direccional

Mecánico

Armado de la tuberíade revestimiento

> Equipo de superficie para entubar el pozo durante la perforación. El sistema Casing Drive System deTesco consta de un arreglo de cuñas de conexión rápida que sujeta el exterior (izquierda) o bien el in-terior (centro) de la tubería de revestimiento, dependiendo del tamaño de la tubería. Por otro lado, fijala tubería de revestimiento en el sistema de impulsión superior (topdrive) sin conexiones roscadas paraevitar que se dañen las roscas. Un arreglo interno de tipo cangrejo provee un sello de fluido en el inte-rior de la tubería. El sistema Casing Drive System es operado por un sistema de impulsión superiorsuspendido desde el aparejo de la torre de perforación, de manera que todo el mecanismo rotativo delequipo de impulsión superior queda libre para desplazarse en dirección ascendente y descendente(derecha). El sistema de impulsión superior difiere radicalmente de la mesa rotativa del piso del equipode perforación convencional y del método del vástago de perforación que consiste en hacer girar lacolumna de perforación, porque permite que la perforación se lleve a cabo con tiros triples, en lugarde utilizar tiros simples de tuberías. Además permite que los perforadores conecten rápidamente lossistemas de bombeo de los equipos de perforación o el mecanismo de impulsión rotativo mientras semanipula la tubería, lo que minimiza tanto la frecuencia de atascamiento de las tuberías como el costopor incidente.

> Tiempo no productivo insumido en la resolución de problemas correspondiente a los pozos perforadosen forma convencional en el área Lobo, en el sur de Texas. Se observó que la pérdida de circulación yel atascamiento de la tubería fueron las causas fundamentales de los problemas que se presentarondurante la perforación de los pozos del Campo Lobo con columna de perforación convencional. Durantelos años 2000 y 2001, estos dos problemas representaron el 72% y 76% del tiempo insumido en la reso-lución de problemas, respectivamente. El control de pozos y la imposibilidad de bajar exitosamente latubería de revestimiento hasta la profundidad total (TD, por sus siglas en inglés) también fueron signi-ficativos en éstos y otros años.

foración o la bajada de la tubería de revestimien-to. En consecuencia, los incidentes de control depozos constituyeron una de las principales preo-cupaciones. ConocoPhillips identificó la entuba-ción durante la perforación como una tecnologíaque podría resolver estos problemas y mejorar laeficiencia de la perforación.11

Muchos incidentes de control de pozos yreventones se producen durante la manipulaciónde la tubería. La utilización de la tubería de re-vestimiento para perforar pozos ayuda a evitarestos episodios inesperados, peligrosos y poten-cialmente costosos. La técnica de perforacióncon tubería de revestimiento minimiza o eliminala manipulación de la tubería y deja la tubería derevestimiento en el fondo del pozo; la mejorposición para eliminar un influjo por circulación.Ésta es una ventaja importante, que se percibirá

especialmente a medida que esta técnica se em-plee en más aplicaciones bajo condiciones desubsuelo cada vez más complejas.

La primera fase de la evaluación de las opera-ciones de perforación con tubería de revestimientoimplicó un programa piloto de cinco pozos. Habién-dose iniciado a fines del año 2001 y continuando alo largo del año 2002, ConocoPhillips decidió pro-rrogar este programa para determinar si la técnicade entubación durante la perforación podía com-petir con la perforación convencional en todo elárea Lobo. Esta segunda fase demostró que laperforación con tubería de revestimiento mitiga eltiempo inactivo del equipo de perforación relacio-nado con las formaciones, que se asocia con lasoperaciones convencionales.

El tiempo inactivo en los 11 pozos siguientesperforados con tubería de revestimiento fue ge-

nerado fundamentalmente por problemas mecá-nicos y problemas relacionados con los aspectosoperacionales del equipo de perforación; no seregistró virtualmente ningún incidente de atas-camiento de tuberías o pérdida de circulación.Además, muchos de los problemas mecánicos yoperacionales se redujeron o se eliminaron. Du-rante las primeras dos fases de este programa, eldesempeño de los sistemas Casing Drilling® deTesco mejoró en forma sostenida, logrando equi-parar la ROP diaria promedio de las operacionesconvencionales en el quinto pozo y superándolafinalmente (izquierda).

Las secciones de tubería de revestimiento desuperficie de los pozos del programa Lobo fueronperforadas con tubería de revestimiento de 95⁄8 pul-gadas, utilizando una barrera piloto PDC de 81⁄2 pul-gadas y un ensanchador de 121⁄4 pulgadas en unBHA recuperable. ConocoPhillips perforó esteintervalo en una carrera para todos los pozos y larecuperación del BHA con cable planteó pocosproblemas. Los tiempos de perforación, o rotación,reales con la tubería de revestimiento fueron leve-mente superiores a los de las operaciones conven-cionales con columna de perforación y unabarrena rotativa de 121⁄4 pulgadas.

Estas secciones de 152 m [500 pies] fueronterminadas—perforadas, entubadas y cementa-das—aproximadamente en el mismo tiempo quelos pozos iniciales perforados en forma conven-cional. El cemento en el interior de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas se re-perforó contubería de revestimiento de 7 pulgadas utilizandouna barrena de PDC de 61⁄4 pulgadas y un ensan-chador de 81⁄2 pulgadas configurado para fresar ylimpiar el interior de la tubería de revestimiento.Después de perforar a través del cemento en elinterior de la tubería de revestimiento, pene-trando algunos pies de formación por debajo de laprofundidad de la tubería de revestimiento, o lazapata, este BHA fue recuperado y reemplazadopor otro para perforar un agujero de 87⁄8 pulgadas.

En los primeros pozos, este segundo BHA seutilizó para perforar hasta una profundidad en laque las formaciones se volvían más duras, nor-malmente unos 1,981 m [6,500 pies]. Un tercerBHA fue utilizado hasta la profundidad de latubería de revestimiento de 7 pulgadas. En lamayoría de los casos, la barrena y el ensanchadorexperimentaron poco desgaste en cualquiera delas dos profundidades. Luego de adquirir másexperiencia, ConocoPhillips comenzó a perforaresta sección de tubería de revestimiento inter-media entera en una sola carrera.

52 Oilfield Review

Velo

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pies

/día

600

800

1,000

1,200

400

200

0 14 15 1613121110987654321

1,400

Orden de los pozos del Campo Lobo perforados mediante el empleo de tubería de revestimiento, con total de pies perforados

Velocidad depenetración promedio

de la perforaciónconvencional

8,0006,8786,8808,1268,6207,1236,7056,2257,3208,7188,9977,8116,9738,1038,4508,775

> Mejoras en la eficacia de la técnica de entubación durante la perforación. La velo-cidad de penetración de la perforación (ROP, por sus siglas en inglés) mejoró nota-blemente durante el desarrollo de las operaciones iniciales de perforación de pozosverticales con tubería de revestimiento, en el área Lobo del sur de Texas. Hacia finesde la Fase 1—un programa piloto de cinco pozos—el desempeño de la técnica deentubación durante la perforación se equiparó con el de las operaciones convencio-nales con columna de perforación. El Pozo 7 incluyó 215 m [705 pies] de agujero per-forado direccionalmente con tubería de revestimiento y un motor de fondo. El Pozo 8incluyó una sección de 275 m [902 pies] perforada direccionalmente con columna deperforación y lastrabarrenas pesados.

Otoño de 2005 53

Las secciones de pozo correspondientes a latubería de revestimiento de producción, en algu-nos de los primeros pozos de la Fase 2, fueronperforadas con la sarta de perforación convencio-nal hasta que se establecieron los procedimientospara perforar pozos con tubería de revestimientode 41⁄2 pulgadas. Las secciones de producción delos pozos subsiguientes fueron perforadas conuna barrena de PDC de 61⁄4 pulgadas fijada alextremo de la tubería de revestimiento medianteun dispositivo de desenganche mecánico. Estedispositivo también funcionaba como estabiliza-dor portaherramienta, unión espaciadora, reduc-ción entre las conexiones de la tubería de reves-timiento y las conexiones de la barrena, y zapataensanchadora, después de desenganchar labarrena (abajo).

Luego de alcanzar la TD en aquellos pozos enlos que se necesitaba correr registros para efec-tuar la evaluación de formaciones, se desengan-chó la barrena dejando caer una bola. Se retrajola tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas eintrodujo en la tubería de revestimiento de 7 pul-gadas para permitir la adquisición de registroscon cable en el tramo descubierto. Después deadquiridos los registros, se emplazó una válvulaflotante de cementación, operada con línea deacero, en el extremo inferior de la tubería derevestimiento. Esta válvula permitía el bombeode cemento hacia el interior del espacio anulardel pozo pero impedía su contraflujo hacia elinterior de la tubería de revestimiento. Luego sebajó la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadashasta la TD y se cementó en su lugar.

Para los pozos que no requerían registros aagujero descubierto, se colocó una válvula flotan-te operada con línea de acero con el fin decementar la tubería de revestimiento en su lugara través de la barrena. Existen en el mercadoválvulas flotantes de bombeo no perforables paraciertos tamaños de tuberías, incluyendo lastuberías de revestimiento de 7 pulgadas, y Tescoha desarrollado además equipos flotantes debombeo perforables. Estas mejoras en términosde cementación permiten que la tubería derevestimiento y las conexiones de superficie delcabezal de producción del pozo se realicen sintener que esperar que fragüe el cemento, lo queminimiza aún más el tiempo de equipo deperforación no productivo.

El éxito inicial de esta técnica reforzó la ideade que las operaciones de perforación contubería de revestimiento pueden ejecutarse sinque se produzcan fallas prematuras de las co-nexiones de los tubulares. Durante las Fases 1 y2, se utilizó tubería de revestimiento con roscastrapezoidales para perforar las secciones de pozoiniciales e intermedias. Un anillo de torsión,instalado en cada una de las conexiones de latubería de revestimiento, proporcionó un tope deesfuerzo de torsión y permitió aumentar lacapacidad de torsión del acoplamiento.

Los fabricantes también están desarrollandonuevas conexiones de tuberías de revestimientoque pueden tolerar mayores esfuerzos de torsión.Se utilizó un acoplamiento especial, diseñado porGrant Prideco, para operaciones de perforacióncon tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas.ConocoPhillips ahora utiliza este acoplamientocon tubería de revestimiento de 7 pulgadas paraperforar secciones de pozo intermedias. Se siguenperforando secciones de superficie, utilizandotubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas conroscas trapezoidales y un anillo de torsión.

La técnica de entubación durante la perfora-ción ha minimizado con éxito el tiempo insumidoen la resolución de problemas de pérdida decirculación y atascamiento de tuberías. El BHArecuperable demostró ser extremadamenteconfiable durante los procedimientos de bajada yre-posicionamiento a profundidades de hasta2,743 m [9,000 pies]. Las preocupaciones exis-tentes en lo que respecta al control de la incli-nación del pozo se redujeron gracias al diseñoadecuado del BHA.

11. Fontenot K, Highnote J, Warren T y Houtchens B: “CasingDrilling Activity Expands in South Texas,” artículo de lasSPE/IADC 79862, presentado en la Conferencia de Perfo-ración de las SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrerode 2003.

Zapata detubería de revestimiento de 7 pulgadas

Tubería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas

Mecanismo dedesenganche de la barrena

Perforación contubería de revestimiento

Herramientas deadquisición deregistros con cable

Adquisición de registrosen agujero descubierto Rectificado hasta el fondo

Estabilizador

> Procedimiento para la adquisición de registros después de perforar con tuberíade revestimiento. Una técnica utilizada para correr registros con cable en agujerodescubierto para la evaluación de formaciones, que resultó efectiva en el progra-ma de desarrollo del Campo Lobo, consistió en perforar hasta la TD con tubería derevestimiento de 41⁄2 pulgadas para luego desenganchar la barrena (izquierda). Elpaso siguiente implicó rectificar hasta la zapata de la tubería de revestimiento de7 pulgadas, de manera de poder obtener registros en agujero descubierto a travésde la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas, como si se tratara de una perfora-ción convencional (centro). Luego bajó la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadashasta la TD (derecha).

Pozo 16 perforado con tubería de revestimientoPozo vecino perforado con sarta de perforación

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

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9,000

10,000

1,000

0

0 100 200 300

Tiempo, horas

Pérdida de circulación

Dos pozos cercanos entre sí del programa delCampo Lobo ilustraron los beneficios de las ope-raciones de perforación con tubería de reves-timiento. Estos pozos no requirieron registros yfueron perforados con diferencia de siete meses.El primer pozo se perforó con un equipo deperforación convencional que había operado enel área durante más de cuatro años. El segundopozo era el número quince y hasta ese momentose trataba del pozo perforado con mayor rapidezutilizando tubería de revestimiento y un equipode perforación Casing Drilling® de Tesco. Exclu-yendo el tiempo de reparación del equipo deperforación requerido en ambos pozos, el pozoconvencional insumió 300 horas desde el comien-zo hasta el momento en que se desenganchó elequipo de perforación; el pozo perforado contubería de revestimiento insumió 247.5 horas; esdecir, se registró una reducción del 17.5% en eltiempo de perforación (izquierda, abajo).

La ROP correspondiente a las operaciones deperforación convencionales fue levemente mayorque la de la técnica de entubación durante laperforación. No obstante, el pozo perforado contubería de revestimiento, sólo experimentópérdidas de circulación leves y la perforaciónpudo continuar una vez detenidas las pérdidas defluido. El tiempo inactivo total, resultante de losproblemas de pérdida de circulación, fue demenos de una hora. Por el contrario, el pozo con-vencional estuvo colmado de problemas depérdida de fluido entre aproximadamente 1,981 m[6,500 pies] y la profundidad de la tubería derevestimiento intermedia, a unos 9,500 pies, yrequirió unas 53 horas adicionales para resolvercuatro episodios de pérdida de circulación.

Las operaciones de perforación con tubería derevestimiento incluyeron sólo 66 horas de tiempode equipo de perforación no productivo hastaalcanzar las profundidades de la tubería de re-vestimiento intermedia y la de producción, frentea las 113.5 horas de tiempo no productivo del pozoconvencional. Ninguno de los pozos enfrentóproblemas significativos durante las operacionesde perforación, de modo que esta diferenciareflejó la eficiencia relativa de estos dos métodoshasta las profundidades de las tuberías derevestimiento. No obstante, en el pozo perforadocon tubería de revestimiento, se perdieron 17horas esperando que fraguara el cemento. A medi-da que se fue disponiendo de mejores dispositivosflotantes para todos los tamaños de tuberías de re-vestimiento, este tiempo inactivo de cementacióntambién se redujo.

Las ROPs también mejoraron con la ex-periencia, lo que redujo el tiempo de perforaciónen otras 30 horas. Ya se han implementado prue-bas para investigar la menor ROP registrada con

54 Oilfield Review

> Tiempo de perforación en función de la profundidad, para operaciones deperforación convencionales y operaciones de entubación durante la perfo-ración. La ROP para el pozo convencional (azul) fue levemente superior a lacorrespondiente a la técnica de entubación durante la perforación (rojo),pero las operaciones estuvieron colmadas de problemas de pérdida de circu-lación entre aproximadamente 6,500 pies y la profundidad de la tubería derevestimiento intermedia; es decir, aproximadamente 9,500 pies.

> Un equipo de perforación más compacto. Los equipos de perforaciónCasing Drilling® de Tesco fueron diseñados sobre patines para campospetroleros estándar, de modo que el equipo de perforación entero puede sertrasladado en 12 cargas en lugar de las 23 cargas requeridas para los equiposde perforación convencionales. Los equipos de perforación convencionalesmás modernos utilizados en el área de desarrollo del Campo Lobo requierenaproximadamente 33 camionadas para efectuar un traslado, con un tiempode traslado que promedia los 2.2 días. Los nuevos equipos de perforaciónpueden ser transportados con camiones con malacate para campos petro-leros estándar sin utilizar grúas. El transporte de un equipo de perforaciónrequiere 12 horas desde que abandona la localización hasta el comienzo dela perforación del siguiente pozo.

Unidades deenergía hidráulica

Bombas de lodoTanques de lodoy control de sólidos

Rampa de manipulaciónde tuberías automatizada

Almacenamiento decombustibles y lubricación

Cabina delperforador

Generadoreseléctricos

Tanque de agua

Durante las tres fases del proyecto de desa-rrollo del Campo Lobo y en otras aplicaciones dela técnica de entubación durante la perforación,no se produjo ningún episodio de pérdida decirculación significativo o grave. Incluso en zonascercanas a pozos perforados en forma convencio-nal que previamente requerían tapones de cemen-to múltiples con fines de remediación y tuberíasde revestimiento cortas adicionales y no progra-madas para alcanzar la TD, se registraron menosproblemas de pérdida de circulación y menos inci-dentes de atascamiento de las tuberías.12

Esta operación de ConocoPhillips establecióla confiabilidad de un BHA de perforación recu-perable e impulsó potenciales aplicacionesfuturas para la técnica de entubación durante laperforación. Varios operadores están procurandoencontrar aplicaciones para esta técnica enáreas en donde los costos de perforación conven-cionales son elevados. En estas aplicaciones, lasmejoras logradas en términos de eficienciaoperacional producirían un impacto económicoaún más intenso.

El mayor énfasis puesto en el redesarrollo deactivos marinos maduros en los que los pozos dealto ángulo deben atravesar zonas agotadas,

ofrece una excelente oportunidad para perforarpozos direccionales con tubería de revestimientoy lograr ahorros significativos.

Sin embargo, sólo se perforaron direccional-mente unos 10,363 m [34,000 pies] en 12 intervalosde pozos, utilizando un motor PDM direccional oun sistema rotativo direccional en un BHA recupe-rable. Estas operaciones con tubería de revesti-miento de 7 pulgadas y 95⁄8 pulgadas demostraron laviabilidad de la perforación direccional con tube-ría de revestimiento, pero además resaltaron laslimitaciones de los motores direccionales (arriba).

Motores de fondo direccionalesLas operaciones de perforación con tubería derevestimiento y motores direccionales en pozos deprueba y en operaciones de campos petrolerosidentificaron tres limitaciones: geometría de losarreglos de fondo de pozo, desempeño de los moto-res y prácticas operacionales. En un BHA recupe-rable para entubación, el motor y la cubiertaacodada se encuentran ubicados por encima delensanchador y la barrena piloto para producir la ro-tación de ambos. Esta configuración permite la per-foración por deslizamiento sin hacer rotar la sartaentera para efectuar las correcciones direccionales.

Otoño de 2005 55

la tubería de revestimiento, lo que debería ayudara los perforadores a aumentar las ROPs de lastuberías de revestimiento para que igualen osuperen a las de la columna de perforación con-vencional. La implementación de una soluciónefectiva para estos dos problemas permitiríareducir el tiempo de perforación total en un pozode 9,500 pies a aproximadamente 200 horas,generando una reducción del 33% con respecto alas 300 horas previas.

En la Fase 3 de este programa, ConocoPhillipsmovilizó tres equipos de perforación CasingDrilling® de Tesco nuevos, construidos específica-mente para perforar en el área Lobo (páginaanterior, arriba). Estas unidades compactasincluyen un sistema de impulsión superior quemaneja las cargas más grandes de la torre de per-foración y un sistema automatizado de manipu-lación de las tuberías en la rampa, que transfierela tubería de revestimiento al piso del equipo deperforación. Además, ofrecen mayor eficiencia decombustible y requieren menos superficie en lalocalización del pozo. Los equipos de perforaciónCasing Drilling® pequeños y móviles poseen unaprofundidad nominal de 4,572 m [15,000 pies] yfueron diseñados para ejecutar operaciones deperforación óptimas con tubería de revestimiento,pero también pueden utilizar sartas de perfora-ción convencionales.

Durante los últimos cinco años, ConocoPhillipsha perforado más de 350 intervalos y aproximada-mente 320,040 m [1,050,000 pies] en 110 pozos,utilizando sistemas de perforación recuperablespara la entubación. Colectivamente, la experien-cia en estos pozos confirmó que la técnica deentubación durante la perforación podría elimi-nar o reducir la pérdida de circulación y otrosproblemas asociados con zonas agotadas.

Inicialmente, los perforadores preveían quela pérdida de circulación sería un problemacuando se utilizara tubería de revestimiento paraperforar debido al aumento de la densidad decirculación equivalente (ECD, por sus siglas eninglés). La mayor ECD se produce como resulta-do de la reducción de la separación anular exis-tente entre la tubería de revestimiento grande yla pared del pozo, lo que aumenta las pérdidas depresión por fricción. El mecanismo exacto quemitiga los problemas de pérdida de circulaciónen las operaciones de entubación durante la per-foración aún no se conoce claramente pero,combinado con una mayor ECD, permite elempleo de lodo de menor densidad, lo que puedefacilitar las operaciones de perforación con airey perforación en condiciones de bajo balance.

12. Fontenot et al, referencia 11.

40

4

4

8

17

16

16

17

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29

80

25

2,247

2,993

3,468

705

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4,418

2,739

3,427

4,672

1,118

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339

370

6,000

393

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633

4,434

1,278

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5,007

9 5/8

9 5/8

9 5/8

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9 5/8

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11

12

Pozos direccionales comerciales perforados con tubería de revestimiento

PDMIncrementar y mantener ángulo

Inclinaciónmáxima,grados

Distanciaperforada,

pies

Profundidad inicial, pies

Tamañode la

tubería derevestimiento,

pulgadas

Pozo Tipo de aplicación Tipode

BHA

PDMEvitar colisión

PDMEvitar colisión

PDMIncrementar y mantener ángulo

PDMIncrementar y mantener ángulo

PDMIncrementar y mantener ángulo

PDMPerforar sección tangencial

PDMVertical e incrementar ángulo

PDMPerfil en S

RSSPerfil en S

Incrementar ángulo y girar PDM

RSS yPDM

Perfil en S

3

2

2

1.5

1.5

1.5

2

2.5

2.5

1.5 de incremento1.5 de giro

3

Tasa deincremento

angular,grados/100 pies

> Pozos direccionales comerciales perforados con tubería de revestimiento. En su primera aplicacióncomercial, se utilizó perforación direccional con tubería de revestimiento para perforar los tramos ini-ciales hasta 1,016 m [3,332 pies] y 1,170 m [3,838 pies] de profundidad con tubería de revestimiento de95⁄8 pulgadas para dos pozos marinos; los Pozos 1 y 2, respectivamente. La operación de perforacióncomercial con tubería de revestimiento más extensiva se llevó a cabo en México, donde se utilizó tu-bería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas para iniciar la desviación e incrementar la inclinación para lassecciones de pozo intermedias en tres pozos—los Pozos 4, 5 y 6—perforados desde una plataformade superficie central situada en tierra firme.

Arreglo de motor direccional para tubería de revestimiento

Lastrabarrenas no magnético Sistema MWD Motor PDM direccional

Barrena de PDCEnsanchador

Lastrabarrenas no magnético Sistema MWD Motor PDM direccionalEstabilizadorBarrena de PDCArreglo de motor direccional para columna de perforación

En consecuencia, la geometría del BHA para elcontrol direccional con motores direccionales ytubería de revestimiento difiere de un BHA con-vencional para columna de perforación (arriba).13

Además, los sistemas de perforación paraperforar pozos direccionales con tubería derevestimiento deben pasar a través de la tuberíade revestimiento, de manera que el BHA y elmotor PDM son de menor diámetro que el pozo.Esto limita el ángulo de curvatura del motor. Elpatín de contacto de la cubierta del motor amenudo no toca la pared del pozo. En cambio, seincorpora un estabilizador de pozo piloto pordebajo de las aletas del ensanchador paraproveer control direccional y garantizar unatrayectoria de pozo suave.

Los motores y componentes de menor tamañotambién aumentan la flexibilidad del BHA, demodo que resulta más difícil mantener el controldireccional. El arreglo entero se inclina for-mando un ángulo más grande en el pozo y tienetendencia a aumentar el ángulo de inclinación, loque dificulta aún más la reducción del ángulo delpozo. El agregado de un estabilizador expansibleo de un ensanchador con patines de estabilizadorno cortantes por encima del motor reduce lastasas de incremento de la rotación y provee la ca-pacidad de reducir el ángulo de inclinación pordeslizamiento, pero esto aumenta la complejidaddel BHA.

56 Oilfield Review

> Geometría de la perforación direccional y puntos de control. En un BHA direccional convencionalpara columna de perforación, tres puntos característicos—la barrena, un patín del estabilizador en lacubierta del motor y un estabilizador situado por encima del motor—definen la geometría para elincremento angular (extremo superior). Los dos puntos superiores son no cortantes, de modo que lageometría y la rigidez del BHA obligan a la barrena a realizar cortes a lo largo de un trayecto circular.En la perforación direccional con tubería de revestimiento, también tres puntos determinan la tasa deincremento para un motor direccional pero no están tan definidos como los anteriores y resultan másdifíciles de modificar (extremo inferior). El punto inferior sigue siendo la barrena, pero el segundo puntono se encuentra ubicado en la cubierta del motor. Se debe utilizar un motor más pequeño que el pozopara pasar a través de la tubería de revestimiento en un arreglo recuperable. En consecuencia, lacubierta del motor a menudo no se pone en contacto con la pared del pozo. En cambio, un estabiliza-dor rotativo no cortante situado por debajo de los patines de las aletas del ensanchador funcionacomo segundo punto de control. El control direccional puede verse afectado porque la barrena seencuentra más alejada del punto de control superior.

Otra ineficacia surge cuando el esfuerzo detorsión del motor PDM alcanza niveles más altosy la presión de circulación aumenta, estirando lasarta de perforación. Dado que la barrena estásobre el fondo y la tubería de revestimiento nopuede desplazarse hacia abajo, aumenta tanto elpeso sobre la barrena (WOB, por sus siglas eninglés) como el esfuerzo de torsión del motorrotacional requerido, lo que exacerba aún más elincremento de la presión de circulación.14

Este efecto es cíclico y hace que los motoresreduzcan la velocidad y se detengan o se atas-quen. El problema se agrava con la tubería derevestimiento, que tiende a alargarse más bajopresión interna que la columna de perforaciónconvencional. Para un incremento de presióninterna dado, el WOB adicional para una tuberíade revestimiento de 7 pulgadas es aproximada-mente seis veces mayor que para una sarta deperforación de 31⁄2 pulgadas con el mismo tamañode motor.

En los pozos más profundos y bajo condicionesde alta fricción del pozo, el incremento del pesosobre la barrena puede resultar difícil de detectaren la superficie. Como resultado, es posible queun motor PDM se atasque antes de que los perfo-radores puedan adoptar medidas correctivas. Laconsecuencia es que los motores más pequeños yde menor potencia que se requieren para las

operaciones de entubación durante la perfora-ción quizás deban funcionar con valores deesfuerzo de torsión y presión subóptimos paracompensar los cambios abruptos producidos en elpeso sobre la barrena.

El problema principal con los motores demenor tamaño es una relativa falta de potencia,en comparación con las versiones más grandes. Laselección del motor más adecuado para ejecutaroperaciones de perforación direccional es crucial,particularmente para tuberías de revestimientode 7 pulgadas y de menor tamaño. Los motores debaja velocidad que proveen mayor par-motor útil(torque) en respuesta al incremento de la presiónson más fáciles de operar. Una barrena con estruc-turas de corte menos agresivas que no realizanincisiones tan profundas dentro de la formacióntambién mejora el desempeño del motor. Noobstante, todos estos factores reducen la eficien-cia de la perforación y las ROPs.

Para tuberías de revestimiento de más de 95⁄8 pul-gadas, las necesidades de potencia del motor sonmenos cruciales porque pueden utilizarsemotores más grandes que el pozo. En ciertoscasos, puede resultar ventajoso utilizar motoresdiseñados específicamente para perforacióndireccional con tubería de revestimiento, queproveen alto par-motor a una presión de bombeorelativamente baja.

Otoño de 2005 57

La recuperación luego de un atascamiento delmotor y la reorientación del BHA requieren menostiempo con la tubería de revestimiento porqueésta es más rígida que la columna de perforación.La tubería de revestimiento no se tuerce demasia-do entre la superficie y un motor PDM, de maneraque no existe necesidad de darle movimientoalternativo para relajar este esfuerzo de torsiónacumulado. Se pone peso sobre la barrena y seaplica el freno sin bajar la tubería de revesti-miento. Luego se levanta levemente el BHA y se lohace rotar en la orientación deseada. Si un motorse atasca, se reduce la velocidad de bombeo y selevanta la sarta para volver a ponerlo en marcha,normalmente sin tener que reajustar su ángulo decurvatura.

Si la fricción del pozo hace que la tubería derevestimiento se cuelgue, el balanceo o larotación manual o automática de la sarta haciaadelante y hacia atrás sin cambiar la orientacióndel BHA, ayuda a controlar los cambios abruptosen el WOB en el modo de deslizamiento. Esto per-mite que el motor funcione en forma más consis-tente y mejora el desempeño de la perforaciónsin afectar el control direccional.15

Las limitaciones del motor PDM y los benefi-cios potenciales del empleo de la tecnología rota-tiva direccional se pusieron de manifiesto en lasoperaciones de perforación con tubería de re-vestimiento llevadas a cabo en el sur de Texas.ConocoPhillips perforó dos pozos en el área Lobo,utilizando un BHA recuperable con un motorPDM para el control de la inclinación vertical.Otros dos pozos del área Lobo fueron perforadosen forma direccional con tubería de revestimien-to, utilizando motores direccionales en un BHArecuperable.

El Pozo 83 del área Lobo incluyó un intervaloque fue perforado direccionalmente con tuberíade revestimiento de 7 pulgadas debido a la pre-sencia de una obstrucción en la superficie. Latrayectoria en forma de S planificada requirióque se incrementara la inclinación hasta aproxi-madamente 15° y que luego se redujera el ángulohasta alcanzar una posición casi vertical despuésde lograr suficiente desplazamiento lateral comopara llegar al objetivo del subsuelo (derecha).16

Este pozo fue perforado en sentido verticalhasta el punto de comienzo de la desviación, si-tuado a 1,351 m [4,434 pies], donde el arreglo deperforación recto fue recuperado con cable, sien-do reemplazado por un BHA direccional queincluía un motor PDM de 43⁄4 pulgadas. Las opera-ciones de perforación requirieron procedimientosde perforación por deslizamiento intermitentesdesde el punto de comienzo de la desviaciónhasta los 1,465 m [4,808 pies] para incrementar elángulo y establecer la dirección deseada.

13. Warren T y Lesso B: “Casing Directional Drilling,” artículo de las AADE-05-NTCE-48, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la Asociación Americana de Ingenieros de Perforación(AADE), Houston, 5 al 7 de abril de 2005.Warren T y Lesso B: “Casing Drilling Directional Wells,”artículo de la OTC 17453, presentado en la Conferenciade Tecnología Marina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.

14. Warren et al, referencia 9.15. Maidla E, Haci M, Jones S, Cluchey M, Alexander M y

Warren T: “Field Proof of the New Sliding Technology forDirectional Drilling,” artículo de las SPE/IADC 92558, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

-300 -200 -100 00

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Desviación este-oeste, pies

Gráfica horizontal

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3,000

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Gráfica vertical

Desplazamiento horizontal, pies

> Gráficas de la trayectoria vertical y horizontal del Pozo 83 del área Lobo. Para sortear una obs-trucción en la superficie, el Pozo 83 situado en el área Lobo fue perforado con una trayectoria enforma de S. Este pozo se perforó en sentido vertical hasta el punto de comienzo de la desviación a4,434 pies, antes de incrementar la inclinación hasta aproximadamente 15° para luego reducir elángulo hasta alcanzar una inclinación casi vertical después de lograr aproximadamente 500 pies dedesplazamiento lateral.

Plácido JCR, Medeiros F, Lucena H, Medeiros JCM,Costa VASR, Silva PRC, Gravina CC, Alves R y Warren T:“Casing Drilling—Experience in Brazil,” artículo de laOTC 17141, presentado en la Conferencia de TecnologíaMarina, Houston, 2 al 5 de mayo de 2005.

16. Strickler R, Mushovic T, Warren T y Lesso B: “CasingDirectional Drilling Using a Rotary Steerable System,”artículo de las SPE/IADC 92195, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de lasSPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.

El motor direccional de 43⁄4 pulgadas funcionósolamente a lo largo de 47 m [154 pies] para serreemplazado por un motor de 51⁄2 pulgadas quegeneraba mayor esfuerzo de torsión a presiones yvelocidades más bajas (izquierda, arriba).

Cuando el ángulo del pozo alcanzó aproxi-madamente 10°, el pozo fue perforado en modode rotación, lo que incrementó el ángulo de in-clinación hasta 15°. La inclinación del pozo pudoser incrementada fácilmente pero para la reduc-ción angular fue necesario operar continua-mente en modo de deslizamiento. La perforaciónpor deslizamiento fue reiniciada a una profundi-dad de 1,717 m [5,634 pies] para llevar nueva-mente la trayectoria más cerca de la vertical.Incluso luego de adoptar el motor PDM másgrande, se produjo un número significativo deatascamientos que requirieron que el motor sehiciera funcionar a velocidades y cargas detorsión más reducidas durante el deslizamiento(izquierda, abajo).

La recuperación luego de los atascamientosdel motor durante la perforación con tubería derevestimiento fue más rápida que con la columnade perforación. La tubería de revestimiento erasuficientemente rígida, de modo que no fue nece-saria su reorientación. La barrena simplementese levantó para volver a poner en marcha el motory luego se bajó nuevamente hasta el fondo paraseguir perforando. La perforación en modo dedeslizamiento sin la rotación completa de la sartaredujo significativamente la ROP, lo que confirmólas limitaciones del motor PDM reportadas enotros pozos.17

Una vez que la inclinación del pozo volvió aalcanzar 10°, se extrajo el arreglo de motor direc-cional siendo reemplazado por un BHA rotativo.Este BHA pendular fue configurado con el ensan-chador ubicado inmediatamente fuera de latubería de revestimiento y la porción correspon-diente al control direccional en el pozo piloto.Perforar con este arreglo permitió reducir elángulo del pozo de 10° a menos de 2° de inclina-ción, valor que se mantuvo hasta que se extrajo elarreglo a una profundidad de 2,396 m [7,861 pies](próxima página).

La ROP fue sustancialmente superiordurante la perforación rotativa, aún cuando selimitara el peso sobre la barrena para garantizarque la inclinación del pozo se redujera según lasnecesidades. Un dispositivo de vigilancia de lasvibraciones de fondo de pozo registró una granvibración lateral durante la perforación con estearreglo; sin embargo, se produjeron relati-vamente pocos atascamientos del motor durantela perforación en modo rotativo y la ROP mejorósignificativamente.

58 Oilfield Review

> Desempeño del motor de fondo en el Pozo 83, situado en el área Lobo. La perforación en modo dedeslizamiento, sin rotación completa de la sarta, produjo frecuentes atascamientos del motor durantela perforación direccional del Pozo 83, utilizando tubería de revestimiento con un motor direccional.

Pres

ión

de b

ombe

o, lp

c

Tiempo, horas

Atascamiento del motor

Presión de descarga del motor

2,400

2,200

2,000

1,800

1,600

1,400

1,2002 3 4 5 610

Dispositivo de vigilancia de las vibraciones

Drill LockAssembly (DLA)

Estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento

Lastrabarrenasno magnético

Tubería derevestimientode 7 pulgadas

hasta lasuperficie

Zapata de la tubería de

revestimiento

Ensanchador de 61⁄4 pulgadas a 87⁄8 pulgadas

Barrena piloto de PDC de 61⁄4 pulgadas

Unión espaciadora del lastrabarrenas, o adaptador flotante

Sistema MWD

Motor direccional de 43⁄4 o 51⁄2 pulgadas con cubierta acodada de 1.5º

> Arreglo de fondo de pozo recuperable del Pozo 83 situado en el áreaLobo, para un motor de fondo direccional. El BHA para perforar un inter-valo direccional con tubería de revestimiento de 7 pulgadas en el Pozo 83del área Lobo incluyó el emplazamiento de estabilizadores en tándem enel interior de la tubería de revestimiento para reducir las vibraciones y eldesgaste en el DLA; un lastrabarrenas no magnético; un monitor de vibra-ciones; un sistema MWD; una unión espaciadora, o adaptador flotante; yun motor de 43⁄4 pulgadas con una cubierta acodada de 1.5°. El arregloterminaba con un ensanchador que se abre hasta 87⁄8 pulgadas y unabarrena piloto de un compuesto policristalino de diamante (PDC, por sussiglas en inglés) de 61⁄4 pulgadas.

Otoño de 2005 59

El desempeño direccional de este arreglorotativo confirmó que la inclinación del pozopodía controlarse en un pequeño agujero pilotoincluso con el ensanchador ubicado a una dis-tancia considerable por encima de la porciónactiva del BHA. Esta prueba proveyó confiabili-dad en cuanto a la utilización de la tecnologíaRSS para perforar pozos con tubería de revesti-miento. No obstante, actualmente no existeninguna herramienta RSS que pueda operar porencima de un ensanchador.

Las operaciones direccionales con tubería derevestimiento y un motor PDM direccional, espe-cialmente en los pozos de menor diámetro, noresultan eficaces. Es más fácil incrementar lainclinación que reducir el ángulo con un motor yun BHA más pequeños. Incluso con la columnade perforación, la orientación de un motor PDMpara realizar una corrección direccional puedeinsumir varias horas a profundidades de 7,620 m[25,000 pies] o mayores. Además de los numero-sos atascamientos, la ROP generalmente sereduce cuando se utilizan motores.

El empleo de un motor PDM direccionaldemostró que es posible perforar pozos direccio-nales con tubería de revestimiento, pero laeficiencia de la perforación durante estas prue-bas no resultó competitiva con la tecnologíarotativa direccional más nueva, que ahora se uti-liza aproximadamente en un 60% de los pozosdireccionales perforados en áreas marinas.

Sistemas rotativos direccionalesEl éxito obtenido en la reducción de los problemasde pérdida de circulación durante el desarrollodel programa de perforación del Campo Lobodespertó el interés en aplicar la técnica de entu-bación durante la perforación en áreas marinas,donde los pozos direccionales constituyen unanecesidad. No obstante, las limitaciones de la per-foración direccional con tubería de revestimientoy motores direccionales planteaban un problema.La tecnología rotativa direccional, desarrolladapara perforar pozos horizontales y de alcanceextendido, direccionales y de alto ángulo, parecíauna alternativa viable.

En muchos casos, la perforación rotativa consistemas rotativos direccionales resulta más efi-caz que la utilización de un motor de fondo,incluso en aplicaciones relacionadas con pozosverticales. La perforación direccional con tecno-logía RSS elimina la orientación sin rotación, ola perforación en el modo de deslizamiento,

17. Warren T, Tessari R y Houtchens B: “Directional Casingwhile Drilling,” artículo de la WOCD-0430-01, presentadoen la Conferencia Técnica Mundial de Perforación dePetróleo con Tubería de Revestimiento, Houston, 30 al 31de marzo de 2004.

Inclinación del pozo, grados

6,200

Prof

undi

dad

med

ida

(MD)

, pie

s

6,000

6,400

6,600

6,800

7,000

7,200

7,400

7,600

0 2 4 6 8 10 12

1.7°/100 pies

Tubería derevestimientode 7 pulgadasa la superficie

Drill Lock Assembly (DLA)

Lastrabarrenasno magnético

Sistema MWD

Control direccional activo

Estabilizadores entándem en el interior

de la tubería derevestimiento

Estabilizador

Barrena piloto de PDC de 61⁄4 pulgadas

Ensanchador de61⁄4 pulgadas a

87⁄8 pulgadas

Estabilizador

> Desempeño de un arreglo pendular y de la perforación rotativa en el Pozo 83,situado en el área Lobo. Después de reducir el ángulo de inclinación del Pozo83 de 15° a 10° nuevamente, el arreglo del motor direccional fue reemplazadopor un arreglo pendular (izquierda). Este segundo BHA con dos estabilizadoresentre la barrena piloto y el ensanchador, que fue posicionado inmediatamentedebajo de la tubería de revestimiento, completó la reducción del ángulo delpozo hasta alcanzar una inclinación casi vertical nuevamente. Con la porcióndel BHA activa, o correspondiente al control direccional en el agujero piloto, elperforador pudo reducir el ángulo de inclinación de 10° a menos de 2° (dere-cha). Este desempeño direccional confirmó que la inclinación del pozo pudoser controlada en el agujero piloto mientras que el ensanchador agrandó elagujero principal a un distancia considerable por encima de la parte activa delBHA. Además, la ROP aumentó significativamente durante la perforación en elmodo rotativo con este arreglo.

posibilitando la perforación a lo largo de distan-cias récord, como es el caso de los pozos dealcance extendido del Campo Wytch Farm, en elReino Unido, que resultan difíciles de perforarcon motores de fondo.18

Al aumentar la durabilidad y confiabilidad delos sistemas RSS, su despliegue tuvo lugar en con-diciones cada vez más exigentes imperantes enáreas marinas. En un comienzo, las herramientasRSS se aplicaban fundamentalmente en pozos deaguas profundas. Sin embargo, al mejorar su efi-ciencia y divulgarse más su desempeño, los costos

se redujeron y las compañías dejaron los motoresdireccionales para adoptar la tecnología RSS enoperaciones direccionales, especialmente en elMar del Norte y el Golfo de México.

Un sistema rotativo direccional es ideal parael control direccional en el BHA recuperable uti-lizado para las operaciones de perforación contubería de revestimiento. Este sistema minimizao elimina muchos de los problemas asociadoscon la perforación en el modo de deslizamiento,las limitaciones de desempeño del motor PDM ylas dificultades relacionadas con el control

direccional, proporcionando un pozo suave quereduce el esfuerzo de torsión. Se dispone deherramientas RSS compactas y libres de dificul-tades mecánicas para su utilización en lasoperaciones de entubación durante la perfora-ción (izquierda).19

Los sistemas PowerDrive incorporan una uni-dad sesgada y una unidad de control en unacubierta de 3.8 m [12.5 pies]. La unidad sesgada,ubicada directamente por encima de la barrena,aplica una fuerza en una dirección controladamientras se hace rotar toda la columna de perfo-ración desde la superficie. La unidad de control,que se encuentra detrás de la unidad sesgada,contiene dispositivos electrónicos autoalimenta-dos, sensores y un mecanismo que aplica unafuerza lateral en la dirección especificada, nece-saria para alcanzar la trayectoria deseada. Launidad sesgada posee tres patines articuladosexternos activados por el flujo de lodo controlado.

Una válvula de tres vías de disco rotativo des-vía el lodo en forma sucesiva hacia el interior dela cámara del pistón de cada patín a medida querota para alinearse correctamente y aplicarfuerza en la dirección opuesta a la trayectoriadeseada. La barrena se empuja constantementeen una dirección. Si no se necesita modificar ladirección, el sistema se opera en un modo neu-tral, donde cada patín se extiende de a uno porvez, de manera que los patines empujen en todaslas direcciones y sus movimientos se cancelenentre sí.

Durante el año 2004, los grupos UpstreamTechnology y Lower 48 Exploration and Produc-tion de ConocoPhillips comenzaron a evaluar lafactibilidad de utilizar las herramientas RSS en elagujero piloto, por debajo del ensanchador, paraefectuar operaciones de perforación con tuberíade revestimiento.20 Este proyecto representaba laprimera utilización de la tecnología RSS paraoperaciones de perforación direccional con tube-ría de revestimiento. No obstante, el desafíoradicaba en la poca superposición existente entérminos de logística y metodologías para fusio-nar las operaciones de entubación durante laperforación con la tecnología RSS.

ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger reali-zaron una prueba RSS en dos pozos situados enel área Lobo del sur de Texas, utilizando tecnolo-gía PowerDrive. La primera prueba RSS contubería de revestimiento se llevó a cabo en unpozo vertical. El segundo pozo fue perforadodireccionalmente con tubería de revestimiento yun sistema RSS.

60 Oilfield Review

> Tecnología rotativa direccional. Un sistema rotativo direccional (RSS, por sus siglas en inglés)aplica fuerza contra la pared del pozo durante la rotación completa de la sarta de perforación ente-ra para lograr una trayectoria de pozo deseada. El sistema PowerDrive Xtra, por ejemplo, compren-de una unidad de control que aloja los componentes electrónicos y los sensores (derecha). Enbase a los comandos de la unidad de control, la unidad sesgada acciona en forma sucesiva trespatines externos, que aplican fuerza contra la pared del pozo en el punto correcto, durante cadarotación, para dirigir la barrena en la dirección requerida (extremo inferior izquierdo). En el modovertical, esta herramienta RSS capta la desviación con respecto a la vertical y automáticamenteempuja la barrena nuevamente en dirección hacia la vertical. Se dispone de numerosos sistemasPowerDrive para perforar agujeros de 41⁄2 a 181⁄4 pulgadas.

Accionador

Corrección direccional

Vista en planta de los accionadores

Accionadores

Fuerzaaplicada

Unidad de control

Unidadsesgada

Tendencia dela perforación

Barrenade PDC

Otoño de 2005 61

Prueba de perforación vertical con sistema rotativo direccionalEn junio de 2004, ConocoPhillips, Schlumbergery Tesco realizaron la prueba de perforación ver-tical con un sistema RSS utilizando tubería derevestimiento en el Pozo 89, ubicado a aproxi-madamente 48 km [30 millas] al noreste deLaredo, en Texas. La sección vertical corres-pondiente al tramo de superficie se perforóhasta 179 m [588 pies] de profundidad, utili-zando tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas yun BHA recuperable con una barrena piloto de81⁄2 pulgadas y un ensanchador de 121⁄4 pulgadas.

A través de un análisis de los diseños detuberías de revestimiento de 7 pulgadas para laperforación de pozos verticales, se observó queel uso de tubería de revestimiento integral deunión lisa, pesada, de 75⁄8 pulgadas sin centraliza-dores como las ocho uniones inferiores reducíalas vibraciones asociadas con la perforación y lasfallas por fatiga. Además, los ingenieros detecta-ron que las conexiones con extremos inferioresbiselados también reducían la vibración y el des-gaste de la tubería de revestimiento.

Después de cementar en su lugar la tuberíade revestimiento de superficie, se agregaron alBHA estándar para tubería de revestimiento de7 pulgadas un sistema PowerDrive Xtra 475 de43⁄4 pulgadas, programado para mantener un pozovertical, y un lastrabarrenas (portamechas) de43⁄4 pulgadas (derecha). Se utilizó este BHA recu-perable para perforar hasta 1,469 m [4,821 pies]de profundidad en 105 horas. Los levantamien-tos de una medición, realizados cada 500 pies,indicaron una inclinación del pozo casi vertical.

La perforación se desarrolló sin problemas perolos ingenieros atribuyeron las vibraciones mayo-res a las esperadas a la larga extensión del BHA.

Esta carrera terminó con el reemplazo plani-ficado del ensanchador. Las operaciones de

perforación continuaron hasta la profundidad dela tubería de revestimiento de 7 pulgadas, esdecir, hasta 2,323 m [7,620 pies]. ConocoPhillipsrecuperó el BHA, cuya inspección indicó que seencontraba en buen estado, y extrajo los datos

18. Meader T, Allen F y Riley G: “To the Limit and Beyond—The Secret of World-Class Extended-Reach DrillingPerformance at Wytch Farm,” artículo de las IADC/SPE59204, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

19. Kuyken C: “Tecnología rotativa direccional: Drilling theLimit,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 1.Copercini P, Soliman F, Gamal ME, Longstreet W, Rodd J,Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayorpotencia para continuar la perforación,” Oilfield Review16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.Brusco G, Lewis P y Williams M: “Perforación de pozosverticales,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de2004/2005): 14–17.Williams M: “Un nuevo giro en la perforación rotativadireccional,” Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 4–9.Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D: “Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional,”Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 20–31.

20. Strickler et al, referencia 16.

Longitud total

Longitud de la extensión

Peso en el fluidode perforación

94 pies [29 m]

67 pies [20 m]

5,200 lbm[2,359 kg]

Estabilizadores del pozo piloto externos en tándem

Barrena piloto PDC de 61⁄8 pulgadas

Filtro de fluido

Lastrabarrenas

Sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 de 43⁄4 pulgadas

Zapata de latubería de

revestimiento

Ensanchador de 61⁄8 pulgadas a 87⁄8 pulgadas

Unión espaciadora del lastrabarrenas, o adaptador flotante

Drill Lock Assembly (DLA)

Estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento

Tubería derevestimientode 7 pulgadasa la superficie

8 uniones detubería de

revestimiento de75⁄8 pulgadas

> BHA recuperable en el Pozo 89 del área Lobo para el control de la inclinación vertical. Las operacio-nes de perforación vertical con tubería de revestimiento de 7 pulgadas requirieron un arreglo RSS conestabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento para amortiguar las vibracionesasociadas con la perforación y reducir el desgaste y deterioro del DLA. Un lastrabarrenas, o un adap-tador espaciador, permitió colocar el ensanchador en la parte externa de la tubería de revestimiento.Los estabilizadores externos de 61⁄16 pulgadas, situados debajo del ensanchador, redujeron las vibracio-nes asociadas con la perforación en el pozo piloto. Un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtracon una barrena de PDC completó el BHA.

operacionales de la herramienta RSS. La bajadade un giroscopio de mediciones múltiples permi-tió confirmar que la herramienta PowerDrivepodría mantener la verticalidad (abajo).

La prueba de perforación vertical confirmó lafuncionalidad y el desempeño direccional del sis-tema RSS en un arreglo recuperable y condujo a laaprobación de una segunda prueba. En el siguien-te pozo, se utilizarían un BHA más avanzado conun sistema MWD y máximas capacidades direccio-nales para seguir una trayectoria planificada.

La imposibilidad de perforar en forma direc-cional o la presencia de problemas significativosrequeriría que ConocoPhillips retomara la perfo-ración con columna de perforación y BHA con-vencional con una considerable erogación decapital adicional. Como resultado, era precisoextremar los cuidados en términos de diseño,planeación e implementación de la segunda

prueba para evaluar en forma exhaustiva la per-foración direccional con tubería de revestimien-to utilizando un sistema RSS.

Prueba de perforación direccional con sistema rotativo direccionalLa mayoría de los pozos del área de desarrolloLobo son verticales. Sin embargo, a fines del año2004, el Pozo 91 planteó una oportunidad única.La localización propuesta se encontraba a aproxi-madamente 366 m [1,200 pies] al sur del Pozo 79,un pozo vertical que había sido perforado contubería de revestimiento en marzo de 2004. Losequipos de ConocoPhillips propusieron la utiliza-ción de la localización de superficie existente delPozo 79 para perforar direccionalmente unatrayectoria en forma de S, con la tubería de reves-timiento, con el fin de alcanzar el objetivo delsubsuelo correspondiente al Pozo 91.

Con este plan se evitaba la construcción deotra localización pero el costo de las operacionesdireccionales superaba en más de tres veces alde una nueva localización. ConocoPhillips notenía planificado ningún otro pozo direccionalpara el año 2004, de modo que ésta era la mejoropción para probar la operación de perforacióndireccional utilizando tubería de revestimientocon un sistema RSS. El plan inicial del pozo exi-

gía un incremento del ángulo de inclinaciónhasta 29° para luego reducirlo verticalmente conel fin de penetrar el objetivo.

Lamentablemente, el cabezal de producción ylas instalaciones de superficie correspondientesal Pozo 79 estaban ubicados entre el espacio libreremanente para un equipo de perforación y elobjetivo del Pozo 91 en el subsuelo. Se diseñó unanueva trayectoria para evitar la colisión con elpozo existente. Este perfil se asemejaba a las tra-yectorias de pozos comunes de las plataformasmarinas con pozos múltiples (arriba).

Otro factor complicó las operaciones de perfo-ración. Las características del pozo exigían que latubería de revestimiento de superficie se empla-zara a 387 m [1,270 pies]. La profundidad de latubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas para lospozos del área Lobo varía entre 168 y 732 m [550y 2,400 pies]; sin embargo, la experiencia indicaque los pozos con tubería de revestimiento desuperficie a mayor profundidad tienen más pro-blemas con la vibración de la tubería derevestimiento y la inestabilidad, o giro, de labarrena durante la perforación de la sección de latubería de revestimiento de 7 pulgadas debido ala fricción de una tubería sobre la otra en el inte-rior de las secciones más largas.

62 Oilfield Review

5,000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), pi

es

6,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0

7,000

Gráfica vertical

0 1,000 2,000

Desplazamiento horizontal, pies

Pozo 91

Pozo 79

Gráfica horizontal

-600 -400 -200 2000

Desviación este-oeste, pies

Desv

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ón n

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-sur

, pie

s

0

200

-200

-400

-600

-800

-1,000

-1,200

Localización en superficie

Localizaciónen superficie

Profundidad total (TD)

TD

Pozo 79

Pozo 91

Objetivo

Inclinación del pozo, grados2.0 2.5 3.01.51.00.50

1,000

0

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

(TVD

), pi

es

Prueba de perforaciónvertical con sistema RSS

La unidad sesgada delsistema RSS no se estabilizó

Unidad sesgada del sistemaRSS en pleno funcionamiento

Profundidadtotal de la sección de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas

> Levantamiento con giroscopio para la seccióncorrespondiente a la tubería de revestimiento de7 pulgadas en el Pozo 89 del área Lobo. Los datosde inclinación provenientes del Pozo 89 indicaronque la unidad de control del sistema PowerDrive Xtra475 de 43⁄4 pulgadas no se estabilizó hasta que labarrena alcanzó 1,131 m [3,710 pies] de profundi-dad. El pozo se desvió hasta alcanzar un ángulode inclinación de 2.25° a 1,097 m [3,600 pies]. Elsistema RSS recobró su funcionalidad plena y elcontrol direccional entre los 3,710 y 4,821 pies. A1,158 m [3,800 pies] de profundidad, la trayectoriadel pozo retornó a una inclinación casi vertical de0.25° durante el resto de la prueba de perforaciónvertical con un sistema RSS. Se observó una levetendencia de incremento angular entre aproxima-damente 2,000 pies [607 m] y 3,800 pies, intervaloen el que la herramienta RSS no resultó efectiva,y nuevamente después de finalizada la prueba, a4,821 pies.

> Gráficas de la trayectoria vertical y la trayectoria horizontal del Pozo 91,situado en el área Lobo. Para evitar el riesgo de colisión con el Pozo 79, latrayectoria horizontal del Pozo 91 partió a lo largo de un azimut 40° al estedel azimut del objetivo antes de iniciar un giro de 100° a la derecha, en di-rección al sudoeste (derecha). La trayectoria vertical incrementó el ángulode inclinación hasta 29° (izquierda). En las etapas posteriores del giro hori-zontal, los perforadores iniciaron una reducción angular para llevar el pozohacia el objetivo en una inclinación casi vertical. Este perfil se asemejabaal utilizado en las grandes plataformas marinas que poseen múltiples bocas(slots) de perforación.

Otoño de 2005 63

El agregado de un motor PDM recto por en-cima del ensanchador permitía encarar esteproblema pero representaba un cambio signifi-cativo con respecto a la prueba de perforaciónvertical del Pozo 89. El propósito de este motorera permitir la reducción de la rotación de lasarta de perforación desde la superficie ante lapresencia de vibraciones excesivas. Además, elmotor protegía la sarta de perforación y el BHAya que actuaba como amortiguador de choques.No obstante, el sistema MWD debió bajarse pordebajo del motor, de modo que la señal MWD sepropagaba en sentido ascendente a través delmotor. Esto era técnicamente factible peronunca se había implementado (izquierda).

Las operaciones de perforación direccionalcon tubería de revestimiento requieren velocida-des de rotación de la barrena similares a las de laperforación con columna de perforación, queoscilan habitualmente entre 120 y 180 rpm. Elmotor agregaba fuerza de rotación en el BHA y labarrena para mantener una ROP adecuada. Porejemplo, si el giro de la barrena limita la rotacióndesde la superficie a 50 rpm, el motor agrega 100rpm para restablecer el desempeño óptimo de labarrena.

El ensanchador, que abrió el agujero piloto de61⁄8 pulgadas hasta 87⁄8 pulgadas, fue colocadodirectamente por debajo del motor de lodo. Pormedio de una boquilla de chorro se desvió un20% de fluido de perforación desde la barrenacon el fin de balancear el flujo entre el agujeropiloto y el agujero expandido. Se colocaron esta-bilizadores externos de 61⁄16 en tándem por debajode la boquilla de chorro con el fin de reducir lavibración y el desgaste en el ensanchador. Debajodel sistema MWD se instaló un sistema rotativodireccional PowerDrive Xtra 475 y una barrenade PDC de 61⁄8 pulgadas.21

Las operaciones de perforación con tuberíade revestimiento de 7 pulgadas comenzaron a390 m [1,278 pies]. Para perforar este tramo, seempleó una barrena de PDC de cuatro aletascon cortadores de 3⁄4 pulgadas; el mismo tipo debarrena que la utilizada en otros pozos del áreaLobo. Los levantamientos indicaban que el pozoera casi vertical.

El sistema MWD, situado por debajo de losmotores de lodo, mantuvo una transmisión dedatos confiable. Sin embargo, los levantamientosdebían realizarse durante los períodos de quietuden los que las bombas del equipo de perforaciónestaban cerradas y no había rotación del motor,en lugar de efectuarse al volver a poner en funcio-

21. Downton GC y Carrington D: “Rotary Steerable DrillingSystem for the 6-in Hole,” artículo de las SPE/IADC79922, presentado en la Conferencia de Perforación delas SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

Estabilizadores externos en tándem del agujero piloto

Barrena piloto PDCde 61⁄8 pulgadas

Filtro de fluido

Sistema MWD

Sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 de 43⁄4 pulgadas

Zapata de latubería de

revestimiento

Ensanchador de 61⁄8 pulgadas a 87⁄8 pulgadas

Motor PDM recto de 6 pulgadas

Drill Lock Assembly (DLA)

Estabilizadores en tándem en el interior de la tubería de revestimiento

Tubería derevestimientode 7 pulgadas

hasta lasuperficie

Boquilla de chorro

8 uniones detubería de

revestimientode 75⁄8 pulgadas

Longitud total

Longitud de la extensión

Peso en el fluidode perforación

112 pies [34 m]

85 pies [26 m]

6,200 lbm[2,812 kg]

> BHA recuperable en el Pozo 91 del área Lobo para realizar una operación de perforación rotativadireccional. Las operaciones de perforación direccional con tubería de revestimiento de 7 pulgadas yun sistema RSS requirieron varios componentes innovadores del BHA. Los estabilizadores en tándemcolocados en el interior de la tubería de revestimiento amortiguaron las vibraciones de la perforacióny ayudaron a proteger el DLA. Un motor PDM recto de 6 pulgadas actuó como adaptador espaciadory agregó fuerza de rotación al BHA y a la barrena de manera de poder reducir la rotación de la columnade perforación desde la superficie ante la presencia de vibraciones intensas relacionadas con la per-foración. Por medio de una boquilla de chorro, colocada por debajo del ensanchador, se desvió 20%de fluido de perforación desde la barrena con el fin de balancear el flujo entre el agujero piloto de 61⁄8 pulgadas y el pozo principal de 87⁄8 pulgadas. Los estabilizadores externos de 61⁄16 en tándem, colo-cados por debajo de la boquilla de chorro, redujeron la vibración y el desgaste del ensanchador. Unsistema MWD de diámetro reducido y un sistema rotativo direccional PowerDrive Xtra 475 con unabarrena de PDC completaron el BHA.

namiento las bombas después de una conexión dela tubería de revestimiento, como es prácticahabitual. La atenuación de la señal del sistema detelemetría MWD a través del motor fue de sólo un40 a un 50%, en lugar del 90% esperado.

Después de alcanzar la profundidad de 640 m[2,100 pies], correspondiente al punto de iniciode la desviación, la sección de incremento angu-lar fue terminada según lo planificado. La carrerainicial continuó hasta 1,240 m [4,067 pies], pro-fundidad en la que los picos de presiónindicaron la existencia de un problema, demanera que el BHA fue recuperado con cable. Elmotor se encontraba atascado y la herramientaRSS presentaba una fuga, o agujero, pero semantenía operativa. No se volvió a correr unmotor PDM. La unidad sesgada del sistema RSSfue reemplazada y la perforación siguió adelantepero a menor velocidad. Además, resultaba difí-cil mantener la rotación desde la superficie porencima de 60 rpm sin el motor.

Esta segunda carrera finalizó cuando llegó allugar un motor de reemplazo. El motor fue incor-porado para la tercera carrera, restaurando el BHAa la configuración del diseño inicial. La perfora-ción prosiguió a lo largo de 61 m [200 pies], antesde que la ROP se redujera significativamente.Cuando se extrajo el BHA, los perforadores obser-varon que el pequeño estabilizador situado pordebajo de los patines de las aletas del ensanchadorera más grande que la barrena; 61⁄4 pulgadas enlugar de 61⁄8. Este estabilizador sobredimensionadofuncionó hasta encontrar formaciones más duras.

El ensanchador fue reemplazado y la perfora-ción continuó sin inconvenientes hasta alcanzar1,652 m [5,420 pies], profundidad en la que latubería de revestimiento experimentó atas-camiento por presión diferencial. Direccional-mente, se terminaron la sección de incrementoangular y la sección de giro y se inició la reduc-ción angular hasta alcanzar la vertical. La perfo-ración continuó hasta los 1,939 m [6,360 pies].Las dos instancias de tiempo no productivo acae-cidas en el pozo direccional 91, un estabilizadorsobredimensionado y la tubería atascada, agrega-ron aproximadamente 85 horas al tiempo total deperforación.

Ahora el pozo tenía un ángulo de inclinaciónde 4°. Una caída de presión indicó la presencia deuna fuga en el BHA. La inspección de superficietambién reveló una fuga en la conexión entre laboquilla de chorro y el estabilizador en tándemexterno. La boquilla de chorro fue removida delBHA y la perforación continuó hasta la TD; esdecir, 2,118 m [6,950 pies].

La utilización de tubería de revestimientopara la perforación de pozos mejora la eficiencia

operacional porque elimina los viajes de lastuberías y reduce las dificultades inesperadasasociadas con la bajada de la tubería de revesti-miento en una operación independiente. Laexperiencia de ConocoPhillips en el Pozo 91demostró que la tecnología RSS resulta efectivapara la perforación direccional con tubería derevestimiento en pozos de menos de 81⁄2 a 97⁄8 dediámetro en los que el desempeño del motorPDM es limitado (próxima página).

Para perforar direccionalmente con tuberíade revestimiento, se deben encarar los asuntosrelacionados con la selección de la barrena queson comunes en la perforación direccional concolumna de perforación convencional y sistemasRSS. Las barrenas se eligen en base a su capaci-dad de corte lateral para el control direccional ysu estabilidad para reducir las vibraciones exce-sivas. Los componentes hidráulicos de labarrena y las boquillas del BHA también debenser balanceados de manera que las tasas de flujode fluido, tanto en el agujero piloto como en elpozo de diámetro completo, permanezcan den-tro de los rangos óptimos para lograr la limpiezaefectiva de la barrena y del pozo y operar los sis-temas MWD y las herramientas PDM o RSS.

Si la superficie del pozo es irregular o rugosa ysu trayectoria es tortuosa, la rigidez de la tuberíade revestimiento puede contribuir a incrementarel esfuerzo de torsión. Las fuerzas laterales y lasfuerzas de torsión son mayores que con la colum-na de perforación porque los tubulares de mayortamaño pesan más y poseen un diámetro de rota-ción más grande. Los diseños de las sartas derevestimiento para la perforación de pozos direc-cionales requieren mayor centralización que enlos pozos verticales.

Además, la centralización de la tubería derevestimiento desempeña un rol importante en loque respecta a la limpieza efectiva del pozo y lareducción de las vibraciones de la columna de per-foración y los episodios de atascamiento de latubería. La limpieza del pozo y el atascamientodiferencial aumentan en los pozos direccionales alincrementarse los ángulos de inclinación. Es pre-ciso extremar los cuidados para evitar laexistencia de largos períodos de tiempo en los quela tubería de revestimiento o bien el BHA seencuentren estacionarios sin circulación de fluido.

La técnica de entubación durante la perfora-ción, y en mayor medida la perforación de pozosdireccionales con tubería de revestimiento, aún seencuentran en las primeras fases de su desarrollo.Los procedimientos y las prácticas se irán optimi-zando a medida que aumente la experiencia de losoperadores con estas nuevas tecnologías.

Una gama de aplicaciones en expansiónLos operadores de EUA y Canadá han perforadopozos verticales comerciales con tuberías derevestimiento cuyos tamaños oscilan entre 41⁄2 pul-gadas y 133⁄8 pulgadas. El pozo más profundoperforado hasta la fecha alcanzó una profundidadun tanto superior a 3,959 m [13,000 pies]. Se hanperforado pozos direccionales con tuberías derevestimiento y motores direccionales; sinembargo, es difícil lograr operaciones exitosas enagujeros de menos de 81⁄2 pulgadas porque la utili-zación de un motor PDM más pequeño hace que elesfuerzo de torsión suministrado para la perfora-ción resulte subóptimo.

La experiencia adquirida con las pruebas dela tecnología rotativa direccional durante la per-foración con tubería de revestimiento en pozosverticales y direccionales demostró que un sis-tema RSS de 43⁄4 pulgadas puede perforarefectivamente agujeros de 81⁄2 pulgadas con tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas. El controldireccional en el agujero piloto es suficientepara guiar los ensanchadores de mayor diámetroy la tubería de revestimiento hacia un objetivodireccional. Schlumberger está realizandoactualmente pruebas de campo de un sistemaRSS de diámetro ultra reducido de 31⁄4 pulgadaspara perforar con tubería de revestimiento de 6pulgadas, 51⁄2 pulgadas o 5 pulgadas.

La adquisición de registros de pozos para laevaluación de formaciones constituye una consi-deración clave a la hora de evaluar la técnica deentubación durante la perforación. Dado que latubería de revestimiento permanece en el pozodespués de alcanzar la TD, los operadores debenidentificar los mejores métodos de registro deestos pozos con el fin de extraer el máximo prove-cho de la técnica de entubación durante laperforación y sus capacidades y, de este modo,reducir el tiempo no productivo del equipo de per-foración. Actualmente, existen cuatro opciones:correr registros con cable en agujero descubiertoconvencionales, correr herramientas de adquisi-ción de registros almacenados en la memoria dela herramienta en BHA recuperables, correr unsistema LWD en el BHA para perforación o correrlos nuevos sistemas de adquisición de registroscon cable que registran propiedades de la forma-ción detrás del revestimiento.

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22. Aulia K, Poernomo B, Richmond WC, Wicaksono AH,Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault G, VanderWal P,Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall A, Rosa M y Sharbak D: “Medición de la resistividad detrás del reves-timiento,” Oilfield Review 13, no. 1 (Verano de 2001): 2–25.Bellman K, Bittner S, Gupta A, Cameron D, Miller B, Cervantes E, Fondyga A, Jaramillo D, Pacha V, Hunter T,Salsman A, Kelder O, Orozco R y Spagrud T: “Evaluacióny control de yacimientos detrás del revestimiento,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 2–9.

Otoño de 2005 65

registros almacenados en la memoria de laherramienta o registros adquiridos durante laperforación, permitiendo que los operadoresminimicen el tiempo no productivo del equipode perforación mediante la evaluación de losintervalos potencialmente productivos luego dealcanzar la TD sin extraer o manipular la tuberíade revestimiento. Además de obtener medicio-nes de resistividad, porosidad, sónicas, dedensidad volumétrica, litología, neutrón pulsadoy presión de yacimiento, los servicios ABC inclu-yen el muestreo de los fluidos de formación.22

La capacidad de perforar pozos direccionaleshace que la técnica de entubación durante laperforación resulte atractiva para aplicacionesmarinas, en áreas con propensión a los proble-mas de pérdida de circulación cuya perforacióncon los procesos y técnicas convencionalesresultaba previamente antieconómica. Ya seestán implementando modificaciones de los sis-temas actuales para extender la técnica deentubación durante la perforación a aplicacio-nes en áreas de aguas profundas. La mayoría delas sartas de revestimiento utilizadas en aguasprofundas se emplazan como tuberías de revesti-miento cortas. Se están desarrollando diversasestrategias para aplicar la experiencia con BHArecuperables a la perforación con tubería derevestimiento corta.

Existen numerosas aplicaciones potencialesque requieren avances adicionales en términosde equipos y técnicas. Ya se han iniciado activida-des de investigación y desarrollo para posibilitarla ejecución de operaciones de perforación encondiciones de bajo balance utilizando tubería derevestimiento y perforación con aire. Una claraventaja de la utilización de tubería de revesti-miento para la perforación con aire y en condi-ciones de bajo balance es que los pozos no tienenque ser balanceados con lodo más pesado, o aho-garse, para extraer la columna de perforación.

En el futuro, podrá utilizarse esta técnica paraperforar pozos de alta presión y alta temperatura(HPHT, por sus siglas en inglés) y pozos geotérmi-cos. La combinación de la técnica de entubacióndurante la perforación con los tubulares expansi-bles finalmente proveerá una solución única entérminos de construcción de pozos; sin embargo,su puesta en práctica exigirá que se superen obs-táculos adicionales. A medida que las operacionesde perforación direccional con tubería de revesti-miento se tornan más comunes, es probable quelas presiones del mercado fomenten el desarrollode sistemas y tecnologías adicionales para ser uti-lizados específicamente en aplicaciones de entu-bación durante la perforación. —MET

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0 4 62 8 10 12 14 16 18 20Tiempo, días

Pozo 83TD de la tubería de revestimiento

de producción de 7 pulgadas

Pozo 91Pozo 79

Perforación rotativa hastael punto de comienzo dela desviación

Punto de comienzo de la desviación

Reemplazo del motor PDM de 43⁄4 pulgadaspor un motor PDM de 51⁄2 pulgadas

Reducción del ángulo Reemplazo del motorPDM direccional por el BHA rotativo

Tubería de revestimiento de superficie de 95⁄8 pulgadas hasta la TD

> Tiempo de perforación versus profundidad para los pozos 91, 79 y 83 del área Lobo. El pozo direccio-nal 91 (azul) y el pozo vertical cercano 79 (rojo) fueron comparables a lo largo de aproximadamente1,372 m [4,500 pies]. Se utilizó un total de 132 uniones de tubería de revestimiento para perforar direc-cionalmente el Pozo 91, frente a las 128 uniones utilizadas para el pozo vertical 79. La ROP, estimadaunión por unión para el pozo direccional fue sólo un 10% inferior a la ROP en el Pozo 91; sin embargo,la técnica de perforación con tubería de revestimiento y un sistema RSS permitió un ahorro sustan-cial de tiempo, en comparación con el Pozo 83 (negro), que se perforó utilizando tubería de revesti-miento y un motor PDM direccional.

Para correr registros en agujero descubierto oregistros almacenados en la memoria de la herra-mienta, la tubería de revestimiento debe serelevada e introducida en la tubería de revesti-miento previamente cementada. La tubería derevestimiento debe dejar libre la zona de interéspero no debe extraerse completamente del pozo.Si se produce un golpe de presión durante laadquisición de registros, se puede eliminar porcirculación en sentido descendente hacia elextremo superior del tramo descubierto del pozo.Pero si el pozo colapsa, no será posible adquirirun registro a lo largo del intervalo entero.

Los registros almacenados en la memoria dela herramienta se adquieren cuando la tubería derevestimiento se extrae e introduce en la sarta derevestimiento precedente mediante el desplieguede las herramientas de adquisición de registrosen un BHA recuperable, después de recuperar elarreglo de perforación. Este enfoque garantizaque se pueda registrar y evaluar la totalidad deltramo descubierto del pozo. La circulación conti-nua de fluido mantiene frías las herramientas deadquisición de registros y reduce la posibilidad deque se produzca un golpe de presión durante laadquisición de registros.

El empleo de herramientas LWD en pozos ver-ticales durante la ejecución de operaciones deperforación con tubería de revestimiento eliminala necesidad de extraer la tubería de revesti-miento antes de la adquisición de registros. Noobstante, la incorporación de herramientas LWDen un BHA recuperable adiciona costos, peso ylongitud, lo que debe balancearse frente a losriesgos de la recuperación con cable y los proble-mas de vibración presentes en las extensiones deBHA más largas.

La nueva tecnología ahora hace posible laadquisición de registros detrás de la tubería derevestimiento. Los servicios de la herramienta deAnálisis Detrás del Revestimiento ABC deSchlumberger constituyen una alternativa, eficazdesde el punto de vista de sus costos, con res-pecto a la evaluación de formaciones medianteregistros adquiridos en agujero descubierto,

Azhar Ali se desempeña como ingeniero del segmentode Servicios al Pozo de PETRONAS Carigali Sdn Bhd(PCSB) y reside en Kerteh, Malasia. Sus responsabili-dades incluyen la implementación, monitoreo y super-visión de la ejecución de programas de adquisición dedatos de pozos, programas de implementación de laintegridad y de rectificación de pozos y actividadesasociadas con el mejoramiento de la producción. Esresponsable de proteger los pozos frente a los peligrosoperacionales y de posibilitar la perduración, continui-dad y seguridad de la producción. Antes de ingresar enPCSB en el año 2001, Azhar trabajó en BJ Servicescomo asistente de operaciones de cementación en elcampo de ExxonMobil en Kerteh. Posee un diploma deingeniería petrolera (con mención honorífica) de laUniversidad de Tecnología de Malasia, en Johor Bahru.

Dan Barson se desempeña como especialista geológicosenior para OILEXCO Inc. en Calgary. Sus responsabili-dades incluyen el análisis de la presión hidrodinámica ycapilar, el mapeo de zonas productivas y la evaluaciónde áreas prospectivas. Antes de ingresar en OILEXCOen el año 2005, pasó dos años como consultor indepen-diente para Earth Science Consulting Inc., trabajandoen geología de exploración y en proyectos de adquisi-ción y desinversión en el Golfo de México y en el Mardel Norte. Previamente, trabajó 10 años en una consul-tora con sede en Calgary, desarrollando un programade modelado hidrodinámico de migración de petróleoy aplicándolo a diversos proyectos implementados enCanadá, América del Sur, África del Norte y el Mar delNorte. Dan posee una licenciatura del King’s College,Universidad de Londres, y un doctorado de la Univer-sidad de Alberta, Edmonton, Canadá, ambos en geología.

Craig H. Bivins fue presidente de Bivins EnergyCorporation, Dallas, desde 1980, y actualmente sededica a la preparación, manejo y operación de progra-mas de exploración y desarrollo y de áreas prospecti-vas que se encuentran ubicadas principalmente en lacuenca Texas Este. Estos proyectos incluyen un impor-tante programa de desarrollo de gas en la ArenaCotton Valley de edad Jurásico, en el Condado deHarrison, un programa de exploración de petróleo ygas de las Formaciones Rodessa/Pettit de edadCretácico Inferior, ubicadas en la estructura ChandlerRidge Turtle, en los Condados de Henderson y Smith, yun programa de desarrollo de gas en la Arena Bossierdel Jurásico, en los Condados de Freestone y Navarro.Además, Craig participó en otros proyectos implemen-tados en Texas Oeste, Nuevo México, Oklahoma,Luisiana y la Costa del Golfo de Texas. Posee undiploma BBA en finanzas, mercadeo y bienes raíces dela Universidad Metodista del Sur, en Dallas.

Curtis G. Blount se desempeña como supervisor depozos y asesor especialista en operaciones de interven-ción de pozos con fines de remediación y es ademásasesor en tecnología de tubería flexible (CT, por sussiglas en inglés) para ConocoPhillips Alaska Inc. enAnchorage. Ha participado activamente en actividadesde investigación de sistemas de tubería flexible y dedesarrollo de tecnología aplicada, durante más de 20años. Curtis es coautor de más de 30 artículos técnicos

y posee 20 patentes. Fue conferencista distinguido dela SPE sobre tecnología de perforación con CT, co-pre-sidió la Mesa Redonda de las SPE/ICoTA y presentó elSeminario de Tecnología Aplicada sobre Perforacióncon Tubería Flexible de la SPE. Integra el comité edito-rial de la publicación Journal of Petroleum Technology.

Curtis Boney es gerente de desarrollo de negocios delsegmento de Servicios de Producción de Pozos yServicios de Tubería Flexible de Schlumberger para elGeoMarket* de América del Norte y América del Sur(NSA). Residente en Sugar Land, Texas, EUA, proveesoporte para soluciones de tubería flexible y estimula-ción de pozos a los clientes de NSA. Curtis ingresó enla compañía, por ese entonces Dowell, en 1974 comoingeniero de ventas de servicios, supervisando las ope-raciones de estimulación y cementación. Desde enton-ces, ha ocupado numerosos cargos de soporte y manejotécnico relacionados con operaciones de cementacióny estimulación en todo Texas y Nuevo México, EUA.Obtuvo una licenciatura en ingeniería agrícola en laUniversidad Técnica de Texas en Lubbock.

Rod Christensen es vicepresidente de exploración deOILEXCO Inc., en Calgary, y actualmente está desarro-llando un portafolio de actividades de perforación con-centrado en el Mar del Norte, con varias áreasprospectivas de perforación exploratoria programadasen el año 2005. Además, está trabajando en los planesde perforación de tres pozos horizontales en el yaci-miento Brenda. Desde 1993 fue presidente de CuestaEnergy Inc., donde proveyó servicios de consultoría yservicios geológicos a diversas compañías petrolerasantes de ingresar en OILEXCO en el año 2005. Durantesus 26 años de carrera, a Rod se le han atribuido diver-sos descubrimientos, incluyendo el Campo Kisbey, elCampo Heward, el Campo North Browning, el yaci-miento Carlyle North y el yacimiento Steppe/NorthManor. Posee un diploma BA en zoología y una licen-ciatura en ciencias geológicas de la Universidad deWashington en Seattle, EUA.

Eric Decoster obtuvo un diploma de ingeniería de laEcole Centrale de París y una maestría en ingenieríacivil de la Universidad de Wisconsin, Madison, EUA.Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo enMedio Oriente, en el año 1978. En 1996, después dedesempeñar tareas de interpretación de registros ymercadeo en diversos lugares del mundo, Eric se con-virtió en petrofísico principal para el área deVenezuela-Trinidad, con base en Caracas. En tal carác-ter, supervisa el soporte petrofísico para todos los ser-vicios de operaciones con cable de Schlumberger,concentrándose fundamentalmente en métodos deresonancia magnética nuclear y espectroscopía y en laadquisición de registros de resistividad.

John Engels es representante técnico senior de trata-mientos de estimulación para Anadarko Petroleum, TheWoodlands, Texas, y reside en Houston. Trabaja con todoslos equipos de ingeniería de producción y los equipos acargo de los activos de Anadarko, en temas relaciona-dos con tratamientos de estimulación y ventas. Ingresóen la compañía en 1996 como ingeniero de campoespecialista en operaciones de fracturamiento en

Hassi Messaoud, Argelia. Permaneció allí como inge-niero técnico de distrito especialista en tratamientos defracturamiento hasta ser transferido a Houston comocampeón de productos para fluidos de fracturamiento enel año 2000. Antes de ocupar su cargo actual en 2004, tra-bajó en Sugar Land, Texas, como director de ingenieríade soporte técnico y como ingeniero senior de soporte alas operaciones de estimulación. John posee una licen-ciatura en ingeniería civil de la Universidad del Sur deFlorida, Tampa, EUA.

Eugene O. Fielder trabaja para Devon Energy y estáradicado en Oklahoma City, Oklahoma, EUA. Es super-visor del segmento de Ingeniería de Operaciones parala Cuenca Fort Worth del norte de Texas. Ingresó enDevon en el año 2002 como supervisor de ingeniería deyacimientos después de pasar varios años en la indus-tria, en la compañía Mitchell Energy, y ha trabajado eningeniería de yacimientos e ingeniería de producciónen el Campo Barnett Shale desde 1995. Eugene obtuvouna licenciatura en ingeniería petrolera de laUniversidad A&M de Texas, College Station.

Kyle R. Fontenot es gerente de operaciones deConocoPhillips en Venezuela. Obtuvo una licenciatura yuna maestría en ingeniería petrolera de la UniversidadEstatal de Luisiana y posee 18 años de experiencia enperforación, en las compañías BP y ConocoPhillips, enoperaciones llevadas a cabo en el Golfo de México,Nueva Zelanda, Venezuela, Indonesia, Noruega, el Mardel Norte y Texas. Kyle ha trabajado como supervisor eingeniero local en equipos de perforación terrestres,plataformas, plataformas autoelevadizas, barcazas deperforación, plataformas sumergibles y semisumergibles,embarcaciones de perforación para aguas profundas yequipos de perforación con tubería de revestimiento.Previamente, se desempeñó como ingeniero principalpara el Equipo de Perforación con Tecnología de AguasProfundas y como coordinador de operaciones de pozospara la Unidad de Negocios de Texas Sur.

Chris Fredd es gerente de productos de operacionesde estimulación de Schlumberger para América delNorte y América del Sur (NSA), en Sugar Land, Texas,donde provee soporte técnico para operaciones decampo y clientes y maneja el Laboratorio de Soporte alCliente en Operaciones de Estimulación NSA. Estáconcentrado en la resolución de problemas relaciona-dos con los clientes, el abordaje de asuntos competiti-vos, la evaluación e introducción de nueva tecnología yel soporte de estándares de calidad de los servicios.Además está a cargo de la provisión de entrenamientotécnico para el personal de laboratorio y el personal decampo. Chris ingresó en Schlumberger como ingenierode planta en 1997, trabajando en el mejoramiento dela limpieza de los fluidos de fracturamiento y en la eva-luación de la tecnología de acidificación. Posterior-mente, se desempeñó como gerente de laboratorio delos laboratorios de distrito del sur de Texas. Obtuvouna licenciatura de la Universidad de Clarkson,Potsdam, Nueva York, EUA, y una maestría y un docto-rado de la Universidad de Michigan, en Ann Arbor,EUA, todos en ingeniería química.

Colaboradores

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Tim Gorham se desempeña como ingeniero de petró-leo para Chevron North America Exploration andProduction y reside en McKittrick, California, EUA.Actualmente trabaja como ingeniero de producciónpara el Equipo Técnico de Cymric. Tim ha trabado enel Valle de San Joaquín, principalmente en produc-ción, terminación y estimulación de pozos de gas ypetróleo liviano. Posee una licenciatura y una maestríaen ingeniería petrolera de la New Mexico Tech enSocorro.

Jim Grau trabaja en el Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, enlos diversos problemas de extracción de informacióncon herramientas de adquisición de registros de espec-trometría de rayos gamma. Ingresó en Schlumbergeren 1977 después de obtener una licenciatura en físicade la ingeniería de la Universidad de Toledo, Ohio,EUA, y una maestría y un doctorado en física nuclearde baja energía de la Universidad de Purdue, LafayetteOeste, Indiana, EUA.

Udit Kumar Guru trabaja como campeón de dominiopetrofísico de Schlumberger para el GeoMarket deÁfrica Oriental y el Mediterráneo Oriental. Con resi-dencia en El Cairo, brinda soporte para satisfacer lasnecesidades de interpretación petrofísica e introducenuevas tecnologías para clientes. Antes de trasladarsea El Cairo, se desempeñó como campeón de dominiopara el GeoMarket de India, brindando soporte deinterpretación para operaciones en aguas profundas.Udit obtuvo una maestría en geofísica de exploracióndel Instituto de Tecnología Indio en Kharagpur. Luegopasó 15 años como petrofísico en una compañía deexploración y producción antes de ingresar enSchlumberger.

Michael Herron se desempeña como asesor científico,en aplicaciones de métodos geoquímicos y estadísticospara problemas de interpretación de yacimientos en elCentro de Investigaciones Doll de Schlumberger enConnecticut. Antes de ingresar en Schlumberger en1982, estudió la estratigrafía química de núcleos dehielo polar como parte de su trabajo doctoral en laUniversidad Estatal de Nueva York, en Buffalo, dondeobtuvo un doctorado en ciencias geológicas. Mikeposee además un diploma BA en química de laUniversidad de California en San Diego.

Susan Herron se desempeña como gerente de progra-mas para el Programa Nuclear, en el departamento deFísica de Sensores del Centro de Investigaciones Dollde Schlumberger en Connecticut, desde 1998. Este pro-grama se centra en el desarrollo de nueva tecnología ysistemas de medición y en el modelado nuclear conénfasis en sistemas de espectroscopía nuclear y en laadquisición de registros sin fuentes. Desde su ingresoen la compañía en 1984, trabajó principalmente en eldesarrollo de aplicaciones de espectroscopía nuclear.Además desarrolló técnicas de interpretación paracuantificar la litología y las propiedades de la matriz apartir de las concentraciones elementales e integrar laespectroscopía nuclear con los registros convencionalespara lograr una operación de evaluación de formacionesrápida. Susan posee un diploma BA en geología de laUniversidad de Tufts en Medford, Massachusetts, EUA, yuna maestría y un doctorado en ciencias geológicas dela Universidad Estatal de Nueva York en Buffalo.

Stephen Hill reside en Sugar Land, Texas y se desem-peña como ingeniero senior, en el segmento deServicios de Tubería Flexible de Schlumberger, dentrodel grupo CoilSOLUTIONS, donde actualmente es res-ponsable del desarrollo de herramientas del proyectoBridgeFRAC. Sigue proveyendo soporte para el serviciodiseñado de remoción del relleno PowerCLEAN* y esel representante de sistemas de tubería flexible tantopara los proyectos de Perforación e Investigación de laUniversidad de Tulsa como para el Consorcio deTecnología de Tubería Flexible de la Universidad deOklahoma. Antes de ingresar en la compañía en el año2000, Stephen trabajó como asistente de investigacióngraduado en el Instituto de Tecnología de Georgia,Atlanta, EUA, y como ingeniero para el InstitutoNacional de Normas y Tecnología de Gaithersburg,Maryland, EUA. Obtuvo una licenciatura en cienciasgenerales del Morehouse College de Atlanta y unalicenciatura, una maestría y un doctorado en ingenie-ría mecánica del Instituto de Tecnología de Georgia.

Martín Jordán se desempeña como petrofísico en elDepartamento de Yacimientos de la División CentralSur de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), dondesus responsabilidades incluyen la provisión de soportetécnico en la evaluación petrofísica y geológica de lospozos perforados en la Cuenca de Apure, incluyendo elCampo Guafita. Se graduó como ingeniero en geologíaen la Universidad de Oriente, en Ciudad Bolívar,Venezuela, y comenzó su carrera como ingeniero decampo especialista en operaciones con cable y analistade registros para Halliburton en Las Morochas,Venezuela. En el año 2001, Martín ingresó en elDepartamento de Yacimientos de PDVSA en Barinas,Venezuela, donde impulsó el empleo de numerosas tec-nologías nuevas, tanto en agujero descubierto como enpozo entubado, para mejorar la evaluación de reservasy la recuperación final.

Tobias Judd se desempeña como ingeniero técnico delsegmento de Servicios al Pozo de Schlumberger para elGeoMarket de México y América Central (MCA) y resideen Ciudad de México. Es responsable de la implementa-ción de iniciativas de fracturamiento hidráulico y de laoptimización de la producción para las operaciones dePEMEX (Petróleos Mexicanos). Además provee soportetécnico para los contratos de servicios al pozo. Tobiasingresó en la compañía en el año 1997 como ingenierode campo especialista en tratamientos de estimulaciónen El Tigre, Venezuela. Además trabajó en diversas loca-lizaciones de Argentina y Brasil como ingeniero a cargo,ingeniero especialista en fracturamiento del segmentode servicios de diseño y evaluación para clientes DESC*y gerente de servicios de campo, antes de ocupar sucargo actual en el año 2004. Es graduado de laUniversidad de Colorado, Boulder, EUA, con una licen-ciatura en ingeniería química.

John Lassek es gerente de desarrollo de productospara Schlumberger en Sugar Land, Texas. Sus respon-sabilidades incluyen el manejo de las introduccionesde nuevos productos y servicios en el mercado, el enfo-que en el desarrollo de planes de negocios y el merca-deo, entrenamiento y documentación para cadaproducto. Después de obtener una licenciatura eningeniería petrolera de la Universidad de Alaska,Fairbanks, EUA, ingresó en la compañía, en Texas

Oeste, como ingeniero de campo a cargo de la ejecu-ción de operaciones de cementación y estimulación depozos. Trabajó en Indonesia y en el Mar de Java comoespecialista en operaciones de estimulación antes deser transferido a Oklahoma como ingeniero técnico dedistrito y luego como gerente de ingeniería regionalresponsable de los proyectos de cementación, estimu-lación y operaciones con tubería flexible para US LandEast. También se desempeñó como líder de proyectostécnicos para el segmento de Servicios de Datos yConsultoría de Schlumberger y fue responsable de laevaluación de las operaciones de terminación depozos. En el año 2004, John fue transferido a Houstoncomo campeón de productos para productos de fluidosinnovadores antes de ocupar su cargo actual.

Bill Lesso es asesor de operaciones de perforación contubería de revestimiento y realiza tareas para el seg-mento de Perforación y Mediciones de Schlumbergeren Houston. Actualmente trabaja en ConocoPhillips,en el despliegue de técnicas de perforación direccio-nal con tubería de revestimiento en Noruega y China.Ingresó en la compañía en 1976 como ingeniero decampo en Dayton, Texas, luego de obtener una licen-ciatura en ingeniería mecánica de la Universidad deTexas en Austin. Desde entonces, Bill ha ocupadodiversas posiciones en los segmentos de operacionescon cable, servicios al pozo y perforación y mediciones.Ha manejado proyectos de perforación horizontal ygeonavegación en Malasia, Reino Unido, AméricaLatina y en varios lugares de EUA. Se involucró en lasoperaciones de perforación con tubería de revesti-miento después de ocupar una posición como visitanteen el Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra.

M. J. Loveland es supervisora del sector de Integridaddel Pozo para ConocoPhillips en Kuparuk, Alaska. Hatrabajado en la industria durante 15 años, ocho de loscuales transcurrieron en Kuparuk, ocupando diversasfunciones relacionadas con ingeniería analítica deoperaciones e ingeniería de producción. Obtuvo unalicenciatura en ingeniería petrolera de la Universidadde Wyoming, Laramie, EUA.

Thomas M. Maher es gerente de geología de ApacheEgypt Companies y reside en El Cairo. Es responsabledel manejo de los esfuerzos geológicos asociados conlas actividades de prospección y evaluación petrofísicay con las operaciones para el programa de exploraciónactiva de Apache en el desierto occidental de Egipto.Ingresó en Apache Corporation en 1986 y, antes deocupar su cargo actual en el año 2002, trabajó en Tulsacomo geólogo de planta, gerente de geociencias ygerente de exploración y desarrollo para la región con-tinental de EUA. Thomas posee una licenciatura engeología de la Universidad de Massachusetts enAmherst, una maestría en geología de la Universidadde Miami en Oxford, Ohio, y un diploma MBA de laUniversidad de Phoenix en Tulsa.

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Shahril Mokhtar se desempeña como ingeniero téc-nico de distrito para Schlumberger, y reside en AbuDhabi, Emiratos Árabes Unidos (UAE, por sus siglas eninglés). Antes de ocupar esta posición en junio de 2005,se desempeñó como ingeniero DESC para PETRONASCarigali Sdn Bhd (PCSB) en Kemaman, Malasia. Fueresponsable de los proyectos técnicos y comerciales dePCSB y Carigali Triton Operating Company, incluyendolos sistemas de tubería flexible PowerCLEAN yLiteNET. Ingresó en Schlumberger en el año 2001 comoingeniero de campo especialista en sistemas de tuberíaflexible y trabajó en Malasia, Indonesia, Emiratos Ára-bes Unidos, Escocia y Tailandia. Shahril obtuvo unalicenciatura (con mención honorífica) en ingenieríamecánica e ingeniería de diseño aeronáutico de laUniversidad de Brighton en Inglaterra.

Jessica Pedota se desempeña como ingeniera gene-ral de campo e ingeniera DESC para el sector deServicios de Intervención de Pozos de Schlumbergeren Anchorage, donde está a cargo de la redacción delos procedimientos correspondientes al manteni-miento de la integridad del pozo y otras operaciones,incluyendo líneas electrónicas, cementación y siste-mas de tubería flexible. Además provee asistencia téc-nica en operaciones con tubería flexible para lasoperaciones de BP en Prudhoe Bay, Alaska. Jessicaingresó en la compañía como ingeniera de campo enel año 2002, en Prudhoe Bay, luego de realizar algunaspasantías en Prestonsburg, Kentucky, EUA, y enPrudhoe Bay/Kenai. Posee una licenciatura en inge-niería química de la Universidad Tecnológica deMichigan en Houghton.

Jai Pokhriyal es el campeón de productosPowerCLEAN para Schlumberger, en Sugar Land,Texas. Comenzó su carrera como ingeniero de perfora-ción en tierra firme y en áreas marinas, en Oil andNatural Gas Corporation Ltd., India, y posteriormentese desempeñó como asistente de investigación en laUniversidad de Wyoming, en Laramie. Posee unalicenciatura en ingeniería mecánica del Colegio deTecnología Maulana Azad, en Bhopal, India, y unamaestría en ingeniería petrolera de la Universidad deWyoming. Jai ingresó en Schlumberger como inge-niero de campo en 1997, en Alice, Texas, dondediseñó, ejecutó y evaluó los servicios de cementación.Posteriormente trabajó como líder de la célula deoperaciones de cementación y como gerente de servi-cios de campo en el sector de cementación en áreasmarinas, antes de ser transferido al sector de servi-cios de producción de pozos y sistemas de tubería fle-xible en el año 2004.

Mads Rødsjø reside en Stavanger y trabaja como inge-niero de perforación y líder del equipo de Solucionespara la Integridad del Pozo, para BP Norge AS. Es res-ponsable de la entrega y el diseño de todas las sartasde tuberías de revestimiento y tuberías de revesti-miento cortas en el desarrollo Valhall Flank (VFD) delMar del Norte. Mads ingresó en la compañía en el año2002 después de obtener una maestría en geocienciasy en tecnología del petróleo de la Universidad deCiencia y Tecnología de Noruega en Trondheim. Antesde ocupar su cargo actual, trabajó como ingeniero deperforación en áreas marinas, como director de opera-ciones con tubería flexible en tierra firme, en el desa-rrollo VFD, y como ingeniero especialista enterminación de pozos en áreas marinas.

Radovan Rolovic se desempeña como ingeniero prin-cipal para el Centro de Tecnología Stonehouse deSchlumberger en Stonehouse, Inglaterra, donde tra-baja en el desarrollo y la fabricación de sistemas deperforación rotativa direccional de avanzada para apli-caciones de fondo de pozo. Ingresó en la compañía en1997 como ingeniero senior y líder de proyectos para elgrupo de Desarrollo de Productos para Sistemas deTubería Flexible de Dowell en Rosharon y Sugar Land,Texas. Trabajó en el desarrollo de nuevos productos,incluyendo el sistema de tratamiento asistido por com-putadora con tubería flexible CoilCAT*, el programa dediseño y evaluación de la tubería flexible CoilCADE*, elsistema de inhibición del almacenamiento de la tube-ría flexible PipeSAVER* y el servicio PowerCLEAN. Fuetransferido al segmento de Perforación y Medicionesde Schlumberger en el año 2004. Radovan posee unalicenciatura de la Universidad de Montenegro enPodgorica, una maestría de la Universidad de Belgrado,Serbia y Montenegro, y un doctorado de la Universidadde Tulsa, todos en ingeniería mecánica.

Erik Rylander es campeón de productos deSchlumberger para el sistema de evaluación pretrofí-sica DecisionXpress* y reside en Clamart, Francia.Ingresó en la compañía en 1995 como ingeniero decampo junior en Duncan, Oklahoma, y luego fue trans-ferido a Guinea Ecuatorial y Nigeria como ingenierode campo (entre 1996 y 1997). Pasó los cuatro añossiguientes como ingeniero de campo especialista en elempleo del Probador Modular de la Dinámica de laFormación MDT*, en Gulf Coast Special Services.Antes de ocupar su cargo actual en el año 2004, sedesempeñó tres años como gerente de servicios decampo en ese lugar. Erik obtuvo una licenciatura eningeniería, con especialización en ingeniería eléc-trica, de la Escuela de Minas de Colorado en Golden.

Alfredo E. Sánchez Mogollón se desempeña comoingeniero DESC de Schlumberger, concentrándose enservicios de fracturamiento para PEMEX Exploración yProducción y Petróleo Brasileiro SA (PETROBRAS) enReynosa, México. Provee soporte interno, incluyendo eldiseño y la evaluación de tratamientos de estimulaciónpor fracturamiento, revisiones periódicas de la calidadde los servicios y rastreo y mantenimiento de bases dedatos. Comenzó su carrera en el segmento de Serviciosal Pozo de Schlumberger, en el año 2000, como inge-niero de campo en Rock Springs, Wyoming. Trabajó enreología de fluidos y análisis de laboratorio y coordinólas brigadas de fracturamiento además de desempe-ñarse como líder de la célula de Servicios deProducción de Pozos antes de ser transferido aReynosa en el año 2003. Alfredo obtuvo una licencia-tura en ciencias de los materiales e ingeniería de laUniversidad Simón Bolívar en Caracas.

Chakib Sbiti es vicepresidente ejecutivo deSchlumberger Oilfield Services (OFS). Maneja eldesarrollo de la tecnología de campos petroleros ytodas las operaciones del segmento de negocios OFS anivel mundial. Antes de ocupar este cargo en el año2003, fue presidente, para Medio Oriente y Asia, delsegmento OFS de Schlumberger, durante dos años.También se desempeñó como director de personal delsegmento de Servicios de Campos Petroleros en Parísy como vicepresidente de Wireline & Testing paraEuropa, África y el Mediterráneo. Chakib ingresó enSchlumberger en 1981 como ingeniero de campo des-pués de estudiar ingeniería eléctrica en Francia.

R. D. (Bob) Strickler reside en Houston y se desem-peña como ingeniero de perforación de planta para laUnidad de Negocios de Texas Sur de ConocoPhillips.Actualmente, está involucrado en la planificación ylas operaciones del Programa de Perforación conTubería de Revestimiento de ConocoPhillips. Ingresóen Conoco en 1988 y posee 27 años de experiencia enplaneación, supervisión y manejo de operaciones deproducción y perforación. Ha trabajado en áreas mari-nas, áreas de aguas someras y áreas terrestres en EUAy el resto del mundo. Bob posee una licenciatura entecnología del petróleo.

Phil Sullivan se desempeña como ingeniero principaldel segmento de Servicios al Pozo de Schlumberger, enSugar Land, Texas, donde está trabajando en el mejo-ramiento del control de pérdidas de fluidos para losfluidos de fracturamiento, colaborando con los investi-gadores del Centro de Investigaciones deSchlumberger en Cambridge, Inglaterra, y en laUniversidad de Princeton, Nueva Jersey, EUA. Desdesu ingreso en la compañía en el año 1994 como inge-niero de desarrollo para Dowell, ha trabajado en siste-mas de fluidos, fluidos de transporte asistidos porfibras, fluidos de fracturamiento libres de polímerosClearFRAC* y operaciones de limpieza con tubería fle-xible. Phil posee una licenciatura de la Universidad deVirginia en Charlottesville, EUA, y una maestría y undoctorado de la Universidad de Purdue en LafayetteOeste, Indiana, todos en ingeniería mecánica.

Lloyd Tabor es gerente de cuentas de Schlumbergerpara Devon Energy en Oklahoma City, Oklahoma. Allí,es responsable de la puesta en marcha, el soporte y lacomunicación en red de todo el negocio deSchlumberger en las divisiones de EUA occidental ycentral de Devon. Después de obtener una licencia-tura en ingeniería química de la Universidad Estatalde Luisiana en Baton Rouge, ingresó enSchlumberger, entonces Dowell, como ingeniero decampo en Lafayette, Luisiana. Trabajó en diversaslocalizaciones como ingeniero de desarrollo, gerentede operaciones e ingeniero de ventas senior del seg-mento de servicios de campos petroleros antes deocupar su cargo actual. Durante su carrera, Lloyd tra-bajó en operaciones de cementación y fracturamientoy en la implementación de nueva tecnología y fue res-ponsable de la introducción del servicio de estimula-ción a través de la tubería flexible CoilFRAC* y losfluidos ClearFRAC ante Equitable Resources yColumbia Energy en el este de EUA.

Ariel Valenzuela Muñoz trabaja para PEMEX enReynosa, México, donde está a cargo delDepartamento de Optimización de los Tratamientos deFracturamiento. Después de obtener un diploma eningeniería petrolera del Instituto Politécnico Nacionalde Ciudad de México, ingresó en la compañía en 1985para trabajar en ingeniería petrolera, producción,reparación y terminación de pozos. Antes de ocupar sucargo actual, Ariel fue asignado al departamento dediseño y operaciones de disparos donde fue responsa-ble del diseño, supervisión y evaluación de los trata-mientos de fracturamiento hidráulico en la Cuenca deBurgos.

68 Oilfield Review

Tommy M. Warren es director del segmento deInvestigación e Ingeniería de Tecnología dePerforación con Tubería de Revestimiento de TescoCorporation en Houston. Ingresó en Tesco en 1999 des-pués de haber trabajado 26 años en Amoco, en opera-ciones e investigación de trabajos de perforación. Sustareas de investigación relacionadas con la mecánicade las barrenas de tricono, mecánica de barrenas dearrastre, perforación direccional, mecánica de sartasde perforación, sistemas de perforación de alta veloci-dad, mecánica de rocas y el sistema Casing Drilling®,condujo a la publicación de 60 artículos técnicos y 35patentes. Tommy obtuvo una licenciatura y una maes-tría en ingeniería de minerales de la Universidad deAlabama, Tuscaloosa, EUA, y en 1994 fue seleccionadocomo Becario Distinguido en Ingeniería de laUniversidad de Alabama. Fue presidente de laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE1999 y Conferenciante Distinguido de la SPE en 1999 yactualmente es presidente electo del comité de coordi-nación de Publicaciones de la SPE y miembro delcomité de programas de la Conferencia de Perforaciónde las IADC/SPE. Recibió el Premio de Ingeniería dePerforación de la SPE 1997.

Xiaowei Weng se desempeña como ingeniero de desa-rrollo senior de Schlumberger, en el Departamento deAplicaciones de Ingeniería, en Sugar Land, Texas. Esresponsable del soporte de ingeniería y modelado parael desarrollo de programas de computación en lasáreas de fracturamiento hidráulico, fracturamientoácido y limpieza de pozos con tubería flexible. Antesde ingresar en la compañía en 1999, trabajó comoingeniero senior en tecnología de fracturamiento ysoporte de diseño de campo para ARCO E&PTechnology. Xiaowei posee una licenciatura de laUniversidad de Ciencia y Tecnología de China enHefei, y una maestría y un doctorado de la Universidadde Texas en Austin, todos en ingeniería mecánica.

Jim White es asesor petrofísico para Schlumberger UKy reside en Aberdeen. Provee soporte de interpreta-ción para los nuevos sensores operados con cable queestán siendo desplegados actualmente en el Mar delNorte. Luego de ingresar en la compañía en 1974, pasócuatro años como ingeniero de campo en MedioOriente. Desde entonces ocupó diversas posiciones demanejo de campo, mercadeo y soporte de interpreta-ción en Escocia, Dinamarca y Noruega, donde tambiéntrabajó como consultor para la Dirección del Petróleode Noruega. Durante los últimos 15 años, ha desarro-llado una extensiva base de conocimientos de métodosde evaluación de formaciones utilizando los sensoresmás modernos de adquisición de registros durante laperforación y los sensores operados con cable, particu-larmente en lo que respecta a su aplicación a los yaci-mientos del noroeste de Europa. Jim posee unalicenciatura en física del Colegio Imperial de Ciencia,Tecnología y Medicina de Londres.

Dean Willberg se desempeña como gerente de progra-mas senior e ingeniero principal para el Centro deServicios de Productos de Pozos de Schlumberger enMoscú y en el Centro de Tecnología de Novosibirsk,donde trabaja en el desarrollo de tecnologías de frac-turamiento hidráulico y estimulación de pozos. Ingresóen la compañía en el Centro de Tecnología de Tulsa en1996 como ingeniero de desarrollo de productos y pos-teriormente trabajó en desarrollo de productos en elCentro de Productos de Sugar Land, Texas. Dean poseeuna licenciatura de la Universidad de Alberta enEdmonton y un doctorado del Instituto de Tecnologíade California en Pasadena, ambos en química.

Wei Zhou es gerente de ventas del segmento deServicios al Pozo de Schlumberger para el GeoMarketde China, Japón, Corea y Taiwán (CHG) y reside enBeijing. Antes de ocupar este cargo, se desempeñócomo ingeniero DESC para BP en Stavanger, dondeproporcionó soporte técnico para la herramienta deSoluciones Automatizas Eficientes y Más Seguras conTubería Flexible CT SEAS* y para las unidades detubería flexible convencionales asociadas con la opera-ción del Campo Valhall de BP. Introdujo y diseñó el sis-tema de limpieza de pozos PowerCLEAN para elproceso de limpieza de apuntalante posterior al fractu-ramiento para el desarrollo Valhall Flank. Ingresó enDowell Schlumberger en 1997, en Shekou, China, comoingeniero de campo especialista en tubería flexible yluego trabajó en Prudhoe Bay, Alaska, como ingenierogeneral de campo antes de trasladarse a Stavanger.Obtuvo una licenciatura en ingeniería de laUniversidad de Tsinghua en Beijing.

Próximamente en Oilfield Review

Manejo de yacimientos de gas condensado. Unfluido de gas condensado retrógrado condensa hidro-carburo líquido cuando el fluido cae por debajo de supresión de rocío. La condensación puede producirse enla formación, creando un banco de condensado quereduce la producción o puede tener lugar en el pozo,cargándolo con la fase más pesada y requiriendo amenudo una operación de intervención para mantenerla producción. Este artículo describe los esfuerzos rea-lizados por mantener la productividad de los pozosindependientemente de la declinación de la presión deyacimiento.

Las presiones de las operaciones de perforación yproducción. El desarrollo de la presión geofísica estáenraizado en los comienzos de la Tierra. Millones deaños más tarde, las compañías de exploración y pro-ducción (E&P, por sus siglas en inglés) pronostican,miden y manejan la presión durante las operaciones deperforación de pozos y producción de yacimientos. Esteartículo examina el desarrollo de los sistemas de geo-presión y luego analiza el riesgo y las interdependen-cias de la presión de formación en lo que respecta alas operaciones de perforación, producción y recupera-ción de hidrocarburos. Algunos ejemplos de campomuestran cómo los perforadores e ingenieros están uti-lizando técnicas de avanzada para el pronóstico, detec-ción y manejo de la presión, permitiendo que los pozosse perforen en forma más segura y se posicionen conmayor precisión y que los yacimientos sean manejadospara lograr la máxima recuperación de petróleo y gas.

Evaluación de formaciones durante la perforación.Ahora se ha establecido un estándar más elevadopara las operaciones de evaluación de formacionesdurante la perforación. El diseño de una nueva herra-mienta innovadora hace posible la ejecución de eva-luaciones de formaciones exhaustivas sin el empleode fuentes radioactivas químicas, reduce el tiempo deequipo de perforación utilizado para conectar y desco-nectar el arreglo de fondo de pozo y posibilita laobtención de velocidades de penetración más eleva-das durante la adquisición de registros. Destacado eneste artículo, el collar integrado de adquisición deregistros durante la perforación proporciona nuevasmediciones, además de significativas ventajas en tér-minos de seguridad y eficiencia, a los equipos a cargode los activos de las compañías de todo el mundo.

Otoño de 2005 69

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.Casing Drilling® es una marca registrada de Tesco Corporation.

70 Oilfield Review

• Proporciones inusuales: Estadoscríticos y el poder de la línea recta

• El trabajo de muchas manos: Elcrecimiento de las firmas

• Ingrese en el club: Alianzas ennegocios y política

• Multitudes en el valle de lasdecisiones: Influencia colectiva ycambio social

• La colonización de la cultura:Globalización, diversidad ysociedades sintéticas

• Pequeños mundos: Redes que nosunen

• Tejiendo la Red: La forma delespacio cibernético

• Orden en el Edén: Aprendiendo acolaborar

• La victoria de Pavlov: ¿Es buena lareciprocidad para nosotros?

• Hacia la utopía: El paraíso, elinfierno y la planeación social

• Epílogo: Llamada a escena

• Notas, Bibliografía, Índice

Unas 17 páginas de notas, unabibliografía que consta de 13 páginasy un índice compuesto por 16 páginasconforman este libro fascinante, queinteresa tanto a científicos como ahumanistas de todo nivel …Altamenterecomendable.

Howard WE III: Choice 42, no. 4

(Diciembre de 2004): 681.

NUEVAS PUBLICACIONES

Masa crítica: Cómo una cosa conduce a otraPhilip Ball Farrar, Straus y Giroux19 Union Square WestNueva York, Nueva York 10003 USA2004. 520 páginas. $27.00ISBN 0-374-28125-4

Cubriendo una amplia variedad de tó-picos, este libro describe sucintamenteel valor del estudio científico en lo querespecta a mejorar la comprensión delcomportamiento humano. Mediante lainvestigación de enfoques innovadorespara dar cuenta del comportamientosocial a través de la aplicación defórmulas tomadas de la física, el autorexplica cómo algunos teóricos socialesestán utilizando los descubrimientosrelacionados con el movimientomolecular y la formación de cristalespara predecir el comportamiento dediversos grupos humanos, incluyendomultitudes de entusiastas de fútbol ygrupos de peatones.

Contenido:

• Introducción: Aritmética política

• Evocando a Leviatán: El mundobestial de Thomas Hobbes

• Fuerzas menores: La filosofíamecánica de la materia

• La ley de los números grandes:Regularidades que resultan de laaleatoriedad

• El gran Ah-Whoom: Porqué ciertascosas suceden todas al mismotiempo

• Acerca del crecimiento y la forma:El surgimiento de la forma y laorganización

• La marcha de la razón: Azar ynecesidad en el movimientocolectivo

• En el camino: La dinámicainexorable del tránsito

• Ritmos del mercado: La temblorosamano oculta de la economía

• Factores de suerte: Porqué lainteracción importa a la economía

medios continuos, óptica no lineal,difracción, radiación de partículasmóviles y la teoría clásica de loselectrones. Además ofrece ejemplos yejercicios de problemas tomados de lafísica de la materia condensada, lafísica de partículas, la óptica y la físicaatómica.

Contenido:

• Prólogo

• Cinemática relativista

• Mecánica relativista y teoría decampo

• Campos electromagnéticosindependientes del tiempo

• Ondas electromagnéticas

• Técnicas de Fourier y cuánticavirtual

• Materiales macroscópicos

• Medios dispersivos lineales

• Óptica no lineal

• Difracción

• Radiación de partículas relativistas

• Partículas fundamentales enelectrodinámica clásica

• Apéndice, Índice

La principal contribución de estelibro …es la inclusión de seccionessobre óptica no lineal y lásers, temasraramente analizados en los libros deelectrodinámica clásica. El libroprovee además varios problemas queresultarán de utilidad tanto para elalumno…como para el instructor….

También le servirá al alumno quedesee trascender los límites del cursoregular de electrodinámica paragraduados.

Javier González H: The Industrial Physicist 10,

no. 3 (Junio–Julio de 2004): 33–34.

La autora, una ex geóloga de campo delServicio Geológico de EUA, fue ademásprofesora de geología y oceanografíaantes de convertirse en escritora de fic-ción y no ficción. Falla de despegue essu segunda novela de misterio relacio-nada con la geología, que tiene comoprotagonista a Frankie MacFarlane, ungeólogo residente en Tucson que se invo-lucra en la resolución de un asesinato.Al igual que su primer libro, Asambleade la Muerte, este trabajo incluye des-cripciones de la historia natural, los pai-sajes y la geología de Arizona.

En otra novela de misteriorelacionada con la geología—lasegunda de la geóloga Susan CumminsMiller—el geólogo de Tucson, FrankieMacFarlane, investiga su segundoasesinato …. Se trata de un texto divertido y de fácillectura intercalado con algo de ciencia.

Geotimes 50, no. 1 (Enero de 2005): 47.

La Tierra: Una

Problemas modernos enelectrodinámica clásicaCharles A. BrauOxford Universidad Press198 Madison AvenueNueva York, Nueva York 10016 USA2004. 594 páginas. $99.95ISBN 0-19-514665-4

Concebido como libro de texto paraestudiantes universitarios de nivelsuperior/graduados principiantes y comoreferencia para investigadores cientí-ficos, este libro aborda una amplia gamade tópicos de la física moderna—elec-trostática, magnetostática, ondas,

Falla de despegueSusan Cummins MillerTexas Tech Universidad PressBox 41037Lubbock, Texas 79409 USA2004. 235 páginas. $24.95ISBN 0-89672-520-0

historia profundaRichard ForteyAlfred A. Knopf, una división de Random House201 E. 50th StreetNueva York, Nueva York 10022 USA2004. 429 páginas. $30.00ISBN 0-375-40626-3

Los Alpes, las Tierras Altas de Escocia,Terranova y las Trampas Deccan en laIndia se encuentran entre los destinosdel autor a medida que explica la teoríade la tectónica de placas para dar cuen-ta de la formación de los continentes ylos océanos. Richard Fortey, paleontólo-go senior del Museo de Historia Naturalde Londres, ha escrito una serie deensayos relacionados, que proporcionanla visión de nuestro planeta y su histo-ria geológica que posee una personainformada.

71Otoño de 2005

Contenido:

• Arriba y abajo

• La isla

• Océanos y continentes

• Los Alpes

• Las placas

• Cadenas montañosas antiguas

• El dólar

• Rocas calientes

• Líneas de fallas

• La antigüedad de los días

• Portada

• Cosas profundas

• Vista del mundo

• Lectura complementaria, Índice

Éste es quizás el aspecto másvalioso del libro para el lector profe-sional: tener a la vista la secuencia his-tórica de los trabajadores quedesarrollaron los postulados funda-mentales de la formación de montañas,el tiempo geológico, y demás temas afi-nes, constituye un verdadero placer.Fortey ha escrito un libro verdadera-mente ameno tanto para el lector pro-fesional como para el lego—merece serleído por quienes tengan interés en lasciencias naturales.

Strother PK: Choice 42, no. 8 (Abril de 2005): 1429.

mezclando las historias de muchasotras mujeres que también realizaronaportes significativos en relación conlas ciencias.

Contenido:

• Pandora/Eva/Minerva: Prólogo;Mujeres/Ciencia; Lady Philosophy/Francis Bacon

• A la sombra de gigantes: Elisabeth deBohemia/René Descartes; AnneConway/Gottfried Leibniz; Émilie duChâtelet/Isaac Newton

• Ciencia local: Jane Dee/John Dee;Elisabetha Hevelius/Johannes Hevelius; Caroline Herschel/WilliamHerschel; Marie PaulzeLavoisier/Antoine Lavoisier

• Bajo el estandarte de la ciencia: Priscilla Wakefield/Carl Linnaeus;Mary Shelley/Victor Frankenstein;Epílogo

• Notas, Bibliografía, Índice

Socavando el concepto deheroísmo en la ciencia, el libro LosPantalones de Pandora representa unahistoria subordinada de la ciencia ensu mejor momento. Las historias queha recogido Fara deberían fomentar larecuperación y la reconsideración delos aportes de muchos otros traba-jadores científicos hoy olvidados.

Gopinathan A: Science 307, no. 5709

(28 de enero de 2005): 522.

temas abordados se encuentra unaexposición razonable básica para elaprovechamiento de la energía renova-ble (tal como biomasa, hidroelectrici-dad, sistemas geotérmicos y sistemasbasados en las mareas) y algunos de lossistemas más promisorios, incluyendola radiación solar, la energía fotovoltai-ca y la energía eólica. También se anali-zan los aspectos económicos de losrecursos de energía renovable.

Contenido:

• Energía, cambio climático y fuentesde energía renovable

• Radiación solar

• Sistema de calentamiento de aguatermo-solar

• Energía fotovoltaica

• Energía eólica

• Economía

• Programas de simulación y el discocompacto del libro

• Apéndice, Bibliografía, Índice

Excelentes ilustraciones y gráficasson complementadas por un disco com-pacto que muestra todas las figuras dellibro más 19 programas decomputación relevantes. La biblio-grafía es extensiva. Esta obra estádestinada a todos los investigadoresdel dilema energético del mundo.

Comer JC: Choice 42, no. 9 (Mayo de 2005): 162.

actual del conocimiento geológico.Mediante la utilización de relatos detestigos y de los nuevos descubrimien-tos científicos, los autores cuentan lahistoria de los terremotos y presentanteorías sobre sus causas, exponiendosucintamente cómo los sismos de NewMadrid contribuyeron a la creación dela sismología moderna.

Contenido:

• Los terremotos de New Madrid: ElMundo Enloquecido; Sueños, Presa-gios y Guerra; Los Péndulos y LosGenios

• Los buscadores de sismos: Mitos,Mapas y Máquinas; Descubrimientode Fallas; Adelantos en Geofísica

• Mirando hacia atrás, mirando haciaadelante: Zanjas de Hundimiento,Penachos y Yacimientos; El Arte dela Predicción; Falsos Profetas; La Recuperación de New Madrid

• Notas, Índice

Este libro está escrito para que sulectura sea disfrutada tanto porcientíficos como por quienes nopertenecen a este ámbito y, en estesentido, resulta absolutamente exitoso.…Contiene excelentes explicacionesdel desarrollo de los métodos sísmicospara el estudio de los sismos. Además,provee referencias de publicacionestécnicas y no técnicas ….

Haberfield J: AAPG Bulletin 89, no. 4

(Abril de 2005): 551–552.

Los pantalones de Pandora:Mujeres, ciencia y poder en laIlustraciónPatricia Fara PimlicoRandom House20 Vauxhall Bridge RoadLondres SW1V 2SA Inglaterra2004. 224 páginas. $20.00 (edición económica)ISBN 1-8441-3082-7

Escrito por una historiadora de lasciencias de la Universidad deCambridge, el libro rastrea la participa-ción de la mujer en la ciencia europeaen los siglos XVII y XVIII. La autora haseleccionado ocho mujeres cuyas vidasse entrelazaron con las de científicosfamosos durante la Ilustración, entre-

Comprensión de los sistemas de energía renovableVolker QuaschningEarthscan Publications Ltd.8-12 Camden High StreetLondres NW1 0JH Inglaterra 2005. 272 páginas. $39.95 edicióneconómica; $155.00 tapa duraISBN 1-8440-7128-6

Este libro provee información básicasobre varios sistemas de energía reno-vable, incluyendo su función y utilidaden diversas aplicaciones. Esta versiónactualizada, en idioma inglés, del textoclásico de 1998 incluye un disco com-pacto con simulaciones computarizadasque sirven de soporte al texto. Entre los

El grande: El sismo que estremeció a la América primitiva y ayudó a crearuna cienciaJake Page y Charles OfficerHoughton Mifflin Company215 Park Avenue SouthNueva York, Nueva York 10003 USA2004. 239 páginas. $24.00ISBN 0-618-34150-1

Los tres sismos de mayor magnitud quesacudieron el sector continental deEstados Unidos tuvieron lugar en 1811 y1812 cerca de New Madrid, Missouri.Este libro proporciona un raconto brevede la sismología y constituye un libro delectura elemental sobre el estado